Электроснабжение промышленных предприятий

Содержание
Введение
1 Задание на курсовой проект
2 Выбор электрического освещения в заданных цехах
2.1 Электрическое освещение
2. 2 Выбор и расположение светильников
2.3Расчет осветительной установки
2.4 Электроснабжение осветительных установок
2.5 Выбор сечения проводников осветительной сети
2.6 Расчет электрических нагрузок в сети трехфазного тока до 1000 В
2.7 Выбор средств компенсации
3 Расчет внутризаводской сети напряжением 6-10 кВ
3.1 Определение расчетных электрических нагрузок
Заключение
Список используемой литературы

Затраты на генерацию реактивной мощности линиями З= 0.
СД нормальных серий изготавливаются с опережающим соs = 0,9 независимо от реактивной мощности, которую предприятие может использовать. Поэтому в расчетных затратах должна учитываться только стоимость активных потерь электроэнергии на генерацию реактивной мощности и стоимость регулятора возбуждения, если он устанавливается.
Потери активной мощности в СД на генерацию реактивной мощности Q составляют:
, кВт, (14)
где D1, D2 - постоянные величины, зависящие от параметров двигателя.
Для группы параллельно работающих, однотипных СД
, (15)
где Q, Qпр - реактивная мощность генерируемая группой однотипных двигателей соответственно для рассматриваемого объекта и для прочих (ранее потреблявших) объектов, МВАр;
N - число однотипных СД.
Затраты 3c , З1, З2 для СД составляют:
(16)
где Кр - стоимость регулятора возбуждения СД, руб;
Ер - величина отчислений от Кр;
С0 (Км +) - удельная стоимость активной мощности
При отсутствии регуляторов возбуждения или других дополнительных устройств принимается Зо=0.
Конденсаторы поперечного включения (БК). Генерируемая БК реактивная мощность
Q = (U/Uбк)QH, МВАр, (17)
где U - относительная величина напряжения сети в пункте присоединения БК;
Uбк - отношение номинального напряжения конденсаторов к номинальному напряжению сети (для БК напряжением до 1000 В Uбк = 1; для БК напряжением 6 – 10 кВ Uбк = 1,05).
Затраты З0, З1, З2 для КБ составляют:
(18)
где Е - суммарные ежегодные отчисления от капитальных вложений, которые для силового электрооборудования, распределительных устройств и подстанций напряжением до 20 кВ равны Е= 0,223;
К0 - стоимость вводного устройства, руб;
Ер - величина отчислений от Кр;
Кр- стоимость регулятора, руб;
КУ- удельная стоимость БК, руб/МВАр
Затраты на передачу реактивной мощности по сети определяются
(18.1)
где ЗЕ - сумма затрат на реконструкцию сети, обусловленная передачей реактивной мощности (увеличение числа или мощности трансформатора, числа или сечения линий и т.д.).
Исходные данные. К шинам секции А (10 кВ) РП, рис.3, присоединены два СД типа СДН Р=5000кВт каждый, n = 1500 об/мин, с коэффициентом загрузки Кз = 0,7, коэффициентом мощности соs = 0,8 при номинальном напряжении на шинах РП; потребители с РРА = 6,4 МВт и QРА = 3,0 МВАр.
К шинам 0,4 кВ подключены потребители с РРА = 5,0 МВт и QРА = 4,0 МВАр.
Рис.3
В энергосистеме потребление реактивной мощности в часы наибольшей и наименьшей активных нагрузок составляет: Qmax=7,0 МВАр и Qmin=3,12 МВАр. Энергосистемой заданы входные реактивные мощности: QЭ1 = 1,5 МВАр и QЭ2 = 0.
На предприятии предполагается установить трансформаторы 10/0,4 кВ по 1000 кВА с коэффициентом загрузки КЗ = 0,8.
Для установленных СД находим QН =2,14 МВАр; D1=11,3 кВт; D2=12,7 кВт, м=1,31. Максимальная величина реактивной мощности, которую может генерировать СД:
QСД = NQН = 1,3122,14 = 5,6 МВАр.
Необходимая суммарная мощность КУ в период минимальной активной нагрузки энергосистемы, что соответствует нерегулируемой части КУ:
QКуmin = Qmin – QЭ2 = 1,62 МВАр.
Т.е. в часы минимальной активной нагрузки энергосистемы все КУ должны быть отключены.
Минимальное число устанавливаемых трансформаторов
Nт = Принимаем Nт = 6.
Определяем реактивную мощность, которую можно передать из сети 10 кВ в сеть 0,4 кВ;
.
Учитывая, что система обеспечивает компенсацию реактивной мощности QЭ1 = 2,5 МВАр, то СД должен скомпенсировать на стороне 10 кВ:
QA = QРА – QЭ1 = 2-1,5 = 0,5 МВАр
и, исходя из пропускающей способности выбранных трансформаторов, передать на сторону 0,4 кВ реактивную мощность Q1 = 1,354 МВАр. Суммарная РМ, компенсируемая СД, составит
QСД = QA + QI = 0,5 + 1,354 = 1,854 МВАр.
1) Для компенсации на стороне 0,4 кВ оставшейся части реактивной мощности
QРВ = QРВ – QI = 3,0 – 1,354 = 1,646 МВАр
используются регулируемые конденсаторные установки шесть УК - 0,38 - IIОН и шесть УК – 0,38 - 150Н с общей установленной мощностью QВК = 1,61 МВАр
Удельные затраты при передаче генерируемой РМ СД в сеть 0,4 кВ при ЕР = 0,29, КР = 300 руб, С0 = 70 руб/кВт;
З0 = 0,293002 = 174 руб;
З10 = ;
З20 = .
Определяем удельные затраты на установку БК в сети 0,4 кВ, принимая , Ку=13,0тыс.руб/МВАр, Е = 0,233, РБК = 4,5 кВт/МВАр:
З01 = 0; З2 = 0; ЗII = 0,23313(1/1)2 + 0,064,5 = 3,246 тыс.руб/МВАр.
Затраты на генерацию РМ при минимальном количестве трансформаторов
ЗКУ = З10(QА +QI)2+З20(QA+Q1)2+З11QBK +З0=404(0,5+1,354)2+88(0,5+1,354)2+2,9461,56+108 =6522 руб.
ККТП = 14,43 тыс.руб; Е =0,223; С0 = 157,7 руб/кВт в год; С = 51,9 руб/кВт в год; Рхх = 2,4 кВт; Ркз = 11,0 кВт.
Зкпт = 0,22314,436 + 157,710-362,4 + 51,910-3611 = 19307 + 2,271 + 3,425 = 25,003 тыс.руб.
Суммарные приведенные затраты по варианту А:
31 = Зку + 3ктп = 6522 +25003 = 31525 руб.
2) Увеличение числа трансформаторов на один: 6 + 1 = 7.
МВАр.
Мощность КУ в сети 0,4 кВ:
Qку = Qрв – Q’I = 3,0 - 2,71 = 0,29 МВАр = 290 кВАр,
и каждый трансформатор соответственно должен передать(пропустить) 290/7  38 кВАр, что гораздо меньше величины РМ, при которой целесообразно устанавливать на стороне 0,4 кВ КУ: 38 кВАр<50 кВАр, и поэтому вся РМ, в том числе и на стороне 0,4 кВ, будет осуществляться КУ, расположенными на стороне 10 кВ.
Затраты на генерацию РМ
Зку = 404(0,5 + 2,71) + 88(0,5 + 2,71)2 + 108 = 2487 руб.
Затраты на КТП
3ктп = 0,22314,437 + 157.7 10-3 7 2,4 + 51,9 10-3 711 = 29170 руб.
Суммарные приведенные затраты по варианту Б:
3б = 2487 + 29170 = 31657 руб.
3 Расчет внутризаводской сети напряжением 6-10 кВ
Величина мощности, месторасположение и вид ЭП определяют структуру схемы и параметры элементов электроснабжения предприятия. При проектировании определению подлежат обычно три вида нагрузок:
1) средняя за максимально загруженную смену РСМ и среднегодовая РСТ. Величина РСМ необходима для определения расчетной активной нагрузки РР . Величина РСГ - для определения годовых потерь электроэнергии;
2) расчетная активная РР и реактивная QР мощности. Эти величины необходимы для расчета сетей по нагреву, выбора мощности трансформаторов и преобразователей, а также для определения максимальных потерь мощности, отклонений и потерь напряжения;
3) максимальная кратковременная (пусковой ток) IП. Эта величина необходима для проверки колебаний напряжения, определения тока трогания токовой релейной защиты, выбора плавких вставок предохранителей и проверки электрических сетей по условиям самозапуска двигателей.
3.1 Определение расчетных электрических нагрузок
Расчетные электрические нагрузки для цехов предприятия (кроме цеха, электроснабжение которого разрабатывается подробно) определяются по установленной мощности и коэффициенту спроса (методом коэффициента спроса). Определение расчетной силовой нагрузки методом коэффициента спроса является приближенным и его применение рекомендуется для предварительных расчетов, а также общезаводских нагрузок.
Расчетная нагрузка (активная РМ , реактивная QМ, полная SМ) приемников каждого цеха определяется через коэффициент спроса КС и установленную мощность ЭП РН:
; ; , (19)
где КС - коэффициент спроса характерной группы приемников;
РН - суммарная установленная мощность всех приемников цеха, кВт;
tg- значение, определяемое из cos характерного для рассматриваемой группы приемников.
Значения КС выбираются из таблицы 3 в зависимости от групп приемников и потребителей электроэнергии, а также может быть принято в зависимости от величины КИ для определенного значения Кв. Ниже приводится пример величины КС = f (КИ) при КВ = 0,8
Таблица 3
Приемники напряжением выше 1000 В в каждом цеху учитываются отдельно от приемников до 1000 В.
Установленная мощность ЭП представляет паспортную мощность обозначенную на табличке.
У ЭП длительного режима номинальная мощность совпадает с установленной (паспортной) РН = РП
Для ЭП повторно-кратковременного режима установленная мощность приводится к длительному режиму (ПВ=I): РН = РУ
Для сварочных машин и трансформаторов электропечей номинальная мощность , , где SП, cosп и ПВП - паспортные данные установок.
Для кранов расчетная нагрузка определяется исходя из учета двух наиболее мощных приемников, приведенных к длительному режиму:
Расчетная нагрузка узла системы электроснабжения (цеха, корпуса, предприятия), содержащего группы приемников электроэнергии с различными режимами работы, определяют с учетом разновременности максимумов нагрузки отдельных групп:
(20)
где - сумма расчетных активных нагрузок отдельных групп приемников, кВт;
- сумма расчетных реактивных нагрузок отдельных групп приемников, кВАр;
КРМ - коэффициент разновременности максимумов нагрузок отдельных групп приемников.
Коэффициент КРМ характеризует смешение максимумов нагрузок отдельных групп приемников во времени, что вызывает снижение суммарного максимума нагрузок узла по сравнению с суммой максимумов отдельных групп. КРМ  I и определяется отраслевыми инструкциями в зависимости от местных условий. Для линий напряжением выше 1000 В системы внутреннего электроснабжения предприятия приближенно можно принимать КРМ = 0,85 - 1,0. Для шин электростанций (ГСП), а также питающих линий электропередачи (внешнее электроснабжение).
Суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки потребителей в целом по предприятию определяются суммированием соответствующих нагрузок всех цехов с учетом расчетной нагрузки освещения, потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций и потерь в высоковольтной линии.
Если количество и мощность трансформаторов цеховых подстанций и параметры высоковольтной сети еще не выбраны, то потери мощности в них можно определить приближенно:
; ; , (21)
где SНН - расчетная мощность нагрузки предприятия на шинах напряжением до 1000 В за максимально загруженную смену.
Суммарная расчетная активная, реактивная и полная нагрузки предприятия (всех цехов), отнесенные к шинам 6-10 кВ ГПП или ГРП, с учетом коэффициента разновременности максимумов нагрузки определяются из выражений: . -
;
; (22)
где КРМ следует принимать в пределах 0,9-0,95;
Н и В - индексы, обозначающие соответствие сторонам низкого и высокого напряжения.
Полная расчетная мощность предприятия со стороны ВН трансформаторов ГПП определяется с учетом потерь мощности в трансформаторах ГПП:
(23)
где ; - аналогично (21)
QКУ - мощность компенсирующих устройств.
Результаты по определению расчетной нагрузки по предприятию целесообразно привести в виде следующей таблицы,
Таблица 4
№ по ген-
плану Наиме-
нование потребителя РН , кВт КС РР, кВт QP, кВАр SP, кВА 1 Цех №0 45 0,07 1,2 52 112 102 2 Цех №3 52 0,05 1,4 67 105 106 3 Цех №6 48 0,06 1,7 61 99 122 4 Цех №7 56 0,07 1,3 54 114 134 5 Цех №10 67 0,04 1,2 61 109 106 6 Цех №11 48 0,06 1,8 59 131 104
Расчет электрических нагрузок предприятия целесообразно проводить в следующей последовательности. Сначала методом упорядоченных диаграмм рассчитываются электрические нагрузки цеха, электроснабжение которого разрабатывается подробно, а затем методом коэффициента спроса электрические нагрузки последовательно на стороне НН и ВН. После этого находятся итоговые значения электрических нагрузок по заводу.
Заключение
На промышленном предприятии силовые трансформаторы устанавливают на главных понизительных, на цеховых и на специальных подстанциях. Преобразовательных электропечных, сварочных и др. Потери электроэнергии в трансформаторах являются неизбежными, однако размер их должен быть доведён до возможного минимума путём правильного выбора мощности и числа силовых трансформаторов, а также рационального режима их работы. Кроме того, следует стремиться к уменьшению потерь электроэнергии путём исключения холостого хода трансформаторов при малых загрузках. Это мероприятие имеет особое значение при эксплуатации цеховых трансформаторов предприятий, работающих в одну или две смены, а также в выходные дни.
Обычно на предприятиях в свободное от работы время или в выходные дни ведутся ремонтные работы, испытания оборудования и т.д.. Для производства таких работ также требуется электроэнергия, но в значительно в меньшем количестве, чем в рабочие дни. Включение всех цеховых трансформаторов вызывает большие нерациональные потери за счёт потерь холостого хода трансформаторов. Для устранения таких потерь рекомендуется проектировать новые схемы электроснабжения предусматривая резервные связи (перемычки) на стороне низкого напряжения цеховых трансформаторов. При этом целесообразно питать установки для ремонтных работ, ночного, охранного и дежурного освещения по всей территории предприятия и т. п., включая работу только 1, 2-ух трансформаторов в разных точках сети.
Список используемой литературы
1. ГОСТ 2.701-84, ГОСТ 2.702-75, ГОСТ 2.705-70, ГОСТ 2.708-81…ГОСТ 2.710-81, ГОСТ 2.721-74...ГОСТ 2.756-76.
2. Строительные нормы и правила (СниП); раздел А11.4 -79. Естественное и искусственное освещение. 1979.
3. Справочная книга для проектирования электрического освещения /Под ред. Г. М. Кнорринга - Л.: Энергия. 1976. - 384с.
4. Епанешников М.М. Электрическое освещение. - М.: Энергия, 1973. - 351с.
5. Федоров А.А., Старкова Л.Е, Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат, 1987. - 368с.
6. СНиП 11-4-79 Естественное освещение. Нормы проектирования. М.: Стройиздат, 1980.
7. СН 543-82 Инструкция по проектированию электрооборудования общественных зданий массового строительства. М.: Стройиздат, 1982.
8. СН 357-77 Инструкция по проектированию силового и осветительного электрооборудования промышленных предприятий. М.: Стройиздат, 1977.-96с
9. Правила устройств электроустановок (Минэнерго СССР. М.: Энергоатомиздат, 1985.
10. Шаповалов И.Ф. Справочник по расчету электрических сетей. 2-е изд. - Киев: Будивельник, 1979. - 264с.
11. Мукосеев Ю.Л. Электроснабжение промпредприятий. - М.: Энергия, 1979. - 583с.
12. Справочник по проектированию электроснабжения, линий электропередачи и сетей /Под ред. Я.М.Большама, В.И.Круповича, М.М. Самовера. 2-е изд. М.: Энергия, .1974. - 696с.
13. Федоров А.А., Каменева В,В. Основы электроснабжения промышленных предприятий. - М.: энергоатомиздат, 1984. - 472с.
КИ 0,4 0,5 0.6 0,7 0.8 0.9 КС 0,5 0.6 0.65-0,70 0,75-0,8 0.85-0.9 0.92-0.95
44