Курсовая работа: Розрахунок електропостачання цеху

ЗМІСТ

ВСТУП

Розділ 1. Визначення розрахункового навантаження заводу середнього машинобудування механічного цеху

Розділ 2. Техніко-економічне обґрунтування вибору схеми зовнішнього електропостачання підприємства

2.1 Економічне обґрунтування схеми зовнішнього електропостачання підприємства

2.2 Розрахунок заводського електропостачання

2.3 Вибір високовольтних вимикачів і перерізу провідників

2.4 Вибір схеми і конструктивного виконання цехової мережі

Розділ 3. Розрахунок компенсації реактивної потужності

ВИСНОВОК

СПИСОК ВИКОРИСТАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ

ВСТУП

Електричну енергію у сучасному розвиненому суспільстві широко використовують як у виробничій сфері, так і в побуті. Зараз навіть уявити важко, яким було б існування людей за відсутності електроенергії. Вона за допомогою різного роду пристроїв забезпечує виконання технологічних процесів у виробництві та побуті. Ці пристрої являють собою електроприймачі та споживачі електричної енергії. Приймачем електричної енергії (або електроприймачем) називають апарат, агрегат, механізм, за допомогою якого електрична енергія перетворюється в інший вид енергії (механічну, теплову, світлову, хімічну тощо) або ж у електричну з іншими параметрами. Найхарактернішими електроприймачами єдвигуни, електропечі, прилади освітлення, електротехнологічні пристрої тощо. Споживачем електроенергії називають електроприймач або групу електроприймачів, які об'єднані загальним технологічним процесом та розташовані на деякій визначеній території. Це може бути простий верстат з одним двигуном, або виробнича дільниця, корпус, завод, чи навіть місто загалом.

Вироблена електростанціями електроенергія споживається у промисловості, сільському господарстві, транспорті, комунально-побутовому секторі, а частина її втрачається під час передавання та розподілу в мережах електроенергетичних систем. Більша частина електроенергії (до 60 %) припадає на промисловість, а решта розподіляється між сільським господарством, транспортом, комунально-побутовим сектором та втратами приблизно порівну.

Основними електроприймачами промислових підприємств і різного роду установок є електродвигуни, комплексні електроприводи, зварювальні агрегати, електропечі, електролізні ванни, прилади електричного освітлення, перетворювальні установки тощо. В інших галузях народного господарства застосовують такі ж самі електроприймачі, лише змінюється їхнє співвідношення. Всі ці електроприймачі за ознакою перетворення енергії можна поділити на чотири основні групи:

- електропривод;

- електротехнологічні установки;

- електричне освітлення;

- пристрої керування та оброблення інформації.

Перші дві групи об'єднують під назвою “силові електроприймачі”, вони споживають значну частину електроенергії. Так, на машинобудівних підприємствах основними електроприймачами є електроприводи, на підприємствах електронної промисловості та в електрометалургії - електротехнологічні установки; частка електричного освітлення особливо велика в легкій та харчовій промисловості, а в повністю автоматизованих виробництвах вона може бути досить малою. Пристрої керування та оброблення інформації застосовують не тільки в обчислювальних центрах і на робочих місцях, але й на всіх рівнях керування виробництвом; у споживанні електроенергії вони істотної ролі не мають, але виділення їх в окрему групу пов'язано з особливими вимогами щодо надійності електропостачання та якості електроенергії.

Приймачі електричної енергії промислових підприємств та інших споживачів електричної енергії можна класифікувати за їхніми основними технічними показниками та різними ознаками, серед яких:

- рід струму;

- кількість фаз;

- частота змінного струму;

- номінальна напруга;

- номінальна потужність;

- споживання реактивної потужності;

- пусковий струм;

- ступінь симетрії фаз;

- лінійність електричних кіл приймачів;

- вимоги щодо якості електроенергії;

- стабільність розміщення;

- вимоги щодо надійності тощо.

Розділ 1. Визначення розрахункового навантаження заводу середнього машинобудування механічного цеху

Вихідні дані: план цеху, кількість та встановлені потужності електроприймачів.

Таблиця 1.1

РП – 1:

1. Визначаємо середню активну та реактивну потужності за найбільш завантажену зміну:

Рсм = Кв Рн Qcм = Рсм tgφ,

де Кв – коефіцієнт використання; Рвст = Рн для електроприймачів з тривалим режимом роботи; tgφ – коефіцієнт потужності;

Рсм1 =0,16∙21=3,36 Рсм2 =0,16∙20=3,2 Рсм3 =0,16∙24=3,84

Рсм4 =0,16∙20=3,2 Рсм5 =0,16∙30=4,8

∑ Рсм = Рсм1+ Рсм2+ Рсм3+ Рсм4+ Рсм5=18,4 ∑ Рвст=115

Qcм1 = 3,36∙1,33=4,47 Qcм2 = 3,2∙1,33=4,26 Qcм3 = 3,84∙1,33=5,11

Qcм4 = 3,2∙1,33=4,26 Qcм5 = 4,8∙1,33=6,38

∑ Qcм =23,75

2. Визначаємо Кв для групи електроприймачів:

=18,4∕115=0,16

3. Визначаємо коефіцієнт максимуму Км активної потужності

Км = f(Кв n_еф ), де

4. Визначаємо розрахункове активне навантаження , тобто максимальне середнє навантаження за інтервал усереднення:

Рр = Км ∙ ΣРсм, де Км – коефіцієнт максимуму

Рр = 2,1 ∙ 18,4=38,64

5. Знаходимо реактивне розрахункове навантаження:

Qр = Qсм, якщо n_еф ³10,

Qр = 1,1∙Qсм, якщо n_еф <10.

Qр =24,47

6. Визначаємо повне розрахункове навантаження:

=45,74

РП – 2:

1. Визначаємо середню активну та реактивну потужності за найбільш завантажену зміну:

Рсм1 =0,14∙12=1,68 Рсм2 =0,16∙3=0,48 ∑ Рсм=2,16 ∑ Рвст=15

Qcм1 = 1,68∙1,73=2,9 Qcм2 = 0,48∙1,33=0,63 ∑ Qcм =3,55

2. Визначаємо Кв для групи електроприймачів:

=2,16∕15=0,144

3. Визначаємо коефіцієнт максимуму Км активної потужності

Км = f(Кв n_еф ), де

4. Визначаємо розрахункове активне навантаження , тобто максимальне середнє навантаження за інтервал усереднення:

Рр = Км ∙ ΣРсм, де Км – коефіцієнт максимуму

Рр = 2,2 ∙ 2,16=4,75

5. Знаходимо реактивне розрахункове навантаження:

Qр =3,55

6. Визначаємо повне розрахункове навантаження:

=5,93

РП – 3:

1. Визначаємо середню активну та реактивну потужності за найбільш завантажену зміну:

Рсм1 =0,16∙6=0,96 Рсм2 =0,16∙6=0,96 Рсм3 =0,17∙12=2,04

Рсм4 =0,16∙24=3,84 Рсм5 =0,16∙20=3,2

∑ Рсм = Рсм1+ Рсм2+ Рсм3+ Рсм4+ Рсм5=11 ∑ Рвст=68

Qcм1 = 0,96∙1,33=1,28 Qcм2 = 0,96∙1,33=1,28 Qcм3 = 2,04∙1,2=2,45

Qcм4 = 3,84∙1,33=5,11 Qcм5 = 3,2∙1,33=4,26

∑ Qcм =14,36

2. Визначаємо Кв для групи електроприймачів:

=11∕68=0,162

3. Визначаємо коефіцієнт максимуму Км активної потужності

Км = f(Кв n_еф ), де

4. Визначаємо розрахункове активне навантаження , тобто максимальне середнє навантаження за інтервал усереднення:

Рр = Км ∙ ΣРсм, де Км – коефіцієнт максимуму

Рр = 2,3 ∙ 11=25,3

5. Знаходимо реактивне розрахункове навантаження:

Qр = 1,1∙14,36=15,8

6. Визначаємо повне розрахункове навантаження:

=29,83

РП – 4:

1. Визначаємо середню активну та реактивну потужності за найбільш завантажену зміну:

Рсм1 =0,16∙4=0,64 Рсм2 =0,16∙14=2,24 Рсм3 =0,16∙14=2,24

Рсм4 =0,25∙6=1,5 Рсм5 =0,25∙30=7,5

∑ Рсм = Рсм1+ Рсм2+ Рсм3+ Рсм4+ Рсм5=14,12 ∑ Рвст=68

Qcм1 = 0,64∙1,33=0,85 Qcм2 = 3,2∙1,33=2,98 Qcм3 = 2,24∙1,33=2,98

Qcм4 = 1,5∙1,33=1,99 Qcм5 = 7,5∙1,33=9,76

∑ Qcм =18,78

2. Визначаємо Кв для групи електроприймачів:

=14,12∕68=0,208

3. Визначаємо коефіцієнт максимуму Км активної потужності

Км = f(Кв n_еф ), де

4. Визначаємо розрахункове активне навантаження , тобто максимальне середнє навантаження за інтервал усереднення:

Рр = Км ∙ ΣРсм, де Км – коефіцієнт максимуму

Рр = 1,84 ∙ 14,12=25,98

5. Знаходимо реактивне розрахункове навантаження:

Qр = 1,1∙18,78=20,66

6. Визначаємо повне розрахункове навантаження:

=33,19

Вихідні дані та результати розрахунку занесемо в таблицю 1.2

Таблиця 1.2

Для побудови картограми активних навантажень підприємства методом коефіцієнта попиту визначаємо розрахункові активні навантаження всіх цехів підприємства:

Рр = Кп Рвст.,

де Рр – розрахункова потужність цеху, кВт; Кп - коефіцієнт попиту;

Рвст.- встановлена потужність цеху, кВт.

Розрахункове навантаження електричного освітлення визначаємо за питомою потужністю. Потужність, яка затрачується на освітлення території підприємства, не облікується.

,

де - розрахункова потужність, необхідна для освітлення цеху, кВт;

- питома норма освітленості цеху, кВт/м² ;

- коефіцієнт попиту освітлювального навантаження;

Обираю = 1,5 для люмінесцентних ламп;

=10· 10^-3 кВт/м² ; Sмех.ц = 6000 м² .

10· 10^-3 ·1,5·6000 = 90 кВт;

Рр₁ = 21∙0,2=4,2 Рр₇ = 3∙0,2=0,6 Рр₁₃ = 4∙0,2=0,8

Рр₂ = 20∙0,2=4 Рр₈ = 6∙0,2=1,2 Рр₁₄ = 14∙0,2=2,8

Рр₃ = 24∙0,2=4,8 Рр₉ = 6∙0,2=1,2 Рр₁₅ = 14∙0,2=2,8

Рр₄ = 20∙0,2=4 Рр₁₀ = 12∙0,25=3 Рр₁₆ = 6∙0,25=1,5

Рр₅ = 30∙0,2=6 Рр₁₁ = 24∙0,2=4,8 Рр₁₇ = 30∙0,25=7,5

Рр₆ = 12∙0,16=1,92 Рр₁₂ = 20∙0,2=4 ∑ Рр_і = 55,12

Рр_∑ =∑

Рр+55,12+90=145,12 =145,12∙1,525=221,3

==264,64

Для вибору місць розташування підстанції побудуємо картограму навантажень цеху та заводу і визначимо центр електричних навантажень підприємства.

Картограму навантажень будуємо на генеральному плані підприємства. Вибираємо масштаб побудови картограми навантажень. Приймемо радіус круга навантаження механічного цеху r = 40 м. Тоді масштаб картограми навантажень:

Визначаємо радіус круга навантаження для цеху при даному масштабі:

Розраховуємо координати центра електричних навантажень цеху, а потім заводу:

Вихідні дані та розрахунки занесено в таблицю 1.3

Таблиця 1.3

Розраховуємо координати центра електричних навантажень заводу:

Рр₁ = 390∙0,4=156 Рр₆ = 200∙0,5=100 Рр₁₁ = 160∙0,5=80

Рр₂ = 266∙0,4=106,4 Рр₇ = 800∙0,4=320 Рр₁₂ = 190∙0,5=95

Рр₃ = 800∙0,4=320 Рр₈ = 250∙0,5=125 Рр₁₃ = 33∙0,6=19,8

Рр₄ = 500∙0,4=200 Рр₉ = 1000∙0,8=800

Рр₅ = 300∙0,4=120 Рр₁₀ = 920∙0,8=736

15 10^-3 ·1,5·17500 =393,75 15 10^-3 ·1,5·5500 =123,75

15 10^-3 ·1,5·8400 =189 15 10^-3 ·1,5·5250 =118,13

15 10^-3 ·1,5·6800 =153 15 10^-3 ·1,5·11250 =253,13

15 10^-3 ·1,5·5500 =123,75 15 10^-3 ·1,5·6750 =151,88

15 10^-3 ·1,5·2500 =56,25 15 10^-3 ·1,5·3750 =84,38

15 10^-3 ·1,5·108,75 =244,67 15 10^-3 ·1,5·8700 =195,75

15 10^-3 ·1,5·11250 =253,13

Рр_∑ = Рр+

Рр_∑1 = 156 +393,75 =549,75 Рр_∑6 = 100+253,13 =353,13 Рр_∑11 =80+324,7=289,6

Рр_∑2 = 106,4+123,75 =230,2 Рр_∑7 = 320+123,75 = 443,75 Рр_∑12 = 95+195,75=290,8

Рр_∑3 = 320+189 = 509 Рр_∑8 = 125+151,88 =276,88 Рр_∑13 = 19,8+253,13 =273

Рр_∑4 = 200+118,13 =318,13 Рр_∑9 = 800+56,25 =856,25

Рр_∑5 = 120+153 =273 Рр_∑10 = 736+84,38 =820,38 0,97 , тоді

Qрå1= 549,75∙0,97 =533,3 Qрå6= 353,13∙0,97=342,5 Qрå11= 324,7∙0,97=315

Qрå2= 230,15∙0,97 =223,3 Qрå7= 443,75∙0,97=430,4 Qрå12= 290∙0,97=282

Qрå3= 509∙0,97=493,7 Qрå8= 276,88∙0,97=268,6 Qрå13=273∙0,97=264,7

Qрå4= 318,13∙0,97=308,6 Qрå9= 856,25∙0,97=830,6

Qрå5= 273∙0,97=264,8 Qрå10= 820,38∙0,97=795,8

Вихідні дані та розрахунки занесено в таблицю 1.4

Таблиця 1.4

Визначаємо число та тип трансформаторів цехових ТП. Намічаємо кількість ТП і число трансформаторів в залежності від категорії споживачів.

Знаходимо розрахункову реактивну потужність цехів та повну, попереднє визначив значення tgj по кожному цеху.

Для ТП1:

Рр_{å 1} = 549,75+230,15+509+443,75+820,375= 2553

Qр_{å 1} = 553,26+223,25+493,73+430,44+795,76= 2476,44

Sp1 == 3556,78

Визначаємо коефіцієнт завантаження трансформаторів в нормальному і аварійному режимах:

Кзнр1=3556,78/2∙2500=0,71; Кзар1=3556,78/2500=1,4;

З урахуванням можливого збільшення навантаження вибираємо два трансформатора Sнтp=2500 кВ А. Характеристики: DРхх=5 кВт; DРкз=25 кВт; Іхх= 1%, Uкз=5%, kе=0,12.

Втрати потужності в трансформаторах:

Навантаження з врахуванням втрат:

Р* = Ррå+DРтр = 2553 + 46,48 =2599,5

Q*= Qрå + DQтр = 2476,44 +176,5=2652,94

S* == 3714,2

Для ТП2:

Рр_{å 1} = 318,125+273+353,125+276,875+856,25+290,75= 2368,125

Qр_{å 1} = 308,58+264,81+342,53+268,57+830,56+282,03= 2297,08

Sp1 == 3299,2

Визначаємо коефіцієнт завантаження трансформаторів в нормальному і аварійному режимах:

Кзнр1=3299,2/2∙2500=0,66; Кзар1=3299,2/2500=1,32;

З урахуванням можливого збільшення навантаження вибираємо два трансформатора Sнтp=2500 кВА. Характеристики: DРхх=5 кВт; DРкз=25 кВт; Іхх= 1%, Uкз=5%, kе=0,12.

Втрати потужності в трансформаторах:

Навантаження з врахуванням втрат:

Р* = Ррå+DРтр = 2368,125+27,74=2395,9

Q*= Qрå + DQтр =2297,08+158,8=2455,88

S* == 3431

Для ТП3:

Рр_{å 1} = 324,68+272,93= 597,61

Qр_{å 1} =314,95+264,74= 579,69

Sp1 == 832,6

Визначаємо коефіцієнт завантаження трансформаторів в нормальному і аварійному режимах:

Кзнр1=832,6/2∙630=0,66; Кзар1=832,6/630=1,32;

З урахуванням можливого збільшення навантаження вибираємо два трансформатора Sнтp=630 кВА. Характеристики: DРхх=1,68 кВт; DРкз=7,6 кВт; Іхх= 2%, Uкз=5%, kе=0,12.

Втрати потужності в трансформаторах:

Навантаження з врахуванням втрат:

Р* = Ррå+DРтр=597,61+16,33=613,94

Q*=Qрå + DQтр = 579,69 +52,7=632,4

S* == 881,4

Знаходимо повну потужність підприємства:

S == 8026,6

Встановлюємо на ГПП два трансформатора з номінальною потужністю 6300 кВА. При цьому коефіцієнти загрузки:

Кзнр=8026,6/2∙ 6300=0,64; Кзар=8026,6/6300=1,27;

Результати розрахунків вносимо в таблицю 1.5

Таблиця 1.5

Таким чином, на ГПП і ТП встановлюємо (створюємо таблицю 1.6, в яку вносимо дані обраних трансформаторів):

Таблиця 1.6

Розділ 2. Техніко-економічне обґрунтування вибору схеми зовнішнього електропостачання підприємства

2.1 Економічне обґрунтування схеми зовнішнього електропостачання підприємства

Живлення заводу можливо здійснити по повітряній лінії від підстанції, на якій встановлено два трансформатори напругою 110/35/10 кВ, чи від двох секцій шин 10 кВ ТЕЦ сусіднього підприємства по кабельній лінії. Питома вартість втрат потужності і електроенергії Со = 50 грн./кВт. Сумарний відсоток амортизаційних відрахувань в лінії Ел = 2,8%, для силового обладнання Ео = 9,4%. Частота планово-попереджувального ремонту обладнання h_р = 1 раз/рік, час планового ремонтного простою ланцюга tр = 25 годин. Вартість ГПП для 1 варіанту Ко = 130580 грн., для 2 – 226800 грн. Вартість 1 км лінії Кл = 5445 грн. Переріз провідників лінії для обох варіантів вибираю за економічною густиною струму. Довжина лінії вказана на генплані заводу.

Розглянемо два варіанта схем зовнішнього живлення підприємства.

Варіант №1

Визначимо приведені втрати при цьому варіанті. Розрахункова потужність підприємства Sр = 8026,6 кВА, довжину лінії L = 12 км. Переріз провідників вибираємо за економічною густиною струму:

, де

J_ек – економічна густина струму. Для неізольованих провідників j_ек = 1 А / мм² . Оскільки Ім = Sр/U_н √3 = 8026,6/110 ∙ 1,73 = 42,2 А, тому = 42,2/1 = 42,2 мм² .

Для визначення j_ек і Т_м скористаємось типовим річним графіком навантаження за тривалістю, який зображено на рис. 2.1.

Рис.2.1. Графік навантаження за тривалістю (річний)

Час використання максимального навантаження:

По таблиці 5 обираємо j_ек = 1,0, тип лінії АС-50 (r₀ = 0,592 Ом/км)

Рис. 2.2.Схема зовнішнього живлення підприємства

Для визначення вартості втрат визначимо опір ланцюга. Для цього визначимо активні опори трансформатора та лінії:

де _D Р_к – втрати потужності КЗ в трансформаторі;

U_н – номінальна напруга;

S_тр – номінальна потужність трансформатора;

Лінії:

R_л = r₀ × l = 0,592∙12 = 7,1 (Ом),

де r₀ – активний опір l – го км лінії;

l – довжина лінії;

Мережі:

R_м = R_тр. + R_л = 14,2 + 7,1 = 21,3 (Ом)

Розраховуємо втрати потужності в мережі:

де U_н – номінальна напруга;

Вартість втрат потужності:

грн.,

де Со - питома вартість втрат потужності і електроенергії грн. /кВт;

DРі – втрати активної потужності в системі електропостачання,кВт.

Параметри потоку відмов мережі. Для мережі, що складається з одного ланцюга послідовно з'єднаних елементів w_м можна визначити по формулі:

w_м = w_л = , де w_і - параметр потоку відказів і-го елемента мережі:

w_м = åw_і = 0,03+0,7·12/100+0,006+0,01=0,13

Час відновлення мережі: ,

де tві - час відновлення і-го елемента мережі, год.

Твм = 1 / 0,13 (0,03 ∙25 + 0,084∙ 10 + 0,006 ∙15 + 0,01∙ 90 ) = 19,8 (год),

Збитки від перерви електропостачання У = (у₁ + у₂ Твм)w_м,

де у₁ - збиток від факту перерви електропостачання;

у₂ - збиток на одиницю тривалості перерви електропостачання;

Твс – сумарний час перерви електропостачання;

w_м – параметр потоку відмов мережі.

У = (У1 + У2 Т_ВМ ) · w_М = (29000 + 10000 ∙19,8) ∙0,13 = 29510 (грн),

де У1-збитки від факту перерви електропостачання;

У2 - збитки на одиницю тривалості перерви електроспоживання;

Т_ВМ – сумарний час перерв електроспоживання (час відновлення мережі);

w_М – параметр потоку відмов мережі.

Приведені затрати по 1 – му варіанту:

З₁ = к_{л .} l_л Ел+Ко·Е₀ +С_п +У= 5445∙ 12∙ 0,028 + 130580∙ 0,094 + 5670 + 29510 = =49284 ( грн),

де Кл, Ко- капітальні вкладення в ЛЕП та силове обладнання ГПП;

Ел, Е₀ -сумарний процент амортизаційних відрахувань від капітальних вкладень в лінії і в силове електрообладнання відповідно.

Варіант №2

Оскільки Ім = Sр/2 U_н √3 = 8026,6/2∙ 110 ∙1,73 =21,1 А, тому = =21,1/1 = 21,1 мм² .

Для визначення j_ек і Т_м скористаємось тим же типовим річним графіком навантаження за тривалістю, який зображено на рис. 2.1.

По таблиці обираємо j_ек = 1,0, тип лінії А-35 (r₀ = 0,83 Ом/км)

Для визначення вартості втрат визначимо опір ланцюга. Для цього визначимо активні опори трансформатора та лінії:

де _D Р_к – втрати потужності КЗ в трансформаторі;

U_н – номінальна напруга;

S_тр – номінальна потужність трансформатора;

Рис. 2.3.Схема зовнішнього живлення підприємства

Лінії:

R_л = r₀ × l = 0,83 ∙12 = 9,96 (Ом),

де r₀ – активний опір l – го км лінії;

l – довжина лінії;

Опір ланцюга: R_лан. = R_тр. + R_л = 14,2 + 9,96 = 24,16 (Ом)

Мережі:

R_м = R_лан.. /2 = 24,16/ 2 = 12,08 (Ом)

Розраховуємо втрати потужності в мережі:

де U_н – номінальна напруга;

Вартість втрат потужності:

грн.,

де Со - де Со - питома вартість втрат потужності і електроенергії грн./кВт;

DРі – втрати активної потужності в системі електропостачання,кВт.

Для визначення значень w_м і Т_в.м по 2 – му варіанту розрахуємо значення коефіцієнтів аварійного і ремонтного простою кола і відносне число накладань відмов одного кола на ремонт в другому.

де Т_р.л , Т_в.л – час відповідно планового ремонту і відновлення ланцюга живлення;

Визначимо параметр потоку відмов мережі і час відновлення мережі:

w_м = 2 ×w_л × (к_р.л + к_в.л ) = 2 × 0,13 × (2,9 × 10^-3 + 0,29 × 10^-3 ) = 0,8 × 10^-3

Час відновлення мережі:

Визначимо збитки:

У = (У1 + У2 · Т_ВМ ) · w_М = (29000 + 10000∙ 11,2)∙ 0,8 × 10^-3 = 112,8 (грн)

Приведені затрати по 2 – му варіанту:

З₂ = 2 к_л l_л Ел + Ко Е₀ +С_п +У= 2∙ 5445 ∙12∙ 0,028 + 226800· 0,094 + 3215 + +112,8 = 28306 (грн),

де Кл, К_о - капітальні вкладення в ЛЕП в ГПП; Ел, Е₀ -сумарний процент амортизаційних відрахувань від капітальних вкладень в лінії і в силове електрообладнання відповідно .

Приведені затрати по першому варіанту більші ніж по другому варіанту. Другий варіант в даному випадку більш економічний. Цей варіант являється більш надійним і більш перспективним при збільшенні потужності підприємства, тому ми приймаємо двотрансформаторну ГПП з трансформаторами ТДН ‑ 6300.

2.2 Розрахунок заводського електропостачання

Вибір схеми електропостачання

Рис. 2.4. Радіальна схема електропостачання

2.3 Вибір високовольтних вимикачів і перерізу провідників

Високовольтні вимикачі вибираються за номінальною напругою і розрахунковим струмом з врахуванням після аварійних режимів.

Переріз провідників вибираємо за економічною густиною струму:

, де J_ек – економічна густина струму.

Визначимо струм для нормального і післяаварійного режимів для ліній підприємства напругою 110 кВ:

Для установки на стороні 110 кВ вибираємо масляні вимикачі типу ВМК – 110 в якого І_ном. = 1000 (А). Повний час відключення вимикача 0,05 с.

Перевіримо вибраний вимикач за умовою:

В нашому випадку встановлена двотрансформаторна ГПП і в нормальному режимі через секційний вимикач струм протікати не буде. У випадку, коли один з трансформаторів на ГПП вийде з ладу, то через секційний вимикач протікає струм, що рівний половині всього струму, який протікає через трансформатори ГПП (навантаження секцій розподілено майже рівно).

Для вибору провідників заводської мережі та захисної апаратури визначимо струми приєднань:

а) . ТП 1

б) . ТП 2

в) . ТП 3

Вибір провідників виконується за економічною густиною струму. Для ізольованих провідників з паперовою ізоляцією j_ек = 1,2 при Тм>5000 год.

Визначаємо економічний переріз для лінії живлення:

;

;

;

Для заводської мережі вибираємо броньовані кабелі з паперовою ізоляцією в алюмінієвій оболонці типу ААБ. Згідно ПУЕ в землі (траншеях) рекомендується прокладати броньовані кабелі, наприклад ААБ (алюмінієва жила, ізоляція з просоченого паперу, алюмінієва оболонка, броньований двома стальними смужками, зовнішнє покриття). Результати розрахунків зводимо до таблиці 2.1

Таблиця. 2.1

2.4 Вибір схеми і конструктивного виконання цехової мережі

В залежності від схеми цехові мережі поділяють на радіальні, магістральні і змішані.

Радіальними називають мережі, в яких для передачі електричної енергії до споживача використовується окрема лінія.

Магістральними називають мережі, в яких для передачі електроенергії до декількох споживачів використовується одна лінія електропередачі.

На основі аналізу розміщення технологічного обладнання вибираємо змішану схему цехової мережі. Передбачається використання комплектних розподільних шинопроводів; кабелі від ТП до шинопроводів і РП прокладені в землі у трубах. Приєднання ЕП до шинопровода (РП) здійснюється проводом, прокладеним в трубах.

Для захисту ліній живлення електроприймачів передбачаємо використання селективних вимикачів.

Лінія ТП-РП1:

Розрахунковий максимальний струм:

де S_м = 45,74 кВА (табл. 1.2) - розрахункова максимальна потужність.

Найбільший пусковий струм:

I_п.макс = 5×I_н.макс = 5×21 = 105 A,

де I_н.макс - номінальний струм ЕП, пусковий струм якого найбільший.

Піковий струм лінії ТП1-РП1:

I_п » I_м + I_п.макс = 62,9 + 105 = 167,9 А

Вибираємо автоматичний вимикач АВМ-4 з номінальним струмом

I_ном.в = 400 А і номінальним струмом розчеплювача I_н.розч = 200 А.

Для АВМ - 4 струм спрацювання миттєвого розчеплювача 20 кА.

Вибираємо кабель типу ААБГ 3´70 + 1´25.

ТП-РП2:

I_п » I_м + I_п.макс = 9 + 105 = 114 А

ТП-РП3:

I_п » I_м + I_п.макс = 45,32 + 105 = 150,32 А

ТП-РП4:

I_п » I_м + I_п.макс = 50,4 + 105 = 155,4 А

Заносимо дані в таблицю 2.2

Таблиця 2.2

Розділ 3. Розрахунок компенсації реактивної потужності

Перевіряємо мінімально необхідне число трансформаторів в цехову ТП1:

= Вибираємо Nо = 1

= квар

Перевіряємо значення коефіцієнта потужності Cosj:

При такому значенні коефіцієнта потужності можливі значні втрати. Слід підвищувати потужність батарей конденсаторів, щоб добитися співвідношення Cosj = 0,85 - 0,98

Знаходимо різницю реактивних потужностей, яку необхідно компенсувати:

Qбк =( Qр_S - Qв) = 2476,44 - 2394 = 82,44 квар

По таблиці вибираємо тип конденсаторної установки для мережі U = 380 В, найближчу по потужності до 82,44 квар.: УК - 0,38 - 110Н.

ТП2:

= Вибираємо Nо = 1

квар

Qбк = 2297,08 – 2299,3= 88 квар УК - 0,38 - 110Н

ТП3:

= Вибираємо Nо = 1

= квар

Qбк = 579 - 523= 56 квар УК - 0,38 - 110Н

ГПП:

= Вибираємо Nо = 1

= квар

Qбк = 5741,2 – 5711,3= 29,9 кВар УК - 0,38 - 110Н

Результати розрахунків відображаємо в таблиці 3.1

Таблиця 3.1

ВИСНОВОК

Одним з найбільш важливим елементом для системи електропостачання підприємства є ГПП, яка забезпечує електроенергією всіх споживачів підприємства. Метою курсового проекту є здійснення розрахунку та вибір силового трансформатора для ГПП. В ході виконання роботи було здійснено розроблення та вибір принципової електричної схеми електропостачання автозаводу при цьому було розглянуто порядок вибору системи електропостачання та техніко-економічне обґрунтування вибраної схеми системи електропостачання на підставі економічного аналізу. Проведені розрахунки максимально забезпечують надійне електропостачання проектованого підприємства. При цьому гарантується також забезпечення нормальних економічних і технічних показників системи електропостачання.

В результаті проведених розрахунків було визначено розрахункове навантаження підприємства з урахуванням втрат, яке складає S*=8026,6 кВА.

На підставі проведених розрахунків було здійснено вибір силового трансформатора ГПП, з огляду на величини навантажень, в якості силового трансформатора ГПП вибрано трансформатор TДН × 6300.

СПИСОК ВИКОРИСТАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ

1. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию /Под ред. А.А. Федорова. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - Т.1 - 580 c., т.2 - 591 с.

2. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: Проектирование и расчет /А.С. Овчаренко и др. - Киев: Техніка, 1985.-185с.

3. Методичні рекомендації по виконанню курсової роботи з дисципліни «Електропостачання промислових підприємств»- Житомир: ЖВІРЕ, 2007-25с.