Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Расчет электрических нагрузок

На начальном этапе проектирования системы электроснабжения является нахождение электрических нагрузок. Необходимость нахождения расчетных электрических нагрузок предприятий вызвана неполной загрузкой некоторых ЭП, неодновременностью их работы, вероятностным случайным характером отключения и включения ЭП, зависящим от особенностей процесса технологического и организационно-технических мероприятий по обеспечению надлежащих условий труда рабочих и служащих данного производства. Правильное нахождение расчетных электрических нагрузок и обеспечение необходимой степени бесперебойности их питания имеют народнохозяйственное большое значение. От такого расчета зависят исходные данные для выбора всех элементов СЭС промышленного предприятия и денежные затраты при установке, монтаже и эксплуатации выбранного электрооборудования. Завышение же расчетных нагрузок приводит к перерасходу проводникового материала сетей, удорожанию строительства и неоправданному увеличению трансформаторов мощностей и прочего электрооборудования. Занижение может привести к уменьшению пропускной способности электрической сети, к лишним потерям мощности, перегреву кабелей, проводов и трансформаторов, а, следовательно, к снижению срока их службы.

Расчет нагрузок электрических электроприемников (ЭП) напряжением до 1 кВ производится для каждого узла питания (распределительного пункта, сборки, шкафа, распределительного шинопровода, магистрального шинопровода, щита станций управления, заводской трансформаторной подстанции), а также по цеху, корпусу в целом.

Основными электроприемниками деревообрабатывающего завода являются осветительное оборудование, технологическое оборудование, оборудование котельной.

Принимаем питание электроприемников завода от распределительных щитов (РЩ), щитов управления (ЩУ), вводно-распределительных узлов (ВРУ), которые получают питание от распределительного шинопровода трансформаторной подстанции.

Производится группировка электроприемников в узлы с учетом их характеристик (номинальной мощности и режима работы) и территориального расположения.

Распределение технологического оборудования по узлам было произведено следующим образом:

ВРУ1: линия сортировки бревен (ЛСБ), КПП2, щит освещения (ЩО) линии сортировки бревен;

ВРУ2: окорочный станок (ОС), ЩО помещения окорочного станка;

РЩ3: технологическое оборудование лесопильного цеха (ТО1, ТО2, ТО3), ЩО лесопильного цеха;

ЩУ КС1: круглопильный станок (КС1);

ЩУ КС2: круглопильный станок (КС2);

ЩУ КС3: круглопильный станок (КС3);

ЩУ ФБС: фрезерно-брусующий станок (ФБС);

ЩУ ОМ: обрезной модуль (ОМ);

ВРУ4: технологическое оборудование котельной (ТОК), ЩО котельной;

РЩ ВК1: водогрейный котел (ВК1);

РЩ ВК2: водогрейный котел (ВК2);

ВРУ5: сушильная камера (СК1), ЩО сушильных камер;

ВРУ6: сушильная камера (СК2);

ВРУ7: склад-навес готовой продукции (СН), КПП1, ЩО склада-навеса готовой продукции;

ВРУ8: линия сухой сортировки досок (ЛСС1, ЛСС2), ЩО линии сухой сортировки досок;

ВРУ9: линия сырой сортировки (ЛС), ЩО линии сырой сортировки;

ВРУ10: насосная пожаротушения (НП);

ЩУО: наружное освещение завода.

1.1 Определение расчетной мощности технологического оборудования

Определение электрических нагрузок технологического оборудования завода будет осуществлено методом коэффициента спроса.

Согласно данному методу расчетную нагрузку группы электроприемников определяют из выражений

(1.1)

(1.2)

где - расчетная активная мощность группы электроприемников, кВт;

- номинальная активная мощность электроприемников, кВт (таблицы 1.1 и 1.2);

- расчетная реактивная мощность группы электроприемников, кВАр;

- коэффициент спроса данной характерной группы электроприемников (см. таблицы 1.1 и 1.2);

- коэффициент реактивной мощности (см. таблицы 1.1 и 1.2).

Расчетную нагрузку узла системы электроснабжения определяют суммированием расчетных нагрузок групп электроприемников, входящих в данный узел, с учетом коэффициента разновременности максимумов нагрузки, т.е. по выражению:

 (1.3)

где - расчетная полная мощность электроприемников в узле, кВА;

- расчетная активная мощность электроприемников в узле, кВт;

- расчетная реактивная мощность электроприемников в узле, кВАр;

- коэффициент разновременности максимумов нагрузки отдельных групп приемников, принимаемый в расчетах .

Расчет нагрузки узла ВРУ1

Расчетная активная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.1):

- расчетная активная мощность линии сортировки бревен (ЛСБ)

кВт,

- расчетная активная мощность КПП2

кВт,

- расчетная активная мощность ЩО ЛСБ

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в узле

(1.4)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.2):

- расчетная реактивная мощность ЛСБ

кВАр,

- расчетная реактивная мощность КПП2

кВАр,

- расчетная реактивная мощность ЩО ЛСБ

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников в узле

(1.5)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в узле определяется по формуле (1.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ВРУ1 определяется по формуле

(1.6)

где - номинальное напряжение сети, =0,38 кВ;

А.

Расчет нагрузки узла ВРУ2

Расчетная активная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.1):

- расчетная активная мощность окорочного станка (ОС)

кВт,

- расчетная активная мощность ЩО ОС

кВт,

Расчетная активная мощность электроприемников в узле

(1.7)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.2):

- расчетная реактивная мощность окорочного станка (ОС)

кВАр,

- расчетная реактивная мощность ЩО ОС

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников в узле

(1.8)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в узле определяется по формуле (1.3):

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ВРУ2, А, определяется по формуле (1.6)

Расчет нагрузки узла РЩ3

Расчетная активная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.1):

- расчетная активная мощность технологического оборудования лесопильного цеха (ТО1)

кВт,

- расчетная активная мощность технологического оборудования лесопильного цеха (ТО2)

кВт,

- расчетная активная мощность технологического оборудования лесопильного цеха (ТО3)

кВт,

- расчетная активная мощность ЩО лесопильного цеха (ЩО ЛЦ)

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в узле

(1.9)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.2):

- расчетная реактивная мощность технологического оборудования лесопильного цеха (ТО1)

кВАр,

- расчетная реактивная мощность технологического оборудования лесопильного цеха (ТО2)

кВАр,

- расчетная реактивная мощность технологического оборудования лесопильного цеха (ТО3)

кВАр,

- расчетная реактивная мощность ЩО лесопильного цеха (ЩО ЛЦ)

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников в узле

 (1.10)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в узле определяется по формуле (1.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла РЩ3 определяется по формуле (1.6)

А.

Расчет нагрузки узла ЩУ КС1

Расчетная активная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.1):

- расчетная активная мощность круглопильного станка (КС1)

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в узле

(1.11)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.2):

- расчетная реактивная мощность круглопильного станка (КС1)

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников в узле

(1.12)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в узле определяется по формуле (1.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ЩУ КС1 определяется по формуле (1.6)

А.

Полученные значения для узла ЩУ КС1 будут одинаковы для узлов ЩУ КС2 и ЩУ КС3, поэтому расчет для них не выполняется.

Расчет нагрузки узла ЩУ ФБС

Расчетная активная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.1):

- расчетная активная мощность фрезерно-брусующего станка (ФБС)

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в узле

(1.13)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.2):

- расчетная реактивная мощность фрезерно-брусующего станка (ФБС)

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников в узле

(1.14)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в узле определяется по формуле (1.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ЩУ ФБС определяется по формуле (1.6)

А.

Расчет нагрузки узла ЩУ ОМ

Расчетная активная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.1):

- расчетная активная мощность обрезного модуля (ОМ)

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в узле

(1.15)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.2):

- расчетная реактивная мощность обрезного модуля (ОМ)

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников в узле

(1.16)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в узле определяется по формуле (1.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ЩУ ОМ определяется по формуле (1.6)

А

Расчет нагрузки узла ВРУ5

Расчетная активная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.1):

- расчетная активная мощность сушильной камеры (СК1)

кВт,

- расчетная активная мощность ЩО сушильных камер (ЩО СК)

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в узле

(1.17)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.2):

- расчетная реактивная мощность сушильной камеры (СК1)

кВАр,

- расчетная реактивная мощность ЩО сушильных камер (ЩО СК)

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников в узле

 (1.18)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в узле определяется по формуле (1.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ЩУ ОМ определяется по формуле (1.6)

А.

Расчет нагрузки узла ВРУ6

Расчетная активная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.1):

- расчетная активная мощность сушильных камер (СК2)

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в узле

(1.19)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.2):

- расчетная реактивная мощность сушильных камер (СК2)

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников в узле

(1.20)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в узле определяется по формуле (1.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ВРУ6 определяется по формуле (1.6)

А.

Расчет нагрузки узла ВРУ7

Расчетная активная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.1):

- расчетная активная мощность склада-навеса готовой продукции (СН)

кВт,

- расчетная активная мощность КПП1

кВт,

- расчетная активная мощность ЩО склада-навеса готовой продукции (ЩО СН)

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в узле

(1.21)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.2):

- расчетная реактивная мощность склада-навеса готовой продукции (СН)

кВАр,

- расчетная реактивная мощность КПП1

кВАр,

- расчетная реактивная мощность ЩО склада-навеса готовой продукции (ЩО СН)

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников в узле

(1.22)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в узле определяется по формуле (1.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ВРУ7 определяется по формуле (1.6)

А.

Расчет нагрузки узла ВРУ8

Расчетная активная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.1):

- расчетная активная мощность линии сухой сортировки (ЛСС1)

кВт,

- расчетная активная мощность линии сухой сортировки (ЛСС2)

кВт,

- расчетная активная мощность ЩО линии сухой сортировки (ЩО ЛСС)

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в узле

 (1.23)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.2):

- расчетная реактивная мощность линии сухой сортировки (ЛСС1)

кВАр,

- расчетная реактивная мощность линии сухой сортировки (ЛСС2)

кВАр,

- расчетная реактивная мощность ЩО линии сухой сортировки (ЩО ЛСС)

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников в узле

(1.24)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в узле определяется по формуле (1.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ВРУ8 определяется по формуле (1.6)

А.

Расчет нагрузки узла ВРУ9

Расчетная активная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.1):

- расчетная активная мощность линии сырой сортировки (ЛС)

кВт,

- расчетная активная мощность ЩО линии сырой сортировки (ЩО ЛС)

кВт,

Расчетная активная мощность электроприемников в узле

(1.25)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.2):

- расчетная реактивная мощность линии сырой сортировки (ЛС)

кВАр,

- расчетная реактивная мощность ЩО линии сырой сортировки (ЩО ЛС)

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников в узле

(1.26)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в узле определяется по формуле (1.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ВРУ9 определяется по формуле (1.6)

А.

Расчет нагрузки узла ВРУ10

Расчетная активная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.1):

- расчетная активная мощность насосной пожаротушения (НП)

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в узле

(1.27)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.2):

- расчетная реактивная мощность насосной пожаротушения (НП)

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников в узле

(1.28)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в узле определяется по формуле (1.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ВРУ10 определяется по формуле (1.6)

А.

1.2 Определение расчетной мощности оборудования котельной

Оборудование котельной получает питание от вводно - распределительного устройства ВРУ4 и распределительных щитов РЩ ВК1 и РЩ ВК2.

Расчет нагрузки узла ВРУ4

Расчетная активная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.1):

- расчетная активная мощность технологического оборудования котельной (ТОК)

кВт,

- расчетная активная мощность ЩО котельной (ЩОК)

кВт,

Расчетная активная мощность электроприемников в узле

(1.29)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.2):

- расчетная реактивная мощность технологического оборудования котельной (ТОК)

кВАр,

- расчетная реактивная мощность ЩО котельной (ЩОК)

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников в узле

(1.30)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в узле определяется по формуле (1.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ВРУ4 определяется по формуле (1.6)

А.

Расчет нагрузки узла РЩ ВК1

Расчетная активная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.1):

- расчетная активная мощность водогрейного котла (ВК1)

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в узле

(1.31)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.2):

- расчетная реактивная мощность водогрейного котла (ВК1)

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников в узле

(1.32)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в узле определяется по формуле (1.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла РЩ ВК1 определяется по формуле (1.6)

А.

Полученные значения для узла РЩ ВК1 будут одинаковы для узла РЩ ВК2, поэтому расчет для него не выполняется.

1.3 Определение расчетной мощности осветительного оборудования

В данном проекте будет произведен расчет наружного освещения деревообрабатывающего завода.

На территории промышленных предприятий объектами освещения являются автодороги, пешеходные дорожки, подъезды к зданиям, открытые рабочие площадки, границы территорий (охранная зона).

Наружное освещение, как правило, выполняется общим и должно обеспечивать свободное перемещение людей и транспорта.

Нормы освещенности для наружного освещения приведены в главе 3 [3].

При выборе источников света следует учитывать характеристики самих источников света, предназначенных для прожекторов или светильников; назначение и размеры освещаемой площади; необходимые освещенности и необходимые конструкции для установки светильников и прожекторов.

Для наружного освещения применяют осветительные установки со светильниками для наружного освещения и прожекторами. Когда при освещении открытых пространств площадью более 5000 м² невозможно разместить светильники над освещаемой поверхностью, применяют прожекторы. Во всех случаях, когда нежелательна установка опор на территории больших площадей, применяют прожекторное освещение [4].

Для освещения территории деревообрабатывающего завода выбираем прожекторы типа UMS1000Н с металлогалогенными лампами типа ДРИ, номинальной мощность , коэффициент мощности . Прожекторы предполагается закрепить по фасадам зданий и сооружений.

Расчет количества прожекторов

Расчет количества прожекторов, необходимых для освещения территории завода, производится по методу удельной мощности [4].

Удельная мощность определяется по формуле

(1.33)

где - нормированная освещенность, лк, согласно [3];

- коэффициент запаса, принимаемый для прожекторного освещения ;

- коэффициент, принимаемый для прожекторного освещения с лампами ДРИ .

Вт/м².

Установленная мощность всех прожекторов определяется по формуле

(1.34)

где S - площадь освещаемой поверхности, .

кВт.

Необходимое число прожекторов N, обеспечивающее освещенность , определяется по формуле

 (1.35)

где - мощность одной лампы, кВт.

шт.

К установке принимаются 33 прожектора типа UMS1000Н с металлогалогенными лампами типа ДРИ, номинальной мощность .

Расчет нагрузки узла ЩУО

Расчетная активная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.1), коэффициент спроса для расчета сети наружного освещения следует принимать равным единице [1]:

- расчетная активная мощность прожекторов наружного освещения (ПНО)

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в узле

(1.36)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников, входящих в узел, определяется по формуле (1.2):

- расчетная реактивная мощность прожекторов наружного освещения (ПНО)

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников в узле

 (1.37)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в узле определяется по формуле (1.3):

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ЩУО определяется по формуле (1.6)

А

1.4 Определение суммарной расчетной нагрузки на комплектную трансформаторную подстанцию

Таблица 2.1 - Определение суммарной расчетной нагрузки на КТП

Наименование узлов питания	Расчетная активная мощность	Расчетная реактивная мощность	Расчетная полная мощность	Расчетный ток
ВРУ1	188,2	138,12	233,45	354,7
ВРУ2	155	116,25	193,75	294,37
ВРУ4	76	57	115,1	174,8
РЩ ВК1	185,5	139,12	231,87	352,2
РЩ ВК2	185,5	139,12	231,87	352,2
ВРУ5	204,9	153,67	256,12	389,13
ВРУ6	243,1	182,32	303,87	461,7
ВРУ8	290	217,5	362,5	550,76
ВРУ9	260	195	325	493,8
Итого по ШМА - 1	1788	1338	2233
ШМА - 2
РЩ3	580	435	725	950
ЩУ КС1	224	168	280	425,4
ЩУ КС2	224	168	280	425,4
ЩУ КС3	224	168	280	425,4
ЩУ ФБС	196	147	245	372,2
ЩУ ОМ	112	84	140	212,7
ВРУ7	65,9	46,32	80,91	123
ВРУ10	15	11,25	18,75	28,5
ЩУО	32,55	20,18	38,3	58,19
Итого по ШМА - 2	1673	1247	2086
Итого по КТП	3461	2585	4320

Расчетный ток магистрального шинопровода ШМА - 1 и ШМА - 2 трансформаторной подстанции (ТП) определяется по формуле (1.6)

А.

А.

2. Выбор числа, мощности и типа трансформатора главной понизительной подстанции (ГПП)

2.1 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Правильный технически и экономически обоснованный выбор числа и мощности трансформаторов ГПП имеет существенное значение для рационального построения схемы электроснабжения.

Выбор мощности трансформаторов ГПП производится по расчетной мощности завода с учетом коэффициента загрузки трансформатора в нормальном и послеаварийном режиме, а также с учетом перегрузочной способности трансформатора.

При этом при выходе из работы одного трансформатора, оставшийся в работе, должен обеспечивать работу предприятия на время замены неисправного трансформатора с учетом возможного ограничения нагрузки без ущерба для основной деятельности предприятия.

Основные потребители электроэнергии на предприятии относятся ко II-й категории по надежности электроснабжения, что говорит о необходимости установки на ГПП двух трансформаторов.

Мощность трансформаторов определяется по формуле:

,

где: S_{Р ГПП} - полная расчетная мощность предприятия со стороны высшего напряжения трансформаторов ГПП;

К_З - коэффициент загрузки трансформаторов. Для потребителей II - й категории К_З = 0,7.

2 - число трансформаторов.

, (кВА)

Из сортимента номинальных мощностей силовых двухобмоточных трансформаторов выбираем трансформатор по условию, что S_НТ ? S_РТ. Устанавливаем трансформатор с ближайшим большим значением номинальной мощности равной 16000 кВА.

Коэффициент загрузки одного трансформатора в нормальном режиме:

С учетом того, что в нормальном режиме коэффициент загрузки трансформаторов ГПП принимается равным 0,7, а в аварийном режиме любой из трансформаторов с учетом допустимой перегрузки (до 40%) должен обеспечить полностью необходимую мощность завода, то есть: S_{Р ГПП} < 1,4 S_{Н Т}.

S_{Р ГПП} < 1,4 S_{Н Т} => 21142,38 < 22400.

где: 22400 - мощность, пропускаемая одним трансформатором в послеаварийном режиме:

1,4 • S_{Н Т} = 1,4 • 16000 = 22400 (кВА), что обеспечивает перспективу расширения производства.

2.2 Выбор оптимальной системы напряжения

Выбор напряжения производится с целью определения параметров линии электропередачи (ЛЭП) и выбираемого оборудования ГПП, а также размеров капиталовложений, расходов цветного металла, величины потерь электроэнергии и эксплуатационных расходов.

Электроснабжение завода производится непосредственно от подстанции, расположенной на расстоянии 900 м от ГПП завода. От источника питания имеется возможность получения энергии при двух напряжениях: U = 35 кВ и U = 110 кВ. Поэтому рассмотрим возможность применения обоих вариантов путем технико - экономического сравнения этих вариантов и выберем наиболее оптимальный из них.

I - Вариант. U = 35 кВ.

Питание осуществляется по двухцепной ЛЭП.

Определим величину тока, протекающего по одной линии:

,

где: I_M - расчетный ток одной линии в нормальном режиме работы

U_ном - номинальное напряжение.

, (А)

Сечения проводов ЛЭП в сетях выше 1000 В выбирают, согласно ПУЭ (правила устройства электроустановок) по экономической плотности тока:

,

где: J_ЭК - экономическая плотность тока для заданных условий работы, выбирается по таблице. J_ЭК = 1,4 (А/мм²) Таблица 2.1 [2].

, (мм²)

Рассчитанное сечение округляется до ближайшего стандартного, а затем проверяется.

Принимаем ближайшее стандартное сечение провода АС - 120 с I_доп=380 А.

По короне данное сечение (120мм²) больше минимального для U_НОМ = 35 кВ, равного 70 мм², поэтому проверка не требуется.

Проверяем сечение по послеаварийному току при отключении одной линии с учетом перегрузки:

К_пер•I_доп > I_м.ав,

что соответствует - 1,3 • 380 > 2 • 174 = 494 > 348 (А)

Определим стоимость потерь на один километр в двухцепной линии при ф=2400 ч/год, С_Э = 1,4 коп/кВт•ч, К_УД = 11,85 тыс. руб. / км, ДР_УД = 140 кВт / км; Таблица 2.7 [17].

Стоимость потерь электроэнергии в линиях:

, (тыс. руб./год)

Определим полные затраты с учетом аппаратуры на подстанции без стоимости трансформаторов

,

На питающей подстанции в ОРУ 35 кВ на каждую линию установлено по выключателю, стоимость каждого порядка К_АП = 9 тыс. руб. (см стр. 142 - 148 [17]). На приемной подстанции установлено два комплекта коммутационной аппаратуры. Стоимость одного комплекта равна К_ПС = 2,92 тыс. руб. Суммарные отчисления для линии Е_?Л = 0,152 тыс. руб. и Е_?О = 0,193 тыс. руб. для оборудования.

, (тыс. руб.)

II - Вариант. U = 110 кВ.

Питание осуществляется по двухцепной ЛЭП.

Определим величину тока, протекающего по одной линии:

, (А)

, (мм²)

Принимаем ближайшее стандартное сечение провода АС - 70 с I_доп = 265 А.

Проверяем сечение по послеаварийному току при отключении одной линии с учетом перегрузки:

К_пер•I_доп > I_м.ав,

что соответствует - 1,3 • 265 > 2 • 55 = 344 > 110 (А)

Определим стоимость потерь на один километр в двухцепной линии при К_УД = 11,85 (тыс. руб. / км), ДР_УД = 140 (кВт / км);

_, (тыс. руб.)

Определим полные затраты с учетом аппаратуры на подстанции без стоимости трансформаторов.

Стоимость одного комплекта аппаратуры на приемной подстанции К_ПС = 4,76 тыс. руб.; на питающей подстанции К_АП = 16 (тыс. руб.).

_, (тыс. руб.)

Затраты на первый вариант меньше затрат второго варианта. Поэтому из экономических соображений выбираем для дальнейшего рассмотрения первый вариант. U_Н = 35 кВ, АС - 120, I_доп=380 А.

Проверка линии по потере напряжения.

При L_ДU1% = 6,4 км для АС - 120 и допустимой потере напряжения, равной 5% в нормальном режиме

,

где: L_ДU1% - длина линии при полной загрузке на 1% потери напряжения (км);

ДU_доп - допустимая потеря напряжения ДU_доп = 5%, ДU_{доп ав} = 10%;

- коэффициент загрузки линии; U_ном.

L_ДОП - допустимая длина линии;

L - фактическая длина линии:

а) В нормальном режиме ,

, (км)

б) В аварийном режиме ;

, (км)

Следовательно, выбранное сечение провода соответствует условию допустимой потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Проверка по механической прочности.

Согласно ПУЭ для ЛЭП с U_Н = 35 кВ по механической прочности сечение провода должно быть не менее 75 мм², в нашем случае 120 мм², что соответствует условию механической прочности проводов. ВЛ с U_Н = 35 кВ на условие коронирования не проверяются.

Проверку сечения проводов по условию термической стойкости произведем после расчета токов короткого замыкания.

2.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения

На заводе преобладают потребители II-й категории по надежности электроснабжения, по этому электроснабжение завода осуществляется по двухцепной ЛЭП с установкой на ГПП двух трансформаторов. Согласно [6], выбираем схему двух блоков трансформатор - линия, которые для большей гибкости соединены неавтоматической перемычкой из двух разъединителей. В нормальном режиме один из разъединителей перемычки должен быть разомкнут.

Основным достоинством схемы является экономичность и надежность.

В цепях силовых трансформаторов устанавливаются выключатели и короткозамыкатели с разъединителями.

Таким образом, внешнее электроснабжение осуществляется от двухцепной ЛЭП - 35 кВ с установкой на ГПП двух силовых трансформаторов типа:

ТДН - 16000 / 35 с параметрами:

SН	16000 кВА
UВН	36,75 кВ
UНН	10,5 кВ
ДРХХ	21 кВт
ДРКЗ	90 кВт
iХХ	0,75%
UК	8%

3. Выбор принципиальной схемы электрической схемы ГПП и режима работы нейтралей трансформатора

Схема электроснабжения электроприемников напряжением до 1000 В зависит от мощности и количества электроприемников, требуемой степени надежности, распределения их по территории предприятия и других факторов и должна удовлетворять следующим условиям [9]:

1. обеспечить необходимую надежность электроснабжения и безопасность обслуживания;

2. быть гибкой и удобной в эксплуатации;

3. иметь оптимальные технико-экономические показатели;

4. допускать возможность индустриального скоростного монтажа.

Схемы цеховых сетей могут быть радиальными, магистральными и смешанными.

Ввиду наличия пожароопасной среды на деревообрабатывающем предприятии, выбираем радиальную схему питания электроприемников предприятия.

Радиальные схемы применяются для питания:

1. мелких групп электроприемников, находящихся в различных местах и удаленных от щита низкого напряжения цеховой подстанции;

2. мощных сосредоточенных групп электроприемников;

3. электроприемников ответственных потребителей;

4. при наличии на предприятии неблагоприятной среды (агрессивной, пожаро-взрывоопасных зон и др.)

Рассмотрим два варианта внутреннего электроснабжения: радиальную (рисунок 3.1) и смешанную (рисунок 3.2) схемы. Путем технико-экономического сравнения выберем наиболее целесообразную из них. Для упрощения одинаковые элементы схем не учитываем.

3.1 Радиальная схема

Питание потребителей I и II категорий осуществляется двухцепной кабельной линией от шин ГПП, работающих раздельно. Кабели марки ААБ-10 и АВВГ - 0,4 проложены в траншеях.

Кабельная линия ГПП-ТП1.

Максимальный рабочий ток в линии:

Аварийный ток: .

По экономической плотности тока выбираем сечение жил КЛ 10 кВ:

.

Принимаем стандартное сечение жил кабеля :

, , , , затраты на строительство КЛ .

Проверка КЛ по длительно допустимому току произведем по следующему выражению:

,

где - коэффициент перегрузки в послеаварийном режиме, показывающий, на сколько можно превышать , определяется по таблице 7.37 [3], принимаем .

, выбранный кабель проходит по нагреву.

Проверим на термическую стойкость к токам КЗ:

Сопротивление двухцепной КЛ 10 кВ:

, (42)

.

Определим потери напряжения в линии в нормальном режиме:

,

.

Потери напряжения в линии в послеаварийном режиме:

,

.

Капиталовложения в КЛ: (Данные взяты из интернета с различных сайтов)

Потери электроэнергии:

.

3.2 Смешанная схема

Расчет смешанной схемы ведется аналогично методике, приведенной при расчете радиальной схемы.

Смешанная схема

3.3 Сравнение вариантов

По данным из таблиц следует, что варианты равно-экономические, поэтому принимаем радиальную сеть, т.к. более надежна и проста в обслуживании.

3.4 Выбор режима нейтрали

электрический нагрузка трансформатор подстанция

С учетом технологических особенностей потребителей электроэнергии на деревообрабатывающем заводе принимаем систему заземления TN-C-S (Т - глухое заземление нейтрали; N - открытые проводящие части присоединены к глухозаземленной нейтрали источника питания; С - функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников совмещены в одном проводнике; S - нулевой рабочий и нулевой защитный проводники разделены). Система TN-C-S - система TN, в которой функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников совмещены в одном проводнике в какой-то её части, начиная от источника питания. В системе TN-C-S во вводно-распределительном устройстве электроустановки совмещенный нулевой защитный и нулевой рабочий проводник PEN разделен на нулевой защитный PE и нулевой рабочий N проводники [7].

Размещено на Allbest.ru

...