Проект электроснабжения и электрооборудования участка механосборочного цеха

             - потери, руб.

        2.2.12.2 По данной методике рассчитываем годовые эксплуатационные расходы каждого трансформатора

       2.2.12.2.1 Трансформатор ТН-630

       

= ,

       

= ,

       

= ,

       

= ,

       

=

       2.2.12.2.2 Трансформатор ТН-400

       

= ,

       

= ,

       

= ,

       

        = ,

       

=

       2.2.13 Проверяем мощности каждого трансформатора в аварийном режиме при отключении одного  трансформатора и необходимости обеспечить электроснабжение потребителей в период максимума с допустимой нагрузкой, равной 140%:

,

=

=

       Следовательно, выбранные  мощности трансформаторов (2-630 кВА) обеспечивают электроснабжение предприятия как в нормальном, так и в аварийном режимах. Принимаем к установке на ТП два трансформатора по 630 кВА. 

       2.3 Выбор способа компенсации реактивной мощности 

       При подключении к электрической  сети активно-индуктивной нагрузки ток I_Н отстает от напряжения U на угол сдвига . Косинус этого угла (cos ) называется коэффициентом мощности. Электроприемники с такой нагрузкой потребляют как активную Р, так и реактивную Q мощность.

       Q=Р·tg

       Прохождение в электрических  сетях реактивных токов обусловливает  добавочные потери активной мощности в линиях, трансформаторах, генераторах  электростанций, дополнительные потери напряжения, которые требуют увеличения номинальной мощности или числа трансформаторов, снижает пропускную способность всей СЭС.

       Компенсация реактивной мощности потребителей может осуществляться при помощи синхронных двигателей (СД) или батарей конденсаторов (БК), присоединенных непосредственно к сетям  до 1000 В.

       При выборе компенсирующих устройств подтверждается необходимость  их комплексного использования как  для поддержания режима напряжения в сети, так и для компенсации  реактивной мощности.

       2.3.1 Мощность Q_ку компенсирующего устройства определяется как разность между фактической наибольшей реактивной мощностью Q_м нагрузки предприятия и предельной реактивной мощностью Q_э предоставляемой предприятию энергосистемой по условиям ее работы:

       

,

       где кВт;

            = -до компенсации;

         = -после компенсации.

       

= кВАр

       В качестве компенсирующего  устройства выбираем осветительную  батарею типа УКБН – 0,38 –200 - 50 У3 .

       2.3.2 Определяем коэффициент мощности после компенсации по формуле

       

,

       

       где = =315,9 кВАр;

       

= ;

       

=

       

       2.3.3 Проверка по

       2.3.3.1 Входная реактивная мощность , кВАр, которая может быть передана из сетей энергосистемы, рассчитывается по  формуле

       

,

       где =340,77 кВАр – реактивная мощность;

       

       2.3.3.2 Полную мощность , кВА, рассчитываем по формуле

       

,

       

       Следовательно,

       

,

       

=

         В результате установки  выбранной  конденсаторной  батареи   коэффициент мощности находится  в требуемых пределах(0,92-0,95). 
 
 
 
 
 
 
 

       2.4 Выбор схемы электроснабжения. Конструктивное выполнение подстанции

       

       

       Система электроснабжения объекта состоит из питающих, распределительных, трансформаторных и преобразовательных подстанций и связывающих их кабельных  и воздушных сетей, а также  токопроводов.

       Система электроснабжения может быть выполнена в нескольких вариантах, из которых выбирается оптимальный. При его выборе учитываются степень  надежности, обеспечение качества электроэнергии, удобство и безопасность эксплуатации, возможность применения прогрессивных методов электромонтажных работ.

       Прием, преобразование и  передача электроэнергии происходят на подстанции (ТП) – электроустановке, состоящей из трансформаторов или  иных преобразователей энергии, распределительных  устройств, устройств управления, защиты, измерения и вспомогательных устройств.

       Передача электроэнергии от источника питания к электроприемникам  осуществляется ступенями. Число ступеней определяется в зависимости от удаленности  источника питания и его напряжения, мощности и напряжения электроприемников, технических возможностей того или иного исполнения сети и других факторов.

       Под первой ступенью подразумевается  сетевое звено между энергосистемой и ПГВ. Под второй ступенью распределения энергии подразумевается сетевое звено между устройством вторичного напряжения ПГВ и цеховой ТП.

       

       Сети первой и второй ступеней являются межцеховыми и  относятся к распределительным  сетям системы электроснабжения предприятия. Межцеховые и внутрицеховые сети составляют внутреннюю систему электроснабжения предприятия. Под внешним электроснабжением понимают часть сети энергосистемы, обеспечивающую подачу электроэнергии на приемные подстанции предприятия от точки присоединения к энергосистеме.

       Схемы внешнего или внутреннего  электроснабжения выполняют с учетом особенностей режима работы потребителей, возможностей, возможностей дальнейшего  расширения производства, удобства обслуживания и т. д.

       На ТП установлено два  трансформатора мощностью 400 кВА каждый. Двухтрансформаторные подстанции применяются при значительном числе потребителей I и II категорий, при сосредоточенных нагрузках на данном участке с высокой удельной плотностью, а также, если имеются ЭП особой группы. Кроме того, двухтрансформаторные подстанции целесообразны при неравномерном суточном и годовом графиках нагрузки предприятия, при сезонном режиме работы одно- или двухсменных предприятий со значительной разницей загрузки смен. В этих случаях в режимах минимальных нагрузок целесообразно отключать один из двух трансформаторов подстанции, что определяется условиями оплаты за электроэнергию по двухставочному тарифу. Трансформаторы из-за своих размеров располагаются на улице.

       РУНН представляет собой  набор шкафов с установленными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами, вспомогательными устройствами. РУНН состоит из вводного шкафа и двух линейных шкафов. 
 
 
 
 

       Схема электроснабжения представлена на рисунке 1. 
 
 
 

                           
 
 
 
 
 

   

                            2.5 Расчет токов короткого замыкания

       Короткое замыкание (КЗ) называют всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом  работы, электрическое соединение различных  точек электроустановки между собой  или землей, при котором токи в ветвях электроустановки резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима. Вычисление токов короткого замыкания производится для определения условий работы потребителей при аварийных режимах; выбора электрических аппаратов, шин, изоляторов, силовых кабелей; проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики; проектирования защитных заземлений; подбора характеристик разрядников для защиты от перенапряжений.

       Зададимся мощностью системы S_с=100 МВА,  x_с=0,5. Принимаем за базисную мощность – мощность  системы S_б=100 МВА.

       2.5.1 Для расчета токов КЗ необходимо составить расчетную схему, соответствующую нормальному режиму работы системы электроснабжения при параллельном включении всех источников питания.

        По расчетной  схеме составляется схема замещения, в которой указываются сопротивления  всех элементов и намечаются точки  для расчета токов КЗ. Схемы  представлены на рисунке 2.

                                                                 

              
 
 
 
 

       Рисунок 1-расчетная схема                  Рисунок 2-схема замещения               

         
 
 

       2.5.2 Рассчитываем короткое замыкание в точке К-1

       2.5.2.1 Определяем реактивное сопротивление по формуле