Задание № 2 Тема. Электроснабжение химического завода. Исходные данные на проектирование: 1. Генеральный план завода – рис.2. 2. Сведения об электрических нагрузках завода – табл.2. 3. Питание возможно осуществить от подстанции энергосистемы, на которой установлены два трехобмоточных трансформатора мощностью 25000 ква каждый, с первичным напряжением 110 кВи вторичным – 35, 20, 10 и 6 кВ. 4. Мощность системы 600 Мва; реактивное сопротивление системы на стороне 110 кВ; отнесенное к мощности системы, 0,8. 5. Стоимость электроэнергии 9руб./кВт·ч. 6. Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 6,3км. Таблица 2. Ведомость электрических нагрузок завода. Установленная мощность цеха, кВт по вариантам Наименование цеха № 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Цех антрахиновых красителей 10 11 12 13 14 15 Цех полупродуктов №2 Выпускной цех Вспомогательный цех Бытовой корпус №4 Ремонтно-механический цех Компрессорная Компрессорная (6 кВ-СД) Цех тиурама 16 Бытовой корпус №1 Цех азокрасителей №2 Цех бромаминовой кислоты №1 Цех бромаминовой кислоты №2 Цех ацетонанила Бытовой корпус №2 Цех полупродуктов №1 Холодильная установка Холодильная установка (6 кВ) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 2 370 750 1000 630 1320 500 450 3180 1120 4420 625 2770 1090 350 800 2100 3640 1000 3 410 810 1090 660 1380 555 495 3245 1190 4480 695 2810 1190 400 850 2150 3690 1080 4 490 895 1110 720 1430 595 535 3296 1230 4500 720 2880 1210 465 930 2200 3720 1100 5 530 940 1182 770 1490 628 596 3315 1290 4580 785 2950 1295 520 980 2222 3796 1196 6 580 1020 1210 835 1530 720 635 3333 1310 4620 820 3010 1325 596 1020 2286 3810 1230 7 620 1130 1280 884 1590 795 710 3395 1395 4695 888 3120 1396 625 1130 2310 3895 1284 8 684 1180 1340 930 1630 825 795 3415 1410 4720 935 3185 1410 695 1196 2386 3415 1355 9 725 1210 1395 1020 1695 896 836 3485 1495 4795 1000 3200 1496 714 1235 2415 3500 1420 10 793 1275 1425 1090 1785 1030 925 3511 1516 4860 1140 3260 1520 796 1286 2500 3590 1487 11 1010 1325 1496 1125 1824 1095 996 3596 1596 4900 1200 3300 1590 825 1310 2550 3620 1510 Рис.2. 1. Общая характеристика промышленного предприятия и требования к электроснабжению потребителей Таблица 1. Классификация производственных помещений химического завода предприятия по степени бесперебойности № по плану 1 Наименование цеха Цех антрахиновых красителей Категория электропотребления Ⅱ Производственная среда Химически-агрессивная 2 Бытовой корпус №1 Ⅲ Нормальная 3 Цех азокрасителей №2 Ⅱ Химически-агрессивная 4 Цех бромаминовой кислоты №1 Ⅲ Химически-агрессивная 5 Цех бромаминовой кислоты №2 Ⅲ Химически-агрессивная 6 Цех ацетонанила Ⅱ Химически-агрессивная 7 Бытовой корпус №2 Ⅱ Нормальная 8 Цех полупродуктов №1 Холодильная установка Холодильная установка (6 кВ) Цех полупродуктов №2 Ⅱ Химически-агрессивная Ⅰ Влажная Ⅱ Химически-агрессивная Ⅱ Нормальная 9 10 11 Выпускной цех 12 Вспомогательный цех Ⅱ Нормальная 13 Бытовой корпус №4 Ⅱ Нормальная 14 Ремонтно-механический цех Компрессорная Компрессорная ( 6 кВ-СД) Цех тиурама Ⅲ Нормальная Ⅰ Взрывоопасная Ⅱ Химически-агрессивная 15 16 2. Определение расчётной мощности по заводу и отдельным цехам завода по установленной мощности и коэффициенту спроса Холодная установка Pp9 = kc9 * Pном9 = 0,6 *1190 = 714 кВт Qp9 = Pp9 * tgф9 = 714 * 0,75 = 535,5 кВАр Pно9 = F9 * Pудо9 = 1760,91 * 15 * 10^(-3) = 26,41 кВт Ppo9 = kco9 * Pно9 = 0,85 * 26,41 = 22,45 кВт 𝑃𝑝 ∑ 6 = 𝑃𝑝9 + 𝑃𝑝𝑜9 = 714 + 22,45 =736,45 кВт 𝑄𝑝 ∑ 6 = 𝑄𝑝9 = 535,5 кВАр 𝑆𝑝 ∑ 6 = √𝑃𝑝2∑ 9 + 𝑄𝑝2 ∑ 9 = √736,452 + 535,52 = 910,56 кВА Для нагрузки выше 1 кВ Pp9В = kc9 * Pном9В = 0,6 * 4480 = 2688 кВт Qp9В = Pp9В * tgф9 = 2688 * 0,75 = 2016 кВАр 𝑆𝑝 ∑ 6В = √𝑃𝑝2∑ 9В + 𝑄𝑝2 ∑ 9В = √26882 + 20162 = 3360 кВА Таблица 2. Определение расчетных нагрузок по заводу № п/п 1 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 1. 2. Наименование цеха 2 Цех антрахиновых красителей Бытовой корпус №1 Цех азокрасителей №2 Цех бромаминовой кислоты №1 Цех бромаминовой кислоты №2 Цех ацетонанила Бытовой корпус №2 Цех полупродуктов №1 Холодильная установка Цех полупродуктов №2 Выпускной цех Вспомогательный цех Бытовой корпус №4 Ремонтно-механический цех Компресорная Цех тиурама Итого нагрузка до 1кВ по цехам Освещение территории завода Итого нагрузка до 1кВ по заводу Холодильная установка (6кВ) Компресорная (6кВ-СД) Итого нагрузка выше 1 кВ по цехам Итого по заводу Силовая нагрузка Рном, кВ 3 Кс 4 410 810 1090 0,4 0,7 0,35 0,75 0,7 0,75 0,88 1,02 0,88 660 0,53 0,75 0,88 349,8 308,49 1380 555 495 495 1190 695 2810 1190 400 850 2150 1080 0,53 0,7 0,7 0,8 0,6 0,8 0,7 0,75 0,7 0,7 0,75 0,7 0,75 0,6 0,7 0,8 0,8 0,8 0,7 0,8 0,7 0,65 0,8 0,6 0,88 1,33 1,02 0,75 0,75 0,75 1,02 0,75 1,02 1,17 0,75 1,33 731,4 388,5 346,5 396 714 556 1967 892,5 280 595 1612,5 756 10697,7 cosφ/tgφ 5 Qp, Pp, кВт кВАр F, м² 6 7 8 Нагрузка до 1кВ 164 144,63 2254,50 567 578,46 1200,62 381,5 336,45 1672,87 Осветительная нагрузка Pуд, Рно, Вт/м² кВт Ксо 9 10 11 Рро, кВт 12 Расчетная нагрузка QpΣ, SpΣ, РрΣ, кВт кВАр кВА 13 14 15 16 15 16 36,07 18,01 26,77 0,85 0,95 0,85 30,66 17,11 22,75 194,66 584,11 404,25 144,63 578,46 336,45 242,51 822,07 525,95 2315,87 15 34,74 0,85 29,53 379,33 308,49 488,94 645,03 518,00 353,50 297,00 535,50 417,00 2006,74 669,38 285,66 695,63 1209,38 1008,00 1718,22 1040,54 853,78 1600,83 1760,91 1067,22 2705,40 1574,15 1803,60 907,14 693,69 1387,39 15 15 15 16 15 16 15 16 15 15 13 15 25,77 15,61 12,81 25,61 26,41 17,08 40,58 25,19 27,05 13,61 9,02 20,81 0,85 0,95 0,95 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,95 0,85 0,85 21,90 14,83 12,17 21,77 22,45 14,52 34,49 21,41 22,99 12,93 7,67 17,69 753,30 403,33 358,67 417,77 736,45 570,52 2001,49 913,91 302,99 607,93 1620,17 773,69 645,03 518,00 353,50 297,00 535,50 417,00 2006,74 669,38 285,66 695,63 1209,38 1008,00 991,73 656,50 503,59 512,58 910,56 706,67 2834,25 1132,83 416,42 923,84 2021,76 1270,69 10008,85 24556,73 324,87 11022,57 10008,85 14888,73 100,38 100,38 425,26 11122,96 10008,85 14963,20 Нагрузка выше 1кВ 2688 2016,00 2767,5 -2139,00 2688,00 2767,50 2016,00 -2139,00 3360,00 3497,77 8170 5455,5 -123,00 5455,50 -123,00 6857,77 24430 16153,2 9885,85 16578,46 9885,85 21782,57 16260 50191,36 16260 4480 3690 10697,7 0,6 0,75 0,8 0,8 0,75 0,75 10008,85 375,14 2 100,38 475,52 475,5 1,00 425,26 3. Выбор высоковольтных двигателей Холодильная установка (6кВ) 4480 кВт Принимаем к установке А4-400У-4МУЗ в количестве 7 шт. Рпотр = Рном ⴄ = 630 = 661 кВт 0,952 Рпотр∑ = ∑Рпотр = 661 ∙ 7 = 4627 кВт Компрессорная (6кВ) 3690 кВт Принимаем к установке СДЗ-2-1250-1500У3 в количестве 3 шт. Расчетная активная составляющая нагрузки: 𝑃𝑝6В = 𝐾с ∙ 𝑃ном6В = 0,75 ∗ 3690 = 2768 кВт Коэффициент загрузки синхронных двигателей: 𝐾сд = где 𝑃р ∙ η 2768 ∙ 0,963 = = 0,71. 𝑛дв ∙ 𝑃ном 2 ∙ 1250 Рном – номинальная мощность двигателя; η – КПД двигателя. Поскольку 𝐾сд < 1, то возможно использование СД в качестве ИРМ. Минимальная реактивная мощность, генерируемая СД по условию устойчивой работы, определяется по формуле: 𝑄сд = 𝑃ном ∙ 𝐾сд ∙ tg 𝜑сд = 3 ∙ 1250 ∙ 0,71 ∙ 0,48 = 1278 кВар. Номинальная реактивная мощность двигателей: 𝑄сд = 𝑃ном ∙ tg 𝜑сд = 3 ∙ 1250 ∙ 0,48 = 1800 кВар. Целесообразная загрузка СД по реактивной мощности определяется по следующей формуле: 2 2 𝑄сд.э = 𝛼м ∙ √𝑄сдном + 𝑃сдном = 0,54 ∙ √12782 + 37502 = 2139 кВар. Мощность 𝑄сд.э учитывается со знаком минус при нахождении суммарной по всем цехам реактивной составляющей нагрузки выше 1 кВ. Таблица 3. Выбор высоковольтных двигателей № п/п 1 2 Наименование цеха Холодильная установка Компрессорная Тип двигателя Рном, кВт Uном, кВ ⴄном, об/мин ⴄном, % cosφном N Рпотр∑, кВт Рном6В, кВт А4-400У-4МУЗ 630 6 1500 95,2 0,88 7 4627 4480 СДЗ-2-1250-1500У3 1250 6 1500 96,3 0,9 3 3750 3690 4. Определение расчетной мощности в целом с учетом компенсирующих устройств и потерь мощности в трансформаторах Потери мощности в трансформаторе (в ЦТП (10/0,4 кВ) ∆𝑃тн = 0,02 ∗ 𝑆𝑝∑ н = 0,02 ∗ 14963,20 = 299 кВт ∆𝑄тн = 0,1 ∗ 𝑆𝑝∑ н = 0,1 ∗ 14963,20 = 1460,09 кВАр Расчетная нагрузка данной ступени 𝑃∑ н = 𝑃𝑝∑ н + ∆𝑃тн = 11122,96 + 299 = 11421,96 кВт 𝑄∑ н = 𝑄𝑝∑ н + ∆𝑄тн = 10008,85 + 1469,09 = 11504,94 кВАр 6877,77 21818,67 ∗ 100% = 31 % > 30% - принимаем 6 кВ Расчёт мощности компенсирующих устройств 𝑡𝑔𝜑∑ В = 𝑄∑ в 11381,94 = = 0,67 𝑃∑ в 16877,46 𝑄∑ в = 𝑄∑ н + 𝑄𝑝∑ в = 11504,94 − 123 = 11381,94 кВт 𝑃∑ в = 𝑃∑ н + 𝑃𝑝∑ в = 11421,96 + 5455,50 = 16877,46 кВАр 𝑄𝑘𝑦 ∑ = 𝑃∑ в ∗ (𝑡𝑔𝜑∑ В − 𝑡𝑔𝜑з ) = 16877 ∗ ( 0,67 − 0,33) = 5738,18 кВАр 𝑡𝑔𝜑з = 0,33 Потери мощности в компенсирующих устройств ∆𝑃𝑘𝑦 ∑ = 0,002 ∗ 𝑄𝑘𝑦 ∑ = 0,002 ∗ 5738,18 = 11,5 кВт Расчетная нагрузка данной ступени электроснабжения ( 𝑘рм = 0,9 ) 𝑃∑ гп = (𝑃∑ в + ∆𝑃𝑘𝑦 ∑ ) ∗ 𝑘рм = (16877,46 + 11,5) ∗ 0,9 = 15200,1 кВт 𝑄∑ гп = (𝑄∑ в − 𝑄𝑘𝑦 ∑ ) ∗ 𝑘рм = (11381,94 − 5738,18) ∗ 0,9 = 5079,4 кВАр 𝑆∑ гп = √𝑃∑ гп 2 + 𝑄∑ гп 2 = √15200,1 2 + 5079,4 2 = 16026,33 кВА Потери мощности в трансформаторе ГПП ∆𝑃∑ гп = 0,02 ∗ 𝑆∑ гп = 0,02 ∗ 16026,33 = 320,53 кВт ∆𝑄∑ гп = 0,1 ∗ 𝑆∑ гп = 0,1 ∗ 16026,33 = 1602,63 кВАр Полная мощность предприятия 𝑃∑ = 𝑃∑ гп + ∆𝑃∑ гп = 15200,1 + 320,53 = 15520,63 кВт 𝑄∑ = 𝑄∑ гп + ∆𝑄∑ гп = 5079,4 + 1602,63 = 6682,03 кВАр 𝑆∑ = √𝑃∑ 2 + 𝑄∑ 2 = √15520,632 + 6682,032 = 16897,9 кВА 5. Выбор напряжения питающих и распределительных сетей 𝑈1 = 3 ∗ √𝑆∑ + 0,5 ∗ 𝐿 = 3 ∗ √16,9 + 0,5 ∗ 6,3 = 15,5 кВ 𝑈2 = 4,34 ∗ √𝐿 + 16 ∗ 𝑃∑ = 4,34 ∗ √6,3 + 16 ∗ 15,5 = 69,21 кВ 4 𝑈3 = 16 ∗ 4√𝐿 ∗ 𝑃∑ = 16 ∗ √6,3 ∗ 15,5 = 50,29 кВ 𝑈4 = 17 ∗ √ 𝑈ср = 𝐿 6,3 + 𝑃∑ = 17 ∗ √ + 15,5 = 67,8 кВ 16 16 𝑈1 + 𝑈2 + 𝑈3 + 𝑈4 15,5 + 69,21 + 50,29 + 67,8 = = 50,7 кВ 4 4 Рекомендуемое напряжение, определенное по номограммам, равно 110 кВ. Таким образом, сравнивая значения напряжения, определенные по эмпирическим формулам и номограмме, принимаем стандартное значение напряжения 110 кВ. 6. Выбор сечения питающей линии Ⅰ. Выбор по техническим факторам. а) по условию короны – 70/11 мм2 б) по условию механической прочности – 120/19 мм2 по расчетному току: - в нормальном режиме 𝐼рн = 𝑆∑ = 2 ∙ √3 ∙ 𝑈н 16897,9 2 ∙ √3 ∙ 110 = 44,35 А - в послеаварийном режиме 𝐼ра = 𝑆∑ = √3 ∙ 𝑈н 16897,9 √3 ∙ 110 = 88,69 А Предварительно выбираем провод марки АС сечением 120 мм2 и 𝐼доп = 380 А. 𝐼доп > 𝐼ра 380 А > 88,69 А Определяем допустимую длину линии 𝐿доп н = 𝐿∆𝑈1% ∙ ∆𝑈ДОП н ∙ 𝐿доп а = 𝐿∆𝑈1% ∙ ∆𝑈ДОП а ∙ 𝐼доп 380 = 6,4 ∙ 5% ∙ = 269,9 км 𝐼рн 44,35 𝐼доп 380 = 6,4 ∙ 10% ∙ = 269,9 км 𝐼ра 88,69 𝑗э = 1,1 А/мм2 Тmax=4500 ч 𝑆э = 𝐼рн 𝑗э = 44,35 1,1 = 40,32 мм2 В итоге в качестве питающей линии принимаем воздушную линию на железобетонных опорах с проводами марки АС-120/19 7. Выбор числа и мощности трансформаторов главной понизительной подстанции (ГПП) Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы. В после аварийном режиме для надёжного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. Мощность ГПП определяется расчётной мощностью предприятия. 1. Выбор количества трансформаторов: 𝑆ном.тр ≥ где 𝑆р.гпп 16897,9 ; 𝑆ном.тр = = 12069,92 кВА. 𝑛 ∙ кз 2 ∙ 0,7 n – количество трансформаторов на ГПП; кЗ – коэффициент загрузки в нормальном режиме. 2. Проверка по послеаварийному режиму: 1,4 ∙ 𝑆ном.тр ≥ 𝑆р.гпп ; 1,4 ∙ 16000 ≥ 16897,9 кВА. Принимаем к установке трансформаторы 2 × ТДН-16000/110/6. 3. Фактический коэффициент загрузки трансформаторов: 𝐾зн ≥ 𝑆р.гпп 16897,9 = = 0,53. 𝑛 ∙ 𝑆ном.тр 2 ∙ 16000 𝐾за ≥ 𝑆р.гпп 32995,53 = = 1,06. 𝑆ном.тр 16000 8. Распределение нагрузок по пунктам питания. Составление схем электроснабжения Ориентировочный выбор мощности цеховых трансформаторов сводится в таблицу 4. Таблица 4. Ориентировочные мощности цеховых ТП № п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Наименование цеха Цех антрахиновых красителей Бытовой корпус №1 Цех азокрасителей №2 Цех бромаминовой кислоты №1 Цех бромаминовой кислоты №2 Цех ацетонанила Бытовой корпус №2 Цех полупродуктов №1 Холодильная установка Цех полупродуктов №2 Выпускной цех Вспомогательный цех Бытовой корпус №4 Ремонтномеханический цех Компресорная Цех тиурама Холодильная установка (6кВ) Компресорная (6кВСД) Площадь цеха F, м² Расчетная Удельная плотность нагрузка нагрузки σ, кВ*А/м² Sp, кВ*А Рекомендуемая мощность трансформаторов 2254,5 242,51 0,11 1000 1200,62 1672,87 822,07 525,95 0,68 0,31 2500 1600 2315,87 488,94 0,21 1600 1718,22 991,73 0,58 1600 1040,54 853,78 1600,83 1760,91 1067,22 2705,4 1574,15 1803,6 656,5 503,59 512,58 910,56 706,67 2834,25 1132,83 416,42 0,63 0,59 0,32 0,52 0,66 1,05 0,72 0,23 2500 1600 1600 1600 2500 2500 2500 1600 907,14 923,84 1,02 2500 693,69 1387,39 2021,76 1270,69 2,91 0,92 2500 2500 1760,91 3360 1,91 2500 693,69 3459,38 4,99 2500 Далее производится распределение нагрузок по пунктам питания и составление схем электроснабжения. Составляется 2 варианта схем. Данные по вариантам сводятся в таблицы вида таблицы 5. Таблица 5. Распределение электрических нагрузок по пунктам питания (Вариант 1) № п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Наименование пункта питания ТП-1 ТП-2 ТП-3 ТП-4 ТП-5 ТП-6 ТП-7 ТП-8 ТП-9 ТП-10 ТП-11 ТП-12 ТП-13 ТП-14 ТП-15 ТП-16 Потребители электроэнергии цех №1 цех №2 цех №3 цех №4 цех №5 цех №6 цех №7 цех №8 цех №9 цех №10 цех №11 цех №12 цех №13 цех №14 цех №15 цех №16 Место расположения пункта питания по генплану цех №1 цех №2 цех №3 цех №4 цех №5 цех №6 цех №7 цех №8 цех №9 цех №10 цех №11 цех №12 цех №13 цех №14 цех №15 цех №16 Примечание Таблица 5.1. Распределение электрических нагрузок по пунктам питания (Вариант 2) № п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Наименование пункта питания ТП-1 ТП-2 ТП-3 ТП-4 ТП-5 ТП-6 ТП-7 ТП-8 ТП-9 ТП-10 ТП-11 ТП-12 ТП-13 ТП-14 ТП-15 ТП-16 Потребители электроэнергии цех №1 цех №2 цех №3 цех №4 цех №5 цех №6 цех №7 цех №8 цех №9 цех №10 цех №11 цех №12 цех №13 цех №14 цех №15 цех №16 Место расположения пункта питания по генплану цех №1 цех №2 цех №3 цех №4 цех №5 цех №6 цех №7 цех №8 цех №9 цех №10 цех №11 цех №12 цех №13 цех №14 цех №15 цех №16 Примечание 9. Выбор количества и мощности трансформаторов цеховых ТП Цех №1 Нагрузка ТП – это суммарная мощность всех потребителей, питающихся от данной ТП. Если ТП питается несколько цехов, то суммарная нагрузка будет равна сумме расчетных мощностей этих цехов. После расчета активной и реактивной нагрузки ТП, определим мощность, необходимую для компенсации: 𝑄ку5 = 𝑃𝑝 ∑ 5 (𝑡𝑔𝜑5 − 𝑡𝑔𝜑з ) = 194,66(0,74 − 0,33) = 79,81 кВАр 𝑄𝑝 ∑ 5 где 𝑡𝑔𝜑з = 𝑃 𝑝∑5 144,6 = 194,66 = 0,74 По справочным данным выбираем конденсаторную установку КРМ 0,4-70-25 У3-У1. Тогда расчетная мощность цеха с учетом компенсации: 𝑄5 = 𝑄𝑝 ∑ 5 − 𝑁ку ∙ 𝑄ку ст = 144,63 − 70 = 74,63 кВАр 𝑆5 = √𝑃𝑝2 ∑ 5 + 𝑄52 = √194,662 + 74,632 = 208,48 кВА Расчетная мощность трансформатора для потребителя Ⅱ категории: ′ 𝑆нт = 𝑆р 208,48 = = 297,8 кВА ′ 𝑛 ∙ 𝐾зн 1 ∙ 0,7 Принимаем к установке трансформатора ТСЗ-400/6. Коэффициенты загрузки: 𝐾зн = 𝑆р 208,48 = = 0,52 𝑛 ∙ 𝑆нт 400 Полученные данные сводятся в таблицу 6. Таблица 6. Расчетная нагрузка цеховых ТП (Вариант 1) № п/п № ТП 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 2 ТП-1 ТП-2 ТП-3 ТП-4 ТП-5 ТП-6 ТП-7 ТП-8 ТП-9 ТП-10 ТП-11 ТП-12 ТП-13 ТП-14 ТП-15 ТП-16 Потребители эл. Эн 3 цех №1 цех №2 цех №3 цех №4 цех №5 цех №6 цех №7 цех №8 цех №9 цех №10 цех №11 цех №12 цех №13 цех №14 цех №15 цех №16 Расчетная нагр. Qр, Рр, кВт кВАР 4 5 194,66 144,63 584,11 578,46 404,25 336,45 379,33 308,49 753,30 645,03 403,33 518,00 358,67 353,50 417,77 297,00 736,45 535,50 570,52 417,00 2001,49 2006,74 913,91 669,38 302,99 285,66 607,93 695,63 1620,17 1209,38 773,69 1008,00 tg φ Qку,кВАр 6 0,74 0,99 0,83 0,81 0,86 1,28 0,99 0,71 0,73 0,73 1,00 0,73 0,94 1,14 0,75 1,30 7 79,81 385,51 202,13 182,08 399,25 383,16 236,72 158,75 294,58 228,21 1341 365,56 184,83 492,42 680,47 750,48 Кол-во и мощность КУ 8 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Полная нагрузка Q'р, Sр, кВА кВАр 9 10 74,63 208,48 203,46 618,53 136,45 426,66 133,49 402,13 270,03 800,24 218,00 458,47 128,50 380,99 147,00 442,88 285,50 789,85 217,00 610,39 806,74 2157,96 344,38 976,64 110,66 322,57 220,63 646,73 609,38 1730,98 408,00 874,68 Колво трров 11 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1 2 1 1 1 2 1 Sном.тр. кВА 12 400 1000 630 630 1600 630 630 630 630 1000 1600 1600 630 1000 1600 1600 Кзн Кзав 13 0,52 0,62 0,68 0,64 0,50 0,73 0,60 0,70 0,63 0,61 0,67 0,61 0,51 0,65 0,54 0,55 14 1,25 1,35 1,08 - Таблица 6.1. Расчетная нагрузка цеховых ТП (Вариант 2) № п/п № ТП 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 2 ТП-1 ТП-2 ТП-3 ТП-4 ТП-5 ТП-6 ТП-7 ТП-8 ТП-9 ТП-10 ТП-11 ТП-12 ТП-13 ТП-14 ТП-15 ТП-16 Потребители эл. Эн 3 цех №1 цех №2 цех №3 цех №4 цех №5 цех №6 цех №7 цех №8 цех №9 цех №10 цех №11 цех №12 цех №13 цех №14 цех №15 цех №16 Расчетная нагр. Qр, Рр, кВт кВАР 4 5 194,66 144,63 584,11 578,46 404,25 336,45 379,33 308,49 753,30 645,03 403,33 518,00 358,67 353,50 417,77 297,00 736,45 535,50 570,52 417,00 2001,49 2006,74 913,91 669,38 302,99 285,66 607,93 695,63 1620,17 1209,38 773,69 1008,00 tg φ Qку,кВАр 6 0,74 0,99 0,83 0,81 0,86 1,28 0,99 0,71 0,73 0,73 1,00 0,73 0,94 1,14 0,75 1,30 7 79,81 385,51 202,13 182,08 399,25 383,16 236,72 158,75 294,58 228,21 1341 365,56 184,83 492,42 680,47 750,48 Кол-во и мощность КУ 8 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Полная нагрузка Q'р, Sр, кВА кВАр 9 10 74,63 208,48 203,46 618,53 136,45 426,66 133,49 402,13 270,03 800,24 218,00 458,47 128,50 380,99 147,00 442,88 285,50 789,85 217,00 610,39 806,74 2157,96 344,38 976,64 110,66 322,57 220,63 646,73 609,38 1730,98 408,00 874,68 Колво трров 11 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1 2 1 1 1 2 1 Sном.тр. кВА 12 400 1000 630 630 1600 630 630 630 630 1000 1600 1600 630 1000 1600 1600 Кзн Кзав 13 0,52 0,62 0,68 0,64 0,50 0,73 0,60 0,70 0,63 0,61 0,67 0,61 0,51 0,65 0,54 0,55 14 1,25 1,35 1,08 - Расчет потерь в трансформаторах покажем на примере ТП-1, питающей цех №1. Паспортные данные трансформатора ТСЗ-400/6: ∆Рхх = 1,05 кВт, ∆Ркз = 5,5 кВт, 𝐼хх = 2,1 %, 𝑈кз = 4,5 %. Активные и реактивные потери в трансформаторе в нормальном режиме: ∆РТН = ∆РХХ + ∆РКЗ ∙ К2зн = 1,05 + 5,5 ∙ 0,27 = 2,55 кВт ∆𝑄ТН = 𝑆НТ 𝐼ХХ 𝑆НТ 𝑈КЗ 2 400 ∙ 2,1 400 ∙ 4,5 + ∙ Кзн = + ∙ 0,27 = 13,3 кВАр. 100 100 100 100 Расчеты сводятся в таблицу 7. Таблица 7. Потери мощности в трансформаторах (Вариант 1) № п/ п Наименование ТП n Sно м Рр, кВт Qр, кВАр ΔРхх , кВт ΔРкз, кВт Iхх, % Uкз, % Кзн Кзн2 ΔРтн , кВт ΔQтн , кВАр Кза Кза2 ΔРта, кВт ΔQта, кВАр 1 1 2 ТП-1 3 1 4 400 5 194,66 6 144,63 7 1,05 8 5,5 9 2,1 10 4,5 11 0,52 12 0,27 13 2,55 14 13,30 15 - 16 - 17 - 18 - 2 3 ТП-2 ТП-3 1 1 1000 630 584,11 404,25 578,46 336,45 2,45 2 11 7,3 1,4 1,5 5,5 5,5 0,62 0,68 0,38 0,46 6,66 5,35 35,07 25,35 - - - - 4 5 ТП-4 ТП-5 1 1 630 1600 379,33 753,30 308,49 645,03 2 3,3 7,3 16,5 1,5 1,3 5,5 5,5 0,64 0,50 0,41 0,25 4,97 7,43 23,55 42,80 - - - - 6 ТП-6 1 630 403,33 518,00 2 7,3 1,5 5,5 0,73 0,53 5,87 27,81 - - - - 7 8 ТП-7 ТП-8 1 1 630 630 358,67 417,77 353,50 297,00 2 2 7,3 7,3 1,5 1,5 5,5 5,5 0,60 0,70 0,37 0,49 4,67 5,61 22,13 26,57 - - - - 9 10 ТП-9 ТП-10 2 1 630 1000 7,3 11 1,5 1,4 5,5 5,5 0,63 0,61 0,39 0,37 4,87 6,55 23,07 34,52 1,25 - 1,57 - 13,47 - ТП-11 2 1600 3,3 16,5 1,3 5,5 0,67 0,46 10,81 60,84 1,35 1,82 33,31 12 13 14 ТП-12 ТП-13 ТП-14 1 1 1 1600 630 1000 3,3 2 2,45 16,5 7,3 11 1,3 1,5 1,4 5,5 5,5 5,5 0,61 0,51 0,65 0,37 0,26 0,42 9,45 3,91 7,05 53,62 18,53 36,99 - - - 15 ТП-15 2 1600 3,3 16,5 1,3 5,5 0,54 0,29 8,13 46,58 1,08 1,17 22,61 63,91 180,8 8 123,8 0 16 ТП-16 1 1600 535,50 417,00 2006,7 4 669,38 285,66 695,63 1209,3 8 1008,0 0 2 2,45 11 736,45 570,52 2001,4 9 913,91 302,99 607,93 1620,1 7 3,3 16,5 1,3 5,5 0,55 0,30 8,23 47,11 - - - 773,69 - Таблица 7.1. Потери мощности в трансформаторах (Вариант 2) № п/ п Наименование ТП n Sно м Рр, кВт Qр, кВАр ΔРхх , кВт ΔРкз, кВт Iхх, % Uкз, % Кзн Кзн2 ΔРтн , кВт ΔQтн , кВАр Кза Кза2 ΔРта, кВт ΔQта, кВАр 1 1 2 ТП-1 3 1 4 400 5 194,66 6 144,63 7 1,05 8 5,5 9 2,1 10 4,5 11 0,52 12 0,27 13 2,55 14 13,30 15 - 16 - 17 - 18 - 2 3 ТП-2 ТП-3 1 1 1000 630 584,11 404,25 578,46 336,45 2,45 2 11 7,3 1,4 1,5 5,5 5,5 0,62 0,68 0,38 0,46 6,66 5,35 35,07 25,35 - - - - 4 5 ТП-4 ТП-5 1 1 630 1600 379,33 753,30 308,49 645,03 2 3,3 7,3 16,5 1,5 1,3 5,5 5,5 0,64 0,50 0,41 0,25 4,97 7,43 23,55 42,80 - - - - 6 ТП-6 1 630 403,33 518,00 2 7,3 1,5 5,5 0,73 0,53 5,87 27,81 - - - - 7 8 ТП-7 ТП-8 1 1 630 630 358,67 417,77 353,50 297,00 2 2 7,3 7,3 1,5 1,5 5,5 5,5 0,60 0,70 0,37 0,49 4,67 5,61 22,13 26,57 - - - - 9 10 ТП-9 ТП-10 2 1 630 1000 7,3 11 1,5 1,4 5,5 5,5 0,63 0,61 0,39 0,37 4,87 6,55 23,07 34,52 1,25 - 1,57 - 13,47 - ТП-11 2 1600 3,3 16,5 1,3 5,5 0,67 0,46 10,81 60,84 1,35 1,82 33,31 12 13 14 ТП-12 ТП-13 ТП-14 1 1 1 1600 630 1000 3,3 2 2,45 16,5 7,3 11 1,3 1,5 1,4 5,5 5,5 5,5 0,61 0,51 0,65 0,37 0,26 0,42 9,45 3,91 7,05 53,62 18,53 36,99 - - - 15 ТП-15 2 1600 3,3 16,5 1,3 5,5 0,54 0,29 8,13 46,58 1,08 1,17 22,61 63,91 180,8 8 123,8 0 16 ТП-16 1 1600 535,50 417,00 2006,7 4 669,38 285,66 695,63 1209,3 8 1008,0 0 2 2,45 11 736,45 570,52 2001,4 9 913,91 302,99 607,93 1620,1 7 3,3 16,5 1,3 5,5 0,55 0,30 8,23 47,11 - - - 773,69 - 10. Выбор схем электроснабжения завода Внутризаводское распределение электроэнергии выполняют по магистральной, определяется отдельных радиальной или смешанной требованиями по бесперебойности потребителей, их схеме. Выбор схемы электроснабжения территориальным размещением, особенностями режимов работы. В данном случае в двух вариантах распределение электроэнергии осуществляется по смешанное схеме электроснабжения. Одноступенчатые радиальные схемы применяют на небольших по мощностям предприятиях для питания сосредоточенных потребителей, расположенных в различных направлениях от центра питания. Недостатками возможности магистральной резервирования на схемы низшем является исключение напряжении одно трансформаторных подстанций при питании их по одной магистрали. Сочетание преимущественно радиальных и магистральных схем позволяет добиться создания систем электроснабжения с наилучшими технико-экономическими показателями. Питание крупных подстанций или РП с преобладанием потребителей I категории осуществляется не менее чем двумя радиальными линиями, отходящими от разных секций источника питания. 21 11. Выбор способа прокладки кабельных линий При невозможности или нецелесообразности выполнения открытой прокладки кабелей до 35 кВ в надземных сооружениях может быть осуществлена прокладка кабелей в земле (в траншея и в подземных кабельных сооружениях (блоках, каналах, тоннелях)). Прокладку кабелей в траншеях следует выполнять при незначительном числе кабелей, в основном на ответвлениях от основных трасс. Не требуется защищать от механических воздействий траншею с двумя кабельными линиями до 20 кВ, проложенными глубине 0,74 м, если над кабелями проложена специальная сигнальная лента. При параллельной прокладке кабельных линий в земле расстояние по горизонтали в свету между кабелями должны быть не менее 100 мм между силовыми кабелями до 10 кВ, а также между ними и контрольными кабелями. Прокладка кабельных линий на территории предприятия осуществляется в траншеях. Прокладка внутрицеховых кабельных линий осуществляется в каналх. Для прокладки в траншеях используется силовой кабель марки ААШв с защитным покровом в виде шланга из поливинилхлоридного пластиката, поясной бумажной изоляция, пропитанной вязким или нестекающим изоляционным пропиточным составом и алюминиевой оболочкой. 12. Выбор сечения жил кабелей Расчёт кабельной линии покажем для линии (ГПП-ТП-9) ∆𝑃тн = ∆𝑃хх + ∆𝑃кз ∙ 𝑘кз 2 = 4,87 кВт ∆𝑄тн = ∆𝑄хх + ∆𝑄кз ∙ 𝑘кз 2 = 23,07 кВАр Полная нагрузка на линию в нормальном режиме 𝑃рн = ∆𝑃тн ∑ + 𝑃рн ∑ = 2∙ ∆𝑃тн +𝑃тп−1 = 2 ∙ 4,87 + 1510,14 = 1519,88 кВт 𝑄рн = ∆𝑄тн ∑ + 𝑄рн ∑ = 2∙ ∆𝑄тн +𝑄тп−1 = 2 ∙ 23,07 + 1543,49 = 1589,6 кВАр 𝑆рн = √𝑃рн 2 + 𝑄рн 2 = √1519,882 + 1589,63 2 = 2199,31 кВА Полная нагрузка на линию в послеаварийном режиме 𝑃ра = ∆𝑃та ∑ + 𝑃ра ∑ = 13,47 + 1510,14 = 1523,61 кВт 𝑄ра = ∆𝑄та ∑ + 𝑄ра ∑ = 63,91+ 1543,49 = 1607,41 кВАр 𝑆ра = √𝑃ра 2 + 𝑄ра 2 = √1523,61 2 + 1607,41 2 = 2214,76 кВА Токи в нормальном и послеаварийном режиме 𝑆рн 𝐼рн = 𝐼ра = 𝑛∙√3∙𝑈н 𝑆ра = 2199,31 2∙√3∙10 2214,76 𝑛∙√3∙𝑈н = 1∙√3∙10 = 63,49 А = 127,87 А Выбираем кабель ААШв с Iдоп= 180 А, сечением 70 мм2. K1=0,85, а K2 =1,2 ′ 𝐼рн = ′ 𝐼ра = 𝐼рн 𝑘1 𝐼ра 𝑘1 ∙𝑘2 = 63,49 0,85 = 74,69 А 127,87 = 0,85∙1,2 = 125,36 А 180 А > 125,36 А Проверяем КЛ по экономичной плотности Sэ = 𝐼рн 𝑗э = 63,49 1,4 = 45,35 мм2 Sном принимаем 70 мм2 Проверяем КЛ по потере напряжения 𝐿доп а = 𝐿∆𝑈1% ∙ ∆𝑈доп а ∙ 𝐼доп 180 = 0,51 ∙ 10 ∙ = 7,32 км 𝐼ра 125,36 Lдоп а > Lфакт 7,32 км > 0,148 км Условие выполняется Выбираем кабель ААШв с сечением 70 мм2 Данные по расчету линий сводятся в таблицу 8. Таблица 8. Марка и сечение питающих кабелей (Вариант 1) № п/п Название линии Назначение линии n,шт Iрн,А Iра,А L,км Способ прокладки k1 k2 I'рн,А I'ра,А Iдоп,А Sн,мм2 Sэ, мм2 Количество и марка кабелей 6 кВ 1 1 2 2 3 3 4 4 5 5 6 6 7 7 8 8 9 9 10 10 11 11 12 12 13 13 14 14 15 15 16 16 17 17 18 18 ГПП-ТП-2 ГПП-ТП-5 ГПП-ТП-8 ГПП-ТП-9 ГПП-ТП-10 ГПП-ТП-11 ГПП-ТП-12 ГПП-ТП-15 ТП-2-ТП-3 ТП-3-ТП-1 ТП-5-ТП-4 ТП-8-ТП-6 ТП-6-ТП-7 ТП-9-ТП-16 ТП-11-ТП-13 ТП-15-ТП-14 ГПП-АД(9) ГПП-CД(15) 1 93,34 - 0,571 Траншея 1 - 93,34 - 180 70 66,67 ААШв-3х70-6 1 87,42 - 0,231 Траншея 1 - 87,42 - 180 70 62,44 ААШв-3х70-6 1 97,18 - 0,046 Траншея 1 - 97,18 - 180 70 69,41 ААШв-3х70-6 2 63,49 127,87 0,148 Траншея 0,85 1,2 74,69 125,36 149 50 45,35 ААШв-3х50-6 1 42,3 - 0,064 Траншея 0,85 - 49,76 - 121 35 30,21 ААШв-3х35-6 2 96,78 196,49 0,476 Траншея 0,9 1,2 107,53 181,94 192 95 69,13 ААШв-3х95-6 1 67,71 - 0,249 Траншея 0,75 - 90,28 - 149 50 48,36 ААШв-3х50-6 2 86,75 174,95 0,219 Траншея 0,75 1,2 115,67 194,39 243 120 61,96 ААШв-3х120-6 1 45,52 - 0,028 Траншея 1 - 45,52 - 121 35 32,51 ААШв-3х35-6 1 14,59 - 0,049 Траншея 1 - 14,59 - 74 16 10,42 ААШв-3х16-6 1 29,32 - 0,012 Траншея 1 - 29,32 - 100 25 20,94 ААШв-3х25-6 1 68,27 - 0,162 Траншея 1 - 68,27 - 149 50 48,76 ААШв-3х50-6 1 30,17 - 0,077 Траншея 1 - 30,17 - 100 25 21,55 ААШв-3х25-6 1 75,82 - 0,104 Траншея 1 - 75,82 - 180 70 54,16 ААШв-3х70-6 1 24,95 - 0,049 Траншея 1 - 24,95 - 100 25 17,82 ААШв-3х25-6 1 55,22 - 0,072 Траншея 1 - 55,22 - 149 50 39,44 ААШв-3х50-6 7 38,16 - 0,148 Канал 0,75 - 50,88 - 121 35 27,26 ААШв-3х35-6 3 53,27 - 0,219 Канал 0,85 - 62,67 - 149 50 38,05 ААШв-3х50-6 25 Таблица 8.1. Марка и сечение питающих кабелей (Вариант 2) № п/п Название линии Назначение линии n,шт Iрн,А Iра,А L,км Способ прокладки k1 k2 I'рн,А I'ра,А Iдоп,А Sн,мм2 Sэ, мм2 Количество и марка кабелей 6 кВ 1 1 2 2 3 3 4 4 5 5 6 6 7 7 8 8 9 9 10 10 11 11 12 12 13 13 14 14 15 15 16 16 17 17 18 18 ГПП-ТП-2 ГПП-ТП-4 ГПП-ТП-5 ГПП-ТП-8 ГПП-ТП-9 ГПП-ТП-10 ГПП-ТП-11 ГПП-ТП-13 ГПП-ТП-15 ТП-2-ТП-3 ТП-3-ТП-1 ТП-8-ТП-6 ТП-6-ТП-7 ТП-9-ТП-16 ТП-15-ТП-12 ТП-15-ТП-14 ГПП-АД(9) ГПП-CД(15) 1 93,34 - 0,571 Траншея 1 - 93,34 - 180 70 66,67 ААШв-3х70-6 1 29,32 - 0,243 Траншея 0,9 - 32,58 - 100 25 20,94 ААШв-3х25-6 1 59,21 - 0,231 Траншея 0,9 - 65,79 - 149 50 42,29 ААШв-3х50-6 1 97,18 - 0,046 Траншея 1 - 97,18 - 180 70 69,41 ААШв-3х70-6 2 63,49 127,87 0,148 Траншея 0,85 1,2 74,69 125,36 149 50 45,35 ААШв-3х50-6 1 42,3 - 0,064 Траншея 0,85 - 49,76 - 121 35 30,21 ААШв-3х35-6 2 84,77 172,49 0,476 Траншея 0,85 1,2 99,73 169,11 180 70 60,55 ААШв-3х70-6 1 24,95 - 0,524 Траншея 0,85 - 29,35 - 100 25 17,82 ААШв-3х25-6 2 119,34 150,13 0,219 Траншея 0,78 1,2 153,00 160,40 192 95 85,24 ААШв-3х95-6 1 45,52 - 0,028 Траншея 1 - 45,52 - 121 35 32,51 ААШв-3х35-6 1 14,59 - 0,049 Траншея 1 - 14,59 - 74 16 10,42 ААШв-3х16-6 1 68,27 - 0,162 Траншея 1 - 68,27 - 149 50 48,76 ААШв-3х50-6 1 30,17 - 0,077 Траншея 1 - 30,17 - 100 25 21,55 ААШв-3х25-6 1 75,82 - 0,104 Траншея 1 - 75,82 - 180 70 54,16 ААШв-3х70-6 1 67,71 - 0,035 Траншея 1 - 67,71 - 149 50 48,36 ААШв-3х50-6 1 55,22 - 0,072 Канал 1 - 55,22 - 149 50 39,44 ААШв-3х50-6 7 38,16 - 0,148 Канал 0,75 - 50,88 - 121 35 27,26 ААШв-3х35-6 3 53,27 - 0,219 Канал 0,85 - 62,67 - 149 50 38,05 ААШв-3х50-6 26 13. Выбор схемы внешнего электроснабжения В зависимости от установленной мощности приёмников электроэнергии различают объекты большой (75-100 МВт и более), средней (от 5-7.5 до 75 МВт) и малой (до 5 МВт) мощности. Для предприятий малой и средней мощности, как правило, применяют схемы электроснабжения с одним приёмным пунктам электроэнергии (ГПП, ГРП, РП). Если имеются потребители первой категории, то предусматривают секционирование шин приёмного пункта и питание каждой секции по отдельной линии. Рассматриваемое предприятие является приемником электроэнергии средней мощности с одним приемным пунктом электроэнергии с применением секционирования шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии.
