Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия
Расчет электрических нагрузок по предприятию
Расчет начинается с определения низковольтных нагрузок по цехам.
По справочникам находятся коэффициенты kиа и соsφ. Для каждого цеха вычисляются средние активная Рср и реактивная Qср нагрузки. Затем с использованием значений nэ и kиа по таблицам находится коэффициент максимума kра, и определяются расчетные активная Рр и реактивная Qр нагрузки.
Расчетная осветительная нагрузка Рр.осв цеха вычисляется по выражению (1.18) с учетом площади производственной поверхности пола Fц цеха, определяемой по генплану предприятия, удельной осветительной нагрузки Руд.осв и коэффициента спроса на освещение Кс.осв.
Рр.осв = Кс.осв∙ Руд.осв ∙ Fц . (1.18)
После суммирования нагрузок Рр и Рр.осв с учетом нагрузки Qр вычисляется полная расчетная низковольтная нагрузка цеха Sр.
После нахождения нагрузок всех цехов, рассчитывается строка «Итого по 0,4 кВ», в которой суммируются по колонкам номинальные активные мощности Рн, средние активные Рср и реактивные Qср нагрузки и расчетные осветительные нагрузки Рр.осв.
Далее вычисляются коэффициенты kиа, tgφ и соsφ по формулам (1.19), (1.20), (1.21). Приведенное число электроприемников по (1.6) или (1.7) и находится коэффициент максимума kра для электроприемников напряжением до 1000 В.
kиа = 
, (1.19)
tgφ = 
, (1.20)
соsφ = аrctg φ . (1.21)
Определение расчетной нагрузки высоковольтных электроприемников производится так же, как и низковольтных. В результате вычислений записывается строка «Итого на 10 кВ». Таблицу заканчивает строка «Итого по предприятию», в которой записываются суммарные данные по низковольтным и высоковольтным ЭП: номинальная активная мощность, средние и расчетные активная и реактивная нагрузки, полная расчетная нагрузка, а также среднее для всего предприятия значения коэффициентов.
Следуя указаниям литературы, был произведен расчет электрических нагрузок по предприятию, полученные данные сведены в таблицу 1.3.
Расчетные данные по отдельным цехам в дальнейшем используются при выборе числа и мощности цеховых понижающих трансформаторов и затем с учетом потерь мощности в указанных трансформаторах для расчета питающих линий. Расчетные данные по предприятию в целом с учетом потерь мощности в цеховых трансформаторах используются при выборе трансформаторов главной понизительной подстанции (ГПП) и расчете схемы внешнего электроснабжения.
Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия
Вариант 35 кВ
Определим потери мощности в силовых трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТРДН–25000/35: Рхх = 25 кВт, Ркз = 115 кВт, Iхх = 0,42%, Uк =10,5%. Потери мощности в трансформаторах находим по формулам: (2.7) и (2.8).
∆Рт = 2∙(25+0,422∙115) = 90,10 кВт.
∆Qт = 2∙( 
1165,36 кВар.
Потери электрической энергии в трансформаторах:
∆Ат = N∙(∆Рхх ∙ Тг + 
∙∆Ркз∙τ), (4.1)
где Тг = 8760 часов – годовое число часов работы предприятия;
τ – годовое число часов максимальных потерь, определяется из соотношения:
τ = (0,124 + 
= (0,124 + 
ч,
где Тм – годовое число использования 30 минутного максимума активной нагрузки тм = 3770 часов (Л1. Таблица 24-23).
∆Ат = 2∙(25 ∙8760 + 0,422∙115∙2199) = 526,174∙103 кВт∙ч
Рассчитаем линию электропередачи от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции. Нагрузка в начале линии:
Sр.л = 
; (4.2)
МВА.
Расчетный ток одной цепи линии:
Iр.л = 
; (4.3)
А.
Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи):
; (4.4)
А
Сечение проводов линии нахожу по экономической плотности тока jэ=1,1 А/мм2:
Fэ = 
; (4.5)
мм2.
Выбираю стандартное сечение. Провод АС-240/39, Iдоп=610А, r0=0,122 Ом/км, х0=0,372 Ом/км. Выбранный провод при напряжении 35кВ по условию коронирования не проверяется.
Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме: 610 > 577 А
Потери активной энергии в проводах линии за 1 год:
; (4.6)
ΔАл = 2·(3·1762·0,122·2·2199)/1000 = 99,374·103 кВт·ч.
Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах ГПП.
Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведены на рисунке 4.1. Определяем параметры схемы замещения. Нам задана мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы Sк = 650 MBA. Принимаем базисную мощность Sб = 1000 MBА, и базисное напряжение Uб = 37 кВ.
Суммарное сопротивление системы в относительных единицах:
ХСΣ = 
; (4.7)
ХСΣ = 
о.е.
Сопротивление воздушной линии 35 кВ в относительных единицах:
Хл = 
; (4.8)
Хл = 
о.е.
а) б)
Рисунок 4.1 - Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания.
Определим ток короткого замыкания в точке К-1 (X1 = XСΣ = 1,52 о.е.). Ток короткого замыкания в точке К-1 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания):
Iк1 = Int = In0 = 
; (4.9)
Iк1 = 
.
Ударный ток короткого замыкания:
Iу = 
, (4.10)
где Ку =1,72- ударный коэффициент (Л2 таблица 2.45)
Iу = 
.
Выбираем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию.
t = 
, (4.11)
где tc.з = 0,01 - время срабатывания защиты;
tc.в -собственное время отключения (с приводом) выключателя.
t = 0,01 + 0,03= 0,04 с.
Апериодическая составляющая:
Ia.t = 
, (4.12)
где Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установок напряжением выше 1000 В Та = 0,03 с.
Ia.t = 
.
Принимаем к установке выключатель типа: ВГБЭ-35-элегазовый
Вк = Iпо2 ( t0 + Ta ); (4.13)
Вк = 10,142 ∙ (0,055+ 0,03) = 8,74 кА2 ∙ с.
Определим ток короткого замыкания в точке К-2:
Х2 = 
=1,54+0,54 = 2,08 о.е.
Iк2 = 
.
Iу = 
.
Iat = 
.
Устанавливаем выключатель типа: ВГБЭ-35-элегазовый
Вк = Iпо2 ( t0 + Ta );
Вк = 10,14 2 ∙ (0,055 + 0,02) = 8,74 кА2 ∙ с.
Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 - Паспортные данные выключателя и разъединителя.
| Расчётные данные | Каталожные данные | |||
| Выключатель | Разъединитель | |||
| ВГБЭ-35-40/630 У1 | РДЗ-35-1000-УХЛ1 | |||
|
| ||||
| U, кВ | 35 | Uном, кВ | 35 | 35 |
| Imax, А | 546,14 | Iном, А | 630 | 1000 |
| Iп,о=Iп,τ, А | 10,14 | Iоткл, кА | 40 | - |
| Iat, кА | 3,78 | iа ном, кА | 12,50 | - |
| Iуд, кА | 24,67 | iдин, кА | 40 | 63 |
| Bk, кА^2 ∙ с | 8,74 | Iтерм^2*tтерм | 4800 | 1875 |
Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-У-35/38,5. На вводе в ГПП устанавливается аналогичная коммутационная аппаратура.
Вариант 110 кВ
Определим потери мощности в силовых трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТДН-25000/110: Рхх = 25 кВт, Ркз = 120 кВт, Iхх = 0,65%, Uк =10,5%. Потери мощности в трансформаторах по (2.7) и (2.8):
∆Рт = 2×(25+0,422×120) = 92,53 кВт,
1255,36 квар.
Потери электрической энергии в трансформаторах по (4.1):
∆Ат = 2·(25 ∙8760 + 0,42·120·1255,36) = 531516 кВт∙ч.
Рассчитаем линию электропередачи от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции по (4.2 – 4.6).
Нагрузка в начале линии:
кВА.
Расчетный ток одной цепи линии:
А.
Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи):
А.
Сечение проводов линии нахожу по экономической плотности тока jэ=1,1 А/мм2:
мм2.
Выбираю ближайшее стандартное сечение. Провод АС-70/11, Iдоп = 265 А, r0=0,42 Ом/км, х0=0,416 Ом/км. Выбранный провод проходит по условию коронирования.
Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме: 265 > 184 А
Потери активной энергии в проводах линии за 1 год:
ΔАл = 2·(3·572·0,42·2·2199)/1000 = 35385 кВт·ч.
Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах ГПП по формулам (4.8 – 4.13). Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведены на рисунке 4.2. Определяем параметры схемы замещения. Нам задана мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы Sс = 5000 MBA. Принимаем базисную мощность Sб = 1000 MBА, и базисное напряжение Uб = 115 кВ.
Рисунок 4.2 - Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания 110 кВ.
Суммарное сопротивление системы в относительных единицах:
о.е.
Сопротивление воздушной линии 110 кВ в относительных единицах:
о.е.
Определим ток короткого замыкания в точке К-1 (X1 = XС = 0,29 о.е.). Ток короткого замыкания в точке К-1 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания):
кА.
Ударный ток короткого замыкания:
iу = 
кА,
где Ку =1,72- ударный коэффициент.
Выбираем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию.
Намечаем к установке выключатель типа: ВГТ-110-элегазовый
t = 0,01 + 0,05 = 0,06 с.
Апериодическая составляющая:
Ia.t = 
= 4,81 кА,
где Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установок напряжением выше 1000 В Та = 0,03 с.
Тепловой импульс выделяемый током короткого замыкания:
Вк = 25,12 ∙ (0,06 + 0,03) = 56,71 кА2 ∙ с.
Определим ток короткого замыкания в точке К-2:
Х2 = Х1 + ХЛ = 0,2+0,06 = 0,26 о.е,
.
кА.
Устанавливаем выключатель типа: ВГТ-110-элегазовый колонкового типа.
Тепловой импульс выделяемый током короткого замыкания:
Вк = 19,12 ∙ (0,06 + 0,03) = 32,8 кА2 ∙ с.
Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 4.2.
Таблица 4.2-Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции.
| Расчётные данные | Каталожные данные | |||
| Выключатель | Разъединитель | |||
| ВГТ-110-40/2500 У1 | РДЗ - 110 - 1000 - У1 | |||
|
| ||||
| U, кВ | 110 | Uном, кВ | 110 | 110 |
| Imax, А | 175,72 | Iном, А | 2500 | 1600 |
| Iп,о=Iп,τ, А | 25,10 | Iоткл, кА | 40 | - |
| Iat, кА | 4,81 | iа ном, кА | 40,00 | - |
| Iуд, кА | 61,06 | iдин, кА | 102 | 100 |
| Bk, кА^2 ∙ с | 56,71 | Iтерм^2*tтерм | 4800 | 4800 |
Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-У-110/77, в нейтраль силового трансформатора включаем ОПН-У-110/56, ЗОН-110У-IУ1 (Iн = 400 А, 
tтер = 119 кА2с).
На вводе в ГПП устанавливается аналогичная коммутационная аппаратура.
Выбор величины напряжения
Выбор величины напряжения распределительных сетей предприятия зависит от величины нагрузок 6 и 10 кВ. Критерием выбора являются технико-экономические показатели, в первую очередь приведенные затраты, которые рассчитываются как для сети, так и для понижающих подстанций.
В данном проекте согласно: "Инструкции по проектированию электроснабжения промышленных предприятий. СН 174-75 (Л3), принимаем напряжение внутреннего электроснабжения предприятия на напряжение 10 кВ.
Расчет питающих линий
Сечение кабелей напряжением 10 кВ. определяем по экономической плотности тока, и проверяются по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий по его прокладке, по току перегрузки, потери напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания. Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:
, (5.1)
где Sр.к − мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме, кВА. Например, при питании двухтрансформаторной подстанции − расчетная нагрузка, приходящаяся на один трансформатор. Для магистральной линии мощность Sр.к должна определяться для каждого участка путем суммирования расчетных нагрузок соответствующих трансформаторов, питающихся по данному участку магистральной линии.
Сечение кабельной линии, определяется по экономической плотности тока:
, (5.2)
где jэ – экономическая плотность тока, зависящая от типа кабеля и продолжительности максимальной нагрузки. jэ = 1,4 А/мм2
По результатам расчета выбирается кабель, имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к экономически целесообразному. В разделе «Расчет токов короткого замыкания» по результатам расчета были приняты минимальные сечения кабелей. Если площадь сечения кабеля, выбранная по условиям нормального и утяжеленного режимов работы, оказывается меньше площади термически устойчивого сечения Fтс, то сечение такого кабеля увеличиваем до ближайшего меньшего стандартного сечения по отношению к Fтс. Расчетные данные сведем в таблицу 5.1
Таблица 5.1 – Проверка кабелей на термическую стойкость
| Кабельная линия | Iк, кА | tрз, с | tсв, с | Tа, с | Вк, кА^2*с | С, А × с1/2 / мм2 | Fтс, мм2 | |
| ГПП-ТП | 8,79 | 0,5 | 0,06 | 0,02 | 44,85 | 100 | 66,97 |
Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки:
, (5.3)
где Кп – поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей;
Kt – поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель;
Nк- число прокладываемых кабелей.
Допустимая перегрузка кабеля в послеаварийном режиме:
, (5.4)
где КАВ – коэффициент перегрузки.
Потеря напряжения в кабельной линии определяется по формуле:
где Рр, Qp - расчетная активная и реактивная нагрузки.
xо, rо- удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля, Ом/км.
Результаты расчётов приведены в таблице 5.2.
6. Расчет токов короткого замыкания
Мощность короткого замыкания в месте присоединения линии, питающей главную понизительную подстанцию значительно больше мощности потребляемой предприятием, поэтому допускается принимать периодическую составляющую тока К.З. от энергосистемы неизменной во времени: Iк = In.o = In.t.
Для расчетов токов короткого замыкания составляется исходная электрическая схема, на которой показываются источники питания точек короткого замыкания, расчетные точки и токи между ними. Схема приведена на рисунке 6.1.
Рисунок 6.1 - Электрическая схема для расчета токов к.з.
Для выбора электрооборудования СЭС предприятия производим расчет токов К.З. в следующих точках:
К-1 и К-2 – в схеме внешнего электроснабжения;
К-3 – в распределительном устройстве напряжением 10 кВ ГПП;
К-4 – в электрической сети напряжением 0,4 кВ.
Расчет токов К.З. в точках К-1 и К-2 проводился в разделе «Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия».
К.З. в точке К1:
Uср=115 кВ; Iк1=Iпо=Int=25,1 кА
Iу=61,06 кА.
Ia.t = 4,81 кА.
Sк.ст=5000 МВ·А.
К.З. в точке К2:
Uср=115 кВ; Iк2=Iпо=Int=19,1 кА
Iу=45,91 кА.
Ia.t = 2,01 кА.
Sк.ст=3803,57 МВ·А.
Расчет токов к.з. в точке К-3.
Сопротивление трансформатора главной понизительной подстанции:
о.е,
о.е.
Сопротивление кабельных линий находим по формуле:
Хл = 
; (6.1)
о.е.
Сопротивление СД определяется по формуле:
о.е,
Далее проведу распределение Хн.тр по лучам схемы:
Рисунок 6.2 - Электрическая схема замещения
Хс.эк = Хс+Хкл+Хв.тр = 0,2 + 0,06 + 0,53 = 0,79 о.е,
Хсд.эк = Хсд + Хкл +Хн.тр= 30+0,11+7,35=37,546 о.е,
о.е,
Коэффициенты:
о.е,
о.е,
о.е,
Результирующее сопротивление со стороны ЭС и СД:
о.е. 
о.е.
о.е. 
Определяю базисный ток:
Iб = 
, (6.2)
Iб = 
.
Токи по лучам:
кА.
кА.
кА.
Тогда периодическая составляющая тока к моменту t=0 будет
Iк3=Iс + Iсд + Iсд1=8,79 кА.
Принимаем постоянной в течение всего процесса замыкания.
кА.
Все результаты расчетов приведены в таблице 6.1.
К.З. в точке К4
Расчет токов к.з. в установках до 1000 В производится в именованных единицах, при этом сопротивления всех элементов, входящих в схему замещения, ввиду малости их величин выражают в миллиомах (мОм).
Суммарное сопротивление системы до цехового трансформатора принимаем равным нулю.
Ток короткого замыкания в точке К-4 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания) определим по формуле:
где Uc,hom - среднее номинальное напряжение ступени.
rs и хъ— суммарные активное и реактивное сопротивления короткозамкнутой цепи в состав которых входят:
гт и хт сопротивления трансформатора TM-1000; rт=1,9 мОм, хт=8,6 мОм (JI2, Таблица 2.50)
га и ха сопротивления токовых катушек расцепителей автоматического выключателя ВА 53-39 при Iном=2500 А; га=0,13 мОм, ха=0,07 мОм (Л2, Таблица 2.54)
rк сопротивление контактов; rк=0,03 мОм (Л2, Таблица 2.55)
rΣ = 1,9 + 0,13 + 0,03 = 2,06 мОм; хΣ = 8,6 + 0,07 = 8,67 мОм.
Подставим все найденные значения в формулу:
кА.
Определим ударный ток и наибольшее действующее значение тока к.з. в точке К-4, где Ку =1,6- ударный коэффициент (Л2 таблица 2.45)
кА.
Все результаты расчетов приведены в таблице 6.1.
Таблица 6.1 - Мощность и токи коротких замыканий
| Расчетная точка | Напряжение Uср расчетной точки, кВ | Токи, кА | Мощность к.з. ступени Sк.ст= | ||
| Iпо | Iпt | iу | |||
| К-1 | 115 | 25,1 | 25,1 | 61,06 | 5000 |
| К-2 | 115 | 19,1 | 19,1 | 45,91 | 3803,57 |
| К-3 | 10,5 | 8,79 | 8,79 | 20 | 159,92 |
| К-4 | 0,4 | 25,92 | 25,92 | 56084 | 17,95 |
∙Ucp∙Ino, MBA
Выбор схемы питания 10 кВ
Питание цеховой подстанции осуществляем от двух ячеек на разных секциях шин РП – 10кВ по двум кабельным линиям (обусловлено требованиями надежности электроснабжения) по схеме блок трансформатор – магистраль с выключателями нагрузки на вводе. Такая схема обладает простотой, достаточной надежностью, позволяет быстро отключать трансформаторы и питающие линии. Защита питающих линий и трансформаторов от перегрузок и коротких замыканий обеспечивается двухступенчатой релейной защитой на РП-30, а применение выключателей нагрузки позволяет осуществить отключение трансформаторов при внутренних повреждениях посредством газовой защиты.
Выбор источников света
Прессовый цех – сухое, отапливаемое чистое помещение. Этот участок прессово-сварочного завода входит в состав объединения в качестве основного производства. Основную нагрузку прессового и заготовительного отделений составляют асинхронные электродвигатели приводов металлообрабатывающего оборудования (пресса, гильотинные ножницы) и подающих рольгангов. Используются двигатели различных моделей мощностью от 0.2 до200кВт.
Освещение рассматриваемого объекта производится с помощью светильников типа РСП-10В-1000 – подвесных для производственных помещений, с лампами ДРЛ 1000, имеющими большой срок службы и высокую светоотдачу.
Эти помещение относятся к сухим помещениям, где требуется точная обработка производимых изделий. Зрительная работа высокой точности. Коэффициент отражения стен, потолка, и рабочей поверхности соответственно равны:
rп = 70% ; ρс = 30% ; ρр = 30% .
Расчёт освещения
Определяем расчетную высоту подвеса светильников.
Расчетная высота подвеса светильников определяется по формуле
h = H – (hp + hc), (11.1)
где: h – расчетная высота подвеса светильника, м;
Н – высота помещения, м;
hp – высота рабочей поверхности, м;
hс – высота светильника, м.
Принимается hc = 0,2 м;
h = 15 – (0, 8 + 0, 2) = 14 м.
Определяем L – расстояние между рядами:
L = λ ∙ h, (11.2)
где: l - наиболее оптимальное соотношение расстояний между светильниками и высотой подвеса при глубокой кривой силы света светильника;
h – расчетная высота подвеса светильников, м.
L = 1 ∙ 14 = 14 м.
Принимаем L = 14 м.
Определяем Nв - число рядов по формуле
Nв = B/L, (11.3)
где: В – ширина помещения, м;
L – расстояние между рядами, м.
Nв = 27/14 = 1,92 м.
Принимаем Nв = 2 ряда.
Определяем число светильников в ряду Nа ,штук, по формуле
Nа = А/L, (11.4)
где: А – длина помещения, м;
L – расстояние между рядами, м.
Nа = 264/14 = 18,8.
Принимаем Nа = 20 штук по количеству колонн.
Определяем N - число светильников в помещении:
N = Nв ∙ Na; (11.5)
N = 2 ∙ 20 = 40 светильников.
Определяем i - индекс помещения:
(11.6)
где: А – длина помещения, м;
В – ширина помещения, м;
h – расчетная высота подвеса светильников, м.
.
Коэффициент использования светового потока с учетом коэффициентов отражения, типа светильника и индекса помещения [Л11]:
h = 0,68.
Определяем Фрасч – расчетный световой поток:
(11.7)
где: S – площадь помещения, м2;
Z – коэффициент неравномерности, принимается Z = 1,15 [Л11];
Кз – коэффициент запаса;
h – коэффициент использования светового потока.
Лм.
Световой поток стандартной лампы может отличаться от расчетного на 10-20%.Выбираем лампу ДРЛ-1000. Данные лампы заносим в таблицу 11.2.
Таблица 11.2 – Технические данные лампы
| Тип лампы | Мощность кВт | Напряжение Uл, В | Световой поток Фл, Лм | Рабочий ток А |
| ДРЛ | 1 | 220 | 55000 | 4,5 |
Определяем DФ - разницу между расчетным и стандартным световыми потоками:
(11.8)
где: Фн – стандартный номинальный световой поток, Лм;
Фрасч – расчетный световой поток, Лм.
DФ = 
.
Фактическая освещенность может отличаться от нормируемой на 10–20%. Условие выполняется, значит, выбранная в результате расчета лампа ДРЛ 1000 обеспечит требуемую норму освещенности.
Определяем Руст – суммарную мощность осветительной установки:
Руст = N ∙ Рн , (11.9)
где: N – число светильников в помещении;
Рн – номинальная мощность лампы, кВт.
Руст = 40 ∙ 1 = 40 кВт.
10.5 Электрический расчет осветительной установки
Расчет распределительной сети проводится по допустимому току из условий нагрева:
Iдоп ³ Iрасч, (11.10)
где: Iдоп – длительно допустимый ток кабеля, А;
Iрасч – расчетный ток, А.
Определяем Iгр ,А, ток группы по формуле:
(12.11)
где: 1,25 – коэффициент, учитывающий потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре;
Uл – линейное напряжение,В;
Ргр – мощность группы, Вт;
Ргр = Рл ∙ пгр , (11.12)
где: Рл – мощность лампы,Вт;
пгр – число ламп в группе.
cosj - коэффициент мощности, для светильника с лампой ДРЛ равняется - 0,85.
Ргр = 1000 ∙ 8 =8000 Вт;
.
Расчет остальных групп аналогичен.
Выбор кабелей производится по условиям допустимого нагрева.
Iдоп ≥ Iгр,, (11.13)
где Iдоп – длительно допустимый ток кабеля, А;
Выбираем кабель на каждую группу [Л1, таб33-18], ВВГ 3х4 мм2
Iдоп = 27А;
27 > 17,87А.
Ток щитка определяется по формуле
(11.14)
где: 1,25 – коэффициент, учитывающий потери в ПРА;
ΣРгр – суммарная мощность всех групп, Вт;
Uл – линейное напряжение, В;
cosφ – коэффициент мощности.
А.
Выбираем кабель по условию нагрева [Л1, таб33-18], ВВГ 4х6 мм2:
Iдоп = 35А;
35 > 23,83А.
Принимаем щиток типа ОЩВ - 6, и автоматические выключатели типа АЕ.
Определение уставок защиты производится по условию:
Iн.р ≥ К ∙ Iгр, (11.15)
где: Iн.р – ток уставки теплового расцепителя автоматического
выключателя, А;
К – минимально допустимое отношение тока уставки теплового
расцепителя, к рабочему току линии.
К = 1,4;
25 > 1,4 ∙ 17,87 = 25А.
Таблица 11.3 – Параметры щитка освещения
| Тип щита | Аппараты защиты и управления | Размер щита, мм | Примечание | |
| На вводе | На группах | |||
| ЩВ-6 | Е 2046 на=63А | АЕ 2044 Iна=25А | 265х310х125 | Комбинированный расцепитель АЕ 2046 |
Рисунок 11.1 – Электрическая схема щитка осветительного ОЩВ – 6
Расчет аварийного освещения
Эвакуационное освещение предназначается для безопасной эвакуации людей из помещений и возможности ориентировки людей в помещениях пря аварийном отключении рабочего освещения. Эвакуационное освещение следует предусматривать в местах, опасных для прохода людей, в проходных помещениях и на лестницах, служащих для эвакуации людей при числе эвакуируемых более 50 чел.; по основным проходам производственных помещений, в которых работает более 50 чел.; в производственных помещениях с постоянно работающими в них людьми, независимо от их числа, где выход людей из помещения при аварийном отключении рабочего освещения связан с опасностью травматизма из-за продолжения работы производственного оборудования; в производственных помещениях без естественного света.
Выбор мощности и количества светильников аварийного освещения производится в соответствии с нормами, установленными ПУЭ.
По «шкале освещенности» [Л11] норма освещенности: Е=5 лк.
Требуемый световой поток по (11.7):
Лм.
Число светильников:
шт. 
Принимаю к использованию в качестве аварийного освещения 8 светильников рабочего освещения подключенных от второго трансформатора.
Схема и планировка освещения цеха представлена на плакате 7.
Экономическая часть
Таблица 12.3 - Параметры работ сетевого графика
| Код работы | Ожидаемая продолжительность |
Сроки начала | Сроки окончания | Резервы времени
| ||||||
| ранний | поздний | ранний | поздний | полный | частный 1 рода | частный 2 рода | свободный | Коэффициент напряженности | ||
Стоимостные показатели сетевого графика
Расчет трудоемкости работ
Целью данного раздела является определение затрат на проведение научно-исследовательских работ (НИР) по проекту.
Для этого необходимо выбрать величину должностных окладов работников по результатам по результатам оплаты труда на предприятии в период прохождения преддипломной практики. Для руководителей 
руб., для инженеров 
руб., для лаборантов 
руб.
Определяем коэффициенты приведенной реальной численности всех категорий к инженерной путем деления окладов работающих к инженерному:
; 
; 
.
Рассчитаем приведенную численность работников:
,
Где: 
- соответственно количество руководителей, инженеров и лаборантов, занятых в работе ij.
Приведенная трудоемкость работы ij:
,
Где: 
- ожидаемая продолжительность работы ij , дн.
Суммарная среднедневная стоимость одного инженеро-дня:
,
Где: 
- среднедневная зарплата инженера, руб/инж.-дн;
- прочие затраты на проведение НИР, руб/инж.-дн.
руб/инж.-дн.
Здесь 
- основная зарплата инженера, руб.;
- дополнительная зарплата инженера, руб.;
- количество рабочих дней в месяце.
Прочие затраты на проведение НИР сведены в таблицу 12.4.
Таблица 12.4 - Прочие затраты на проведение НИР
| Наименование | Затраты, руб. |
| Основная зарплата | 8000 |
| Дополнительная зарплата | 800 |
| Отчисление на социальное страхование, Осоц | 475,2 |
| Отчисления в пенсионный фонд, Оп | 2464 |
| Отчисления на медицинское страхование, Омед | 316,8 |
| Отчисления в фонд занятости, Оз | 132 |
| Стоимость материалов, покупных изделий и полуфабрикатов, См | 1200 |
| Накладные расходы, Нр | 3600 |
| Командировочные расходы, Кр | 1200 |
| Контрагентские услуги сторонних организаций, Ку | 1600 |
| Стоимость оборудоваия и приборов, Со | 3200 |
Итого прочие затраты на проведение НИР составили 14988 руб.
Суммарная стоимость одного инженеро-дня:
руб./инж.-дн.
Сметная стоимость работы ij определяется как произведение приведенной трудоемкости работы на среднедневную стоимость инженеро-дня:
.
Экономическая эффективность
Затраты на сооружение подстанции 110/10 кВ состоят из следующих составляющих:
1. Затраты на сооружение ОРУ 110кВ согласно произведённому расчёту составляют 16967 тыс. руб.
2. Затраты на сооружение КРУН-10:
тыс. руб.,
где С=15,3 тыс. руб.- затраты на сооружение одной ячейки (шкафа) с элегазовым выключателем;;
n=17+2=19 – количество шкафов в КРУН-10.
Общие затраты по подстанции:
тыс. руб.
Определим доход от передачи электроэнергии потребителям через спроектированную линию и подстанцию:
,
где 
- стоимость одного кВт, руб./кВт . месяц;
- передаваемая мощность, кВт.
тыс.руб./год.
Срок окупаемости вводимых объектов находим как отношение затрат на сооружение новых объектов (подстанции и линии) к доходу от данных объектов за год:
года.
Экономический эффект:
тыс.руб.
Таким образом, срок окупаемости меньше нормируемого Т=8,33 года для энергетики, поэтому есть смысл вводить новые объекты в эксплуатацию.
Заключение
Проект системы электроснабжения оборудования для группы цехов «Челябинского тракторного завода – Уралтрак» выполнен на основании руководящих указаний по проектированию СЭС и с соблюдением всех нормативных норм и правил. Результаты, полученные в ходе работы, полностью удовлетворяют требования ПУЭ, ПТБ, ПЭЭП и других документов. Разработки и исследования в проекте имеют в настоящее время важное практическое значение. Все решения, принимаемые в работе имеют за собой сравнительный анализ и экономически наиболее выгодны. Разделы по безопасности жизнедеятельности и экономике содержат всю необходимую информацию и расчеты для спроектированной СЭС.
ЛИТЕРАТУРА
1. Правила устройства электроустановок. Шестое издание, переработанное и дополнительное, с изменениями. – М.: Главгосэнергонадзор России, 1998 г.
2. Справочник по проектированию электроснабжения. /Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат, 1990 – 576 с.
3. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. Пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 368с.: ил.
4. Федоров А.А., Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 472 с., ил.
5. Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий: Учеб. Для студ. Вузов по спец. «Электропривод и автоматизация промышленных установок» - 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Высшая школа, 1986. – 400 с., ил.
6. Справочная книга для проектирования электрического освещения /Под ред. Г.М. Кнорринга. – Л.: Энергия,1986.
7. Хохлов Ю.И. Компенсированные выпрямители с фильтрацией в коммутирующие конденсаторы нечетнократных гармоник токов преобразовательных блоков. – Челябинск: ЧГТУ, 1995. – 355 с.
8. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования /Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат, 1991.- 464 с.: ил.
9. Справочник. Заземляющие устройства электроустановок. – М.: ЗАО «Энергосервис», 1998. – 376 с.
10. Филатов А.А. Обслуживание электрических подстанций оперативным персоналом. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 304 с.: ил.
11. Каталог на электротехническую продукцию. – С-Петербург : ЗАО «Электротехнические машины», 2000 г.
12. Алиев И.И. Справочник по электротехнике и электрооборудованию: Учеб. Пособие для вузов. – 2-е изд., доп. – М.: Высшая школа, 2000. – 255 с., ил.
13. Кисаримов Р.А. Справочник электрика. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: ИП РадиоСофт, 2001. – 512 с. : ил.
14. Алабугин А.А., Алабугина Р.А. Производственный менеджмент в энергетике предприятия: Учебное пособие. – Челябинск: ЮурГУ, 1998. – 70 с.
15. Багиев Г.Л., Златопольский А.Н. Организация, планирование и управление промышленной энергетикой: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1993. – 240 с.: ил.
Краткая характеристика предприятия
ОАО "Челябинский тракторный завод - Уралтрак" - крупнейшая в странах СНГ машиностроительная компания по разработке и производству промышленных тракторов и двигателей к ним, располагающая большим технологическим и производственным потенциалом. Сегодня завод выпускает машины для нефте-, газодобывающей, горнорудной, строительной и других отраслей промышленности. Челябинский тракторный завод является лидером рынка России и стран СНГ в сегментах гусеничных промышленных тракторов, бульдозеров и трубоукладчиков.
Располагается предприятие в восточной части города вблизи Первого озера. Общая площадь, занимаемая Челябинским тракторным заводом, составляет 208 га. В основном производстве ЧТЗ задействовано свыше 17 000 человек.
Челябинский тракторный завод располагает мощностями литейного, кузнечного, прессово-сварочного, механообрабатывающего, окрасочного, термического и гальванического производств.
В основном производстве предприятия в настоящее время задействовано свыше 13000 единиц оборудования, которое обеспечивает полный производственный цикл создания инженерных машин, двигателей, запасных частей и прочих видов продукции.
Технический паспорт проекта
1. Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1 кВ: 23938 кВт.
2. Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением свыше 1 кВ: 12800 кВт: синхронные двигателей 4×СТД-3200 (Рном = 3200 кВт);
3. Категория основных потребителей по надежности электроснабжения:
Присутствуют потребители 2 категория.
4. Полная расчетная мощность на шинах главной понизительной подстанции: 20482 кВА;
5. Коэффициент реактивной мощности:
Расчетный: tg 
= 0,31
Заданный энергосистемой: tg = 0,31
Естественный tg 
= 0,31
6. Напряжение внешнего электроснабжения: 110 кВ;
7. Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме: 5000 МВА;
8. Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы: 2 км, тип и сечение питающих линий: ВЛ-110, АС-70/11;
9. Количество, тип и мощность трансформаторов главной понизительной подстанции: 2×ТРДН-25000/110;
10. Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия: 10 кВ;
11. Типы принятых ячеек распределительных устройств, в главной понизительной подстанции: КЭ-10/20;
12. На территории устанавливаются комплектные трансформаторные подстанции с трансформаторами типа ТМ, ТМЗ мощностью 1000, 2500 кВА;
13. Тип и сечение кабельных линий:
Кабельные линии 10кВ ААШв 3×70 и ААШв 3×150 мм2;
Кабельные линии 0,4кВ ААШв 4×70, ААШв 4×95 и ААШв 4×240 мм2.
Исходные данные:
Необходимо выполнить проект системы электроснабжения группы цехов «Челябинского тракторного завода – Уралтрак» в объеме, указанном в содержании. Завод расположен на Южном Урале (Челябэнерго).
Генеральный план предприятия представлен на листке 1. Сведения об установленной мощности электроприемников, как отдельного цеха, так и группы цехов приведены в таблицах 1.2 и 1.3.
1. Расстояние от предприятия до энергосистемы 2 км;
2. Уровни напряжения на шинах главной городской понизительной подстанции: 35 и 110 кВ;
3. Мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы:
для U1 – 650 МВА;
для U2 – 5000 МВА;
4. Стоимость электроэнергии по двухставочному тарифу:
основная ставка 186 руб/кВт мес;
дополнительная 1,04 руб/кВт
5. Наивысшая температура:
окружающего воздуха 22,2 С;
почвы (на глубине 0,7 м) 15,2 С;
6. Коррозийная активность грунта слабая;
7. Наличие блуждающих токов;
8. Колебания и растягивающие усилия в грунте есть.
Дата: 2019-07-30, просмотров: 200.
