Электроснабжение предприятия

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Основными потребителями электроэнергии являются различные отрасли промышленности, транспорт, сельское хозяйство. Промышленные предприятия составляют основную часть потребителей, доля которых составляет примерно 70%. Поэтому на современном этапе развития науки в области промышленной электроэнергетики наиболее важными проблемами являются: создание экономичных, надежных систем электроснабжения промышленных предприятий, освещения, автоматизированных систем управления электроприводами и технологическими процессами; внедрение микропроцессорной техники, элегазового и вакуумного электрооборудования, новых комплектных преобразовательных устройств.

Современная рационально выполненная система электроснабжения промышленного предприятия, должна быть, экономичной, надежной, безопасной, удобной в эксплуатации, а также должна обеспечивать надлежащее качество энергии.

Также должна предусматриваться гибкость системы, обеспечивающая возможность расширения при развитии предприятия без существенного усложнения и удорожания первоначального варианта, при этом должны по возможности приниматься решения, требующие минимальных расходов цветных металлов и электроэнергии.

По мере развития энергопотребления усложняются и системы электроснабжения промышленных предприятий. Они включают сети высокого напряжения, распределительные сети. Возникает необходимость внедрять автоматизацию систем электроснабжения предприятий и производственных процессов, осуществлять в широких масштабах диспетчеризацию процессов производства с применением телесигнализации и вести работу по экономии электроэнергии. Изменение технологических процессов производства, связанное, как правило, с их усложнением, приводит к необходимости модернизации и реконструкции систем электроснабжения. В таких системах вместо дежурного устанавливаются ЭВМ или микропроцессорные устройства. Современное производство предъявляет высокие требования к подготовке инженеров-специалистов в области промышленного электроснабжения.



1. Расчёт электротехнической части

1.1 Характеристика предприятия

Очистные сооружения предназначены для осуществления мероприятий по удалению загрязнений содержащихся в бытовых и промышленных сточных водах г. Кишинва и прилегающих территорий.

Все производственные здания и сооружения делятся на категории надежности: трансформатор цех электроснабжение нагрузка

· Здания и сооружения, занятые непосредственно в производственном процессе.

· Здания и сооружения подсобно-производственные.

Предприятие является электропотребителем средней мощности с суммарной установленной мощностью 12 294,2кВт.

Наименования и установленные мощности цехов представлены в таблице П.А.1

1.2 Характеристика цехов и технологии производства

Процесс очистки сточных состоит из двух основных этапов: биологический и физико-химический. На первом этапе сточные воды поступают на главную насосную станцию, где для задержания крупных загрязнений органического и минерального происхождения применяют решётки, а для более полного выделения грубодисперсных смесей-сита. Затем стоки проходят через песколовки, где происходит осаждение мелких частиц. Очищенные таким образом сточные воды переходят на первичные отстойники для выделения взвешенных частиц, а также удаления с поверхности воды гидрофобных веществ путём флотации.

На биологическом этапе сточная вода поступает в аэротенки, где осуществляется деградация органической составляющей сточных вод микроорганизмами. На заключительном этапе очищенная сточная вода поступает во вторичные отстойники дял осаждения циркуляционного ила. После чего осуществляется сброс точных вод в реку «Бык». Все производственные здания и сооружения делятся на 3 категории надёжности.

· Здания и сооружения, занятые непосредственно в производственном процессе. Они являются электропотребителями 1-ой категории надёжности, перерыв в электроснабжении может повлечь за собой длительное расстройство сложного технологического процесса и экологической катастрофе

· Здания и сооружения подсобно-производственные. К таким цехам относятся административный корпус, бытовой корпус, водомерная мастерская

Главная насосная станцияслужит для перекачки всего объёма сточных вод в песколовки, а также для задержания крупных загрязнений органического и минерального происхождения путём применения решёток. Максимальная ширина прозоров решёток составляет 16 мм. Отбросы с решёток вывозят в места обработки твердых бытовых и промышленных отходов. Основное оборудование: механические грабли, решётки, пресс винтовой отжимной, вертикальные и дренажные насосы. Среда нормальная. Перерыв в электроснабжении ведёт к массовому ущёрбу народному хозяйству. Категория по надёжности электроснабжения 1.

Насосная песколовки служит для подачи воды на гидроэлеваторы (удаление пескопульпы). Основное оборудование: насосные агрегаты. Условия среды-нормальные. Перерыв в электроснабжении ведёт к длительному расстройству сложного технологического процесса. Категория по надёжности электроснабжении.

4-х секционная горизонтальная песколовка служит для механической очистки сточных вод отвёрдых и мелких минеральных частиц путём осаждения.

Отстойники первичные радиальные №1-№6служит для выделения взвешенных частиц и удаления с поверхности воды гидрофобных веществ путём флотации. Основное оборудование: илоскрёб и жиросборник. Условия среды-нормальные. Перерыв в электроснабжении приводит к массовому простою механизмов. Категория по надёжности электроснабжения.

Иловые насосные станции №1 и №2.Служат для перекачки сточных вод на участки обезвоживания. Основное оборудования: Насосный агрегат. Среда- нормальная. Перерыв в электроснабжении приводит к длительному расстройству сложного технологического процесса. Категория по надёжности электроснабжения.

Аэротенки служат для биологической очистки сточной воды. Воздух вводимый с помощью механических аэраторов перемещивает обрабатываемую сточную воды с активным илом и насыщает её кислородом, необходимым для жизнедеятельности бактерий.

Компрессорно-насосная станция №1 обеспечивает подачу сжатого воздуха в аэротенки, а также обеспечивает циркуляцию активного ила. Основное оборудование: центробежные компрессоры, насосные агрегаты циркуляционного ила, насосы системы охлаждения. Перерыв в электроснабжении приводит к длительному расстройству сложного технологического процесса. Категория по надёжности электроснабжения.

Воздушная насосная станция №2в случае необходимости обеспечивает дополнительную подачу сжатого воздуха в аэротенки. Основное оборудование: центробежные компрессоры, насосы системы охлаждения.

Отстойники вторичные радиальные №1-№8служат для задержания активного ила поступающего вместе с очищенной водой из аэротенков.

Дренажный насос №1служит дял отвода загрязнённой воды с полей гравитационного обезвоживания. Основное оборудование погружной дренажный насос. Категория по надёжности электроснабжения.

Дренажный насос №2 служит для удаления инфильтрированных грунтовых вод. Основное оборудование: погружной дренажный насос. Атегоряи по надёжности электроснабжения.

Административный корпус служит для размещения административного управленческогоперсонала. А также бытового обслуживания работников предприятия (столовая). Основное оборудование -кондиционеры, ЭВМ, технологическое оборудование столовой (плиты, печи, холодильные шкафы). Перерыв в электроснабжении приводит к потере информации в ЭВМ, а также к нарушению трудового режима работников предприятия. Среда-нормальная. Пол паркетный или из кафельной плитки в зависимости от назначения помещений. Категория по надёжности электроснабжения.

Бытовой корпус содержит душевые и раздевалки с камерамихранения одежды.. среда-особо сырая.. Перерыв в электроснабжении ведёт к нарушению трудового режима работников предприятия. Категория по надёжности электроснабжения.

Механический цех служит для ремонта оборудования предприятия. Основное оборудование токарные. Сверлильные станки, установки электродуговой сварки, различные электроинструменты. Среда нормальная. Перерыв в электроснабжении может привести к длительному расстройству сложного технологического процесса. Категория по надёжности электроснабжения.

Водомерная мастерскаяслужит для ремонта, регулировки, и поверки счётчиков, а также контроля качественно отремонтированных или новых насосных агрегатов. Данный цехе не связан непосредственно с технологическим процессом, обслуживая счтчики воды других предприятий, а также частных клиентов. Пол паркетный. Среда нормальная. Категория по надёжности электроснабжения. Условия окружающей среды, категория бесперебойности электроснабжения. Степень опасности поражения электрическим током приведены в таблице П.А..



1.3 Определение электрических нагрузок цехов и предприятия в целом

Первым этапом проектирования системы электроснабжения предприятия является определение электрических нагрузок. По значениюэлектрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты насистему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования. Электрическая нагрузка характеризует потребление электроэнергии отдельными приемниками, группой приемников в цехе, цехом и заводом в целом.

В расчётахсистем электроснабжения промышленных предприятий используют следующие значения электрических нагрузок:

1. Средняя нагрузка за наиболее загруженную смену для определения расчётной нагрузки и расхода электроэнергии;

2. Расчётный получасовый максимум активной и реактивной мощностей или токов для выбора элементов систем электроснабжения по нагреву, отклонению напряжения и экономическим соображениям;

1.3.1 Расчёт электрических нагрузок цеха детальной проработки

Расчёт нагрузок цеха детальной проработки проводится методом эффективного числа электроприёмников. Исходные данные и результаты расчёта приведены в приложении в таблицахП.А.1 - П.А.3 В качестве проверки приводится расчёт нагрузки одного узла цеховой сети методом эффективного числа электроприёмников.

На предварительном этапе расчёта производится группировка электроприёмников в группы и узлы с учетом их характеристик (номинальной мощности и режима работы) и территориального расположения. Основными электроприёмникамихлебопекарного цеха являются печи сопротивления, а также технологическое оборудование, необходимое для обработки сырья, загрузки, разгрузки печей и последующей транспортировки готовой продукции. Электроприёмники распределены по территории цеха и предварительно намечается их питание от силовых шкафов.

Метод упорядоченных диаграмм требует точных сведений о типе, месте расположения, мощности и режимов работы установленного оборудования. Метод позволяет определить расчётную нагрузку любого узла системы электроснабжения.

В качестве проверки приводится пример расчёта расчётной нагрузки узла № 2.Группировка электроприёмников в группы осуществляется по режиму работы.

Средняя активная мощность узла определяется по формуле:

где - суммарная установленная активная мощность электроприёмников, входящих в узел;

Средняя активная мощность по группам электроприёмников:

где - суммарная установленная мощность электроприёмниковi-ой группы;

Средняя активная мощность узла:



Средняя реактивная мощность узла определяется по формуле:

где:

Коэффициент использования по узлу:

Определяется эффективное число электроприёмниковЭффективное число электроприемников зависит от значений n и m, где:

- реальное число электроприемников;

- отношение номинальной мощности самого мощного электроприемника в узле кноминальной мощности самого маломощного электроприемника в узле.

Имеем в данном случае

В случае, когда эффективное число электроприёмников принимается равным реальному числу, то есть

Для полученных значений и находим значение [8]

Расчётная активная нагрузка узла составит

Расчётная реактивная нагрузка узла:

Полная расчётная мощностьузла:

Результаты расчета остальных узлов приведены в табл. П.А.5. В таблице П.А.3. представлена ведомость электроприемников машинно-ванного цеха №2, а в таблице П.А.4исходные данные для расчета.

1.3.2 Расчет электрических нагрузок предприятия

Расчёт электрических нагрузок остальных цехов и предприятия в целом производится методом коэффициента спроса. Исходные данные и результаты расчётов приведены в таблицах П.А.6 - П.А.7 Координаты цехов указываются в относительных единицах. Определение расчётной нагрузки по установленной мощности и коэффициенту спроса является приближённым методом расчёта, поэтому его применение рекомендуется для предварительных расчётов и определения общезаводских нагрузок. Метод требует знания установленной мощности цеха в целом, коэффициента мощностии коэффициента спроса К_с данного цеха, определяемых по справочным данным[7].

Пример расчета электрических нагрузок насосной станции циркуляционного ила №2(цех №15).

Расчётная активная мощность:

где К_с- коэффициент спроса, К_с=0.75(табл. 30-4 [7]);

-установленная мощность макаронной фабрики, .

Расчётная реактивная мощность:

где

Расчётнаяактивная нагрузка осветительной сети:

где - удельная нагрузка осветительной сети;

- коэффициент спроса на освещение;

- площадь цеха.

Суммарная расчётная активная мощность:

Полная расчётная мощность:

Расчётные мощности оставшихся цехов рассчитываются аналогичным образом. Реультаты расчётов приводятся в таблице П.А.7.

Расчётная активная нагрузка на освещение незастроенной территории предприятия:

где- удельная нагрузка осветительной сети для незастроенной территории предприятия;

- коэффициент спроса на освещение;

- площадь территории предприятия.

Построение картограммы нагрузок

Картограмма нагрузки представляет собой круг, площадь которого в определенном масштабе отображает суммарную расчётную активную нагрузку цеха или предприятия.

Для построения картограммы нагрузок необходимо определить радиус окружности:



где т - масштаб,

- расчётная мощность цеха.

Принимаем масштаб равным

Угол сектора осветительной нагрузки:

Потери активной мощности в цеховых трансформаторах принимаются равными 2% от расчётной нагрузки, а потери активной мощности в линиях 3% от суммарных активных нагрузок с учетом потерь в цеховых трансформаторах.

==1573,7+126,5+115,6=1816 кВт;

=1038,5кВар;

===2092кВА;



Оставшиеся расчёты выполняются на ЭВМ.

1.4 Проектирование системы внешнего электроснабжения предприятия

Целью оптимизациипри проектировании электрических сетей промышленных предприятийявляется снижение капиталовложений, что в свою очередь отражается на эффективности использования капиталовложений в эти объекты. Экономическая эффективность капиталовложений характеризуется совокупностьютаких показателей как: приведенный чистый доход, внутренний срок рентабельности, общие приведенные затраты, срок окупаемости.

В представленномкурсовом проекте для технико-экономического сравнения вариантов применяется метод расчётных годовых затрат (CA - Сheltuieli Аctualizate).

При выборе напряжения между двумя конкурирующими вариантами предпочтение отдается варианту с наименьшими расчётными годовыми затратами.При незначительной их разнице следует принимать вариант с более высоким уровнем напряжения, так как должен учитываться возможный перспективный рост мощности потребляемой предприятием, кроме того, реализация варианта с более низким напряжением связана со значительным расходом проводникового материала.

Вследствие того, что из года в год нагрузка предприятия не изменяется, т. е. является постоянной, применяется метод расчётных годовых затрат. Критерием оптимальности является требование минимума расчётных годовых затрат (СА принимает минимальное значение).

Для определения оптимального варианта выполняется технико-экономический расчёт. При этом, так как схемы выполнены по различным вариантам, имеющим однородную надежность, вероятностный ущерб не учитывается.



1.4.1 Выбор напряжения внешнего электроснабжения

Напряжение питающих и распределительных сетей зависит от суммарной мощности потребляемой предприятием, его удаленности от источника питания, количества электроприемников и их единичной мощности.

Выбор напряжения внешнего электроснабжения осуществляется в зависимости от мощности передаваемой предприятию системой. При возможности получения питания на различных уровнях напряжения, необходимо провести техническо-экономическое сравнение вариантов.

Приближенно напряжение можно определить по формуле Стилла:

где: l - расстояние от предприятия до источника питания, l = 4 км;

P - расчётная мощность, передаваемая по одной цепи

Система может выдавать предприятию мощность на напряжении 35 кВ или на напряжении 110 кВ.

Рассматриваем два варианта внешнего электроснабжения предприятия:

Вариант Й - питание предприятия осуществляется двухцепной воздушной линией напряжением 110 кВ;

Вариант ЙЙ - питание предприятия осуществляется двухцепной воздушной линией напряжением 35 кВ.

Технико-экономическое сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения осуществляется методом расчётных годовых затрат (СА).

Критерием оптимальности варианта считается минимум расчётных годовых затрат.

Расчётные годовые затраты определяются по формуле:



где C- годовые затраты;

- годовая ставка на обслуживание кредита.

Годовые затраты определяются по формуле:

где - годовые затраты на обслуживание и ремонт;

- стоимость потерь электроэнергии.

Годовые затраты на обслуживание и ремонт определяются по формуле:

где - норма амортизационных отчислений на обслуживание и ремонт;

I - инвестиции.

Годовая ставка на обслуживание кредита определяется по формуле:

где - суммарные инвестиции;

- банковский процент на кредит.

Банковский процент на кредит определяется по формуле:

где i - коэффициент актуализации;

- нормативный срок службы;

Коэффициент актуализации равен:

где - банковский процент;

- процент инфляции;

- процент риска.

Стоимость потерь энергии определяется по формуле:

где - суммарные потери энергии;

- время максимальных потерь;

- стоимость 1кВт·ч электроэнергии.

Для U=110 кВ и для U=35 кВ на территории Республики Молдова с учётом НДС стоимость электроэнергии составляет

Время максимума потерь определяется по формуле:

где - годовое число часов использования максимума нагрузки, при работе в непрерывном режиме равное 7000 часам;

- число часов в году.

Суммарные инвестиции определяются по формуле



где - эффективные инвестиции в главную понизительную подстанцию и в линию соответственно.

Вариант Й - 110 кВ

Питание предприятия осуществляется двухцепной ВЛ-110 кВ длиной 4 км.

Определяется расчётный ток в одной цепи линии для нормального режима:

где - расчётная мощность предприятия на стороне высшего напряжения ГПП с учетом потерь в трансформаторах ГПП;

- среднее номинальное напряжение связи с системой;

- число цепей в линии.

Исходя из экономической плотности тока,определяем сечение линии:

где- экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов. При числе использования максимума нагрузки =7000ч., =1А/.



Так как минимальное сечение провода ВЛ-110 по условию короны составляет , по полученному результату принимаем провод АС-70/11 с техническими характеристиками:

Определяем ток в одной цепи в аварийном режиме:

Определяем потери напряжения в нормальном и аварийном режимах.

Потери напряжения в нормальном режиме определяются по формуле:

где - активное сопротивление линии;

- индуктивное сопротивление линии.



Потери напряжения в аварийном режиме определяются по формуле:

Определяются потери мощности в линии в нормальном режиме:

где - удельные потери активной мощности на 1 км линии,(табл.П4.2 [4]);

- коэффициент загрузки линии;

- число воздушных линий;

= 4 км - длина линии.

Данный вариант электроснабжения предусматривает строительство ГПП на территории предприятия с двумя трансформаторами 110/10 кВ. Распределительное устройство 10 кВ комплектуется из шести ячеек КРУ. Для данного технико-экономического расчёта принимаем ячейки типа КРУН с масляными выключателями типа ВМП-10.

Мощность трансформаторов ГПП определяется по формуле:



где - коэффициент загрузки трансформаторов, для трансформаторов ГПП;

= 2 - число трансформаторов ГПП.

Для установки на ГПП принимаем два трансформатора типа ТДН-1000/110с техническими данными.

Потери мощности в трансформаторах ГПП:

где - переменные потери мощности (потери в короткого замыкания);

- постоянные потери мощности (потери холостого хода).

где - максимальная мощность, на которую загружен один трансформатор.

Потери энергии в линии составляют:

Потери энергии в трансформаторах ГПП составляют:

Суммарная стоимость потерь электроэнергии:

Суммарные инвестиции определяются как:

где - инвестиции в ГПП;

- инвестиции в линию;

- эквивалентные инвестиции.

где - стоимость комплектной трансформаторной подстанции, [9];

- стоимость одной ячейки КРУ, [9];



где - стоимость сооружения 1 км линии. Принимается линия на железобетонных опорах, [4].

где - потери мощности в трансформаторах и линиях

Годовые затраты на обслуживание и ремонт определяются по формуле:

где , - отчисления на обслуживание и ремонт ГПП и воздушной линии соответственно, [5];

Годовые затраты составляют:

Годовая ставка на обслуживание кредита определяется по формуле:



где - банковский процент на кредитпри продолжительности нормативного срока службы, .

Банковский процент на кредит определяется по формуле:

Расчётные годовые затраты составляют:

1.4.2 Выбор напряжения внутризаводской и внутрицеховой сети

Для внутризаводской сети предусматривается напряжение 10 кВ. Для внутрицеховой сети принимается напряжение 0.4 кВ. На цеховых трансформаторных подстанциях устанавливаются трансформаторы классов напряжения 10/0.4 кВ. Кабельные линии на стороне 10 кВ, питающие цеховые трансформаторные подстанции, прокладываются в траншеях.

1.5 Проектирование системы внутреннего электроснабжения предприятия

1.5.1 Выбор цеховых трансформаторов

Номинальная мощность цеховых трансформаторов выбирается исходя из рациональной нагрузки трансформаторов, а так же по условия резервирования в аварийном режиме. Число типоразмеров трансформаторов не должно превышать трех.

Номинальная мощность трансформаторов выбирается по условию:



где- расчётная мощность цеха питаемого трансформаторной подстанцией;

- коэффициент загрузки трансформаторов;

- число трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций.

Анализ расчётных нагрузок всех цехов позволяет использовать трансформаторы трёх типоразмеров:100, 250 и 1000 кВА. При этом некоторые цеха получают питание от трансформаторных подстанций соседних цехов..

Рассмотрим расчёт на примере ТП3. От данного ТП питаются главная насосная станция, насосная песколовки, главная станция циркуляционного ила №1 и №2, а также первичные радиальные отстойники №1-6.

Расчётная мощность узла с учётом осветительной нагрузки равняетсяЖ

=17.1+20,7+64+5.1+112.5+1+1.2*6+129+3.1=359.7 кВт;

Номинальная мощность трансформаторов

Полученное значение округляется до ближайшего большего стандартного значения. Таким образом, принимаются к установке два трансформатора ТМ-250/10.

Фактический коэффициент загрузки составляет:

При выходе из строя одного из трансформаторов, оставшийся в работе будет иметь коэффициент загрузки, равный:



Следовательно, при выходе из строя одного трансформатора, оставшийся в работе не сможет полностью обеспечить питание электроприемников.Таким образом,необходимо отключить неответственные электроприемники при аварии.

Мощность, отключаемая при аварии, составит:

Расчеты для остальных цеховых трансформаторных подстанций проводятся аналогично. Результаты расчётов занесены в таблицу П.А.9.

1.5.2 Выбор места установки цеховых трансформаторных подстанций

Трансформаторные подстанции максимально, насколько позволяют производственные условия, приближаются к центру энергетических нагрузок, что позволяет построить экономичную и надежную систему электроснабжения, так как сокращается протяженность сетей вторичного напряжения, уменьшаются потери энергии и отклонение напряжения, уменьшается зона аварий, облегчается и удешевляется развитие электроснабжения так как подстанции строятся очередями, по мере расширения производства.

Трансформаторные подстанции 10/0.4 кВ в целях наибольшего приближения к электроприемникам принимаются внутрицеховыми, что допускается размерами зданий и условиями среды в них. Внутрицеховые подстанции располагаются в соответствии с расстановкой оборудования и учетом расположения источника питания, а также с учетом картограммы нагрузок



1.5.3 Разработка схем внутреннего электроснабжения

С целью создания рациональной схемы распределения электроэнергии требуется всесторонний учет многих факторов, таких как конструктивное исполнение сетевых узлов схемы, способ канализации электроэнергии, токи короткого замыкания при разных вариантах и др.В общем случае схемы внутризаводского распределения электроэнергии имеют ступенчатое построение. Считается целесообразным применение схем с числом присоединений более двух - трех, так как в этом случае усложняется коммутация и защита сети.

Схема распределения электроэнергии должна быть связана с технологической схемой объекта. Питание приемников электроэнергии разных параллельных технологических потоков должно осуществляться от разных источников: подстанций, РП, разных секций шин одной подстанции.

При построении общей схемы внутризаводского электроснабжения необходимо принимать варианты, обеспечивающие рациональное использование ячеек распределительных устройств, минимальную длину распределительной сети, максимум экономии коммутационно-защитной аппаратуры.

Внутризаводское распределение электроэнергии выполняют по магистральной радиальной или смешанной схеме. Выбор схемы определяется категорией надежности потребителей электроэнергии, их территориальным размещением, особенностями режимов работы.

1.5.4Технико-экономическое сравнение вариантов схем внутреннего электроснабжения

Технико-экономическое сравнение вариантов осуществляется методом расчётных годовых затрат (CA). Оптимальным вариантом считается вариант для которого расчётные годовые затраты минимальны.

Вариант Й:

РП1, РП2, РП3 питаются по радиальной схеме от шин РУННГПП

ТП1, ВН нагрузка цеха №13(компрессорно-насосной станции №1) питаются по радиальной схеме от РП1

ТП2, ВН нагрузка цеха №14 (Воздушной насосной станции №2) питаются по радиальной схеме о тРП2

ТП3, ВН нагрузка цеха №1 (Главной насосной станции №10) питаются по радиальной схеме от РП3

Вариант ЙЙ:

РП1, РП2, РП3 питаются по радиальной схеме от шин РУННГПП

ТП1, ВН нагрузка цеха №13(компрессорно-насосной станции №1) питаются по радиальной схеме от РП1

ТП2, ВН нагрузка цеха №14 (Воздушной насосной станции №2) питаются по радиальной схеме о тРП2

ТП3, ВН нагрузка цеха №1 (Главной насосной станции №10) питаются по радиальной схеме от РП3

Два варианта схем внутреннего электроснабжения также отличаются местом установки ГПП.

Вариант Й

Определяются расчётные нагрузки и выбираются марки кабелей для всех участков.

Приводим пример расчёта для участкаРУНН ГПП - РП1:

Определяется сечение кабеля по экономической плотности тока

Расчётный ток в кабельной линии:

где - суммарная расчётная мощность цехов питаемых искомым кабелем;

- число кабелей.

Сечение жил кабеля:

где- экономическая плотность тока для кабельных линий.

Полученное значение округляется до ближайшего стандартного значенияи выбирается кабель ААШв 3х120 для которого при прокладке кабеля в траншее.

Так как питание ТП6 осуществляется двумя кабелями, прокладываемыми в одной траншее, необходимо уточнить значение длительно допустимой токовой нагрузки.

где - коэффициент снижения токовой нагрузки при групповой прокладке кабелей.

Определяем ток в одном кабеле в аварийном режиме:

Принимаем кабель ААШв 3х240для которого на цепь:



Допустимый коэффициент перегрузки при времени нагрузки в 6 часов - 1.25. Таким образом, с учётом перегрузки

Стоимость 1 км кабельной линии при прокладке в траншее без стоимости траншеи составляет 10490у.е.; стоимость строительных работ по прокладке кабелей в траншеях на 1 км составляют300 у.е.

Стоимость кабельной линии составляет:

Определяются потери мощности в линии в нормальном режиме:

где - удельные потери активной мощности на 1 км линии,

- коэффициент загрузки линии

Аналогично проводим расчёты для всех оставшихся участков.

Суммарные инвестиции:

Суммарные инвестиции:



Годовая ставка на обслуживание кредита:

Годовые затраты на обслуживание и ремонт:

где , - отчисления на обслуживание кабельной линии;

Суммарная стоимость потерь электроэнергии:

Годовые затраты составляют:

Расчётные годовые затраты составляют:

Вариант ЙI

Определяются расчётные нагрузки и выбираются марки кабелей для всех участков.

Суммарные инвестиции:



Суммарные инвестиции:

Годовая ставка на обслуживание кредита:

Годовые затраты на обслуживание и ремонт:

где , - отчисления на обслуживание кабельной линии;

Суммарная стоимость потерь электроэнергии:

Годовые затраты составляют:

Расчётные годовые затраты составляют:



На основании технико-экономического сравнения представленных вариантов по таблице П.А.10 принимается схема внутризаводского электроснабжения по варианту Й. От РУНН ГПП по радиальной схеме питаются РП1, РП2, РП3. Трансформаторные подстанции ТП1, ТП2. Тп3 питаются по радиальной схеме от РП1, РП2, РП3 соответсвенно.

Питание остальных цехов осуществляется на напряжении 0.4 кВот шин РУНН цеховых ТП и обеспечивается четырёхжильным кабелем марки АВВГ.

Выбора кабеля производится по допустимому току.

Допустимые потери напряжения составляют 5% от номинального, а значит 19 В.

Для уменьшения значения потерь напряжения увеличиваем сечение жилы кабеля.

1.6 Разработка схемы и расчет параметров внутрицеховой электрической сети

Цеховые сети промышленных предприятий выполняют на напряжение до 1 кВ. На выбор схемы и конструктивное исполнение цеховой сети оказывают влияние такие факторы, как степень ответственности приёмников электроэнергии, режимы их работы и размещение на территории цеха, номинальные токи и напряжения. Существенное значение имеет микроклимат производственных помещений.

Цеховые сети распределения электроэнергии должны:

· обеспечивать необходимую надежность электроснабжения приемников электроэнергии в зависимости от их категории;

· быть удобными и безопасными в эксплуатации;

· иметь оптимальные технико-экономические показатели;

· иметь конструктивное исполнение, обеспечивающее применение индустриальных и скоростных методов монтажа.

В дипломном проекте осуществляется выбор защитной и распределительной аппаратуры до наиболее удаленного электроприемника ЭП №23(цех №13).

1.6.1 Электроснабжениехлебозавода №1 (цеха №10)

Высоковольтная нагрузка компрессорно-насосной станции питается от РП1, а низковольтная от ТП1. Электроприёмниками являются: центробежные компрессоры, насосные агрегаты, насосные агрегаты циркуляционного ила, насосы системы охлаждения. Все потребители рассчитаны на переменный трёхфазный ток пром.частоты напряжением 0,4 и 10 кВ.Электроприёмники на 10 кВ питаются по радиальной схеме от РП1,а электроприёмники на 0,4кВ как по радиальной, так и по магистральной.

1.6.2Выбор электрооборудования на напряжение 0.4 кВ

Выбор вводного автомата.

Выбор вводного автомата осуществляется по условиям защиты трансформатора от коротких замыканий на стороне 0.4 кВ и перегрузки.

Номинальный ток трансформатора:

где - номинальная мощность трансформатора;

Принимается к установке автомат марки IEKтипа ВА-88-43 с электронным расцепителем МР-211. Принимаем.

Ток срабатывания электромагнитного расцепителя:



Принимается ток срабатывания электромагнитного расцепителя

Ток срабатывания теплового расцепителя:

Уставки для электронного расцепителя:

Тепловой расцепитель:

Электромагнитный расцепитель:

Выбор группового автомата, защищающего узел 10.

Для группового автомата принимаем:

где- коэффициент спроса.

- сумма токов двигателей, не учитывающая двигатель с наибольшей мощностью (.



Выбираем автомат с электромагнитным расцепителем марки IEKсерииВА88 323 4Р 50 (характеристика С) с токами уставки:

Выбор автоматического выключателя для наиболее удалённого электроприёмника (узла 10, питающего электроприемник 23).

Номинальный ток электроприёмника:

Пусковой ток для двигателя равен:

Токуставки электромагнитного расцепителя:

Ток уставки теплового расцепителя:

Полученное значение округляется до ближайшего большего стандартного значения. Принимается к установке автоматический выключатель марки ABB типа TmaxT1 P (характеристика С).

По значению номинального тока ЭП принимаем к установке от узла провод АПВ-4х10 длиной 4,5 м.

Выбор магнитного пускателя для ЭП №23

По номинальному току ЭП № 23 () и мощности принимается к установке магнитный пускатель типа ФИИ ЬЫ4653-63с .

Выбор кабеля, питающего узел 1, осуществляется по длительно допустимому току.

Расчётный ток в кабеле:

где - расчётная полная мощность узла.

По величине расчётного тока выбирается кабель марки АВВГ3х50+1х25мм² (алюминиевые жилы, изоляция из полиэтилена высокого давления, оболочка из поливинилхлорида, без защитного покрова) для которого Длина кабеля составляет 3 м. Распределение электроэнергии к отдельным электроприемникам от силовых шкафовосуществляется проводом марки АПВ (алюминиевые жилы, поливинилхлоридная изоляция). Распределение электроэнергии от шин 0.4 кВ трансформаторной подстанции до силовых шкафов осуществляется кабелем марки АПВГ.

В качестве силовых шкафов приняты шкафы марки ПР 8503 с числом возможных присоединений до 20-ти.

Пускорегулирующая аппаратура для электроприёмников выбирается по номинальному напряжению оборудования согласно со значениями номинальных и пусковых токов, а также расчётной мощности электроприёмников.

Результаты расчётов приведены в таблицах П.А.13 - П.А.18 в приложении к дипломному проекту.

1.6.3 Расчёт токов короткого замыкания

При проектировании систем электроснабжения учитывают не только нормальные, продолжительные режимы работы электроустановок, но и аварийные режимы их. Одним из аварийных режимов является короткое замыкание.

Причинами коротких замыканий могут быть: механические повреждения изоляции - проколы и разрушение кабелей при земляных работах; поломка фарфоровых изоляторов; износ изоляции; увлажнение изоляции; перекрытие между фазами и т. д.

Последствиями коротких замыканий являются резкое увеличение тока в короткозамкнутой цепи и снижение напряжения в отдельных точках системы. Увеличение тока в ветвях электроустановок, примыкающих к месту кз, приводит к значительным механическим воздействиям на токоведущие части и изоляторы, на обмотки электрических машин. Прохождение больших токов вызывает повышенный нагрев токоведущих частей и изоляции, что может привести к пожару в распределительных устройствах, в кабельных сетях и других элементах электроснабжения.

При расчете токов короткого замыкания принимаются следующие допущения:

- трехфазная система симметрична;

- магнитные системы не насыщены;

- отсутствуют качания роторов синхронных машин;

- короткое замыкание считается металлическим.

Для упрощения расчетов для каждой электрической ступени в расчётной схеме указывается вместо ее действительного напряжения среднее номинальное напряжение. Для расчета токов трехфазного короткого замыкания в сетях и установках выше 1 кВ составляется расчётная схема для рассматриваемой системы электроснабжения. Расчет токов короткого замыкания в сетях выше 1 кВ имеет ряд особенностей:

- активные сопротивления элементов системы электроснабжения при определении тока короткого замыкания не учитываются;

- при определении тока КЗ учитывается подпитка от двигателей высокого напряжения.

Для расчетов токов КЗ на основании расчётной схемы составляется схема замещения системы электроснабжения предприятия. Схема замещения представляет собой электрическую схему, соответствующую расчётной схеме, в которой все магнитные связи заменены электрическими и все элементы системы электроснабжения представлены сопротивлениями.

Особенностями расчета токов КЗ в сетях до 1 кВ являются:

- активные сопротивления элементов системы электроснабжения играют существенную роль и могут даже преобладать над индуктивными, что обусловливает необходимость в их учете при расчете токов КЗ;

- если установка до 1 кВ получает питание через понижающий трансформатор, то периодическую составляющую тока при коротком замыкании на стороне низкого напряжения трансформатора можно считать неизменной по амплитуде;

- расчёт токов КЗ в установках до 1 кВ проводится в именованных единицах.

При определении сопротивления цепи КЗ учитываются не только активные и индуктивные сопротивления трансформаторов, кабелей, шин, но и сопротивления электрических аппаратов. При расчёте необходимо учитывать переходные активные сопротивления всех контактных соединений, так как реальные величины токов КЗ значительно меньше расчётных, найденных без учета сопротивлений контактных соединений. Сопротивления всех элементов цепи проводятся к напряжению ступени КЗ и выражаются в именованных единицах.

Расчёт токов короткого замыкания осуществляем с помощью ЭВМ по данным схемы замещения, составленной для цепи «Энергосистема - ЭП №70».

В результате расчётов получаем следующие показатели:

- сверхпереходной ток трехфазного КЗ;

- ударный ток трехфазного КЗ;

- действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ;

- начальное значение периодической составляющей тока двухфазного КЗ;

- мощность КЗ в начальный момент;

- ток однофазного КЗ в одной точке.

Расчётная схема и схема замещения приведены на рисунках П.А.1 и П.А.2 в приложении к дипломному проекту. Исходные данные и результаты расчётов приводим соответственно в таблицах П.А.16 - П.А.18.

1.6.4 Выбор аппаратуры и токоведущих частей на стороне 10 кВ

Аппараты и проводники РУ всех напряжений подстанций выбираются по условиям продолжительного режима работы и проверяются по режиму короткого замыкания. Расчётными токами продолжительного режима являются:

- наибольший ток нормального режима;

- наибольший ток ремонтного или после аварийного (форсированного) режима.

Выбор выключателей 10 кВ

Выключатели высокого напряжения служат для коммутации электрических цепей во всех эксплуатационных режимах: включение и отключение токов нагрузки, токов намагничивания трансформаторов и зарядных токов линий и шин, отключения токов кз, а также при изменениях схем электрических установок. Выбор выключателей производится по:

напряжению U_уст<U_ном ;

длительному току I_мах<I_ном ;

отключающей способности

где в, - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %.

Проверка выключателей на электродинамическую стойкость производится по условию:

где - наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу;

- действующее значение периодической составляющей предельно сквозного тока КЗ.

Проверка выключателей на термическую стойкость проводится по условию:

где В_к - тепловой импульс тока кз по расчёту;

- среднеквадратичное значение за время его протекания (ток термической стойкости);

- длительность протекания тока термической стойкости, определяется по каталогу;

- время октлючения.

Выбор выключателя ( ГПП -РП1)

Выключатели выбирают по номинальному току, номинальному напряжению, типу, роду установки и проверяют по электродинамической, термической стойкости и отключающей способности КЗ.

Определяем расчётные токи для выбора аппаратуры на стороне 10 кВ для магистральной кабельной линии, питающей РП1.

При аварийном режиме (отказ одной из линий) максимальный ток определится как:

Определенные ранее токи КЗ для выключателя равны:

Определяем апериодическую составляющую тока КЗ:

где: - действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в начальный момент времени;

= 0,01 с - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ;

ф = - расчётное время для которого требуется определить ток КЗ;

= 0.09 с - собственное время отключения выключателя.

Принимаем к установке выключатель ВВ/TEL-10-12,5/630

Расчётные и каталожные данные сводим в таблицу П.А.22.

Проверка кабеля на участке ГПП-РП1

Кабели широко применяются в электроустановках. Потребители 10 кВ как правило получают питание по кабельным линиям, которые прокладываются в кабельных туннелях в распределительном устройстве, в траншеях, в земле.

Проверяем термическую стойкость кабельных линий с помощью метода минимального сечения проводника. Минимальное сечение проводника, отвечающее требованию его термической стойкости при коротком замыкании приближенно можно определить по формуле

где:

На участке РП-ТП3 был выбран кабель ААШв 3х120

Сечение кабельной линии удовлетворяет условию минимального сечения проводника, отвечающего требованию его термической стойкости.

Выбор выключателя РП-ТП1

Определяем расчётные токи для выбора аппаратуры на стороне 10 кВ для магистральной кабельной линии, питающей РП1.

При аварийном режиме (отказ одной из линий) максимальный ток определится как:



Определенные ранее токи КЗ для выключателя равны:

Определяем апериодическую составляющую тока КЗ:

где: - действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в начальный момент времени;

= 0,01 с - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ;

ф = - расчётное время для которого требуется определить ток КЗ;

= 0.09 с - собственное время отключения выключателя.

Выбор трансформаторов тока на стороне 10 кВ

Принимаем к установке трансформатор тока ТПЛ-10-300/5. Расчётные и каталожные данные заносим в таблицу П.А.23.

Определяем допустимое сопротивление нагрузки приборов в классе точности 0.5:



Перечень всех необходимых приборов выбираем по [6] и заносим его в таблицу П.А.21.

Определяем допустимое сопротивление проводов:

Для распределительного устройства (РУ) 10 кВ применяем кабель с алюминиевыми жилами. Ориентировочная длина провода 8 метров. Определяем сечение провода.

Принимаем кабель АКРВБ с жилами сечением 2.5 ммІ.

Выбор трансформатора напряжения на стороне 10 кВ

Принимаем к установке трансформатор напряжения НАМИ-10-66 с Uном = 10 кВ. Проверяем его по вторичной нагрузке.

Выбранный трансформатор НАМИ-10-66 имеет номинальную мощность 40 ВА в классе точности 0.5, необходимом для присоединения счетчиков, то есть трансформатор будет работать в выбранном классе точности. Подсчёт нагрузки трансформатора напряжения приведён в таблице П.А.26



1.7 Компенсация реактивной мощности

Одним из важных вопросов, решаемых при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий, является вопрос о компенсации реактивной мощности.

Передача реактивной мощности из энергосистемы к потребителям нерациональна по той причине, что при передаче реактивной мощности возникают дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения, обусловленные их загрузкой реактивной мощностью.

Компенсация реактивной мощности является одним из основных направлений по снижению потерь электроэнергии.

1.7.1 Расчёт пропускной способности трансформаторов и необходимой мощности компенсирующих установок 0.4 кВ

Расчёт пропускной способности трансформаторов производим по формуле:

где - число трансформаторов;

- коэффициент загрузкитрансформатора;

- расчётная активная нагрузка.

В качестве примера произведем расчёт для трансформаторов ТП1 2х1000 кВА, для которых нормативный коэффициент загрузки равен 0.7. Суммарная расчётная активная нагрузка цехов питаемых от ТП1 равна .

Суммарная активная мощность, потребляемая на ТП составляет 735,6 кВА .необходимости в КУ нет.Выбор мощности низковольтных конденсаторных батарей для других подстанций проводится аналогично и полученные результаты заносятся в таблицу П.А.25.

1.7.2 Расходная часть баланса

Суммарное потребление реактивной мощности на стороне 0,4 кВ составляет:

Потери в цеховых трансформаторах принимаются равными 10 % от номинальной мощности трансформаторов, что составляет:

Потребление реактивной мощности на стороне 10 кВ Компенсируется СД работающими в режиме перевозбуждения.

Суммарное потребление составляет:

Резерв для послеаварийных режимов составляет 10% от суммарной потребляемой мощности и будет равен:

Необходимая реактивная мощность равна:



1.7.3 Приходная часть баланса

Реактивная мощность, генерируемая низковольтными конденсаторными батареями, составляет

Реактивная мощность, получаемая от системы, составляет:

Данные по балансу реактивной мощности занесены в таблицу П.А.28.

1.7.4 Управление конденсаторной установкой

На предприятии предлагаются к установке КУ с автоматическим регулированием реактивной мощности типа УКМ58. Например, на ТП5 для компенсации реактивной мощности установлены 2хКРМ-0.4-360-30 У3

Номинальное напряжение сети -- 0.4 кВ.

Номинальная мощность установки - 360 кВАр.

Шаг регулирования - 30 кВАр.Установка имеет 8 конденсаторных секций, имеющих реактивные мощности по 30кВАр

Регулирование реактивной мощности производится путём подключения или отключения отдельных секций КУ при помощи контактора управляемого микропроцессорным регулятором BLR-CX.

По измеренным значениям напряжения и тока BLR-CX определяет коэффициент мощности в сети. При этом не имеет значения, в каких фазах подключены измерители тока и напряжения, поскольку ошибка исправляется за счет автоматической активизации корректировки подключения. Порог срабатывания измерения тока составляет менее 20мА, благодаря чему достигается надежное и точное регулирование. Могут применяться как 1А, так и 5Апреобразователи. Для этого ручная настройка не требуется. Благодаря широкодиапазонному блоку питания становится возможным измерение напряжения в пределах 90 - 550 В.

С помощью датчика температуры регулятор реактивной мощности BLR-CX может измерять температуру внутри коммутационного шкафа и, в случае необходимости, непосредственно через одно из выходных реле активировать подключенный вентилятор или отключать конденсаторы для их защиты. Замыкающие контакты внешних термостатов, включенные параллельно датчику температуры, делают возможным отключение выходов при перегреве в параллельно установленных шкафах.

Для обеспечения надежной эксплуатации и длительного срока службы компенсационное устройство BLR-CX выполняет следующие контрольные функции:

· отключение при пониженном напряжении по сравнению с колебаниями защиты;

· отключение при повышенном напряжении для защиты конденсаторов;

· отключение при перегреве;

· контроль доли высших гармоник в напряжении;

· распознавание дефектных ступеней (с регулируемым порогом срабатывания);

· тревожная сигнализация при недостигнутой цели компенсации;

· напоминание о необходимости технического обслуживания;

· управление вентиляторами;

На дисплее отображаются неисправности и информация об устройстве.

Кроме того, сообщения о неисправности могут также отправляться дальше через беспотенциальное реле тревожной сигнализации (принцип замкнутого тока).

Схема установки изображена на рисунке П.А.3, характеристики установки занесены в таблицу П.А.26 в приложении к дипломному проекту.

1.8 Расчет молниезащиты ГПП

Для защиты электрооборудования от прямых ударов молнии применяется молниезащита с применением ограничителей перенапряжений, стержневых и тросовых молниеотводов. Атмосферные перенапряжения являются одной из основных причин повреждений и отключений электрооборудования, поэтому важно обеспечить его надежную защиту. Проектируемая подстанция располагается в районе с интенсивностью грозовой деятельности 60-80 часов в году [1]. Защита ГПП стекольного завода от прямых ударов молнии осуществляется взаимодействием концевых опор питающих ВЛ-110 кВ., защищенных грозозащитным тросом и стержневых молниеотводов.

Молниеотвод представляет собой хорошо заземленную проводящую металлическую конструкцию, предназначенную для предотвращения прямых ударов молнии в электромеханические устройства или иные сооружения.

Зоной защиты стержневого молниеотвода называют пространство около молниеотвода, попадание ударов молнии в которое маловероятно. Таким образом, защищаемые сооружения должны полностью вписываться в границы зоны защиты.

Порядок расчета защиты от прямых ударов молнии стрежневыми молниеотводами следующий:

1) намечают количество и места установки молниеотводов;

2) разбивают их на группы по 2 соседних молниеотвода;

3) определяют для каждой группы активную и полную высоту молниеотводов;

4) строят наружную границу зоны защиты в плане, выполняя построение последовательно для каждых двух соседних молниеотводов, и проверяют, вписываются ли контуры защищаемого объекта на данной высоте hх в границу зоны защиты. Если не вписываются, то производят соответствующие изменения в высоте молниеотводов или в их расположении и повторяют расчет.

Для защиты ГПП напряжением 110 кВ принимаем четыре молниеотвода. Два из них располагаются на приемных порталах ГПП. Другие два расположены на отдельно стоящих мачтах освещения в районе комплектного распределительного устройства 10 кВ. подстанции.

Принимаем высоту стержневого молниеотвода h=20 м, рассчитываем и строим зону защиты стержневых молниеотводов с вероятностью прорыва молнии через границу зоны защиты Рпр = 0,005. Форма площадки, в вершинах которой установлены молниеотводы: прямоугольник со сторонами 25 м и 33 м.

Зона защиты многократного стержневого молниеотвода определяется как зона защиты попарно взятых соседних стержневых молниеотводов. Определим зону защиты на высоте h_x=5 м. (высота здания комплектного распределительного устройства 10 кВ ГПП). Основным условием защищенности одного или нескольких объектов высотой является выполнение неравенства rх > 0 для всех попарно взятых молниеотводов.

Двойной стержневой молниеотвод (расстояние между стержневыми молниеотводами L = 33 м).

Двойной стержневой молниеотвод (расстояние между стержневыми молниеотводами L = 25 м).

Торцевые области защиты определяются как зоны одиночных стержневых молниеотводов. Внутренние области зон защиты двойного стержневого молниеотвода при условии, что L = 25 м и h = 20 м, то есть выполняется условие h<L<2h, имеют следующие габаритные размеры при вероятности прорыва молнии Рпр = 0,005.

Размещено на Allbest.ru

...