Курсовая работа (т): Электроснабжение завода среднего машиностроения

·   к одной магистрали подключены несколько трансформаторных подстанций

·   уменьшение числа промежуточных звеньев коммутации

·   позволяет сэкономить число ячеек КРУ на питающей подстанции, так как к одной магистральной линии присоединяются несколько подстанций

·   позволяет удобнее и экономичнее выполнять резервирование питаемых подстанций.

Радиальные схемы электроснабжения принимаются в тех случаях, когда нагрузка размещена в различных направлениях от источника питания или для питания больших сосредоточенных нагрузок.

«Рис. 2.2. − Схема канализации электрической энергии по территории завода»

2.7 Выбор схемы внутризаводского электроснабжения

2.7.1 Выбор сечений и марок кабелей и расчет рабочих токов в схеме электроснабжения

Расчет рабочих токов, выбор марок и сечения кабеля осуществляется на основе расчета потокораспределения схемы электроснабжения предприятия.

Для питания цехов на напряжения 10кв выбраны кабели типа АПвП.

А - Токопроводящая жила из алюминия

Пв - слой изоляции из сшитого полиэтилена (СПЭ)

П - кожух из полиэтилена

Кабель АПвП применяется при прокладке в траншеях (т. е. в открытом грунте) независимо от коррозионной активности грунтовых вод и почвы. Он также может быть использован при прокладке на открытом воздухе без дополнительной защиты от солнечного ультрафиолетового излучения. Сечение экранирующего слоя кабеля рассчитывают исходя из максимально возможной величины токов короткого замыкания. В случае необходимости размеры сечения экрана могут быть увеличены. Стандартный период эксплуатации кабеля АПвП составляет 30 лет.

Проверке по экономической плотности тока не подлежат:

сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1 кВ при числе использования максимума нагрузки предприятий до 4000- 5000 часов;

ответвления к отдельным электроприёмникам напряжением до 1 кВ, а также осветительные сети промышленных предприятий, жилых и общественных зданий.

Выбор сечения жил кабеля, напряжением выше 1000 В производится по экономической плотности тока, для кабеля с алюминиевыми жилами, временем использования максимума нагрузки Т_м=4280ч.

[1, табл. 1.3.36]

j_ЭК=1,4 А/мм²

Расчетный ток для кабельной линии определяется по выражению:

(2.24.)

По расчетному току находим экономическое сечение:

 , (2.25.)

где I_Р - расчетный ток, протекающий через проводник в нормальном режиме, А_ЭК - экономическая плотность тока, А/мм².

Затем сечение кабельной линии проверяем по нагреву в послеаварийном режиме:

,

где I_{ДОП.ТАБЛ} - допустимый табличный ток в длительном режиме работы;

К₁ - коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды для температуры прокладки в земле  , К₁ = 1,0 [4, таблица 7],

К₂ - коэффициент, учитывающий способ прокладки, К₂=0,9 [4, таблица 8].

К₃ - коэффициент, учитывающий допустимую перегрузку кабеля по [4, пункт 2.4.5]. Проверку кабелей на допустимый ток производим по [4, таблица 5].

Для сечения жил кабелей ниже 1000 В выбор производится по нагреву расчетным током:

Для питания электроприемников на напряжения ниже 1000 В выбор производится по нагреву расчетным током по условию:

I_ДОП > I_РАСЧ(2.27.)

Выполним расчёт участка сети ГПП−ТП6.2−ТП7.2−ТП8.2− ТП10.2−РП9 в котором присутствуют линия 10кВ и линия 0,4 кВ

Найдём сечение кабеля на участке ТП 10-РП 9. Зарядную мощность кабельной линии не учитываем, т.к. она значительна, мала для короткого участка.

По расчетному току I_Рвыбираем кабель до 1000 В.

По найденному расчётному току из [1, табл. 1.3.16.] выбираем кабель типа

АПВГ - 4х25  , Iдоп=115 (А) . R0=1,24 (Ом/км); X0=0,09 (Ом/км)

 , 115 А > 100 А

Рассчитываем потери в линии ТП 8.2-РП 9 :

Вычислим мощность с учётом потерь в линии и мощности на РП9 на участке РП9−ТП8.2:

S_КЛ(9)=S₉+∆S_КЛ=43,8+j29,5+2,5+j0,2=46,3+j29,7 кВа

Определяем потери в трансформаторе ТМГ11-250/10:

(2.30.)

 (2.31.)

 = 0,57+3.7∙0,7=2,3 кВт;

 = 5 кВар

Вычислим мощность с учётом потерь в линии и трансформаторе на участке ТП10.2−ТП8.2:

S_КЛ(10.2)= ∆S_КЛ +∆S_ТР +S₁₀ =0,043+j0,004+4,71+j12.62 +785,7/2+ j(588,5-100)=397,6+ j206,9 кВа

По расчетному току находим экономическое сечение:

По найденному экономическому сечению выбираем кабель на данном участке типа АПвП 3х35 мм²

Вычислим мощность с учётом потерь в линии и трансформаторе на участке ТП8.2.−ТП7.2:

S_КЛ8.2=∆S_КЛ +∆S_ТР + S_ТР + S_КЛ10.2=0,079+ j0,007+2,3+ j5+332,7/2+ j(357,15/2-125)+397,6+ j206,9=566,32+ j265,48

По расчетному току находим экономическое сечение:

По найденному экономическому сечению выбираем кабель на данном участке типа АПвП 3х35 мм²

Вычислим мощность с учётом потерь в линии и трансформаторе на участке ТП7.2.−ТП6.2:

S_КЛ7.2=∆S_КЛ +∆S_ТР + S_ТР + S_КЛ8.2=733,97+ j500,7

По расчетному току находим экономическое сечение:

По найденному экономическому сечению выбираем кабель на данном участке типа АПвП 3х35 мм²

Вычислим мощность с учётом потерь в линии и трансформаторе на участке ТП6.2.−ГПП:

S_КЛ6.2=∆S_КЛ +∆S_ТР + S_ТР + S_КЛ7.2=815,27+ j627,58

По расчетному току находим экономическое сечение:

По найденному экономическому сечению выбираем кабель на данном участке типа АПвП 3х50 мм²

Для остальных участков расчет и выбор силовых кабелей выполняется аналогично.

Результаты расчётов сведём в таблицы:

Таблица 2.8. Расчёт потерь мощности в трансформаторах .

«Таблица 2.8. − Выбор кабелей и расчёт потерь в КЛ»

3. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

3.1 Определение суммарной расчетной нагрузки предприятия

Суммарная расчетная нагрузка на шинах ГПП определяем по выражениям:

=

=

Р_Р.ГПП.=6927+4·472,5=8817 кВт

Q_Р.ГПП.=3200+4·226,8=4107 кВар

3.2 Выбор типа, мощности и мест размещения компенсирующих устройств на напряжение выше 1000 В

Значение  на шинах НН ГПП определяется:

Значение tgφ на шинах НН ГПП по заданию не должно превышать 0,39, поэтому необходимо скомпенсировать часть реактивной мощности, за счет установки высоковольтных КУ.

Расчет необходимой мощности КУ ведется по выражению:

, (3.4)

где  - реактивная мощность на шинах НН ГПП;

 - активная мощность на шинах НН ГПП;

 - значение максимальной величины для энергосистемы на шинах ВН;

 = 4107-8817 ∙ 0,39 = 669 кВар.

Устанавливаем на секции 10 кВ ГПП 2шт. КУ типа УКЛ(П)56-10,5-900-У3.Суммарно получаем 1800 квар.

Фактическое значение  на шинах НН ГПП:

 (3.5)

3.3 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Расчетная мощность для выбора трансформаторов ГПП определяется по выражению:

 (3.6)

Для двух трансформаторов номинальная мощность одного определяется по условию:

, (3.7)

 кВА.

Выбираем из (3) два трансформатора типа ТДН-6300/110. Паспортные данные трансформатора приведены в таблице 3.1.

Параметры трансформаторов ГПП

Таблица 3.1

Коэффициент загрузки трансформаторов ГПП нормальном режиме:

.

Потери в одном трансформаторе ГПП:

(3.8)

 (3.9)

 = 11,5+44 ∙0,55=25,1 (кВт);

 (квар)

Мощность на стороне ВН ГПП, определяется как:

Мощность, протекающая на стороне ВН ГПП, определяется как:

Для трансформаторов с принудительным воздушным и естественным масляным охлаждением, при температуре 0 С⁰ и длительности перегрузки 6 часов, равен Кдоп=1,6 (11,стр.204)

В послеаварийном режиме:

Необходимо выполнение условия по перегрузочной способности Кдоп>Кзп/ав

,6>1,12 , т.е. выбранные трансформаторы удовлетворяют условию.

3.4 Выбор сечений проводов питающих линий и определение ее параметров

Определение марки и сечения проводов питающей линии производится на основе расчета потокораспределения сети.

Выбор проводов ВЛЭП производится по экономической плотности тока:

Расчетный ток

 А;

где n-число цепей ВЛЭП, n=2.

.

Выбираем провод марки АС-70/11 сечением 70 мм² (т.к. для сетей напряжением 110кВ минимальное сечение ВЛ составляет 70 мм²).

Расчетный ток в послеаварийном режиме при отключении одной цепи ВЛЭП:

Выбираем провод марки АС-70/11 со следующими параметрами:

I ном. = 265 А по[1,табл. 1.3.29];

[10, табл. 7.5].

Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 13 км (согласно заданию).

Определим потери в ЛЭП:

Зарядная мощность линии:

 квар.

Мощность в начале ВЛЭП:

,

Рл=6927+25,1+7,9=6960 кВт

Qл=4107+50,43+8,2−1800−0,278=2364 кВр

Полная мощность в начале ВЛЭП: