Разработка и проектирование электроснабжения Челябинского машиностроительного завода. Часть 2

2   РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ЗАВОДА

2.1 Постановка задачи

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проектируют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежная работа электрооборудования. При проектировании системы электроснабжения или анализе режимов ее работы потребители электроэнергии (отдельный приемник электроэнергии, группа приемников, цех или завод в целом) рассматривают в качестве нагрузок. Различают следующие виды нагрузок: активную мощность Р (кВт), реактивную мощность Q (кВАр), полную мощность S (кВА).

Существует несколько методов определения нагрузок предприятия:

•       по установленной мощности и коэффициенту спроса применяется на предварительном этапе проектирования;

•       по средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузок — определяет, с достаточной точностью, нагрузки на всех уровнях системы электроснабжения при наличии графика нагрузки

•       по средней мощности и коэффициенту максимума (метод упорядоченных диаграмм показателей графиков нагрузок) наиболее точен и применяется для расчета нагрузок на всех ступенях системы электроснабжения, но при условии наличия данных о каждом приемнике узла.

Исходя из того, что шаг сечений мощностей силовых трансформаторов намного больше, чем ошибка в расчетах и наличия исходных данных применим метод определения нагрузок по установленной мощности и коэффициенту спроса.

2.2 Расчет силовых нагрузок

Произведем расчет силовых электрических нагрузок на примере ремонтно- механического цеха.

Аналогично проведён расчет для остальных цехов завода. Результаты расчётов в целом по объекту электроснабжения отражаются в сводной таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Расчет силовых электрических нагрузок

2.3 Расчет силовых нагрузок ремонтно-механического цеха

В таблице 2.2 показан расчет электрических нагрузок для электроприемников, расположенных в ремонтно-механическом цехе (смотрим таблицу 1.3).

Расчет производим для термопластавтомата серии Haitian MARS IIs МА2000 позиция на плане №1-6.

!_«.< = 1 ∙ 15 ∙ 0,25 ∙ √1 = 3,75 кВт

’_«.< = 3,75 ∙ 1,17 = 4,39 кВАр

*_» = √3,75² + 4,39² = 5,78 кВА

Аналогично проведён расчет для остального электрооборудования. Результаты расчётов в целом по объекту электроснабжения отражаются в сводной таблице 2.2.

Таблица 2.2 – Расчет силовых электрических нагрузок 0,4 кВ ремонтно- механического цеха.

Продолжение таблицы 2.2 – Расчет силовых электрических нагрузок 0,4 кВ ремонтно-механического цеха

Итого полная расчетная нагрузка ремонтно-механического цеха составила S_р = 296,74 кВА. Расчетные электрические нагрузки ремонтно-механического цеха из таблицы 2.1 и 2.2 отличаются, более достоверной информацией является расчет, согласно таблице 2.2. При учете полной электрической нагрузки завода используем данные таблицы 2.2.

2.4 Определение осветительной нагрузки

2.4.1 Расчёт нагрузки на электрическое освещение по цехам

На промышленных предприятиях около 5% потребляемой электроэнергии затрачивается на электрическое освещение, с учетом использования современных светодиодных светильников. Правильное выполнение осветительных установок способствует рациональному использованию электроэнергии, улучшению качества выпускаемой продукции, повышению производительности труда, уменьшению количества аварий и случаев травматизма, снижению утомляемости рабочих. Проектирование осветительных установок заключается в разработке светотехнического и электрического разделов проекта.

Расчёт осветительной нагрузки при определении нагрузки предприятия производим упрощенным методом по удельной плотности осветительной нагрузки на квадратный метр производственных площадей и коэффициенту спроса.

По этому методу расчётная осветительная нагрузка принимается равной средней мощности освещения за наиболее загруженную смену и определяется по формулам: [12]

!».о   =  #$.о  ∙ Bо ∙ C                                                           (2.8)

’_«.о  =  !_«∙ ()                                                                      (2.9)

где #_$.о – коэффициентᴛ спроса по активной мощности осветительной

нагрузки; tgφ – коэффициентᴛ реактивной мощности, определяется по cosφ

(паспортное число светильника);

Рро – установленная мощность приемников освещения по цеху, определяется по удельной осветительной нагрузке на 1м² поверхности пола известной производственной площади;

F – площадь производственного помещения, которая определяется по генеральному плану завода, м²;

B_о − удельная расчётная мощность, кВᴛ/м².

Для освещения склада готовой продукции и проходных пунктов используем светодиодные светильники с cosφ = 0,9 (tgφ = 0,48), для административного корпуса и столовой потолочные встраиваемые светильники LED Армстронг 600х600 с cosφ = 0,94 (tgφ = 0,38),, для цехов применяем промышленные светодиодные светильники LC PLO profi-L uns с cosφ = 0,9 (tgφ = 0,48).

Пример расчета освещения проведем для ремонтно- механического цеха:

!_«.о = 14 ∙ 0,9 ∙ (1486 ∙ 0,001) = 18,72 кВт

’_«.о = 18,72 ∙ 0,48 = 8,99 кВАр

*_«.о = √18,72² + 8,99² = 20,77 кВА

Аналогично производим расчеты для остальных помещений. Все расчеты заносим в таблицу 2.3 нагрузка осветительной сети.

! кВт

’р.о.

+ ’_р.о.н = 169,72 кВА

Полная   мощность   на  освещение  территории завода составляет – 169,72 кВА.

Сеть наружного освещения рекомендуется выполнять кабелями или самонесущими изолированными проводами.

Для питания групп наружного освещения применяется кабель СИП 4х70.

2.5 Определение суммарных электрических нагрузок

Определение расчетных электрических нагрузок предприятия необходимо в дальнейшем для выбора числа и мощности трансформаторов, проверки токоведущих частей по нагреву и потере напряжения, а также правильного выбора защитных устройств и компенсирующих установок.

Результаты расчетов нагрузок являются исходными материалами для всего последующего проектирования. Для определения расчетных нагрузок групп приемников необходимо знать установленную мощность (сумма номинальных мощностей всех групп электроприемников группы) и характер технологического процесса.

Суммарная нагрузка цеха определяются сложением силовой нагрузки и осветительной нагрузки по формулам 2.10 — 2.12.

∑!  !_р.о                                                                        (2.10)

+ ’_р.о                                                                        (2.11)

(2.12)

В таблице 2.4 приведены параметры и результаты расчёта суммарных мощностей силовых и осветительных нагрузок на стороне 0,4 кВ.

В качестве примера проделан расчёт для ремонтно-механического цеха:

∑!_» = 194,69+ 18,72= 213,41 кВт ∑’_» = 216,52+ 8,99 = 225,51 кВАр

∑*_» = √213,41² + 225,51² = 310,48 кВА

Таблица 2.4 – Суммарная расчетная электрическая нагрузка машиностроительного завода

В ходе расчета расчетная электрическая нагрузка машиностроительного завода составила  40,996 МВА.

3 ВЫБОР НОМИНАЛЬНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ ВНЕШНЕГО И  ВНУТРИЦЕХОВОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Напряжения участков электрической сети промышленного предприятия выбираются вследствие технико-экономического сравнения вариантов. При выборе окончательного проектного решения, принимаемого на основе сравнения вариантов, необходимо отдавать предпочтение варианту с более высоким напряжением. В большинстве случаев проектировщик определяет напряжения в пределах двух ближайших по шкале номинальных значений напряжения, для которых и сравниваются варианты. В ряде случаев исходные данные для проектирования приводят к однозначному выбору номинального напряжения без детальных технико-экономических расчетов.

В питающих и распределительных (межцеховых) сетях небольших и средних предприятий применяются номинальные напряжения 6 и 10 кВ. Как правило, следует применять напряжение 10 кВ как более экономичное. Напряжение 6 кВ используется при преобладании на проектируемом предприятии ЭП с напряжением 6 кВ. В ряде случае электроснабжение ЭП с напряжением 6 кВ осуществляется по питающим линиям напряжением 10 кВ с последующей трансформацией на 6 кВ непосредственно для данных ЭП.

Напряжение 660 В как внутрицеховое целесообразно на тех предприятиях, где по условиям расположения цехового технологического оборудования или окружающей среды нельзя или затруднительно приблизить цеховые трансформаторные подстанции к питаемым ими ЭП. Кроме того, такое напряжение целесообразно на предприятиях с большой удельной плотностью электрических нагрузок, концентрацией мощностей и с большим числом двигателей в диапазоне мощностей 200 — 600 кВт. Наиболее целесообразно сочетание напряжения 660 В с первичным напряжением 10 кВ.

Номинальное напряжение можно предварительно определить по известным передаваемой мощности Р, МВт, и длине линии L, км, по формуле  А. М. Залесского:

L_ном  )                                             (3.1)

Руководствуясь данными инструкциями, проверим выбранное напряжение питающих линий, используя предложенную формулу.

Lном  кВ

Вывод: выбираем ближайшее номинальное напряжение на ступень 110 кВ.

Питание завода осуществляем от ближайшей ПС 110/10 кВ (35/10 кВ, 110/35/10 кВ) с секций шин 10 кВ.

В качестве внутрицехового напряжения для питания ЭП ниже 1 кВ примем напряжение 380 (для питания небольших электродвигателей и осветительных установок 380/220 В).

4 ВЫБОР МЕСТА ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

Для создания надежной и экономически обоснованной системы электроснабжения предприятия трансформаторные подстанции, насколько позволяют производственные условия, приближают к центрам нагрузок. Что позволяет сократить протяженность сетей вторичного напряжения, уменьшить потери энергии и отклонения напряжения как следствие уменьшается зона аварий и удешевляется дальнейшее развитие электроснабжения по мере роста производства. РП и другие коммутационные узлы, на которых нет преобразования энергии, выгоднее размещать не в центре, а на границе питаемых ими участков сети таким образом, чтобы не было обратных потоков энергии. При равномерно распределенной нагрузке рекомендуется применять метод, использующий положение теоретической механики и позволяющий определить центр электрической нагрузки предприятия (цеха) [4]. Для этого нужно провести аналогию между массами и электрическими нагрузками, а координаты их центра определить по формулам:

0          i n 1n   xi Р i                                   Y0   = i —n1 n   yi Рi                                                                 (4.1)

X = —

Р i                                                                         Рi

i —1                                                                             i -1

где Х_i , Y_i— геометрические координаты i- го цеха; Р_i — активная мощность нагрузки i- го цеха;

Определим центр электрических нагрузок. Для этого на генплан наносим координаты центров электрических нагрузок каждого цеха (смотрим рисунок 4.1) масштаб генплана m=0,5 кВА/мм². Определим радиус окружностей активных нагрузок, исходя из масштаба генплана.

Радиусы окружностей картограммы определяются по формуле:                  

!р.<

O                                                                                                      (4.3)

P∙Q

где m – масштаб, на основании которого строятся круговые диаграммы нагрузок структурных подразделений, например, цехов (обычно для нагрузки 0,4 и 10 кВ принимается значения m=5,0 кВА/мм² ).

Таблица 4.1 – Определение месторасположения ЦЭН 

Х₀ = 9537729,93/ 33869,42= 281,60 м

Y₀ = 9118834,59/ 33869,42= 269,24 м

5   ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ ЗАВОДА

5.1 Общие сведения

Выбор трансформаторов является важным этапом проектирования. Мощность трансформаторов цеховых ТП зависит от величины нагрузки электроприёмников и их категории надежности электроснабжения. При одной и той же равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади цеха должна уменьшаться единичная мощность трансформаторов. Так, в цехе, занимающем значительную площадь, установка трансформаторов заведомо большой единичной мощности увеличивает длину питающих линий цеховой сети и потери электроэнергии в них.

В системах электроснабжения промышленных потребителей для реализации РУ НН применяются автоматы, исключающие возможность неполнофазных режимов, по сравнению с использованием предохранителей.

Типы силовых трансформаторов для ТП 110/10 кВ:

ТМ (ТМН); ТД (ТДН); ТРДН.

Типы силовых трансформаторов для ТП 10/0,4 кВ:

ТМ (ТМЗ); ТС (ТСЗ); ТНЗ.

Наиболее массовые трансформаторы – масляные. Для наружной установки всегда применяются масляные трансформаторы, для внутренней – сухие или масляные, если установка последних не противоречит требованиям ПУЭ.

5.2 Определение числа и мощности трансформаторов ГПП.

ГПП принимаем выполнять двухтрансформаторной. Мощность трансформаторов определяется активной нагрузкой предприятия и реактивной мощностью, передаваемой системой в часы максимума нагрузки. Мощность трансформатора выбирается такой, чтобы пи выходе из работы одного из них второй воспринял основную нагрузку предприятия с учетом допускаемой перегрузки в послеаварийном режиме и возможного временного отключения потребителей III категории. В соответствии с существующей практикой проектирования номинальную мощность трансформаторов ГПП   следует выбирать из условий перегрузки в послеаварийном режиме до 60-70% на время максимума продолжительностью не более 6 часов в течение не более 5 суток,  т. е. по условию (3.1 [1]):

Для каждой технологически концентрированной группы трансформаторов одинаковой мощности минимальное их число, необходимое для питания наибольшей расчетной нагрузки определяется по выражению:

р

=        (5.1) к   т.ном

где к_З — коэффициент загрузки трансформаторов (принимаем 0,8); S_т.ном — принятая номинальная мощность трансформаторов, кВА.

Выбор номинальной мощности трансформатора производится с учетом его  перегрузочной способности:

тр≥ р.ц.                                                             (5.2)

Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме работы

(в работе оба трансформатора):

р

К_з.н =                                                                (5.3)

тр            т.ном

Коэффициент загрузки трансформатора в аварийном режиме (в работе один  трансформатор)

*р

К_з.а =                                                                         (5.4)

*_т.ном.

Выбор единичной мощности трансформатора

25622,95 кВА

0,8 ∙ 2

Выбираем ГПП с трансформаторами со стандартным значением номинальной мощности S_т.ном.= 25 МВА. В результате фактический коэффициент загрузки трансформатора принимает допустимое по ПУЭ значение.

25622,95

Кз.н =                       = 0,51 о. е.

2 ∙ 25000

25622,95

Кз.а =                       = 1,02 < 1,4 о.е.

25000

Выбираем трансформаторы ТРДН-25000/110/10 – трансформатор трехфазный с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

Согласно потребителям второй категории используется двухтрансформаторная ТП.

Тип ГПП: ГПП-110-III-У-2 x 25000 Б2.

Таблица 5.2 — Технические характеристики трансформаторов типа ТДН25000

5.3 Определение числа и мощности цеховых трансформаторов.

В соответствии с ПУЭ изд. 7 [8] значения коэффициентов загрузки трансформаторов выбираются следующими: 0,65 – 0,7 — при преобладании нагрузки III категорий; 0,75 – 0,85 — при преобладании нагрузки II и III категорий; 0,9 – 0,95 — для однотрансформаторных подстанций потребителей III категория.

Полученное значение числа трансформаторов округляется до ближайшего целого числа и определяется фактический коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы:

Выбор номинальной мощности трансформаторов производится с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме до 150%. Исходя из условий взаимного резервирования, целесообразно устанавливать двух трансформаторные ТП, чтобы при выходе из строя одного трансформатора ТП второй трансформатор отдельно или с трансформаторами соседних ТП, резервируемых по линии НН, работая некоторое время с перегрузкой смог(ли) пропустить всю мощность необходимую потребителю.

Выбор цеховых ТП сводится к решению нескольких задач:

1.   Выбор единичной мощности трансформатора.

2.   Выбор общего числа трансформаторов (оптимального).

3.   Выбор числа трансформаторов на каждой подстанции.

4.   Выбор местоположения.

Оптимальная мощность трансформатора цеховой ТП:

*р

*о =                                                              (5.5)

кз · >тр

Фактический коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме:

*р∑

К_з.ф =                                                                   (5.6)

*т.ном. · >тр

где S_рS – суммарная расчетная мощность цехов, питающихся от данной ТП,

кВА;

S_номТ, – номинальная мощность одного трансформатора ТП, кВА.

Для механического цеха №1:

3396,59

*о =  = 194.05 кВА

0,8 · 2

Выбираем 2 трансформатора мощностью по 2500 кВА.

3396,59

К_з.ф =                  = 0,68 о.е.

2500 · 2

3396,59

К_з.ф =                  = 1,36 о.е.

2500

Для остальных ТП результаты сведем в таблицу 5.3

Таблица 5.3 — Расчётное количество и мощность цеховых трансформаторов

Поскольку имеется резерв мощности в основных цехах, а установка трансформаторов во вспомогательных цехах повлечет дополнительные капитальные вложения на их покупку и приведёт к увеличению складского резерва, питание цехов и корпусов с малой нагрузкой производим от шин 0,4 кВ ТП основных цехов.

Выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций с учетом распределения нагрузки между цехами сводим в таблицу 5.4

Таблица 5.4 – Выбор числа и мощности трансформаторов в цехах

Для цеховых комплектных подстанций применяем трансформаторы закрытого типа – ТМЗ. У них изоляторы закрыты кожухом, а масло в баке находится под небольшим избыточным давлением, которое создает азот (азотная подушка).

Поскольку в цехах есть осветительная нагрузка (однофазная нагрузка), то это накладывает ограничение на величину тока, протекающего через нейтраль трансформатора (из-за прохождения через нее третьих гармоник), значение которого зависит от схемы соединения обмоток.

В связи с общемировой тенденцией к удорожанию энергоресурсов становится особенно актуальными вопросы снижения потерь электроэнергии в распределительных трансформаторах, составляющих большую часть парка всех электрических силовых трансформаторов, поэтому в данной ВКР для цеховой подстанции применяются трансформаторы ТМЗ силовые трехфазные понижающие с естественным масляным охлаждением, с переключением ответвлений обмоток без возбуждения, в герметичном исполнении, включаемые в сеть переменного тока частотой 50 Гц, изготовленные на Минском электротехническом заводе имени В.И. Козлова».

Основным достоинством таких трансформаторов является, то что:

—           уровень потерь холостого хода и короткого замыкания в данной серии трансформаторов установлен в соответствии с рекомендациями Европейского комитета электротехнической стандартизации (CENELEC) и снижен (по сравнению с трансформаторами других серий, а также трансформаторами других производителей), что позволяет существенно уменьшить затраты в процессе эксплуатации оборудования. При этом улучшены шумовые характеристики трансформаторов.

—           В трансформаторах полностью отсутствует воздушная или газовая подушки. Это улучшает условия работы масла: исключается его ускоренное окисление, шлакообразование и увлажнение.

—           Для контроля уровня масла трансформаторы снабжаются поплавковым маслоуказателем, расположенным на крышке бака.

—           Низкий уровень потерь и шума.

—           Для ограничения давления в баках трансформаторы снабжены предохранительным клапаном сброса давления.

—           Трансформаторы ТМЗ практически не требуют:

•        расходов на предпусковые работы и на обслуживание в эксплуатации;

•        профилактических, текущих и капитальных ревизии и ремонтов;

•        регенерации, взятия проб и лабораторных исследований трансформаторного масла в течение всего срока эксплуатации.

—           Вводы и отводы нейтрали обмоток НН трансформаторов рассчитаны на продолжительную нагрузку током, равным 100 % номинального тока обмотки НН.

—           Аналоги данной серии трансформаторов выпускаются ведущими мировыми производителями (SIEMENS, ABB, AREVA).

Регулирование напряжения осуществляется переключением без возбуждения (ПБВ). Для регулирования напряжения трансформатор снабжен переключателем ответвлений обмоток ВН, позволяющим регулировать напряжение в пределах до ±5 % ступенями по 2,5 %

В качестве пункта приема и распределения электрической энергии применяется ТП-110/10 кВ. ТП-10/0,4 кВ расположены в цехах в специально отведенном помещении (на осях 2-Е). Потребители цеха и завода в целом относится к потребителям второй категории по надежности электроснабжения.

5.4 Выбор числа и мощности трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности

В настоящее время экономия энергетических ресурсов является одной из важнейших задач. Элементы системы электроснабжения и электроприемники переменного тока, обладающие индуктивностью, потребляют наряду с активной и реактивной мощность, необходимую для создания электромагнитного поля. [8] К таким элементам можно отнести электродвигатели, трансформаторы, преобразователи напряжения, линии электропередач, лампы накаливания и т. д. Передача реактивной мощности негативно сказывается на работе энергосистемы в целом. В частности, это влияет на пропускную способность линий электропередач, трансформаторов и т. д. Таким образом, реактивная мощность — часть полной мощности, затрачиваемая на электромагнитные процессы в нагрузке, имеющей емкостную и индуктивную составляющие. Не выполняет полезной работы, вызывает до-

полнительный нагрев проводников и требует применения источника энергии повышенной мощности [8]. Из-за реактивной мощности появляются дополнительные потери активной мощности и напряжения, что напрямую ведет к увеличению денежных затрат. Следовательно, на этапе проектирования необходимо учесть наличие реактивной мощности и предпринять всевозможные меры для оптимизации значения данного параметра. В настоящее время проблемы компенсации реактивной мощности прекрасно решаются при помощи различных компенсационных установок (УКРМ).

При использовании местных источников реактивной мощности осуществляется:

—                        повышается пропускная способность элементов системы электроснабжения;

—                        снижаются потери мощности;

—                        снижаются потери энергии;

—                        повышаются уровни напряжения.

ВКР расчет компенсации реактивной мощности производится, при помощи централизованной компенсации реактивной мощности с помощью конденсаторных установок, подключенных к шинам 0,4 кВ комплектной трансформаторной подстанции. Расчет производим по упрощённой методике.

Тангенс угла сдвига фаз до компенсации реактивной мощности определяется из формулы 5.7:

Qр.ц

()U_р.ц =                                                            (5.7)

!р. ц                                                                              

где Q_р.ц, Р_р.ц – расчетные активная и реактивная мощности группы цехов

Для 1-ой ТП:

2433,27

() _р.ц  = 4812,91  = 0,51 о. е.

Необходимая суммарная мощность компенсирующих устройств Q_к.у, кВАр определяется по формуле 5.8:

’к_.у  рц р ц э ,                                (5.8)

где tgj_э – коэффициент мощности, задаваемый энергосистемой.

Значение tgj_э указывается в задание на ВКР. tgj_Э=0,38.

’_к.у     4812,91 ∙ (0,51 − 0,38) 625,68 кВАр

На промышленных предприятиях применяются конденсаторные батареи напряжением до 1 кВ и 6,3–10,5 кВ.

В зависимости от реализуемых задач можно выделить различные типы конденсаторных установок:

—            регулируемые конденсаторные установки КРМ (АУКРМ) — нерегулируемые конденсаторные установки КРМ (УКРМ)

—            тиристорные конденсаторные установки КРМТ (АУКРМТ).

Регулируемые конденсаторные установки идеально подходят в тех случаях, когда реактивная мощность полностью известна. В таком случае компенсацию производят индивидуальным способом.

Нерегулируемые конденсаторные установки оптимальны для электрических двигателей (преимущественно асинхронных), трансформаторов, промышленного оборудования, а также кондиционеров и насосов.

Автоматические конденсаторные установки чаще всего используют для групповой компенсации, где имеется большое количество разнообразных источников реактивной мощности. В зависимости от реактивной нагрузки включается определенное количество установок компенсации.

В данной работе в качестве источников реактивной мощности используются две автоматизированные конденсаторные установки типа АКУ 0.4-325-12,5 УХЛ3

(U_ном=400 В, Q_ном = 325 кВАр).

Результаты выбора компенсирующих устройств 0,4 кВ сводим  в  таблицу

5.6