Электроснабжение производственного цеха скачать бесплатно на Диплом IQ

–PAGE_BREAK–2.1 Характеристика потребителя электроэнергии

Потребителями электроэнергии являются электроприемники цеха- промышленное оборудование установленное в соответствии с технологией цеха.

1) Конвейеры SPн = 350 кВт.

2) Краны SPн = 250 кВт.

3) Металлообрабатывающие станки SPн = 200 кВт.

4) Вентиляторы SPн = 100 кВт.

5) Прочая нагрузка SPн = 200 кВт.

Согласно заданию нагрузки потребители второй категории составляют 60%.

Потребители 2 категории 40%.

Краны работают в повторно- кратковременном режиме, а остальные приемники в длительном.
2.2 Анализ электрических нагрузок
Электрические нагрузки отдельных электрических приемников цеха зависят от технологического режима работы проводимых механизмов, аппаратов.

Изменение электрических нагрузок электроприемников всех звеньев системы электроснабжения во времени изображают в виде графиков нагрузки.

Суточный график нагрузки приведен в таблице 1.

Таблица 1.

Номер ступени

Продолжение таблицы 1.

Период времени, час

0-2

2-4

4-8

8-10

10-14

14-16

16-17

17-19

19-21

21-24

P, %, Pм

100

40
продолжение
–PAGE_BREAK–

По суточному графику нагрузки определяем

1) Суточный расход электроэнергии Waсут:

Wа сут=SPм ∙ tn сут = Р0-2 ∙ t0-2 + P2-4∙ t2-4 + P4–8∙ t4–8 + P8-10∙ t8-10+ P10-14·∙ t10-14+P14-16∙t14-16+P16-17∙t16-17+P17-19∙t17-19 + P19-21∙t19-21 + P21-24∙t21-24 = 2∙40+2∙100+4∙60+2∙90+4∙50+2∙70+1∙50+2∙80+2∙100+3∙40= 1570 кВт

где Wа сут — суточный расход электроэнергии

Рм — мощность каждого периода времени

tn сут — продолжительность каждого периода времени в сутки (час)

2) Определим коэффициент загрузки графика Кз.г.

Кз.г. = Wа сут / 2400= 1570 / 2400= 0,65 (2.1.)

Рабочие дни (3 смены по 8 часов) 300 дней

Траб = 300 ∙ 24 = 7200

Нерабочие дни- 65 дней Тнраб = 65 ∙ 24 = 1560

Таблица 2

Номер ступени

Р%, Рм
Число часов
Число часов в год tn год

300 х 2 = 600

100

300 х 2 = 600

300 х 4 = 1200

300 х 2 = 600

300 х 4 = 1200

Продолжение таблицы 2.

300 х 2 = 600

300 х 1 = 300

300 х 2 = 600

100

300 х 2 = 600

300 х 3 = 900

По годовому графику нагрузки определяется:

1) Годовой расход электроэнергии Wа год

Wа год =SРn∙ tnгод (2.2.)

где Wа год – годовой расход электроэнергии;

Рn– мощность каждого периода времени;

tnгод– продолжительность каждого периода времени в год (час)

Wа год = 40 ∙ 600 + 100 ∙ 600 + 60 ∙ 1200 + 90 ∙ 600 + 50 ∙ 1200 + 70 ∙ 600 + 50 ∙ 300 + 80 ∙ 600 + 100 ∙ 600 + 40 ∙ 900= 471000 кВт

1) Число часов, используемых максимумов нагрузки Тmax

Тmax=Wа год / Рn= 471000 / 100 = 4710 час (2.3.)

где Wа год – годовой расход электроэнергии

Рn – мощность каждого периода времени

2) Время максимума потерь t

t= (0,124 + Т / 10000)2 ∙ 8760 (2.4.)

где t— время максимальных потерь

Т — число максимальных нагрузок (час)

t= (0,124 + 1200 / 10000)2 ∙ 8760 = 521;

t= (0,124 + 900 / 10000)2 ∙ 8760 = 401;

t= (0,124 + 600 / 10000)2 ∙ 8760 = 296;

t= (0,124 + 300 / 10000)2 ∙ 8760 = 207;
продолжение
–PAGE_BREAK–2.3 Выбор рода тока и напряжения

Основными группами электроприемников, составляющими суммарную нагрузку объектов, являются электродвигатели производственных механизмов, сварочные установки, печные и силовые трансформаторы, электрические печи, выпрямительные установки, светильники всех видов искусственного света и др.

По роду тока различаются электроприемники, работающие: от сети переменного тока нормальной промышленной частоты f = 50 Гц; от сети

переменного тока повышенной или пониженной частоты; от сети постоянного тока.

По напряжению электроприемники классифицируются на две группы:

1) Электроприемники, которые могут получать питание непосредственно от сети 3,6 и 10 кВ.

2) Электроприемники, питание которых экономически целесообразно на напряжение 380-660 В.

Отдельные потребители электроэнергии исполняют для питания высокоскоростных электродвигателей токов повышенной частоты 180-400 Гц.

В данном цехе питание осуществляется от сети напряжением 380 В и частотой тока 50 Гц.
2.4 Расчет электрических нагрузок

Расчет электронагрузок производится с целью рассчитать электрочасть, т.е. выбрать электрические аппараты и токоведущие части на всех участках системы электроснабжения, а также для выбора числа и мощности трансформаторов, на которые должно быть равномерно распределена электрическая нагрузка.

Электрические нагрузки промышленных предприятий определяется выбор всех элементов системы электроснабжения. Поэтому правильное определение электрических нагрузок является решающим фактором при проектировании и эксплуатации сетей.

Расчет начинают с определения максимальной мощности каждого электроприемника независимо от его технического процесса.

Расчет производится по формуле.

Pmax = SPном ∙ Kс (2.5.)

Где Pmax – максимальная расчетная мощность

Кс — коэффициент спроса

Рном – номинальная мощность приемника

Pmax = 350 ∙ 0,2 = 70 кВт.

Pmax = 250 ∙ 0,2 = 50 кВт.

Pmax = 200 ∙ 0,2 = 40 кВт.

Pmax = 100 ∙ 0,7 = 70 кВт.

Pmax = 200 ∙ 0,65 = 130 кВт.

Затем производится расчет средней мощности нагрузки по формуле

Рсм=Рmax∙Кз.г. (2.6.)

где Рсм – средняя мощность нагрузки (кВт)

Рmax – максимальная активная мощность (кВт)

Кз.г. – коэффициент загрузки графика

Рсм =70 ∙ 0,57 = 39,9 кВт.

Рсм = 50 ∙ 0,57 = 28,5 кВт.

Рсм = 40 ∙ 0,57 = 22,8 кВт.

Рсм = 70 ∙ 0,57 = 39,9 кВт.

Рсм = 130 ∙ 0,57 = 74,1 кВт.

Рассчитать реактивную среднюю мощность по формуле

Qсм = Рсм ∙ tg j (2.7.)

где Qсм – реактивная средняя мощность (кВар)

Рсм – средняя мощность нагрузки (кВт)

Qсм = 39,9 ∙ 1,73 = 69 кВар.

Qсм = 28,5 ∙ 1,73 = 49,3 кВар.

Qсм = 22,8 ∙ 1,33 = 30,3 кВар.

Qсм = 39,9 ∙0,75 = 29,9 кВар.

Qсм = 74,1 ∙ 0,86 = 63,7 кВар .

Реактивная максимальная мощность Qmax

Qmax = Qсм (2.8.)

где Qсм – реактивная средняя мощность (кВар)

Qmax – реактивная максимальная мощность (кВар)

Qmax = 69 кВар.

Qmax = 49,3 кВар.

Qmax = 30,3 кВар.

Qmax = 29,9 кВар.

Qmax = 63,7 кВар.

Определим сумму активной и реактивной мощности

SPmax = Pmax1+Pmax2+Pmax3+Pmax4+Pmax5 (2.9.)

где SPmax – сумма активной мощности (кВт)

Pmax1- Pmax5 – максимальная активная мощность (кВт)

SPmax = 39,9+28,5+22,8+39,9+74,1= 205,2 кВт

SQmax=Qmax1+ Qmax2 + Qmax3 + Qmax4 + Qmax5 (2.10.)

где SQmax – сумма максимальной реактивной мощности (кВар)

Qmax1- Qmax5 – максимальная реактивная мощность (кВар)

SQmax = 69+49,3+30,3+29,9+63,7= 242,2 кВар

Полная максимальная мощность Smax

Smax = (2.11)

Где Smax – полная максимальная мощность (кВ∙А)

SPmax – сумма максимальной активной мощности (кВт)

SQmax – сумма максимальной реактивной мощности (кВар)

Smax = √205,22 + 242,22 = 317,4 кВ∙А
продолжение
–PAGE_BREAK–2.5 Компенсация реактивной мощности

Электрическая сеть представляет собой единое целое, и правильный выбор средств компенсации для сетей промышленного предприятия напряжением до 1000 В, а так же в сети 6-10 кВ можно выполнить при совместном решении задач.

На промышленных предприятиях основные потребители реактивной мощности присоединяются к сетям до 1000 В. Компенсация реактивной мощности потребителей может осуществляться при помощи синхронных двигателей или батарей конденсаторов, присоединенных непосредственно к сетям до 1000 В, или реактивная мощность может передаваться в сети до 1000В со стороны напряжением 6-10 кВ от СД, БК, от генераторов ТЭЦ или сети энергосистемы.

При выборе компенсирующих устройств подтверждается необходимость их комплексного использования как для поддержания режима напряжения в сети, так и для компенсации реактивной мощности.

Мощность Qкб компенсирующего устройства (кВар) определяется как разность между фактической наибольшей реактивной мощностью Qм нагрузки потребителя и предельной реактивной мощностью Qэ представляемой предприятию энергосистемой по условиям режима ее работы:

Qкб = Qм – Qэ = Pmax [(tg jм- tg jэ)] (2.12)

где Qкб – расчетная мощность конденсаторной установки (кВар)

Qм – средняя активная нагрузка по цеху за максимально загруженную смену (кВар)

Qэ – реактивная мощность передаваемая предприятию из энергосистемы (кВар)

Рассчитаем мощность конденсаторной установки, для этого воспользуемся формулой:

Qкб= 205,2 ∙ (0,73 — 0,33) = 82,1 кВар (2.12)

Sм = (2.13)

где Sм – полная мощность конденсаторной установки (кВ∙А)

SPmax – суммарная активная мощность (кВт)

SQmax – суммарная реактивная максимальная мощность (кВар)

Qкб – мощность конденсаторной установки (кВар)

Sм =√205,22 + (242,2-81,1)2 = 260,3 кВ∙А
2.6 Выбор типа и числа подстанций. Выбор числа и мощности трансформаторов
Выбор типа и схемы питания подстанций, а также числа трансформаторов обусловлен величиной и характером электрических нагрузок.

ТП должны размещаться как можно ближе к центру потребителей. Для этого должны применяться внутрицеховые подстанции, а также встроенные в

здание цеха или пристроенные к нему ТП, питающие отдельные цехи (корпуса) или части их.

ТП должны размещаться вне цеха только при невозможности размещения внутри него или при расположении части нагрузок вне цеха.

Число и мощность трансформаторов выбираются по перегрузочной способности трансформатора. Для этого по суточному графику нагрузки потребителя устанавливается продолжительность максимума нагрузки t (4) и коэффициент заполнения графика Кз.г. = Sср / Smax, где Sср и Smax – средняя и максимальная нагрузка трансформатора. По значениям Кз.г. и t определяется коэффициент кратности допустимой нагрузки [1; стр. 222]

Кн = Smax / Sном = Imax / Iном (2.14)

В данном проекте Кн = 1,23

Кн = 1,16 т.к. tmax = 4

Рассчитаем номинальную мощность трансформатора с учетом коэффициента кратности допустимой нагрузки и максимальной мощности с учетом расчетной мощности конденсаторной батареи

Sном тр-ра = Smax / Кн = 260,3 / 1,16 = 224,4 кВ∙А (2.15)

Произведем технико-экономическое сравнение между трансформатором типа ТМ 160/10 и ТМ 250/10

SII =0,4 ∙ Smax = 0,4 ∙ 260,3 = 104,1 (2.16)

0,4 т.к. SII = 40%

1) Smax / 2 Sнт = 260,3 / 320 = 0,81 (2.17)

2) Smax / 2 Sнт = 260,3 / 500 = 0,52 (2.18)

Решения для заполнения таблицы трансформатора типа ТМ 250/10

t находится по формуле t = (0,124+Тст/10000)2 ∙ 8760

t1 = (0,124 + 600 / 10000)2 ∙ 8760 = 296; t2 = 296;

t3 = (0,124 + 1200 / 10000)2 ∙ 8760 = 521; t4 = 296; t5 = 521; t6 = 296;

t7 = (0,124 + 300 / 10000)2 ∙ 8760 = 207;

t8 = 296; t9 = 296;

t10 = (0,124 + 900 / 10000)2 ∙ 8760 = 401;

Кзт – коэффициент загрузки трансформатора, определяется в два действия:

1) К = Smax / 2 Sнт = 260,3 / 500 = 0,52 (2.19)

2) Кзт1 = Р% / К = 0,4 / 0,52 = 0,7

Кзт2 = 1/0,52 = 1,92 Кзт8 = 0,9/0,52 = 1,73

Кзт3 = 0,6/0,52 = 1,15 Кзт9 = 1/0,52 = 1,92

Кзт4 = 0,9/0,52 = 1,73 Кзт10 = 0,4/0,52 = 0,77

Кзт5 = 0,5/0,52 = 0,96

Кзт6 = 0,7/0,52 = 1,35

Кзт7 = 0,5/0,52 = 0,96

Данные трансформаторов по потерям приведены в таблице 3.

Таблица 3

Тип трансформатора

Потери кВт

Iх%

Uк%

Цена трансформатора, руб.

DРхх

DРк

ТМ-160/10

0,45

3,1

1,9

4,5

30000

ТМ-250/10

0,61

4,2

1,9

4,5

40000

DW1.1 = n [(D Pхх + Кип ∙ Iх / 100 х Sнт) ∙ Тгод + Кз2 (D Рк + Кип ∙ Uк / 100 ∙ ∙ Sнт) t] = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 600 + 0,72 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) 296] = 2847 кВт∙ч/год

D W1.2 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 600 + 1,922 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 296] = 12923 кВт∙ч/год

D W1.3 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 1200 + 1,152 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/ 100 ∙ 250) ∙ 521] = 9942 кВт∙ч/год

D W1.4 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 600 + 1,732 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 296] = 10736 кВт∙ч/год

D W1.5 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 1200 + 0,962 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 521] = 7717 кВт∙ч/год

D W1.6 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 600 + 1,352 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 296] = 7047 кВт∙ч/год

D W1.7 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 300 + 0,962 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 207] = 2683 кВт∙ч/год

DW1.8 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 600 + 1,732 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 296] = 10737 кВт∙ч/год

DW1.9 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 600 + 1,922 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 296] = 12923 кВт∙ч/год

DW1.10 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 900 + 0,772 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 401] = 4485 кВт∙ч/год

Решение для заполнения таблицы трансформатора ТМ 160/10 t — будет с такими же значениями, как и у трансформатора типа ТМ 250/10

Кзт – коэффициент загрузки трансформатора определяется в два действия:

К = Smax / 2 Sнт = 260,3 / 320 = 0,81

2) Кзт1 = Р% / К = 0,4 / 0,81 = 0,49

Кзт2 = 1/0,81 = 1,23 Кзт8 = 0,9/0,81 = 1,11

Кзт3 = 0,6/0,81 = 0,74 Кзт9 = 1/0,81 = 1,23

Кзт4 = 0,9/0,81 = 1,11 Кзт10 = 0,4/0,81 = 0,49

Кзт5 = 0,5/0,81 = 0,62

Кзт6 = 0,7/0,81 = 0,86

Кзт7 = 0,5/0,81 = 0,62

D W2.1 = n [( Pхх +Кип ∙ Ix/100 ∙ Sнт) ∙ Тгод + Кз2 ( DРк + Кип ∙ Uк/100 ∙ Sнт) t] = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 600 + 0,492 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 296] = 1448 кВт∙ч/год

D W2.2 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 600 + 1,232 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 296] = 4326 кВт∙ч/год

DW2.3 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 1200 + 0,742 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 521] =3989 кВт∙ч/год

DW2.4 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 600 + 1,112 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙

296] = 3691 кВт∙ч/год

DW2.5 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 1200 + 0,622 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 521] = 3340 кВт∙ч/год

DW2.6 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙160) ∙ 600 + 0,862 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 296] = 2577 кВт∙ч/год

DW2.7 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 300 + 0,622 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 207] = 1060 кВт∙ч/год

DW2.8 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 600 + 1,112 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 296] = 3691 кВт∙ч/год

DW2.9 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 600 + 1,232 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 296] = 4326 кВт∙ч/год

DW2.10 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 900 + 0,492 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 401] = 2093 кВт∙ч/год

n – количество трансформаторов

DР – паспортные данные трансформатора на холостом ходе

Кип – коэффициент равен 0,1 кВт/кВар

Ix – ток на холостом ходе трансформатора, выбирается по таблице

Sнт – номинальная мощность трансформатора

Тгод – период, умноженный на 300

DРк – потери КЗ трансформатора

Uк – потери КЗ трансформатора

D Wгод для трансформатора ТМ250/10

D Wгод = DW1 + DW2 + DW3 + DW4 + DW5 + DW6 + DW7 + DW8 + DW9 + DW10 = 2847 + 12923 + 9942 + 10736 + 7717 + 7047 + 2683 + 10737 + 12923 + 4485 = 82040 кВтч/год

D Wгод для трансформатора ТМ160/10

DWгод = DW1 + DW2 + DW3 + W4 + DW5 + DW6 + DW6 + DW7 + DW8 = 1448 + 4326 + 3989 + 3691 + 3340+ 2577 + 1060 + 3691 + 4326 + 2093 = 30541 кВтч/год

Экономическое сравнение трансформаторов рассчитывается по обоим вариантам.

Сэ = Са + Стр + Сп = Ка / 100 ∙ К + Ктр / 100 ∙ К + Ц ∙ DWгод

где К – капитальные затраты

Сэ – ежегодная стоимость эксплуатационных расходов

Са – стоимость амортизационных отчислений

Ка – процент отчислений на амортизацию 6,3ч6,4 %

Стр – ежегодная стоимость текущего ремонта

Ктр – процент отчислений на текущий ремонт 1%

Сп – стоимость годовых потерь электроэнергии

Ц – цена 1 кВт часа активной электроэнергии 1,35 руб.

Для трансформатора ТМ 250/10

Сэ1 = 6,3/100 ∙ 80000 + 1/100 ∙ 80000 + 1,35 ∙ 82040 = 116594 руб.

Для трансформатора ТМ 160/10

Сэ2 = 6,3/100 ∙ 60000 + 1/100 ∙ 60000 + 1,35 ∙ 30541 = 45610 руб.

Ток = К2 – К1 / Сэ1 – Сэ2 = 124600 – 80720 / 116594 – 45610 = 0,62

По этому, в данном проекте выгодно и экономично использовать трансформатор типа ТМ 160/10, т.е. данный проект используется 2 х 160.

Суточный трансформатор ТМ250/10

DРх = DРк Iх.х. = %Uк = %

№

Период часов

Количество часов

Р мощн. в %

Т длит. ступени

Кзг

D
W =
n [(
D
Pxx + Кип х
Ix
x
Sнт)Тгод + + Кзт(
DРкз + Кип х
Uк х
Sнт)
t]

0-2

600

296

0,49

1448

2-4

100

600

296

1,23

4326

4-8

1200

521

0,74

3989

8-10

600

296

1,11

3691

10-14

1200

521

0,62

3340

14-16

600

296

0,86

2577

16-17

300

207

0,62

1060

17-19

600

296

1,11

3691

19-21

100

600

296

1,23

4326

21-24

900

401

0,49

2093

Суточный трансформатор ТМ160/10

DРх = DРк Iх.х. = %Uк = %

№

Период часов

Количество часов

S мощн. в %

Т длит. ступени

Кзг

D
W =
n [(
D
Pxx + Кип х
Ix
x
Sнт)Тгод + + Кзт(
DРкз + Кип х
Uк х
Sнт)
t]

0-2

600

296

0,49

1448

2-4

100

600

296

1,23

4326

4-8

1200

521

0,74

3989

8-10

600

296

1,11

3691

10-14

1200

521

0,62

3340

14-16

600

296

0,86

2577

16-17

300

207

0,62

1060

17-19

600

296

1,11

3691

19-21

100

600

296

1,23

4326

21-24

900

401

0,49

2093
продолжение
–PAGE_BREAK–2.7 Расчет и выбор питающих и распределительных сетей до 1000В

Для этого определяем Sпо формуле:

Sм = (2.22)

1) Sм = кВа

2) Sм = кВа

3) Sм = кВа

4) Sм = кВа

5) Sм = кВа

Sм – максимальная мощность электроприемника

Pmax– активная мощность электроприемника

Qmax– реактивная мощность электроприемника

Находим ток для каждого приемника по формуле:

I = Sн/ Uн (2.23)

1) I = 98,29 / 657,4 = 149,5 А

2) I = 70,28 / 657,4 = 106,9 А

3) I = 50,18 / 657,4 = 76,3 А

4) I = 72,11 / 657,4 = 109,7 А

5) I = 144,76 / 657,4 = 220,2 А

Iр – рабочий ток на низкой стороне

Uн – номинальное напряжение

Sн – номинальная мощность

Рассчитаем Sэ по формуле:

Sэ = I/ j (2.24)

Кабели с бумажной и провода с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с алюминиевыми жилами j= 1,4

1) Sэ = 149,5 / 1,4 = 106,8

2) Sэ = 106,9 / 1,4 = 76,4

3) Sэ = 76,3 / 1,4 = 54,5

4) Sэ = 109,7 / 1,4 = 78,4

5) Sэ = 220,2 / 1,4 = 157,3

Sэ – экономическое сечение кабеля

I– рабочий ток

j– экономический коэффициент

Выберем СП и СПУ для каждого приемника:

1) Сборка I= 149,5 А СПУ 75 проходит по току 250 А

2) Сборка I= 106,9 А СПУ 75 проходит по току 250 А

3) Сборка I= 76,3 А СПУ 75 проходит по току 250 А

4) Сборка I= 109,7 А СПУ 75 проходит по току 250 А

5) Сборка I= 220,2 А СПУ 75 проходит по току 250 А

Выберем сечение из подсчитанных данных по формуле:

Iдл = 0,9 ∙ Iq (2.25)

Iq– Эл. ток

1. S= 100 мм2

Iдл = 0,9 ∙ 170 = 153 А

2. S= 95 мм2

Iдл = 0,9 ∙ 140 = 126 А

3. S = 35 мм2

Iдл= 0,9 ∙ 95 = 85,5 А

4. S = 95 мм2

Iдл = 0,9 ∙ 95 = 85,5 А

5. S= 120 мм2 два кабеля по 120мм2

Iдл = (0,9 ∙ 200) ∙2 = 360 А
продолжение
–PAGE_BREAK–2.8 Расчет и выбор внутриплощадочной сети выше 1000В

Для того чтобы выбрать внутриплощадочную сеть выше 1000В надо рассчитать по формуле:

Sвн = (2.26)

Sвн – мощность на высоком напряжении кВ∙А

Pвн – активная мощность на высоком напряжении кВт

Qвн – реактивная мощность на высоком напряжении кВа

Определяем активную и реактивную мощность на высокой стороне:

Pвн = Pmax+ DP (2.27)

Qвн=Qmax+ DQ (2.28)

Pmaxи Qmaxберется из п.2.4 но для этого рассчитаем прочую нагрузку и добавим к другим значениям:

Pmax = Smax x cosj (2.29)

Qmax = Pmax x tgj (2.30)

где Pmax– максимальная активная мощность

Qmax– максимальная реактивная мощность

Smax– максимальная прочая нагрузка

cosj— средний косинус

tgj— средний тангенс от среднего косинуса

DP= 0,02 ∙ 2Sнт =0,02∙ 320 = 6,4 кВт (2.31)

DQ= 0,1 ∙2Sнт = 0,1 ∙ 320 = 32 кВар (2.32)

Рвн = 205,2 + 6,4 = 211,6 кВт

Qвн = 242,2 + 32 = 274,2 кВа

Sвн = кВ∙А

Найдем ток на высоком напряжении по формуле:

Iвн=Sвн/ Uн (2.33)

Iвн – ток на высоком напряжении

Sвн – полная мощность

Uн – напряжение на высокой стороне, равной 6 кВ

Iвн = 346,3 / 1,73 ∙ 6 = 33,3 А

Рассчитаем сечение нужное для внутриплощадочной сети

Sэ = Iвн / jэ (2.34)

Sэ = 33,3 / 1,4 = 23,8

Выбираем сечение S= 25 мм2
2.9 Расчет токов короткого замыкания

В электрических установках могут возникать различные виды коротких замыканий, которые сопровождаются с резким увеличением тока. Все электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения, должно быть устойчивым к токам КЗ и выбираться с учетом величин этих токов.

Основными причинами возникновения коротких замыканий в сети могут быть: повреждение изоляции отдельных частей электроустановок; неправильные действия обслуживающего персонала; перекрытия токоведущих частей установок.

Короткое замыкание в сети может сопровождаться: прекращением питания потребителей, присоединенных к точкам, в которых произошло короткое замыкание; нарушение нормальной работы других потребителей, подключенных к неповрежденным участкам сети, вследствие понижения напряжения на этих участках; нарушением режима работы энергетической системы.

Рассмотрим расчет токов короткого замыкания данного проекта.

Для вычисления токов короткого замыкания по расчетной схеме составляют схему замещения, в которой указывают сопротивления всех источников и потребителей, и намечают вероятные точки для расчета токов короткого замыкания.

В данном проекте за базисное напряжение принимается номинальное напряжение Uном = 110 кВ, а за базисную мощность Sб = 100кВ∙А

Схема представляет собой систему неограниченной мощности. В данном случае для трансформаторов, напряжением короткого замыкания Uк = % (дается в каталогах) Uк = 10,5%

Для удобства расчетов токов короткого замыкания применим упрощенную схему замещения для точки К1 (индуктивная)

Расчет токов короткого замыкания произведен в относительных единицах.

-Хвл = x = = 0,008 (2.35)

х = х0l1= 0,099 ∙ 10 = 0,99 (2.36)

Uном=115 т.к. это Uном воздушных линий

-Хтр-ра = х = = (2.37)

х – определяется по величине Uк (Uк 10-3)

Sном = 16 т.к. – это число и мощность трансформаторов ГПП = 2х16000

Хкабеля = хкаб = = (2.38)

Хкаб = 0,08 т.к. для кабельных линий U-ем 6-20 кВ величина х = 0,08 Ом/км

Упрощенная схема замещения для точки К1 (активная)

Rвл = r= = 0,035 (2.39)

r= rl1= 0,43 ∙ 10 = 4,3 (2.40)

r= 0,43 при решении активного сопротивления данного трансформатора, этим сопротивлением можно пренебречь.

-Rкабеля = r= = (2.41)

для кабелей (кабельных линий) U-ем 6-20 кВ величина r= 0,26 Ом/км

Iб – базисный ток, определяемый по выбранной базисной мощности Sб

Iб = = = кА (2.42)

Z– полное сопротивление выраженное в относительных единицах и приведенное к базисной мощности

Z= (2.43)

SХ = 0,96 мОм

SR= 0,265 мОм

Z= мОм

Ток короткого замыкания для точки К1

Iкз1 = Iб / Z= 5,5 / 0,99 = 5,55 кА (2.44)

iударн = к Iк = 1,41 ∙ 1,35 ∙ 5,55 = 10,57 (2.45)

К = Sх / Sr= 0,96 / 0,265 = 3,9

Также как и для точки К1 составляем упрощенную схему для точки К2 (индуктивного сопротивления) и (активного сопротивления)

Сопротивление шин

R= 0,017 Ом/м; х0= 0,31 Ом/м

Sоткл. авт = 200 МВ∙А

Хсист = = = 60,5 мОм (2.46)

Rшин = rl= 0,017 ∙ 10 = 0,17

Х шин = х0l= 0,031 ∙ 10 = 0,31

Iкз2 = = = 5,08 кА (2.47)

SR= 0,435 мОм

SХ = 60,81 мОм

Z= = = 60,8 мОм

= 139,7

I уд = к Iк = 1,41 ∙ 1,3 ∙ 5,08 = 9,3 кА
продолжение
–PAGE_BREAK–

Похожие работы