Главная / Образцы дипломных работ

Расчет мощности освещения подразделений и территории

Внимание: Акция! Курсовая работа, Реферат или Отчет по практике за 10 рублей!
Только в текущем месяце у Вас есть шанс получить курсовую работу, реферат или отчет по практике за 10 рублей по вашим требованиям и методичке!
Все, что необходимо - это закрепить заявку (внести аванс) за консультацию по написанию предстоящей дипломной работе, ВКР или магистерской диссертации.
Нет ничего страшного, если дипломная работа, магистерская диссертация или диплом ВКР будет защищаться не в этом году.
Вы можете оформить заявку в рамках акции уже сегодня и как только получите задание на дипломную работу, сообщить нам об этом. Оплаченная сумма будет заморожена на необходимый вам период.
В бланке заказа в поле "Дополнительная информация" следует указать "Курсовая, реферат или отчет за 10 рублей"
Не упустите шанс сэкономить несколько тысяч рублей!
Подробности у специалистов нашей компании.

Код работы:	W008657
Тема:	Расчет мощности освещения подразделений и территории

Содержание

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………………

1. РАСЧЕТНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ ПОДРАЗДЕЛЕНИЙ И

ПРЕДПРИЯТИЯ…………………………………………………………………………

1.1. Характеристика предприятия…………………………………………………...

1.2. Расчет силовых электрических нагрузок потребителей

напряжением 0,4 кВ по коэффициенту спроса……………………………………..

1.3. Расчет мощности освещения подразделений и территории…………………..

1.4. Расчёт суммарной электрической нагрузки потребителей классом

напряжения 0,4 кВ……………………………………………………………………

1.5. Расчёт суммарной электрической нагрузки потребителей

класса напряжения выше 1 кВ……………………………………………………….

1.6. Расчёт электрической нагрузки системы электроснабжения…………………

1.7. Выбор номинального напряжения сети внешнего ЭС………………………...

1.8. Расчётная электрическая нагрузка трансформаторов ГПП…………………...

1.9. Выбор сечения проводов питающей воздушной линии……………………….

2. РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ НА ШИНАХ 10 КВ ГПП……………………………………..

2.1. Ток КЗ от энергосистемы………………………………………………………..

2.2. Ток кз на шинах 10 кВ ГПП от АД высокого напряжения……………………

2.3. Суммарный ток КЗ на секции шин 10 кВ ГПП………………………………...

3. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ (ТП) 10/0,4 КВ И

РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА 0,4КВ…………………………………….

3.1. Определение расчетного числа трансформаторов 10/0,4 кВ

при нормируемом значении tgтнорм…………………………………………………

3.2. Размещение ТП 10/0,4 кВ………………………………………………………..

3.3. Определение фактических нагрузок потребителей электроэнергии, питающихся от трансформаторов 10/0,4 кВ, без установки ККУ-0,4 кВ………………..

3.4. Число РУ-0,4 кВ и их размещение в подразделениях…………………………

3.5. Определение мощности ККУ- 0,4 кВ. Уточнение фактической загрузки

трансформаторов после установки ККУ-0,4 кВ……………………………………

3.6. Определение расчётной электрической нагрузки трансформаторов 10/0,4кВ на стороне высшего напряжения при учете стандартных реактивных

мощностей ККУ-0,4 кВ………………………………………………………………

4. КАБЕЛИ И КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ………………………………………………….

4.1. Топологическая схема КЛ 10 кВ………………………………………………..

4.2. Расчётная электрическая нагрузка кабельных линий напряжением

10 кВ и выбор их сечения…………………………………………………………….

4.3. Проверка выбранного сечения кабелей 10 кВ по нагреву токами

нормального и послеаварийного режима и потерям напряжения………………...

4.4. Потери активной мощности в кабелях 10 кВ…………………………………..

4.5. Выбор вида схемы кабельных линий напряжения 0,4 кВ

и трасс их прокладки…………………………………………………………………

4.6. Расчетные нагрузки и длины кабелей 0,4 кВ…………………………………..

4.7. Выбор марки и сечения жил кабелей 0,4 кВ по экономической

целесообразности и допустимым потерям напряжения……………………………

4.8. Проверка выбранного сечения кабеля 0,4 кВ по условию нагрева

в нормальном режиме………………………………………………………………...

4.9. Проверка выбранного сечения кабелей 0,4 кВ по

условию нагрева в послеаварийном режиме………………………………………..

4.10. Потери активной мощности в КЛ 0,4 кВ……………………………………...

5. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ККУ 10 КВ………………………..

5.1. Определение мощности и расположения ККУ-10 кВ…………………………

5.2. Выбор выключателей 10 кВ на ГПП……………………………………………

5.3. Выбор электрических аппаратов 10 кВ на ТП 10/0,4 кВ……………………...

6. ЗАЩИТА СИСТЕМЫ ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

ОТ ГРОЗОВЫХ И КОММУТАЦИОННЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ………………….

7. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ……………………………………...

7.1. Охрана труда при эксплуатации электрооборудования системы

электроснабжения комбината………………………………………………………..

7.1.1 требования к персоналу……………………………………………………..

7.1.2. Охрана труда при производстве работ от техническому обслуживанию

и ремонту электрооборудования в СЭС комбината……………………………..

7.1.3. Организационные мероприятия обеспечивающие безопасное

производства работ в действующих электроустановках………………………..

7.1.4. Технические мероприятия обеспечивающие безопасное

производство работ в действующих электроустановках………………………..

8. ГОДОВЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ……..

8.1. Годовые потери активной электроэнергии в трансформаторах………………

8.2. Годовые потери активной ЭЭ в КЛ…………………………………………….

8.3. Годовые потери активной ЭЭ в конденсаторах ККУ…………………………

9. ДИСКОНТИРОВАННЫЕ ЗАТРАТЫ ПО КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЯМ

НА ЭЛЕМЕНТЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ КОМБИНАТА………………………….

9.1. Общие положения………………………………………………………………..

9.2. Дисконтированные затраты по капиталовложениям

на трансформаторы 10/0,4 кВ………………………………………………………..

9.3. Дисконтированные затраты по капиталовложениям на кабели………………

9.4. Дисконтированные затраты на ККУ……………………………………………

9.5. Дисконтированные затраты на электрические аппараты и КРУ 10 кВ………

10. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ КОМБИНАТА 10/0,4 КВ…………………….

10.1. Суммарные дисконтированные затраты………………………………………

10.2. Технико-экономические показатели СЭС 10/0,4 кВ…………………………

ВЫВОД…………………………………………………………………………………...

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ……………………………………………………………….

ПРИЛОЖЕНИЕ 1………………………………………………………………………..

ВВЕДЕНИЕ

Основой построения современного общества является продовольственная безопасность. От количества и качества продукции сельского хозяйства, животноводства, растениеводства зависят здоровье и состояние человека.

Переработка мясной продукции является завершающим этапом в технологическом процессе переработки мяса. Правильная организация технологического процесса переработки позволяет выпускать качественную продукцию по обоснованной цене.

В процессе решения своей работы выполнено внутреннее электроснабжение мясокомбината с полным циклом производства. В работе особое внимание уделено надежности системы электроснабжения с учетом категории потребителя. Проведены расчет и выбор электротехнического оборудования. Выполнен расчет токов короткого замыкания. Так же проработаны экономические вопросы и вопросы охраны труда при эксплуатации электротехнологического оборудования системы электроснабжения комбината.

Для обеспечения дополнительной надежности работы элементов системы электроснабжения разработаны мероприятия по защите сетей от грозовых и коммутационных перенапряжений.

1. РАСЧЕТНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ ПОДРАЗДЕЛЕНИЙ И

ПРЕДПРИЯТИЯ

1.1. Характеристика предприятия

Мясокомбинат территориально расположен в Брянской области. Средне январская температура в регионе Tянв = – 8 °С, ветровой район I, район по гололеду I.

Ближайшая подстанция располагается на удалении 12 км от предприятия. Номинальные напряжения на подстанции 220;110;35кВ, мощность системы составляет 1000 МВА.

Предприятие имеет в своем составе 17 зданий, в одном из которых установлены потребители номинальным напряжением 10 кВ (асинхронные двигатели).

Исходными данными для расчета системы электроснабжения комбината являются таблицы 1.1, 1.2, 1.3. Генеральный план представлен на рисунке 1.

Таблица 1.1.

Сведения о питающей энергосистеме.

Название параметра

Обозначение

Ед. изм.

Значение

Расстояние от подстанции энергосистемы до комбината

км

Номинальные напряжения питающей энергосистемы

кВ

220;110;35

Мощность системы

МВА

1000

Реактивное сопротивление системы на стороне 35 кВ, отнесенное к мощности системы

отн.ед.

0,5

Стоимость электроэнергии

Сэ

руб/кВт.ч

3,4

Таблица 1.2.

Спецификация зданий на территории завода электрической нагрузкой до 1кВ и выше, и их характеристики

№ подразделения, n

Название подразделения

Установленная мощность Pустn, кВт

Коэффициент спроса,

kсn

Характеристики окружающей среды

Категория надежности

Площадь,

м2

Колбасный завод

3000

0,5

нормальная

7720

Упаковка

370

0,6

пожароопасная

950

Холодильник №1

420

0,6

нормальная

5904

Завод первичной переработки

1920

0,5

нормальная

1640

Хлев

107

0,8

пожароопасная

2160

Завод технических фабрикатов

1010

0,45

нормальная

III

1680

Завод сыворотки

370

0,55

нормальная

1600

Цех холодильных вакуумных установок

2860

0,45

нормальная

1000

Конденсатная

360

0,4

нормальная

III

663

Институт

480

0,6

нормальная

III

4400

Машиносчетная станция

245

0,6

нормальная

1800

Заводоуправление

0,8

нормальная

III

1280

Холодильник №2

510

0,6

нормальная

2400

Ремонтно- механический цех

460

0,5

нормальная

III

2400

Теплоцех

1210

0,45

нормальная

800

Ремонтно-строительные бригады

200

0,4

нормальная

III

1200

Прачечная

100

0,7

нормальная

III

600

Территория

132000

Таблица 1.3

Электрические нагрузки выше 1 кВ

№

подразделений

электроприемники

Установленная мощность

Pустn, кВт

Коэффициенты

использования kиn

мощности

cos?n

4 АД-10 кВ

(по технологии 2 рабочих, 2 в резерве)

4х750

0,6

0,8

Питание от

подстанции

системы

Питание от

подстанции

системы

Рис. 1. Генеральный план предприятия

1.2. Расчет силовых электрических нагрузок потребителей напряжением 0,4кВ по коэффициенту спроса

Расчет активной, реактивной и полной мощностей для подразделения №1 [15]:

Pном1 = 3000 кВт; примем: Kc1 = 0,5, cos?1 = 0,7, tg?1 = 1,02;

P1 = Kc1·Pном1 = 0,5·3000 = 1500 кВт; (1.1)

где Pном1 – установленная активная мощность подразделения №1, Kc1-коэффициент спроса для подразделения №1

Значения коэффициентов спроса и реактивной мощности подразделения определены по [15] и сведены в таблицу П 1.1.

Q1 = P1·tg?1 = 1500·1,02 = 1530 квар; (1.2)

S1 = = = 2143 кВА. (1.3)

Расчет для остальных подразделений аналогичен. Результаты расчёта сведены в таблице П 1.5.

Суммарная номинальная (установленная) мощность потребителей комбината:

?Pном.n = 13672 кВт.

Суммарные расчетные активная, реактивная и полная мощности силовой нагрузки предприятия:

PС =?Pn = 6816 кВт; QС =?Qn = 7340 квар; (1.4)

SС = = = 10052 кВА. (1.5)

1.3. Расчет мощности освещения подразделений и территории

Расчет для подразделения № 1 [15]:

F1 = 7720 м2 ; Kc.ос.1 = 0,95, pуд.ос.1 = 9 Вт/м2 ;

Номинальная активная мощность осветительных приемников:

Pном.ос.1 = pуд.ос.1·F1 =9·7720 = 70 кВт, (1.6)

где pуд.ос.1 - удельная мощность освещения (табл. П 1.2); F1 площадь пола подразделения, определяемая по генплану.

Активная расчетная мощность осветительных приемников подразделения:

Pос.1 = Kc.ос.1· Pном.ос.1 = 0,95· 70 = 67 кВт, (1.7)

где Kс.ос.1 - коэффициент спроса осветительной нагрузки (табл. П 1.3) [4].

Реактивная мощность освещения [10]:

Qос.1= с.ос.1г Pном.1 tgос.1. = 0,75·Pос.1·tg?ос = 0,75·67·0,33 = 17 квар, (1.8)

где г – коэффициент использования газоразрядных ламп, tgг =0,33 - коэффициент реактивной мощности для газоразрядных ламп.

Полная мощность освещения:

Sос.1 = = = 69 кВА. (1.9)

Расчет для остальных подразделений аналогичен. Результаты сведены в таблицу П 1.4 Приложения 1

Суммарная номинальная мощность осветительных приемников:

?Pном.ос.n = 357 кВт.

Суммарные расчетные активная, реактивная и полная мощности осветительной нагрузки подразделений:

?Pос.n = 303 кВт; ?Qос.n =74 квар;

?Sос.n = = = 312 кВА. (1.10)

Расчетная мощность осветительной нагрузки территории [4]:

Активная расчетная мощность освещения территории:

Pос.т= Kс.ос.т pуд.ос.т Fт = 0,5·0,12·93803 = 6 кВт, (1.11)

где pуд.ос.т -удельная нагрузка, Kс.ос.т - коэффициент спроса [8], Fт площадь территории, не занятая подразделениями.

Реактивная расчетная мощность освещения территории:

Qос.т = 0,75·Pос.т·tg?ос = 0,75·6·0,33 = 1 квар. (1.12)

Полная мощность освещения территории:

Sос.т = = = 6 кВА, (1.13)

где Kс.О.Т = 0,5 и pуд.О.Т = 0,12 Вт/м2; Fn площадь пола.

Fт = Fт.об – Fп.об = 132000 - 38197 = 93803 м2 ; (1.14)

Fт.об = 132000 м 2 - общая площадь территории;

F п.об = 38197 м 2 - общая площадь зданий.

Суммарные расчетные активная, реактивная и полная мощности осветительной нагрузки:

Pос? = ?Pос.n + Pос.т = 303 + 6 = 309 кВт; (1.15)

Qос? =?Qос.n + Qос.т = 74 + 1 = 85 квар; (1.16)

Sос? = = = 320 кВА. (1.17)

1.4. Расчёт суммарной электрической нагрузки потребителей

классом напряжения 0,4 кВ

PН = Pn + Pос.т = 7119 + 6 = 7125 кВт; [4]. (1.18)

QН = (QСn+ Qос.n) + Qос.т = Qn + Qос.т = 7414 + 1 = 7415 квар; [4]. (1.19)

SН= = = 10283 кВА; (1.20)

tgН = QН / PН = 7415 /7125 = 1,04. (1.21)

1.5. Расчёт суммарной электрической нагрузки потребителей

классом напряжения выше 1 кВ

В состав цеха №8 входят четыре АД с номинальными параметрами:

pномАД = 750 кВт каждый, kиАД = 0,6, cos?АД=0,8, tg?АД = 0,75.

Суммарная номинальная мощность нагрузки:

?PномВ = 4·750= 3000 кВт.

Расчетные активные, реактивные и полные мощности АД [15]:

PВ =2 kиАД·pномАД = 4· 0,6·750 = 1800 кВт; (1.22)

QВ = 2kиАД·pномАД tg?АД = 4· 0,6·750·0,75 = 1350 квар; (1.23)

SВ = = = 2250 кВА. (1.24)

где: kиАД–коэффициент использования АД; pномАД – активная установленная мощность АД

1.6. Расчёт электрической нагрузки системы электроснабжения

Расчетные полная, активная и реактивная мощности SП, PП, QП, отнесенные к шинам вторичного напряжения главной понизительной подстанции (ГПП) [15]:

PП =( PС + PВ) Kо.мах + Pос +P; (1.25)

QП =( QС + QВ) + Qос +Q; (1.26)

SП = . (1.27)

где Kо.мах - коэффициент одновременности максимумов силовой нагрузки: PС, PВ, QС, QВ – силовые нагрузки; Pос, Qос – нагрузки освещения; P, Q потери мощности в трансформаторах ТП и сетях напряжением до 1 кВ P=0,03·SН; Q=0,1·SН [21].

P = 0,03·10283 = 308 кВт; Q = 0,1·10283 = 1028 квар.

Суммарная номинальная мощность всех ЭП:

?PномП = ?PномCn + ?Pном.ос.n +?PномВ = 13672 +357+3000 = 17029 кВт. (1.28)

Коэффициент использования суммарной нагрузки предприятия

Kи? =?PПр / ?PномП =9233/17029=0,54. (1.29)

?PПр – суммарная расчетная мощность всех ЭП комбината.

Тогда коэффициент одновременности максимумов Kо.мах=0,95 [8].

PП = (PС+PВ) Kо.мах+ Pос+P = (6816 + 1800)·0,95 + 309 + 308 = 8371 кВт;

QП = QС+QВ + Qос+Q = 7340 + 1350 + 74 + 1028 = 9792 квар;

SП = = = 12882 кВА.

Коэффициент реактивной мощности суммарной нагрузки:

tg?П = = = 1,17.

1.7. Выбор номинального напряжения сети внешнего ЭС

При выборе номинального напряжения сети необходимо ориентироваться на экономически целесообразные диапазоны передаваемых мощностей по одной цепи линии, средние длины линий и среднюю дальность электропередачи для разных классов напряжения [12]. В табл. П 1.6 приведены значения номинальных напряжений Uном.сист в зависимости от передаваемой мощности P и дальности передачи L. [12]

Предприятие получает питание от одной главной понижающей подстанции (ГПП), связанной с энергосистемой двухцепной ВЛ.

Активная мощность, передаваемая по одной цепи питающей линии [12]:

P1л = 0,5·PП = 0,5·8371 = 4186 кВт = 4,2 МВт. (1.30)

Расстояние от подстанции энергосистемы до предприятия: L = 12 км.

Выбираем номинальное напряжение сети внешнего электроснабжения Uном.сист = 35 кВ.

1.8. Расчётная электрическая нагрузка трансформаторов ГПП

Расчетная полная нагрузка источника питания (ИП) [15]:

SИП= = PП = PП = 1,077 PП (1.31)

где QС – нормируемое значение реактивной мощности, поступающей от энергосистемы в период максимума нагрузки:

QС = PП tg?сист= PП 0,4. (1.32)

Максимальные значения коэффициента реактивной мощности, tg?сист =0,4 [12].

Расчет электрической нагрузки трансформаторов ГПП [15]:

PИП = PП = 8371 кВт;

QС =8371·0,4 = 3348квар;

SИП=1,077·8371 = 9016 кВА.

Исходя из расчетов и учета категорий надежности электроснабжения, выбираю двух трансформаторную подстанцию. При выборе учитываю прегрузочную способность трансформатора [12].

Коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов ГПП в послеаварийном режиме принимается Kав = 1,4. Тогда расчетная мощность трансформатора [15]:

Sт.расч = = = 6440 кВА. (1.33)

Номинальная мощность трансформаторов Sном.т.ГПП ?Sт.расч.

Выбираем двухобмоточные трансформаторы ТMН-10000/35, каталожные данные которых приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4.

Каталожные данные трансформатора ТМН-10000/35

Тип

трансформатора

Напряжение

КЗ uк,%

Потери активной мощности

Ток ХХ

Iх, %

КЗ

?Pк, кВт

ХХ

?Pх, кВт

ТМН-10000/35

7,5

14,5

0,8

Место установки ГПП выбрано из условий балансовой принадлежности и акта эксплуатационной ответственности комбината, а также исходя из определения центра электрической нагрузки предприятия [8]. ГПП размещено на границе предприятия со стороны подвода питающих ВЛ. На ГПП установлены два трансформатора ТMН-10000/35.

Потери активной и реактивной мощностей в каждом трансформаторе ГПП в максимум нагрузки:

Коэффициент загрузки трансформатора ГПП в максимум нагрузки [15]:

Kз.т.= = = 0,45.

Потери активной мощности в трансформаторе [15]:

?PТ.гпп = ?Pх +?Pкз· Kз.т2 = 14,5 + 65·0,452= 28 кВт; (1.34)

?QТ.гпп = Sном.Т.гпп · = 10000 = 232 квар. (1.35)

где: Kз.т – фактический коэффициент загрузки трансформатора ГПП, ?Pх, ?Pкз – потери активной мощности холостого хода и короткого замыкания трансформатора Ix – ток холостого хода в процентах от номинального тока трансформатора; uкз – напряжение КЗ в процентах, %.

Модуль потерь мощности в одном трансформаторе [15]:

?SТ.гпп== = 234. (1.36)

1.9. Выбор сечения проводов питающей воздушной линии

Полная мощность, протекающая по питающей воздушной линии в нормальном режиме работы рассчитывается [17]:

SЛЭП = . (1.37)

SЛЭП = = 9247 кВА.

Ток, протекающий по каждой цепи питающей ЛЭП в нормальном режиме [20]:

IЛЭП = = =76,4 А. (1.38)

где nц – число цепей ЛЭП.

Примем, что рассчитанный ток IЛЭП соответствует своему значению на пятый год эксплуатации линии (IЛЭП(5) = IЛЭП).

Расчетный ток одной цепи питающей линии, по которому определяется сечение ее проводов [8]:

Iрасч = IЛЭП(5)·?i ·?t = 76,4·1,05·1 = 80,22 А. (1.39)

где ?i ? коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии; для линий 35кВ ?i=1,05; ?t =1,0

Предприятие имеет двухсменный режим работы с длительностью смен 8 ч. Годовое число часов использования максимальной нагрузки: Тнб = 3600 ч.

Экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов при Тнб = 3600 ч: jэк = 0,9 А/мм2 [12].

Экономически целесообразное сечение проводов питающей линии [8]:

Fэк = = = 89,1 мм2. (1.40)

Экономически целесообразное стандартное сечение проводов питающей ВЛ.

FЛЭП =95 мм2.

Проверка выбранного сечения по условиям технических ограничений:

1. Ограничение по механической прочности [12]:

Минимально допустимое сечение сталеалюминевых проводов для ВЛ, сооружаемой на двухцепных опорах, по условиям механической прочности: Fмех = 120/19.

Следовательно, выбранное сечение проводов питающей ВЛ не проходит проверку по условиям механической прочности. Примем сечение проводов равным минимально допустимому значению по условиям механической прочности [12]:

FЛЭП = Fмех = 120/19 мм2.

Следовательно, выбираем сечение проводов питающей воздушной линии:

FЛЭП = 120/19 мм2. Активное r0 = 0,244 Ом/км, реактивное x0 = 0, 414 Ом/км.

2. РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ НА ШИНАХ 10 КВ ГПП

2.1. Ток КЗ от энергосистемы

Мощность энергосистемы: Sсист = 1000 МВА.

Реактивное сопротивление системы на стороне 35 кВ, отнесенное к ее мощности: хс(ном) = 0,5. Для расчета токов КЗ примем базисное напряжение: Uб=10,5 кВ.

Реактивное сопротивление системы, приведенное к базисному напряжению [5]:

Xсист = = = 0,055 Ом. (1.1)

Сопротивления одной цепи питающей ВЛ, приведенные к базисному напряжению [18]:

XЛЭП = x0?L?= 0,414·12 = 0,4 Ом; (2.2)

RЛЭП = r0?L?=0,244·12=0,236 Ом. (2.3)

Сопротивления трансформатора ГПП, приведенные к базисному напряжению [18]:

Xт.ГПП = = = 0,8269 Ом; (2.4)

Rт.ГПП = = 10,52 = 0,0717 Ом. (2.5)

Эквивалентные результирующие сопротивления цепи при КЗ на шинах вторичного напряжения ГПП [18]:

Xэкв = Xcист + XЛЭП + Xт.ГПП =0,055 + 0,4 + 0,8269 = 1,2819 Ом; (2.6)

Rэкв = RЛЭП + Rт.ГПП = 0,236 + 0,0717 = 0,3077 Ом; (2.7)

Zэкв = = = 1,318 Ом. (2.8)

Действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ:

Iп.сист(3) = = = 4617 А. (2.9)

Значение ударного тока трехфазного КЗ от энергосистемы [18]:

iуд.сист = ·Куд·Iп.сист(3) = ·1,482·4617 = 9677 А, (2.10)

Куд = 1 + e-0,01/Та = 1 + e-0,01/0,0133 = 1,482; (2.11)

Та = = = 0,0133 с. (2.12)

где Куд – ударный коэффициент; Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей ТКЗ; Хэкв, Rэкв – эквивалентные индуктивное и активное сопротивления цепи при КЗ на шинах вторичного напряжения ГПП; ? – угловая скорость электромагнитного поля: ? = 2·?·f.= 2?3,14?50 = 314.

2.2. Ток КЗ на шинах 10 кВ ГПП от АД высокого напряжения

На предприятии установлены 4 асинхронных двигателя 10 кВ. К секции шин 10 кВ ГПП, на которой произошло КЗ, подключена половина АД, при этом один из них находится в резерве. Следовательно, на ток КЗ на одной секции шин ГПП оказывает влияние только один из АД.

Номинальный ток АД [18]:

IномАД = = = 57,04 А. (2.13)

Пусковой ток АД [18]:

IпускАД = 5,5·IномАД. (2.14)

Сверхпереходная ЭДС Е"(ном) = 0,9.

Сверхпереходное сопротивление АД [5]:

X"(ном) = = = 0,18. (2.15)

Действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ от АД на шинах вторичного напряжения ГПП АД [18]:

Iп.сист.АД(3) = = = 285 А. (2.16)

При отсутствии исходных данных можно принимать Е"=0,9 [5]; Iном.АД – номинальный ток АД.

Значение ударного тока трехфазного КЗ от АД [18]:

iуд.АД = ·Куд·Iп.сист.АД(3) = ·1,56·285 = 629 А. (2.17)

При xвн* < (0,1…0,2) x*" внешнее сопротивление можно не учитывать [12]. Значения kу.д для АД берутся из табл. П-1.7 [12].

2.3. Суммарный ток КЗ на секции шин 10 кВ ГПП

Суммарное действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ на СШ 10 кВ ГПП [18]:

Iп?(3) = Iп.сист(3) + Iп.АД(3) = 4617 + 285 = 4902 А. (2.18)

Суммарное значение ударного тока трехфазного КЗ на СШ 10 кВ ГПП [18]:

iуд = iуд.сист + iуд.АД = 9677 + 629 = 10306 А. (2.19)

3. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ (ТП) 10/0,4 кВ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА (РУ) 0,4кВ

3.1. Определение расчетного числа трансформаторов 10/0,4 кВ при нормируемом значении tgТнорм

В табл. 3.1 даны номинальные ток и мощность аппаратов для отходящих от ТП линий напряжением до 1 кВ, то есть максимально возможные параметры нагрузки присоединения [15].

Таблица 3.1

Iном.ап, А

100

160

200

250

400

630

1000

1600

2500

Sном.ап, кВА

115

144

180

288

454

720

1152

1800

В табл. 3.2 приведены минимальные габариты размещения КТП в длину. Ширина для всех КТП не менее 4,3 м [15].

Таблица3.2

Минимальные габариты размещения КТП в длину

Вид КТП

Однотрансформаторные

Двухтрансформаторные

Sт.ном, кВА

до 1000 кВА

1600… 2500 кВА

до 1000 кВА

1600 кВА

Длина КТП, м

7…8 м

8…9 м

12…13 м

16,5 м

Для маслонаполненных трансформаторов, установленных открыто и работающих с коэффициентом начальной нагрузки Kз.т < 0,93, допускается перегрузка на 40 % сверх номинального тока не более 5 суток на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более 6 ч в сутки [12].

Суммарная расчетная электрическая нагрузка трансформаторов при условии соблюдения нормируемого значения tgТнорм [15]:

SТ?расч= PН . =PН =1,06PН = 1,06?7119=7546,14 кВА. (3.1)

Расчетное число трансформаторов 10/0,4 кВ для питания потребителей до 1 кВ при Sном.т = 1000 кВА и коэффициенте загрузки Kз.т =0,7[12]:

Nт.расч= = = 10,8. (3.2)

Полученное расчетное число трансформаторов округляется до ближайшего б?льшего целого числа [12]:

Nт ? Nт.расч.

В СЭС предприятия устанавливаются NТ = 11 > 10,8 масляных трансформаторов типа ТМ-1000/10 [21]. Все ТП – однотрансформаторные, значит, число ТП равно числу трансформаторов NТП = 11.

Расчетная электрическая нагрузка 0,4 кВ подразделений при условии соблюдения нормируемого значения tgТнорм [21]:

Snрасч= PНn =1,06 PНn. (3.3)

Расчетное число трансформаторов для подразделения №1 с активной нагрузкой PНn = 1567 кВт [21]:

NТ1расч = = =2,37.

Расчет для остальных подразделений аналогичен. Результаты расчетов сведены в таблице П 1.8.

3.2. Размещение ТП 10/0,4 кВ

Выбираем пристроенное ТП 10/0,4кВ к зданиям комбината [21].

Выбранный тип трансформаторов – ТМ-1000-10/0,4 кВ.

Территория предприятия разделяется на 7 частей (зон) (табл. 3.3) по числу подразделений с наибольшими значениями NТnрасч (табл. П 1.8). На первом этапе размещаем ТП в этих подразделениях с числом ТП NТn (табл. 3.3) – всего ?NТn=11 однотрансформаторных ТП. В остальных подразделениях ТП не размещаются [15].

Таблица 3.3

Расчетное NТnрасч и NТn фактическое число трансформаторов подразделений с наибольшими значениями NТnрасч

№ подразделений

NТnрасч

NТn

Зона

№ подразделений

NТnрасч

NТn

Зона

2,37

0,52

1,47

0,47

0,7

0,83

1,96

?NТn

От ТП-1.1, ТП-1.2, ТП-1.3, размещенных в подразделении № 1, должны также получать питание подразделение № 3 и подразделение № 11, тогда суммарное расчетное число трансформаторов для этой зоны (табл. П 1.9).

?NТ1расч= 2,37+0,41+0,26=3,04; фактическое число трансформаторов ?NТn=3.

Остальные зоны нагрузок, кроме зоны 5 (табл. 3.3), сформированы аналогично зоне 1. Зона 5 включает в себя подразделения 9, 13, 10 с суммарным числом трансформаторов ?NТnрасч= 0,23+0,47+0,52=1,22. При размещении ТП возле подразделения №10 длина КЛ 0,4 кВ до подразделения №13 превышает 100 м, что нежелательно [12]. Поэтому принимаем вариант с размещением ТП возле подразделения №9, расположенной близко к центру нагрузок этой зоны.

В таблице П 1.9 представлены значения расчетного NТnрасч и фактического NТn числа трансформаторов по зонам при условии соблюдения нормируемого значения tgТнорм=0,35 [23].

3.3. Определение фактических нагрузок потребителей электроэнергии, питающихся от трансформаторов 10/0,4 кВ, без установки ККУ-0,4 кВ

В таблицу П 1.10 сведены значения расчетных активных РТni и реактивных QТni нагрузок i-го трансформатора без установки ККУ-0,4 кВ [21]:

РТni = ?Рni; QТni = ?Qni, (3.4)

где Рni, Qni – активные и реактивные нагрузки потребителей, получающих питание от i-го трансформатора.

3.4. Число РУ-0,4 кВ, и их размещение в подразделениях

Основное количество КЛ (кабельных линий) напряжения 0,4 кВ имеют воздушную прокладку.

При расчетах принимаем, что мощность нагрузки питающих РУ-0,4 кВ кабельных линий Sк.н.расч =150 кВА. То есть, сечение жилы кабеля с БПИ F=185 мм2, а кабеля СПЭ F=120 мм2 [21]. При этом следует также учитывать, что максимальная мощность, которая может протекать по питающей КЛ Sк.н.макс =180 кВА (табл. П 1.11) [17].

Расчетное число РУ-0,4 кВ для каждого подразделения [21]:

NРУnрасч = . (3.5)

Фактическое число РУ NРУn для каждого подразделения равно округленному до целого значения NРУn, при котором мощность, протекающая по питающим кабельным линиям, не превышает 180 кВА [15].

Расчет для подразделения №1 (табл. П 1.5):

PНn =1567 кВт; QНn =1547 квар; SНn = 2202 кВА.

Расчетное число РУ: NРУ1расч. = 2202/150 = 14,68.

Фактическое число РУ: NРУ1 = 15.

Фактическая мощность нагрузки потребителей, подключенных к РУ:

Pнагр.РУ1= =105 кВт; Qнагр.РУ1= =104 квар; Sнагр.РУ1= = 147кВА.

Расчет для остальных подразделений аналогичен. Результаты расчёта сведены в таблицу П 1.12.

3.5. Определение мощности ККУ- 0,4 кВ. Уточнение фактической загрузки трансформаторов после установки ККУ-0,4 кВ

В таблицу П 1.13 сведены значения коэффициента реактивной мощности потребителей трансформаторов:

tgТni= , (3.6)

где реактивная и активная мощности определены без учета потерь мощности в сети и конденсаторах до 1 кВ, то есть активная нагрузка на низком напряжении зажимов трансформатора PТнi = PТni.

Значения коэффициента реактивной мощности потребителей трансформаторов tgТni = 0,79…1,31, то есть tgТni больше нормируемого значения tgТнорм = 0,35 [13]. Необходимо установить компенсирующее устройство напряжением 0,4кВ.

Расчетная мощность батарей конденсаторов напряжением 0,4кВ [15]:

Qбкнiрасч = QТni - QТнорм= PТi (tgТni - tgТнорм)= PТi (tgТni – 0,35). (3.7)

где PТi, tgТni - активная мощность нагрузки и коэффициент реактивной мощности потребителей ЭЭ i-го трансформатора.

Рассчитанные по (3.7) значения сведены в таблицу П 1.13.

При установке ККУ-0,4 кВ стандартной мощности Qбкнi ? Qбкнiрасч реактивная и полная мощность нагрузки на стороне 0,4 кВ i-го трансформатора [15]:

QТнi = QТni - Qбкнi. (3.8)

SТнi = (3.9)

SТн1==717

Фактический коэффициент загрузки трансформатора в максимум нагрузки нормального режима [15]:

Kз.тi = SТнi /Sном.Тi . (3.10)

Kз.т1=717/1000=0,717

Значения фактического коэффициента загрузки трансформатора (табл. П 1.13) Kз.тi = 0,58…0,73, средний для всех трансформаторов Kз.т = 0,68, что соответствует принятым ранее условиям.

Значения коэффициента реактивной мощности нагрузки на стороне 0,4 кВ трансформаторов ТП не превышают рекомендуемых tgТрек = 0,35 [13].

Все ККУ-0,4 кВ типа КРМ 0,4 - регулируемые со ступенями регулирования 10…50 квар, число ступеней 7…20.

Суммарная мощность ККУ-0,4 кВ Qбкн? = ?Qбкнi = 5200 квар.

Потери активной мощности в конденсаторах определяются удельными потерями на единицу выработанной реактивной мощности. Для конденсаторов 0,4 кВ pуд.к.н=5 Вт/квар [13].

Суммарные потери активной мощности в ККУ-0,4 при максимальной нагрузке [13]:

?Pбк.н.?= pуд. бк.н Qбкн?= 5?5200= 26 кВт. (3.11)

3.6. Определение расчётной электрической нагрузки трансформаторов 10/0,4 кВ на стороне высшего напряжения при учете стандар.......................

Для получения полной версии работы нажмите на кнопку "Узнать цену"

Узнать цену

Каталог работ

Похожие работы: