Учебная работа. Электроснабжение первого механического завода

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Электроснабжение первого механического завода

Электроснабжение
первого механического завода

Содержание

Введение

. исходные данные на проектирование первого механического
завода

. характеристика среды производственных помещений и
характеристика потребителей электрической энергии по бесперебойности
электроснабжения

. Расчет электрических нагрузок

.1 Определение средних нагрузок цехов за максимально
загруженную смену

.2 Определение максимальных нагрузок цехов

. Картограмма и определение центра электрических нагрузок

. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на цеховых
ТП и выбор компенсирующих устройств в сетях до 1000 В

.1 Выбор числа и мощности трансформаторов ТП

.2 Выбор компенсирующих устройств в сетях до 1000 В

. Проектирование системы внешнего электроснабжения

.1 Выбор рационального напряжения питающей сети

.2 Технико-экономический расчет по выбору напряжения питающей
сети

.2.1 Вариант 1

.2.2 Вариант 2

.3 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на ГПП
завода

. Проектирование системы внутреннего электроснабжения

.1 Составление однолинейной схемы электроснабжения

.2 Расчет токов короткого замыкания

.3 Выбор силовой коммутационной аппаратуры

.3.1 Выбор высоковольтных выключателей на стороне ВН ГПП 35
кВ

.3.2 Выбор высоковольтных выключателей на стороне НН ГПП 6 кВ

.3.3 Выбор кабельных линий распределительной сети питающих ТП
и РП

.3.4 Выбор высоковольтных выключателей на шинах НН ГПП

.3.5 Выбор кабелей напряжением 380 В вне корпусов

.3.6 Выбор высоковольтных выключателей для питания синхронных
ЭД

.3.7 Выбор кабельных линий питающих СД

. основные тенденции развития электроэнергетики, в общем, схожи с
тенденциями развития своего народного хозяйства. Одна из основных в последнее
время — это энергосбережение. Постоянный рост цен на энергоносители, заставляет
нас все чаще и чаще обращаться к вопросу о правильности и рациональности их
использования.

В связи с этим в электроснабжении потребителей необходимо решать ряд важных
задач: повышение уровня проектно-конструкторских разработок, внедрение
ресурсосберегающих технологий, совершенствование самой структуры
энергопотребления, включающей в себя снижение непроизводительных расходов
электроэнергии при ее передачи, распределение и потребление.

Вследствие решения, вышеперечисленных задач, происходит дальнейшее
развитие и усложнение структуры систем электроснабжения, возрастают требования
к экономичности и надежности их работы. Внедрение новых технологий, и в связи с
этим применение нового оборудования предъявляет новые более высокие требования
к качеству и надежности электроснабжения. Реакцией на это стало широкое
внедрение устройств управления распределением и потреблением электроэнергии на
базе современной вычислительной техники. Растущая необходимость снижения
человеческого влияния на работу систем электроснабжения, приводит к тому, что
на всех этапах развития народного хозяйства, электроэнергетика будет оставаться
самой энерговооруженной ее областью.

В настоящее время электрическая энергия является наиболее широко
используемой формой энергии. Это обусловлено относительной легкостью ее
получения, преобразования, передачи на большое расстояние и распределения между
приемниками. Огромную роль в системах электроснабжения играют электрические
подстанции — электроустановки, предназначенные для преобразования и
распределения электрической энергии. В России, как и в других западных странах,
для производства и распределения электрической энергии используют трехфазный
переменный ток частотой 50 Гц. Применение трехфазного тока частотой 50 Гц
обусловлено большей экономичностью сетей и установок трехфазного тока по
сравнению с сетями однофазного переменного тока, а также возможностью
применения в качестве электропривода наиболее надежных, простых и дешевых
асинхронных электродвигателей.

В качестве объекта исследования задана тема: “Электроснабжение первого
механического завода”. Питание осуществляется от подстанции энергосистемы, на
которой установлено два трехобмоточных трансформатора мощностью 40000 кВА
каждый, с первичным напряжением 110 кВ и вторичным — 35 и 10 кВ. Подстанция,
как объект электроснабжения, рассчитывается для определенного количества
приемников с определенными заданными нагрузками.

Разработка проекта электроснабжения промышленного предприятия начинается
с изучения технологического процесса и его особенности. Проект электроснабжения
представляет собой изображение сооружений и устройств, связанных с передачей
электрической энергии от источника питания до электроприемников потребителя,
представленное в схемах, чертежах, таблицах и описаниях. Все это создается в
результате анализа исходных данных на основе расчетов и сопоставления
вариантов. Основной задачей расчетов является нахождение оптимального решения.
В проекте выполняются следующие работы: расчет нагрузок; выбор номинального
напряжения; выбор трансформаторов подстанций и их размещение; выбор схем
электрических сетей; расчет токов короткого замыкания; выбор коммутационной
аппаратуры, выбор компенсирующих устройств.


1. исходные данные на проектирование первого механического
завода

. Выполнить проект электроснабжения первого механического завода.

2. Питание завода может быть осуществлено от подстанции энергосистемы,
расположенной в 10 км от завода. На подстанции установлены два трехобмоточных
трансформатора по 40 МВА, напряжением 110/35/10 кВ.

3.
Стоимость электрической энергии равна

.
Генплан прилагается, рис. 1.1.

.
Сведения об электрических нагрузках приведены в табл. 1.1.

.
Коэффициент индексации цен из справочников 80-х равный 35.

рисунок 1.1 — Генплан первого механического завода

Таблица 1.1 — электрические нагрузки завода

Наименование

Нагрузка

Сведения о нагрузке

1

Механический цех №1

3500 кВт

Установл. мощность

2

Механический цех №2

0,35 кВт/м2

Метр, пола цеха

3

Цех редукторов

0,4 кВт/м2

Метр, пола цеха

4

Инструментальный цех

0,25 кВт/м2

Метр, пола цеха

5

Цех сепараторов

0,6 кВт/м2

Метр, пола цеха

6

Электроцех

1300 кВт (1000+300)

Установл. мощность

7

Кислородная станция

800 кВт

Установл. мощность

8

Склад

0,1 кВт/м2

Метр, пола цеха

9

Паровозное депо

100 кВт

Установл. мощность

10

Клуб

150 кВт

Установл. мощность

11

Столовая

200 кВт

Установл. мощность

12

Малярный цех

150 кВт

Установл. мощность

13

Заводская лаборатория

400 кВт

Установл. мощность

14

термический цех

1200 кВт

Установл. мощность

15

Деревообделочные мастерские

300 кВт

Установл. мощность

16

Склад

50 кВт

Установл. мощность

17

Скрапоразделочная

400 кВт

Установл. мощность

18

Литейная

5000 кВт

4000 кВт эл. печи 6 кВ

19

Котельная

800 кВт

Установл. мощность

20

Испытательная станция

2400 кВт

Установл. мощность

21

Механический цех

0,3 кВт/м2

Метр, пола цеха

22

Гараж

100 кВт

Установл. мощность

23

Заводоуправление

200 кВт

Установл. мощность

24

Компрессорная (4´630 кВт двигатели 6 кВ)

2880 кВт

Установл. мощность

25

Склад готовой продукции

210 кВт

Установл. мощность

26

термический цех (печи)

1400 кВт

Установл. мощность


2. характеристика среды производственных помещений и
характеристика потребителей электрической энергии по бесперебойности
электроснабжения

Таблица 2.1 — характеристика окружающей среды цехов завода и

краткая характеристика основных потребителей электроэнергии по

категории надежности электроснабжения

№ цеха

Наименование цеха

характеристика
производственной среды

Категория электроснабжения

1

Механический цех №1

нормальная

II

2

Механический цех №2

Нормальная

II

3

Цех редукторов

нормальная

II

4

Инструментальный цех

Нормальная

II

5

Цех сепараторов

нормальная

II

6

Электроцех

Нормальная

III

7

Кислородная станция

Пыльная

I

8

Склад

нормальная

III

9

Паровозное депо

Нормальная

III

10

Клуб

Нормальная

III

11

Столовая

нормальная

III

12

Малярный цех

Пыльная

II

13

Заводская лаборатория

нормальная

III

14

Термический цех

Жаркая

II

15

Деревообделочные мастерские

Пыльная

II

16

Склад

нормальная

III

17

Скрапоразделочная

Нормальная

III

18

Литейная

Жаркая

I

19

Котельная

жаркая

I

20

Испытательная станция

Нормальная

II

21

Механический цех

нормальная

II

22

Гараж

Нормальная

III

23

Заводоуправление

Нормальная

III

24

Компрессорная (4´630 кВт двигатели 6 кВ)

Нормальная

II

25

Склад готовой продукции

нормальная

III

26

Термический цех (печи)

Жаркая

II

Электроприёмники проектируемого завода, являются приёмниками трёхфазного
тока промышленной частоты 50 Гц, напряжением 6 кВ, 380 В.

потребители I-ой категории
составляют 12% от общей нагрузки.

Потребители II-ой категории
составляют 46% от общей нагрузки.

Потребители III-ей категории
составляют 42% от общей нагрузки.


3. Расчет электрических нагрузок

3.1 Определение средних нагрузок цехов за максимально
загруженную смену

Средние нагрузки силовых электроприёмников цехов определяются по
установленной мощности и коэффициенту использования. Высоковольтное
оборудование (выше 1000 В) учитывается отдельно. Расчет осветительной нагрузки
выполняем по удельной мощности освещения. Принимаем, что используем лампы
накаливания, то есть их характерный tg φ = 0.

Механический цех №1

— Определим среднюю, активную нагрузку электроприемников цеха:

где
Руст — установленная мощность электроприемников;

Ки
— коэффициент использования, Ки=0,8:

— Определим среднюю,
реактивную нагрузку электроприемников цеха:

где
tgj =0,62 — соответствует характерному для электроприемников данного цеха
средневзвешенному значению коэффициента мощности:

— Определим
осветительную нагрузку цеха:

где
pуо —
удельная мощность освещения, Вт/м2 ;

F — площадь
освещаемой поверхности, принятая по генплану предприятия;

кс
— коэффициент спроса осветительной нагрузки

— Определим полную
нагрузку цеха с учетом осветительной нагрузки:

Результаты
расчета средних нагрузок остальных цехов предприятия, средние нагрузи по заводу
до и выше 1000 В, а также расчетная нагрузка освещения территории предприятия
приведены в таблице 3.1.

Итого:
средняя нагрузка по предприятию на 4-ом уровне электроснабжения, без учета
компенсации реактивной мощности в цеховых ТП и потерь в трансформаторах цеховых
ТП:

3.2
Определение максимальных нагрузок цехов

максимальные
нагрузки силовых электроприёмников цехов определяются по установленной мощности
и средней величине коэффициента спроса.

Механический
цех №1

— Определим
максимальную, активную нагрузку электроприемников цеха:

где
Кс — коэффициент спроса, Кс=0,95:

— Определим
максимальную, реактивную нагрузку электроприемников цеха:

— Определим
осветительную нагрузку цеха:

— Определим
максимальную, полную нагрузку цеха с учетом осветительной нагрузки:

Результаты расчета максимальных нагрузок остальных цехов предприятия,
максимальные нагрузи по заводу до и выше 1000 В, а также расчетная нагрузка
освещения территории предприятия приведены в таблице.

Итого:
максимальная нагрузка по предприятию на 4-ом уровне электроснабжения, без учета
компенсации реактивной мощности в цеховых ТП и потерь в трансформаторах цеховых
ТП:


4.
Картограмма и определение центра электрических нагрузок

Для выбора месторасположения цеховых подстанций и ГПП на генплане завода
строится картограмма электрических нагрузок. Картограмма представляет собой
размещенные на генеральном плане предприятия или плане цеха окружности, площадь
которых соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам

При построении картограммы необходимо знать расчётные силовые и
осветительные нагрузки цехов, которые в данном случае могут быть определены по
установленной (номинальной) мощности и коэффициенту спроса. Силовые нагрузки
изображаются отдельными кругами. Считаем, что нагрузка по цеху распределена
равномерна, поэтому центр нагрузок совпадает с центром тяжести фигуры,
изображающей цех на плане.

Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга. Угол сектора a определяется из соотношения активных
расчетных и осветительных нагрузок цехов.

Механический
цех №1

— Определим радиус окружности, характеризующий мощность приемников
электроэнергии:

где
Рi — нагрузка объекта электроснабжения, (Ррасч+Росв);

m — масштаб для
определения площади круга, принимаем

— Определим угол
сектора a:

Результаты
расчета остальных цехов производятся аналогично и сводятся в таблицу 4.1

Для
определения места ГПП находится центр электрических нагрузок завода с помощью
аналитического метода, основанного на сложении масс материальных частиц. На
генплане произвольно наносятся оси координат. Координаты центра электрических
нагрузок завода определяются по формулам

,

где
X0,Y0 — координаты центра нагрузок завода;

xi, yi — координаты центра нагрузок i-ого цеха;

Ррасч. — расчетная, активная нагрузка i-ого цеха:

Таблица 4.1 — Определение центра электрических нагрузок

№ цеха

Наименование

Pрасч, кВт

Pрасч. осв., кВт

R, мм

, градPрасч. + Pрасч.осв., кВтXY(Pрасч.
+ Pрасч.осв.)*X(Pрасч. + Pрасч.осв.)*Y

1

Механич. цех №1

3325

309,8

34,1

30,7

3634,8

22

49

79965,6

178105,2

2

8968,8

343,9

54,5

13,3

9312,7

20

75,5

186254

703108,8

3

Цех редукторов

4306,9

153,9

37,7

12,4

4460,8

20

97,5

89216

434928

4

инструмент. цех

1941,4

116,5

25,6

20,4

2057,9

20

110

41158

226369

5

Цех сепараторов

2867,9

68,4

30,6

8,4

2936,3

22

119

64598,6

349419,7

6

Электроцех

975

203,3

19,4

62,1

1178,3

17

140

20031,1

164962

7

Кислородн. ст-я

640

55,7

14,9

28,8

695,7

17

220

16416,9

153054

8

Склад

139,7

16,6

7,1

38,2

156,3

19

196

2969,7

30634,8

9

Паровозное депо

70

25,5

5,5

96,1

95,5

28

198,5

2674

18956,8

10

Клуб

105

43,7

6,9

105,8

148,7

63

153

9368,1

22751,1

11

Столовая

140

22,8

7,2

50,4

162,8

76

126,5

12372,8

20594,2

12

Малярный цех

90

23,9

6,02

75,5

113,9

76

104,5

8656,4

11902,6

13

Заводская лабор.

340

53,7

11,2

49,1

393,7

94

81

37007,8

31889,7

14

термический цех

1020

17,2

18,2

5,9

1037,2

109

59

113054,8

61194,8

15

Деревообд. маст.

225

20,3

8,8

29,8

245,3

120

37

29436

9076,1

16

Склад

32,5

9,6

3,7

82,1

42,1

123,5

22

5199,4

926,2

17

Скрапоразделоч.

300

52,7

10,6

53,8

352,7

107,5

32

37915,3

11286,4

18

Литейная

950

496

21,6

123,5

1446

77

41,5

111342

60009

19

Котельная

560

28,2

13,7

17,3

588,2

148,5

16,5

87347,7

9705,3

20

Испытат. станция

1920

45,7

 25,02

8,4

1965,7

170

28

334169

55039,6

21

Механич. цех

2698

120,7

 29,9

15,4

2818,7

156,5

62

441126,6

174759,4

22

Гараж

65

24,1

5,3

97,4

89,1

138

89

12295,8

7929,9

23

Заводоуправлен.

140

27,9

7,3

59,8

167,9

117,5

101

19728,3

16957,9

24

Компрессорная

288

21,7

9,9

25,2

309,7

29,5

17,5

9136,2

5419,8

25

Склад гот. прод.

136,5

47,1

7,6

92,4

183,6

49

39

8996,4

7160,4

26

термический цех

1190

27,2

19,7

8,04

1217,2

42

102

51122,4

124154,4

18

Эл. печи литейной 6 кВ

3800

34,8

3800

77

41,5

292600

157700

24

двигатели компрессорной 6
кВ

2268

26,9

2268

29,5

17,5

66906

39690

Итого:

42262,5

2191064,9

3087685,1

5. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на цеховых
ТП и выбор компенсирующих устройств в сетях до 1000 В

5.1 Выбор числа и мощности трансформаторов ТП

основными требованиями при выборе числа и мощности силовых
трансформаторов для ГПП и цеховых ТП являются: надежность электроснабжения
потребителей (учет категории приемников электроэнергии в отношении требуемой
надежности), а также минимум приведенных затрат. На первом механическом заводе
электроприемники по бесперебойности электроснабжения относятся к потребителям I и II категории, поэтому цеховые ТП выполняются с двумя рабочими
трансформаторами. Предусматривается раздельная работа трансформаторов. ТП
размещаются в цехах с наибольшей нагрузкой.

— Определим плотность нагрузки:

где
SРpi — сумма средних,
активных мощностей до 1000 В по всем цехам без учета осветительной нагрузки
территории завода;

SF — площадь всех цехов:

При плотности нагрузки до 0,2 кВт/м2 рекомендуется принимать
номинальную мощность трансформаторов 630 кВА, при плотности от 0,2 до 0,3 кВт/м2
— 1000÷1600 кВА,
а при плотности, свыше 0,3 кВт/м2 — 1600÷2500 кВА. Принимаем номинальную мощность
трансформаторов 1600 кВА.

— Определим минимальное число цеховых трансформаторов:

где Рр — сумма средних, активных мощностей по всем цехам с
учетом осветительной нагрузки завода,

kз — коэффициент загрузки
трансформаторов, принимаем kз=0,8 так как основное технологическое
оборудование относится ко II
категории по надежности.

Sнт — номинальная мощность
трансформатора;

DN — добавка до ближайшего целого числа:

— Определим оптимальное количество трансформаторов:

где
 — добавка к минимальному числу трансформаторов до
четного числа, так как на ТП устанавливаем по два трансформатора, согласно
требованиям по надежности энергоснабжения.

В
результате расчета получаем 16-ть двухтрансформаторных подстанции для питания
цехов завода.

Расстановку
производим так, чтобы трансформаторы были наиболее полно загружены на свою
номинальную мощность с учетом коэффициента загрузки. таким образом, каждая
двухтрансформаторная ПС может быть загружена на мощность, определяемую по
формуле:

Места размещения цеховых ТП и электроприемники подключенные к ним
приведены в таблице 6.1. Нагрузка освещения территории завода распределена
одинакова по всем ТП, то есть на каждую ТП приходится по 24 кВт. Цеховые ТП и
РУ принимаются встроенного типа, то есть находятся на территории определенного
цеха.

Таблица 5.1 — Место расположения ТП и потребители электроэнергии

№ ТП

S, кВА

Место расположения ТП

потребители электроэнергии,

Средняя нагрузка
потребителей

Рсм, кВт

Qсм, квар

ТП-1

2´1600

Механич. цех №1

(1-68%) и 6,25% осв. терр.
завода.

2138,7

1180,5

ТП-2

2´1600

Механич. цех №1

(1-32%),(2-10%),24 и 6,25%
осв. терр. завода.

2100,5

1226,3

ТП-3

2´1600

Механич. цех №2

(2-26,6%) и 6,25% осв.
терр. завода.

2129,8

1248,7

ТП-4

2´1600

Механич. цех №2

(2-26,6%) и 6,25% осв.
Терр. завода.

2129,8

ТП-5

2´1600

Механич. цех №2

(2-26,6%) и 6,25% осв.
терр. завода.

2129,8

1248,7

ТП-6

2´1600

Цех редукторов

(3-50%) и 6,25% осв. терр.
завода.

1986,1

1652,1

ТП-7

2´1600

Цех редукторов

(3-50%) и 6,25% осв. терр.
завода.

1986,1

1652,1

ТП-8

2´1600

инструмент. цех

4 и 6,25% осв. терр.
завода.

1853,5

1507,4

ТП-9

2´1600

Цех сепараторов

(2-10%), (5-30%) и 6,25%
осв. терр. завода

1613,5

1136,3

ТП-10

2´1600

Цех сепараторов

(5-70%) и 6,25% осв. терр.
завода.

1843,2

1558,8

ТП-11

2´1600

Электроцех

6,7,8,9 и 6,25% осв. терр.
завода

1924,1

1299,4

ТП-12

2´1600

Термическ. цех №26

10,11,12,26 и 6,25% осв.
терр. завода

1484,1

1141,8

ТП-13

2´1600

Литейная

13,17,18,25 и 6,25% осв.
терр. завода

2179,5

1100,9

ТП-14

2´1600

Термическ. цех №14

14,15,16,19,22,23 и 6,25%
осв. терр. завода

2001,3

1427

ТП-15

2´1600

Механич. цех

(21-90%) и 6,25% осв. терр.
завода

2153,4

1267,7

ТП-16

2´1600

Испытат. станция

20,(21-10%) и 6,25% осв.
терр. завода

1988,9

1619,2


5.2 Выбор
компенсирующих устройств в сетях до 1000 В

ТП-1:

— Определим наибольшую реактивную мощность, которую целесообразно передать
через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ:

— Определим суммарную
мощность конденсаторов необходимых к установке на ТП-1:

— Определим
дополнительную мощность конденсаторов:

где
j = f(Кр1, Кр2)., Кр1 =
12, Кр2 = 3. Коэффициент j = 0,35:

Qнк2 < 0, дополнительная установка
конденсаторов в сети 380 в не требуется.

На цеховых ТП устанавливаем комплектные конденсаторные установки марки
УК-0,38-150У3, единичная мощность которых Qед = 150 квар.

— Определим число конденсаторов на ТП-1:

— Средняя реактивная нагрузка на трансформатор определяется как разность
реактивной нагрузки на шинах ТП и мощности конденсаторных батарей:

— Определим
коэффициент загрузки трансформаторов:

Расчет реактивной мощности конденсаторов в сети 380 В на других
подстанциях производим аналогично. Результаты расчетов сведем в таблицу.

Таблица 5.2 — системы внешнего электроснабжения

.1 Выбор рационального напряжения питающей сети

Номинальное напряжение влияет на техническо-экономические показатели и
технические характеристики. При увеличении номинального напряжения уменьшаются
потери мощности и энергии, снижаются эксплуатационные расходы, увеличиваются
предельные мощности, передаваемые по линиям, и увеличиваются капитальные
вложения на сооружение сети. сеть меньшего номинального напряжения требует
меньших капитальных затрат, но увеличиваются эксплуатационные расходы за счёт
увеличения потерь мощности и энергии. Поэтому целесообразно правильно выбирать
номинальное напряжение. Целесообразное номинальное напряжение зависит от многих
факторов. Таких как: мощность нагрузки; удаленность от источника питания, от
расположения потребителей относительно друг друга, от выбранной конфигурации
электрической сети и от способов регулирования напряжения.

Рациональное напряжение питающей линии приближенно определяется по
номограммам в зависимости от передаваемой мощности и длины питающих линий.

По заданию расстояние от подстанции энергосистемы до завода 10 км.
Согласно таблице области ориентировочных значений рационального напряжения [2],
учитывающая расстояние питающей линии и нагрузку на ней, оптимальным является
напряжение 110 кВ.

6.2 Технико-экономический расчет по выбору напряжения
питающей сети

электроэнергия трансформатор электроснабжение

Рациональное напряжение в системе внешнего электроснабжения определяется
технико-экономическими показателями. Целью технико-экономических расчётов
является определение оптимального варианта схемы, параметров электросети и её
элементов.

При технико-экономических расчетах систем промышленного электроснабжения
соблюдаются следующие условия сопоставимости вариантов:

) Технические, при которых сравниваются только взаимозаменяемые варианты
при оптимальных режимах работы и оптимальных параметрах, характеризующих каждый
рассматриваемый вариант.

) Экономические, при которых расчет сравниваемых вариантов ведут
применительно к одинаковому уровню цен и одинаковой достижимости принятых
уровней развития техники с учетом одних и тех же экономических показателей,
характеризующих каждый рассматриваемый вариант.

При разной надежности сравниваемых вариантов дополнительно учитывается
ущерб от снижения надежности.

каждый рассматриваемый вариант должен соответствовать требованиям,
предъявляемым к системам промышленного электроснабжения соответствующими директивными
материалами, отраслевыми инструкциями и ПУЭ.

В технико-экономических расчётах используют укрупнённые показатели
стоимости (УПС) элементов системы электроснабжения, а также УПС сооружения
подстанций в целом.

рассмотрим три варианта электроснабжения:

вариант — электроснабжение по сети напряжением 35 кВ с установкой ГПП
35/10 кВ.

вариант — электроснабжение по сети напряжением 110 кВ с установкой ГПП
110/10 кВ.

Определим расчетные нагрузки на III, IV и V уровнях электроснабжения.

— Расчетная нагрузка на III
уровне:

где
l=1 — корректирующий коэффициент.

— Расчетная нагрузка
на IV уровне:

где
DРтр, DQтр —
потери в трансформаторах ТП;

SРн —
суммарная активная нагрузка по заводу выше 1000 В.

SQсм —
суммарная реактивная нагрузка по заводу выше 1000 В.

где
nтр —
количество трансформаторов цеховых ТП;

DРхх, DРкз, Iхх, Uк — технические данные трансформаторов ТП;

Sтр — номинальная мощность трансформатора ТП:

— Расчетная нагрузка
на V уровне:

где
Крм = 0,9 — коэффициент разновременности максимумов нагрузок:

где
Qэ — реактивная мощность, потребляемая из энергосистемы в часы максимума ее
нагрузки:

DQ — потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП:

6.2.1
Вариант 1

Электроэнергия
до ГПП завода передаётся на напряжении 35 кВ.

–   Определим номинальную мощность трансформаторов ГПП:

выбираем
ближайшие по стандарту трансформаторы с номинальной мощностью Sнт = 25000 кВА.

— Определим максимальный ток в линии:

Сечение
проводов линии определим по экономической плотности тока. По ПУЭ для легкой
промышленности время использования максимума нагрузки: Тнб=4500
ч/год, следовательно плотность тока для неизолированного алюминиевого провода
равна: jэк = 1,1
а/мм2.

Принимаем
ближайшее, стандартное сечение Fст = 240
мм2.

Определим
затраты на постройку ЛЭП:

где
К0 — общая стоимость 1 км двухцепной линии на железобетонных опорах
с одновременной подвеской двух цепей;

L=10 км — длина
линии по заданию;

Kуд — коэффициент удорожания принят равным 35:

Определим
капитальные вложения в трансформаторы ГПП:

где
Стр — стоимость одного трансформатора:

Определим
капитальные вложения в коммутационные аппараты ОРУ:

–   Определим суммарные, капитальные вложения в 1 вариант:

–   Определим потери мощности в линии:

где ΔРн = 176 кВт/км — потери мощности в линии на одну
цепь при длительно допустимой нагрузке [6];

–   Определим потери электроэнергии в линии:

— Определим потери энергии в трансформаторах ГПП:

— Определим стоимость ежегодных потерь электроэнергии:

где Со =1,38 стоимость 1 кВт×ч электроэнергии.

— Определим ежегодные эксплуатационные расходы:

где
Ка, Коб — коэффициенты на амортизацию и отчисления на
ремонт оборудования: Ка = 0,028 — для линий; Ка = 0,063 — для силового
оборудования, Коб = 0,05:

критерием
экономичности является минимум приведенных затрат:

где Ен — коэффициент экономической эффективности
капиталовложений:

,

где Ток= 3 года — оптимальный срок окупаемости, который
принимаем из условий возможного банковского кредита.

6.2.2 Вариант 2

Электроэнергия до ГПП завода передаётся на напряжении 110 кВ.

–   Определим номинальную мощность трансформаторов ГПП:

выбираем ближайшие по стандарту трансформаторы с номинальной мощностью Sнт = 25000 кВА.

— Определим максимальный ток в линии:

Сечение
проводов линии определим по экономической плотности тока. По ПУЭ для легкой
промышленности время использования максимума нагрузки: Тнб=4500
ч/год, следовательно плотность тока для неизолированного алюминиевого провода
равна: jэк = 1,1
а/мм2.

Принимаем
ближайшее, стандартное сечение Fст = 95 мм2.

Определим
затраты на постройку ЛЭП:

где
К0 — общая стоимость 1 км двухцепной линии на железобетонных опорах
с одновременной подвеской двух цепей;

L=10 км — длина
линии по заданию;

Kуд — коэффициент удорожания принят равным 35:

Определим
капитальные вложения в трансформаторы ГПП:

где
Стр — стоимость одного трансформатора:

Определим
капитальные вложения в коммутационные аппараты ОРУ:

–   Определим суммарные, капитальные вложения в 1 вариант:

–   Определим потери мощности в линии:

где ΔРн = 134 кВт/км — потери мощности в линии на одну
цепь при длительно допустимой нагрузке [6];

–   Определим потери электроэнергии в линии:

— Определим потери энергии в трансформаторах ГПП:

— Определим стоимость ежегодных потерь электроэнергии:

где Со =1,38 стоимость 1 кВт×ч электроэнергии.

— Определим ежегодные эксплуатационные расходы:

где Ка, Коб — коэффициенты на амортизацию и
отчисления на ремонт оборудования: Ка = 0,028 — для линий; Ка = 0,063 — для
силового оборудования, Коб = 0,05:

критерием
экономичности является минимум приведенных затрат:

где Ен — коэффициент экономической эффективности
капиталовложений:

где Ток= 3 года — оптимальный срок окупаемости, который
принимаем из условий возможного банковского кредита.

Технико-экономический
расчет показал, что выбранное ранее по таблице области ориентировочных значений
рационального напряжения, напряжение питающей сети 110 кВ несет больше
капитальных вложений в систему внешнего электроснабжения чем напряжение 35 кВ,
при сравнительно одинаковых эксплуатационных расходах и потерях. 1-й вариант
выиграл и по минимуму приведенных затрат. Поэтому выбираем 1-й вариант и
принимаем напряжение питающей сети внешнего электроснабжения 35 кВ.

6.3 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на ГПП
завода

Если на предприятии есть потребители первой или второй категории питание
необходимо осуществлять как минимум от двух трансформаторов. Мощность
трансформаторов выбирается так, чтобы один трансформатор мог обеспечить работу
в аварийном режиме с допустимой длительной перегрузкой на 40% в течение не
более пяти суток, каждые сутки по шесть часов, исходя из нормальной загрузки на
70%.

основными требованиями при выборе числа трансформаторов подстанции
является: надежность электроснабжения потребителей, а также минимум приведенных
затрат на трансформаторы с учетом динамики роста электрических нагрузок.

Надежность электроснабжения потребителей I категории достигается за счет наличия двух независимых
источников питания, при этом обеспечивают резервирование питания и всех других
потребителей.

При питании потребителей I
категории от одной подстанции необходимо иметь минимум по одному трансформатору
на каждой секции шин, при этом мощность трансформаторов выбирают так, чтобы при
выходе из строя одного из них второй (с учетом допустимой нагрузки) обеспечивал
питание всех потребителей I
категории. Резервное питание потребителей I категории вводится автоматически. Потребителей II категории обеспечивают резервом,
вводимым автоматически или действиями дежурного персонала.

На первом механическом заводе имеются потребители нагрузки I категории 12%, II категории 46%. следовательно, на
подстанции следует устанавливать не менее двух трансформаторов.

— Определим номинальную мощность трансформаторов ГПП:

где Sр — расчётная, полная мощность завода, кВА:

выбираем
ближайшие по стандарту трансформаторы типа ТДТН-25000/35.

Таблица 6.1 — Технические данные трансформатора

Тип трансформатора

, кВАПотери, кВт,%,%

ТДТН-25000/35

25000

25

115

10,5

0,65

выбранный трансформатор проверяем по условиям:

— Загрузка в номинальном режиме:

— Коэффициент
экономической нагрузки:

где
DPxx — потери мощности холостого хода;

DPкз — потери мощности короткого замыкания;

Кпп
— коэффициент повышения потерь при передаче реактивной
мощности, который зависит от удаления ГПП от энергосистемы, (Кпп=0,02-0,13);

DQхх — потери реактивной мощности холостого хода;

DQкз — потери активной мощности короткого замыкания:

Условием правильной загрузки трансформаторов будет: KЗ»КЗ.Э.

— Перегрузочная
способность трансформатора при аварийном отключении одного из них:

Выбранные
трансформаторы удовлетворяют всем условиям, поэтому принимаем к установке на
ГПП завода трансформаторы типа ТДТН-25000/35.


7.
Проектирование системы внутреннего электроснабжения

7.1
Составление однолинейной схемы электроснабжения

Однолинейная
схема электроснабжения первого механического завода имеет вид:

рисунок 7.1

.2 Расчет токов короткого замыкания

Расчет тока короткого замыкания проводится для выбора силовой
коммутационной аппаратуры. Для определения мощности отключения головных
выключателей необходимо знать значения номинального тока и определить ток
трёхфазного короткого замыкания на шинах РУ 6 кВ. Так как он будет иметь
максимальное значение. Составляем схему замещения и определяем параметры в
относительных единицах.

Рисунок
7.2 — Схема электрической системы и ее схема замещения

Зададимся базисными условиями для ГПП:

Sб = 100 МВА; Uб.вн = 37 кВ; Uб.нн = 6,3 кВ.

Данные питающей линии: lw = 10 км; Х0 = 0,4 Ом/км — для воздушных линий.

Таблица 7.1 — Данные трансформаторов РПП и ГПП

Тип трансформатора

В — С

В — Н

С — Н

Uк.в, %

ТДТН-40000/110

11

12,5

7,5

 ТРДНС-25000/35

10,5

— Определим напряжения короткого замыкания для трансформаторов РПП:

— Определим
сопротивления элементов схемы замещения:

— Определим базисные
токи:

— Определим
эквивалентные сопротивления прямой последовательности:

— Определим
установившееся

— Определим значение
ударного тока трехфазного КЗ:

где
Куд(3) = 1,8 — для источников удаленных от места КЗ хотя
бы на одну трансформацию:

Таблица
7.2 — Результаты расчета токов КЗ

Точка КЗ

Iб, кА.

SХ, Ом.

Iк(3),
кА.

Iуд(3), кА.

К-1

1,56

0,565

2,76

7,03

К-2

9,17

0,985

9,3

23,7

7.3 Выбор силовой коммутационной аппаратуры

.3.1 Выбор высоковольтных выключателей на стороне ВН ГПП 35
кВ

чтобы выбрать выключатели, устанавливаемые на подстанции необходимо
вычислить максимально возможный длительный ток на стороне ВН:

где
S6 —
максимальная нагрузка на первичном напряжении ГПП, кВА

выбираем элегазовые выключатели ВГБЭ-35-12,5/630.

Производим проверку выключателей на отключающую способность, термическую
и электродинамическую устойчивость.

Таблица 7.3 — Выбор выключателей ВН ГПП

Расчётные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Тип выключателя
ВГБЭ-35-12,5/630

Uном = 35 кВ

Uном.выкл = 35 кВ

Uном.выкл ³ Uном

Iраб,max.ВН=557,5 А

Iном.выкл = 630 А

Iном.выкл ³ Iраб.max.ВН

Iк(3) = 2,76 кА

Iном.откл = 12,5 кА

Iном.откл ³ Iк(3)

iуд(3)= 7,03 кА

Iэл.дин = 63 кА

Iэл.дин ³ iуд(3)

I” = 2,76 кА

Iтер = 12,5 кА

Iтер  I”

выбранный выключатель удовлетворяет всем требованиям. Принимаем к
установке на ВН ГПП 3 выключателя типа ВГБЭ-35-12,5/630.

7.3.2 Выбор высоковольтных выключателей на стороне НН ГПП 6
кВ

— Определим максимальный рабочий ток на стороне НН ГПП:

где S5 — максимальная нагрузка на вторичном напряжении ГПП,
кВА

выбираем маломасляные выключатели МГГ-10-4000-45УЗ.

Производим проверку выключателей на отключающую способность, термическую
и электродинамическую устойчивость.

Таблица 7.4 — Выбор выключателей НН ГПП

Расчётные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Тип выключателя
МГГ-10-4000/45УЗ

Uном = 6 кВ

Uном.выкл = 10 кВ

Uном.выкл ³ Uном

Iраб,max.НН=3251,8 А

Iном.выкл = 4000 А

Iном.выкл ³ Iраб.max.ВН

Iк(3) = 9,3 кА

Iном.откл = 45 кА

Iном.откл ³ Iк(3)

iуд(3)= 23,7 кА

Iэл.дин = 120 кА

Iэл.дин ³ iуд(3)

I” = 9,3 кА

Iтер = 45 кА

Iтер  I”

выбранный выключатель удовлетворяет всем требованиям. Принимаем к
установке на НН ГПП 3 выключателя типа МГГ-10-4000/45УЗ.

7.3.3 Выбор кабельных линий распределительной сети питающих
ТП и РП

Расчётная нагрузка распределительной сети 6 кВ определяется по расчётным
нагрузкам на шинах 380 В цеховых подстанций с учётом потерь мощности в
трансформаторах.

ТП-8:

— Определим расчетную нагрузку:

где
Рнг, Qнг —
активная и реактивная нагрузка подстанции;

DРтр, DQтр — потери в трансформаторах подстанции:

где
DРхх, DРкз, Iхх, Uк —
каталожные данные трансформаторов ТМ-1600/6:

Для каждой линии определяется рабочие токи в нормальном и аварийном
(когда одна из двух цепей отключена) режимах.

— Определим расчетный ток в линии в нормальном режиме:

— Определим расчетный
ток в линии в аварийном режиме:

Для
остальных подстанций расчет аналогичен и сведен в таблицу.

Таблица
7.5 — Определение расчетных токов кабельных линий

№ ПС

ΔРтр, кВт

ΔQтр,
квар

Рр, кВт

Qр, квар

Iраб.кл, А

ТП-1

25,8

144,2

2164,5

1324,7

122,2

ТП-2

25,7

143,3

2120,2

1369,6

121,8

ТП-3

26,2

146,4

2126,2

1395,1

123,6

ТП-4

26,2

146,4

2126,2

1395,1

123,6

ТП-5

26,2

146,4

2126,2

1395,1

123,6

ТП-6

28,1

156,3

2014,2

1808,4

130,4

ТП-7

28,1

156,3

2014,2

1808,4

130,4

ТП-8

24,9

139,7

1878,4

1647,1

120,2

ТП-9

19,15

108,5

1632,7

1244,8

98,9

ТП-10

25,4

141,8

1868,6

1700,6

121,6

ТП-11

23,9

134,3

1948

1433,7

116,4

ТП-12

17,9

101,9

1502

1243,7

93,8

ТП-13

25,8

144,1

2205,8

1245

121,9

ТП-14

26,1

145,4

2027,4

1572,4

123,5

ТП-15

26,7

148,9

2180,1

1416,6

125,1

ТП-16

27,8

154,7

2016,7

1773,9

129,3

Сечение кабельных линий для ТП выбираются по экономической плотности
тока:

Согласно
[3] для кабелей с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами при числе часов
использования максимума нагрузки Т=4500 ч/год экономическая плотность тока
равна j=1,4 А/мм2.

выбираем
кабель с сечением жил 95 мм2 при прокладке в траншее.

Проверим
выбранный кабель по нагреву, термической стойкости и потерям напряжения.

— По нагреву:

где
Iдоп —
допустимый длительный ток;

kпер — коэффициент перегрузки ПЭЭП (1,0-1,25);

kсп — способ прокладки,;

kпар — количество рядом лежащих кабелей в траншее,:

выбранный кабель сечением Fст = 95 мм2 проходит
проверку по нагреву.

— По термической стойкости:

где tрасч = tзащ + tв

tзащ = 0,1 с — время срабатывания защиты.

tв = 0,04 с — полное время отключения
выключателей 6 кВ.

Та = 0,045 с — постоянная времени цепи КЗ (для системы
связанной с шинами 6 кВ через трансформатор S = 25 МВА).

выбранный
кабель сечением Fст = 95 мм2
проходит проверку на термическую стойкость.

— По потерям напряжения:

— Определим активное
и реактивное сопротивление ЛК4:

где
ro, хо — погонное, активное и реактивное
сопротивление кабельной линии.

 или

Выбранный кабель сечением Fст = 95 мм2 проходит
проверку на потерю напряжения. Для остальных кабельных линий расчет
производится аналогично и заносится в таблицу.

Таблица 7.6 — Проверка радиальных КЛ по нагреву, термической

стойкости и потере напряжения

линии

Fэк, мм2

Iраб.max.кл, А

Fст, мм2

Iдоп, А

r0, Ом/км

x0, Ом/км

R, Ом

X, Ом

lлин, км

ΔUn/ав,
%

 КЛ1

87,3

244,4

95

255

0,329

0,081

КЛ2

87

243,6

95

255

0,329

0,081

КЛ3

88,3

247,2

95

255

0,329

0,081

КЛ4

88,3

247,2

95

255

0,329

0,081

КЛ5

88,3

247,2

95

255

0,329

0,081

КЛ6

93,1

260,8

120

295

0,261

0,08

КЛ7

93,1

260,8

120

295

0,261

0,08

КЛ9

70,6

197,8

70

210

0,447

0,082

КЛ10

86,9

243,2

95

255

0,329

0,081

ЛК4

85,6

240,4

95

255

0,329

0,081

0,056

0,014

0,345

0,7

ЛК6

83,1

232,8

95

255

0,329

0,081

0,1

0,03

0,680

1,3

ЛК7

67

187,6

70

210

0,447

0,082

0,08

0,014

0,350

0,76

ЛК8

87,1

243,8

95

255

0,329

0,081

0,02

0,005

0,128

0,28

ЛК9

88,2

247

95

255

0,329

0,081

0,04

0,01

0,280

0,54

 ЛК10

89,4

250,2

95

255

0,329

0,081

0,07

0,018

0,450

0,99

 ЛК11

92,4

258,6

120

295

0,261

0,08

0,074

0,02

0,570

1,03

Таблица 7.7 — Проверка магистральных КЛ по нагреву, термической

стойкости и потере напряжения

№ линии

Fэк, мм2

Iраб.max.кл, А

Fст, мм2

Iдоп, А

r0, Ом/км

x0, Ом/км

R, Ом

X, Ом

lлин, км

ΔUn/ав,
%

 ЛК1

174

488

240

570

0,13

0,077

0,02

0,01

0,340

0,63

ЛК2

264,8

741,6

2´240

1140

0,13

0,077

0,01

0,008

0,200

0,54

ЛК3

186,3

521,6

240

570

0,13

0,077

0,02

0,01

0,300

0,65

ЛК5

157,5

441

240

570

0,13

0,077

0,03

0,015

0,405

0,83

выбираем на магистральных линиях кабель марки ПВАШв, на радиальных линиях
кабель марки ААШв, способ прокладки в земле.

7.3.4 Выбор высоковольтных выключателей на шинах НН ГПП

Для магистральных линий расчет проводим по наиболее загруженной линии
ЛК2. Iраб.max.ЛК2 = 741,6 А. выбираем вакуумные
выключатели ВВТЭ-10-20/1000УХЛ2. Производим проверку выключателей на
отключающую способность, термическую и электродинамическую устойчивость.

Таблица 7.8 — Выбор выключателей на шинах НН ГПП для

магистральных линий

Расчётные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Тип выключателя
ВВТЭ-10-20/1000УХЛ2

Uном = 6 кВ

Uном.выкл = 10 кВ

Uном.выкл ³ Uном

Iраб,max.ЛК2=741,6 А

Iном.выкл = 1000 А

Iном.выкл ³ Iраб.max.ВН

Iк(3) = 9,3 кА

Iном.откл = 20 кА

Iном.откл ³ Iк(3)

iуд(3)= 23,7 кА

Iэл.дин = 52 кА

Iэл.дин ³ iуд(3)

I” = 9,3 кА

Iтер = 20 кА

Iтер  I”

выбранный выключатель удовлетворяет всем требованиям. Принимаем к
установке на шинах НН ГПП для магистральных линий 8 выключателей типа
ВВТЭ-10-20/1000УХЛ2.

Для радиальных линий расчет проводим по наиболее загруженной линии ЛК11. Iраб.max.ЛК11 = 258,6 А. выбираем вакуумные
выключатели ВВТЭ-10-10/630У2. Производим проверку выключателей на отключающую
способность, термическую и электродинамическую устойчивость.

Таблица 7.9 — Выбор выключателей на шинах НН ГПП для радиальных

линий

Расчётные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Тип выключателя
ВВТЭ-10-10/630У2

Uном = 6 кВ

Uном.выкл = 10 кВ

Uном.выкл ³ Uном

Iраб,max.ЛК11=258,6 А

Iном.выкл = 630 А

Iном.выкл ³ Iраб.max.ВН

Iк(3) = 9,3 кА

Iном.откл = 10 кА

Iном.откл ³ Iк(3)

iуд(3)= 23,7 кА

Iэл.дин = 25 кА

Iэл.дин ³ iуд(3)

I” = 9,3 кА

Iтер = 10 кА

Iтер  I”

выбранный выключатель удовлетворяет всем требованиям. Принимаем к
установке на шинах НН ГПП для радиальных линий 14 выключателей типа
ВВТЭ-10-10/630У2.

7.3.5 Выбор кабелей напряжением 380 В вне корпусов

В корпусах расположены силовые пункты (СП), которые подключены к
ближайшей ТП с помощью кабелей напряжением 380 В, проложенных вне помещений.
Выбор кабелей производится по расчётной нагрузке и по допустимому току нагрева.

где Sр — расчетные нагрузки цехов.

где
I*доп —
допустимый ток по условиям нагрева, согласно выбранному сечению;

Кс — коэффициент, учитывающий количество кабелей проложенных
вместе;

Кпер — коэффициент допустимой перегрузки кабеля.

Таблица 7.10 —
Выбор кабелей напряжением 380 В

линии

Направление

Sр, кВА

Iраб. макс, А

I*доп, А

кол-во

Кс

Кпер

Iдоп, А

Fст, мм2

ЛК13

ТП1 — цех №24

355,1

513,1

345

2

0,9

1,15

714,2

185

ЛК14

ТП11 — цех №7

788,6

1139,5

345

4

0,9

1,15

1428,3

185

ЛК15

ТП11 — цех №8

174,8

252,6

270

1

0,9

1,15

279,5

120

ЛК16

ТП11 — цех №9

118,2

170,8

200

1

0,9

1,15

207

70

ЛК17

ТП12 — цех №10

181,5

262,3

270

1

0,9

1,15

279,5

120

ЛК18

ТП12 — цех №11

200,3

289,5

305

1

0,85

1,15

298,2

150

ЛК19

ТП12 — цех №12

140,5

196,2

200

1

0,9

1,15

207

70

ТП13 — цех №13

441,4

637,9

345

2

0,9

1,15

714,2

185

ЛК21

ТП13 — цех №17

414

598,3

305

2

0,9

1,15

631,4

150

ЛК22

ТП13 — цех №25

197,2

284,9

305

1

0,9

1,15

298,2

150

ЛК23

ТП14 — цех №15

295

426,3

240

2

0,9

1,15

496,8

95

ЛК24

ТП14 — цех №16

45,5

64,7

65

1

0,9

1,15

67,3

10

ЛК25

ТП14 — цех №19

635,9

918,9

345

3

0,9

1,15

1071,2

185

ЛК26

ТП14 — цех №22

109,5

158,2

165

1

0,9

1,15

170,8

50

ЛК27

ТП14 — цех №23

219,2

316,8

345

1

0,9

1,15

357,1

185

На отходящих линиях НН ТП выбираем автоматические выключатели марки
Э016В.

7.3.6 Выбор высоковольтных выключателей для питания
синхронных ЭД

— Определим наибольший рабочий ток:

Выбираем
выключатели ВБЭ-10-20/630. Производим проверку выключателей на отключающую
способность, термическую и электродинамическую устойчивость.

Таблица
7.11 — Выбор выключателей питающих СД компрессорной

Расчётные данные

Каталожные данные

Условие выбора

Тип выключателя
ВБЭ-10-20/630

Uном = 6 кВ

Uном.выкл = 10 кВ

Uном.выкл ³ Uном

Iраб,max.СД=277,8 А

Iном.выкл = 630 А

Iном.выкл ³ Iраб.max.ВН

Iк(3) = 9,3 кА

Iном.откл = 20 кА

Iном.откл ³ Iк(3)

iуд(3)= 23,7 кА

Iэл.дин = 51 кА

Iэл.дин ³ iуд(3)

I” = 9,3 кА

Iтер = 20 кА

Iтер  I”

выбранный выключатель удовлетворяет всем требованиям. Принимаем к
установке для питания СД компрессорной 3 выключателя типа ВБЭ-10-20/630.

7.3.7 Выбор кабельных линий питающих СД

— Определим расчетный ток на РУ СД:

— Определим
приемлемое сечение кабельной линии:

Выбираем
кабель с сечением жил 95 мм2 при прокладке в траншее.

Произведем
проверку кабеля.

— Определим
наибольший рабочий ток:

где Iдоп — допустимый длительный ток

kпер — коэффициент перегрузки ПЭЭП
(1,0-1,25);

kсп — способ прокладки;

kпар — количество рядом лежащих кабелей в
траншее:

Принимаем к установке кабель ААШв.


8. двигателями и конденсаторными батареями.

— Определим мощность компенсируемую СД и конденсаторными батареями:

где Qсд — мощность компенсированная
синхронными двигателями;

Qкб — мощность компенсированная
конденсаторными батареями;

— Определим генерируемую СД реактивную мощность:

где Кз — коэффициент загрузки синхронного двигателя по
активной мощности;

Руст — установленная мощность всех высоковольтных синхронных
двигателей.

Коэффициент мощности системы на шинах ГПП cosφс = 0,95

— Определим реактивную мощность получаемая от системы:

где
ΔРтр.ГПП = 336 кВт — потери активной
мощности в трансформаторах ГПП, принимается равным 1% от РрV.

— Определим мощность конденсаторных батарей устанавливаемых на шинах ГПП:

где
ΔQтр.ГПП = 3362,8 квар — потери реактивной мощности в
трансформаторах ГПП, принимается равным 10% от РрV. Эта мощность участвует в
балансе реактивной мощности ГПП, ее необходимо учесть, т.к. cos φс = 0,95
задан для шин ВН ГПП.

Принимаем высоковольтные конденсаторные установки УКП-6,3-500У3 с
единичной номинальной мощностью 500 квар.

— Определим количество конденсаторных батарей:

Результат
расчета сведем в таблицу

Таблица
8.1 — компенсированная
конденсаторными батареями, Qкб, квар

ГПП

УКП-6,3-500У3

37 х 500

2 х 25000

18615,7


9. Описание принятой схемы электроснабжения первого
механического завода

Электроснабжение первого механического завода осуществляется от РПП
энергосистемы по воздушной линии 35 кВ, провод марки АС-240/39 на
железобетонных двухцепных опорах с одновременной подвеской двух цепей, длина
линии 10 км. ГПП завода расположена между корпусами №18,2,13 со смещением от
найденного центра электрических нагрузок в сторону источника питания.

На основании картограммы электрических нагрузок потребители
электроэнергии напряжением до и выше 1000 В распределяются между цеховыми ТП по
принципу разукрупнения.

Учебная работа. Электроснабжение первого механического завода