КП Иванов В.М. 9651 (готово). Курсовой проект По дисциплине Электроснабжение потребителей и режимы по теме Электроснабжение электроаппаратного завода

• Название: Курсовой проект По дисциплине Электроснабжение потребителей и режимы по теме Электроснабжение электроаппаратного завода
• Дата: 12.12.2022
• Размер: 1.12 Mb.
• Имя файла: КП Иванов В.М. 9651 (готово).docx
• Тип: Курсовой проект; #841811
• страница: 6 из 10

Глава VI. Выбор системы распределения.
6.1 Выбор рационального напряжения распределения.
Рациональное напряжение распределения U_Р электроэнергии выше 1000В на предприятии определяется на основании технико-экономического расчета и для вновь проектируемых предприятий в основном зависит от наличия и значения мощности приемников электрической энергии напряжением 6 кВ, 10 кВ, начиная с собственной ТЭЦ и величины её генераторного напряжения, а также напряжения системы питания. При выборе напряжения распределения пользуемся следующими условиями:

1. Если мощность ЭП 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 10 – 15%, то U_Р принимается равным 10 кВ, а электроприемники на напряжение 6 кВ получают питание через понижающие трансформаторы 10/6 кВ;

2. Если мощность электроприемников 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия более 40%, то U_Р принимается равным 6 кВ.

3. Если мощность ЭП 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия 15 – 40%, то для определения U_Р выполняется ТЭР.






Так как на предприятии 34%; электроприемников на номинальное напряжение 6 кВ, принимаем напряжение распределения U_Р =6 кВ.
6.2 Выбор схемы распределительного устройства низкого напряжения.
При выборе схемы подключений решающими являются: мощность подстанции, определяющее число выводов и секций шин 6 кВ; наличие, единичная мощность и напряжение крупных потребителей (электропечей, воздуходувок и др.); мощность короткого замыкания на стороне 6 кВ, характер нагрузок, определяющих подпитку места КЗ и число секций на стороне 6 кВ.

Каждая секция работает раздельно и получает питание от отдельного трансформатора. В нормальном режиме секционный аппарат отключен.

Применение секционного выключателя обеспечивает автоматическое включение резерва (АВР), что позволяет использовать такую схему для потребителей любой категории.

Для устройства распределительного устройства 6 кВ используют комплектные распределительные устройства (КРУ) двух исполнений:

• выкатные;

• стационарные.

Выбираем схему распределительного устройства 6 кВ с одной секционированной системой шин (рисунок 10).

Определим максимальный рабочий ток завода по формуле:





Т. к. значение тока получилось больше 630 А, значит выбираем ячейки серии КРУ. Следовательно РУ НН ППЭ выполняется комплектными ячейками КРУ.



Рисунок 10 – РУ НН

Глава VII. Выбор числа и мощности трансформаторов ЦТП.
Цеховые трансформаторные подстанции осуществляют преобразование напряжения с уровня 6-10 кВ до уровня 0,4-0,66 кВ. Цеховых подстанции выполняются как правило комплектными. Они бывают одно трансформаторные и двухтрансформаторные. Для питания потребителей первой и второй категории применяются, как правило, двухтрансформаторные подстанции. Однотрансформаторные КТП применяются для питания потребителей третьей категории, а также второй категории при условии наличия складского резерва.

По месту размещения цеховые трансформаторные подстанции подразделяются на встроенные, пристроенные и внутрицеховые.

Способ размещения определяется условиям производственной средств (влажность, запыленность, пожаро и взрывобезопасность).

КТП оборудуются масляными или сухими трансформаторами. Сухие трансформаторы являются более дорогими, по сравнению с масляными, и хуже переносят перегрузки. Поэтому КТП с сухими трансформаторами применяются, как правило, при наличии пожаро-взрывоопасного производства.

В качестве масляных трансформаторов применяются трансформаторы марок ТМ, ТМЗ и ТМГ.

Наиболее перспективными являются трансформаторы ТМГ, так как они не требуют обслуживания.

Цеховые трансформаторные подстанции устанавливаются в цехах с расчетной нагрузкой более 200 КВА. В цехах меньшей мощности устанавливаются силовые пункты, которые запитываются по линии 0,4 кВ от ближайшей подстанции.

Для цеховых КТП применяются трансформаторы мощность от 160 до 2500 кВА (при напряжении 0,66 Кв до 4000 кВА). Для двухтрансформаторных КТП мощность трансформаторов выбирается с учетом возможной перегрузки в послеаварийном режиме.

При выборе мощности трансформаторов, так же следует учитывать рекомендации, связанные с понятие удельной нагрузки (S_уд). При S_уд менее 0,2 кВА/м² рекомендуется применять трансформаторы мощность не более 1000 кВА, при S_уд от 0,2 до 0,3 кВА/м² до 1600 кВА и при S_уд более 0,3 кВА/м² – до 2500 кВА.

Произведем выбор цеховых трансформаторных подстанций. Будем принимать к установке комплектные трансформаторные подстанции (КТП) и располагать их внутри цехов. При выборе числа и мощности трансформаторов будем учитывать условия резервирования питания потребителей, и соблюдать экономически целесообразный режим работы.

Определим удельную плотность нагрузки цеха №1 по формуле:

(7.1)



Т.к. плотность электрической нагрузки цеха №1 больше не превышает то мощность трансформаторов может быть до 1000 кВА. По величине расчетной максимальной мощности цеха выбираем 4 трансформатора марки ТМГ-1000 и проверяем их на перегрузочную способность:

(7.2)



(7.3)



Отсюда следует, что трансформаторы обеспечивают резервирование.

После проведенного выбора трансформаторов производим окончательный расчет потерь мощности в них. Для этого определим потери активной и реактивной мощностей:

(7.4)

(7.5)

(7.6)

(7.6)





Выбор числа и мощности остальных цеховых комплектных трансформаторных подстанции сведены в таблицу №13 (Выбор трансформаторов цеховых подстанций). Выбираем трансформаторы марки ТМГ с помощью [20]

Таблица 8 Выбор трансформаторов цеховых подстанций

№ цеха	S'рц [кВА]	Sуд [кВА/м2]	Sпс [кВА]	Кат.	Sпс/1,4	Nтр	Sтн [кВА]	Кз.нр	КЗ.пар	∆Pкз [кВт]	Uкз %	∆Pхх [кВт]	Iхх %	∆Pт [кВт]	∆Qт [кВар]
1	2805,4	0,150	2805,4	2	2003,9	4	1000	0,70	1,40	10,8	5,5	1,6	1	9,17	37,1
2	759,5	0,137	759,5	2	542,5	2	630	0,60	1,21	7,6	5,5	0,87	1,2	5,45	32,0
3	3975,3	0,715	3975,3	2	2839,5	4	1600	0,62	1,24	16,5	6	2,1	0,5	12,35	28,1
4	1584,8	0,285	1584,8	2	1132,0	2	1600	0,50	0,99	16,5	6	2,1	0,5	10,27	19,7
5	3260,8	0,346	3260,8	2	2329,2	4	1600	0,51	1,02	16,5	6	2,1	0,5	10,51	20,6
6	748,9	0,178	748,9	2	534,9	2	630	0,59	1,19	7,6	5,5	0,87	1,2	5,39	31,4
7	2658,7	0,633	2658,7	2	1899,1	2	2000	0,66	1,33	23	6	2,6	0,5	17,89	31,5
8	221,3	0,102	221,3	2	158,1	2	160	0,69	1,38	0,41	4,5	2,7	1,5	2,98	36,5
9	599,5	0,199	763,5	2	545,4	2	630	0,61	1,21	7,6	5,5	0,87	1,2	5,48	32,2
10	164,0	0,059	164,0	1	117,2	2	Запитывается от цеха 9
11	683,0	0,206	683,0	1	487,9	2	630	0,54	1,08	7,6	5,5	0,87	1,2	4,99	28,2
12	2793,7	2,451	2793,7	1	1995,5	2	2000	0,70	1,40	23	6	2,6	0,5	18,66	34,3
13	603,2	0,415	603,2	2	430,9	2	630	0,48	0,96	7,6	5,5	0,87	1,2	4,51	24,6
14	3958,9	0,392	3958,9	2	2827,8	4	1600	0,62	1,24	16,5	6	2,1	0,5	12,31	28,0

Глава VIII. Выбор способа канализации электроэнергии и сечения кабельных линий.
8.1 Выбор способа канализации электроэнергии.
В промышленных распределительных электрических сетях 6 – 10 кВ в качестве основных способов канализации электроэнергии применяются кабельные линии электропередачи (КЛ) и токопроводы.

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 и вибрации, от повреждения электрической дугой при замыкании в соседнем кабеле. Сечение жил кабеля должно соответствовать допустимой токовой нагрузке для участка трассы с наихудшими условиями охлаждения. Каждая КЛ должна иметь свой номер или наименование. На трассе КЛ, проложенной в незастроенной местности, должны устанавливаться опознавательные знаки.

В промышленных предприятиях черной, цветной металлургии, химических и других энергоемких производств встречается необходимость передавать в одном направлении токи порядка 2000 – 5000 А и более. Передача таких токов при помощи кабельных сетей становится затруднительной технически и нерациональной экономически. В этих случаях для передачи электрической энергии на относительно небольшие расстояния, до 1 – 2 км, становится целесообразным применение шинопроводов высокого напряжения.

Шинопроводы высокого напряжения прокладываются в подземных и надземных туннелях и коридорах. Предпочтение чаще всего отдается надземному варианту исполнения, так как в этом случае обеспечивается лучшая вентиляция, сокращаются земляные работы, отпадает необходимость установки для откачки грунтовых вод и т.п.

Нанесем на генеральный план схему канализации электроэнергии по территории промышленного предприятия, нанося при этом трассы кабельных линий электропередач (рисунок 11).



Рисунок 11 – Схема канализации электроэнергии
8.2 Выбор сечения кабельных линий.
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. При прокладке кабельных линий в земле допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля в нормальном и послеаварийном режимах определяются по выражениям:

I_ДОП = К₁· К₂· К₃ · К₄ · К₅ · I_{ТАБ.ДОП} (8.1)

К₁ - коэффициент допустимой кратковременной перегрузки [5, стр.21];

К₂ - коэффициент перегрузки на время ликвидации аварии [5, стр.22];

К₃ - поправочный коэффициент на действительную температуру [5, стр.24];

К₄ - поправочный коэффициент на количество кабелей проложенных в траншее [5, стр.39];

К₅ - поправочный коэффициент на удельное тепловое сопротивление земли.

I_{ТАБ.ДОП} - допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля по таблицам ПУЭ для различных марок кабеля (для различной изоляции кабеля).

В данном проекте будут использованы коэффициенты К₂ так как КЛ прокладываются по воздуху.

При проверке сечения кабеля по условиям послеаварийного режима для кабельных линий напряжением до 10 кВ необходимо учитывать допускаемую в течение пяти суток на время ликвидации аварии перегрузку в зависимости от вида изоляции:

• для кабелей с полиэтиленовой изоляцией допускаются перегрузка до 10% номинальной;

• для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией до 15%;

• для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена до 20%;

• для кабелей с бумажной изоляцией до 30%.

Произведём выбор и проверку кабельных линий электропередач на примере цеха №11 по плану;

К данному цеху проложена магистральная линия ПГВ-ТП11:

(8.2)



где x - количество ТП данного цеха.

Расчетный ток в нормальном режиме:

(8.3)



где n_НР - количество кабелей в нормальном режиме.

Расчетный ток в послеаварийном режиме:
(8.4)



Выбираем I_ДОП =138 А и для него выбираем стандартное сечение кабеля F_СТ.1 = 35 мм².

По выражению (8.1) находим I_ДОП учитывая К₂



Сделаем проверку выбранного сечения по экономической плотности тока (при Т_MAX более 5000 часов и для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена согласно ПУЭ j_ЭК = 1,6 А/мм²).

(8.5)



Выбираем ближайшее стандартное сечение кабеля F_СТ.2 =35 мм².

Далее выбираем из двух сечений наибольшее F_КЛ =35 мм².

В цехах №11 и 12 установлены по 4 двигателя СТД-1000-2 (Р_ном = 1000 кВт; n = 3000 об/мин). К каждому двигателю прокладываем по одному отдельному кабелю.

Все кабельные линии на напряжение 6 кВ выполнены трехжильным кабелем АПвП [22], а линии на 0,4 – четырехжильным АПвВГ. Результаты расчетов выбора и проверки кабельных линий электропередач сведем в таблицу №14.


Таблица 9 Выбор сечений кабельных линий

№	N1	N2	кол. линий	Sрл [кВА]	Iр.нр [A]	Iр.пар [A]	Fст.1 [мм2]	К2	Iтаб.доп [A]	Iдоп [A]	Jэк [A/мм2]	Fэк [мм2]	Fст.2 [мм2]	Fкл [мм2]
1	ПГВ	ТП1.1	2	2805,4	135,0	270,0	95	1,2	248	297,6	1,6	84,36	95	95
2	ТП1.1	ТП1.2	2	1402,7	67,5	135,0	35	1,2	138	165,6	1,6	42,18	35	35
3	ПГВ	ТП4	2	2344,2	112,8	225,6	70	1,2	204	244,8	1,6	70,49	70	70
4	ТП4	ТП2	2	759,5	36,5	73,1	35	1,2	138	165,6	1,6	22,84	35	35
5	ПГВ	ТП8	2	4196,6	201,9	403,8	185	1,2	368	441,6	1,6	126,19	185	185
6	ТП8	ТП3.1	2	3975,3	191,3	382,5	150	1,2	321	385,2	1,6	119,54	150	150
7	ТП3.1	ТП3.2	2	1987,6	95,6	191,3	50	1,2	165	198	1,6	59,77	50	50
8	ПГВ	ТП5.1	2	3260,8	156,9	313,8	150	1,2	321	385,2	1,6	98,05	150	150
9	ТП5.1	ТП5.2	2	1630,4	78,4	156,9	35	1,2	138	165,6	1,6	49,03	35	35
10	ПГВ	ТП6	2	4707,8	226,5	453,0	240	1,2	432	518,4	1,6	141,56	240	240
11	ТП6	ТП14.1	2	3958,9	190,5	380,9	150	1,2	321	385,2	1,6	119,04	150	150
12	ТП14.1	ТП14.2	2	1979,4	95,2	190,5	50	1,2	165	198	1,6	59,52	50	50
13	ПГВ	ТП11	2	683,0	32,9	65,7	35	1,2	138	165,6	1,6	20,54	35	35
14	ПГВ	ТП12	2	2793,7	134,4	268,8	95	1,2	248	297,6	1,6	84,01	95	95
15	ПГВ	ТП9	2	763,5	36,7	73,5	35	1,2	138	165,6	1,6	22,96	35	35
16	ТП9	РУ10	2	164,0	7,9	15,8	35	1,2	138	165,6	1,6	4,93	35	35
17	ПГВ	2 (6 кВ)	2	4912,0	236,3	472,7	240	1,2	432	518,4	1,6	147,71	240	240
18	ПГВ	11 (6 кВ)	4	3400,0	81,8	163,6	35	1,2	138	165,6	2,6	31,46	35	35
19	ПГВ	12 (6 кВ)	4	3200,0	77,0	154,0	35	1,2	138	165,6	3,6	21,38	35	35

Глава IX. Расчет токов короткого замыкания.
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 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).

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 площадей сечений и стальными проводами, а также для протяженных кабельных сетей малых сечений с большим активным сопротивлением.

В электроустановках напряжением до 1 кВ учитывают индуктивные и активные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи (переходные контакты аппаратов, токовые катушки, переходные сопротивления и т.д.). При этом следует отметить, что влияние сопротивления энергосистемы на результаты расчета токов КЗ на стороне до 1 кВ невелико. Поэтому в практических расчетах сопротивлением на стороне 6 – 10 кВ часто пренебрегают, считая его равным нулю.

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, в которой трансформаторные связи заменяются электрическими. 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.


Рисунок 12 – Принципиальная схема расчета токов короткого замыкания и схема замещения