Энергоснабжение завода

 

Расчетная нагрузка узла системы электроснабжения определяется суммированием расчетных  нагрузок с учетом коэффициента разновременности максимумов нагрузки, кВА

 

,                              (1.5)

 

Где   – сумма расчетных активных нагрузок приемников, кВт;

  – сумма расчетных реактивных нагрузок приемников, кВар;

 – коэффициент разновременности максимумов, принимаемый     согласно справочным данным [1] равным 1.

 

кВА.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 Выбор числа и мощности трансформаторов

 

Мощность трансформаторов в  нормальных условиях должна обеспечивать питание всех приемников электроэнергии потребителя. Мощность трансформаторов  выбирают с учетом экономически целесообразного  режима работы и соответствующего обеспечения  резервирования питания потребителей при отключении одного трансформатора и то, что нагрузка трансформаторов  в нормальных условиях не должна (по нагреву) вызывать сокращение естественного  срока его службы.

Основными требованиями при выборе числа трансформаторов является надежность электроснабжения потребителей (учет категории приемников электроэнергии в отношении требуемой надежности), а также минимум затрат на трансформаторы с учетом динамики роста электрических  нагрузок.

Для питания элеваторного узла устанавливается  комплектная трансформаторная подстанция 10/0,4кВ. При определение числа цеховых трансформаторов необходимо учитывать следующие факторы:

• категории надежности электроснабжения потребителей;
• перегрузочную способность трансформаторов в нормальном и аварийном режимах;
• ряд стандартных мощностей трансформаторов (160, 250, 400, 630, 1000, 2500 кВА).

Так как в рассчитываемом узле преобладают потребители первой категории, то в данном случае целесообразно применить двухтрансформаторную КТП.

Выбор мощности трансформаторов производится, исходя из рациональной их загрузки в  нормальном режиме и с учетом минимально необходимого резервирования в послеаварийном режиме. При этом номинальная мощность трансформаторов определяется по средней нагрузке за максимально загруженную смену.

Номинальная мощность трансформатора, кВА

 

                                                   _(2.1)

 

где   N – число трансформаторов;

        К_з – коэффициент загрузки трансформаторов. На стадии проектирования      загрузка трансформаторов принимается равной К_з = 0,7 [1]

 

 

 

Таким образом, принимаем к установке  КТП – 2×160/10/0,4 с трансформатором ТСЗ – 160/10 с номинальной мощностью 160 кВА.

Трансформаторы сухие силовые  типа ТСЗ с обмотками, изготовленными из проводов с изоляцией "Номекс" класса нагревостойкости Н (180^oС), используются во многих отраслях народного хозяйства. Трансформаторы предназначены для преобразования электрической энергии в электросетях трехфазного переменного тока частотой 50Гц и устанавливаются в промышленных помещениях и общественных зданиях, к которым предъявляются повышенные требования в части пожаробезопасности, взрывозащищенности, экологической чистоты. Трансформаторы соответствуют стандартам МЭК - 76, производство

 сертифицировано  по ИСО 9001. 
Условия эксплуатации:

• температура окружающего воздуха: от -5^oС до +40^oС;
• относительная влажность воздуха - 98% при температуре +25 ^oС;
• высота установки над уровнем моря - не более 1000 м;
• окружающая среда - невзрывоопасная, не содержащая токопроводящей пыли;

 

Таблица 2.1 - Технические характеристики трансформатора ТСЗ 160/10

Мощность трансформатора, кВА	Номинальное напряжение первичной  обмотки, кВ	Потери холостого хода, Рх.х, кВт	Потери короткого замыкания, Рк.з, кВт	Напряжение короткого замыкания, %	Ток хо- лостого хода, %
160	10	0,57	2,3	4,0	2,0

 

Преимущество сухих трансформаторов типа ТСЗ по сравнению с масляными трансформаторами, трансформаторами, залитыми эпоксидным компаундом и "Резиблок" заключаются, прежде всего, в том, что они:

• пожаро- и взрывобезопасны;
• ремонтопригодны;
• потери холостого хода и короткого замыкания уменьшены на 10%;
• не содержат вредных веществ и при утилизации легко подвергаются вторичной переработке;
• превосходные диэлектрические импульсные характеристики позволяют повышать запас прочности и увеличивают их надежность;
• испытательные нормы приложенным напряжениям и импульсным перенапряжениям увеличены на 25%;
• не содержат побочные продукты разложения при рабочих и повышенных температурах трансформаторов;
• пренебрежимо малое старение изоляции при повышенных температурах позволяет выдерживать нормальные и аварийные нагрузки в более широком диапазоне;
• работа в условиях аварийных пиковых нагрузок не приводит к хрупкости диэлектрической изоляции;
• дешевле в производстве.

Трансформаторы состоят из следующих  основных сборочных единиц:

• магнитопровода;
• обмоток, размещенных на магнитопроводе (активной части);
• отводов (вводов, шин ВН и НН);
• защитного кожуха.

Магнитопровод изготавливается из высококачественной электротехнической стали. Специальная порезка на линии "Георг" и методы сборки с применением  бандажей, стяжных шпилек и специальных  клеев обеспечивают низкие потери холостого  хода и уровень шума. Для защиты от коррозии применены кремнийорганические краски.

Обмотки низкого напряжения изготавливаются из медных или алюминиевых проводов с изоляцией "Номекс" или из медной или алюминиевой фольги. В качестве межслоевой изоляции используется бумага "Номекс". 
     Обмотки высокого напряжения изготавливаются как катушечные, так и слоевые из проводов с изолированием бумагой "Номекс". 
Трансформаторы изготавливаются со степенью защиты IP20(с кожухом).  

 

Таблица 2.2 - Габаритно-установочные размеры трансформаторов ТСЗ

Мощность, кВА	Номинальное напряжение первичной  обмотки, кВ	Размеры, мм			Масса, кг
		L	В	Н
160	10	1220	735	1000	1017

 

Коэффициент загрузки трансформаторов

 

                                           _(2.2)

 

 

В аварийных условиях проверим оставшийся в работе трансформатор на допустимую перегрузку

 

                                             _(2.3)

 

 

 

_{Проверив  трансформатор в  аварийных условиях видим, что условие  соблюдается.}

 

2.1 Расчёт потерь мощности и энергии в трансформаторах

 

Потери мощности в трансформаторах  состоят из потерь активной Δ Р_х и потерь реактивной мощности Δ Q_х.

Потери  активной мощности состоят из двух составляющих:

• потерь, идущих на нагревание обмоток трансформатора Δ Р, зависящих от тока нагрузки;
• потерь, идущих на нагревание стали ΔР_ст, не зависящих от тока нагрузки;

Потери  реактивной мощности состоят из:

• потерь, вызванных рассеянием магнитного потока в трансформаторе ΔQ, зависящих от квадрата тока нагрузки;
• потерь, идущих на намагничивание трансформатора Δ Q_х.х , не зависящих от тока нагрузки, которые определяются током холостого хода;

Приведенные потери активной мощности для режимов холостого хода (ХХ) и короткого замыкания (КЗ) для трансформатора мощностью 160 кВА и напряжением 10 кВ

Коэффициент загрузки трансформаторов

 

                                             (2.4)

 

 

Реактивная мощность режима холостого хода, кВАр

 

,                                           (2.5)

где - ток холостого хода, % принимается по таблице 2.1

 

 кВАр.

 

Реактивная мощность режима короткого  замыкания, кВАр

 

,                                         (2.6)

где   - напряжение короткого замыкания, % (см.таблицу 2.1).

 

 кВАр.

 

Приведенные потери активной мощности режима холостого хода трансформатора, кВт

 

,                                   (2.7)

 

где - коэффициент повышения потерь, для заводских подстанций принимается равным 0,05 кВт/кВАр;

- потери активной мощности трансформатора режима холостого хода, кВт, (см.таблицу 2.1).

 

кВт.

 

Приведенные потери активной мощности режима короткого замыкания трансформатора, кВт

 

                                    (2.8)

 

где - потери активной мощности трансформатора режима короткого замыкания, кВт;

 

 кВт.

 

Значение полных приведенных потерь активной мощности в трансформаторах КТП, кВт

 

 ,                              (2.9)

 

кВт.

 

Значение полных приведенных потерь реактивной мощности в трансформаторах  КТП, кВАр

 

,                            (2.10)

 

кВАр.

Значение полных потерь в трансформаторах, кВА

 

,                                     (2.11)

 

кВА.

 

Потери энергии в трансформаторах, кВтч

 

,                   (2.12)

 

где – время включения трансформатора, принимается равным 8760 часов;

 

кВтч.

 

Количество электроэнергии, потребленной в течении года, МВтч

 

,                                   (2.13)

 

 МВтч.

 

 

 

 

 

 

3 ВЫБОР СЕЧЕНИЙ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ,  ПАРАМЕТРОВ КОММУТАЦИОННО-ЗАЩИТНЫХ АППАРАТОВ

 

3.1 Расчёт сечений кабельных линий на 10 кВ

 

Проектирование и сооружение кабельных линий должны производиться с учетом развития сети, ответственности и назначения линий, характера трассы, способа прокладки, конструкций кабелей.

При определении стандартного сечения  жил кабелей исходят из следующих  условий:

• При выборе по механической стойкости Fм самое малое (начальное в таблице сечений жил) сечение должно быть механически стойким.
• При выборе сечения по нагреву определяют ближайшее большее значение, во всех случаях не следует стремиться повышать сечение без достаточных на то оснований.
• При выборе сечения по термической стойкости определяют ближайшее меньшее значение (на основании повышенного процента ошибки, заложенного в самом методе расчета).
• По потерям напряжения выбирают ближайшее большее значение.

Выбор сечений кабельных линий  производим по экономической плотности  тока. Кабельные линии прокладываются в земле, в траншеях. Расчетная  нагрузка определяется начиная с  конца магистрали. Произведем расчет для участка ТП 35- КТП160/10/0,4.

 

Полная мощность, которая проходит по рассматриваемому участку кабельной  линии, кВА

 

,                                   (3.1)

 

 кВА.

 

Рабочий максимальный ток, А

 

,                                           (3.2)

где   - напряжение кабельной линии, =10 кВ;

n - количество кабелей питающих  потребитель, n=1;

 

  А.

 

Расчетное экономическое сечение  проводов, мм²

 

,                                                   (3.3)

 

где  - экономическая плотность тока, =1,2 А/мм²  [2];

 

 мм².

 

Так как на предприятии ОАО «Балтика-Хабаровск» в сетях электроснабжения 10кВ применяются  кабели марки ААБл, принимается от ТП 35 до проектируемой КТП кабель марки ААБл 3х25мм2, допустимо длительный ток I_доп=90А.

 

Определим расчетный длительный ток  кабельной линии в аварийном режиме, А