Электроснабжение завода по производству огнеупоров

• Введение
• 1. Основная часть. Проектирование электроснабжения завода
• 1.1 Технологический процесс производства
• 1.2 Исходные данные на проектирование
• 1.3 Проектирование электроснабжения механического цеха
• 1.3.1 Расчет электрических нагрузок механического цеха
• 1.4 Расчет силовой и осветительных нагрузок завода
• 1.4.1 Картограмма электрических нагрузок завода
• 1.5 Компенсация реактивной мощности и выбор числа цеховых трансформаторов
• 1.6 Определение потерь в цеховых трансформаторах
• 1.7 Расчет нагрузки синхронных двигателей
• 1.8 Выбор высоковольтной батареи конденсаторов
• 1.9 Технико-экономический расчет вариантов внешнего электроснабжения
• 1.10 Выбор оборудования и расчет токов короткого замыкания U>1кВ
• 1.10.1 Расчет суммарного тока КЗ
• 1.10.2 Выбор выключателей
• 1.10.3 Выбор трансформаторов тока
• 1.10.4 Выбор трансформаторов напряжения
• 1.10.5 Выбор выключателей нагрузки
• 1.10.6 Выбор силовых кабелей отходящих линий
• 1.11 Выбор оборудования для электроприемников цеха
• 1.11.1 Расчет токов короткого замыкания на U<1 кВ
• 1.12 Релейная защита и автоматика
• 1.13 Заземление и молниезащита ГПП
• 1.13.1 Расчет заземления ГПП
• 1.13.2 Расчет молниезащиты ГПП
• 2. Специальная часть. Автоматическое регулирование мощности конденсаторов
• 2.1 Общие сведения о компенсации реактивной мощности
• 2.2 Определение мощности батарей конденсаторов
• 2.3 Размещение конденсаторов и автоматизации их работы
• 3. Расчет для низковольтной батареи конденсаторов
• 4. Безопасность жизнедеятельности
• 4.1 Анализ условий труда в механическом цехе
• 4.2 Акустический расчет механического цеха
• 4.2.1 Определение допустимых уровней звукового давления L_доп для расчетных точек
• 4.2.2 Расчет зануления
• 4.3 Обеспечение пожаробезопасности рабочего процесса
• 4.3.1 Расчет количества огнетушителей
• 4.3.2 Разработка вопросов пожарной безопасности в цехах
• 4.3.3 Пожарная сигнализация
• Вывод
• Заключение
• Список литературы

Основой рационального решения комплекса технико-экономических вопросов при проектировании электроснабжения современного промышленного предприятия является правильное определение ожидаемых электрических нагрузок. Определение электрических нагрузок является первым этапом проектирования любой системы электроснабжения. Значения электрических нагрузок определяют выбор всех элементов и технико-экономические показатели проектируемой системы электроснабжения. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты в системе электроснабжения, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. Ошибка при определении электрических нагрузок приводит к увеличению экономических и ухудшению технических показателей промышленного предприятия.

Также необходимо рассчитывать экономически и технически целесообразный объем реактивной мощности, потребляемый из энергосистемы и сделать правильный выбор средств компенсации, их мощности и места размещения. От этого также будет зависеть эффективность использования энергетических ресурсов и оборудования.

Для определения оптимального варианта схемы внешнего электроснабжения, параметров электросети и ее элементов, необходимо проведение технико-экономических расчетов. При этом необходимо произвести всесторонний анализ технических и экономических показателей. Только сопоставление и анализ всех технико-экономических показателей, характеризующих возможные варианты, позволяет провести выбор наилучшего решения. Следующим этапом расчетов является окончательное определение схемы электроснабжения и ее параметров, выбор необходимого электрооборудования, проводов и кабелей.

Большое внимание следует также уделять вопросам охраны труда и оценки экономической эффективности принимаемых решений.

1. Основная часть. Проектирование электроснабжения завода.

1.1 Технологический процесс производства.

Предприятие специализируется на изготовлении керамической плитки, санитарно-технической керамики, кислотоупоров и другой огнеупорной продукции. Технологический процесс производства включает следующие стадии: карьерные работы, подготовка глиняной массы, формирование изделий, сушку отформованных изделий, обжиг изделий и упаковку.

Добыча глины осуществляется в карьерах. Метод добычи должен быть увязан с мощностью пласта и характером залегания глин.

Транспортирование глины из карьера на завод осуществляется по-разному. Экономически выгодным и обеспечивающим бесперебойную подачу глины на завод считается рельсовый транспорт. Безрельсовый транспорт используется с учетом местных условий.

В зависимости от свойств исходного сырья и вида изготовляемой продукции подготовку глиняной массы осуществляют полусухим, пластическим и шликерным (мокрым) способами.

По первому способу сырьевые материалы после дробления на вальцах выдерживают в сушильном барабане (до остаточной влажности 6−8%), затем измельчают в дезинтеграторе, просеивают, увлажняют (до влажности 8−12%) и перемешивают. Полусухой способ подготовки глиняной массы используется при производстве плиток для облицовки стен, полов и др.

При пластическом способе подготовки глиняной массы исходное сырье дробят, тонко измельчают и увлажняют до получения однородной пластичной массы влажностью 8−22%. Этот способ применяется при производстве глиняного кирпича, керамических камней, черепицы, труб.

По шликерному способу подготовки глиняной массы высушенные сырьевые материалы измельчают в порошок и смешивают с водой до получения однородной массы — шликера, который используют для получения изделий способом литья (санитарно-технические изделия, декоративная керамика и др.) или после его сушки в распылительных башенных сушилках. Технология получения пресс-порошка в распылительных сушилках заключается в совмещении процессов обезвоживания, дробления и сепарации керамической массы. Обезвоживание ее в распылительных сушилках позволяет в 3,5 раза повысить производительность труда и в 1,5 раза сократить капитальные затраты на производство готовой продукции.

Формирование изделий осуществляется на прессах: при первом способе подготовки глиняной массы — гидравлических и механических, при втором — ленточных вакуумных или безвакуумных. Вакуумирование глины способствует повышению плотности изделий на 6−8% (прочность увеличивается на 30−40%) и снижению их водопоглощения.

Основными способами производства керамических стеновых материалов являются пластические для подготовки глиномассы и формирования изделий (рисунок 1).

Рисунок 1 — Схема технологического процесса производства керамических кирпича и камней по пластическому способу: 1 — приготовление глиняной массы; 2 — формование изделий; 3 — сушка отформованных изделий; 4 — обжиг высушенных изделий.

При пластическом способе производства керамических изделий технологический процесс усложняется, однако создается возможность получать высокопустотные, укрупненные керамические стеновые материалы, при этом повышается качество изделий, их морозостойкость.

Сушка изделий — обязательная промежуточная стадия технологического процесса производства керамических изделий. Ускорение процесса сушки изделий достигается в сушилах периодического (камерных) и непрерывного (туннельных) действия.

Туннельный способ сушки является более прогрессивным по сравнению с камерным. Сушило представляет собой туннель длиной от 20 до 45 м, внутри которого уложены рельсы.

Продолжительность процесса сушки составляет от 24 часов до 3 суток. Изделия необходимо высушить, чтобы содержание влаги в них не превышало 5%, во избежание неравномерной усадки и растрескивания при обжиге.

Обжиг изделий производят в кольцевых и туннельных печах непрерывного действия. Туннельные печи экономичнее кольцевых в силу более высокого уровня механизации производства, а также лучшего использования тепловой энергии.

Туннельная печь — это туннель длиной от 60 до 230 м в зависимости от размеров обжигаемых изделий, шириной 3−5 м, высотой около 2 м. Условно печь делят на три зоны — подогрева, обжига и охлаждения, которые последовательно в течении 18−36 ч проходят вагонетки с кирпичом-сырцом.

При достижении максимальной температуры обжига изделия подвергаются изотермической выдержке для выравнивания температуры по всей их толще. Охлаждение их ведут очень медленно, постепенно снижая температуру до 500−600?С. Производительность туннельных печей — до 500 млн шт. кирпича в год.

Обжиг является завершающей и ответственной стадией производства керамических изделий. Режим обжига определяет качество продукции, технико-экономические показатели производства (расход топлива, электроэнергии и др.). Например, суммарные затраты на обжиг достигают 35−40%, а потери от брака — почти 10% от себестоимости товарной продукции.

1.2 Исходные данные на проектирование.

1. Схема генерального плана завода (лист 1).

2. Сведения об электрических нагрузках по цехам завода (таблица 1.1).

3. Питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы, на которой установлены два параллельно работающих трансформатора мощностью по 40 МВА, напряжением 115/37/10,5 кВ. Мощность системы 650 МВА, мощность короткого замыкания на шинах 115 кВ равна 880 МВА.

4. Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 5,5 км.

5. Завод работает в две смены.

Таблица 1.1 — Электрические нагрузки по цехам завода.

1.3 Проектирование электроснабжения механического цеха.

Таблица 1.2 — Электрические нагрузки механического цеха.

1.3.1 Расчет электрических нагрузок механического цеха.

Расчет электрических нагрузок производится в таблице 1.3 «Расчет нагрузок по механическому цеху». Эта таблица является сводной как для подсчета силовых нагрузок по отдельным узлам питания, так и для шин ТП.

В рассматриваемом механическом цехе имеется два мостовых крана с ПВ=25%.

Необходимо привести установленную мощность кранов к ПВ=100%:

P_н=P_устЧ,(1.1).

для крана с ПВ-25%:

Р_н= P_нЧ =36,5Ч= 18,3 кВт.

Все электроприемники, присоединенные к определенному узлу питания, разбиваются на характерные группы, имеющие одинаковый режим работы (это ЭП с одинаковыми Ки и cos).

Для каждой характерной группы указывается количество и мощность входящих в нее электроприемников, а для многодвигательного агрегата указывается количество и мощность входящих в него двигателей.

Наметим узлы питания: ШРА 1, ШРА 2, ШР.

Необходимо для каждой отдельной линии сделать выборку ЭП по группам, А и Б.

К группе, А относятся ЭП с переменным графиком работы.

К группе Б относятся ЭП длительного режима работы с постоянным графиком нагрузок.

Производим расчет электрических нагрузок и занесем результаты в таблицу 1.3.

Основные используемые формулы:

Число m, которое используется для определения способа нахождения эффективного числа ЭП n_э, определяется по формуле.

(1.2).

где P_нмакс; Р_нмин — номинальные активные мощности наибольшего и наименьшего ЭП в группе А.

Точное значение не требуется, достаточно определить m>3 или mЈ 3.

Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену для каждой характерной подгруппы ЭП определяется по формуле.

Р_см=К_и· Р_н, кВт (1.3).

где К_и — коэффициент использования;

Р_н — номинальная мощность электроприемников.

Средняя реактивная нагрузка на наиболее загруженную смену для каждой характерной группы ЭП определяется по формуле.

Q_см = Р_см· tgj, кВар (1.4).

где Р_см — средняя реактивная нагрузка на наиболее загруженную смену.

По полученным данным определяется средневзвешенное значение коэффициента использования по данному расчетному узлу.

(1.5).

где SР_см — суммарное значение средней реактивной нагрузки за наиболее загруженную смену по данному расчетному узлу.

Далее необходимо подсчитать эффективное число ЭП n_э, для данного расчетного узла питания.

При mЈ3 эффективное число электроприемников принимается равным их фактическому числу n, т. е. n=n_э.

При m>3 и групповом коэффициенте К_и>0,2 эффективное число электроприемников определяется по формуле.

(1.6).

Если средневзвешенный групповой коэффициент использования К_и<0,2 эффективное число ЭП определяется по справочникам, тогда расчет n_э производится в следующей последовательности.

Значение Р?, рассчитано по формуле.

кВт (1.7).

Значение n?, определяется по формуле.

(1.8).

Значение, определяется по таблицам в зависимости от Р? и n?.

Искомое значение эффективного числа электроприемников определяется.

n_э=n_э?· n. (1.9).

Коэффициент максимума К_м определяется по таблицам в зависимости от n_э и К_и. Максимальная активная получасовая нагрузка от силовых электроприемников узла равна:

Р_м=К_м· Р_см, кВт (1.10).

Максимальная реактивная получасовая нагрузка от силовых ЭП узла принимается равной при.

n_эЈ10 Q_м=1,1ЧQ_см;

n_э>10 Q_м= Q_см.

Для ЭП группы Б с практическим постоянным графиком нагрузки К_м принимается равным единице и максимальная электрическая нагрузка равна средней в наиболее загруженную смену: Р_см=Р_м и Q_м=Q_см.

Максимальная полная нагрузка расчетного узла питания определяется по формуле.

кВА (1.11).

Таблица 1.3 — Расчет нагрузок по механическому цеху.

1.4 Расчет силовой и осветительных нагрузок завода.

Расчет осветительной нагрузки при определении нагрузки предприятия производим упрощенным методом по удельной плотности осветительной нагрузки на квадратный метр производственных площадей и коэффициенту спроса.

По этому методу расчетная осветительная нагрузка принимается равной средней мощности освещения за наиболее загруженную смену и определяется по формуле:

Р_po=К_coЧР_уо, кВт (1.12).

Q_po=tgj_оЧР_ро, квар, (1.13).

где К_co — коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки;

tgj_о — коэффициент реактивной мощности, определяется по cosj;

Р_уо — установленная мощность приемников освещения по цеху, определяется по удельной осветительной нагрузке на 1 м² поверхности пола известной производственной площади:

Р_уо=r_оЧF, кВт (1.14).

где F — площадь производственного помещения, которая определяется по генеральному плану завода, м²;

r_? ??удельная расчетная мощность кВт/м².

Все расчетные данные заносятся в таблицу 1.4 «Расчет осветительной нагрузки» .

Расчет электрических нагрузок напряжением до 1 кВ по цехам завода производим методом упорядоченных диаграмм. Отдельной строкой по каждому цеху определяем силовые и осветительные нагрузки, затем суммированием находим полную мощность цеха. Результаты расчета силовых и осветительных нагрузок по цехам сведены в таблицу 1.6 «Расчет силовой нагрузки завода по производству огнеупоров напряжением 0,4 кВ» .

Таблица 1.4 — Расчет осветительной нагрузки.

1.4.1 Картограмма электрических нагрузок завода.

Картограмма электрических нагрузок представляет собой графическое измерение электрических нагрузок по цехам. Она отображается на генплане в виде кругов в масштабе отображенных электрических нагрузок. В центре этих окружностей совпадают с центрами электрических нагрузок цехов.

В зависимости от структуры энергопотребления, картограмма может быть нанесена на генплан отдельно для активной и реактивной мощности, и отдельно для низковольтной и высоковольтной нагрузки.

Низковольтная нагрузка должна наглядно показывать долю осветительной нагрузки цеха, в котором изображается в виде сектора круга соответствующего цеха.

Площадь окружности в выбранном масштабе.

P_см = р r² Ч m; (1.15).

r = /рЧ m; (1.16).

m = P_см /рЧr²(1.17).

где m — это масштаб для определения площади круга, который выбирается проектировщиками в зависимости от масштаба генплана и величины нагрузок предприятия.

Для изображения электрических нагрузок каждого цеха на картограмме в виде сектора круга необходимо определить угол сектора.

б = P_Р осв / P_см Ч360(1.18).

Таблица 1.5 — Картограмма электрических нагрузок завода.

Таблица 1.6 — Расчет силовых нагрузок завода напряжением U = 0,4кВ.

1.5 Компенсация реактивной мощности и выбор числа цеховых трансформаторов.

Правильное определение числа и мощности цеховых трансформаторов, возможно только путем технико-экономических расчетов, с учетом следующих факторов: категории надежности электроснабжения потребителей, компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1кВ, перегрузочной способности трансформаторов в нормальном и аварийном режимах; шага стандартных мощностей; экономичных режимов работы трансформаторов в зависимости от графика нагрузки.

Данные для расчета:

Р_p0,4= 7805кВт;

Q_p0,4= 5801 кВар;

S_p0,4= 9725 кВА.

Завод по производству огнеупоров относится ко II категории потребителей, завод работает в две смены, следовательно, коэффициент загрузки трансформаторов К_зтр=0,8. Принимаем трансформатор мощностью S_нт=1000 кВА.

Для каждой технологически концентрированной группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности минимальное их число, необходимое для питания наибольшей расчетной активной нагрузки, рассчитывается по формуле.

(1.19).

где Р_р 0,4 — суммарная расчетная активная нагрузка;

К_з — коэффициент загрузки трансформатора;

S_нт — принятая номинальная мощность трансформатора;

DN — добавка до ближайшего целого числа.

Экономически целесообразное число трансформаторов определяется по формуле.

N _{т. э} = N _min + m, (1.20).

где m — дополнительное число трансформаторов;

N_{т. э} — определяется удельными затратами на передачу реактивной мощности с учетом постоянных составляющих капитальных затрат З^*_п/ст.

З^*_п/ст= 0,5; К_з = 0,8; N _min = 11; DN = 0,24. (1.21).

Тогда из справочника по кривым определяем m, для нашего случая m =1, значит N _{т. э} = 10+1=11 трансформаторов.

По выбранному числу трансформаторов определяют наибольшую реактивную мощность Q₁, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ, по формуле:

(1.22).

Рисунок 1.1.

Из условия баланса реактивной мощности на шинах 0,4 кВ определим величину Q_{нбк 1}.

Q_{нбк 1}+Q₁=Q_р 0,4, (1.23).

то.

Q_{нбк 1}= Q_р 0,4 — Q₁=5801 — 4064,7= 1736 кВар (1.24).

Дополнительная мощность Q_нбк2 НБК для данной группы трансформаторов определяется по формуле.

Q_{нбк 2} =Q_{р 0,4 -} Q_{нбк 1} - —Ч?N_{т э} Ч?S_нт.

Принимаем Q_нбк2=0.

Определим мощность одной батареи конденсаторов, приходящуюся на каждый трансформатор

(1.25).

Выбираем конденсатор УКЛН-0,38−200−50УЗ.

На основании расчетов, составляется таблица 1.7 — Распределение нагрузок цехов по ТП, в которой показано распределение низковольтной нагрузки по цеховым ТП.

Таблица 1.7 — Распределение низковольтной нагрузки по цеховым ТП.

1.6 Определение потерь в цеховых трансформаторах.

Выбираем трансформаторы ТМЗ-1000−10/0,4.

U_в=10 кB, U_н=0,4 кB, DP_хх=2,1 кВт, DP_кз=11,6кВт, I_хх=1,4%, U_кз=5,5%(1.26).

1) для ТП1, ТП2: (Кз=0,77; N=4).

DР_т = DР_хх+Кз²ЧDР_кз, кВт (1.27).

DР_т = (2,1+11,6Ч0,77²) Ч4 = 35,9 кВт.

DQ_т = 0,01Ч (DI_ххЧS_н+Кз²ЧU_кзЧS_н), кВар

DQ_т = 0,01Ч (1,4Ч1000+5,5Ч1000Ч0,77²) Ч4 = 186,4 кВар

2) для ТП3, ТП4: (Кз=0,78; N=4).

DР_т = (2,1+11,6Ч0,78²) Ч4 = 36,6 кВт.

DQ_т = 0,01Ч (1,4Ч1000+5,5Ч1000Ч0,78²) Ч4 = 189,8 кВар

3) для ТП5, ТП6: Кз=0,8; N=3.

DР_т = (2,1+11,6Ч0,8²) Ч3 = 28,6 кВт.

DQ_т = 0,01Ч (1,4Ч1000+5,5Ч1000Ч0,8²) Ч3 = 147,6 кВар

Суммарные потери в трансформаторах:

УР₁₋₁₁=35,9 +36,6 +28,6 = 101,1 кВт.

УQ₁₋₁₁=186,4 +189,8 + 147,6 = 523,9 кВар

Результаты сведем в таблицу 1.8.

Таблица 1.8.

1.7 Расчет нагрузки синхронных двигателей.

Исходные данные:

Р_н СД =630 кВт; cos j = 0,9 tg j = 0,48;

N_СД = 10; к _з = = 0,85.(1.28).

Определим расчетные активные и реактивные мощности для СД:

Р _р СД = Р _н СД Ч N_СД Ч к _з, кВт;(1.29).

Р _р СД =630 Ч 10 Ч 0,85 = 5355 кВт;

Q _р СД = Р _р СД Ч tg j, кВар;

Q _р СД = 5355Ч 0,48 = 2570,4 кВар

1.8 Выбор высоковольтной батареи конденсаторов.

Рисунок 1.2.

Составим схему замещения, показанную на рисунке 1.2.

Определим неизвестные компоненты.

Резервная мощность Q_рез необходима для послеаварийного режима (10−15% берется из энергосистемы).

Она не используется постоянно, только в критических случаях.

Q_рез=0,1 Ч УQ_расч, кВар; (1.30).

Q_рез =0,1Ч (Q_р0,4+ДQ_т) =0,1Ч6324,9=632,4 кВар. (1.31).

Мощность, поступающая от энергосистемы:

Q_э=0,23 Ч УP_р=0,23 Ч (P_р0,4+ДP_т+P_сд).

Q_э =0,23 Ч (7805+101,1+5355) =3050 кВар. (1.32).

Теперь, зная величины всех реактивных мощностей можем составить баланс реактивной мощности:

Q_ВБК=Q_р0,4+ДQ_т+Q_рез-Q_э — Q_сд = 5801+523,9−632,4−3050−2570,4= 72,1 кВар

Так как Q_ВБК < 200, то ВБК не выбираем.

Уточненный расчет электрических нагрузок по заводу приведен в таблице 1.9.

Таблица 1.9 — Уточненный расчет нагрузок по заводу.

1.9 Технико-экономический расчет вариантов внешнего электроснабжения.

Рисунок 1.3 — Схема подстанции энергосистемы.

Питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы, на которой установлены два параллельно работающих трансформатора мощностью по 40 МВА, напряжением 115/37/10,5 кВ. Мощность системы 650 МВА, мощность короткого замыкания на шинах 115 кВ равна 880 МВА. Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 5,5 км. Завод работает в две смены. Стоимость электроэнергии С = 6,4 тг/кВтч.

Для технико-экономического сравнения вариантов электроснабжения завода рассмотрим три варианта представленных на рисунке 1.3:

Рисунок 1.4 — Первый вариант схемы внешнего электроснабжения Выбираем электрооборудование по первому варианту.

1. Выбираем трансформаторы ГПП:

От энергосистемы идет полностью активная мощность Р и часть реактивной мощности Q_э:

(1.33).

Примем два трансформатора мощностью 10 000 кВА.

Коэффициент загрузки:

(1.34).

Коэффициент загрузки 2-х трансформаторной подстанции II категории должен быть не более Кз = 0,85, следовательно примем трансформаторы типа ТДН-10 000/110.

Паспортные данные трансформатора: тип трансформатора ТДН-10 000/110, S_н=10 000 кВА, U_вн=115кВ, U_нн=11 кВ, DР_хх=14кВт, DР_кз=58кВт, u_кз=10,5%, I_хх=0,9%.

Потери мощности в трансформаторах:

активной:

кВт (1.35).

реактивной:

DQ_ТГПП =0,02Ч (I_ххЧS_н+U_кзЧ S_нЧКз²) (1.36).

DQ_ТГПП = 0,02Ч (0,9 Ч 10 000 + 10,5 Ч 10 000 Ч 0,67²) = 1123 кВт.

Потери энергии в трансформаторах. При двухсменном режиме работы:

Т_вкл=4000ч. Т_макс=4000ч.,(1.37).

тогда время максимальных потерь:

(1.38).

Потери электроэнергии в трансформаторах ГПП:

ДW=2Ч (ДP_ххЧT_вкл+ДP_кзЧ ф ЧK_з²).

ДW=2 Ч (14 Ч 4000 + 58 Ч 2405 Ч 0,67²) =237 541 кВт· ч.

2. ЛЭП-110 кВ Полная мощность, проходящая по ЛЭП:

(1.39).

Расчетный ток, проходящий по одной линии.

(1.40).

Ток аварийного режима:

I_а=2ЧI_р=2Ч33,9=67,8 А (1.41).

Выбор сечения ЛЭП:

1) по экономической плотности тока.

(1.42).

где I_р=33,9 А расчетный ток линии;

j=1,1 А/мм² экономическая плотность тока для Казахстана;

2) по условию потерь на «корону» для напряжения 110кВ минимальное сечение провода F=70 мм² и допустимый ток для провода АС -70, I_доп=265А;

3) проверим выбранные провода по допустимому нагреву, при расчетном токе I_доп=265А>I_р=33,9 А;

4) проверяем выбранные провода режиме перегрузки: коэффициент перегрузки К_п=1,3; следовательно допустимый аварийный ток равен:

I_{доп ав}=1,3ЧI_доп=1,3Ч265=344,5 A>I_ав=67,8 A (1.43).

(1.44).

Определим потери электроэнергии в ЛЭП:

(1.45).

где R=r₀ЧL=5,5Ч0,46=2,53 Ом,.

r₀=0,46 Ом/км — удельное сопротивление сталеалюминевого провода сечением 70 мм², L=5,5 км — длина линии.

Выбор коммутационной аппаратуры на напряжение U=110 кВ.

Перед выбором аппаратов составим схему замещения (рисунок 1.5) и рассчитаем ток короткого замыкания в относительных единицах.

Рисунок 1.5.

Расчет I_{кз (}в о. е).

S_б=1000 МВА; S_кз=880МВА; U_б=115кВ. (1.46).

х_с= S_б /S_кз= 1000/880=1,14 о. е., (1.47).

(1.48).

(1.50).

(1.49).

1) Выключатели В1, В2, В3, В4..

Выбираем выключатель МКП-110Б-630−20У1.

2) Разъединитель Принимаем разъединитель РНДЗ-110/1000У1.

Iном=1000А >Iав=67,8 А; Iпред= 80 кА> i_y= 9,97кА;

Iтерм= 31,5кА> Ik =3,93 кА;

Цена= 7,435 тыс. у.е.

3) Ограничители перенапряжения ОПН Выбираем ОПНн-110−420−77−10 УХЛ1.

Расчет затрат по первому варианту схемы электроснабжения. Затраты на выключатели В1, В2, В3, В4:

К_{В1, В2, В3, В4}= N· К_В, (1.51).

где N — количество выключателей; К_В — стоимость выключателя.

К_{В1, В2, В3, В4}= 4Ч20,130= 80,520 тыс. у.е.

Затраты на ЛЭП на двухцепной железобетонной опоре:

К_ЛЭП = LЧК_уд,.(1.52).

где L — длина линии;

К_уд = 25,500 у.е. /км, стоимость 1 км ЛЭП.

К_ЛЭП =5,5Ч25,500=140,250 тыс. у.е.

Затраты на тр ГПП:

К_{тр ГПП}= N· Ктр, (1.53).

где N — число трансформаторов;

К_тр — стоимость трансформатора.

К_{тр ГПП}=2Ч48=96 тыс. у.е.

Затраты на разъединители:

К_раз= N· Краз, (1.54).

где N — количество разъединителей; К_раз — стоимость разъединителя.

К_раз=11Ч7,435= 81,875 тыс. у.е.(1.55).

Затраты на ОПН:

К_опн= N· К_опн,.

где N — количество ОПН; К_опн — стоимость ОПН.

К_опн=2Ч1,8= 3,6 тыс. у.е.(1.56).

Суммарные затраты на оборудование первого варианта:

К_У1=К_ВЫК +К_ЛЭП +К_разъед +К_опн +К_т гпп.

К_У1=80,52+140,25+81,78+3,6+96 = 402,15 тыс. у.е. .

Определим издержки. Издержки на эксплуатацию ЛЭП:

И_{экс ЛЭП}=0,028ЧК_ЛЭП=0,028Ч140,25=3,93 тыс. у.е. (1.57).

Издержки на эксплуатацию оборудования:

И_{экс об}=0,03ЧК_об=0,03Ч261,9=7,86 тыс. у.е. (1.58).

где К_об -суммарные затраты без стоимости ЛЭП.

Амортизационные издержки на ЛЭП:

И_а ЛЭП=0,028ЧК_ЛЭП=0,028Ч140,25=3,93 тыс. у.е. (1.59).

Амортизационные издержки на оборудование:

И_а об=0,063ЧК_об=0,063Ч261,9=16,5 тыс. у.е. (1.60).

Стоимость потерь электроэнергии.

Ипот=СoЧ (Wтргпп+ Wлэп) =0,05Ч (237 541 +41 955) =13,974 тыс. у.е., (1.61).

где Сo= = 0,05 y. e. /кВтЧч (1.62).

Суммарные издержки:

И_У1=Иа+Ипот+Иэ,.

И_У1=3,93+16,5+13,97+3,93+7,86=46,2 тыс. у.е.(1.63).

Приведенные суммарные затраты:

З_I=0,12ЧК_У1+ И_У1=0,12Ч402,15+46,2= 94,5 тыс. у.е.

Второй вариант Рисунок 1.6 — Второй вариант схемы внешнего электроснабжения.

Выбираем электрооборудование по II варианту.

1. Выберем трансформаторы ГПП.

Выбираем два трансформатора мощностью 10 000 кВА.

Коэффициент загрузки К_з = 0,67.

Паспортные данные трансформатора: тип трансформаторара ТДНС-10 000/35, номинальная мощность S_н=10 000 кВА, U_вн=35кВ, U_нн=10,5 кВ,.

DР_хх=12кВт, DР_кз=60кВт, u_кз=8%, I_хх=0,75%.

Потери мощности в трансформаторах:

Активной Реактивной ДQ_т=.

Потери энергии в трансформаторах. При двухсменном режиме работы Т_вкл=4000 ч. Т_макс=4000 ч., тогда время максимальных потерь: ф=2405 ч. Потери электроэнергии в трансформаторах:

ДW=2 Ч (ДP_ххЧT_вкл+ ф ЧДP_кзЧ (К_з) ²= 2Ч (12Ч4000+60Ч2405Ч0,67 ²) =225 870 кВтЧч.

2. ЛЭП-35кВ. Полная мощность, проходящая по ЛЭП.

=.

Расчетный ток, проходящий по одной линии.

I_р=.

Ток аварийного режима.

I_ав=2ЧI_р=2Ч106,1=212,2 А.

Выбор сечения ЛЭП.

1) по экономической плотности тока мм^2,.

где I_р=106,1 А расчетный ток линии,.

j — экономическая плотность тока;

j =1,1 А/мм² при Т_м=3000−5000 ч и алюминиевых проводах.

Принимаем по экономической плотности тока провод АС -70, I_доп=265А.

2) проверим выбранные провода по допустимому нагреву:

при расчетном токе.

I_доп=265А>I_р=106,1 А.

3) коэффициент перегрузки К_п=1,3 при аварийном токе.

I_{доп ав}=1,3ЧI_доп=1,3Ч265=345 A>I_ав=212,2 A.

Определим потери электроэнергии в ЛЭП-35:

ДW_ЛЭП== ,.

где R=r₀Чl, где r₀=0,46 Ом/км удельное сопротивление сталеалюминевого провода сечением 70 мм²; l=5,5 — км длина линии.

Трансформатор энергосистемы. На подстанции энергосистемы расположены два трехобмоточных трансформатора ТДТН — 40 000/110/37/10,5.

Паспортные данные: тип трансформатора ТДТН-40 000/110, номинальная мощность.

S_н=40 000 кВА, U_вн=115кВ, U_сн=38,5кВ, U_нн=11 кВ,.

DР_хх=39кВт, DР_кз=200кВт, u_кз=10,5%, I_хх=0,6%(1.64).

Коэффициент долевого участия завода мощности трансформатора системы.

г=.

Долевым участием в потерях DР и DQ пренебрегаем. Потери электроэнергии в трансформаторах энергосистемы ДW=2Ч (ДP_ххЧT_вкл+ ф ЧДP_кзЧ (К_з) ²= 2Ч (39Ч4000+200Ч2405Ч0,17 ²) =339 802 кВтЧч Выбор коммутационной аппаратуры на напряжение U= 35 кВ.

Расчет токов КЗ проведем в относительных единицах. Схема замещения представлена на рисунке 1.7. В качестве базисных величин принимаем мощность S_б=1000 МВА и напряжение U_б=37 кВ, S_кз=880 MBA, тогда базисный ток будет:

Сопротивление системы Сопротивление трансформатора.

= о. е.

Сопротивление ЛЭП о. е.

S_К-1= U_бI_К-1=Ч37Ч6,4=409,7 кВА;.

i_У1 =ЧК_УЧI_К-1 =Ч1,8Ч6,4=16,3 кА.

S_К-2= U_бI_К-1=Ч37Ч4,2 = 268,8 кВА;.

i_У2 =ЧК_У ЧI_К-1=Ч1,8 Ч4,2 = 10,7Ка.

Рисунок 1.7.

1) Выключатели В1, В2.

Выключатели выбираем по аварийному току трансформаторов системы.

Принимаем, что мощность передаваемая через трансформатор по двум вторичным обмоткам трансформаторов распределена поровну (по 50%), поэтому:

Sав тр сист=2Ч20=40 МВА.

Iав=Sав/1,73ЧUн=40Ч1000/1,73Ч37=624,9 А,.

Ip=Iав/2=312,45 А Выбираем выключатели типа МКП-35−630−20У1.

Проверка выбранных выключателей:

Коэффициент долевого участия завода в стоимости выключателей В1 и В2:

2=.

2) Секционный выключатель В3:

I_В3= I_АВ/2 =312,45 кА Принимаем выключатель МКП-35−630−20У1.

Проверка выбранного выключателя:

Коэффициент долевого участия завода в стоимости выключателя В3:

3=.

3) Выключатели В4, В5, В6, В7: I_ав ЛЭП=212,2 А Принимаем выключатель МКП-35−630−20У1.

Проверка выбранного выключателя:

4) Разъединитель Принимаем разъединитель типа РНДЗ.1−35/1000 У1.

5) Ограничители перенапряжения. Выбираем ОПНп-35/400/40,5−10 УХЛ1.

Расчет затрат по второму варианту схемы электроснабжения. Суммарные затраты на оборудование второго варианта:

К_У2= г К_{В1, В2}+ г К_В3+К_{В4, В5, В6, В7} +К_ЛЭП+К_опн+К_раз + г К_тр-ра +К_т гпп, тыс. у. е.

Затраты на выключатели В1 и В2:

К_{В1, В2}=2ЧгЧКв=2Ч0,33Ч12,15=8,02 тыс. у.е.

Затраты на выключатель В3:

К_В3=гЧКв=0,16Ч12,15=1,94 тыс. у.е.

Затраты на выключатели В4, В5:

К_{В4, В5, В6, В7}=4ЧКв=4Ч12,15=48,6 тыс. у.е.

Затраты на ЛЭП:

К_уд = 27,3 тыс. у.е. /км, К_ЛЭП = lЧК_уд = 5,5Ч27,3 = 150,2 тыс. у.е.

Затраты на трансформаторы подстанции энергосистемы:

К_ат = 2ЧгЧКтр = 2Ч0,16Ч94,4=30,2 тыс. у.е.

Затраты на трансформаторы ГПП:

К_т гпп = 2Ч43 = 86 тыс. у.е.

Затраты на ОПН:

К_опн = 2Ч0,5 = 1 тыс. у.е.

Затраты на разъединители:

К_раз1−4 = 4Ч гЧ К_раз = 4Ч0,21Ч3,5 = 2,94 тыс. у.е.

К_раз5−6 = 2Ч гЧ К_раз = 2Ч0,11Ч3,5 = 0,77 тыс. у.е.

К_раз = 11Ч3,5= 38,5 тыс. у.е.

S К_раз = 2,94+0,77+38,5 = 42,2 тыс. у.е.

Суммарные затраты:

К_У2=8,02+1,94+48,6+150,2+1+42,2+30,2+86 = 368,2 тыс. у.е.

Суммарные издержки на оборудований второго варианта.

SИ₂=И_а+И_потери+И_э, тыс. у. е.

Издержки на эксплуатацию ЛЭП:

И_{экс ЛЭП}=0,028ЧК_ЛЭП=0,028Ч150,2 = 4,2 тыс. у.е.

Амортизация ЛЭП:

И_а ЛЭП=0,028ЧК_ЛЭП=0,028Ч150,2 = 4,2 тыс. у.е.

Издержки на эксплуатацию оборудования:

И_{экс об}=0,03ЧК_об=0,03Ч235,3= 7,06 тыс. у.е.,.

где К_об -суммарные затраты без стоимости ЛЭП.

Амортизация оборудования:

И_а об=0,063ЧК_об=0,063Ч235,3=14,8 тыс. у.е.

Стоимость потерь:

И_пот=СoЧ (Wтргпп+ Wлэп+ Wтр. эн. системы) = = 0,05Ч (225 870+339802+410 977) =48,832 тыс. у.е.

Суммарные издержки:

И_У2=4,2+14,8+4,2+7,06+48,8 =79,1 тыс. у.е.

Приведенные суммарные затраты:

З=0,12ЧК_У2+ И_У2=0,12Ч368,2+79,1= 123,3 тыс. у.е. /год.

Третий вариант Рисунок 1.8 — Третий вариант схемы внешнего электроснабжения.

Выбираем электрооборудование по III варианту..

1. ЛЭП -10 кВ Полная мощность, проходящая по ЛЭП:

Расчетный ток, проходящий по одной линии:

I_р=.

Ток аварийного режима:

I_ав=2ЧI_р=2Ч369,2=738,4А Выбор сечения ЛЭП:

1) по экономической плотности тока.

мм^2,.

где I_р=369,2 А расчетный ток линии.

j — экономическая плотность тока;

j =1,1 А/мм².

Для ЛЭП 6−10 кВ максимальное сечение воздушных линий по ПУЭ F=120мм². Примем два провода АС-120 с I_доп=380А в каждой.

2) проверим выбранные провода по допустимому нагреву:

при расчетном токе.

I_доп=N· I_доп =2Ч380=760 A;

I_доп I_р 760А335А.

3) проверим выбранные провода по аварийному режиму:

коэффициент перегрузки К_п=1,3, следовательно допустимый аварийный ток равен:

I_{доп ав}=1,3ЧI_доп=1,3Ч760=988 A, I_{доп ав} I_ав 988А738,4А.

Определим потери электроэнергии в ЛЭП:

W_ЛЭП== ,.

где R=Чl,.

где r₀=0,27 Ом/км удельное сопротивление сталеалюминевого провода сечением 120 мм²;

l=5,5 — км длина линии.

Трансформатор энергосистемы.

На подстанции энергосистемы расположены два трехобмоточных трансформатора ТДТН — 40 000/110/37/10,5, со следующими паспортными данными: номинальная мощность S_н=40 000 кВА, U_вн=115 кВ, U_сн=38,5 кВ, U_нн=11 кВ, DР_хх=39 кВт, DР_кз=200 кВт, u_кз=10,5%, I_хх=0,6%.

Коэффициент долевого участия завода мощности трансформатора системы:

г=.

Потери энергии в трансформаторах:

ДW=2Ч (ДP_ххЧT_вкл+ ф ЧДP_кзЧ (г) ²= 2Ч (39Ч4000+200Ч2405Ч0,17 ²) =339 802 кВтЧч.

Стоимость потерь:

И_пот=СoЧ (Wтр+ Wлэп) = 0,05Ч (1 455 531+339802) =897 667 тыс. у.е.

Так как стоимость потерь электроэнергии сопоставима с суммарными затратами, то дальнейший расчет не целесообразен.

Составим сводную таблицу по всем вариантам.

Таблица 1.10 — Результаты ТЭР по трем вариантам электроснабжения.

Вывод: для дальнейшего расчета принимаем первый вариант схемы внешнего электроснабжения.

1.10 Выбор оборудования и расчет токов короткого замыкания U>1кВ.

1.10.1 Расчет суммарного тока КЗ.

Для выбора оборудования произведем расчет токов КЗ на шинах ГПП завода и составим схему замещения (рисунок 1.9).

Рисунок 1.9.

Расчёт токов КЗ проведём в относительных единицах. В качестве базисных величин принимаем мощность и напряжение тогда базисный ток будет:

В компрессорной установлено десять синхронных двигателя со следующими характеристиками:

(1.65).

(1.66).

Выберем кабель к СД: Расчетный ток СД.

(1.67).

1) по экономической плотности тока:

.

где I_р=33 А расчетный ток СД;

j=1,2 А/мм² экономическая плотность тока.

Выбираем кабель марки ААШв-10- (3×70) с I_доп=165 А.

2) Проверяем выбранное сечение по термическому действию тока КЗ.

(1.68).

Окончательно выбираем кабель ААШв-10- (3×70) с Iдоп=165А.

Для выбранного кабеля Худ=0,086 Ом/км, r₀=0,443 Ом/км;

Ток КЗ от СД:

(1.69).

(1.70).

Суммарный ток КЗ в точке К-2:

(1.71).

Суммарный ударный ток в точке К-2:

(1.72).

Мощность КЗ в точке К-2:

1.10.2 Выбор выключателей.

Выбираем вводные выключатели:

Полная мощность:

S_р = кВА;

Расчетный ток:

I_р=.

Принимаем выключатель ВМПЭ-10−1000−20УЗ.

Проверим выбранный выключатель:

Выбор секционного выключателя. Через секционный выключатель проходит половина мощности, проходящей через вводные выключатели. Следовательно, расчетный ток, проходящий через выключатель:

I_р=.

Принимаем выключатель ВМПЭ-10−630−20УЗ.

Проверим выбранный выключатель:

Выбор выключателей отходящих линий:.

Магистраль ГПП-ТП1-ТП2:

Расчетная мощность ТП1, ТП2.

Расчетный ток ТП1, ТП2:

Принимаем выключатель ВММ-10−400−10У2.

Проверим выбранный выключатель:

Магистраль ГПП-ТП3-ТП4:

Расчетная мощность ТП3, ТП4:

кВА Расчетный ток ТП3, ТП4:

Принимаем выключатель ВММ-10А-400−10У2.

Проверим выбранный выключатель:

Магистраль ГПП-ТП5-ТП6: расчетная мощность ТП5, ТП6:

= 2509 кВА Расчетный ток ТП5, ТП6:

Принимаем выключатель ВММ-10А-400−10У2.

Проверим выбранный выключатель:

Магистраль ГПП-СД:

Расчетный ток СД:

Принимаем выключатель ВММ-10А-400−10У2.

Проверим выбранный выключатель:

1.10.3 Выбор трансформаторов тока.

Трансформаторы тока выбирают по номинальному току I_{ном. тт}, номинальному напряжению U_{ном. тт}, нагрузке вторичной цепи S_2ном, обеспечивающей погрешность в пределах паспортного класса точности.

Трансформаторы тока проверяют на внутреннюю и внешнюю электродинамическую К_дин и термическую стойкость К_тс к токам КЗ.

Выбор и проверка трансформаторов показаны в таблице 1.11.

Таблица 1.11.

Трансформаторы тока ввода На вводах к шинам первой и второй секции и на секционном выключателе примем трансформатор тока ТШЛП-10-У3: I_{ном. тт} = 600 А; S_{ном. тт} =20 ВА.

Таблица 1.12 — Нагрузка трансформатора тока.

Рассчитаем вторичную нагрузку трансформаторов тока.

Сопротивление вторичной нагрузки состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

R₂ = R_приб + R_пров + R_к-тов(1.73).

Сопротивление приборов определяется по формуле:

(1.74).

где S_приб — мощность, потребляемая приборами;

I₂ — вторичный номинальный ток прибора.

Допустимое сопротивление проводов:

(1.75).

(1.76).

Принимаем провод АКР ТВ F=2,5 мм²;

(1.77).

R₂ = R_приб + R_пров + R_к-тов = 0,26 + 0,056 + 0,1 = 0,416 Ом (1.78).

S₂ = R₂ Ч I ²= 0,416 Ч 5² = 10,4 ВА; (1.79).

Вк=Iкз²Ч (tотк+Та) =4,87²Ч (0,095+0,04) =3,2 кА²с (1.80).

Трансформатор тока на линии ГППТП1-ТП2.

Примем трансформатор тока ТПЛК-10-У3: I_{ном. тт} = 400 А; S_{ном. тт} = 12 ВА.

Таблица 1.13 — Нагрузка трансформатора тока.

Сопротивление приборов:

Допустимое сопротивление проводов:

Принимаем провод АКР ТВ F=2,5 мм²;

R₂ = R_приб + R_пров + R_к-тов = 0,26 + 0,056 + 0,1 = 0,416 Ом.

S₂ = R₂ Ч = 0,416 Ч 5² = 10,4 ВА;

Вк=Iкз²Ч (tотк+Та) =4,87²Ч (0,095+0,04) =3,2 кА²с.

Выбираем трансформатор тока на линии ГППСД1−2.

Примем трансформатор тока ТПЛК-10-У3: I_{ном. тт} = 50 А; S_{ном. тт} = 12 ВА Таблица 1.14 — Нагрузка трансформатора тока.

Сопротивление приборов:

Допустимое сопротивление проводов:

0,48−0,3−0,1=0,08 Ом;

принимаем провод АКР ТВ; F=2,5 мм²;

S₂=R₂Ч =0,456Ч5²=11,4 ВА;

R₂=R_приб+R_пров+R_к-тов=0,3+0,056+0,1=0,456 Ом.

Трансформаторы на остальные элементы СЭС.

Ввод к ГПП: ТШЛ-10-У3.

На линии к ТП1−2: ТПЛК-10-У3.

На линии к ТП3−4: ТПЛК-10-У3.

На линии к ТП5−6: ТПЛК-10-У3.

1.10.4 Выбор трансформаторов напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираются по номинальному напряжению первичной цепи, классу точности и схеме соединения обмоток.

Соответствие классу точности следует проверить сопоставлением номинальной нагрузки вторичной цепи с фактической нагрузкой от подключенных приборов.

Нагрузка на каждую фазу определяется суммированием нагрузки всех параллельных катушек приборов (реле).

ВА.

Расчет для выбора трансформатора напряжения приведен в таблице 1.15.

Таблица 1.15.

Расчетная вторичная нагрузка:

Принимаем трансформатор напряжения типа НТМИ-10−66У3 и занесем условия выбора в таблицу 1.16.

Таблица 1.16.

1.10.5 Выбор выключателей нагрузки.

Расчёт токов, проходящих по кабелям, приведён ниже.

Токи, проходящие по линиям к цеховым подстанциям:

ТП1: I_p = 89,6 А.

ТП2: I_p = 44,8 А.

ТП3: I_p = 89,4 А.

ТП4: I_p = 44,7 А.

ТП5: I_p = 137,8 А.

ТП6: I_p = 34,5 А.

Для всех трансформаторов принимаем выключатель нагрузки типа ВНПу-10/40 010У3.

На ТП1-ТП4, ТП6 устанавливаем предохранители типа ПК3−10−100/100−31,5УЗ На ТП5 устанавливаем предохранители типа ПК4−10−200/160−31,5УЗ.

1.10.6 Выбор силовых кабелей отходящих линий.

Выбор кабелей производится по следующим условиям:

по экономической плотности тока:

по минимальному сечению F_min =aґI_кзґЦt_п;

по условию нагрева рабочим током I_{доп каб}I_р;

по аварийному режиму I_{доп ав}I_ав;

по потере напряжения DU_допDU_рас.

Все расчетные данные выбора кабелей занесены в таблицу 1.17 «Кабельный журнал» .

Таблица 1.17 — Кабельный журнал.

1.11 Выбор оборудования для электроприемников цеха.

Составим однолинейную схему электроснабжения отдела механического цеха (рисунок 1.2), а технические данные электроприемников питающихся от ШРА1, ШРА2, ШР1 представлены в таблице 1.18.

Рисунок 1.10 — Схема электроснабжения механического цеха Таблица 1.18 — Технические данные ЭП ШРА1, ШРА2, ШР1.