Министерство образования Российской Федерации

Омский Государственный Технический Университет

Кафедра “ЭсПП”

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту

на тему: “Электроснабжение судоремонтного завода”

Выполнил

Подоплелов А.С. гр. Эр-548

Проверил Сергеев Я.Б.

Омск 2002

Содержание

1. Задание

2. Введение

3. Описание технологического процесса

4. Ведомость электрических нагрузок завода

5. Ведомость электрических нагрузок

6. Определение электрических нагрузок РМЦ

7. Определение расчетной нагрузки по заводу в целом

8. Определение центра электрических нагрузок

9. Выбор системы питания

10. Размещение компенсационных устройств в сети предприятия

11. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций

12. Определение потерь мощности в трансформаторах

13. Схема канализации эл.энергии по территории

14. Выбор сечения и марки проводников

15. Расчет токов короткого замыкания

16. Выбор и проверка элементов системы электроснабжения предприятия

1. Задание

Тема. Электроснабжение судоремонтного завода

Исходные данные на проектирование

1. Генеральный план завода рис. 1.

2. Мощность энергосистемы 1000 МВА.

3. Ведомость электрических нагрузок ремонтно-механического цеха табл. 2.

4. Напряжение питания 110 кВ.

5. Сопротивление системы хс=0,8 о.е.

6. Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 15 км.

7. Сведения об электрических нагрузках представлены в табл. 1.

Рис. 1. Генеральный план судоремонтного завода.

2. Введение

В настоящее время, несмотря на произошедший спад производства и тяжелое финансовое состояние, перед промышленной энергетикой стоят ответственные задачи по рациональному применению электрической энергии во всех отраслях производства.

Тенденции максимально четкого и точного учета и контроля над расходом электрической энергии требуют от проектировщиков нахождения таких технических решений, которые были бы максимально рациональными и при этом бы не снижали уровня надежности энергосистемы.

Одной из главных задач проектирования является выбор наиболее рациональной схемы электроснабжения, отвечающей современным требованиям энергопотребления и возможностью перспективного роста предприятия. Проектирование системы электроснабжения должно удовлетворять не только техническим требованиям данного производства, но и должно быть рациональным с точки зрения экономических затрат на строительство такой системы электроснабжения. Курсовой проект по дисциплине «Электроснабжения промышленных предприятий» является завершающим проектом из всего цикла курсового проектирования. Он обобщает практически все изученные дисциплины, являясь наиболее полным учебным проектом по нашей специальности. Целью настоящего курсового проекта является спроектировать систему внутреннего и внешнего электроснабжения, на основании задания на проект, которая отвечала бы современным требованиям и была бы наиболее рациональной и экономичной.

3. Описание технологического процесса

Судоремонтный завод относится к группе заводов машиностроения и металлообработки. Средняя мощность приводов станков массового машиностроения колеблется в пределах 5-10 кВт. Режимы работы станков весьма разнообразны. Для некоторых станков характерны частые пуски и реверсы. Подъемные механизмы так же работают в повторно-кратковременном режиме. Общая тенденция развития машиностроения состоит в автоматизации самих станков применении программного управления, установки отдельных автоматических линий, станков и создания цехов и заводов автоматов. По степени бесперебойности станки относятся к потребителям II категории. Необходимо соблюдать параметр освещения, чтобы соблюсти необходимую точность работы. На этом предприятии преимущественно установлены металлообрабатывающие станки малой и средней мощности. Основные потребители 2 и 3 категории.

4. Ведомость электрических нагрузок завода

Таблица 1

5. Ведомость электрических нагрузок РМЦ

6. Определение электрических нагрузок РМЦ

Расчетную нагрузку по РМЦ будем определять методом упорядоченных диаграмм. Согласно этого метода все электроприемники разбиваются на подгруппы с примерно одинаковыми коэффициентами использования k_и и коэффициентами мощности cosj (tgj), затем для каждой подгруппы находят расчетный максимум по формулам:

(1)

(2)

где kиi –коэффициент использования;

kмi- коэффициент максимума [ ] табл.2.2.

Затем расчетные мощности, как активные, так и реактивные суммируются и получается максимальная нагрузка по РМЦ. Точность определения расчетных нагрузок тем выше, чем больше число подгрупп.

Сформируем подгруппы из электроприемников по одинаковым коэффициентам мощности и коэффициентам использования.

Данные приведены в табл.3

Табл. 3.

Полный расчет приводится только для одной подгруппы (первой) для остальных полученные величины сведены табл. 4

Необходимо также учесть что для сварочных аппаратов и подъемных машин расчетные нагрузки считаются через продолжительность включения.

Для подъемного оборудования ПВ = 0,4

Для сварочных аппаратов ПВ = 0,7

Для примера рассмотрим расчет для первой подгруппы. Параметры этих электроприемников cosj = 0.4, k_И = 0,14;

кВт (3)

Найдем эффективное количество электроприемников.

(4)

Округляем до меньшего ближайшего целого числа и принимаем эффективное число электроприемников равным 4.

Таким образом, получаем, что расчетная нагрузка имеет следующую величину:

кВт (5)

кВар (6)

Где определяется по формуле:

(7)

Результаты расчетов сведены в табл.4.

Для расчета мощности по РМЦ в целом найдем средневзвешенные коэффициенты

и .

(8)

(9)

(10)

Тогда

Расчетная активная и реактивная мощность по РМЦ в целом:

кВт (11)

где - коэффициент максимума [ ] табл.2.2.

кВар (12)

7. Определение расчетной нагрузки по заводу в целом

Расчетный максимум остальных цехов определяется по коэффициенту спроса, взятого по справочным данным. Определение

(13)

По этим аналитическим выражениям определяют максимум силовой нагрузки цехов. Также необходимо учесть нагрузку искусственного освещения.

Эта нагрузка как правило определяется по удельной плотности s Вт/м² площади цеха (или территории предприятия).

Определение расчетной нагрузки рассмотрим на примере ремонтно-механического цеха.

Параметры цеха: Р_РРМЦ = 41,33 кВт; cosf = 0,62; tgf = 1,26; kc = 0,23

кВт (14)

кВар (15)

Нагрузка искусственного освещения определяется по следующим расчетным формулам:

, (16)

где s₀ – удельная плотность осветительной нагрузки на 1 м² полной площади; Вт/м² .

Так как высота РМЦ h=3 м, то в качестве источников света цеха используем люминесцентные лампы, ; Вт/м²

k_{C 0} - коэффициент спроса освещения (справочная величина) [ ].

F- площадь цеха, м.

кВт (17)

кВар (18)

Расчетный максимум цеха на напряжение 0,4 кВ с учетом осветительной нагрузки и потерь в трансформаторе определяется по формуле:

(19)

(20)

При определении максимальной нагрузки по заводу в целом, необходимо учесть коэффициент разновременности максимумов , а также потери в цеховых трансформаторах, линиях распределительной сети и других элементах. Так как эти элементы еще не выбраны потери в трансформаторах цеховых подстанций и учитываем приближенно, по суммарным значениям нагрузок напряжением до 1000 В, т.е.

кВт(21)

кВар(22)

где

кВА(23)

Мощность требуемая для освещения территории:

кВт (24)

(25)

- коэффициент учитывающий потери на пускорегулирующею аппаратуру.

- коэффициент спроса на освещение территории.

кВар(26)

Согласно формуле (19,20) расчетный максимум цеха равен:

кВт(27)

кВар(28)

Результаты расчетов сведены в табл.6.

В табл.6. нагрузка 6 кВ представлена отдельно. Так как у 6 кВ потребителей отсутствует нагрузка на освещение. Также необходимо заметить, что в компрессорной используются синхронные двигатели, которые имеют «опережающий» cosf, т.е. они выдают реактивную мощность в сеть и в расчетах принимаются со знаком «минус».

Как было указано выше при определении максимальной нагрузки по заводу в целом, необходимо учесть коэффициент разновременности максимумов .

кВт(29)

кВар(30)

Определим мощность компенсационных устройств, которые надо установить у потребителя и полную мощность, подведенную к шинам ППЭ.

При реальном проектировании энергосистема задает экономически выгодную (близкую к оптимальной) величину реактивной мощности Q_Э в часы максимальных нагрузок системы.

кВар(31)

кВар (32)

кВА(33)

8. Определение центра электрических нагрузок

Для построения картограммы нагрузок, как наглядной картины территориального расположения мощностей цехов, необходимы центры электрических нагрузок этих цехов. При реальном проектировании для нахождения ЦЕН возможно использование различных методов. Для учебного проекта принимаем, что ЦЭН каждого цеха находиться в центре тяжести фигуры плана цеха. Поэтому теоретически находят только ЦЭН завода, который необходим для ориентировочного определения места расположения ПГВ. На генеральном плане завода произвольным образом выбираются оси координат, а координаты ЦЭН определяются по следующим формулам:

, (30)

Далее строим картограмму электрических нагрузок. Картограмма строится из условия, что площади кругов в выбранном масштабе являются расчетными, полными нагрузками цехов:

(31)

где r_i – радиус круга определяющего нагрузку цеха.

P_Pi – расчетная нагрузка цеха.

m – масштаб.

Силовая нагрузка до и выше 1000 В изображается различными кругами. Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга рис.3.

Для удобства результаты расчета сводим в табл.7.

Табл.7.

Рис.3. Масштаб: 5 кВт/мм

9. Выбор системы питания

Система электроснабжения любого предприятия может быть условно разделена на две подсистемы – это система питания и система распределения энергии внутри предприятия.

В системы питания входят следующие элементы: питающие ЛЭП, пункт приема электрической энергии это может быть ПГВ или ГПП, состоящие из устройства высшего напряжения, силовых трансформаторов и распределительного устройства низшего напряжения.

Таким образом, выбор системы питания производится в следующей последовательности:

- Выбор устройства высокого напряжения системы питания.

- Выбор ЛЭП.

- Выбор рационального напряжения.

- Выбор трансформаторов ППЭ.

Выбор устройства высокого напряжения системы питания

Выбор устройства высокого напряжения должно осуществляется на основе нормативных документов в следующем порядке:

1. Для УВН ППЭ должны выбираться только типовые решения.

2. При выборе УВН должны учитываться следующее факторы:

- Уровень надежности потребителей.

- Расстояние до системы равно 15 км.

- Вид схемы питания.

- Влияние окружающей среды.

- Разного рода особые условия.

Трансформаторы на ППЭ выбираем только с РПН. Исходя из этого, выбираем схему линия – выключатель – трансформатор (рис.4).

Рис.4.

Выбор линии электропередачи.

Питание завода осуществляется по двухцепной воздушной ЛЭП. Uc=110кВ.

Выбор сечения питающих ЛЭП производится по допустимому нагреву максимальным расчетным током.

А.(32)

Сечение линии выбираем по экономической плотности тока и по току послеаварийного режима.

мм.(33)

где -экономическая плотность тока [ ] табл. 1.3.36.

А.(34)

Выбираем ближайшее стандартное сечение, провод марки АС-70 (Iд=265 А).

1.Проверка выбранного сечения по току допустимого нагрева:

(35)

2.Проверка выбранного сечения провода по падению напряжения в линии при нормальном и послеаварийном режиме.

По условиям проверки падение напряжения на кабельной линии должно быть:

· В нормальном режиме U_НР £ 5%,

· В после аварийном режиме U_НР £ 10 %.

Потеря напряжения в нормальном режиме:

(36)

Потеря напряжения в аварийном режиме:

(37)

Т.к. выбранное сечение удовлетворяет всем условиям выбора, то принимаем провод марки АС-70.

Выбор рационального напряжения. Под рациональным напряжением Uрац понимается такое значение стандартного напряжения, при котором сооружение и эксплуатация СЭС имеют минимальное значение приведенных затрат.

Рациональное напряжение Uрац распределения электроэнергии выше 1 кВ определяется на основании ТЭР и для вновь проектируемых предприятий в основном зависит от наличия и значения мощности ЭП напряжением 6-10 кВ. Наличия собственной ТЭЦ и величины её генераторного напряжения, а также напряжения системы питания.

ТЭР не проводят в следующих случаях:

· если мощность ЭП 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 10-15 %, то Uрац распределения принимается равным 10 кВ, а ЭП 6 кВ получает питание через понижающие трансформаторы 6/10 кВ;

· если мощность ЭП 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия более 40%, то Uрац распределения принимается равным 6 кВ;

(38)

Таким образом рациональное напряжение Uрац принимаем 6 кВ.

Выбор силовых трансформаторов ППЭ. Выбор трансформаторов ППЭ производится по ГОСТ 14209-85, т.е. по расчетному максимуму нагрузки Sз. По заводу намечаются два стандартных трансформатора. Намеченные трансформаторы проверяются на эксплуатационную (систематическую) и послеаварийную нагрузку.

По суточному графику (зима) определим среднеквадратичную мощность:

(39)

Рис.5. График электрических нагрузок предприятия.

Мощность одного трансформатора для n=2 – трансформаторной подстанции:

(40)

Намечаем трансформатор марки ТДН-16000/110. Как правило выбранные трансформаторы проверяются на систематическую и аварийную нагрузку. Очевидно, что намеченный трансформатор не пройдет проверку на аварийную перегрузку, т.к. - трансформатор всегда будет работать в режиме перегрузки.

Поэтому намечаем трансформатор марки ТДТН-25000/110.

Проверка выбранного трансформатора на перегрузочную способность:

· Коэффициент предварительной загрузки:

(41)

· Коэффициент максимума:

(42)

· Коэффициент аварийной перегрузки:

(43)

· Число часов перегрузки:

(44)

Для h=5ч, системы охлаждения “Д“ и региона г.Омска К2доп=1,32 [ ] табл.1.36.

Так как , то выбранный трансформатор марки ТДН-25000/110 удовлетворяет условиям выбора.

10. Размещение компенсационных устройств в сети предприятия

Для рационального выбора мощности трансформаторов комплектных трансформаторных подстанций необходимо учесть скомпенсированную реактивную мощность т.е. с учетом размещения БСК по узлам нагрузки электрической сети.

Выбор мощности компенсирующих устройств (Q_км ) по заводу в целом был произведен в разделе 7 исходя из баланса реактивных нагрузок на шинах 6 – 10 кВ ППЭ т.е.

кВар(45)

Распределение реактивной мощности по узлам нагрузки будем производить одним из упрощенных аналитических методов, методом пропорционально реактивными нагрузками узлов. В этом случае величина мощности БСК (Q_{К i} ) в каждом i-м узле нагрузки будет равна:

(46)

Q_{нагр i} – реактивная нагрузка в i – м узле

Q_{нагр S} - сумма реактивных нагрузок всех узлов, кВар.

Q_{нагр S} = 23647,8 кВар.

Для более удобного представления все данные этого расчета сведены в табл.9. Сумма мощностей стандартных БСК должна быть меньше чем величина Q_КУ , по заводу в целом Q_КУ =5870,83 кВар³ Q_БСК = кВар. Это объясняется тем, что в расчетах не учитываются кабельные линии, которые являются также источниками реактивной мощности.

Табл.9.

11. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций

Число КТП и мощность их трансформаторов определяется общей мощностью (S_СМ ) цеха (цехов), удельной плотностью нагрузки и требованиями надежности электроснабжения.

В качестве примера рассмотрим литейный цех:

Мощность цеха с учетом компенсации реактивной мощности:

(47)

где - мощность компенсационных устройств в данном узле.

Удельная мощность по площади цеха:

(48)

где F – площадь цеха, м.

Т.к. удельная плотность электрической нагрузки более , то на цеховой подстанции можно устанавливать трансформаторы 2500 кВА.

Так как заводоуправление потребляет мощность меньше 250 кВА целесоосбразно присоединить его к механическому доку.

12. Определение потерь мощности в трансформаторах

Потери активной и реактивной мощности в трансформаторах определяется по формулам:

(48)

(49)

где DP_XX , DP_КЗ – потери холостого хода и короткого замыкания [ ].

(50)

(51)

Рассмотрим расчет потерь на примере литейного цеха:

S_нт = 2500 кВА; I_XX % = 1% ;U_кз = 6.5%; DP_xx = 3.85 кВт; DP_кз = 23,5 кВт.

Для нормального режима работы:

Для послеаварийного режима:

Расчет потерь мощности для остальных трансформаторов ведется аналогично (табл.11).

Табл.11.

13. Схема канализации эл.энергии по территории

.

Рис.6. КЛЭП 6 кВ

КЛЭП 0.4 кВ

14. Выбор сечения и марки проводников

В промышленных распределительных сетях выше 1000 В в качестве основного способа канализации электроэнергии применяются кабельные ЛЭП и токопроводы 6-10 кВ.

Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с учетом нормальных и ПАР режимов работы электрической сети и перегрузочной способности кабелей различной конструкции. Прокладка кабелей будет производится в земле. При проверке сечения кабелей по условию ПАР для кабелей напряжением до 10 кВ необходимо учитывать допускаемую в течении 5 суток на время ликвидации аварии перегрузку для кабелей с бумажной изоляцией до 30% номинальной.

Рассмотрим выбор кабельных линий на примере линии ПГВ-Литейный цех.

(52)

(53)

(54)

Номинальный ток нормального режима:

(55)

Сечение линии выбираем по экономической плотности тока и по току послеаварийного режима.

(56)

Принимаем стандартное сечение F =240 мм² I_{доп нр} = 390 А.

(57)

(58)

(59)

Ток послеаварийного режима:

(60)

Допустимый длительный ток нормального режима:

(61)

где -коэффициент учитывающий температуру окружающей среды [ ] табл.1.3.3.

- коэффициент учитывающий количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле [ ] табл.1.3.26.

Допустимый длительный ток послеаварийного режима:

(62)

Т.к. увеличиваем количество прокладываемых кабелей до 4 шт.

Номинальный ток нормального режима:

Сечение линии выбираем по экономической плотности тока и по току послеаварийного режима.

Принимаем стандартное сечение F =120 мм² I_{доп нр} = 260 А.

Ток послеаварийного режима:

Допустимый длительный ток нормального режима:

где -коэффициент учитывающий температуру окружающей среды [ ] табл.1.3.3.

- коэффициент учитывающий количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле [ ] табл.1.3.26.

Допустимый длительный ток послеаварийного режима:

Окончательно выбираем кабель марки ААШв-6 4(3 x 120).

Результаты расчетов сведены в табл.12.