Рефераты

Дипломная работа: Проектирование системы электроснабжения cтанкостроительного завода

Устанавливаем 2 комплектные конденсаторные установки УКМ–0,4–96-48 УЗ напряжением 0,38 кВ, мощностью 96 кВар каждая, с шагом регулирования 48 кВар, с автоматическим регулированием по напряжению в ТП-1. На батареях выставляем мощность по 48кВар.

Устанавливаем 2 комплектные конденсаторные установки УКМ–0,4–96-48 УЗ напряжением 0,38 кВ, мощностью 96 кВар каждая, с шагом регулирования 48 кВар, с автоматическим регулированием по напряжению в ТП-2.

Устанавливаем 2 комплектные конденсаторные установки УКМ–0,4–100-33,3 УЗ напряжением 0,38 кВ, мощностью 100 кВар каждая, с шагом регулирования 33,3 кВар, с автоматическим регулированием по напряжению в ТП-3 и в ТП-5. На батареях выставляем мощность по 33,3 кВар.

Устанавливаем 2 комплектные конденсаторные установки УКМ–0,4–192-48 УЗ напряжением 0,38 кВ, мощностью 192 кВар каждая, с шагом регулирования 48 кВар, с автоматическим регулированием по напряжению в ТП-6.

7.3 Выбор Кабельных линий 10-0,4кВ распредсети предприятия

Выбор площади сечения жил кабелей РС ВН выполняем по экономической плотности тока. Далее выбранные кабели должны быть проверены по техническим условиям, к которым относят:

– продолжительный нагрев расчетным током как в нормальном (Iр.норм), так и в послеаварийном (Iр.ав) режимах;

– потеря напряжения в жилах кабелей в нормальном и послеаварийном режимах;

– кратковременный нагрев током КЗ (после расчета токов КЗ).

Технические и экономические условия приводят к различным сечениям для одной и той же линии. Окончательно выбираем сечение, удовлетворяющее всем требованиям.

Расчетные токи в нормальном и послеаварийном режимах, А:

;(58)

;(59)

Экономическое сечение жил кабелей находим по формуле, мм2:

, (60)

где Jэк – экономическая плотность тока, зависящая от типа проводника (провод или кабель) и значения величины ; в нашем случае Jэк = 1,4.

Рассчитанное значение площади сечения жил кабелей округляем до ближайшего стандартного.

Проверка кабелей на падение напряжения производится по формуле, %:

;(61)

Допустимое отклонение напряжения на конце кабеля – 5%.

При проверке кабелей по условию длительного нагрева необходимо учесть, что для кабельных линий напряжением Uном≤10 кВ возможны превышения длительно допустимого тока Iдоп при систематических перегрузках в нормальном режиме или авариях, если наибольший ток Ip.норм предварительной нагрузки линии в нормальном режиме был не более 80% от тока Iдоп, А:


;(62)

Коэффициент предварительной нагрузки:

;(63)

Для данного значения Кпн и tМ = 1 ч находим коэффициент допустимой перегрузки в послеаварийном режиме.

Проверка по условию длительного нагрева в послеаварийном режиме сводится к проверке выполнения условия, А:

,(64)

где Kав = 1,4.

Принимаем большее сечение, выбранное по условию экономической плотности тока, с учётом минимального сечения , которое составляет 25 мм2.

Результаты расчетов сводятся в таблицу 12.

Таблица 10 – Выбор площади сечения жил кабелей сети 10кВ, вариант 1

Линия

Sр,

кBА

Кол-во

линий

Iр.норм, А Iр.ав, А Площадь сечения, мм2 Мар-ка L, м Проклад-ка
по Jэк по Iдл.доп принято
1 2 2 3 4 5 6 7 8 9 10
ГПП-ТП1 1002,5 2 29,0 57,9 21 16 3х25 АСБ 220 В траншее
ГПП-ТП2 1828,2 2 52,8 105,7 38 35 3х35 АСБ 200 В траншее
ТП5-ТПЗ 368,66 2 10,7 21,3 8 16 3х25 АСБ 130 В траншее
ГПП-ТП4 2843,1 2 82,2 164,3 59 70 3х70 АСБ 60 В траншее
ГПП-ТП5 1310,2 2 37,9 75,7 27 16 3х25 АСБ 60 В траншее
ТП4-ТП6 969,50 2 28,0 56,0 20 16 3х25 АСБ 70 В траншее
ГПП-ТП7 585,07 2 16,9 33,8 12 16 3х25 АСБ 150 В траншее
ТП2-ТП8 370,36 2 10,7 21,4 8 16 3х25 АСБ 180 В траншее
ГПП-Цех7 2014,1 2 58,2 116,4 42 50 3х50 АСБ 60 В траншее
ГПП-Цех8 1035,3 2 29,9 59,8 21 16 3х25 АСБ 170 В траншее
ТП3-Цех11 (0,4 кВ) 172,08 1 150,2 150,2 107 50 4х95 АВБбшв 90 В траншее
ТП6-Цех8 (0,4 кВ) 197,68 1 102,5 102,5 73 25 4х70 АВБбшв 30 В траншее
ТП7-Цех7 (0,4 кВ) 193,64 1 118,7 118,7 85 35 4х70 АВБбшв 30 В траншее
ТП7-Цех10 (0,4 кВ) 165,96 1 182,1 182,1 130 70

3х120+

1х95

АВБбшв 30 В траншее

Таблица 11 – Выбор площади сечения жил кабелей сети 10кВ, вариант 2

Линия

Sр,

кBА

Кол-во

линий

Iр.норм, А Iр.ав, А Площадь сечения, мм2 Мар-ка L, м Проклад-ка
по Jэк по Iдл.доп принято
1 2 2 3 4 5 6 7 8 9 10
ГПП-ТП1 2919,8 2 84,4 168,8 60 70 3х70 АСБ 230 В траншее
ТП1-ТП2 1828,2 2 52,8 105,7 38 35 3х35 АСБ 170 В траншее
ГПП-ТПЗ 2253,1 2 65,1 130,2 47 50 3х50 АСБ 140 В траншее
ГПП-ТП4 2199,6 2 63,6 127,1 45 50 3х50 АСБ 100 В траншее
ГПП-ТП5 1113,1 2 32,2 64,3 23 16 3х25 АСБ 110 В траншее
ГПП-ТП6 1496,3 2 43,2 86,5 31 25 3х25 АСБ 115 В траншее
ТП6-Цех8 1035,3 2 29,9 59,8 21 16 3х25 АСБ 60 В траншее
ТП1-Цех3 (0,4 кВ) 197,74 1 191,5 191,5 137 70

3х120+

1х95

АВБбшв 50 В траншее
ТП2-Цех12 (0,4 кВ) 370,36 2 209,4 418,8 150 2х95 2х(4х95) АВБбшв 30 В траншее
ТП3-Цех9 (0,4 кВ) 226,73 2 144,3 288,7 103 150

3х150+

1х120

АВБбшв 35 В траншее
ТП3-Цех10 (0,4 кВ) 172,08 1 182,1 182,1 130 70

3х120+

1х95

АВБбшв 40 В траншее
ТП5-Цех11 (0,4 кВ) 165,96 1 150,2 150,2 107 50 4х95 АВБбшв 35 В траншее
ТП6-Цех8 (0,4 кВ) 197,68 1 102,5 102,5 73 25 4х70 АВБбшв 50 В траншее

7.4 Выбор варианта внутреннего электроснабжения

Сравним стоимость двух предложенных вариантов. Поскольку издержки на обслуживание и потери будут мало друг от друга отличаться, сравним только капиталовложения предложенных вариантов.

На основании экономического сравнения табл.12, выбираем вариант 2.

Таблица 12 – Сравнение стоимости вариантов распределительной сети 10-0,4 кВ

N Оборудование

Кол-во,

шт., м

Стоимость руб/шт.,

руб/м.,

Стоимость, руб.
1 2 3 4 5
Вариант 1
1 АСБ-3х25 1960 220 431200
2 АСБ-3х35 400 239 95600
3 АСБ-3х50 120 340,97 40916,4
4 АСБ-3х70 120 399 47880
5 АВБбшв - 4х70 60 326,88 19612,8
6 АВБбшв - 4х95 90 415,32 37378,8
7 АВБбшв -4х120 30 490,1 14703
8 ТСЗ-250/10 6 474065 2844390
9 ТСЗ-400/10 2 548228 1096456
10 ТСЗ-630/10 4 726113 2904452
11 ТСЗ-1000/10 2 980000 1960000
12 ТСЗ-1600/10 2 1399000 2798000
Итого 12290589
Вариант 2
1 АСБ-3х25 570 220 125400
2 АСБ-3х35 340 239 81260
3 АСБ-3х50 480 340,97 163665,6
4 АСБ-3х70 460 399 183540
5 АВБбшв - 4х70 50 326,88 16344
6 АВБбшв - 4х95 155 415,32 64374,6
7 АВБбшв -4х120 90 490,1 44109
8 АВБбшв -4х150 70 598,95 41926,5
9 ТСЗ-250/10 2 474065 948130
10 ТСЗ -400/10 2 548228 1096456
11 ТСЗ -630/10 4 726113 2904452
12 ТСЗ -1000/10 2 980000 1960000
13 ТСЗ -1600/10 2 1399000 2798000
Итого 10427658

8. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

8.1 Выбор компенсирующих устройств ГПП

Расчетная реактивная нагрузка на внешнее электроснабжение, реактивная мощность, которую целесообразно принимать из системы, кВар:

QС = РрВН · tgφ,(65)

гдеtgφ =0,329, соответствует коэффициенту мощности = 0,95.

QС = 8839,9 · 0,329 = 2900 кВар

Суммарная мощность, которую необходимо скомпенсировать на предприятии определяется исходя из соотношения, кВар:

QКУ = QР – QС;(66)

QКУ =4425 – 2900 =1525 кВар

Суммарная мощность конденсаторных батарей по 0,4 кВ составит:

QНБК0,4 = 96+192+67+67+384 = 806 кВар.

Остальную реактивную мощность 1525 – 806 = 719 кВар скомпенсируем на ГПП.

На ГПП устанавливаем 2 комплектные конденсаторные установки УКЛ(П)56-6,3(10,5)-450 напряжением 10 кВ, мощностью 450 кВар каждая, с автоматическим регулированием по напряжению на шины ГПП. Т.о. суммарная мощность конденсаторных батарей по 10 кВ составит:

QНБК10 = 2·450 = 900 кВар.

QКУ = 900 + 806 = 1706 кВар

8.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП, с учетом компенсации реактивной мощности

Полная нагрузка на внешнее электроснабжение, с учётом компенсации РМ, кВА:

;(67)

кВА

Для установки на ГПП примем два трансформатора, так как на предприятии в основном потребители 2 категории.

Мощность одного трансформатора определим как, кВА:

,(68)

гдеn – количество трансформаторов, ;

Кз – коэффициент загрузки, исходя из категории потребителей, Кз=0,7.

Sном = 9248,6/(2·0,7) = 6606 кВА

Примем к установке на ГПП два трансформатора ТМН-10000/35.

Проверяем трансформатор по перегрузочной способности при аварийном отключении второго трансформатора:

1,4 Sном ³ Sр;(69), 1,4·10000 > 9248,6

Трансформатор проходит по перегрузочной способности.


9. РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ

9.1 Расчет параметров схемы замещения

Рисунок 7 – Схема расчета токов к.з.


Рисунок 8 – Схема замещения

Сопротивление системы, приведенное к 10 кВ, Ом:

,(70)

где – относительное сопротивление системы, приведенное к Uc = 110 кВ из [1] =0,3;

SC – мощность энергосистемы, SC = 1000 МВт из [1].

Ом.

Сопротивление силовых трансформаторов приведенное к 10 кВ, Ом:

 ,(71)


где uk – напряжение к.з. трансформатора, %.

Для трансформатора ГПП (ТД-10000/35):

Ом

Для цехового трансформатора в ТП-2 (ТМ-1000/10):

Ом

Сопротивление СД, Ом:

;(72)

,(73)

где Pнноминальная мощность двигателя, МВА, Pн1 = 1,07, Pн2 = 0,55 МВт;

η – КПД, η1 = 0,946, η2 = 0,92;

cosφкоэффициент мощности, cosφ1 = 0,85, cosφ2 = 0,85;

Iн номинальный ток, А, Iн1 =59, Iн2 =30;

x’’ – сверхпереходное сопротивление, о.е., x1’’ = 0,2, x2’’ = 0,2.

Ом

кВ

Ом

кВ

Сопротивление линий:

,(74)

где n – количество параллельных линий,

L – длинна линии, км.

Для АС-70 (ВЛ-35кВ) – rуд = 0,428 ом/км, xуд = 0,432 Ом/км

Для АСБ-10-3х25 (КЛ-10кВ) – rуд = 1,24 ом/км, xуд = 0,099 Ом/км

Для АСБ-10-3х35 (КЛ-10кВ) – rуд = 0,89 ом/км, xуд = 0,085 Ом/км

Для АСБ-10-3х50 (КЛ-10кВ) – rуд = 0,62 ом/км, xуд = 0,09 Ом/км

Для АСБ-10-3х70 (КЛ-10кВ) – rуд = 0,443 ом/км, xуд = 0,086 Ом/км

Для АВБбшв-0,4-4х95 (КЛ-10кВ) – rуд = 0,326 ом/км, xуд = 0,05 Ом/км

Сопротивление ВЛ-35кВ, приведенное к 10кВ:

Ом

Сопротивление КЛ-10кВ, отходящей от ГПП к ТП-2, приведенное к 10кВ:

Ом

Сопротивление КЛ-10кВ, отходящей от ТП-2 к РУ-0,4кВ цеха-12, приведенное к 0,4кВ:

Ом


Сопротивление КЛ-10кВ, отходящей от ГПП к цеху 7, приведенное к 10кВ:

Ом

Сопротивление КЛ-10кВ, отходящей от ГПП к цеху 8, приведенное к 10кВ:

Ом

9.2 Расчет токов кз в сети 10 кВ

Расчет токов КЗ выполняем в именованных единицах, А:

,(75)

где Zk∑ – суммарное сопротивление до точки к.з., Ом;

EС – напряжение системы, кВ.

Сложим параллельно ветви системы и СД, Ом:

;(76)

Ом.

;(77)

кВ.

кА.


Постоянная времени, с:

;(78)

с.

Ударный коэффициент:

;(79)

.

Ударный ток к.з. в точке К1, кА:

;(80)

кА.

Суммарное сопротивление до точки К2, приведенное к 10 кВ, Ом:

;(81)

Ом.

кА.


9.3 Расчет токов КЗ в сети 0,4кВ цеха

Расчет токов КЗ производим в именованных единицах. При этом параметры схемы замещения приводим к ступени напряжения сети, на которой находится расчетная точка КЗ, а активные и индуктивные сопротивления всех элементов выражаем в мОм. При этом коэффициенты трансформации всех трансформаторов принимают равными отношению средних номинальных напряжений сетей, которые связывают эти трансформаторы.

Результирующие активное и индуктивное сопротивления короткозамкнутой цепи до точки К3 (на шинах РУ-0,4кВ цеха №12), Ом:

,(82)

где Rдоб – добавочное сопротивление контактов, Rдоб = 15 мОм для РУ-0,4кВ;

кА.

Постоянная времени, по (65):

с.

Ударный коэффициент, по (66):


.

Ударный ток КЗ в точке К2, по (67):

кА.


10. ПРОВЕРКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ ПО УСЛОВИЯМ КЗ

10.1 Проверка выключателей ВВ/TEL-10/600-12,5/31,5

а) При проверке коммутационной (отключающей) способности учитывается изменение периодической и апериодической составляющих тока КЗ за расчетное время отключения выключателя tоткл. В первую очередь производится проверка на отключение периодической составляющей, кА:

(83)

где Iоткл.ном – номинальный ток отключения, кА , Iоткл.ном=12,5.

6,31612,5.

б) Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей. При этом она не должна превышать своего номинального значения iа.ном, кА:

;(84)

16,4931,5.

в) Условие проверки на термическую стойкость зависит от соотношения между расчетной продолжительностью КЗ tоткл = 0,08 с (время срабатывания токовой отсечки) и предельно допустимым временем tтерм = 4с воздействия нормированного тока термической стойкости Iтерм = 31,5 кА на выключатель. Т.к. tоткл < tтерм, то условие проверки имеет вид, А2с:

;(85)

3970 > 3,19.


10.2 Проверка КЛ на термическую стойкость

Данная проверка сводится к выполнению условия, мм2:

(86)

где Fmin – минимальная площадь у выбранных кабелей, 25 мм2;

FminКЗ – минимальная площадь сечения, допустимая по условию термической стойкости, мм2;

(87)

гдест = 85 А∙с1/2/мм2 – коэффициент для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией;

мм2.

25 21,02

Вывод минимальное сечение КЛ – 25мм2.


СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.  Некрасов И.С. Электроснабжение промышленных предприятий. Методические указания и задания к курсовому проектированию [Текст]/И.С. Некрасов, Г.А. Шепель– Архангельск: РИО АЛТИ, 2006. -80с.

2.  Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования [Текст]/ Б.Н. Неклепаев , И.П. Крючков– М.:Энергоатомиздат, 1989.-608 с.

3.  Волков В.М. Электроснабжение промышленных предприятий. Методические указания к курсовому и дипломному проектированию [Текст]/ В.М. Волков- Архангельск: РИО АЛТИ, 2005- 44с.

4.  «Справочник по электроснабжению и электрооборудованию» Под ред. Федорова А.А. [Текст] – М.: Энергоатомиздат, 1986. Т1 – 568 с.: ил.; 1987. Т2 – 592 с.; ил.

5.  Бушуева О.А., Рыжков О.И. «Компенсация реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предпрятий» Методические указания для самостоятельной работы студентов. [Текст] – Иваново, 2005. – 26с.

6.  Федоров А.А., Старкова Л.Е. «Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий»: Учебное пособие для вузов. [Текст] – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 368с. И1.

7.  Коновалова Л. Л. Электроснабжение промышленных предприятий и установок [Текст]/ Л. Л. Коновалова, Л.Д. Рожкова- М.: Энергоатомиздат, 1989.- 528с.


Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7


© 2010 Реферат Live