Проектирование системы электроснабжения кузнечно-прессового цеха

УКЛ(П) - 0,38- 216 - 108 – 1 шт. которая представляют собой  регулируемую конденсаторную установку  с 2-я ступенями регулирования  по 108 кВАр. Мощность

 

3.6. Определяем расчетную нагрузку цеха, с учетом компенсирующего устройства:

• среднесменную:

 

где: Р_смсил –среднесменная активная силовая нагрузка приемников

электроэнергии  участка, кВт

       - расчётная мощность осветительной установки, кВт

       Q_смсил – среднесменная реактивная мощность силовых приемников электроэнергии  участка, кВАр

       - расчётная реактивная мощность осветительной установки, кВАр

       – мощность компенсирующего устройства, кВАр

• максимальную:

 

где: Р_мсил – максимальная расчетная силовая нагрузка приемников

электроэнергии  участка, кВт

        Q_мсил – максимальная расчетная реактивная мощность силовых приемников электроэнергии участка, кВАр

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Выбор числа и номинальной  мощности трансформаторов цеховой  трансформаторной подстанции (ЦТП).

4.1. «Выбор типоисполнения и мощности трансформаторов по техническим условиям»

 

Выбираем  число и номинальную мощность силовых трансформаторов на подстанциях  по техническим условиям и проводим технико – экономический расчёт.

 

4.1.1 Выбираем  тип силового трансформатора. Для  установки выбираем трансформаторы  типа ТМЗ – трёхфазный с  естественным масляным охлаждением  для внутренней установки, со  схемой соединения  (группа соединения – 0).

 

4.1.2 Выбираем  место установки ЦТП. Исходя  из расположения центра электронагрузок  участка, а также учитывая наличие  свободного места, выбираем внутрицеховую  подстанцию.

 

4.1.3 Определяем  расчётную плотность нагрузки  на квадратный метр проектируемого  цеха:

 

где: – максимальная расчётная мощность с учетом компенсирующего устройства, кВА

         F_ц – площадь проектируемого цеха, м²; F_ц=5367 м²

 

По удельной плотности нагрузки цеха, принимаем трансформаторы мощностью 1000 кВА. S_нтр=1000 кВА

 

4.1.4 Выбираем  число и мощность трансформаторов  по коэффициенту загрузки в  нормальном режиме. ПУЭ указывает  рекомендуемые значения допустимой  загрузки силовых трансформаторов,  коэффициент загрузки в нормальном  режиме.

 

 

Вариант 1:  11000 кВА – однотрансформаторная подстанция при наличии складского резерва n=1.

 

где: – полная среднесменная мощность с учетом компенсирующего устройства, кВА

        S_нтр – номинальная мощность трансформатора, кВА

        n – количество трансформаторов, шт

 

 

 

Вариант 2: 2 кВА – двухтрансформаторная подстанция с трансформаторами мощностью 630 кВА и АВР. n=2.

 

 

 

Если на подстанции находится один трансформатор без возможности  резервирования, то должно быть предусмотрено  наличие складского резерва трансформатора.

 

Определяем коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме (по второму варианту):

 

 

 

β_зав=1,4 –допустимый коэффициент аварийной перегрузки для трансформаторов с масляным охлаждением.

 

Т.к. β_зав=1,4 , то в послеаварийном режиме выбранный трансформатор не перегружается выше допустимых значений.

 

 

 

 

4.2. Технико-экономический расчёт трансформаторов

 

По справочным данным [11, табл. 5.1.2], вносим в таблицу паспортные данные трансформаторов.

№ варианта	Тип, мощность трансформаторов	Коэфф. загрузки		Паспортные данные				Экономические показатели
		βзн1	βзн2	ΔРхх, кВт	ΔРкз, кВт	Iхх, %	Uкз, %	Ki, т..руб	С0, руб/кВт*ч	Сni, т.руб	Сai, т.руб	Сэi, т.руб	Згi, т.руб
1	ТМЗ-1000/10;1*1000 кВА	0,88	-	1,9	10,8	1,2	5,5	1550	3,19	507,47	97,65	605,12	791,12
2	ТМЗ-630/10; 2*630 кВА	0,65	1,4	1,31	7,6	2,1	5,5	2547		697,63	160,46	765,93	895,99

 

4.2.1 По справочным данным определяем  стоимость трансформаторных подстанций  в ценах 1991 г. 

k₁=15,5 тыс. руб («Хмельницкий трансформаторный завод»);

k₂=25,47 тыс. руб («Хмельницкий трансформаторный завод»).

 

4.2.2 Определяем стоимость подстанций  с учетом удорожания:

 

где: k_i – цена трансформаторной подстанции в цене на 1991 г, тыс. руб

       k_д – коэффициент девальвации, учитывабщий удорожание электрооборудования по сравнению с ценами 1991 г, принимается 100

 

 

 

4.2.3 Определяются потери реактивной  мощности к.з:

 

где: U_к.з. – напряжение к.з. по паспортным данным, %

       S_нтр – номинальная мощность трансформатора, кВА

 

 

 

4.2.4 Определяются потери реактивной  мощности х.х. :

 

где: I_х.х. – ток холостого хода, по паспортным данным, %

       S_нтр – номинальная мощность трансформатора, кВА

 

 

 

4.2.5 Определяются приведённые потери  активной мощности короткого  замыкания  трансформаторов:

 

где: – паспортные потери активной мощности каждого трансформатора, кВт

        K_ип – коэффициент изменения потерь, кВт/кВАр

       - потери реактивной мощности каждого трансформатора, кВАр

Для расчёта принимается К_ип = 0,07 кВт/кВАр

 

 

 

4.2.6 Определяются приведённые потери  активной мощности холостого  хода  трансформаторов:

 

где: – паспортные потери активной мощности холостого хода трансформаторов, кВт

        K_ип – коэффициент изменения потерь, кВт/кВАр

       - потери реактивной мощности холостого хода трансформаторов, кВАр

 

 

 

 

4.2.7 Определяются  потери активной мощности в  силовом трансформаторе:

 

где: - приведенные потери активной мощности холостого хода трансформаторов, кВт

          - номинальный коэффициент загрузки трансофрматоров

          - приведенные потери активной мощности короткого замыкания трансформаторов, кВт

 

4.2.8 Стоимость электроэнергии на 1.01.2012 по данным базового предприятия  составляет С₀=3,19 руб/кВт*ч

 

4.2.9 Определяем стоимость годовых  потерь электроэнергии:

 

где: - потери активной мощности в силовом трансформаторе, кВт

        - годовой фонд работы трансформатора, Т_год=8760 (ч)

        - стоимость электроэнергии (руб/кВт*ч)

         N – число трансформаторов, шт

 

 

 

4.2.10 Определяем стоимость амортизационных  отчислений:

 

где:  К_i – стоимость трансформаторной подстанции, тыс. руб

         U – норма амортизационных отчислений, U=6,3%

 

 

 

4.2.11 Определяем стоимость годовых  затрат на эксплуатацию:

 

где: С_ai – стоимость амортизационных отчислений, тыс. руб

       С_ni – стоимость годовых потерь электроэнергии, тыс. руб

 

 

 

4.2.12 Определяем годовые приведенные  затраты на трансформаторные  подстанции:

 

где: – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, Р_н=0,12

        - стоимость трансформаторной подстанции, тыс.руб

        - стоимость годовых затрат на эксплуатацию, тыс. руб

 

 

 

4.2.13 Определяем относительную разницу  в затратах между вариантами:

 

где: З_наиб – вариант с наибольшими годовыми приведенными затратами, тыс.руб

    

   З_наим – вариант с наименьшими годовыми приведенными затратами,

 тыс. руб

 

Так как относительная разница в затратах составила более 10%, то окончательный выбор осуществляется по минимуму годовых затрат. Для проектируемого кузнечно – прессового цеха принимаем к установке однотрансформаторную подстанцию с трансформатором мощностью 1000 кВА

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

       5. Расчет электрических сетей напряжением выше 1 кВ.

5.1 Выбор марки и сечения питающей  высоковольтной линии.

 

Производим  расчёт сети, выбираем марку и сечение  высоковольтного кабеля, рассчитываем токи короткого замыкания и выбираем коммутационно – защитную аппаратуру на стороне высокого напряжения.

 

5.1.1.Производится выбор марки и сечения кабельной линии напряжением 10 кВ.

Сечение выбираем по максимальному  току кабельной линии.

Определяется максимальный расчётный  ток на стороне высокого напряжения:

 

где: - номинальное напряжение трансформатора ГПП, В; ;

        – число кабельных линий;

        - полная максимальная мощность на стороне ВН, кВА; определяется по формуле:

 

где: - максимальная силовая активная нагрузка на шинах ЦТП, кВт

       – потери активной мощности в силовом трансформаторе, кВт

       – максимальная силовая реактивная нагрузка на шинах ЦТП, кВАр

        - потери реактивной мощности в силовом трансформаторе, кВАр; определяются по формуле:

где: - максимальная полная мощность на стороне НН, с учетом компенсации, кВА

 

 

 

 

 

Предварительно  выбираем кабель марки ААБлУ, с алюминиевыми токопроводящими жилами, с бумажной изоляцией, пропитанной вязким маслоканифольным составом, в алюминиевой оболочке с броней из стальных лент, проложенный в земле в траншее, при температуре +15^оС.

По [2, табл. 2.9] выбираем сечение кабеля S=35 мм² с допустимым током I_доп= 110 А.

 

Определяем фактическую токовую  нагрузку кабеля с учетом поправочных  коэффициентов по формуле:

 

где: k₁ – температурный поправочный коэффициент, который определяется по [2, табл. П-2],  при допустимой температуре нагрева жил кабеля +65^oС и температуре окружающей среды +15^оС; k₁= 1.

       k₂ – коэффициент, учитывающий количество одновременно проложенных кабелей, который определяется по [2, табл. П-1], при количестве проложенных кабелей равном 1, k₂=1,00

 

 

Проверяем выбранный кабель по условию:

 

т.е. 101,2 А>85,2 А, следовательно выбранный кабель проходит по нагреву.

Проверяем выбранное сечение по допустимой потере напряжения по условию: 

где:-допустимые потери напряжения в кабельных линиях,

       – расчётные потери напряжения в кабельных линиях, %; определяются по формуле: 

где: – расчётный ток нагрузки кабельной линии на стороне ВН, А

       - длина кабельной линии (расстояние до ГПП), км;=1,4 км;

       - номинальное напряжение силового трансформатора на ГПП, В

       – удельное погонное активное сопротивление кабеля, Ом/км, определяется по [4 табл. 3.5];;

       - удельное погонное индуктивное сопротивление ШР, Ом/км, определяется по [4 табл. 3.5];

       () – коэффициенты мощности нагрузки

 

Т.к. , т.е. 1,86 % < 5 %, следовательно данное сечение ААБлУ – 1(3) проходит по допустимой потере напряжения.

5.2 Расчет токов короткого замыкания  в сети выше 1 кВ.

 

5.2.1.Составляем однолинейную расчётную  схему сети высокого напряжения (рис. 5.1), на которой указываем исходные данные:

- параметры всех элементов схемы;

- средние номинальные напряжения  всех ступеней схемы; 

5.2.2. Определяем сопротивление схемы  замещения (рис. 5.2.):

• Энергетической системы:

 

где: - сопротивление энергетической системы (по заданию) в относительных базисных единицах; =0,36;

     - мощность энергосистемы (по заданию), МВА;=450 МВА

        – среднее номинальное напряжение базисной ступени, кВ

 

• Трансформатора ГПП:

 

где: - напряжение короткого замыкания трансформатора ГПП (по заданию), %; ;

       – среднее номинальное напряжение базисной ступени, кВ

       - мощность трансформатора ГПП (по заданию), МВА; ;

 

• Кабельной линии:

 

где: – сопротивление на фазу, активное, (Ом/км); определяется по [4, табл. 3.5], ;