Электроснабжение судоремонтного завода

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 UНР £ 5%,

·                   В после аварийном режиме UНР £ 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 (Qкм) 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 (QКi) в каждом i-м узле нагрузки будет равна:

(46)

Qнагр i – реактивная нагрузка в i – м узле

Qнагр S - сумма реактивных нагрузок всех узлов, кВар.

Qнагр 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 QКУ, по заводу в целом QКУ =5870,83 кВар³ QБСК = 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 (SСМ) 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 DPXX, DPКЗ – потери холостого хода и короткого замыкания [ ].

(50)

(51)

Рассмотрим расчет потерь на примере литейного цеха:

Sнт = 2500 кВА; IXX% = 1% ;Uкз = 6.5%; DPxx = 3.85 кВт; DPкз = 23,5 кВт.

Для нормального режима работы:

Для послеаварийного режима:

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

Табл.11.

Страницы: 1, 2, 3, 4