Учебная работа. Проектирование системы электроснабжения группы цехов предприятия

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

Проектирование системы электроснабжения группы цехов предприятия

Оглавление

Введение

1. характеристика производства

2. Расчет электрических нагрузок

3. Определение центра электрических нагрузок

4. Выбор числа и мощности трансформаторов

4.1 Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов

4.2 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

4.3 Определение годовых потерь мощности ГПП

5. Компенсация реактивной мощности

5.1 внешнего электроснабжения

6.1 Выбор номинальных напряжений

6.2 Выбор схемы ГПП

6.3 Выбор сечений питающих линий

7. Проектирование сети предприятия

7.1 Выбор схемы

7.2 Выбор рационального напряжения и конструктивного выполнения

7.3 Выбор сечения кабельной линии

7.3.1 Выбор сечения кабеля по нагреву рабочим током

7.3.2 Проверка кабельной линии по потере напряжения

7.3.3 Проверка кабеля по механической прочности

7.3.4 Проверка кабеля по экономической плотности

7.3.5 Проверка кабеля по термической стойкости

8. Вопросы качества электроэнергии

9. Учет электрической энергии

9.1 Общие требования

9.2 Пункты установки средств учета электроэнергии

9.3 Требования к расчетным счетчикам

Заключение

список литературы

Введение

Цель работы: проектирование системы электроснабжения группы цехов предприятия.

Курсовой проект включает в себя:

.Расчет электрических нагрузок

2.Определение центра электрических нагрузок

.Построение картограммы электрической нагрузки

.Определение числа и мощности трансформаторов

.Расчет реактивной мощности

.Проектирование распределительной сети предприятия

.Проектирование внешнего электроснабжения

.Решение проблем компенсации реактивной мощности

Также было уделено внимание надежности и обеспечения качества электроэнергии.

Проект разработан в соответствии с ПУЭ, ПТЭЭ, И ТБ.

1. Характеристика производства

Предприятие относится к агропромышленному комплексу (АПК), тип — крестьянское (фермерское) хозяйство.

Групповая номинальная мощность: 3900 кВт.

Предприятие включает в себя:

.Ремонтно-тракторную мастерскую (РТМ)

2.Котельную

.Растениеводство

.Животноводство

.АЗС и склады ГСМ

Технологическое оборудование, применяемое на предприятии

РТМ: металлообрабатывающие станки, кран-балки, электротали, дуговая сварка, обкаточно-тормозные стенды, электротермическое оборудование, ручной электрический инструмент.

Котельная: автоматизированное управление, насос для циркуляции, горелка, взрывозащищенные светильники.

Растениеводство: электрооборудование зерносушилок, хранилищ продукции, комплекс по очистке и сортировке семян.

Животноводство: электронасосные агрегаты, система вентиляции, кормоприготовительные машины и агрегаты, транспортеры и кормораздатчики, оборудование для доения коров и первичной обработки молока, инфракрасный обогрев молодняка сельскохозяйственных животных.

АЗС и склады ГСМ: электронасосы, система сигнализации и пожаротушения, взрывозащищенные светильники.

Питание предприятия идет от районной трансформаторной подстанции (РТП), обеспечивающей понижение со 110 кВ, при котором передается электроэнергия от основного централизованного источника электроснабжения энергосистемы, до 10 кВ для передачи ее до предприятия, и потребительских трансформаторных подстанций (ТП), обеспечивающих понижение напряжения с 10 кВ до 0,4 кВ.

электроснабжение цех реактивная мощность

2. Расчет электрических нагрузок

Данные для расчета электрических нагрузок цехов сводятся в таблицу 1.

Таблица 1. значения для расчета электрических нагрузок

№ цехаНаименованиеРуст, кВтКсcosϕ1РТМ16500,50,732Котельная1500,60,83Растениеводство9840,60,814Животноводство10560,650,825АЗС и склады ГСМ600,30,65

Исходя из того, что электрические приемники являются однородными (их режим работы длительный), определяют цеховые нагрузки методом коэффициента спроса, который принимается согласно справочным данным. В качестве примера расчета выбрана РТМ. Расчетная активная мощность для РТМ определяется по формуле:

,

где : — коэффициент спроса; — расчетная активная мощность; () — установленная (номинальная) мощность.

.

Расчетная реактивная мощность определяется по формуле:

,

где : — расчетная реактивная мощность; — коэффициент реактивной мощности.

Полная расчетная мощность определяется по формуле:

, кВА.

Расчет нагрузок остальных цехов проводится аналогично.

Результаты расчетов заносятся в таблицу 2.

Таблица 2. Результаты расчета нагрузок цехов

№ цехаНаименованиеРуст, кВтКсcosϕРр, кВтQр, кВАрSр, кВА1РТМ16500,50,7382577211302Котельная1500,60,89067,5112,53Растениеводство9840,60,81590,44277294Животноводство10560,650,82686,44798375АЗС и склады ГСМ600,30,65182198

3. Определение центра электрических нагрузок

С целью определения места расположения ГПП предприятия при проектировании строят картограмму электрической нагрузки. Картограмма представляет собой размещенную на генеральном плане предприятия окружность, площадь которой соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам.

В качестве центра окружности выбирают центр тяжести геометрической фигуры, а радиус окружности связывают с расчетной мощностью приемника электрической энергии. Радиус окружности находится по формуле:

, м,

где : — радиус окружности для i-го цеха; — расчетная мощность i-го цеха; m — принятый масштаб для определения площади окружности 1 кВт/м2.

Радиус окружности для 1 цеха:

.

Радиус окружности для остальных цехов рассчитывается аналогично. Результаты расчета сводятся в таблицу 3.

Таблица 3. Радиусы окружности цехов предприятия

№ цеха12345, м165,413,714,82,4

На основании рассчитанных радиусов строят картограмму электрических нагрузок предприятия (рис.1).

Рис. 1. Картограмма электрических нагрузок

Словные координаты центра электрических нагрузок (ЦЭН) цехов заносят в таблицу 4.

Таблица 4. Условные координаты центра электрических нагрузок цехов

№ цехаPixiyi1825459459290685,5307,83590,4324151,24686,41004,4330518459891

На основе построенной картограмме находят координаты условного центра электрических нагрузок по формулам:

,

.

Найденные координаты не позволяют определить точное расположение ГПП, так как в действительности центр смещается по территории. Это объясняется изменением потребляемой мощности в соответствии с графиком нагрузок.

кроме того, данное расположение не приемлемо для предприятия, так как ГПП в этом месте будет нарушать технологический процесс, что крайне не желательно.

4. Выбор числа и мощности трансформаторов

4.1 Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов

На предприятии, рассматриваемом в данном курсовом проекте, находятся потребители II категории, так как перерыв электроснабжения может привести к массовому недовыпуску продукции, к простою механизмов. А животноводческий комплекс относится к I категории, так как перерыв может привести к болезни и гибели животных. Согласно ПУЭ электроприемники I и II категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания.

Мощность трансформатора определяется по формуле:

н. т. ,

где Кз — коэффициент загрузки трансформатора (Кз= 0,7); N — число трансформаторов; — полная расчетная мощность цеха (из таблицы 2).

Для 1 цеха:

н. т.

н. т.

Исходя из данного равенства, для первого цеха подходит трансформатор марки ТМГ — 1000/10.

Выбранный трансформатор необходимо проверить по допустимой аварийной перегрузке:

;

;

.

Условие выполняется.

Выбор трансформатора для оставшихся цехов проводится аналогично.

Технические характеристики выбранных трансформаторов заносятся в таблицу 5.

Таблица 5. Технические характеристики трансформаторов

Тип тр-ра кВАUнПотери, кВтUк, % Ix, % Габариты, мм Масса, кгВНННРххРкздлинаширинавысотаТМГ-1000/101000 10 0,41,8512,25,51,21660118021202950ТМГ- 630/10 630 1,25 7,6 5,5 1,7 1600 1050 1710 2246ТМГ-100/101000,282,04,51,910455301225627

Все результаты, полученные в ходе выбора цеховых трансформаторов, сводят в таблицу 6.

Таблица 6. Результаты выбора цеховых трансформаторов

№ цехаРр, кВтQр, кВАрSр, кВАн. т.

кВАТип трансформатораN,

шт18257721130807ТМГ — 1000/10 229067,5112,280ТМГ — 100/103590,4 427729521ТМГ — 630/104686,4479837598ТМГ — 630/10518219870ТМГ — 100/101

4.2 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Номинальная мощность трансформатора ГПП определяется по расчетной суммарной мощности предприятия Sp. общ.

,

где : Spi — суммарная расчетная мощность i-го цеха.

Мощность трансформатора определяется по формуле:

н. т.

н. т.

н. т.

Исходя из данного равенства, для ГПП подходят трансформаторы марки ТМН — 2500/110 и ТМН-6300/110.

выбранные трансформаторы необходимо проверить по допустимой аварийной перегрузке:

;

;

.

Условие выполняется.

;

;

.

Условие выполняется.

Технические характеристики ТМН — 2500/110 заносят в таблицу 7.

Таблица 7. Технические характеристики трансформаторов

Тип тр-ра кВАUнПотери, кВтUк, % Ix, % Габариты, мм Масса, кгВНННРххРкздлинаширинавысотаТМН- 2500/110 2500 110 11 5,5 22 10,5 1,5 3145 1959 3157 15200ТМН-6300630011511104810,5150902685511024650

4.3 Определение годовых потерь мощности ГПП

В расчетах годовых потерь мощности ГПП применяется коэффициент изменения потерь Кир = 0,05. Для трансформатора ТМН-2500/110.

потери реактивной мощности ХХ в трансформаторе ГПП:

,

где : номинальная мощность трансформатора, ток холостого хода.

Потери реактивной мощности КЗ в трансформаторе ГПП:

,

где : напряжение короткого замыкания.

.

Приведенные потери х. х. трансформатора, учитывая потери активной мощности в стали:

,

где : потери активной мощности в стали.

Потери КЗ трансформатора, учитывая потери активной мощности в меди:

,

где : потери активной мощности в меди.

Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме:

.

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе:

Приведенные потери мощности при параллельной работе трансформаторов:

капитальные затраты для трансформатора ТМН — 2500/110:

,

где : К — стоимость трансформатора.

.

Амортизационные отчисления (отчисления для замены устаревшего оборудования):

,

где :

Ка — коэффициент амортизации. (Ка = 0.1).

.

Стоимость потерь:

.

Т — число включений в году (Т = 8760 ч); = 1.06 руб/кВтч.

годовые эксплуатационные расходы:

.

Рассчитываем срок окупаемости оборудования:

.

Для трансформатора ТМН-6300/110

потери реактивной мощности ХХ в трансформаторе ГПП:

потери реактивной мощности КЗ в трансформаторе ГПП:

Приведенные потери х. х. трансформатора, учитывая потери активной мощности в стали:

потери к. з. трансформатора, учитывая потери активной мощности в меди:

Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме:

.

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе:

Приведенные потери мощности при параллельной работе трансформаторов:

капитальные затраты для трансформатора ТМН — 6300/110:

Амортизационные отчисления (отчисления для замены устаревшего оборудования):

Ка — коэффициент амортизации. (Ка = 0.1). Стоимость потерь:

.

Годовые эксплуатационные расходы:

.

Рассчитываем срок окупаемости оборудования:

.

По итогам расчетов выбирается трансформатор ТМН-2500/110.

5. или повышенного коэффициента мощности — целенаправленное воздействие на баланс реактивной мощности в узле электроэнергетической системы с целью регулирования напряжения, а в распределительных сетях и с целью снижения потерь электроэнергии. Осуществляется с использованием компенсирующих устройств .

Для поддержания требуемых уровней напряжения в узлах электрической сети потребление реактивной мощности должно обеспечиваться требуемой генерируемой мощностью с учетом необходимого резерва. Компенсация реактивной мощности особенно актуальна для промышленных предприятий, основными электроприемниками которых являются асинхронные двигатели . основными техническими средствами, с помощью которых осуществляется двигатели (СД).

5.1 Компенсация реактивной мощности в низковольтных сетях

Суммарную расчетную мощность конденсаторных батарей низкого напряжения (НБК) определяют расчетами по минимуму производственных затрат в два этапа: по экономически выгодному числу трансформаторов ; по дополнительной мощности в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и питающих их сетях предприятия.

Суммарная мощность конденсаторных батарей определяется по формуле:

Таблица 8. Данные для расчета мощности НБК

№ КТП, кВт, кВА, кВА (, кВАрL, км18250,73113010000,570,947720,12900,8112,21000,560,7567,50,13590,40,817296300,560,724270,14686,40,828376300,660,674790,15180,65981000,981,17210,1

наибольшая реактивная мощность 1 КТП, которую целесообразно передавать в сеть:

,

где : коэффициент загрузки; — число трансформаторов; — номинальная мощность трансформатора; — расчетная активная мощность.

.

Так как , то, то есть установка НБК для компенсации реактивной мощности не требуется.

дополнительная мощность НБК:

,

где : расчетный коэффициент, определяемый в зависимости от схемы питания цеховой подстанции ().

Так как , то, то есть установка НБК для компенсации реактивной мощности не требуется.

Аналогично рассчитывают мощность НБК для других КТП.

Результаты расчетов сводятся в таблицу 9.

Таблица 9. Результаты расчетов мощности НБК

№ КТП, кВАр, кВАр, кВАр100020,8300,83340,6040,64100105000

5.2 время расчет за потребляемую электрическую энергию с электроснабжающей организацией осуществляется в зависимости от величины коэффициента мощности. При этом стоимость 1кВтч потребленной электрической энергией с увеличением коэффициента нагрузки существенно снижается. Нейтральное значение коэффициента нагрузки, при котором не начисляется надбавка и не выплачиваются скидки, находится в пределах: В данном проекте принимают cos = 0,93, а tg = 0.395

Мощность высоковольтных компенсирующих устройств, установленных на ГПП, определяется по формуле:

,

где : — мощность высоковольтного компенсирующего устройства; реактивная мощность потребляемая предприятием; потери трансформатора; реактивная мощность, потребляемая энергосистемой.

,

кВАр

кВАр

.

Суммарные потери на ГПП:

.

Наибольшая реактивная мощность, принимаемая для определения мощности компенсирующего устройства на ГПП:

,

где : коэффициент, учитывающий несовпадение по времени наибольших активных нагрузок энергосистемы и реактивной мощности компенсирующих устройств (Кнср = 0,85).

где : реактивная мощность i-го цеха.

.

Контроль за работой конденсаторной батареи ведется с помощью трансформаторов тока, подключенных к ней релейной аппаратурой. Трансформаторы напряжения выполняют роль защитных разрядных сопротивлений, через которые при отключении разряжаются конденсаторы. Защиту конденсаторов выполняют включенные последовательно предохранители.

Выбор мощности трансформатора производят по суммарной расчетной мощности:

Номинальная мощность трансформатора:

Исходя из данного равенства, для ГПП подходит трансформатор марки ТМН — 2500/110. Проверяют выбранный трансформатор по допустимой аварийной перегрузке: ;

;

.

Условие выполняется.

6. Проектирование внешнего электроснабжения

6.1 Выбор номинальных напряжений

Расчетная номинальная мощность предприятия

На ГПП намечено к установке 2 трансформатора и питание их по двум линиям. Выбор номинального напряжения зависит от следующих факторов:

. передаваемой полной мощности;

. расстояния между источниками питания и местом потребителя.

ГОСТ 721-77 системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии свыше 1000В <#"49" src="/wimg/17/doc_zip255.jpg" />,

где : номинальное напряжение на линии, кВ; L — длина линии, км (L = 50 км); Р — активная расчетная мощность предприятия, МВт (Р = 2, 2098 МВт).

29,6 кВ.

Согласно ГОСТВ данном курсовом пректе принимается:Н = 110 кВ.

6.2 Выбор схемы ГПП

расположение ГПП тупиковое, так как отсутствует дальнейший транзит по линии до других ГПП.

Учитывыя присутствие потребителей I иII категории, подстанция строится по двухтрансформаторной схеме.

РУ 110 кВ выполняется открытыми гибкими шинами.

Исходя из обеспечения надежности электроснабжения и мощности потребителя, в качестве схемы электроснабжения принимают «четырехугольник».

Схема «четырехугольник» имеет по одному выключателю в цепи.

Отключение повреждения на любом элементе производится двумя выключателями, причем все неповрежденные элементы остаются в работе.

Распределительное устройство выбирается по схеме с одной секционированной системой шин. Данная схема в отличии от других схем надежна и проста.

Рисунок 2. Схема внешнего электроснабжения

6.3 Выбор сечений питающих линий

Расчетный ток питающей линии в нормальном режиме:

.

Расчетный ток протекающий по линии в аварийном режиме при выходе из строя одной линии:

.

Выбор сечений по экономичной плотности тока:

,

где : F — сечение линии; расчетный ток питающей линии; Экономическая плотность тока — это такая плотность тока, при которой передача нагрузки по линиям осуществляется при наименьших затратах. Эта величина зависит от материала проводников линии, а также от максимума часов работы предприятия, определяется по справочным данным.

Таблица 10. экономическая плотность тока для медного и алюминиевого проводников

Проводник, А/мм2Т, ч1000…30003000…5000> 5000Неизолированный алюминиевый провод1,31,11,0Кабель с бумажной изоляцией с жилами медными алюминиевыми 1,0 1,6 2,5 1,4 2 1,2Кабель с резиновой и пластмассовой изоляцией с жилами медными алюминиевыми 3,5 1,9 3,3 1,7 2,7 1,6

В данном курсовом проекте выбирается неизолированный алюминиевый провод и число часов максимума нагрузки принимается Т = 3000 — 5000 ч. Сечение линии по экономической плотности в нормальном режиме работы . Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного сечения.

Шкала стандартных сечений проводов ВЛ и жил КЛ: 6; 10; 16; 25; 35; 50; 70; 95; 120; 150; 185; 240; 300; 400; 500 и далее.

В соответствии со шкалой стандартных сечений проводов ВЛ и жил КЛ сечение линии по экономической плотности в нормальном режиме .

Сечение линии по экономической плотности в нормальном режиме работы

.

В соответствии со шкалой стандартных сечений проводов ВЛ и жил КЛ сечение линии по экономической плотности в нормальном режиме .

При напряжении выше 110 кВ в линии возникает коронный заряд (корона) — самостоятельный газовый разряд , возникающий в резко неоднородных полях у электродов с большой кривизной поверхности (острия, тонкие провода). Зона вблизи такого электрода характеризуется значительно более высокими значениями напряженности поля по сравнению со средними значениями для всего промежутка. Когда напряжённость поля достигает предельного значения (для воздуха около 30 кВ/см), вокруг электрода возникает свечение, имеющее вид короны . При коронном разряде ионизационные процессы происходят только вблизи коронирующего электрода. Чтобы избежать этого явления, выбор сечения проводится по условию короны. При U = 110 кВ F = 70 мм2.

Исходя из результатов расчетов, выбирается сталеалюминевый провод марки АС-70/11, технические характеристики которого приведены в таблице 11.

Таблица 11. Технические характеристики сталеалюминевого провода АС-70/11

Номинальное сечение, мм2 (алюминий/ сталь) Сечение, мм2диаметр, ммАктивное погонное сопротивление , Ом/км Реактивное погонное сопротивление , Ом/кмДлительно допустимый ток, АалюминийстальпроводСтальной сердечник70/116811,311,43,80,4290,444265

Проверка проводника по потере напряжения.

Активное сопротивление линии определяется по формуле:

,

где : — длина линии, (L = 50 км).

.

Индуктивное сопротивление:

,

.

Продольная составляющая потерь напряжения:

,

где : — суммарная активная мощность предприятия, кВт; — суммарная реактивная мощность предприятия, кВАр.

.

Поперечная составляющая потерь напряжения:

,

.

Общие потери напряжения:

,

.

Определение потерь напряжения в процентах от номинального напряжения:

, .

Проверка по потере напряжения.

,

где — допустимое отклонение напряжения, равное5%.

,72% . выбранный провод АС-70/11 подходит по всем условиям выбора проводов питания линии.

7. Проектирование сети предприятия

7.1 Выбор схемы

Схема электроснабжения цехов предприятия должна удовлетворять требованиям надежности электроснабжения.

Так как большая часть потребителей относится к потребителям I и II категории, то принимается радиальная схема электроснабжения.

Питание каждой КТП осуществляется по двум радиальным линиям, отходящим от разных шин ГПП (рисунок 3).

Преимущество радиальной схемы состоит в простоте выполнения и надежности электроснабжения, возможности применения надежной защиты и автоматики.

7.2 Выбор рационального напряжения и конструктивного выполнения

Цеховые КТП питаются от сети напряжением 10 кВ.

Распределительная сеть предприятия выполнена кабелем марки АПвП (Кабель с алюминиевыми жилами с изоляцией из сшитого полиэтилена, в оболочке из полиэтилена). Его технические характеристики представлены в таблице 12. Прокладку кабельной линии от ГПП до цеховой подстанции осуществляю в земляных траншеях, так как это наиболее простой и дешевый способ прокладки кабеля. Скрытость прокладки обеспечивает неподверженность атмосферным воздействиям, что создает большую надежность и безопасность их эксплуатации.

Рис. 3. Схема расположения основного электрического оборудования

Таблица 12. Технические характеристики кабеля АПвП

Номинальное сечение жилы, мм2Активное сопротивление жил, Ом/кмИндуктивное сопротивление жил, Ом/кмДлительный допустимый ток в земле, А Длительный допустимый ток в воздухе, А161,940,1137546251,240,0999065350,890,09511580500,620,09140105700,4430,086165130950,3260,0832051551200,2580,0812401851500, 2060,0792752101850,1670,0773102352400,1290,075355270

7.3 Выбор сечения кабельной линии

7.3.1 Выбор сечения кабеля по нагреву рабочим током

Таблица 13. Полная мощность КТП

НазваниеНазвание цеховПолная мощность цеха,, кВАПолная мощность КТП , кВАКТП1РТМ11302000КТП2Котельная112,5200КТП3Растениеводство7291260КТП4Животноводство8371260КТП5АЗС и склады ГСМ98100

Расчет и выбор КЛ для КТП1.

Расчетный ток в нормальном режиме работы двухтрансформаторной подстанции определяется по формуле:

, А,

.

Расчетный ток по линии в аварийном режиме, при выходе из строя одной линии:

, А.

.

Расчетный ток для послеаварийного режима работы с учетом поправочных коэффициентов работы:

, А,

где поправочный температурный коэффициент, учитывающий реальную температуру окружающей среды (при t = 15); — поправочный коэффициент, учитывающий способ прокладке (при t = 15); при предварительной загрузке 0,6 и прокладке кабеля в земле.

.

Выбирается кабель АПвП 3*16.

Для остальных КТП расчеты проводятся аналогично.

По итогам расчетов для остальных КТП выбирается кабель АПвП 3*16.

7.3.2 Проверка кабельной линии по потере напряжения

Потери напряжения в кабельной линии КТП1 находится по формуле:

,

где — потери напряжения в трансформаторе, %; — потери напряжения в кабеле, %. потери напряжения в трансформаторе:

,

где — коэффициент загрузки трансформатора (см. п.5.1 таб.8); — активное напряжение КЗ, %; — реактивное напряжение КЗ, %.

Активное напряжение КЗ:

,

где мощность КЗ (для трансформатора ТМГ-1000/10 ).

,

Реактивное напряжение КЗ:

,

где — напряжение КЗ (для трансформатора ТМГ-1000/10 ).

.

По таблице 1, .

Тогда потери напряжения в трансформаторе будут равны:

.

Потери напряжения в линии определяются по формуле:

,

где : — расчетный ток в номинальном режиме работы, А; — длина линии, км; — удельное сопротивление линии, Ом/км.

таким образом, получаем:

.

.

Допустимое отклонение падение напряжение составляет ±5%. . Кабель АПвП 3*16проходит по потере напряжения.

Проверка других кабелей проводится аналогично.

АПвП 3*16 и АПвП 3*25 также проходят проверку.

7.3.3 Проверка кабеля по механической прочности

Механическая прочность жил определяется механической нагрузкой на жилы и оболочку кабеля. По полной собственной массе кабеля, протяжке и провесе. Нагрузки учитывают при проектировании прокладке кабеля (в данном случае прокладке кабеля в земляных траншеях). Определяем нормальное допустимое значение жил кабеля, для изготовления его на определенный уровень напряжения. Допустимое по механической прочности сечение жил кабеля номинального напряжения кабеля составляет 16. Выбранное сечение удовлетворяет данному требованию.

7.3.4 Проверка кабеля по экономической плотности

Проверка кабеля осуществляется по формуле:

, ,

где : — расчетный ток в линии, А; — экономическая плотность тока, зависящая от материала жил и времени использования максимальной нагрузки. Кабель в изоляции, при , КТП1.

.

Принимается ближайшее значение кабеля F = 25.

7.3.5 Проверка кабеля по термической стойкости

Все проводники должны удовлетворять требованиям по допустимому нагреву в длительном режиме работы. Под этим режимом понимают последовательные ремонтные работы электрических сетей.

дополнительный нагрев проводника характеризуется длительным протеканием тока. Осуществлять температурный контроль проводника затруднительно, гораздо проще контролировать ток.

Поэтому в справочных данных приводится различных материалов, сечений и конструкций, по которым и проводился выбор кабелей.

8. вопросы качества электроэнергии

Электрическая энергия, поставляемая потребителям, выступает как товар особого вида, характеризующийся совпадением во времени процессов производства, транспортирования, потребления и невозможностью его хранения и возврата. вместе с тем, к электроэнергии, как к товару любого вида, применимо понятие «качество», т.к. электрическая энергия характеризуется совокупностью свойств, обуславливающих ее пригодность для обеспечения нормального функционирования различных групп электроприемников.

Электронная и бытовая техника, количество и разнообразие которой в общественных и бытовых электрических сетях увеличивается с каждым годом, не только чувствительна к питающей ее электроэнергии, но и сама является источником электромагнитных кондуктивных помех. проблемы качества электроэнергии (КЭ) становятся все более актуальными. Вопросам КЭ в настоящее время уделяется большое внимание, так 01.01.2013 вступил в действие новый ГОСТ Р 54149-2010 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения», устанавливающий требования к КЭ. качество электроэнергии также является важным аспектом энергосбережения, так как отклонения показателей качества электроэнергии (ПКЭ) от требований нормативных документов могут привести к значительному увеличению потерь электрической энергии.

Нормальное функционирование электроприемников, используемых в быту и различных технологических процессах предприятий, а также расход электроэнергии во многом зависят от показателей качества электроэнергии. В связи с этим, оценка влияния качества электроэнергии на энергоэффективность систем электроснабжения различных объектов является весьма актуальной.

Отклонение напряжения

Нормируемым показателем выступает установившееся отклонение напряжения.

каждый приемник электроэнергии спроектирован для работы при номинальном напряжении и должен обеспечивать нормальное функционирование при отклонениях напряжения от номинального на заданную ГОСТом величину. При изменении напряжения в пределах этого рабочего диапазона могут изменяться значения выходного параметра приемника электроэнергии, например, температура в электротермической установке, освещенность у электроосветительной установки, полезная мощность на валу электродвигателя и т.д.

Одновременно с изменением выходных параметров, а в ряде случаев даже когда выходные параметры не изменяются, изменение напряжения приводит к изменению потребляемой приемником электроэнергии мощности.

Работа электротермических установок при значительном снижении напряжения существенно ухудшается, так как увеличивается длительность технологического процесса.

Причины выхода показателя за пределы норм:

.суточные, сезонные и технологические изменения токовой нагрузки;

2.изменение мощности генераторов и компенсирующих устройств;

.изменения схемы и параметров электрической сети;

.колебания напряжения.

ГОСТ Р 54149-2010 определяет воздействие колебаний напряжения на осветительные установки, влияющие на зрение человека. Мигание ламп освещения (фликер-эффект) вызывает неприятный психологический эффект, утомление зрения и организма в целом. Степень раздражения органов зрения зависит от величины и частоты мигания. Наиболее сильное воздействие на глаз человека оказывают мигания света с частотой 3.10 Гц, поэтому допустимые колебания напряжения в этом диапазоне минимальны: менее 0,5%.

Колебания напряжения более 10% могут привести к погасанию газоразрядных ламп. Зажигание их в зависимости от типа ламп происходит через несколько секунд или даже минут. При глубоких колебаниях напряжения (более 15%) могут отпасть контакты магнитных пускателей, вызвав нарушения технологии производства.

Колебания напряжения с размахом 10.15% могут привести к выходу из строя конденсаторов, а также вентильных выпрямительных агрегатов.

Нормируемые показатели — размах изменения напряжения и доза фликера.

причины выхода показателей за пределы норм состоят в использовании электрических приемников с быстропеременными режимами работы, сопровождающимися резкими изменениями мощности (главным образом реактивной) нагрузки. наиболее распространенные электрические приемники, порождающие колебания напряжения:

.тяговые подстанции;

2.приводы реверсивных прокатных станов;

.дуговые сталеплавильные печи;

.сварочные аппараты;

.электролизные установки.

Отклонение частоты

Нормируемый показатель — отклонение частоты.

Причина выхода показателя за пределы норм заключается в изменении величины генерируемой и (или) потребляемой мощности в энергосистеме.

Различают электромагнитное и технологическое влияние отклонения частоты на работу электроприемников. Электромагнитная составляющая обусловливается увеличением потерь активной мощности и ростом потребления активной и реактивной мощностей. Можно считать, что снижение частоты на 1 % увеличивает потери в сетях на 2%.

Электромагнитные переходные помехи

Ненормируемые показатели:

.Длительность провала напряжения;

2.Импульсное напряжение;

.Коэффициент временного перенапряжения.

9. Учет электрической энергии

9.1 Общие требования

Расчетным учетом электроэнергии называется учет выработанной, а также отпущенной потребителям электроэнергии для денежного расчета за нее. Техническим (контрольным) учетом электроэнергии называется учет для контроля расхода электроэнергии внутри электростанций, подстанций, предприятий, в зданиях, квартирах и т.п.

Учет активной электроэнергии должен обеспечивать определение количества энергии:

. выработанной генераторами электростанций;

. потребленной на собственные и хозяйственные (раздельно) нужды электростанций и подстанций;

. отпущенной потребителям по линиям, отходящим от шин электростанции непосредственно к потребителям;

. переданной в другие энергосистемы или полученной от них;

Кроме того, учет активной электроэнергии должен обеспечивать возможность:

.определения поступления электроэнергии в электрические сети разных классов напряжений энергосистемы;

2.составления балансов электроэнергии для хозрасчетных подразделений энергосистемы;

.контроля за соблюдением потребителями заданных им режимов потребления и баланса электроэнергии;

4.учет реактивной электроэнергии должен обеспечивать возможность определения количества реактивной электроэнергии, полученной потребителем от электроснабжающей организации или переданной ей, только в том случае, если по этим данным производятся расчеты или контроль соблюдения заданного режима работы компенсирующих устройств.

9.2 Пункты установки средств учета электроэнергии

Счетчики для расчета электроснабжающей организации с потребителями электроэнергии рекомендуется устанавливать на границе раздела сети (по балансовой принадлежности) электроснабжающей организации и потребителя.

Расчетные счетчики активной электроэнергии на электростанции должны устанавливаться:

. для каждого генератора с таким расчетом, чтобы учитывалась вся выработанная генератором электроэнергия;

. для всех присоединений шин генераторного напряжения, по которым возможна реверсивная работа, — по два счетчика со стопорами.

. для межсистемных линий электропередачи — два счетчика со стопорами, учитывающих отпущенную и полученную электроэнергию;

. для линий всех классов напряжений, отходящих от шин электростанций и принадлежащих потребителям;

Для линий до 10 кВ, отходящих от шин электростанций, во всех случаях должны быть выполнены цепи учета, сборки зажимов, а также предусмотрены места для установки счетчиков.

. для всех трансформаторов и линий, питающих шины основного напряжения (выше 1 кВ) собственных нужд (СН).

Счетчики устанавливаются на стороне высшего напряжения; если трансформаторы СН электростанции питаются от шин 35 кВ и выше или ответвлением от блоков на напряжении выше 10 кВ, допускается установка счетчиков на стороне низшего напряжения трансформаторов.

. для линий хозяйственных нужд (например, питание механизмов и установок ремонтно-производственных баз) и посторонних потребителей, присоединенных к распределительному устройству СН электростанций;

. для каждого обходного выключателя или для шиносоединительного (междусекционного) выключателя, используемого в качестве обходного для присоединений, имеющих расчетный учет, — два счетчика со стопорами.

На электростанциях, оборудуемых системами централизованного сбора и обработки информации, указанные системы следует использовать для централизованного расчетного и технического учета электроэнергии. На остальных электростанциях рекомендуется применение автоматизированной системы учета электроэнергии.

На электростанциях мощностью до 1 МВт расчетные счетчики активной электроэнергии должны устанавливаться только для генераторов и трансформаторов СН или только для трансформаторов СН и отходящих линий.

Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции энергосистемы должны устанавливаться:

. для каждой отходящей линии электропередачи, принадлежащей потребителям;

. для межсистемных линий электропередачи — по два счетчика со стопорами, учитывающих отпущенную и полученную электроэнергию; при наличии ответвлений от этих линий в другие энергосистемы — по два счетчика со стопорами, учитывающих полученную и отпущенную электроэнергию, на вводах в подстанции этих энергосистем;

. на трансформаторах СН;

. для линий хозяйственных нужд или посторонних потребителей (поселок и т.п.), присоединенных к шинам СН;

. для каждого обходного выключателя или для шиносоединительного (междусекционного) выключателя, используемого в качестве обходного для присоединений, имеющих расчетный учет, — два счетчика со стопорами.

Для линий до 10 кВ во всех случаях должны быть выполнены цепи учета, сборки зажимов, а также предусмотрены места для установки счетчиков.

Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции, принадлежащей потребителю, должны устанавливаться:

. на вводе (приемном конце) линии электропередачи в подстанцию потребителя при отсутствии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы или другого потребителя на питающем напряжении;

. на стороне высшего напряжения трансформаторов подстанции потребителя при наличии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы или наличии другого потребителя на питающем напряжении.

Допускается установка счетчиков на стороне низшего напряжения трансформаторов в случаях, когда трансформаторы тока, выбранные по току КЗ или по характеристикам дифференциальной защиты шин, не обеспечивают требуемой точности учета электроэнергии, а также когда у имеющихся встроенных трансформаторов тока отсутствует обмотка класса точности 0,5.

В случае, когда установка дополнительных комплектов трансформаторов тока со стороны низшего напряжения силовых трансформаторов для включения расчетных счетчиков невозможна (КРУ, КРУН), допускается организация учета на отходящих линиях 6-10 кВ.

Для предприятия, рассчитывающегося с электроснабжающей организацией по максимуму заявленной мощности, следует предусматривать установку счетчика с указателем максимума нагрузки при наличии одного пункта учета, при наличии двух или более пунктов учета — применение автоматизированной системы учета электроэнергии.

Счетчики реактивной электроэнергии должны устанавливаться:

. на тех же элементах схемы, на которых установлены счетчики активной электроэнергии для потребителей, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной к использованию реактивной мощности;

. на присоединениях источников реактивной мощности потребителей, если по ним производится расчет за электроэнергию, выданную в сеть энергосистемы, или осуществляется контроль заданного режима работы.

Если со стороны предприятия с согласия энергосистемы производится выдача реактивной электроэнергии в сеть энергосистемы, необходимо устанавливать два счетчика реактивной электроэнергии со стопорами в тех элементах схемы, где установлен расчетный счетчик активной электроэнергии. Во всех других случаях должен устанавливаться один счетчик реактивной электроэнергии со стопором.

9.3 Требования к расчетным счетчикам

каждый установленный расчетный счетчик должен иметь на винтах, крепящих кожух счетчика, пломбы с клеймом государственного поверителя, а на зажимной крышке — пломбу энергоснабжающей организации.

На вновь устанавливаемых трехфазных счетчиках должны быть пломбы государственной поверки с давностью не более 12 мес., а на однофазных счетчиках — с давностью не более 2 лет.

Учет активной и реактивной электроэнергии трехфазного тока должен производиться с помощью трехфазных счетчиков. Счетчики должны размещаться в легкодоступных для обслуживания сухих помещениях, в достаточно свободном и не стесненном для работы месте с температурой в зимнее время не ниже 0°С.

Счетчики общепромышленного исполнения не разрешается устанавливать в помещениях, где по производственным условиям температура может часто превышать +40°С, а также в помещениях с агрессивными средами.

Счетчики должны устанавливаться в шкафах, камерах комплектных распределительных устройствах (КРУ, КРУП), на панелях, щитах, в нишах, на стенах, имеющих жесткую конструкцию. Высота от пола до коробки зажимов счетчиков должна быть в пределах 0,8-1,7 м. Допускается высота менее 0,8 м, но не менее 0,4 м.

В электропроводке к расчетным счетчикам наличие паек не допускается.

При монтаже электропроводки для присоединения счетчиков непосредственного включения около счетчиков необходимо оставлять концы проводов длиной не менее 120 мм. Изоляция или оболочка нулевого провода на длине 100 мм перед счетчиком должна иметь отличительную окраску.

Для безопасной установки и замены счетчиков в сетях напряжением до 380 В должна предусматриваться возможность отключения счетчика установленными до него на расстоянии не более 10 м коммутационным аппаратом или предохранителями. Снятие напряжения должно предусматриваться со всех фаз, присоединяемых к счетчику.

Трансформаторы тока, используемые для присоединения счетчиков на напряжении до 380 В, должны устанавливаться после коммутационных аппаратов по направлению потока мощности.

Заземляющие и нулевые защитные проводники от счетчиков и трансформаторов тока напряжением до 1 кВ до ближайшей сборки зажимов должны быть медными.

При наличии на объекте нескольких присоединений с отдельным учетом электроэнергии на панелях счетчиков должны быть надписи наименований присоединений.

Счетчики активной электроэнергии для технического учета следует устанавливать на подстанциях напряжением 35 кВ и выше энергосистем: на сторонах среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов; на каждой отходящей линии электропередачи 6 кВ и выше, находящейся на балансе энергосистемы.

Счетчики реактивной электроэнергии для технического учета следует устанавливать на сторонах среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов подстанций энергосистем 35 кВ и выше.

указанные требования к установке счетчиков электроэнергии подлежат реализации по мере обеспечения счетчиками.

На предприятиях следует предусматривать техническую возможность установки (в условиях эксплуатации) стационарных или применения инвентарных переносных счетчиков для контроля за соблюдением лимитов расхода электроэнергии цехами, технологическими линиями, отдельными энергоемкими агрегатами, для определения расхода электроэнергии на единицу продукции или полуфабриката.

Допускается установка счетчиков технического учета на вводе предприятия, если расчетный учет с этим предприятием ведется по счетчикам, установленным на подстанциях или электростанциях энергосистем.

Заключение

В курсовом проекте был произведён расчет электрических нагрузок предприятия и построена картограмма электрических нагрузок. Было рассчитано количество и мощность трансформаторов с учетом оптимального коэффициента их загрузки и категорий надежности по электроснабжению электрических приемников.

В данной работе был проведен расчет оптимальных сечений воздушной и кабельной линии предприятия по критерию допустимых потерь напряжения и допустимых механических нагрузок. Определена мощность компенсирующих устройств.

Электроснабжение предприятия спроектировано таким образом, чтобы при отключении одного из трансформаторов как на ГПП, так и в любом из цехов, оно было бесперебойным. При отключении одного из трансформаторов, второй начинает работать с расчетной допустимой перегрузкой и перебоя электроснабжения не происходит.

список литературы

1.Федоров, А.А. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. пособие для вузов/ Федоров А.А., Старков Л.Е. — Москва: Энергоатомиздат, 1987. — 368с.

2.Князевский, Б.А. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для вузов/., Липкин Б.Ю. — Москва: Высшая школа, 1986. — 400 с.

.Федоров, А.А. основы электроснабжения промышленных предприятий. Учебник для вузов / Федоров А.А., Каменева В.В. — Москва: Энергия, 1984. — 472 с.

.Федорова, А.А. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети /Под ред.А. А. Федорова и Г.В. Сербиновского. — М.: Энергия, — 1980.

.Овчаренко, А.С. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: Проектирование и расчет /А.С. Овчаренко и др. — К.: техника, 1985. — 279 с.

.Федорова, А.А. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий /Под общ. ред.А. А. Федорова, Г.В. Сербиновского: В 2 кн. Кн.1. — М.: Энергия, 1973; Кн.2. — М.: Энергия, 1974.

.Будзко, И.А. Электроснабжение сельского хозяйства/ А.И. Будзко, Т.Б. Лещинская, В.И. Сукманов. — Москва: Колос, — 2000. — 560 с.;

.Дайнеко, В.А. Электрооборудование сельскохозяйственных предприятий/ В.А. Дайнеко, А.И. Ковалинский. — Минск: Новое знание, — 2008. — 320 с.;

.Правила устройства электроустановок. — 7-е изд. — Новосибирск: Сибирское университетское издательство, — 2015. — 464 с.

Учебная работа. Проектирование системы электроснабжения группы цехов предприятия