Ю.Ф. ЛЫКОВ
САПР СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Учебное пособие
Самара
Самарский государственный технический университет
2008
УДК 681.31
САПР систем электроснабжения: Учеб. пособие/ Самар. гос. тех. ун-т; Ю. Ф. Лыков. Самара, 2008. 65 с.
Приведена структура учебно-исследовательской САПР (УИ САПР) и руководство пользователя. Рассмотрен пример выполнения курсового проекта "Электроснабжение завода" с помощью УИ САПР внутризаводского электроснабжения.
Имеются рекомендации по выполнению исследовательской части проекта.
Пособие предназначено для студентов, обучающихся по специальности «Электроснабжение».
ISBN 978-5-7964-0983-1
Ил. 28. Табл. 7.
Печатается по решению редакционно-издательского совета
Самарского государственного технического университета.
Рецензент канд. техн. наук В.М. Дашков
ISBN 978-5-7964-0983-1 © Ю.Ф. Лыков, 2008
© Самарский государственный
технический университет, 2008
ВВЕДЕНИЕ
Учебно-исследовательская САПР (УИ САПР) предназначена для выбора наиболее экономичного варианта и основных параметров системы электроснабжения промышленного предприятия с помощью персонального компьютера в режиме диалога.
Исходные данные:
основные параметры внешнего электроснабжения;
перечень трансформаторных подстанций (ТП) с низковольт-ными нагрузками или перечень цехов и корпусов с их нагрузками и расположением;
нагрузки на стороне 6-10 кВ, некоторые параметры синхронных электродвигателей 6-10 кВ, расположение РП 6-10 кВ и ГПП;
На основании этих данных последовательно в различных модулях САПР определяются:
наивыгоднейший вариант количества, размещения и типоразмеров цеховых ТП;
оптимальный вариант схемы и конфигурации распределительной сети 6-20 кВ;
наивыгоднейшее размещение компенсирующих устройств (КУ) по узлам сети и на сторонах низкого (НН) и высокого (ВН) напряжений;
экономичные сечения распределительной сети и оптимальный ограниченный набор сечений;
токи КЗ в узлах сети, термически устойчивые сечения и температура кабелей;
потери напряжения;
расчетные затраты на спроектированную систему электроснабжения.
1. СТРУКТУРА УИ САПР
Головной модуль TD с помощью меню управляет загрузкой расчетных и сервисных модулей. Он требует ввода имени пользователя, которое будет присвоено файлу на диске. В файле с расширением "dts" будут храниться исходные данные и результаты проектирования, введенные и полученные пользователем. В файле с расширением "prn" хранятся данные, предназначенные для печати .
Блок-схема УИ САПР
Во время работы должна соблюдаться следующая последовательность выполнения модулей:
1. ОТ или ТП
2. ОС или СХ
3. ОП
4. СП
5. КЗ
ПН
7. ТЭ
Скобки показывают необязательность выполнения модуля.
Сервисные модули ПП, ЗП, ЧТ могут быть выполнены на любом этапе проектирования. Варианты последовательности:
ОТТПОССХОПСПКЗПНТЭ.
Вариант ОТОСиспользуется если в ОТ принято установить не более одного трансформатора в узле.
Вариант ОТТПОСиспользуется если на выходе из ОТ имеются узлы с несколькими трансформаторами. Такие узлы могут быть раздроблены в модуле ТП.
Система контролирует последовательность выполнения модулей только на начальном этапе работы. Поэтому если пользователь переделывает работу не с начала, он должен контролировать их последовательность сам.
Проектирование ведется в режиме диалога с пользователем, который, принимая окончательные решения на всех этапах проектирования, имеет возможность учесть факторы и соображения, не заложенные в компьютерных программах, и использовать свой инженерный опыт.
2. ОТ – МОДУЛЬ ПОИСКА ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ЦЕХОВЫХ ТП 6-20/0,4-0,66 кВ
Модуль ОТ предназначен для определения расчетных затрат на ТП и на кабельные линии 6-20 кВ и 0,4-0,66 кВ для различных вариантов размещения, количества и мощности ТП, формируемых автоматически и «вручную», и выбора варианта с наименьшими расчетными затратами.
2.1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Генплан завода (в соответствии с вариантом задания) должен быть вычерчен в масштабе с нанесением осей Х (нижняя граница плана) и У (левая граница).
Расчетные мощности электроприемников ниже 1000 В (НН) цехов (участков). PT, QT. Участком называется часть цеха, питающаяся от отдельного трансформатора. Разбивать на участки следует цеха больших размеров и/или имеющие большую активную расчетную мощность. В пределах одного участка длина ЛЭП НН и расчетная мощность не должны превышать ~ 150 м и 1000 - 1300 кВт соответственно. Все цеха (участки) должны быть пронумерованы.
I-номер цеха (участка), N – общее количество цехов (участков). Установленные мощности цехов на НН берутся из таблицы в соответствии с номером варианта задания. Расчетные мощности определяются методом коэффициента спроса.
Координаты центров нагрузок цехов (участков) X,Y, где будут установлены вводные шкафы. За центр нагрузки цеха (участка) следует принять геометрический центр его фигуры на плане.
Координаты ТП, питающих цеха (участки) XC, YC. Располагать ТП следует у стен цехов, обращенных в сторону расположения ГПП или в сторону прохождения кабельных трасс 6-20 кВ.
Пример генплана завода с указанием номеров цехов приведен на рис. 2.1. Стрелкой указано направление на источник питания.
Р
и с. 2.1. Генплан машиностроительного завода.
Таблица 2.1
Установленные мощности (кВт) электроприемников ниже и выше 1000 В
№ цеха
|
Наименование
|
Категория
надежности
|
0,38 кВ
кВт
|
10 кВ
кВт
|
1
|
Заводоуправление
|
2
|
120
|
|
2
|
Гараж
|
3
|
45
|
|
3
|
Гальванический
|
2
|
3500
|
|
4
|
Прессовый
|
2
|
1500
|
|
5
|
Тарный
|
3
|
230
|
|
6
|
Механообработки
|
2
|
3200
|
|
7
|
Цех корпусов
|
2
|
4200
|
АД 2х630
|
8
|
Заготовительный
|
2
|
5100
|
|
9
|
Сборочный
|
2
|
1700
|
|
10
|
Окрасочный
|
2
|
500
|
|
11
|
Компрессорная
|
1
|
120
|
СД 2х 1250
|
12
|
Котельная
|
1
|
160
|
|
13
|
Склад гот. продукции
|
3
|
150
|
|
14
|
Электроцех
|
3
|
270
|
|
15
|
Инструментальный
|
3
|
920
|
|
Цеха № 3, 6, 7 и 8 разбиты на участки из-за большой расчетной мощности или значительных размеров. Генплан завода с указанием выделенных участков и ТП, намеченных к установке, приведен на рис.2.2.
Расчетные мощности цеха: 
Таблица 2.2
Расчетные мощности цехов и участков (РТ. QT),
координаты вводных шкафов (Х, Y) и ТП (ХС, YC).
№ уч.
|
Цех
|
РT, кВт
|
QT,квар
|
Х, м
|
Y, м
|
ХС, м
|
YC, м
|
1
|
Зав. управл.
|
72
|
63
|
50
|
490
|
100
|
490
|
2
|
Гараж
|
14
|
18
|
230
|
460
|
230
|
430
|
3
|
Гальванич.
|
1050
|
924
|
310
|
460
|
310
|
430
|
4
|
Гальванич.
|
1050
|
924
|
420
|
460
|
420
|
430
|
5
|
Прессовый
|
675
|
790
|
580
|
460
|
580
|
430
|
6
|
Тарный
|
69
|
92
|
730
|
420
|
710
|
420
|
7
|
Механообр.
|
720
|
842
|
90
|
330
|
90
|
370
|
8
|
Механообр.
|
720
|
842
|
180
|
330
|
180
|
370
|
9
|
Цех корпусов
|
945
|
1105
|
360
|
330
|
340
|
330
|
10
|
Цех корпусов
|
945
|
1105
|
360
|
220
|
340
|
220
|
11
|
Заготовит.
|
765
|
895
|
580
|
340
|
580
|
370
|
12
|
Заготовит.
|
765
|
895
|
610
|
260
|
660
|
260
|
13
|
Заготовит.
|
765
|
895
|
580
|
170
|
660
|
170
|
14
|
Сборочный
|
680
|
796
|
130
|
190
|
130
|
220
|
15
|
Окрасочный
|
200
|
234
|
130
|
100
|
150
|
90
|
16
|
Компрессорн
|
90
|
50
|
430
|
100
|
450
|
80
|
17
|
Котельная
|
120
|
67
|
640
|
100
|
620
|
80
|
18
|
Склад
|
45
|
60
|
130
|
50
|
150
|
70
|
19
|
Электроцех
|
81
|
108
|
340
|
50
|
360
|
70
|
20
|
Инструмент.
|
368
|
431
|
550
|
50
|
570
|
70
|
Р
и с. 2.2. Генплан завода с расположением участков и ТП
Исходные данные по форме рис. 2.2 и табл. 2.2 должны быть подготовлены студентом до начала работы на компьютере.
Порядок ввода исходных данных.
N – количество цехов, участков, N ≤ 40;
I – номер цеха, участка;
РТ(I),QT(I) – расчетная мощность ЭП НН цеха, участка, кВт, квар;
Х(I),Y(I)-координаты вводного шкафа, расположенного в центре нагрузок цеха, участка, м (в натуральных метрах) (≥0);
ХС(I),YC(I)-координаты ТП, имеющей номер I, м. Если ТП номер I не может существовать, необходимо ввести ХС(I)= -1.
Можно ввести ХС(I)=0,YC(I)=0, тогда они будут приняты XC(I)=X(I), YC(I)=Y(I), т.е. ТП будет помещена в центр нагрузок.
MT(I) – минимальное количество трансформаторов на ТП. Для цехов первой категории надежности МТ = 2, для второй МТ = 1 или 2 и третьей – МТ = 1.
Если в цехе первой категории имеется несколько участков, то на одном участке МТ = 1.
KZ(I) – максимальный коэффициент загрузки трансформаторов.
Если MT(I) не введено, т.е. MT(I)=0, то принимается MT(I)=1, KZ(I)=0,9.
Если MT(I)=2, но KZ(I)=0, то принимается KZ(I)=0,7.
Для исправления допущенной в строке ошибки достаточно повторить ввод строки с тем же номером.
Далее должен быть сделан расчет удельной стоимости кабелей напряжением ниже и выше 1000 В. Для этого делаются допущения о непрерывности шкалы сечений токопроводящих жил и о линейности зависимости капитальных вложений Ко от сечения F.
Удельные капитальные затраты Ко является линейной функцией от сечения:
Ko = GK + HK*F, где
GK – капитальные затраты, не зависящие от сечения (подготовка трассы, опоры и пр.), руб/км;
HK – стоимость 1 мм2 проводников, руб/( мм2 *км).
Рис 2.а. Схема электропередачи.
Расчетные затраты на передачу энергии состоят из отчислений от капитальных затрат на ЛЭП и стоимости годовых потерь электроэнергии в ней. На рис.2 приведена зависимость капитальных затрат на 1 км ЛЭП от сечения.
Рис.2.б. Зависимость капитальных затрат от сечения.
Капитальные затраты на ЛЭП:
K = Ko* L, руб, где L – длина ЛЭП, км.
Стоимость годовых потерь электроэнергии в проводах ЛЭП:
Зп = Со *  * ΔP = Co * * S2 * ρ * L / (U2 * F), где
С0 – стоимость электроэнергии, руб/кВт*ч,
– время максимальных потерь, часов/год;
ΔP – потери активной мощности в проводах ЛЭП, кВт,
S - максимальная (расчетная) мощность, передаваемая по ЛЭП, кВА,
ρ – удельное сопротивление материала проводов, ом*мм2/км,
L – длина ЛЭП, км,
U – номинальное напряжение ЛЭП,
F – сечение провода, мм2.
Обозначим  - стоимость электроэнергии, руб/(кВт*год).
Тогда суммарные годовые приведенные затраты на ЛЭП:
 , где (2.1) E – нормативный коэффициент отчислений от капиталовложений, 1/год.
На рис.2.3 изображен график годовых приведенных затрат, полученный суммированием отчислений от капиталовложений и стоимости потерь электроэнергии.
Рис. 2.в. Годовые приведенные затраты и экономическое сечение.
|
