Расчет нагрузок

ЗНАЧЕНИЯ Кр -табл. 2.1 и 2.2 стр. 12 Графики – приложения В с.102 Значения Ки и Cos -приложение Б с.97 Содержание Принятые сокращения 4 Введение 6 1. Задание на проектирование и исходные данные 7 2. Расчет электрических нагрузок СЭС 8 2.1. Расчет нагрузок РМЦ 8 2.2. Расчет электрических нагрузок по уровням СЭС 13 2.2.1. Расчетные нагрузки цехов 13 2.2.2. Расчетные нагрузки на стороне высшего напряжения цеховой ТП 14 2.2.3. Расчетные нагрузки на шинах РП 15 2.2.4. Расчетные нагрузки на шинах низшего напряжения ППЭ 17 2.2.5. Расчетные нагрузки на высшем напряжении ППЭ 18 2.4.6. Определение пиковых нагрузок 19 3. Центр электрических нагрузок 19 3.1. Построение картограммы нагрузок предприятия 19 3.2. Определение центра электрических нагрузок 20 4. Система питания 21 4.1. Построение графиков нагрузок 21 4.2. Выбор силовых трансформаторов ППЭ 22 4.3. Выбор схем устройств высшего напряжения ППЭ 23 4.4. Выбор питающих линий электропередачи 24 4.5. Выбор схем РУ низшего напряжения ППЭ 28 5. Система распределения 29 5.1. Выбор напряжения распределительных сетей 29 5.2. Выбор схем распределительных сетей 29 5.3. Выбор распределительных пунктов 6, 10 кВ 31 5.4. Выбор цеховых трансформаторных подстанций 32 5.5 Выбор компенсирующих устройств и мест их установки 34 5.6. Выбор способа транспорта электрической энергии 35 5.7. Выбор сечения и марки проводников системы распределения 36 6. Расчет токов короткого замыкания 37 7. Выбор и проверка высоковольтного электрооборудования 43 8. Проверка кабельных линий по термической стойкости 48 9. Выбор и проверка коммутационных аппаратов до 1 кВ 49 Приложение А. Пример расчета системы электроснабжения предприятия 51 Приложение Б. Показатели электрических нагрузок 90 Приложение В Ведомости электрических нагрузок по отраслям 99 Приложение Г Схема электроснабжения завода 105 Список литературы Принятые сокращения АД – асинхронный двигатель; АСКУЭ – автоматическая система коммерческого учета электрической энергии; ВЛЭП – воздушная линия электропередачи; ВН – высшее напряжение; ВРУ – водно-распределительное устройство; ВУ – вводное устройство; ГОСТ – государственный стандарт; ГПП – главная понизительная подстанция; ГРЩ – главный распределительный щиток; ГЭК – государственная экзаменационная комиссия; ДП – диспетчерский пункт; ЕСКД – единая система конструкторской документации; ЗРУ – закрытое распределительное устройство; ИП – источник питания; ИС – источник света; КЗ – короткое замыкание; КЛЭП – кабельная линия электропередачи; КПД – коэффициент полезного действия; КРУ – комплектное распределительное устройство; КСО – камера стационарная одностороннего обслуживания; КТП – комплектная трансформаторная подстанция; ЛЭП – линия электропередачи; НН – низшее напряжение; НР – нормальный режим; ОРУ – открытое распределительное устройство; ПАР – послеаварийный режим; ПВ – продолжительность включения; ПГВ – подстанция глубокого ввода; ПКН – предохранитель кварцевый для защиты трансформаторов напряжения; ПКР – повторно-кратковременный режим; ПКТ – предохранитель кварцевый токоограничивающий (для защиты цеховых трансформаторов); ПКЭ – показатель качества электроэнергии; ППЭ – пункт приема электрической энергии; ПУЭ – правила устройства электроустановок; ПЭВМ – персональная электронно-вычислительная машина; РЗ – релейная защита; РЛ – разрядная лампа; РМЦ – ремонтно-механический цех; РП – распределительный пункт электроэнергии; РУ – распределительное устройство; СД – синхронный двигатель; СП – силовой распределительный пункт электроэнергии напряжением 0,4 кВ; СЭС – система электроснабжения; ТН – трансформатор напряжения; ТП – трансформаторная подстанция; ТТ – трансформатор тока; ТЭР – технико-экономический расчет; ЦЭН – центр электрических нагрузок; ШМА – шинопровод магистральный алюминиевый; ШРА – шинопровод распределительный алюминиевый; ЭД – электродвигатель; ЭДС – электродвижущая сила; ЭП – приемник электрической энергии; ЭУ – электроустановка; ЭЭ – электрическая энергия; Принятые обозначения IP – расчетный ток нагрузки; РР – расчетная активная мощность; QP – расчетная реактивная мощность; SP – полная расчетная мощность; UРАЦ – рациональное напряжение. Введение Одной из главных проблем при проектировании для нужд современной промышленной энергетики является рациональное построение систем электроснабжения (СЭС). Рациональное построение СЭС предприятия включает решение следующих задач: - определение расчетных нагрузок узлов системы; - выбор схем и рациональных напряжений, как системы питания, так и системы распределения; - выбор места размещения питающих и распределительных подстанций; - выбор средств компенсации реактивной мощности и места их размещения; - выбор современного оборудования; - обеспечение требуемой надёжности питания потребителей; - автоматизация управления рассматриваемой системы. В настоящем пособии подробно рассмотрена методика расчета электрических нагрузок на различных уровнях СЭС. Дана методика расчета и построения картограммы электрических нагрузок, с целью определения условного центра электрических нагрузок проектируемого объекта, для определения места размещения ППЭ. Рассмотрен вопрос выбора рационального напряжения системы распределения (внутризаводского электроснабжения) проектируемого объекта. Даны условия выбора электрооборудования и проводников на различных уровнях СЭС (до и выше 1 кВ). Приведены основные особенности расчетов токов КЗ в сетях до и выше 1кВ с целью проверки элементов системы электроснабжения к действию токов КЗ на различных уровнях СЭС. В методическом пособии рассматривается пример расчета электрических нагрузок, выбор электрооборудования и построение схемы электроснабжения станкостроительного завода, что позволяет студентам на наглядном примере разобраться с методикой расчета и построения системы электроснабжения. Дополнительно в пособии приводятся справочные данные: - показатели электрических нагрузок; - ведомости электрических нагрузок по отраслям. Целью настоящего пособия является оказание методической помощи студентам специальности 140211 по дисциплине «Электроснабжение промышленных предприятий» при проработке практических занятий и выполнении ими учебного курсового проекта. 1 Задание на проектирование и исходные данные Задание на учебный проект выдается каждому студенту руководителем проектирования. Содержание этого задания вместе со всеми необходимыми исходными данными записывается на специальном бланке «Задание», в котором также указывается дата выдачи и срок сдачи законченного проекта на проверку руководителю. Бланк задания подписывается руководителем и утверждается заведующим кафедрой. В состав исходных данных входит генеральный план промышленного предприятия с расположением и конфигурацией цехов и других объектов заводского хозяйства, изображенный в соответствующем масштабе. Отрасль, к которой относится заданное предприятие, состав цехов на генеральном плане дают возможность студентам в самом начале проектирования дополнить исходную информацию, необходимую для проектирования, а именно: составить краткое описание технологического процесса, по которому определяется для каждого цеха в отдельности требуемая степень надежности (категории надежности) электроснабжения электроприемников, характер окружающей среды по пожаро- и взрывоопасности и по степени опасности поражения электрическим током. При проектировании систем электроснабжения необходимо учитывать: климатические условия местности, где находится объект; характеристику окружающей среды на его территории в том числе наличие агрессивных технологических выбросов; особенности технологического процесса данного предприятия, классификацию и характеристики потребителей электроэнергии (по роду тока, напряжению, режиму работы, частоте). При изучении технологического процесса необходимо установить возможные последствия перерыва электроснабжения с целью обоснования категории электроприёмников в отношении надежности электроснабжения согласно ПУЭ [1], в том числе отметить наличие ЭП особой группы первой категории. Дать характеристику производственной среды в помещениях основного и вспомогательного производств (классы взрывоопасных и пожароопасных зон, влажность, химическая активность). Указать классификацию помещений по степени опасности поражения электрическим током. Результаты анализа технологического процесса рекомендуется занести в таблицу. Таблица 1.1 - Характеристика технологического процесса предприятия № цеха по плану Наименование цеха Категория ЭП по надежности питания Характеристика производственной среды Для углубленной проработки отдельных разделов проекта необходимо рассмотреть дополнительные вопросы по заданию руководителя. Знание технологического процесса производства предприятия добавляет полезную информацию к исходным данным на проектирование для обоснованного принятия решений при выборе оборудования, схем электроснабжения (как отдельных цехов, так и предприятия в целом) и конструктивного исполнения электроустановок. Таким образом, только после полного анализа технологического процесса производства можно приступить к проектированию системы электроснабжения заданного предприятия. В исходные данные входят также характеристики источника питания и его расстояние до предприятия. В качестве источника питания задана подстанция энергосистемы. В качестве примера: задание на проектирование, расчёт электрических нагрузок, выбор главных схем и оборудования (элементов) системы электроснабжения приведены в приложении А. 2 Расчет электрических нагрузок СЭС Расчет электрических нагрузок является главным вопросом при проектировании любой промышленной электрической сети. Расчетные нагрузки (, , , Iр) используются для выбора элементов системы электроснабжения на всех уровнях СЭС. Расчетные активная и реактивная мощности – это мощности, соответствующие такой неизменной токовой нагрузке , которая эквивалентна фактической изменяющейся во времени нагрузке по наибольшему возможному тепловому воздействию на элемент системы электроснабжения. Существуют различные методы определения расчетных нагрузок [2,3,4,5,6]. При проектировании выбор метода определения нагрузок во многом зависит от наличия исходной информации. Расчетная нагрузка ремонтно-механического цеха (РМЦ) определяется методом упорядоченных диаграмм, а нагрузка всех остальных цехов (в том числе и мощности электрического освещения) – по коэффициенту спроса. 2.1 Расчет электрических нагрузок РМЦ При наличии исходных данных индивидуальных ЭП цеха расчетные нагрузки определяются методом упорядоченных диаграмм. При учебном проектировании представлены исходные данные электроприемников РМЦ (см. задание). По методу упорядоченных диаграмм расчетная нагрузка, как группы электроприемников, так и цеха определяется через номинальные мощности и расчетный коэффициент, который зависит от эффективного числа электроприемников и их средневзвешенного коэффициента использования: [4]. Расчет электрических нагрузок ЭП напряжением до 1 кВ по данному методу производится для каждого узла питания (распределительного пункта, шкафа, сборки, магистрального шинопровода и т.п.), а также по цеху, корпусу в целом. Электроприемники разбиваются на подгруппы из условия возможности их подключения к узлу питания. В литературе прошлых лет рекомендовалось разбивать ЭП на подгруппы с одинаковыми режимами работы, т.е. с одинаковыми коэффициентами использования ки и коэффициентами мощности . Но в «Указаниях по расчету электрических нагрузок», введенных в действие с 1990 г., был внесен ряд корректив для расчета нагрузок. Эти изменения привели к упрощению расчета и способствовали расширению области его применения. Данные указания были выпущены в порядке опытно-промышленного внедрения, а по итогам их трехлетнего применения в проектной практике были изданы откорректированные Указания РТМ 36.18.32.4-92.[4]. Эффективное число электроприемников – это такое число однородных по режиму работы приемников одинаковой мощности, которое обусловливает ту же расчетную нагрузку, что и рассматриваемые электроприемники различные по номинальной мощности и режиму их работы. Эффективное число электроприемников подгруппы рассчитывается по формуле: , (1) где групповая номинальная активная мощность, кВт; номинальная мощность индивидуального электроприемника, кВт; число электроприемников в подгруппе. При значительном числе электроприемников () (магистральные шинопроводы, шины цеховых трансформаторных подстанций, в целом по цеху) эффективное число ЭП можно определить по упрощенному выражению: , (2) где номинальная мощность наиболее мощного электроприемника группы. Если найденное по упрощенному выражению число окажется больше , то следует принимать . Если , где номинальная мощность наименее мощного ЭП подгруппы, также принимается . Найденное по указанным выражениям значение округляется до ближайшего меньшего целого числа. Для трехфазных индивидуальных ЭП, работающих в длительном режиме, установленная мощность принимается равной номинальной, для ЭП, работающих в повторно-кратковременном режиме, – равной установленной (паспортной), приведенной к длительному режиму: , (3) где мощность ЭП по паспортным данным; паспортное значение ПВ. При наличии группы однофазных ЭП, которые распределены по фазам с неравномерностью не более 15 % по отношению к общей мощности трехфазных и однофазных электроприемников в группе, они могут быть представлены в расчете как эквивалентная группа трехфазных приемников электрической энергии с той же суммарной номинальной мощностью. В случае превышения указанной неравномерности номинальная мощность эквивалентной группы однофазных ЭП принимается равной тройному значению мощности наиболее загруженной фазы [4]. При числе неравномерно распределенных по фазам однофазных приемников менее четырех условную трехфазную номинальную мощность определяют по упрощенным формулам: -при включении однофазного электроприемника на фазное напряжение он учитывается как эквивалентный трехфазный ЭП номинальной мощностью , (4) , (5) где , – активная и реактивная мощности однофазного ЭП наиболее загруженной фазы. -при включении однофазного ЭП на линейное напряжение он учитывается как эквивалентный ЭП номинальной мощностью: , (6) . (7) Коэффициенты использования и мощности приведены в приложении Б и [7,8,9]. При наличии интервальных значений следует для расчета принимать наибольшее значение. Так как ЭП группируются без условия равенства коэффициента использования, то групповой средневзвешенный коэффициент использования для данного узла питания (подгруппы) находится по формуле: , (8) где – число электроприемников входящих в данную группу. Коэффициент расчетной нагрузки находят или по кривым этой зависимости (рис.2.1) или из таблиц (2.1; 2.2) Рисунок 2.1 - Кривые коэффициентов расчетной нагрузки для различны коэффициентов использования в зависимости от [4] Таблица 2.1 - Значения коэффициентов расчетной нагрузки для питающих сетей напряжением до 1 кВ Коэффициент использования 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 25 30 8,00 6,22 4,05 3,24 2,84 2,64 2,49 2,37 2,27 2,18 2,11 2,04 1,99 1,94 1,89 1,85 1,81 1,78 1,75 1,72 1,6 1,51 5,33 4,33 2,89 2,35 2,09 1,96 1,86 1,78 1,71 1,65 1,61 1,56 1,52 1,49 1,46 1,43 1,41 1,39 1,36 1,35 1,27 1,21 4,00 3,39 2,31 1,91 1,72 1,62 1,54 1,48 1,43 1,39 1,35 1,32 1,29 1,27 1,25 1,23 1,21 1,19 1,17 1,16 1,1 1,05 2,67 2,45 1,74 1,47 1,35 1,28 1,23 1,19 1,16 1,13 1,1 1,08 1,06 1,05 1,03 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 2,00 1,98 1,45 1,25 1,16 1,14 1,12 1,1 1,09 1,07 1,06 1,05 1,04 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,6 1,6 1,34 1,21 1,16 1,13 1,1 1,08 1,07 1,05 1,04 1,03 1,01 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,33 1,33 1,22 1,12 1,08 1,06 1,04 1,02 1,01 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,14 1,14 1,14 1,06 1,03 1,01 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Продолжение таблицы 2.1 35 40 45 50 60 70 80 1,44 1,4 1,35 1,3 1,25 1,2 1,16 1,26 1,13 1,1 1,07 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Таблица 2.2 - Значения коэффициентов КР на шинах НН цеховых трансформторов и для магистральных шинопроводов напряжением до 1 кВ Коэффициент использования 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 и более 1 2 3 4 5 6 - 8 9 - 10 10 – 25 25 -50 Более50 8,00 5,01 2,94 2,28 1,31 1,2 1,1 0,8 0,75 0,65 5,33 3,44 2,17 1,73 1,12 1,0 0,97 0,8 0,75 0,65 4,00 2,69 1,8 1,46 1,02 0,96 0,91 0,8 0,75 0,65 2,67 1,9 1,42 1,19 1,0 0,95 0,9 0,85 0,75 0,7 2,00 1,52 1,23 1,06 0,98 0,94 0,9 0,85 0,75 0,7 1,6 1,24 1,14 1,04 0,96 0,93 0,9 0,85 0,8 0,75 1,33 1,11 1,08 1,0 0,94 0,92 0,9 0,9 0,85 0,8 1,14 1,0 1,0 0,97 0,93 0,91 0,9 0,9 0,85 0,8 Результаты расчета нагрузок РМЦ целесообразно сводить в табл. 2.3. Таблица 2.3 – Определение расчетных нагрузок методом упорядоченных диаграмм Исходные данные Расчетные значения № ЭП по табл. Кол-во ЭП, n. Номинал. мощность ки или cosφ(tgφ) киpн или KИPн KИРнtgφ np2н Эффекимвное число ЭП, nЭ шт кВт кВт кВт кВ·Ар кВт2 кВт кВ·Ар кВ·А А 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 В таблице указано: – номинальная мощность одного электроприемника; – суммарная номинальная мощность ЭП подгруппы; – действительное число ЭП в подгруппе; – значение коэффициентов мощности подгруппы; kи – коэффициент использования одиночного элекроприемника;– значения коэффициентов использования электроприемников подгруппы; – эффективное (приведенное) число электроприемников; – коэффициент расчетной нагрузки; и – расчетные активная и реактивная мощности подгруппы; – полная мощность подгруппы. Графы таблицы 2.3 заполняются на основании полученных от технологов таблиц-заданий по проектированию электротехнической части (графы 2···4) и согласно справочным материалам (графы 5, 6), в которых приведены значения коэффициентов использования и реактивной мощности для индивидуальных ЭП. В графах 7, 8 и 9 записываются промежуточные расчетные величины, при этом в итоговых строках этих граф определяются суммы этих величин. В графах 10-15 определяются расчетные величины. 2.2 Расчет электрических нагрузок по уровням СЭС 2.2.1 Расчетные нагрузки цехов Если в исходных данных на проектирование отсутствуют сведения об индивидуальных электроприёмниках цехов, расчётные нагрузки этих цехов определяются, начиная со второго уровня, т.е. на шинах до 1кВ цеховых подстанций или силовых пунктов, питающих данный цех (подразделение). Расчётная нагрузка на этом уровне определяется по следующим выражениям: – для силовой нагрузки: , (9) , (10) где – активная расчетная мощность нагрузки цеха, кВт; – коэффициент спроса по цеху (справочная величина) [7, 8, 9] и приложение Б, настоящего пособия;– суммарная мощность электроприёмников, подключённых к данному узлу нагрузки, кВт;– реактивная расчётная мощность нагрузки цеха, кВ∙Ар;– соответствует средневзвешенному значению приёмников узла нагрузки. – для осветительной нагрузки: , (11) , (12) где – расчётная активная мощность осветительной нагрузки данного цеха (подразделения), кВт;– коэффициент спроса для осветительной нагрузки данного цеха (справочная величина) [10];– коэффициент потерь в пускорегулирующей аппаратуре при применении газоразрядных источников света (справочная величина) [10];– номинальная мощность осветительной нагрузки данного цеха, кВт;– расчётная реактивная мощность осветительной нагрузки (при применении разрядных источников света), кВ·Ар;– соответствует осветительной нагрузки. Номинальная мощность осветительной нагрузки определяется, исходя из удельной мощности на единицу площади: , (13) где – удельная мощность осветительной нагрузки на единицу площади цеха, Вт ∕м2(справочная величина) [10]; – площадь цеха,м2. Удельная мощность осветительной нагрузки зависит от нормы освещённости на рабочем месте, от типа источников света, высоты подвеса и других факторов. Таким образом, расчётные значения нагрузок цеха определяются по следующим выражениям: – расчетная активная мощность , (14) где – расчётное значение активной мощности цеха, кВт; – расчетная реактивная мощность , (15) где – расчётное значение реактивной мощности цеха, кВ∙Ар; – полная мощность , (16) где – расчётное значение полной мощности цеха, кВ∙А; – расчетный ток нагрузки цеха в нормальном режиме , (17) где – расчётное значение тока узла нагрузки (цеха), А; – номинальное напряжение в узле нагрузки, кВ. Для удобства результаты расчета составим в таблицу по следующей форме. Таблица 2.4 - Расчетные нагрузки до 1кВ цехов предприятия № цех Наим. цеха Рн cosφ Кс Рр.с Qр.с Ксо руд.о Рр.о Qр.о Рр.ц Qр.ц Sр.ц Iр.ц кВт кВт кВ·Ар Вт/м2 кВт кВ·Ар кВт кВ·Ар кВ∙А А Расчётные электрические нагрузки цеха необходимы для выбора мощности трансформаторов цеховых ТП, сечения линий и шин, коммутационно-защитной аппаратуры РУ низшего напряжения ТП. 2.2.2 Расчетные нагрузки на стороне высшего напряжения цеховой ТП Расчётные значения нагрузок на стороне высшего напряжения трансформаторов, питающих цех, определяют по следующим выражениям: – расчетная активная мощность , (18) где – расчётное значение активной мощности, потребляемой цехом на стороне высшего напряжения, кВт;– потери активной мощности в цеховом трансформаторе, кВт; – расчетная реактивная мощность , (19) где – расчётное значение реактивной мощности, потребляемой цехом на стороне высшего напряжения, кВ∙Ар; – потери реактивной мощности в цеховом трансформаторе, кВ∙Ар. Так как тип силового трансформатора ещё не определён, можно принимать: , (20) , (21) – расчетная полная мощность , (22) где – расчётное значение полной мощности, потребляемой цехом на стороне высшего напряжения, кВ∙А. – расчетный ток в нормальном режиме, А , (23) где Uн – номинальное напряжение, кВ. По полученным расчётным значениям нагрузок выбирают линии, питающие цеховые ТП и коммутационно-защитную аппаратуру этих линий. Результаты расчета целесообразно представить в виде табл. 2.5, при этом приемники электрической энергии на 0,4 и ЭП на 6, 10 необходимо выделить отдельно. Таблица 2.5 - Расчетные нагрузки цехов предприятия № цеха Наименование цеха кВт кВ·Ар кВт кВ·Ар кВ·А А ЭП до 1 кВ ЭП 6 - 10 кВ 2.2.3 Расчетные нагрузки на шинах РП Расчётные нагрузки на шинах РП определяются по расчётным активным и реактивным нагрузкам потребителей, питающихся от шин данного РП, с учётом коэффициента одновремённости максимумов силовой нагрузки. В зависимости от числа присоединений и средневзвешенного коэффициента использования по табл. 2.6 определяется значение коэффициента одновременности максимумов . Коэффициент одновременности максимумов – отношение расчетной мощности на шинах 6, 10 кВ к сумме расчетных мощностей потребителей, подключенных к шинам 6, 10 кВ РП. Таблица 2.6 - Значение коэффициента одновременности максимумов Средневзвешенный коэффициент использования Число присоединений 6 (10) кВ на сборных шинах РП, ПГВ 2 – 4 5 – 8 9 – 25 Более 25 0,9 0,8 0,75 0,7 0,95 0,9 0,85 0,8 1,0 0,95 0,9 0,85 1,0 1,0 0,95 0,9 Расчётные нагрузки на шинах РП: - расчетная активная мощность: , (24) где – расчётное значение активной мощности на шинах РП, кВт; – суммарная расчётная активная мощность на стороне высшего напряжения цеховых ТП, питающихся от шин данного РП, кВт; – суммарная расчётная активная мощность силовых приёмников напряжением выше 1 , питающихся от шин РП; – коэффициент одновремённости максимумов нагрузки в рассматриваемом узле потребления [4]. - расчётная реактивная мощность: , (25) где – расчётное значение реактивной мощности на шинах РП, кВ∙Ар; – суммарная расчётная реактивная мощность на стороне высшего напряжения цеховых ТП, питающихся от шин данного РП, кВ∙Ар; – суммарная расчётная реактивная мощность силовых приёмников напряжением выше 1 кВ, питающихся от шин РП, кВ∙Ар. - расчётное значение полной мощности: , (26) где – расчётное значение полной мощности на шинах РП, кВ∙А. - расчётный ток линий, питающих РП, в нормальном режиме: , (27) где – расчётный ток линий, питающих РП, А; – номинальное напряжение на шинах РП, кВ; По полученным расчётным значениям нагрузок, выбирают шинные конструкции РП, линии, питающие РП и коммутационно-защитную аппаратуру питающих линий. 2.2.4 Расчетные нагрузки на шинах низшего напряжения ППЭ Расчётные значения нагрузок на шинах НН ППЭ определяются по расчётным значениям активной и реактивной мощности всех отходящих линий с учётом коэффициента одновремённости максимумов силовой нагрузки и расчётной мощности осветительной нагрузки территории предприятия. Расчетные нагрузки на шинах: - расчётная активная мощность , (28) где – расчётное значение активной мощности, потребляемой от шин низшего напряжения ППЭ, кВт; – суммарное значение расчётных активных мощностей всех отходящих линий, кВт; – коэффициент разновремённости максимумов силовой нагрузки в рассматриваемом узле потребления; – расчётное значение активной мощности осветительной нагрузки территории предприятия, кВт. - расчётная реактивная мощность , (29) где – расчётное значение реактивной мощности, потребляемой от шин низшего напряжения ППЭ, кВ∙Ар; – суммарное значение расчётных реактивных мощностей всех отходящих линий, кВ∙Ар; – расчётное значение реактивной мощности осветительной нагрузки территории предприятия, кВ∙Ар. - расчётная полная мощность , (30) где – расчётная полная мощность, потребляемая от шин низшего напряжения ППЭ, кВ∙А.. - расчётный ток линий, питающих распределительное устройство низшего напряжения ППЭ, в нормальном режиме , (31) где – расчётный ток питающих линий, А; – номинальное напряжение на шинах РУ НН ППЭ, кВ; – количество питающих линий. При определении расчётных нагрузок на шинах распределительных пунктов и шинах низшего напряжения РУ ППЭ, значение коэффициента одновремённости максимумов силовой нагрузки определяют в зависимости от значения средневзвешенного коэффициента использования и числа присоединений, рассматриваемого узла нагрузки [4]. Расчётные значения осветительных нагрузок территории предприятия, питающихся от трансформатора СН, определяются по аналогии с формулами (11, 12,13) настоящего пособия. По полученным расчётным значениям нагрузок выбирают мощность силовых трансформаторов ППЭ, токоведущие части и коммутационно-защитную аппаратуру РУ низшего напряжения ППЭ. 2.4.5 Расчетные нагрузки на высшем напряжении ППЭ Расчётные нагрузки на высшем напряжении ППЭ определяют по расчётным нагрузкам на шинах РУ низшего напряжения ППЭ с учётом потерь в силовых трансформаторах ППЭ. - Расчётная активная мощность , (32) где – расчётное значение активной мощности на стороне высшего напряжения ППЭ, кВт; – потери активной мощности в силовом трансформаторе, кВт. - Расчётная реактивная мощность , (33) где – расчётное значение реактивной мощности на стороне высшего напряжения ППЭ, кВ∙Ар; – потери реактивной мощности в силовом трансформаторе ППЭ, кВ∙Ар. Потери активной и реактивной мощностей в трансформаторе приближённо можно определить по формулам (20, 21) настоящего пособия. - Расчётная полная мощность , (34) где – расчётное значение полной мощности на стороне высшего напряжения ППЭ, кВ∙А. - Расчётный ток линий, питающих ППЭ от источника питания, в нормальном режиме , (35) где – расчётное значение тока линий, питающих ППЭ предприятия от источника питания, А; – номинальное напряжение системы питания, кВ. – количество питающих линий. - Расчетное значение тока линий, питающих ППЭ в ПАР (), А: . (36) Примечание: Полученные значения расчетных нагрузок необходимо скорректировать на всех уровнях СЭС проектируемого объекта с учётом мощности компенсирующих устройств, установленных в данном узле нагрузки, уточнённых значений потерь мощности в трансформаторах, и потерь мощности в компенсирующих устройствах. 2.4.6 Определение пиковых нагрузок При проектировании систем электроснабжения в качестве пиковых нагрузок рассматривают пиковый ток (пусковой ток электрических машин). Для индивидуальных приёмников в качестве пикового тока (при отсутствии паспортных данных) принимают: - для асинхронных машин с короткозамкнутым ротором и синхронных машин – ; - для асинхронных машин с фазным ротором и машин постоянного тока –; - для печных и сварочных трансформаторов – не менее (без приведения к ). Для группы электроприёмников пиковый ток ( ) определяют по формуле: , (37) где – наибольший из пусковых токов двигателей группы, А; – расчётный ток группы приёмников, А; – коэффициент использования, для двигателя с наибольшим пусковым током; – номинальный ток двигателя с наибольшим пусковым током, А. Расчётные значения пиковых токов необходимы для правильного выбора токовых защит. 3 Центр электрических нагрузок 3.1 Построение картограммы нагрузок предприятия Картограмма электрических нагрузок позволяет достаточно наглядно представить характер и распределение нагрузок по подразделениям промышленного предприятия. Картограмма нагрузок необходима для рационального выбора места размещения ППЭ предприятия, цеховых подстанций и РП, источников компенсации реактивной мощности. Вследствие этого рекомендуется строить картограммы как активных, так и реактивных нагрузок. Распределение нагрузок по подразделениям предприятия наглядно изображают в виде кругов, площади которых соответствуют в выбранном масштабе расчётным активным мощностям подразделений предприятия: , (38) где – радиус круга, мм; – масштаб; , откуда . (39) При построении картограммы нагрузок центры окружностей совмещают с центром тяжести геометрических фигур, изображающих отдельные подразделения (цеха) предприятия. Для наглядности представления структуры нагрузок, окружности делят на секторы, каждый из которых соответствует силовой нагрузке до 1 кВ и осветительной нагрузке. Угол сектора осветительной нагрузки цеха (в градусах)определяется по формуле: , (40) где – активная мощность осветительной нагрузки i-го цеха, кВт. Силовую нагрузку цеха (выше 1 кВ) рекомендуется выделить отдельной окружностью. Результаты расчетов сводятся в табл. 3.1 Таблица 3.1 – Результаты расчета картограммы нагрузок № цеха Uн. Рр.ц Рр.о. кВ кВт мм мм мм кВт град. 3.2 Определение центра электрических нагрузок ЦЭН предприятия будем называть точку с координатами Xo, Yо, (мм) относительно которой показатели разброса нагрузок наименьшие. Для определения условного центра электрических нагрузок на генеральном плане предприятия наносят оси координат X и Y и по известным расчётным мощностям цехов (Pi) и координатам их центров нагрузки (xi,yi)определяют центр нагрузок предприятия в целом. Координаты ЦЭН определяются по формулам: , (41) . (42) Условный центр электрических нагрузок предприятия определяет то место, при размещении в котором ППЭ приведённые затраты будут минимальны. Однако следует отметить, что при окончательном определении места размещения ППЭ необходимо также учитывать следующие факторы: – наличие необходимой свободной площади; – влияние окружающей среды; – возможность ввода линии электропередачи, для питания ПГВ, на территорию предприятия. Допускается смещение места размещения ППЭ от найденного центра электрических нагрузок в сторону источника питания. 4 Система питания Система электроснабжения любого предприятия может быть условно разделена на три подсистемы – система питания (питающие сети), система распределения электроэнергии внутри предприятия (внутризаводские сети) и система потребления (внутрицеховые сети). В систему питания входят питающие ЛЭП и ППЭ (ПГВ или ГПП), состоящий из устройства высшего напряжения, силовых трансформаторов и РУ низшего напряжения. Основными задачами данного раздела являются: – выбор силовых трансформаторов ППЭ; – выбор схемы питания; – выбор питающих линий электропередачи; – выбор схемы распределительного устройства низшего напряжения ППЭ. 4.1 Построение графиков нагрузок Графики электрических нагрузок дают представление о характере изменения нагрузок в течение рассматриваемого периода (характерных суток,сезона или всего года). Графики электрических нагрузок используются при определении потерь электроэнергии в элементах СЭС, а также при выборе силовых трансформаторов и других целей. Для построения суточных графиков нагрузки по предприятию в целом необходимо знать суточные графики нагрузок отдельных цехов и его подразделений. При учебном проектировании принимают за основу суточные графики (летний, зимний, выходного дня), характерные для отрасли промышленности, к которой относится данное предприятие. За максимальную нагрузку принимается расчётная нагрузка по предприятию в целом с учётом потерь в элементах электрических сетей. При расчёте нагрузок на шинах ППЭ вводится коэффициент одновремёмнности максимумов [4] цеховых нагрузок до 1 кВ и высоковольтной нагрузки. Исходя из того, что коэффициент спроса группы ЭП учитывает как коэффициенты использования и загрузки ЭП, их КПД, так и потери в сети, считаем, что расчётную мощность, определённую по коэффициенту спроса, с учетом коэффициента одновремённости можно принять за максимальную мощность. Таким образом, по характерным отраслевым графикам нагрузок строят графики нагрузок данного предприятия. Годовой график по продолжительности строится по характерным суточным графикам нагрузок. При построении рекомендуется принять продолжительность зимнего периода – 213 суток, летнего – 152 суток (для заводной Сибири). Годовой график по продолжительности необходим для определения электроэнергии, потреблённой предприятием за год, и времени использования максимальной нагрузки в течение года. Табличные данные типовых графиков по отраслям промышленности приведены в приложении Е. 4.2 Выбор силовых трансформаторов ППЭ Выбор числа, мощности и типа силовых трансформаторов для питания нагрузок промышленных предприятий производят на основании расчетов и обоснований: - число трансформаторов на подстанции определяется, исходя из обеспечения надежности питания с учетом категории ЭП. - номинальная мощность трансформаторов определяется по с учетом допустимой нагрузки их в нормальном режиме и допустимой перегрузки в аварийном режиме. - на главных понизительных подстанциях (ГПП или ПГВ) следует применять трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН или АРПН). Выбор мощности трансформаторов ППЭ производиться согласно ГОСТ 14209 [11]. Мощность трансформаторов выбирают по графику перетока мощности через трансформатор за максимальнозагруженную смену предприятия и проверяют на послеаварийную перегрузку. Среднеквадратичные мощности , , рассчитываются по формулам: ; (43) ; (44) . (45) где Pi (Qi) – значения активной (реактивной) мощности за время ti (по графику). При определении значений Pi и Qi по графику перетока мощности через трансформатор мощность трансформатора определяется: (46) При определении значений Pi и Qi по графику нагрузки предприятия в целом мощность трансформатора определяется: . (47) где n – число трансформаторов на подстанции. Проверка трансформаторов на перегрузочную способность: - коэффициент загрузки в нормальном режиме ; (48) - коэффициент максимума ; (49) - коэффициент перегрузки (50) где SΔ ti полная мощность по графику нагрузки, превышающая (К1=1), за период времени Δ hi. Если , следует принять , если , следует принять , 4.3 Выбор схем устройств высшего напряжения ППЭ Схемы электрических соединений на стороне высшего напряжения подстанций желательно выполнять наиболее простыми (рис.4.1). а) б) в) г) Рисунок 4.1 - Однолинейные схемы электрических соединений главных понизительных подстанций с двумя трансформаторами: а – без выключателей на стороне ВН; б, в, г – с выключателями. Возможно, что установка выключателей на стороне высшего напряжения в связи с дороговизной будет казаться экономически необоснованной, но как показала практика, применение их в электроснабжении промышленных предприятий приводит к снижению экономических потерь при авариях и перерывах электроснабжения во много раз. Так как в схеме с выключателем время восстановления напряжения значительно ниже, то происходят меньшие нарушения технологического процесса, а также предотвращается развитие аварий технологических установок. Особенно это важно в нефтеперерабатывающей и химической промышленности. Поэтому рекомендуем при учебном проектировании использовать схемы ППЭ с установкой выключателей на стороне высшего напряжения, если имеются потребители электроэнергии первой категории. Схему (рис.4.1 а, блок линия – трансформатор) рекомендуют для подстанций, питаемых по радиальным кабельным линиям небольшой длины. Схему (рис.4.1 б) рекомендуется применять для подстанций, питающих потребителей 1-й категории. Схему (рис.4.1 в) применяют при кольцевом (транзитном) питании и для подстанций с неравномерным суточным графиком нагрузки (когда требуется частое отключение трансформатора). Схема (рис.4.1 г) лишена последнего недостатка, но вывод из работы трансформатора более сложен, чем для схемы (рис.4.1 в) и применяется на подстанциях, питающихся по длинным линиям и когда не требуются частые отключения трансформатора. Более сложные схемы для подстанций применяются на основании технико-экономических расчетов. Для снижения токов КЗ в нормальном режиме применяют раздельную работу трансформаторов. Для потребителей первой категории должено, предусмотрено устройство автоматического ввода резерва (АВР). 4.4 Выбор питающих линий электропередачи Сечения проводов и жил кабелей выбирают в зависимости от ряда технических и экономических факторов [1]. Факторы, влияющие на выбор сечений, следующие: - нагрев от длительного выделения тепла рабочим током; - нагрев током КЗ; - падение напряжения в проводах и жилах кабелей в нормальном и послеаварийном режимах; - механическая прочность; - коронирование – фактор, зависящий от класса напряжения, сечения провода и окружающей среды; - экономический фактор. Влияние и учет перечисленных факторов в воздушных и кабельных линиях неодинаковы. Воздушные линии электропередачи Выбор экономически целесообразного сечения ВЛ производят по экономической плотности тока . Величина зависит от материала провода и числа часов использования максимальной нагрузки в течении года. Сечение питающей линии электропередачи для выбранного напряжения определяется в следующей последовательности: - ток линии в нормальном режиме ; (51) - ток линии в послеаварийном режиме (ПАР) , (52) где – количество цепей на ЛЭП; – номинальное напряжение сети, кВ; – полная расчетная мощность, передаваемая по линии, кВт. - сечение провода рассчитывается по экономической плотности тока: , (53) где – расчетный ток линии в нормальном режиме, А; – экономическая плотность тока, А/мм2. Экономическая плотность тока зависит от числа часов использования (при часов , при часов , при часов ) [1]. Полученное сечение округляется до стандартного ближайшего значения. Выбранное сечение линии проверяется: - по допустимому нагреву током в нормальном режиме , (54) где Iраб.л – рабочий ток линии, А; Iдоп – допустимый ток провода, А [1, 12]. - по допустимому нагреву током в послеаварийном режиме . (55) где IПАР - ток линии в послеаварийном режиме, А. - по потерям напряжения для двухцепной линии, питающей подстанцию (56) где ΔUл%,max – максимальная потеря напряжения в линии, %; l – длина линии, км; Pmax и Qmax – максимальные мощности, передаваемые по линии, МВт и МВ∙Ар; r0 и x0 – сопротивления одной цепи линии на 1 км длины, Ом/км; UН.С - напряжение сети, кВ. Для обеспечения механической прочности воздушной линии ЛЭП следует брать провод со стальным сердечником. Проверка по условиям короны в простейшем случае сводится к тому, чтобы сечение не оказалось меньше некоторого минимально допустимого сечения. Эти минимально допустимые сечения составляют: для 35 кВ – 35 мм2; для 110 кВ – 70 мм2; для 220 кВ – 240 мм2.[1] Кабельные линии электропередачи При питании ППЭ по кабельным линиям электропередач, линии должны быть выбраны и проверены согласно [1]. Выбор кабельных линий производится по следующим условиям: - по нагреву допустимым током в нормальном режиме , (57) где Iраб.л–рабочий ток кабельной линии, А; Iдоп–допустимый ток кабеля, А. Табличные значения допустимых длительных токов, приведенные в [1,12], даны для нормируемых условий (класс напряжения, тип кабеля и условия его прокладки). Практически, условия работы кабельной линии всегда отличаются от нормируемых. Поэтому, приведенные в таблицах значения допустимых длительных токовых нагрузок необходимо привести к реальным условиям эксплуатации кабельной линии, принимая соответствующие поправочные коэффициенты. Допустимая токовая нагрузка жил кабелей в случае отклонения от нормируемых условий определяется по выражению [1]: , (58) где IТ – табличное значение допустимого длительного тока нагрузки (для нормируемых условий) выбранного кабеля, А; – коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды (воздуха, воды, земли); – коэффициент, учитывающий количество параллельно проложенных кабелей в одной траншее; – коэффициент, учитывающий фактическое тепловое сопротивление грунта; – коэффициент, учитывающий фактическое рабочее напряжение. Проверка кабельных линий производится: - по экономической плотности тока , (59) где – расчетный ток кабельной линии в нормальном режиме, А; – экономическая плотность тока для выбранного кабеля, А/мм2 [1]. Необходимо отметить, что экономическая плотность тока для кабельной линии зависит не только от, но и типа изоляции кабеля. - по нагреву допустимым током в послеаварийном режиме (60) где - коэффициент допустимой перегрузки ЛЭП в послеаварийном режиме. - по термической стойкости к действию токов короткого замыкания (61) где F – ранее выбранное сечение, мм2; Fmin – минимально допустимое сечение по условиям термической стойкости, мм2. Допустимое сечение по условиям термической стойкости определяется по выражению (62) где Iп0 – периодическая составляющая тока трехфазного короткого замыкания в начальный момент времени; tоткл – время отключения короткого замыкания; Tа – постоянная времени апериодической составляющей тока короткого замыкания; Cт – термический коэффициент, который принимает следующие значения [16]: 140 А∙с1/2/мм2 для кабелей с медными жилами и бумажной пропитанной изоляцией, 90 А∙с1/2/мм2 для кабелей с алюминиевыми жилами и бумажной пропитанной изоляцией, 120 А∙с1/2/мм2 для кабелей с медными жилами и поливинилхлоридной изоляцией, 75 А∙с1/2/мм2 для кабелей с алюминиевыми жилами и поливинилхлоридной изоляцией. Примечание: Допускается не производить проверку кабелей по термической стойкости к действию токов короткого замыкания: - кабелей напряжением до 1 кВ; - кабелей, защищенных плавкими предохранителями; - кабелей в цепях к индивидуальным ЭП, к распределительным пунктам и к цеховым трансформаторам мощностью до 2,5 МВА напряжением до 20 кВ, если отключение этих электроприемников не вызывает расстройства технологического процесса, взрыва или пожара и возможна замена кабеля без значительных затруднений; Токопроводы Токопроводы – это линии электропередач, предназначенные для передачи больших токов на небольшие расстояния при напряжении до 35 кВ. Токопроводы подразделяются на токопроводы высокого напряжения (выше 1 кВ) и токопроводы низкого напряжения (до 1 кВ). Комплектные токопроводы низкого напряжения называют, также шинопроводами. Токопроводы высокого напряжения используются на промышленных предприятиях для передачи в одном направлении мощности более 15 – 20 МВ∙А при напряжении 6 кВ, более 25 – 35 МВ∙А при напряжении 10 кВ и более35 МВ∙А при напряжении 35 кВ. Эти токопроводы могут быть гибкими и жёсткими. Гибкий токопровод представляет собой видоизменённую воздушную линию, каждая фаза которой расщеплена на несколько проводов для уменьшения индуктивного сопротивления. В жёстких токопроводах токоведущим элементом являются шины. Токопроводы высокого напряжения могут быть открытого и закрытого исполнения. Кроме того, существуют пофазно-экранированные токопроводы. Токопроводы низкого напряжения используются во внутрицеховых сетях промышленных предприятий и представляют собой закрытые шинные конструкции. Условия выбора комплектных токопроводов: - по номинальному напряжению (63) где UН – номинальное напряжение токопровода ,кВ; UН.С – рабочее напряжение, кВ; - по номинальному току (64) где IН – номинальный ток токопровода, А; IН.С – рабочий ток линии, А. Условия проверки токопроводов: - по электродинамической стойкости к токам короткого замыкания (65) где iд – ток электродинамической стойкости токопровода, кА; iуд – ударный ток короткого замыкания, кА; - по термической стойкости к токам короткого замыкания (66) где Iп0 – периодическая составляющая тока трехфазного короткого замыкания в начальный момент времени, кА; tоткл – время отключения короткого замыкания, с; Tа – постоянная времени апериодической составляющей тока короткого замыкания, с; IТ и tТ – ток термической стойкости токопровода и время его протекания, кА и с. 4.5 Выбор схем распределительных устройств низшего напряжения ППЭ Наиболее распространённые схемы РУ НН ППЭ приведены на рис.4.2. Присоединение одной секции сборных шин к обмотке трансформатора 6-10 кВ без реактирования отходящих линий основывается на использовании в качестве вводных, межсекционных и линейных выключателей для всего РУ выключателей с одинаковым номинальным током отключения. Рекомендуется применять выключатели с предельным током отключения выключателя не меньше действующего значения периодической составляющей предельного тока КЗ. Присоединение сборных шин (двух секций) к трансформатору с расщепленной обмоткой 6-10 кВ без реактирования отходящих линий выполняется так, что каждая секция присоединяется к одной ветви обмотки трансформатора 6-10 кВ. Преимущество схемы состоит в том, что она позволяет значительно уменьшить отрицательное влияние нагрузок одной ветви на качество напряжения питания нагрузок другой ветви при резко переменных графиках нагрузки, вызывающих колебания напряжения на шинах подстанции. Рисунок 4.2 - Схемы РУ низшего напряжения ППЭ Схема (рис. 4.2 а) применяется для двухобмоточных трансформаторов мощностью до25 МВ∙А. Схема (рис. 4.2 б) одна из наиболее распространенных, применяется для трансформаторов с расщепленной вторичной обмоткой мощностью 25, 63 МВ∙А с вторичным напряжением 6, 10 кВ. Для трансформаторов мощностью 63 МВ∙А напряжением 6 кВ может появиться необходимость в использовании схемы с реактированием вводов 6 кВ трансформаторов, если мощность КЗ на стороне 6 кВ близка к разрывной мощности выключателей или превосходит её. Для трансформаторов мощностью 63 МВ∙А такая необходимость может появиться при напряжении 10 кВ (трансформаторы 110/10 кВ). При наличии на подстанции напряжений как 10 кВ, так и 6 кВ может применяться схема (рис. 4.2 б), при этом одна из систем шин НН запитывается на 6 кВ , а другая – на 10 кВ. 5 Система распределения 5.1 Выбор напряжения распределительных сетей Рациональное напряжение распределения электроэнергии выше 1 кВ на предприятии определяется на основании технико-экономического расчета и для вновь проектируемых СЭС в основном зависит от наличия и величины мощности приемников электрической энергии напряжением 6 кВ, и 10 кВ. Для учебного проектирования ТЭР не проводим, поэтому при выборе напряжения распределения пользуемся следующими условиями: Если мощность ЭП 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 10-15 %, то напряжение распределения принимается равным 10 кВ, а электроприемники на напряжение 6 кВ получают питание через понижающие трансформаторы кВ. Если мощность электроприемников 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия более 40 %, то напряжение распределения принимается равным 6 кВ. В остальных случаях процентного соотношения нагрузок вопрос выбора рационального напряжения следует решать на основе экономического сравнения вариантов. Доля нагрузки 6 кВ в общем по заводу определяется из выражения: . (68) Кроме того, при выборе напряжения распределения электроэнергии на напряжении выше 1 кВ следует учитывать напряжение распределения энергии в электрических сетях до 1 кВ. В случае применения в системе потребления напряжения 660 В, то в системе распределения предпочтение отдается напряжению 10 кВ. 5.2 Выбор схем распределительных сетей Внутризаводское распределение электроэнергии выполняется по радиальной, магистральной или смешанной схемам, в зависимости от: территориального размещения нагрузок, их величины, требуемой степени надёжности питания и других характерных особенностей технологического процесса производства проектируемого объекта. Основные принципы, по которым строится схема электроснабжения на всех её уровнях: – максимальное приближение источников высокого напряжения к ЭУ потребителей; – резервирование питания закладывается в самой схеме электроснабжения, с учётом допустимой нагрузочной способности элементов СЭС; – секционирование всех звеньев СЭС от источника питания до сборных шин, питающих электроприёмники; – выбор режима работы элементов СЭС; – обеспечение функционирования основных производств предприятия в ПАР. При построении общей схемы распределения электроэнергии следует стремиться к рациональному использованию РУ, сокращению количества электрических аппаратов и длин ЛЭП, и тем самым к снижению приведённых затрат. Радиальные схемы целесообразны для питания ЭП первой категории и особой группы ЭП по надежности питания; мощных РП; удалённых от ППЭ мощных сосредоточенных потребителей с единичной мощностью цехового трансформатора 2500 кВ∙А. а) б) в) Рисунок 5.1 - Радиальные схемы внутреннего электроснабжения промышленного предприятия Схема (рис.5.1 а) предназначена для питания потребителей 3-й категории. Схема (рис.5.1 б) предназначена для питания потребителей 2-й категории, перерыв питания у которых может быть допущен на время ручного ввода резерва. Схема (рис.5.1 в) предназначена для электроснабжения потребителей 1-й категории (с устройством АВР), но её используют и для питания потребителей 2-й категории, перерыв в питании которых влечет за собой нарушение технологического процесса и остановку производства. Магистральные схемы целесообразно применять при распределённых нагрузках и при упорядоченном расположении цеховых подстанций на территории проектируемого объекта. Магистральные схемы выполняются как одиночные, так и двойные, а с точки зрения питания - с односторонним и двусторонним питанием. Рисунок 5.2 - Магистральные схемы питания промышленного предприятия в системе внутреннего электроснабжения: а) с односторонним (двухсторонним) питанием; б) со сквозными двойными магистралями Одиночные магистральные линии рекомендуется применять для питания неответственных потребителей (третья категория). Двойные магистральные линии применяются для питания потребителей второй категории, а двойные магистрали с двусторонним питанием и для первой категории. Число цеховых трансформаторов, подключённых к одной магистральной линии, зависит от их мощности: в пределах двух-трёх при мощности 1000-1600 кВ∙А и четырёх-пяти при мощности 400 - 630 кВ∙А. Подключение трансформаторов к магистрали осуществляется через коммутационно-защитный аппарат. В практике проектирования и эксплуатации СЭС, как правило, применяются и радиальные и магистральные схемы питания (так называемые смешанные схемы). Такое решение позволяет создать схему внутреннего электроснабжения с наилучшими технико-экономическими показателями. 5.3 Выбор распределительных пунктов 6, 10 кВ Распределительный пункт – распределительное устройство, предназначенное для приема и распределения электроэнергии на одном классе напряжения без преобразования и трансформации, не входящее в состав подстанции.На крупных предприятиях может быть несколько РП. Распределительные пункты с электроприемниками 1-й и 2-й категории питаются по радиальным линиям. Для рационального использования РУ мощность РП должна выбираться таким образом, чтобы питающие его линии, выбранные по допустимому току и проверенные по току короткого замыкания, были полностью загружены (с учетом послеаварийного режима), а число присоединений РП, как правило, должно быть не менее 8-10. Распределительный пункт располагаются по возможности в ЦЭН цеха или группы цехов, которые от них запитаны, с учетом воздействия окружающей среды. 5.4 Выбор цеховых трансформаторных подстанций При решении вопроса о типе, конструктивном исполнении и месте расположения цеховой подстанции необходимо принимать во внимание следующие положения: а) следует стремиться к выполнению внутрицеховых подстанций. б) при отсутствии места в цехе, при наличии в цехе: пожаро-взрывоопасных зон, химически агрессивных сред, токопроводящей пыли, необходимо выполнять пристроенные трансформаторные подстанции; в) отдельно стоящие подстанции следует применять только на основании ТЭР. Если нагрузка цеха на напряжение до 1 кВ не превышает, 150-200 кВ∙А, то в данном цехе ТП предусматривать не целесообразно, а электроприемники цеха запитываются с шин ближайшей ТП кабельными линиями 0,4; 0,66 кВ. При проектировании рекомендуется применять комплектные трансформаторные подстанции (КТП). Правильный выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций важно для построения рациональной схемы электроснабжения предприятия. Выбор числа трансформаторов связан с режимом работы потребителей и категорией надежности питания ЭП. ЭП 1-й и 2-й категории должны иметь питание от двух независимых источников электроэнергии, т.е. необходима установка 2-х трансформаторов, при этом мощность трансформаторов должна быть выбрана таким образом, чтобы при выходе из строя одного из них было обеспечено питание потребителей с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе трансформатора. Ввод резервного питания для ЭП 1-й категории должен осуществляться автоматически. Потребители 2-й категории должны быть обеспечены резервом, вводимым действиями дежурного персонала. Потребители 3-й категории могут получать питание от однотрансформаторной подстанции при наличии складского трансформаторного резерва. При выборе мощности трансформаторов следует добиваться как экономически целесообразного режима работы, так и соответствующего обеспечения резервирования питания приемников при отключении одного из трансформаторов, причем нагрузка трансформатора не должна (по нагреву) вызывать сокращение естественного срока его службы. При выборе мощности трансформаторов следует стремиться к установке трансформаторов не более двух-трех габаритных мощностей. Это облегчает быструю замену поврежденных трансформаторов и ведет к сокращению складского резерва трансформаторов. Определение мощности трансформаторов целесообразно производить исходя из рациональной их загрузки в нормальном режиме, с учетом минимально необходимого резервирования в послеаварийном режиме. При этом мощность трансформаторов определяется по средней нагрузке цеха за максимально загруженную смену. , (69) где число трансформаторов, оптимальный коэффициент загрузки трансформаторов согласно СН 357-77 [16]. Согласно СН 357-77 для трансформаторов цеховых подстанций следует, принимать следующие значения коэффициента загрузки : - для цехов с преобладающей нагрузкой 1-й категории – 0,65-0,7 - для цехов с преобладающей нагрузкой 2-й категории – 0,7-0,8 - для цехов с преобладающей нагрузкой 3-й категории – 0,9-1,0. Число и мощность трансформаторных подстанциях конкретного цеха определяется по удельной мощности нагрузки на единицу производственной площади цеха Sуд., кВ∙А / м2: . (70) Если удельная мощность электрической нагрузки цеха не превышает 0,2 кВ∙А / м2, то единичная мощность трансформаторов подстанции не должна быть более 1000 кВ∙А. Если удельная мощность находится в пределах 0,2 -0,3 кВ∙А / м2, то единичную мощность трансформаторов можно принять равной 1600 кВ∙А. Если удельная мощность более 0,3 кВ∙А / м2, то на цеховой подстанции можно устанавливать трансформаторы 2500 кВ∙А. Общее количество трансформаторов, устанавливаемых в цехе можно определить из выражения: . (71) После проведенного выбора трансформаторов производим расчет потерь мощности в трансформаторах. Для этого необходимо определить потери активной и реактивной мощности по формулам: ; (72) , (73) где , – мощность потерь холостого хода трансформатора, кВт, кВ∙Ар; – мощность потерь короткого замыкания, кВт, кВ∙Ар; – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме. Расчеты по определению мощности трансформаторов и числа КТП сводятся в табл. 5.1. Дополнительную корректировку мощности трансформаторов необходимо произвести после расчета мощности и выбора места установки БСК. Таблица 5.1 - Выбор числа и мощности КТП № Число и мощ. ТП кВт кВ∙А/м2 N х Pн о.е о.е А В кВт кВт кВ∙Ар кВ∙Ар кВт кВ∙Ар 1 2 5.5 Выбор компенсирующих устройств и мест их установки Определив расчётную нагрузку на шинах 6, 10 кВ необходимо решить вопрос компенсации потребления реактивной мощности с точки зрения взаимоотношений с энергоснабжающей организацией. Реактивную мощность, которую может потреблять предприятие от энергосистемы, можно определить через экономическое значение коэффициента реактивной мощности [13]: , (74) где базовый коэффициент реактивной мощности, принимаемый 0,4; 0,5; 0,6 для сетей 6, 10 кВ, присоединенных к шинам подстанций с внешним напряжением, равным соответственно 35, 110, 220 кВ, отношение потребления активной энергии потребителем в квартале максимальной нагрузки энергосистемы к потреблению в квартале его максимальной нагрузки; коэффициент, учитывающий отличие стоимостей электроэнергии в различных энергосистемах (для Омскэнерго ). Если расчетное значение больше 0,7, то его принимают равным 0,7. Экономическая величина реактивной мощности в часы максимальных нагрузок энергосистемы: , (75) где – расчётная активная мощность предприятия на шинах 6, 10 кВ, кВт. Мощность компенсирующих устройств по предприятию в целом, кВ∙Ар: . (76) Если требуется компенсация реактивной мощности и определена её величина, то целесообразно начать установку КУ с шин 0,4 кВ для увеличения пропускной способности всех элементов системы распределения. Мощность i-го цеха: , (77) где мощность компенсирующих устройств цеха, кВ∙Ар; расчетная мощность i-го цеха, кВ∙Ар; суммарная реактивная мощность цехов, где устанавливается БСК (0,4 и 0,66 кВ), кВ∙Ар. Получив значение величины , по справочнику принимаем стандартное ближайшее значение реактивной мощности БСК Примечание: 1) устанавливать компенсирующие устройства мощностью менее 150 кВ∙Ар обычно экономически нецелесообразно; 2) на шинах низшего напряжения цеховой подстанции может быть установлена компенсирующая установка несколько большей мощности чем по расчету, с целью снижения перетоков реактивной мощности, и доведению до уровня 0,3 – 0,6. Но не должно превышать, т.к. величина генерации не должна превышать 5% от . Мощность компенсирующих устройств на стороне высшего напряжения (6, 10 кВ) определяется как: . (78) После определения мощности и места установки компенсирующих устройств необходимо скорректировать расчетные мощности цехов и предприятия в целом с учётом компенсации потребления реактивной мощности. 5.6 Выбор способа транспорта электрической энергии Транспорт электрической энергии в СЭС осуществляется: – воздушными линиями; – кабельными линиями; – токопроводами. По территории промышленных объектов передача электрической энергии по ВЛЭП, как правило, не применяется. Преимущество отдаётся КЛЭП и токопроводам. При распределении электроэнергии по КЛЭП необходимо произвести выбор трассы, способа прокладки и типа кабеля Правильный выбор трассы является одним из основных факторов, определяющих материалоёмкость КЛЭП и удобство её эксплуатации. Рекомендуется избегать пересечения КЛЭП между собой, а также с трубопроводами и другими коммуникациями. Трасса должна быть выбрана так, чтобы не было обратных перетоков мощности («петель») в сети одного класса напряжения. По территории предприятия КЛЭП прокладываются в блоках, каналах, туннелях, по эстакадам, по стенам зданий, а также в траншеях [18]. Внутри зданий силовые кабели могут прокладываться в каналах, туннелях, блоках и кабельных этажах. При выборе способа прокладки силовых кабелей необходимо учитывать следующие рекомендации [18]: – в одной траншее целесообразно прокладывать не боле шести кабелей; – при числе кабелей более 20 рекомендуется прокладка в каналах, туннелях, по эстакадам и в галереях; – прокладка кабелей в блоках производится при необходимости пересечения с железнодорожными путями, при вероятности разлива металла и т.п. В сетях 6-35 кВ промышленных предприятий для передачи в одном направлении мощности более 15 - 20 МВ∙А при напряжении 6 кВ, более 25 МВ∙А при напряжении 10 кВ и более 35 МВ∙А – при напряжении 35 кВ следует применять токопроводы [1]. 5.7 Выбор сечения и марки проводников системы распределения В промышленных распределительных электрических сетях выше 1 кВ в качестве основных способов канализации электроэнергии применяются кабельные линии электропередачи (КЛ) и токопроводы 6-10 кВ. Проектирование и сооружение КЛ должны производиться с учетом развития сети, ответственности и назначения линий, характера трассы, способа прокладки, конструкций кабелей. Трассы кабельных линий следует прокладывать по возможности в грунтах, не агрессивных по отношению к металлическим оболочкам кабелей. При выборе трассы КЛ стараются достичь наименьшего расхода кабеля и обеспечить его защиту от механических повреждений, от коррозии. Сечение жил кабеля должно соответствовать допустимой токовой нагрузке для участка трассы с наихудшими условиями охлаждения. Выбор сечения кабельных линий ЛЭП производится в соответствии с требованиями ПУЭ с учетом нормальных и послеаварийных режимов работы электрической сети и перегрузочной способности кабелей различной конструкции. Подробнее см. 4.4 настоящего пособия. При больших нагрузках кабельная линия может состоять из нескольких ниток (не более 4-х) кабелей. При проверке сечения кабеля по условиям послеаварийного режима для кабельных линий напряжением до кВ необходимо учитывать допустимую перегрузку в зависимости от вида изоляции [1]: - для кабелей с полиэтиленовой изоляцией допускаются перегрузка до 10 %; - для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией допускаются перегрузка до 15 % от номинальной; - для кабелей с бумажной изоляцией – 30 %. На промышленных предприятиях черной, цветной металлургии, химических и других энергоемких производств возникает необходимость передавать в одном направлении токи порядка 1000 А и более. Передача таких токов при применении кабельных сетей становится затруднительной технически и нерациональной экономически. В этих случаях для передачи электрической энергии на относительно небольшие расстояния, до км, становится целесообразным применение токопроводов высокого напряжения. Расчеты по выбору кабельных ЛЭП и токопроводов сводим в табл. 5.2. Таблица 5.2 - Выбор кабельных линий № Адрес линии кВт , А мм2 мм2 , А Кол-во кабелей 1 2 6 Расчет токов короткого замыкания При выполнении курсовых и дипломных проектов расчеты токов КЗ и остаточных напряжений проводятся для выбора аппаратов, проводников, проектирования и настройки релейной защиты и автоматики. В электроустановках переменного тока свыше 1 кВ расчет токов КЗ должен проводиться согласно [14]. Расчет токов КЗ можно проводить различными методами. При питании от электрически удаленных источников расчет производится аналитическим методом эквивалентных ЭДС[14,15,16].. 6.1 Расчет токов короткого замыкания методом эквивалентных ЭДС При учебном проектировании будем применять метод эквивалентных ЭДС. Он используется для расчета токов трехфазного короткого замыкания и токов прямой последовательности несимметричных КЗ. Наиболее часто определяются токи в первый период КЗ или в начальный момент короткого замыкания. Расчет производят исходя из следующих положений. Все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки, работают с номинальной нагрузкой. Синхронные машины имеют автоматические регуляторы напряжения и устройства быстродействующей форсировки возбуждения. Короткое замыкание наступает в такой момент времени, при котором ток КЗ имеет наибольшее значение. Электродвижущие силы всех источников питания совпадают по фазе. Расчетное напряжение каждой ступени принимают на 5 % выше номинального напряжения сети (среднее номинальной напряжение), а именно: 230; 115; 37; 10,5; 6,3; 0,69; 0,4; 0,23 кВ. Учитывают влияние на токи КЗ присоединенных к данной сети синхронных компенсаторов, синхронных и асинхронных электродвигателей. Влияние асинхронных электродвигателей на токи КЗ не учитывают при единичной мощности АД до 100 кВт если электродвигатели отдалены от места КЗ одной ступенью трансформации, а также при любой мощности, если они отделены от места КЗ двумя и более ступенями трансформации. В электроустановках напряжением выше 1 кВ учитывают индуктивные сопротивления электрических машин, силовых трансформаторов и автотрансформаторов, реакторов, воздушных и кабельных линий, токопроводов. Активные сопротивления следует учитывать только для воздушных линий с проводами малых сечений и стальными проводами, а также для протяженных кабельных сетей малых сечений с большим активным сопротивлением при условии, если . В электроустановках напряжением до 1 кВ учитывают индуктивные и активные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи (переходные сопротивления контактов аппаратов, токовых катушек расцепителей, трансформаторов тока и т.п.). При этом следует отметить, что влияние сопротивления энергосистемы на результаты расчета токов КЗ на стороне до 1 кВ невелико. Расчетная схема для определения токов КЗ представляет собой схему в однолинейном исполнении, в которую введены генераторы, компенсаторы, синхронные и асинхронные двигатели, оказывающие влияние на ток КЗ, а также элементы системы электроснабжения (линии, трансформаторы, реакторы), связывающие источники электроэнергии с местом КЗ. По расчетной схеме составляют схему замещения. Элементы системы электроснабжения, связывающие источники электроэнергии с местом КЗ, вводят в схему замещения сопротивлениями, а источники электроэнергии – сопротивлениями и ЭДС. Сопротивления и ЭДС схемы замещения должны быть приведены к одной ступени напряжения (основная ступень). В практических расчетах за основную ступень удобно принимать ступень, где определяются токи КЗ. Параметры элементов схемы замещения можно выражать в именованных или относительных единицах. Алгоритм расчета следующий: 1. Составить схему замещения начального момента режима КЗ, 2. Привести сопротивления элементов и ЭДС к одной ступени напряжения, а при расчетах в относительных единицах и к единым базисным условиям. 3. Свернуть схему относительно места КЗ. Определить суммарные ЭДС и сопротивление в начальный момент времени. 4. Найти начальный ток в месте КЗ. Рассмотрим каждый пункт алгоритма. 1. Схема замещения составляется только для особой фазы, т.е. фазы, находящейся в условиях, отличных от других фаз. Так при замыкании фазы А на землю особой будет фаза А. Все источники (генераторы, крупные компенсаторы, синхронные и асинхронные двигатели мощностью 100 кВт и выше, а также обобщенная нагрузка) вводится в схему замещения своими сверхпереходными параметрами – и . Фазная сверхпереходная ЭДС: , (79) где , , – фазное напряжение, ток и угол сдвига между ними в предшествующем режиме (для синхронных генераторов, двигателей и перевозбужденных синхронных компенсаторов берется знак «+», для асинхронных двигателей и недовозбужденных синхронных двигателей – «-»). Для упрощения расчетов принимают, что сверхпереходные индуктивные сопротивления по продольной () и поперечной () осям одинаковы и равны . Если требуется определить только ток в месте КЗ, то принимают следующие допущения: учитываются только двигательные нагрузки, расположенные в месте короткого замыкания; генераторы, имеющие нагрузку на генераторном напряжении, вводятся в схему замещения ЭДС: (соответствует эквивалентной ЭДС нагруженного генератора и обобщенной нагрузке). Если нет полных данных о действительных значениях сверхпереходных сопротивлений, нагрузке и других параметрах источников, то можно принимать средние значения и (см. табл. 6.1). В современных энергосистемах имеются достаточно мощные источники (крупные электростанции или энергосистемы), электрически удаленные от места КЗ или от ветви, в которой определяется ток. Напряжение в месте подключения такого источника неограниченной мощности практически остается неизменным и его ЭДС в относительных единицах принимают равным единице, в именованных – номинальному напряжению, а сопротивление – равным нулю. Для более близко расположенных источников иногда отсутствуют данные о сопротивлениях, но известны ток или мощность короткого замыкания в сети. В этом случае сопротивление находят по выражениям из табл. 6.1. Таблица 6.1 - Средние значения параметров* Наименование источника Источник неограниченной мощности 1,00 Турбогенератор до 100 МВт 0,13 1,08 Турбогенератор 100 – 500 МВт 0,20 1,13 Гидрогенератор с демпферной обмоткой 0,20 1,13 Гидрогенератор без демпферной обмотки 0,27 1,18 Синхронный компенсатор 0,20 1,20 Синхронный двигатель 0,20 1,10 Асинхронный двигатель 0,20 0,90 Обобщенная нагрузка 0,35 0,85 * в относительных единицах при номинальных условиях Таблица 6.2 - Определение величины сопротивлений элементов цепи Наименование элемента В именованных единицах В относит. единицах Любая синхронная или асинхронная машина, обобщенная нагрузка Трансформатор Реактор Воздушная или кабельная линия Система при известном токе КЗ Система при известной мощности КЗ где – заданный ток КЗ энергосистемы; – номинальное реактивное сопротивление реактора; – среднее сопротивление линии; – длина линии. 2. При составлении схемы замещения в относительных единицах значение ЭДС и сопротивлений схемы выражают в долях выбранных значений базисных величин (т.е. должны быть приведены к базисным условиям). В качестве базисных величин произвольно принимаются базисная мощность и базисное напряжение . При расчете в именованных единицах сопротивления всех элементов приводят к одному напряжению, как правило, к напряжению ступени короткого замыкания. В таблице 6.2 в выражениях не учитываются реальные коэффициенты трансформации (используются коэффициенты трансформации по средним номинальным напряжениям соответствующих ступеней). Это значительно упрощает расчет. В табл. 6.2 даны приведенные к одной ступени сопротивления: , (80) где – сопротивление рассматриваемого элемента в именованных единицах на той ступени, где находится элемент; Uср.ном.I, и Uср.ном.II – соответственно, средние номинальное напряжение основной ступни приведения и ступени, на которой находится элемент. При более точных расчетах учитывают действительные коэффициенты трансформации. На схемах замещения сопротивления обозначаются дробью, числитель которой обозначает порядковый номер сопротивления, а знаменатель – значение сопротивления, приведенное к одной ступени напряжения или к единым базисным условиям. При расчете в относительных единицах паспортные параметры элементов должны быть приведены к базисным условиям согласно табл.6.2. 3. Место короткого замыкания выбирается в зависимости от цели расчета (для выбора выключателя, разрядника, схем станций или подстанций, выбора и настройки релейной защиты и т.д.). При выборе выключателя определяются наибольшие величины тока КЗ, поэтому принимается, что замыкание произошло непосредственно у выводов выключателя. Значительно большее разнообразие в определении места КЗ имеется при выборе и настройки устройств релейной защиты. Так, при выборе защиты линии место короткого замыкания принимается поочередно в ряде точек защищаемой линии, а также за ближайшим элементом примыкающей сети, т.е. понижающим или повышающим трансформатором. Составив схему замещения, далее следует её преобразовать (свернуть) относительно места КЗ по методу эквивалентных ЭДС. При этом определяются эквивалентная ЭДС всей системы и суммарное эквивалентное сопротивление . 4. Начальный сверхпереходный ток в месте КЗ находится по выражениям: а) при расчете в именованных единицах, кА: , (81) где и – соответственно линейное и фазное значения эквивалентной ЭДС схемы замещения, кВ; - суммарное сопротивление, Ом. б) при расчете в относительных единицах: , (82) где – ток в месте КЗ, о.е.; – базисный ток ступени короткого замыкания, кА; и – эквивалентная ЭДС и суммарное сопротивление схемы замещения при принятых базисных условиях, о.е.; – принятая базисная мощность,МВ∙А; – среднее номинальное напряжение ступени короткого замыкания, кВ. При расчетах токов трехфазного КЗ для выбора аппаратов и проводников принято считать, что максимальное мгновенное значение тока КЗ или ударный ток наступает через 0,01 секунды с момента возникновения короткого замыкания. Для схем с последовательно включенными элементами ударный ток подсчитывается по выражению: , (83) где – ударный коэффициент для времени ; – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с, определяемая по табл. 6.3, или рассчитывается по формуле: , (84) где и – результирующие индуктивное и активное сопротивления цепи КЗ; – синхронная угловая частота напряжения сети, . Таблица 6.3 - Значение постоянной времени цепи короткого замыкания и ударного коэффициента для различных мест короткого замыкания в системе Место короткого замыкания ,о.е. Шины станции 6, 10 кВ с генераторами 30 – 60 МВт 0,185 1,95 За линейным реактором генераторного напряжения 0,125 1,93 Шины В.Н. РУ с трансформаторами 100 МВ∙А и выше 0,14 1,94 То же с трансформаторами 32 – 80 МВ∙А 0,115 1,92 Сборные шины 6. 10 кВ подстанций с трансформаторами 100 МВ∙А и выше 0,095 1,9 То же с трансформаторами по 25 – 80 МВ∙А 0,065 1,85 То же с трансформаторами 32 МВ∙А с расщепленными обмотками 0,05 1,8 Токи КЗ за реакторами с номинальным током, А до 630 1000 и выше 0,1 0,23 1,9 1,96 РУ 6, 10 кВ промышленных предприятий 0,01 1,37 В распределительных сетях 0,4 кВ – 1,1 При расчете тока КЗ в сетях напряжением до 1 кВ достаточно оценить его наибольшее значение, так как именно его используют для проверки аппаратов токоведущих устройств. Наибольший ток КЗ имеет место обычно при трехфазном замыкании [15,16]. Ток трехфазного КЗ (кА) определяется по формуле: , (85) где Uс.ном. – среднее номинальное напряжение точки КЗ, В; , – соответственно суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивления цепи КЗ, мОм. Суммарные активное и индуктивное сопротивления складываются из: , (86) , (87) где и – активное и реактивное сопротивления трансформатора, мОм; и – активное и реактивное сопротивления реакторов, мОм; и – активное и реактивное сопротивления первичных обмоток трансформаторов тока, мОм; и – активное и реактивное сопротивление токовых катушек автоматических выключателей, мОм; и – активное и реактивное сопротивления шинопроводов, мОм; – суммарное активное сопротивление различных контактов, мОм; ( при учебном проектировании принимают: мОм; – для контактных соединений кабелей; мОм; – для шинопроводов; мОм; – для коммутационных аппаратов); , и , – активные и реактивные сопротивления кабельных и воздушных линий, мОм; – индуктивное сопротивление системы до понижающего трансформатора, мОм, приведенное к ступени низшего напряжения; – активное сопротивление дуги в месте КЗ, мОм;, принимаем по данным табл. 6.4 [15,16]. Таблица 6.4 - Расчетные условия короткого замыкания Расчетные условия КЗ Активное сопротивление дуги, мОм, при КЗ за трансформаторами мощнстью,кВ∙А 250 400 630 1000 1600 2500 КЗ вблизи выводов низшего напряжения трансформатора: -в разделке кабелей напряжением: 0,4 кВ 0,69 кВ -в шинопроводе типа ШМА напряжением: 0,4 кВ 0,69 кВ 15 12 – – 10 7 – – 7 5 – – 5 4 6 4 4 3 4 3 3 2 3 2 КЗ в конце шинопровода типа ШМА длиной 100 – 150 м 0,4 кВ 0,69 кВ – – – – – – 6 – 8 4 – 6 5 – 7 3 – 5 4 – 6 2 – 4 Ударный ток КЗ определяется по формуле: . (88) Если к месту КЗ подключены асинхронные и синхронные двигатели, то нужно учитывать их влияние. Действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ за первый период от асинхронного двигателя можно определить по формуле , (89) где 0,9 – расчетная относительная ЭДС асинхронного двигателя (начальное значение сверхпереходной ЭДС двигателя);– относительное сверхпереходное индуктивное сопротивление асинхронного двигателя, о.е.; – номинальный ток одновременно работающих электродвигателей, А. Суммарное значение ударного тока КЗ (кА)с учетом электродвигателей определяют по формуле . (90) Иногда токи однофазного КЗ оказываются меньше значений, достаточных для срабатывания автоматов защиты. Поэтому в подобных сетях необходимо определять минимальное значение токов КЗ, которое соответствует току замыкания фазы на заземленный корпус или нулевой провод. При этом необходимо, чтобы наименьший ток КЗ не менее чем в 3 раза превышал номинальный ток соответствующей плавкой вставки. 7 Выбор и проверка высоковольтного электрооборудования Выбор и проверка коммутационных аппаратов К коммутационным аппаратам выше 1 кВ относятся высоковольтные выключатели, выключатели нагрузки, разъединители, отделители и короткозамыкатели. Все эти аппараты имеют свои назначения и области применения и, как следствие, к ним предъявляют соответствующие требования. Все данные аппараты должны удовлетворять условиям длительной работы, режиму перегрузки и режиму возможных коротких замыканий. Аппараты должны соответствовать условиям окружающей среды (категория размещения, степени защиты). Как правило, все элементы системы электроснабжения выбираются по номинальным параметрам и проверяются по устойчивости при сквозных токах короткого замыкания и перенапряжениях. Номинальное напряжение аппарата соответствует классу его изоляции. Всегда имеется запас электрической прочности, оговариваемый техническими условиями на изготовление и позволяющий аппарату работать длительное время при напряжении 10-15 % выше номинального (максимальное рабочее напряжение аппарата). Отклонение напряжения на практике обычно не превышают этих величин, поэтому при выборе аппарата достаточно соблюсти условие: ; (91) где – номинальное напряжение аппарата, кВ; – номинальное напряжение сети, кВ. При протекании номинального тока при номинальной температуре окружающей среды аппарат может работать неопределенно долго без допустимого перегрева. Поэтому аппарат надлежит выбирать так, чтобы максимальный действующий рабочий ток цепи не превышал номинального тока, указанного в паспорте аппарата: (92) где – номинальный ток аппарата, А; – наибольший ток утяжеленного режима, А. Аппараты, выбранные по номинальному напряжению и номинальному току, подлежат проверке на электродинамическую и термическую стойкость при токах короткого замыкания. Проверка аппаратов: - по электродинамической стойкости при токах короткого замыкания (по одному из условий): или , (93) где – действующее значение периодической составляющей начального тока короткого замыкания, кА; , – действующее значение периодической составляющей и амплитудное значение полного тока электродинамической стойкости выключателя, кА; – ударный ток короткого замыкания, кА. - по отключающей способности (для выключателей): , (94) где – периодическая составляющая тока короткого замыкания (кА) при расчетном времени отключения тока КЗ (с); – номинальный ток отключения выключателя, кА. - на термическую стойкость проверка осуществляется по интегралу Джоуля: , (96) где – интегралу Джоуля (тепловой импульс), ; – ток термической стойкости аппарата, кА; – допустимое время протекания тока КЗ, . Значение теплового импульса тока короткого замыкания может определяться по формуле: , (97) где - начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ, кА; t– расчетное время отключения тока КЗ, ; – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, . Расчетное время отключения тока КЗ: t = tр.з.+ tо.в. (98) где tр.з. – время срабатывания релейной защиты (с учетом ступени селективности), с; tо.в. - время отключения выключателя, с. Значение постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ зависит от места короткого замыкания (см. табл. 6.3). В распределительных устройствах 6, 10 кВ применяют маломасляные, вакуумные, электромагнитные, и другие выключатели. В пределах одного РУ рекомендуется применять однотипные выключатели. В целях снижения стоимости распределительного устройства 6, 10 кВ подстанции вместо силовых выключателей небольшой и средней мощности можно применять выключатели нагрузки, способные отключать рабочие токи линий, трансформаторов и других электроприемников. Для отключения токов короткого замыкания, превышающих допустимые значения для выключателей нагрузки, последние комплектуются кварцевыми предохранителями ПКТ. Выключатели нагрузки могут применяться для присоединения трансформаторов мощностью до 1600 кВ∙А, батареи конденсаторов до 400 кВ∙Ар. Рекомендуется установка выключателя нагрузки после предохранителя, считая по направлению тока от источника питания, что следует иметь в виду при выполнении графической части проекта. Таблица 7.1 - Условия выбора и проверки коммутационных аппаратов Расчетный параметр цепи Каталожные данные аппарата Условия выбора и проверки ; Выбор и проверка предохранителей. При выборе предохранителей следует обратить особое внимание на то, что их можно применять лишь в сетях и электроустановках с напряжением, соответствующим номинальному напряжению предохранителя. Применение предохранителей с номинальным напряжением, отличным (большим или меньшим) от номинального напряжения сети, не допускается. Условия выбора предохранителей приведены в табл. 7.2. Номинальные токи плавких вставок предохранителей ПК следует выбирать так, чтобы не возникало ложное срабатывание предохранителя вследствие пикового тока при включении трансформатора на небольшую нагрузку, а также при включении электродвигателей или батарей конденсаторов. Для выполнения этого условия ток плавкой вставки выбирается в 1,4 – 2,5 раза больше номинального тока защищаемого электроприемника. С учетом этого выбор предохранителя следует производить на основе данных табл. 7.3. Таблица 7.2 – Условия выбор и проверка предохранителей Расчетный параметр цепи Номинальные параметры предохранителя Условия выбора и проверки где – предельный (наибольший) ток отключения предохранителя, А. Таблица 7.3 - Рекомендуемое соответствие токов предохранителей ПКТ и защищаемых электроприемников Номинальный ток защищаемого ЭП, А Номинальный ток плавкой вставки предохранителя, А Номинальный ток защищаемого ЭП, А Номинальный ток плавкой вставки предохранителя, А 0,5 2 20 40 1 3 30 50 2 5 55 75 3 7,5 70 100 5 10 100 150 8 15 145 200 10 20 210 300 15 30 300 400 Выбор и проверка трансформаторов тока. Трансформаторы тока выбираются по номинальному напряжению, номинальному первичному току и проверяются по электродинамической и термической стойкости к токам КЗ. Особенностью выбора трансформаторов тока является выбор по классу точности и проверка на допустимую нагрузку вторичной цепи. Трансформаторы тока для присоединения счетчиков, по которым ведутся коммерческие расчеты, должны иметь класс точности 0,5. Для технического учета допускается применение трансформаторов тока класса точности 1, для включения указывающих электроизмерительных приборов – не ниже 3, для релейной защиты – класс 10(Р), чтобы погрешность трансформатора тока не превысила допустимую для данного класса точности, вторичная расчетная нагрузка не должна превышать номинальную , задаваемую в каталогах. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому принимают . Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов: . (99) Для определения сопротивления приборов, питающихся от трансформаторов тока, необходимо составить таблицу – перечень электроизмерительных приборов, устанавливаемых в данном присоединении. Суммарное сопротивление приборов рассчитывается по суммарной мощности, Ом: , (100) где – суммарная мощность, потребляемая приборами, В∙А; – номинальный ток вторичной обмотки трансформатора, А. В распределительных устройствах 6, 10 кВ применяются трансформаторы с А в РУ 110, 220 кВ –1 А или 5 А. Сопротивление контактов принимают 0,05 Ом при двух-трех и 0,1 – при большем количестве приборов. Сопротивление проводов рассчитывается по их сечению и длине. Для алюминиевых проводов минимальное сечение 4 мм2, для медных – 2,5 мм2. Расчетная длина провода , м, зависящая от схемы соединения трансформатора тока и расстояния от трансформатора до приборов: – при включении трансформаторов тока в неполную звезду; – при включении всех приборов в одну фазу; – при включении трансформаторов тока в полную звезду. При этом длина может быть принята ориентировочно для РУ 6, 10 кВ при установке приборов в шкафах КРУ ; на щите управления ; для РУ 35 кВ ; для РУ 110, 220 кВ . Если при принятом сечении провода вторичное сопротивление цепи трансформаторов тока окажется больше для заданного класса точности, то необходимо определить требуемое сечение проводов с учетом допустимого сопротивления вторичной цепи: . Требуемое сечение провода, : . (101) где ρ – удельное сопротивление материала жил, Ом∙мм2 /м. Полученное сечение округляется до большего стандартного сечения контрольных кабелей: 2,5; 4; 6; 10 мм2. Минимальное сечение проводов токовых цепей должно быть 2,5 мм2 для медных и 4 мм2 для алюминиевых жил проводов. Условия выбора трансформатора тока сведены в табл. 7.4. Дополнительно могут быть заданы: – кратность тока динамической стойкости трансформатора тока; – кратность тока термической стойкости; – номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока. Таблица 7.4 - Проверка ТТ Расчетный параметр цепи Каталожные данные трансформатора тока Условия выбора и проверки или или ; или ; или Выбор и проверка трансформаторов напряжения Трансформаторы напряжения, предназначенные для питания катушек напряжения измерительных приборов и реле. Условия выбора трансформаторов напряжения: - по номинальному напряжению, ; (102) где – номинальное напряжение сети, к которой присоединяется трансформатор напряжения, кВ; – номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора, кВ. - по конструктивному исполнению: однофазные; трехфазные; схема соединения обмоток; климатическое исполнение и категория размещения. - по классу точности: для расчетного учета класс точности не ниже 0,5; для технического 1,0. Условия проверки: ; (103) где – номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора напряжения, обеспечивающая его работу в заданном классе точности, В∙А; – расчетная мощность, потребляемая вторичной цепью, В∙А. Расчетная мощность вторичной цепи: . (104) где S2 – мощность обмоток напряжения приборов и реле, кВ∙А. Выбор типа трансформатора напряжения определяется его назначением. Если одновременно с измерением необходимо производить контроль состояния изоляции в сетях 6, 10 кВ, то устанавливают трехфазные трехобмоточные трансформаторы напряжения серии НАМИ. На напряжении 110 кВ применяются НАМИ или однофазные каскадные трансформаторы серии НКФ. 8 Проверка кабельных линий по термической стойкости Проверка сечения кабеля на термическую стойкость к токам КЗ проводится по выражению: (105) где F – ранее выбранное сечение; Fmin – минимально допустимое сечение по условиям термической стойкости, которое определяется по выражению (106) где Iп0 – периодическая составляющая тока трехфазного короткого замыкания в начальный момент времени, кА; tоткл – время отключения короткого замыкания, с; Tа – постоянная времени апериодической составляющей тока короткого замыкания, с; Cт – термический коэффициент, который принимает следующие значения [16]: 140 А∙с1/2/мм2 для кабелей с медными жилами и бумажной пропитанной изоляцией, 90 А∙с1/2/мм2 для кабелей с алюминиевыми жилами и бумажной пропитанной изоляцией, 120 А∙с1/2/мм2 для кабелей с медными жилами и поливинилхлоридной изоляцией, 75 А∙с1/2/мм2 для кабелей с алюминиевыми жилами и поливинилхлоридной изоляцией. Время отключения короткого замыкания: (107) где tр.з. – время действия релейной защиты, с; tо.в. – время отключения выключателя, с; – постоянная времени затухания апериодической составляющей, . Примечание: При проверке кабелей на термическую стойкость за время действия РЗ принимать максимальное время срабатывания МТЗ. 9 Выбор и проверка коммутационных аппаратов до 1 кВ В настоящее время основным коммутационным аппаратом в сетях до 1 кВ является выключатели автоматические (автоматы). Выбор выключателя: – по номинальному напряжению ; (108) – по номинальному току ; (109) – по току уставки расцепителя: – для одиночного ЭП ток уставки теплового расцепителя ; (110) – для одиночного ЭП ток уставки электромагнитного расцепителя , (111) где - пусковой ток электродвигателя; – для группы силовых ЭП ток уставки теплового расцепителя , (112) где - наибольший суммарный ток группы электроприемников; – для группы силовых ЭП ток уставки электромагнитного расцепителя . (113) Проверка автоматов - по току отключения , (114) - по ударному току , (115) где – действующее значение тока отключения, допустимое для аппарата, гарантированное заводом, кА; – действующее значение тока КЗ, кА; – допустимый ударный ток для аппарата, гарантированный заводом, кА; – ударный ток КЗ, кА. Автоматы, имеющие выдержку времени более 1 секунды должны проверяться по току термической устойчивости, причем за величину тока допустимой термической устойчивости должен приниматься ток . Выбранный тип автомата должен иметь соответствующие виды и степени защиты по условиям окружающей их среды и роду установки (сухие помещения, влажные, взрывоопасные и пожароопасные зоны и т.п.). Наиболее современными в настоящее время являются автоматические выключатели серии ВА, имеющие встроенные тепловой и (или), электромагнитный расцепители и защиту от замыканий на землю. Приложение А ПРИМЕР РАСЧЕТА ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СТАНКОСТРОИТЕЛЬНОГО ЗАВОДА Введение Система электроснабжения промышленного предприятия должна удовлетворять требованиям: экономичность; надежность; живучесть; гибкость системы; возможность развития. Выбор технических решений из возможных вариантов необходимо проводить на основе технико-экономических расчетов (ТЭР). При проектировании системы электроснабжения промышленного предприятия необходимо учитывать совокупность факторов, а именно: потребляемую мощность, категорию надежности электроснабжения, размещение электрических нагрузок и т.п. Курсовой проект по дисциплине «Электроснабжения промышленных предприятий» является завершающим проектом из всего цикла курсового проектирования. Он обобщает практически все изученные дисциплины, являясь наиболее полным учебным проектом по специальности 140211. 1 Исходные данные Станкостроительный завод относится к машиностроительным предприятиям. Для получения готовых изделий на машиностроительных заводах необходимо выполнить разнообразные работы: произвести контроль поступающих металлов и материалов, организовать их транспортировку и хранение на складах, изготовить заготовки и обработать последние в механических цехах. Из готовых деталей собирают машины, подвергают их окраске и упаковке, а затем сдают на склад готовых изделий. Современный машиностроительный завод состоит из основных, заготовительных и вспомогательных цехов, складских помещений, транспортных и энергетических устройств, технических отделов и заводоуправления. Все электрические приемники (далее ЭП) данного производства подразделяются на потребителей напряжением свыше 1 кВ и потребителей напряжением ниже 1 кВ. Основными приемниками электрической энергии являются металлообрабатывающие станки, а также различного рода подъемные механизмы. Исходные данные на проектирование 1. Генеральный план завода (рис. 1). 2. Мощность энергосистемы . 3. Ведомость электрических нагрузок ремонтно-механического цеха (табл. 2). 4. Напряжение питания . 5. Сопротивление системы 6. Расстояние от подстанции энергосистемы до завода . 7. Сведения об электрических нагрузках представлены в табл.1. Рисунок 1 - Генеральный план станкостроительного завода Таблица 1 - Ведомость электрических нагрузок завода № Наименование цеха Номинальная мощность , Высота цеха, 1 Инструментальный цех 700 5 2 Термический цех 900 6 3 Литейный цех 14800 8 4 Насосная (6 ) Насосная (0,4 ) 11400 460 6 5 Компрессорная (6 ) Компрессорная (0,4 ) 9300 480 6 6 Электрический цех 500 5 7 Сборочный цех 200 6 8 Токарно-механический цех 10350 5 9 Кузнечный цех 300 4 10 Ремонтно-механический цех ----- 5 11 Заводоуправление 1300 3 12 Центральная заводскаялаборатория 200 3 Освещение цехов и территории завода Определить по площади Отдельно задается состав ЭП ремонтно-механического цеха (табл. 2). В этой же таблице приведены коэффициенты использования и мощности , являющиеся справочными величинами. Таблица 2 Состав ЭП ремонтно-механического цеха Данные по заданию Справочные данные № ЭП Наименование участка цеха и индивидуальных электроприемников , кВт Кол-во 1. Механическое отделение 1 Токарный станок 11,2 2 0,15 0,65 2 Вертикально-сверлильный станок 7,2 1 0,13 0,5 3 Координатно-расточный станок 2,5 2 0,14 0,6 4 Копировально-фрезерный станок 3,5 1 0,14 0,5 5 Горизонтально-фрезерный станок 8,7 2 0,15 0,65 6 Кран-балка 7,3 1 0,3 0,5 7 Универсальный заточный станок 1,75 2 0,13 0,5 8 Вентилятор 2,8 1 0,8 0,8 2. Заготовительное отделение 9 Вентилятор 2,8 1 0,8 0,8 10 Трубогибочный станок 7,0 1 0,15 0,65 11 Трубоотрезной станок 2,8 1 0,15 0,65 12 Вальцовочная машина 2,5 1 0,17 0,65 13 Пресс листогибочный 15,7 2 0,25 0,65 14 Отрезной станок 1,9 1 0,13 0,5 15 Кран мостовой 24,2 1 0,35 0,5 16 Механическая ножовка 1,7 1 0,13 0,5 17 Обдирочно-точильный станок 2,8 1 0,15 0,65 18 Вентилятор 4,5 1 0,8 0,8 3. Сварочное отделение 19 Сварочный агрегат 28,0 2 0,35 0,65 20 Машина электросварочная 50,0 1 0,35 0,5 21 Таль электрическая 0,85 1 0,4 0,8 22 Вентилятор 7,0 1 0,8 0,8 4. Термическое отделение 23 Электропечь сопротивления 15,0 1 0,8 0,95 24 Печь муфельная 2,6 1 0,65 0,8 25 Шкаф сушильный 2,5 1 0,8 0,95 26 Вентилятор 7,0 1 0,65 0,8 5. Шлифовальный участок 27 Круглошлифовальный станок 4,7 1 0,15 0,65 28 Координатно-шлифовальный станок 2,3 1 0,2 0,65 29 Обдирочно-шлифовальный станок 2,8 1 0,24 0,65 30 Вентилятор 4,5 1 0,8 0,8 31 Универсальный фрезерный станок 1,7 1 0,13 0,5 32 Токарный многорезный автомат 7,0 1 0,14 0,6 6. Механосборочное отделение 33 Вертикально-сверлильный станок 1,0 1 0,13 0,5 34 Строгальный станок 2,8 2 0,14 0,6 35 Универсальный заточный станок 1,75 1 0,13 0,5 36 Кран-балка 7,3 1 0,3 0,5 37 Вентилятор 4,5 1 0,8 0,8 7. Гальванический участок 8 Преобразовательный агрегат 20,0 2 0,22 0,65 9 Шлифовальный станок 1,7 1 0,2 0,65 40 Полировочный станок 3,2 1 0,24 0,65 1 Вентилятор 2,8 2 0,65 0,8 8. Электроремонтное отделение 42 Сушильный шкаф 8,0 1 0,8 0,95 43 Намоточный станок 0,8 1 0,25 0,6 44 Испытательный стенд 20,0 2 0,22 0,65 45 Тельфер 2,8 1 0,06 0,5 46 Вентилятор 2,8 1 0,8 0,8 2 Определение расчетных электрических нагрузок ремонтно-механического цеха Расчетные нагрузки РМЦ определяем методом упорядоченных диаграмм. Электроприемники разбиваем на подгруппы по узлам питания и производим расчет отдельно для каждой подгруппы. Рассмотрим расчет на примере группы приемников электрической энергии № 1 (табл. 3). Средневзвешенный коэффициент использования и это число заносим в итоговую строку таблицы 3. Эффективное число электроприемников данного отделения , округляем полученное число до ближайшего меньшего значения и принимаем . Коэффициент расчетной нагрузки данной группы определяем по кривым зависимости (рис. 2.1) или по таблице 2.3: . Для и получаем. КР = 2,35. Расчетная активная мощность подключенных к узлу питания ЭП . Расчетная реактивная мощность для питающих сетей напряжением до при определяется по формуле: Тогда полная расчетная мощность группы Расчетный ток . Расчет осветительной нагрузки производим следующим образом: , , где – площадь цеха, ; – удельная мощность осветительной нагрузки, ; – коэффициент спроса осветительной нагрузки; коэффициент, учитывающий потери в пускорегулирующей аппаратуре; соответствует осветительной нагрузки [10]. После определения расчетных мощностей всех РП, рассчитываем активную, реактивную и полную мощности всего ремонтно-механического цеха. Для этого рассмотрим РМЦ как узел питания для рассмотренных ранее РП и расчет сведем в таблицу 3. Средневзвешенный коэффициент использования Эффективное число электроприемников определяем по упрощенной формуле: , округляем до ближайшего меньшего целого числа и принимаем . По значениям и из таблицы 2.3 определяем расчетный коэффициент . Расчетная активная нагрузка цеха Расчетная реактивная нагрузка цеха Полная расчетная мощность цеха . Расчетный ток . Расчет нагрузок РМЦ Таблица 3 Наименование ЭП , , cosφ/tgφ KИРн KИРнtgφ npн2 , , , , РП 1 (механическое отделение) Токарный станок 2 11,2 22,4 0,15 0,65/1,17 3,36 3,93 250,8 4 2,35 13 17,3 21,6 31,2 Вертикальносверлильный станок 1 7,2 7,2 0,13 0,5/1,73 0,94 1,62 51,8 Координатнорасточный станок 2 2,5 5 0,14 0,6/1,33 0,7 0,93 12,5 Копировальнофрезерный станок 1 3,5 3,5 0,14 0,5/1,73 0,5 0,85 12,2 6 38,1 0,14 5,5 7,33 327,5 РП 2 (механическое отделение) Горизотальнофрезерный станок 2 8,7 17,4 0,15 0,65/1,77 2,6 3,05 151,4 4 1,91 14,3 18 23 33,2 Кран-балка 1 7,3 7,3 0,3 0,5/1,73 2,2 3,8 53,3 Универсальный затоный станок 2 1,75 3,5 0,13 0,5/1,73 0,45 0,8 6,12 Вентилятор 1 2,8 2,8 0,8 0,8/0,75 2,24 1,7 7,8 6 31 0,24 7,49 9,35 218,6 РП 3 (заготовительное отделение) Вентилятор 1 2,8 2,8 0,8 0,8/0,75 2,24 1,7 7,8 3 1,74 20,9 23 31,1 45 Трубогибочный станок 1 7,0 7,0 0,15 0,65/1,17 1,05 1,23 49 Трубоотрезной станок 1 2,8 2,8 0,15 0,65/1,17 0,42 0,5 7,8 Вальцовочная машина 1 2,5 2,5 0,17 0,65/1,17 0,43 0,5 6,2 Пресс листогибочный 2 15,7 31,4 0,25 0,65/1,17 7,85 9,2 492,9 6 46,5 0,26 12 13,13 563,9 РП 4 (заготовительное отделение) Отрезной станок 1 1,9 1,9 0,13 0,5/1,73 0,25 0,43 3,61 1 2,0 28 37,2 46,6 67,2 Кран мостовой 1 24,2 24,2 0,35 0,5/1,73 8,5 14,6 585,6 Механческая ножовка 1 1,7 1,7 0,13 0,5/1,73 0,22 0,38 2,9 Обдирочно-точильный станок 1 2,8 2,8 0,15 0,65/1,17 0,42 0,5 7,8 Вентилятор 1 4,5 4,5 0,8 0,8/0,75 3,6 2,7 20,25 35,1 0,4 14 18,61 620,2 РП 5 (сварочное отделение) Сварочный агрегат 2 28,0 56 0,35 0,65/1,17 19,6 22,9 1568 6 1,1 67,2 97,5 118,4 171 Машинаэлектросварочная 1 50,0 100 0,35 0,5/1,73 35 60,5 2500 Таль электрическая 1 0,85 0,85 0,4 0,8/0,75 0,34 0,25 0,72 Вентилятор 1 7,0 7,0 0,8 0,8/0,75 5,6 4,2 49 5 163,85 0,36 60,54 87,85 4117,7 РП 6 (термическое отделение) Электропечь сопротивления 1 15,0 15,0 0,8 0,95/0,33 12 3,9 225 2 1,4 23,08 10,5 25,3 36,5 Печь муфельная 1 2,6 2,6 0,65 0,8/0,75 1,7 1,3 6,76 Шкаф сушильный 1 2,5 2,5 0,8 0,95/0,33 2 0,6 6,25 Вентилятор 1 7,0 7,0 0,65 0,8/0,75 4,55 3,4 49 4 27,1 0,7 20,25 9,2 287 РП 7 (шлифовальный участок) Круглошлифовальный станок 1 4,7 4,7 0,15 0,65/1,17 0,7 0,8 22,1 4 1,47 9,76 9,5 13,8 20 Координатно-шлифовальный станок 1 2,3 2,3 0,2 0,65/1,17 0,46 0,5 5,3 Обдирочный станок 1 2,8 2,8 0,24 0,65/1,17 0,7 0,8 7,8 Вентилятор 1 4,5 4,5 0,8 0,8/0,75 3,6 2,7 20,3 Универсальный фрезерный станок 1 1,7 1,7 0,13 0,5/1,73 0,2 0,38 2,9 Токарный многорезный автомат 1 7,0 7,0 0,14 0,6/1,33 0,98 1,3 49 6 23 0,3 6,64 6,48 107,4 РП 8 (механосборочное отделение) Вертикальносверлильный станок 1 1,0 1,0 0,13 0,5/1,73 0,13 0,22 1 4 1,47 10,2 12 15,7 22,6 Строгальный станок 2 2,8 5,6 0,14 0,6/1,33 0,8 1,04 15,7 Универсальный заточный станок 1 1,75 1,75 0,13 0,5/1,73 0,23 0,4 3,1 Кран-балка 1 7,3 7,3 0,3 0,5/1,73 2,2 3,8 53,3 Вентилятор 1 4,5 4,5 0,8 0,8/0,75 3,6 2,7 20,25 6 20,15 0,3 6,96 8,16 93,3 РП 9 (гальванический участок) Преобразовательный агрегат 2 20,0 40,0 0,22 0,65/1,17 8,8 10,3 800 3 1,74 23,6 25 34,4 50 Шлифовальный станок 1 1,7 1,7 0,2 0,65/1,17 0,34 0,4 2,9 Полировочный станок 1 3,2 3,2 0,24 0,65/1,17 0,77 0,9 10,2 Вентилятор 2 2,8 5,6 0,65 0,8/0,75 3,64 2,73 15,7 6 50,5 0,27 13,55 14,33 828,8 РП 10 (электроремонтное отделение) Сушильный шкаф 1 8,0 8,0 0,8 0,95/0,33 6,4 2,1 64 3 1,74 31 25,6 40,2 58 Намоточный станок 1 0,8 0,8 0,25 0,6/1,33 0,2 0,3 0,64 Испытательный стенд 2 20,0 40,0 0,22 0,65/1,17 8,8 10,3 800 Тельфер 1 2,8 2,8 0,06 0,5/1,73 0,17 0,3 7,84 Вентилятор 1 2,8 2,8 0,8 0,8/0,75 2,24 1,7 7,84 6 54,4 0,3 17,81 14,7 880,3 Ремонтно-механический цех РП 1 1 38,1 13 17,3 1451,1 6 0,93 234 265 353,6 510 РП 2 1 31 14,3 18 961 РП 3 1 46,5 20,9 23 2162,3 РП 4 1 35,1 28 37,2 1232 РП 5 1 163,8 67,2 97,5 26846,8 РП 6 1 27,1 23,1 10,5 734,4 РП 7 1 23 9,76 9,5 529 РП 8 1 20,15 10,2 12 406 РП 9 1 50,5 23,6 25 2550,3 РП 10 1 54,4 31 25,6 2959,4 РП осв. 1 10,9 10,3 9,3 106,9 500,55 0,5 251,34 284,9 39939,3 3 Определение расчетных нагрузок цехов до 1000 В. Расчётная нагрузка цехов напряжением до 1000В, в связи с отсутствием в задании мощностей отдельных ЭП определяется по следующим выражениям: – для силовой нагрузки: , , где – активная расчетная мощность нагрузки цеха, кВт; – коэффициент спроса по цеху (справочная величина); – суммарная мощность электроприёмников, подключённых к данному узлу нагрузки, кВт; – реактивная расчётная мощность нагрузки цеха, кВ∙Ар; – соответствует средневзвешенному значению приёмников узла нагрузки. – для осветительной нагрузки: , , где – расчётная активная мощность осветительной нагрузки данного цеха (подразделения), кВт; – коэффициент спроса для осветительной нагрузки данного цеха (справочная величина) [6]; – коэффициент потерь в пускорегулирующей аппаратуре при применении разрядных источников света (справочная величина); – номинальная мощность осветительной нагрузки данного цеха, кВт; – расчётная реактивная мощность осветительной нагрузки (при применении разрядных источников света), кВ·Ар; – соответствует осветительной нагрузки. Номинальная мощность осветительной нагрузки определяется исходя из удельной мощности на единицу площади: , где – удельная мощность осветительной нагрузки на единицу площади цеха, Вт ∕м2(справочная величина) [6]; F– площадь производственного помещения (цеха),м2. Удельная мощность осветительной нагрузки зависит от нормы освещённости на рабочем месте, от типа источников света, высоты подвеса и других факторов. Таким образом, расчётные значения нагрузок цеха определяются по следующим выражениям: – расчетная активная мощность , где – расчётное значение активной мощности цеха, кВт; – расчетная реактивная мощность , где – расчётное значение реактивной мощности цеха, кВ∙Ар; – полная мощность , где – расчётное значение полной мощности цеха, кВ∙А – расчетный ток нагрузки цеха в нормальном режиме , где – расчётное значение тока узла нагрузки (цеха), А; – номинальное напряжение в узле нагрузки, кВ; Рассмотрим определение расчетного максимума нагрузки на примере инструментального цеха. Исходные данные для инструментального цеха: . Справочные данные для инструментального цеха: ; ; ; ; ; [10]. Расчетная нагрузка , . =0,95ּ·1,25·82,5=98кВт =98·0,9=88кВАр Расчет по остальным цехам свожу в таблицу 4 Расчетные нагрузки до 1кВ цехов предприятия Таблица 4 № цех Наименование цеха Рн cosφ Кс Рр.с Qр.с Ксо руд.о Рр.о Qр.о Рр.ц Qр.ц Sр.ц кВт кВт кВ·Ар Вт/м2 кВт кВ·Ар кВт кВ·Ар кВ∙А 1 Инструментальный 700 0,6 0,5 350 465 0,95 16,5 98 88 448 554 712 2 Термический 900 0,7 0,85 765 780 0,95 12 71 64 836 844 1187 3 Литейный 14800 0,6 0,8 11840 15748 0,95 16,5 106 95 11946 15842 19841 4 Насосная 460 0,6 0,85 391 520 0,95 11,5 91 82 482 602 771 5 Компрессорная 480 0,6 0,85 408 543 0,95 13 14 13 423 555 698 6 Электрический 500 0,5 0,6 300 519 0,95 14 50 45 350 564 664 7 Сборочный 200 0,55 0,5 100 152 0,95 18 255 229 354 381 520 8 Токарно-механический 10350 0,65 0,8 8280 9688 0,95 17,5 288 259 8568 9947 13128 9 Кузнечный 300 0,5 0,5 150 260 0,95 16,5 136 123 286 383 478 10 Ремонтно-механический 490 265 354 442 11 Заводоуправление 1300 0,55 0,5 650 988 0,9 15 19 17 670 1005 1208 12 Центральная заводская лаборатория 200 0,6 0,5 100 133 0,8 11 51 46 150 179 234 2.2 Определение расчетных нагрузок цехов на напряжении распределения Расчётные значения нагрузок на стороне высшего напряжения трансформаторов, питающих цех, определяют по следующим выражениям: – расчетная активная мощность , где – расчётное значение активной мощности, потребляемой цехом на стороне высшего напряжения, кВт; – потери активной мощности в цеховом трансформаторе, кВт; – расчетная реактивная мощность , где – расчётное значение реактивной мощности, потребляемой цехом на стороне высшего напряжения, кВ∙Ар; – потери реактивной мощности в цеховом трансформаторе, кВ∙Ар. Так как тип силового трансформатора ещё не определён, можно принимать: , , – расчетная полная мощность , где – расчётное значение полной мощности, потребляемой цехом на стороне высшего напряжения, кВ∙А. По полученным расчётным значениям нагрузок выбирают линии, питающие цеховые ТП и коммутационно-защитную аппаратуру этих линий. Результаты расчета представляю в виде таблицы Таблица 2.5 - Расчетные нагрузки цехов предприятия № цеха Наименование цеха кВт кВ·Ар кВт кВ·Ар кВ·А 1 Инструментальный 14 71 462 625 777 2 Термический 21 108 857 952 1281 3 Литейный 316 1580 12262 17422 21304 4 Насосная 15 77 497 679 841 5 Компрессорная 14 70 437 625 763 6 Электрический 13 66 363 630 727 7 Сборочный 10 52 364 433 567 8 Токарно-механический 240 1203 8808 11150 14209 9 Кузнечный 10 48 296 431 522 10 Ремонтно-механический 11 55 276 409 493 11 Заводоуправление 21 105 691 1110 1308 12 Центральная заводская лаборатория 5 23 155 202 254 ∑ 25468 34668 43017 Расчетные нагрузки ЭП 6кВ определяю через коэффициент спроса № Наименование цеха Рн cosφ Кс Рр.с Qр.с кВт кВт кВАр кВ·А 1 Насосная 11400 1,0 0,85 9690 9690 2 Компрессорная 9300 1,0 0,85 7905 7905 ∑ 17595 17595 Определение расчетных нагрузок на шинах низшего напряжения пункта приема электроэнергии Расчётные значения нагрузок на шинах НН ППЭ определяются по расчётным значениям активной и реактивной мощности всех отходящих линий с учётом коэффициента одновремённости максимумов силовой нагрузки и по расчётной мощности осветительной нагрузки территории предприятия. Расчётная активная мощность , где – расчётное значение активной мощности, потребляемой от шин низшего напряжения ППЭ, кВт; – суммарное значение расчётных активных мощностей всех отходящих линий, кВт; – коэффициент разновремённости максимумов силовой нагрузки в рассматриваемом узле потребления; – расчётное значение активной мощности осветительной нагрузки территории предприятия, кВт. Расчётная реактивная мощность , где – расчётное значение реактивной мощности, потребляемой от шин низшего напряжения ППЭ, кВ∙Ар; – суммарное значение расчётных реактивных мощностей всех отходящих линий, кВ∙Ар; – расчётное значение реактивной мощности осветительной нагрузки территории предприятия, кВ∙Ар. Расчётная полная мощность , где: – расчётная полная мощность, потребляемая от шин низшего напряжения ППЭ, кВ∙А.. При определении расчётных нагрузок на шинах распределительных пунктов и шинах низшего напряжения РУ ППЭ, значение коэффициента одновремённости максимумов силовой нагрузки определяют в зависимости от значения средневзвешенного коэффициента использования и числа присоединений, рассматриваемого узла нагрузки . Расчётные значения осветительных нагрузок территории предприятия, определяются по аналогии. По полученным расчётным значениям нагрузок выбирают мощность силовых трансформаторов ППЭ, токоведущие части и коммутационно-защитную аппаратуру РУ низшего напряжения ППЭ. Определим мощность, требуемую на освещение территории завода: , , , где – коэффициент спроса осветительной нагрузки территории; коэффициент пускорегулирующего аппарата; – удельная мощность осветительной нагрузки территории, . Расчетная нагрузка станкостроительного завода в целом (, т.к. средневзвешенный коэффициент использования , а число присоединений 6 (10) на сборных шинах РП, ГПП (табл. 2.6)). , , . Определение напряжения системы распределения Напряжения распределения определяем исходя из соотношения расчетной нагрузки 6кВ и завода. В нашем случае она составляет 0,44. Можно без экономического расчета принять напряжение распределения 6кВ. 3 Определение центра электрических нагрузок Расчет ЦЭН производится для определения мест расположения цеховых трансформаторных подстанций и пункта приема электрической энергии на генеральном плане завода, а также для построения картограммы нагрузок. Построение картограммы производится на основании результатов определения расчетных нагрузок цехов. Она строится из условия, что площади кругов в выбранном масштабе являются расчетными нагрузками цехов. На генеральном плане завода произвольным образом выбираем оси координат. Координаты центра электрических нагрузок завода определяются по формулам: где координаты ЦЭН для i-го цеха; расчетная нагрузка i-го цеха. Таким образом, центр электрических нагрузок завода находится в точке с координатами (79,9; 63,9). Далее, исходя из условия, что площади кругов в выбранном масштабе являются полными расчетными нагрузками цехов, строим картограмму электрических нагрузок. Радиус окружности находим по формуле , где радиус круга, определяющего нагрузку i-го цеха; расчетная нагрузка i-го цеха; масштаб (задаю произвольно). Теперь определяем радиус ремонтно-механического цеха , где расчетная активная мощность с учетом осветительной нагрузки. Осветительная нагрузка показывается в виде сегмента круга. Угол сектора определяется по формуле: . Расчет центра электрических нагрузок № цеха , , , , , , , , 1 0,4 350 97,97 28 100 447,97 3,78 78,7 2 765 71,25 63 81,5 836,25 5,16 30,7 3 11840 105,81 94 94,5 11945,81 19,5 3,2 4 391 90,82 63 27,5 481,82 3,92 67,8 5 408 14,47 100,5 71 422,47 3,67 12,4 6 300 50,5 21,5 25 350,5 3,34 51,9 7 100 254,9 35,5 59 354,9 3,36 258,6 8 8280 287,6 63 59 8567,6 16,52 12,1 9 150 136,5 101 44 286,5 3,02 171,5 10 465,5 10,33 107 97,5 475,83 3,89 7,8 11 650 19,24 95,5 8 669,24 4,62 10,4 12 100 50,6 57 10 150,6 2,19 121 4 6 9690 63 27,5 9690 17,56 5 7905 100,5 71 7905 15,87 Рисунок 2 - Картограмма электрических нагрузок 1 Система питания Система электроснабжения любого предприятия может быть условно разделена на две подсистемы – это система питания и система распределения энергии внутри предприятия. В систему питания входят питающие ЛЭП и ППЭ (ПГВ или ГПП), состоящий из устройства высшего напряжения, силовых трансформаторов и РУ низшего напряжения. Таким образом, выбор системы питания производится в следующей последовательности: – построение графиков нагрузки; – выбор силовых трансформаторов ППЭ; – выбор схем распределительных устройств высшего напряжения; – выбор питающих линий электропередач; – выбор схем распределительных устройств низшего напряжения ППЭ. Графики электрических нагрузок дают представление о характере изменения нагрузок в течение характерных суток или всего года. Графики электрических нагрузок используются при определении потерь электроэнергии в элементах СЭС, а также при выборе силовых трансформаторов и других целей. Для построения суточных графиков нагрузки по предприятию в целом необходимо знать суточные графики нагрузок отдельных цехов и его подразделений. Таблица 9 - Ведомость электрических нагрузок станкостроительного завода часы Зима Лето 35 32 1 35 32 2 33 30 3 35 32 4 35 32 5 32 27 6 27 20 7 50 41 8 91 82 9 100 92 10 100 92 11 93 92 12 88 85 13 97 92 14 93 88 15 90 84 16 85 78 17 90 81 18 90 82 19 88 80 20 93 88 21 93 90 22 86 83 23 70 67 Рисунок 3 - Суточный график нагрузки (зима) Рисунок 4 - Суточный график нагрузки (лето) Продолжительность использования максимальной нагрузки определяю ч Из расчета, что для трансформаторов в зимний максимум допустимая нагрузка повышается на 20%, и длительная допустимая перегрузка составляет 1,25 допустимой выбираю мощность трансформатора по допустимой перегрузке: Sтр≥Sрз/1,2*1,25=50880/1,2*1,25=33920кВА Предварительно намечаем трансформатор марки ТРДН-40000/110. Учитывая, что расстояние до источника питания составляет 8,7 км, применение схемы с отделителями и короткозамыкателями нежелательно, ввиду ненадежности, принимаю схему выключателями на высокой стороне. Рисунок 5 - Однолинейная схема электрических соединений главных понизительных подстанций с двумя трансформаторами (с выключателями) Питания завода осуществляется по двухцепной воздушной ЛЭП с заданным напряжением сети . Выбор экономически целесообразного сечения ВЛ произвожу по экономической плотности тока . Величина зависит от материала провода и числа часов использования максимума нагрузки. Сечение питающей линии электропередачи для выбранного стандартного рационального напряжения определяется в следующей последовательности. 1.Определяем ток в линии в нормальном режиме: , ток в линии в послеаварийном режиме (ПАР): , где – количество цепей на ЛЭП; – номинальное напряжение сети; – полная расчетная мощность завода. 2. Сечение провода рассчитывается по экономической плотности тока: , где – расчетный ток; Согласно [1] при часов. Следовательно: . Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного значения и выбирается провод марки АС-120 () [1]. 3. Проверка сечения проводника по условию допустимого нагрева. Проверка сечения проводов по условиям допустимого нагрева производят с учетом выполнения следующего неравенства: , . 4. Проверка на «корону». Если сечение провода для линии 110 больше 70 , то провод по потерям на «корону» не проверяется [1]. Для распределительных устройств низшего напряжения ППЭ выбираем схему, приведенную на рис. 7, которая применяется для трансформаторов с расщепленной вторичной обмоткой мощностью напряжением 6 . Рисунок 7 - Схема подключения распределительных устройств низкого напряжения к трансформаторам 2 Система распределения Произведем выбор цеховых трансформаторных подстанций. Будем принимать к установке комплектные трансформаторные подстанции (КТП). При выборе числа и мощности трансформаторов будем учитывать условия резервирования питания потребителей. Мощность устанавливаемых трансформаторов выбирается в зависимости от удельной мощности по площади цеха : если , то ; если , то ; если , то . Удельная мощность по площади цеха определяется по следующей формуле: , где площадь i-го цеха, ; мощность i-го цеха. Расчет ведем для инструментального цеха: , . Так как удельная мощность , то на цеховой подстанции можно устанавливать трансформаторы до 1000 . По величине расчетной мощности инструментального цеха выбираем два трансформатора марки и проверяем их на перегрузочную способность: , [12]. Отсюда следует, что данные трансформаторы обеспечивают резервирование. В центральной заводской лаборатории устанавливаю силовой пункт (СП), а нагрузку учитываю цехе 4 . Результаты расчетов и выбранные трансформаторы сведем в таблицу 10. Выбор числа и мощности КТП 5.5 Выбор компенсирующих устройств и мест их установки Определив расчётную нагрузку на шинах необходимо решить вопрос о потоках реактивной мощности с точки зрения взаимоотношений с энергоснабжающей организацией. Мощность, которую может потреблять предприятие от энергосистемы, определяю через экономическое значение коэффициента реактивной мощности : , где базовый коэффициент реактивной мощности, принимаемый для сетей 6-10 , присоединенных к шинам подстанций с внешним напряжением 110 = 0,5; отношение потребления активной мощности потребителем в квартале максимальной нагрузки энергосистемы к потреблению в квартале его максимальной нагрузки; коэффициент, учитывающий отличие стоимостей электроэнергии в различных энергосистемах (для Омскэнерго ). Тогда экономическая величина реактивной мощности в часы максимальных нагрузок системы определяется как где – расчётная активная нагрузка предприятия на шинах 6кВ. Так как , то мощность компенсирующих устройств определим как: . Будем учитывать, что: 1) устанавливать компенсирующие устройства мощностью менее обычно экономически невыгодно; 2) на шинах низшего напряжения цеховой подстанции может быть установлена компенсирующая установка большей мощности, чем по расчету с целью снижения перетоков реактивной мощности, и доведению коэффициента реактивной мощности по конкретной цеховой подстанции до уровня . Целесообразно начать установку КУ с шин для увеличения пропускной способности всех элементов системы распределения. Для этого находим мощность КУ i-го цеха по следующей формуле: , (66) где мощность компенсирующих устройств; расчетная реактивная мощность i-го цеха; суммарная реактивная мощность цехов, где устанавливается БСК (0,4 ). Для инструментального цеха: = Тогда расчетная реактивная мощность с учетом предполагаемой компенсации составит: ,при такой компенсации для этого цеха tgφ=0,85, что по условиям перетока реактивных мощностей велико. Если принять желаемый tgφ=0,5, то необходимо компенсировать: Принимаю к установке 2 БСК мощностью по 150кВАР, то есть окончательно для инструментального цеха Расчетная реактивная мощность для цеха составит: Расчет по остальным цехам свожу в таблицу. № Наименование цеха Тип БСК кВт кВАр кВАр кВАр кВАр кВАр 1 Инструментальный 448 554 173 330 300 КРМ-0,4-150 254 2 Термический 836 684 214 266 300 КРМ-0,4-150 384 3 Литейный 11946 10342 3230 4369 4800 КРМ-0,4-200 7942 4 Насосная 632 781 244 465 400 КРМ-0,4-200 381 5 Компрессорная 423 556 174 344 300 КРМ-0,4-150 256 6 Электрический 350 565 177 390 400 КРМ-0,4-200 165 7 Сборочный 355 381 119 204 - 381 8 Токарно-механический 8568 8446 2642 4162 4000 КРМ-0,4-500 4446 9 Кузнечный 286 382 119 239 - 382 10 Ремонтно-механический 265 354 110 222 - 354 11 Заводоуправление 670 805 252 470 400 КРМ-0,4-200 405 В цехах 7,9,10 компенсацию реактивной мощности не произвожу, ввиду малых расчетных значений БСК. Мощности центральной заводской лаборатории учтены в четвертом цехе. Произвожу уточнение мощности и количества подстанций, установленных в цехах. № Наименование цеха Число мощность КТП 11 Инструментальный 4448 254 514 1×(2×400) 0,64 1,28 22 Термический цех 8836 384 920 1×(2×630) 0,73 1,46 33 Литейный цех 111946 7942 14345 4×(2×2500) 0,71 1,43 44 Насосная 6632 381 738 1×(2×630) 0,58 1,17 55 Компрессорная 4423 256 494 1×(2×400) 0,62 1,24 66 Электрический 3350 165 386 1×(2×400) 0,48 0,96 77 Сборочный 3354 381 520 1×(2×400) 0,65 1,3 88 Токарно-механический цех 88568 4446 9652 4× (1×2500) 0,96 99 Кузнечный цех 2286 382 477 1× (1×630) 0,76 10 Ремонтно-механический цех 2265 354 442 1× (1×630) 0,7 11 Заводоуправление 6670 405 782 1× (2×630) 0,62 1,24 В связи с низкими коэффициентами загрузки в электрическом цехе пытаюсь, применяя дополнительную компенсацию реактивной мощности, перейти на трансформаторы меньшей мощности, обеспечивая большие коэффициенты загрузки. Допустимая реактивная нагрузка на трансформатор S=250кВА в послеаварийном режиме составит: Тогда мощность необходимого компенсирующего устройства будет: Выбираю окончательно 2 БСК типа АКУ 0,4-250; тогда Рассчитаем потери в трансформаторах. Потери активной и реактивной мощности в трансформаторе определяются по формулам: , где потери холостого хода и короткого замыкания. Расчет произведем на примере инструментального цеха. Марка трансформатора ТМЗ - 400 Потери холостого хода и короткого замыкания: . Потери активной и реактивной мощности в трансформаторе для нормального режима работы: Расчет потерь мощности для трансформаторов остальных цехов сведен в таблицу 11. Расчет потерь мощности для цеховых КТП № Наименование цеха Марка Трансформа тора кВт кВт кВАр кВАр кВт кВАр 1 Инструментальный ТМЗ-400 2,0 4,5 0,88 5,5 8 18 6,2 30,8 2 Термический ТМЗ-630 1,8 5,5 1,05 7,6 11,3 34,7 10,2 59,6 3 Литейный ТМЗ-2500 0,8 6 2,8 24 20 150 119,2 765 4 Насосная ТМЗ-630 1,8 5,5 1,05 7,6 11,3 34,7 7,2 46 5 Компрессорная ТМЗ-400 2,0 4,5 0,88 5,5 8 18 6,0 29,8 6 Электрический ТМЗ-250 2,1 4,5 0,74 3,7 5,25 11,25 2,8 21,8 7 Сборочный ТМЗ-400 2,0 4,5 0,88 5,5 8 18 6,4 31,2 8 Токарно-механический ТМЗ-2500 0,8 6 2,8 24 20 150 99,7 632 9 Кузнечный ТМЗ-630 1,8 5,5 1,05 7,6 11,3 34,7 5,4 31,3 10 Ремонтно-механический ТМЗ-630 1,8 5,5 1,05 7,6 11,3 34,7 4,8 28,3 11 Заводоуправление ТМЗ-630 1,8 5,5 1,05 7,6 11,3 34,7 4,0 24,6 По полученным данным окончательно уточняю расчетные нагрузки предприятия. № Наименование цеха Ррц Q*рц ΔРтрНР ΔQтрНР Ррвц Q*рвц кВт кВАр кВт кВАр кВт кВАр 1 Инструментальный 448 254 6 31 454 285 2 Термический 836 384 10 60 846 444 3 Литейный 11946 7942 119 765 12065 8707 4 Насосная 632 381 7 46 639 427 5 Компрессорная 423 256 6 30 429 286 6 Электрический 350 65 3 22 353 87 7 Сборочный 355 381 6 31 361 412 8 Токарно-механический 8568 4446 100 632 8658 5078 9 Кузнечный 286 382 5 31 291 413 10 Ремонтно-механический 265 354 5 28 270 382 11 Заводоуправление 670 405 4 25 674 430 ∑ 25040 16951 Тогда уточненные расчетные мощности завода составят: , , . На следующем этапе наношу на генеральный план схему транспортировки электроэнергии по территории станкостроительного завода, определяя при этом трассы кабельных линий (рис. 8). Схема транспортировки электрической энергии по территории станкостроительного завода. Обозначения на рисунке: – – – – , –––– – . Рисунок 8 - Транспорт электрической энергии В промышленных распределительных сетях выше 1000 в качестве основного способа канализации электроэнергии применяются кабельные ЛЭП. Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с учетом нормальных и послеаварийных режимов работы электрической сети и перегрузочной способности кабелей различной конструкции. Прокладка кабелей будет производиться в земле. При проверке сечения кабелей по условию ПАР для кабелей напряжением необходимо учитывать допускаемую в течение 5-ти суток (на время ликвидации аварии) перегрузку для кабелей с бумажной изоляцией до 30 % номинальной. Рассмотрим выбор кабельных линий на примере ПГВ-ТП1. Расчетные мощности в нормальном режиме определяются по формулам: , Расчетный ток нормального режима: Расчетный ток послеаварийного режима: Сечение линии выбирается по экономической плотности тока и по току нормального режима: , где при часов. Принимаем стандартное сечение Fст=25мм² с допустимым длительным током Iдоп=125А [1] таблица 1.3.16. Допустимый длительный ток нормального режима: IдопНР= К1·К2·К3Iдоп=1,0·0,93·1,0·97=90А, где К1 коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды [1] таблица 1.3.3; коэффициент, учитывающий количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле [1] таблица 1.3.26; К3=1,0 -коэффициент допустимой перегрузки, который зависит от вида изоляции [1] таблица 1.3.1. Допустимый длительный ток послеаварийного режима: Iдоп ПАР=Кпер·IдопНР=90·1,2=108А, где поправочный коэффициент для кабелей в зависимости от удельного теплового сопротивления земли [1] таблица 1.3.2. Проверка выбранного кабеля выполняется по следующим условиям: ; 24,6А≤90А ; ; 49,2А≤108А. Окончательно принимаем кабель марки 2×АСБл-6 (3×25) . Результаты остальных расчетов сведем в таблицу 12. Таблица 12 - Выбор кабельных линий № КЛЭП Рр Qр Sр Iрнр Iрпар Fэ Fст Iкнр Iкпар Тип кабеля кВт кВАр кВА А А мм² мм² А А 1 ПГВ-ТП7 805 697 1064 49 98 41 35 106 127 2×АСБл-6 (3×35) 2 ТП7-ТП1 454 285 536 29 58 24 25 90 107 2×АСБл-6 (3×25) 3 ГПП-ТП3.1 3016 2177 3720 170 340 142 150 255 305 2×АСБл-6 (3×185) 4 ГПП-ТП3.2 3016 2177 3720 170 340 142 150 255 305 2×АСБл-6 (3×185) 5 ГПП-ТП3.3 3016 2177 3720 170 340 142 150 255 305 2×АСБл-6 (3×185) 6 ГПП-ТП3.4 3016 2177 3720 170 340 142 150 255 305 2×АСБл-6 (3×185) 7 ГПП-ТП-2 864 444 971 45 90 38 35 106 127 2×АСБл-6 (3×35) 8 ГПП-ТП-4 639 427 770 35 70 29 25 90 107 2×АСБл-6 (3×35) 9 ГПП-ТП5 429 286 515 24 48 20 16 68 82 2×АСБл-6 (3×35) 10 ГПП-ТП6 353 87 363 17 34 14 16 68 82 2×АСБл-6 (3×35) 11 ГПП-ТП8.2 4330 2540 5020 460 384 2×185 578 2×2×АСБл-6 (3×185) 12 ТП8.2-ТП8.1 2165 1270 2510 230 192 185 289 2×АСБл-6 (3×185) 13 ГПП-ТП8.4 4330 2540 5020 460 384 2×185 578 2×АСБл-6 (3×35) 14 ТП8.4-ТП8.3 2165 1270 2510 230 192 185 289 2×2×АСБл-6 (3×185) 15 ГПП-ТП9 965 843 1280 81 117 68 70 161 194 АСБл-6(3×70) 16 ТП9-ТП11 674 430 800 37 74 31 35 106 127 АСБл-6(3×35) 16 ГПП-ТП-11 674 430 800 37 74 31 35 106 127 АСБл-6(3×35) 17 ГПП-ТП10 270 382 467 42 35 35 106 127 2×АСБл-6(3×35) 18 ТП4-СП12 150 178 232 145 290 120 120 245 295 2×АСБл-1 (4×120) Кабели к ТП3 выбираю по условию работы кабеля в послеаварийном режиме. 1 Расчет токов короткого замыкания Расчет токов короткого замыкания (КЗ) в установках напряжением выше 1000 имеет ряд особенностей. Активные элементы систем электроснабжения не учитываются, если выполняется условие, где и суммарные активные и реактивные сопротивления элементов СЭС до точки КЗ. При определение тока КЗ учитывают подпитку от двигателей высокого напряжения. а) б) в) Рисунок 9 - Принципиальная схема расчёта токов КЗ и схемы замещения Принимаем базисные условия: , , , Базисный ток определяем по следующей формуле: , . Расчет токов короткого замыкания в точке . Сопротивление воздушной линии, приведенное к базисным условиям: , , где удельное активное сопротивление линии [7,8,9] табл. 7.35; удельное реактивное сопротивление линии [7,8,9] табл. 7.3; длина линии (исходные данные). Сопротивление системы до точки : Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке : . Ударный ток КЗ: , где ударный коэффициент; постоянная времени затухания апериодической составляющей. Расчет токов короткого замыкания в точке . Точка расположена на шинах РУНН ПГВ. Сопротивление силового трансформатора ТРДН-40000/110/6 с расщепленной обмоткой НН рассчитывается следующим образом: , , Результирующее сопротивление схемы замещения до точки (рис. 9): Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке : . В этой точке необходимо учитывать подпитку тока КЗ от высоковольтных двигателей. Определим сопротивление подпитывающей цепочки: 1. Сопротивление двигателя и кабельной линии от двигателей цеха № 4 до шин РУНН ПГВ (для двигателей мощностью типа СДН-2-17-71-843 в количестве 2 штук) [7]. КЛЭП: , . Выбираем кабель марки ААШв-6-3х240 с . Теперь определяем сопротивления КЛ: , , , Аналогично определяем , , , . 2. Сопротивление двигателя и кабельной линии от двигателей цеха № 5 до шин РУНН ПГВ (для двигателей мощностью типа СДН-2-17-56-843 в количестве 2 штук) [7]. КЛЭП: , . Выбираем кабель марки ААШв-6-3х185 с . Теперь определяем сопротивления КЛ: , , , Аналогично определяем , , , и получаем те же самые значения. Произведем дальнейшие преобразования: , , Начальная периодическая составляющая тока подпитки от высоковольтных двигателей определяется следующим образом: . Тогда ударный ток в точке с учетом подпитки от СД равен , где ; . Расчет токов короткого замыкания в точке . Систему принимаем системой бесконечной мощности, т.е. . Сопротивление цехового трансформатора ТП 3.4 (ТМЗ-2500) [7] табл. 2.50 , . Сопротивление трансформатора тока (3000/5) , . Сопротивление шинопровода на [7] табл. 2.52 , . Сопротивление автоматического выключателя 4000 [7] табл. 2.54 , . Сопротивление дуги . Сопротивление контактов: - для контактных соединений шинопроводов , - для контактных соединений коммутационного аппарата . Тогда результирующее сопротивление схемы замещения равно . Ток трехфазного КЗ в точке определяется по формуле: . Ударный ток равен , где ; . Таблица 13 - Величины токов КЗ Точка КЗ 4,24 9,83 19,75 52,76 39,14 56,07 8 Выбор и проверка основного высоковольтного оборудования Выбор и проверка высоковольтных выключателей. Ток в питающей линии ВЛЭП в нормальном режиме , в послеаварийном режиме – . Предварительно выбираем выключатель марки ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1. Тогда тепловой импульс равен где ; время отключения выключателя; постоянная времени затухания апериодической составляющей. Таблица 14 - Проверка высоковольтныых выключателей Расчетный параметр цепи Каталожные данные аппарата Условия выбора и проверки Выключатель по условиям проверки проходит. Принимаем его к установке. Выбор и проверка разъединителей. Предварительно выбираем разъединитель марки РНДЗ-110/630У1 [13]. Таблица 15 - Проверка разъединителя Расчетный параметр цепи Каталожные данные аппарата Условия выбора и проверки Разъединитель по условиям проверки проходит. Принимаем его к установке. Выбор и проверка выключателей на стороне . Выбираем выключатель на отводе трансформатора ТРДН-40000/110. Максимальный рабочий ток равен . Предварительно выбираем для установки КРУ марки КЭ-6/40 с выключателем марки ВЭ-6-40/3200У3. Тогда тепловой импульс равен Таблица 16 - Проверка выключателей на стороне Расчетный параметр цепи Каталожные данные аппарата Условия выбора и проверки Выключатель по условиям проверки проходит. Принимаем его к установке. Выбор и проверка коммутационных аппаратов . Выбираем автоматический выключатель на стороне трансформаторной подстанции ТП 4.17 (насосная станция). Максимальный рабочий ток равен . Выбираем выключатель марки ВА77-47. Таблица 17 - Проверка коммутационных аппаратов Расчетный параметр цепи Каталожные данные аппарата Условия выбора и проверки Выключатель по условиям проверки проходит. Принимаем его к установке. Уставка тока срабатывания защиты от перегрузки: . Принимаем уставку тока . Проверка кабельных линий на термическую стойкость. Определим минимальное сечение кабельной линии отходящей от ПГВ к ТП 5 на (для кабельных линий с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами ): , . Кабельная линия № 10 () по термической стойкости проходит. Определим минимальное сечение кабельной линии отходящей от ПГВ к ТП 4 на (для кабельных линий с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами ): , . Кабельная линия № 19 () по термической стойкости проходит. Выбор и проверка трансформатора тока (). По напряжению и току в первичной обмотке ТТ выбираем трансформатор тока марки ТШЛ-10У3. Проверку на динамическую стойкость не производим, т.к. ТШЛ-10У3 – это шинный трансформатор тока. Трансформаторы тока включены по схеме «неполной звезды» (рис. 10). Рисунок 10 - Схема подключения измерительных приборов к ТТ Для того, чтобы трансформатор тока не вышел за заданные пределы класса точности 1 (технический учет), необходимо выполнение условия , где полное сопротивления токовых цепей, . Для определения сопротивления приборов , питающихся от трансформатора тока, необходимо составить таблицу-перечень электроизмерительных приборов, устанавливаемых в данном присоединении (табл. 18). Таблица 18 - Таблица-перечень измерительных приборов Прибор Тип Количество Амперметр Э-377 1 0,1 - Ваттметр Д-335 1 0,5 0,5 Варметр Д-335 1 0,5 0,5 Счетчик активной энергии СЭТЗ 1 2 2 Счетчик реактивной энергии СЭТЗ 2 2 2 Суммарное сопротивление приборов рассчитывается по суммарной мощности: . Сопротивление соединительных проводов определяем по площади сечения и длине проводов (при установке в шкафах КРУ , т.к. схема соединения «неполная звезда», то расчетная длина равна ): , где расчетная длина провода, ; удельное сопротивление материала провода (медь); сечение кабеля. Сопротивление контактов принимаем равным , т.к. количество приборов более 3-х, тогда равно . Таблица 19 - Проверка ТТ Расчетный параметр цепи Каталожные данные аппарата Условия выбора и проверки Трансформатор тока по условиям проверки проходит. Принимаем его к установке. Выбор и проверка трансформатора напряжения (). Трансформатор напряжения выбирается по конструкции; схеме замещения; , где номинальное напряжение сети, к которой присоединяется ТН, , номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора, ; классу точности; , где номинальная мощность вторичной цепи ТН, обеспечивающая его работу в заданном классе точности, , расчетная мощность, потребляемая вторичной цепью, . Выбираем трансформатор напряжения марки НАМИ-6. Схема подключения измерительных приборов показана на рис. 11. Рисунок 11 - Схема подключения измерительных приборов к ТН Для определения расчетной мощности, потребляемой вторичной цепью , необходимо составить таблицу-перечень электроизмерительных приборов, устанавливаемых в данном присоединении (табл. 20). Таблица 20 - Таблица-перечень измерительных прибров Прибор Тип Количество Ваттметр Д-335 16 1,5 24 Варметр Д-335 16 1,5 24 Счетчик активной энергии СЭТЗ 16 2 32 Счетчик реактивной энергии СЭТЗ 32 2 64 Вольтметр Э-335 1 2 2 В итоге получаем , класс точности 1 (технический учет), , , следовательно, условие выполняется. Трансформатор напряжения по условиям проверки проходит. Принимаем его к установке. Пример построения схемы электроснабжения станкостроительного завода в приложении Г. Приложение Б Показатели электрических нагрузок Электрические нагрузки характеризуются активной , реактивной , полной мощностями и током . Расчёт электрических нагрузок необходим при проектировании любой промышленной электрической сети и по значениям этих нагрузок (, , , ) производится выбор элементов и определение потерь мощности на всех уровнях СЭС. В практике проектирования СЭС применяют различные методы определения расчётных значений электрических нагрузок. Выбор метода расчёта нагрузок во многом зависит от наличия исходной информации. Во многих методах определения расчетных нагрузок используются коэффициенты, характеризующие электрические нагрузки. К ним относятся: - коэффициент использования – это доля потребления электрической энергии от среднего значения при известной номинальной мощности: для индивидуального ЭП: , для группового ЭП: . - коэффициент включения – это отношение времени работы к времени цикла (характеризует индивидуальные ЭП): . - коэффициент спроса – это отношение потребленной мощности к номинальной: . - коэффициент мощности – это отношение активной мощности к полной: . Показатели электрических нагрузок предприятий (заводов) Наименование заводов Коэффициент использования Коэффициент мощности Коэффициент спроса Аглофабрика 0,4-0,6 0,6 0,5-0,7 Коксохимический завод 0,2 0,75 0,3 Химические заводы 0,85-0,9 0,773 0,5-0,75 Анилокрасочные заводы 0,65-0,75 0,68-0,72 0,33-0,35 Нефтеперерабатывающие заводы 0,75-0,85 0,85-0,95 0,5-0,6 Заводы тяжелого машиностроения 0,66 0,62 0,22 Заводы станкостроения 0,66 0,65 0,23 Инструментальные заводы 0,65 0,63 0,22 Заводы шарикоподшипников 0,77 0,8 0,4 Заводы подъемно-транспортного оборудования 0,48 0,69 0,19 Автотракторные заводы 0,69 0,78 0,22 Сельскохозяйственное машиностроение 0,84 0,85 0,21 Приборостроение 0,55 0,75 0,32 Авторемонтные заводы 0,52 0,76 0,2 Вагоноремонтные заводы 0,66 0,72 0,22 Электротехнические заводы 0,61 0,64 0,31 Азотнотуковые заводы 0,8 0,8 0,5-0,65 Металлообрабатывающие заводы 0,75 0,88 0,3 Показатели электрических нагрузок цехов Наименование заводов Коэффициент использования Коэффициент мощности Коэффициент спроса Расчетные показатели нагрузок по цехам черной металлургии Доменный цех 0,5 - 0,6 Мартеновский цех 0,2 - 0,3 Заготовочный стан 900 0,45 - 0,6-0,65 Химический цех 0,5 0,8 0,6 Расчетные коэффициенты заводов искусственного и синтетического волокна Химический цех 0,5 0,8 0,6 Прядильный цех 0,6 0,75 0,65 Крутильный цех 0,65 0,75 0,7 Отделочный цех 0,6 0,75 0,7 Бобинажно-перемоточный цех 0,7 0,75 0,8 Цех регенерации отходов 0,55 0,7 0,65 Кордонное производство в целом по цеху Химический цех 0,5 0,7 0,55 Прядильный цех 0,65 0,8 0,7 Ткацкий цех 0,8 0,75 0,85 Производство шелка Химический цех 0,5 0,7 0,55 Прядильный цех 0,6 0,75 0,65 Отделочный цех 0,6 0,75 0,65 Штапельное производство Химический цех 0,55 0,7 0,6 Прядильно-отделочный цех 0,6 0,8 0,75 Производство ацетатного шелка Химический цех 0,8 0,65 0,9 Прядильный цех 0,8 0,7 0,85 Крутильный цех 0,65 0,65 0,7 Цех регенерации ацетона 0,8 0,8 0,9 Расчетные коэффициенты по цехам химических заводов Цех очистки этилена 0,85 0,9 0,9 Цех полимеризации 0,5 0,75 0,55 Цех дистилляции и очистки азота 0,65 0,8 0,75 Цех грануляции 0,65 0,8 0,75 Цех катализации 0,8 0,65 0,85 Цех ЛВЖ 0,7 0,75 0,9 Производство аммиака и метанола в целом по цеху Цех разделения воздуха 0,73 0,95 0,87 Газовый цех (на природном газе) 0,81 0,8 0,87 Газовый цех (на попутном газе) 0,56 0,8 0,65 Цех холодильных установок 0,69 0,9 0,79 Цех компрессии 0,83 0,9 0,87 Цех моноэтаноламиновой очистки 0,66 0,8 0,74 Цех синтеза аммиака 0,82 0,85 0,87 Цех водной очистки 0,85 0,8 0,89 Цех медноаммиачной очистки 0,73 0,85 0,8 Цех синтеза метанола 0,71 0,7 0,81 Цех сероочистки 0,76 0,64 0,8 Цех конверсии окиси углерода 0,7 0,8 0,77 Цех ректификации метанола 0,45 0,72 0,5 Цех азотной кислоты 0,73 0,9 0,86 Расчетные коэффициенты по цехам шинных заводов Подготовительный цех(в/в оборудов.) 0,55 0,85-0,9 0,7 То же (низковольтное оборудование) 0,55 0,65 0,65 Сборочный цех (н/в оборудование) 0,4 0,65 0,5 Цех каландров (в/в оборудование) 0,56 0,85-0,9 0,65 То же (низковольтное оборудование) 0,4 0,65 0,45 Автокамерный цех (в/в оборудование) 0,7 0,85-0,9 0,8 То же (низковольтное оборудование) 0,33 0,75 0,4 Цех вулканизации (н/в оборудование) 0,3 0,55 0,35 Пароводоцех - - 0,95 Цех клиновидных ремней 0,36 0,65 0,4 Подготовительный цех 0,43 - 0,58 Цех спецшлангов 0,37 0,6 0,41 Цех спиральных и буровых рукавов 0,29 0,6 0,3 Цех напорных рукавов 0,27 0,65 0,32 Сырьевой цех 0,6 0,8 0,7 Цех обжига 0,75 0,75 0,8 Цех сухого помола 0,8 0,85 0,9 Механические цех 0,2 0,5-0,6 0,23 Вспомогательные цехи 0,3-0,4 - 0,4-0,5 Общезаводские цехи Дымососы 0,9 0,8 0,95 Газодувки 0,8 0,8 0,95 Воздуходувки 0,5-0,7 0,8 0,75 Компрессоры 0,6-0,7 0,8 0,7-0,8 Насосы 0,7 0,8 0,75 Компрессоры (синхронные двигатели) 0,93 1,0 1,0 Водонасосы (водоснабжение) 0,95 0,85 1,0 Компрессоры 0,78 0,8 1,0 Водонасосные 0,83 0,8 1,0 Вентиляторы сантехнические 0,64 0,75 1,0 Дуговые печи цветного металла 0,7 0,75 0,78 Индукционные печи низкой частоты 0,7 0,35 0,8 Дуговые сталеплавильные печи 0,5-0,6 0,85 0,6-0,8 Индукционные печи высокочастотные 0,6 0,56 1,0 Показатели электрических нагрузок индивидуальных электроприемников Наименование электроприемника Коэффициент использования Коэффициент мощности Коэфф. включения Расчетные коэффициенты индивидуальных ЭП механических цехов Автомат для дуговой сварки 0,15 0,65 0,6 Балансировочный станок 0,17 0,5 0,57 Безцентрошлифовальный станок 0,1 0,45 0,5 Вентилятор 07 0,8 1 Вентилятор дутьевой 0,7 0,8 1 Вентилятор вытяжной 0,7 0,8 1 Высокочастотная установка 0,39 0,8 0,6 Выпрямительная установка 0,33 0,6 0,6 Вертикально-сверлильный станок 0,11 0,45-0,65 0,57 Вальцовочная машина 0,15 0,5 0,5 Выпрямительная установка 0,36 0,6 0,6 Внутришлифовальный станок 0,14-0,22 0,45-0,65 0,54 Вальцовка трехвалковая 0,15 0,5 0,5 Вертикально-фрезерный станок 0,15 0,45 0,6 Горно коксовое 0,6 0,75 1,0 Горизонтально-фрезерный станок 0,15 0,65 0,6 Долбежный станок 0,11 0,45-0,65 0,57 Доводочный станок для резцов 0,12 0,6 0,45 Зубофрезерный станок 0,15 0,65 0,6 Зубострогальный полуавтомат 0,11 0,45 0,57 Зуборезальный станок 0,14 0,45 0,57 Зигмашина 0,1 0,4 0,5 Испытательный стенд 0,15 0,6 0,6 Кран-балка 0,13-0,22 0,5 0,6 Кран мостовой 0,13-0,22 0,5 0,6 Копировально-фрезерный станок 0,11 0,45 0,57 Круглошлифовальный станок 0,14-0,22 0,65 0,54 Координатно-расточный станок 0,18 0,45 0,5 Координатно-шлифовальный станок 0,13-0,2 0,45 0,5 Карусельный станок 0,11 0,5 0,57 Машина электросварочная точечная 0,36 0,6 0,6 Машина электросварочная шовная 0,30 0,5 0,6 Машина электросварочная стыковая 0,34 0,6 0,57 Молот пневматический 0,18 0,65 0,5 Машина электросварочная 0,25 0,5 0,5 Механическая ножовка 0,18 0,6 0,5 Машина листогибочная 0,16 0,65 0,47 Ножницы 0,2 0,65 0,5 Намоточный станок 0,16 0,5-0,65 0,47 Ножницы листовые 0,15 0,65 0,5 Ножницы высечные 0,15 0,5 0,5 Настольный сверлильный станок 0,16 0,45-0,65 0,45 Ножницы вибрационные 0,2 0,65 0,5 Настольно-токарный станок 0,16 0,5 0,45 Наждачный станок 0,15 0,6 0,5 Ножницы гильотинные 0,2 0,65 0,5 Обдирочно-точильный станок 0,25 0,65 0,5 Обдирочно-шлифовальный станок 0,18 0,65 0,45 Отрезная пила 0,12 0,5 0,4 Преобразователь сварочный 0,30 0,5 0,5 Печь нагревательная камерная 0,7 0,85 1,0 Печи сопротивления 0,5 0,95 0,8 Индукционные печи низкой частоты 0,7 0,35 0,8 Дуговые сталеплавильные печи 0,5-0,6 0,85 0,6-0,8 Индукционные печи высокочастотные 0,6 0,56 1,0 Полуавтомат для намотки катушек 0,25 0,5 0,5 Преобразовательный агрегат 0,25 0,95 0,5 Пресс правильный 0,25 0,65 0,5 Пресс гидравлический 0,21 0,65 0,6 Пневматический ковочный молот 0,21 0,65 0,6 Пресс-ножницы комбинированные 0,25 0,65 0,5 Поперечно-строгальный станок 0,18 0,65 0,6 Продольно-строгальный станок 0,18 0,65 0,6 Профилешлифовальный станок 0,2 0,45 0,5 Распиловочный станок 0,24 0,5 0,6 Радиально-сверлильный станок 0,13 0,45 0,6 Резьбонарезной станок 0,11 0,45 0,5 Резьбошлифовальный станок 0,1 0,45 0,5 Строгальный станок 0,11 0,5 0,57 Сверлильный станок 0,14 0,5 0,57 Станок трубогибочный 0,14 0,5 0,57 Станок труборезный 0,18 0,65 0,6 Сушильный шкаф 0,8 0,95-0,96 1 Сварочный агрегат 0,15 0,65 0,5 Станок для резки труб 0,13 0,45 0,5 Сварочный полуавтомат 0,23 0,6 0,5 Токарный-винторезный станок 0,11 0,4-0,65 0,57 Токарно-револьверный станок 0,14 0,5-0,65 0,57 Трансформатор сварочный 0,18 0,35-0,5 0,5 Таль электрическая 0,2 0,5 0,5 Тельфер 0,05-0,1 0,5 0,5 Токарный многорезцовой автомат 0,30 0,6 0,6 Токарно-карусельный станок 0,39 0,65 0,7 Точильный станок 0,11 0,6 0,45 Универсальный заточный станок 0,14 0,5-0,65 0,45 Установка испытания изоляции 0,18 0,5 0,6 Универсальный фрезерный станок 0,18 0,65 0,6 Установка высокочастотная закалочная 0,8 0,5 1 Универсальный ультразвуковой станок 0,18 0,6 0,5 Универсальный электроискровой станок 0,18 0,6 0,5 Универсально-шлифовальный станок 0,12 0,45 0,4 Ультразвуковой станок 0,24 0,5 0,5 Фрезерный станок 0,11 0,65 0,57 Фуговальный станок 0,11 0,5 0,57 Электропечь сопротивления 0,8 0,95 1 Электропечь сопротивления шахтная 0,8 0,95 1 Электропечь сопротивления камерная 0,8 0,96 1 Электропечь сопротивления протяжная 0,8 0,95 1 Электроимпульсный копир. станок 0,24 0,5 0,5 Электроимпульсный станок 0,28 0,65 0,6 Электропечь-ванна 0,8 0,95 1 Электропечь трубчатая 0,8 0,95 1 Электропечь муфельная 0,8 0,95 1 Преобразовательный сварочный агрегат 0,4 0,55 0,5 Сушильные шкафы 0,8 1 - Мелкие нагревательные приборы 0,6 1 0,7 Трансформаторы дуговой электросварки 0,2 0,4 0,3 Трансформаторы автоматической сварки 0,4 0,4 - Насосы циркуляционной воды 0,43 0,7 - Насосы воды низкого давления 0,87 0,8 - Вентиляторы сантехнические 0,69 0,75 - Насосы воды высокого давления 0,55 0,8 - Печи сопротивления 0,6 1 0,7 Краны, тельферы при ПВ 25 % 0,05 0,5 0,1 Краны, тельферы при ПВ 40 % 0,1 0,5 0,2 Переносной электроинструмент 0,06 0,5 0,1 Металлорежущие станки 0,16 0,5-0,6 0,2 Вентиляторы 0,6-0,65 0,8 0,65-0,7 Насосы, компрессоры 0,7 0,85 0,75 Краны, тельферы при ПВ - 25% 0,05 0,5 0,1 То же при ПВ – 40 % 0,1 0,5 0,2 Транспортеры, шнеки 0,4 0,75 0,5 Трансформаторы дуговой сварки 0,2 0,4 0,3 Сварочные двигатель-генераторы 0,3 0,6 0,35 Сварочные машины шовные 0,2-0,5 0,7 - То же стыковые и точечные 0,2-0,25 0,6 - Сварочные дуговые автоматы типа АДС 0,35 0,5 0,5 Индукционные печи низкой частоты - 0,35 0,8 Металлорежущие станки 0,17 0,65 0,25 Трансформаторы для ручной сварки 0,3 0,35 0,35 Трансформаторы для автоматической сварки 0,35 0,5 0,6 Двигатели – генераторы однопостовые 0,3 0,6 0,35 Двигатели – генераторы многопостовые 0,5 0,7 0,7 Вентиляционное оборудование 0,65 0,8 0,7 Сушильные шкафы 0,5 0,75 0,5 Приложение В Ведомости электрических нагрузок по отраслям Часы Отрасль промышленности Нефтедобы-ча Нефтепере-работка Бытовая нагрузка Металлургия Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 90 90 90 89 89 89 90 96 98 100 100 93 93 93 93 93 93 93 98 98 98 96 95 92 88 88 88 81 81 81 81 81 93 96 96 91 91 91 91 91 91 91 94 95 95 94 93 90 93 93 93 93 93 93 93 94 95 98 98 96 95 97 97 94 96 97 100 100 100 98 95 94 93 93 93 93 93 93 93 90 91 95 96 96 95 97 97 94 95 97 96 97 97 97 95 94 30 15 14 12 14 15 35 74 98 90 65 61 65 63 61 60 75 78 90 99 100 90 75 65 30 17 15 14 15 17 35 74 87 80 80 85 87 85 83 80 80 80 95 103 104 93 80 65 85 84 83 83 84 83 82 90 98 100 100 95 92 96 98 98 95 98 98 96 99 99 95 93 86 84 83 81 80 78 77 83 90 94 95 91 86 90 93 93 87 90 90 87 93 95 92 90 Часы Отрасль промышленности Машиностроение Угольная Химическая основная Тяжелое Прочее Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 65 65 60 65 65 62 55 70 90 100 100 96 88 95 93 90 88 90 92 90 93 93 90 80 62 62 51 62 62 56 48 62 80 92 92 90 84 90 88 85 82 83 84 82 87 90 85 76 35 35 33 35 35 32 27 50 92 100 100 93 88 97 93 90 85 90 90 88 93 93 86 70 32 32 30 32 32 27 20 41 82 92 92 92 85 92 88 84 78 81 82 80 88 90 83 67 50 65 80 90 90 90 90 70 40 65 90 100 100 100 100 80 50 60 85 95 95 95 95 80 47 62 77 87 87 87 86 64 34 59 84 94 94 94 94 76 45 54 79 89 92 92 92 77 92 92 92 90 92 92 90 92 98 100 100 97 95 98 98 96 93 95 95 95 94 97 96 94 92 92 92 90 92 92 88 89 94 96 97 97 95 96 96 96 93 92 91 91 91 95 95 94 Часы Отрасль промышленности Коксохимия Торфяная Цементная Бумажная Зима Лето Зима Лето Зима Лето Зима Лето 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 93 93 93 96 96 96 90 85 80 79 75 77 80 82 85 88 90 92 90 96 100 100 98 95 85 85 85 88 88 86 78 70 68 67 67 68 70 72 76 80 82 83 81 84 87 90 90 87 6 6 5 5 5 5 5 8 8 8 8 8 8 8 8 9 9 6 6 6 6 6 6 6 93 93 93 93 97 97 97 100 100 100 100 100 98 100 100 100 100 98 98 98 98 94 94 94 90 90 90 88 90 90 88 95 98 100 100 95 92 97 96 93 90 94 94 94 93 95 95 92 86 86 86 84 86 84 82 88 91 93 93 90 88 83 93 90 87 87 87 87 87 89 92 88 90 90 90 90 90 88 87 90 100 100 98 96 93 96 96 93 93 95 96 94 96 96 94 92 88 88 88 88 88 85 83 85 93 96 94 93 90 94 94 91 91 91 91 89 90 95 92 90 Часы Отрасль промышленности Легкая Пищевая Электроем-кие предпр. Рудная Зима Лето Зима и Лето Зима и Лето Зима Лето 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 35 35 32 35 35 31 25 55 80 95 100 90 87 92 96 93 85 90 92 90 93 93 86 70 32 32 29 32 32 25 18 48 72 87 90 84 81 86 90 87 79 82 85 83 88 90 83 67 75 75 75 73 75 73 70 82 89 97 100 97 90 95 98 95 88 90 90 90 88 92 90 85 95 95 95 95 95 95 93 96 100 100 100 100 97 100 100 100 98 98 98 98 96 98 98 98 88 93 96 93 96 92 90 98 100 96 98 96 87 98 94 92 96 98 90 94 99 99 94 97 82 85 88 87 88 85 80 85 85 83 89 85 80 86 86 85 88 83 78 80 88 90 87 89 Часы Отрасль промышленности Сельское хозяйство Строительные материалы Химическая прочая Зима Весна Лето Осень Зима Лето Зима Лето 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 16 15 15 17 35 45 57 59 75 72 65 59 36 56 69 80 100 98 85 79 69 51 38 32 20 21 19 22 28 50 59 57 81 78 69 62 37 61 61 68 80 71 83 79 68 50 37 38 16 17 17 18 18 25 41 48 57 62 59 51 35 51 54 56 60 36 33 33 45 50 42 29 40 41 39 45 56 51 67 72 87 85 86 77 62 79 82 81 86 76 69 92 89 80 69 57 83 83 83 83 83 81 80 87 98 100 98 93 85 90 95 95 83 87 90 90 88 93 93 86 81 81 81 81 80 79 76 82 94 94 94 88 83 88 92 92 80 84 85 85 83 89 90 85 82 81 80 80 80 80 78 83 95 100 100 95 93 95 96 96 90 93 95 97 95 97 90 85 80 79 78 78 78 78 75 79 91 95 95 93 91 93 94 93 87 88 91 93 93 94 88 83 Приложение Г Схема электроснабжения завода Список литературы 1. Правила устройства электроустановок. 7-е издание. Раздел 1. – СПб.: Издательство ДЕАН, 2004. – 176с. 2. Фёдоров А.А., Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 472с. 3. Волобринский С.Д. Электрические нагрузки и балансы промышленных предприятий. – М.: Энергия, 1976. – 264 с. 4. Руководящий технический материал. Указания по расчёту электрических нагрузок. РТМ 36.18.32.4.-92. – М.: ВНИПИ Тяжпромэлектропроект,, 1992. –26с. 5. Фёдоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергоатомиздат, 1987.– 368с. 6. Б.И.Кудрин. Электроснабжение промышленных предприятий.-М.: Интермет Инжиниринг, 2005.-672 с. 7. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию/ Под общ. ред. А.А. Федорова. В 2 томах. – М.: Энергоатомиздат, 1986. 8. Справочник по проектированию электроснабжения промышленных предприятий/ Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат, 1990. –576с. 9. Электротехнический справочник. /Под ред. В.Г.Герасимова и др. Том 3, М.: Изд-во МЭИ, 2002.-964с. 10. Справочная книга по светотехнике.2-е изд-е /Под ред. Ю.Б.Айзенберга. – М.:Энергоатомиздат,1995.= 527с. 11. ГОСТ 14209-97. «Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов» с дополнениями, 2002.- 12. Электротехнические устройства и оборудование систем электроснабжения. Справочник в 2-х томах./Под общ. ред. В.Л.Вязигина, В.Н.Горюнова, В.К.Грунина (гл. ред.) и др. Омск.: Изд-во ОмГТУ, 2004. 13. Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электроэнергию за потребление и генерацию реактивной энергии (с изменениями). – М.: Главэнергонадзор России, 1994. – 10с. 14. ГОСТ 27514-87. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ. – М.: Госкомитет по стандартам, 1988. – 40с. 15. ГОСТ Р 50270-92. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ. – М.: Госстандарт России, 1993. – 60с. 16. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования РД 153-34.0-20.527-98./ Под ред. Б.Н.Неклепаева. – М.: НЦ ЭНАС, 2001. – 152с. 17. СН 357-77. Инструкция по проектированию силового и осветительного электрооборудования промышленных предприятий. – М.: Стройиздат,1977. 18. Э.Н.Зуев. Основы техники подземной передачи электроэнергии. – М.: Энергоатомиздат,1999. – 256с.