Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общая часть

1.1 Назначение объекта

1.2 Характеристика электрооборудования объекта

1.3 Категория потребителей электроэнергии

2. Расчетная часть

2.1 Расчет электрических нагрузок

2.2 Компенсация реактивной мощности

2.3 Выбор типа, числа и мощности силового трансформатора

2.4 Выбор места расположения подстанции

2.5 Выбор типа комплектной трансформаторной подстанции

2.6 Выбор схемы электроснабжения

2.7 Выбор сечения токоведущих частей

2.8 Расчет токов короткого замыкания

2.9 Выбор и проверка коммутационного оборудования

Литература

Приложение А - Задание для курсового проектирования

Приложение Б - Сокращения, применяемые в тексте

Введение

Электрооборудование нельзя рассматривать отдельно от конструктивных особенностей того или иного цеха, поэтому специалисты в области электрооборудования промышленных предприятий должны быть хорошо знакомы как с электрической частью, так и с основами технологических процессов, а значит и применяемым в них оборудованием.

Поэтому в современной технологии и оборудовании промышленных предприятий велика роль электрооборудования, т.е. совокупности электрических машин, аппаратов, приборов и устройства, посредством которых производится преобразование электрической энергии в другие виды энергии и обеспечивается автоматизация технологических процессов.

Электрооборудование промышленных предприятий и установок проектируется, монтируется и эксплуатируется в соответствии с правилами устройства электроустановок (ПУЭ) и другими руководящими документами.

1. Общая часть

1.1 Назначение объекта

Механический цех серийного производства (МЦС) предназначен для серийного выпуска продукции тяжелого машиностроения.

Он является вспомогательным звеном в цепи промышленного производства.

Он состоит из станочного отделения, производственные, вспомогательные бытовые и служебные помещения.

Предприятие работает в две рабочие смены.

Грунт в районе цеха - глина при температуре +10 ^ОС.

Каркас здания смонтирован из блоков-секций длинной 4м каждый.

Все вспомогательные помещения двухэтажные высотой 3,5 метра.

Размеры цеха А x В x Н=48 x 32 x 8 м.

1.2 Характеристика электрооборудования объекта

Электроснабжение осуществляется от главной понизительной подстанции (ГПП) напряжением 10кВ, расположенной на территории завода на расстоянии 1,2 км от цеха. От энергосистемы до ГПП-12 км.

На основании перечня электрооборудования и плана объекта составляется ведомость электрических нагрузок.

Cos ц и Kи для каждого электроприемника определяется [3 с.82; 6 с.260].

Таблица 1 необходима для расчета электрических нагрузок методом упорядоченных диаграмм т.к. в ней есть исходные данные для последующих расчетов.

Таблица 1 - ведомость электрических нагрузок

Наименование электроприемников	Количество n, шт.	Номинальная мощность одного электроприем- ника Pн1, кВт	Номинальное напряжение Uн, кВ	Коэф-фициент активной мощности cos ц	Коэффициент использования Kи
1	2	3	4	5	6
1,2,3. Карусельный фрезерный станок	3	11	0,4	0,17	0,65
4, 5. Станок заточный	2	3,4	0,22	0,17	0,65
6, 7. Станок наждачный	2	1,5	0,22	0,12	0,4
10. Продольно-строгальный станок	1	63,8	0,4	0,17	0,65
11, 12 Плоскошлифовальный станок	2	38	0,4	0,35	0,65
13, 14, 15. Продольно-фрезерный станок	3	24,5	0,4	0,17	0,65
16, 17, 18. Резьбонарезной станок	3	10	0,4	0,12	0,4
19, 20 Токарно-револьверный станок	2	15	0,4	0,17	0,65
21…28 Полуавтомат фрезерный	8	11,5	0,4	0,25	0,65
29, 30 Зубофрезерный станок	2	38	0,4	0,25	0,65
31…34 Полуавтомат зубофрезерный	4	9,5	0,4	0,25	0,65
35 Кран мостовой ПВ=60%	1	30 кВ.А	0,4	0,6	0,32
8 Вентилятор приточный	1	30	0,4	0,65	0,8
9 Вентилятор вытяжной	1	28	0,4	0,65	0,8

1.3 Категория потребителей электроэнергии

Электроприемники по степени надежности и бесперебойности относятся к первой второй и третий категории.

К первой категории относятся электроприемники, которые не допускают перерыва в электроснабжении или на время автоматического ввода резервов (АВР) время которого составляет 0,001сек, если перерыв будет больше этого времени то это может повлечь за собой угрозу жизни или здоровью людей, массовому браку продукции, вызвать аварию или катастрофу. Для таких электроприемников необходимо наличие двух или трех независимых источников питания. Например: мостовой кран.

Ко второй категории, относятся электроприемники, которые допускают перерыв электроснабжения на время ручного вода резервов (до 2 часов) перерыв в этих электроприемников может повлечь за собой: простой людей механизмов. Для таких электроприемников необходимо наличие не менее двух независимых источников питания. Например: плоскошлифовальные станки, токарно-револьверный станок.

К третей категории относятся электроприемники которые не подходят под определения первой и второй категории они допускают перерыв электроснабжения (до 24 часов) для таких электроприемников достаточно наличие одного источника питания. Например: вентиляторы.

трансформатор подстанция электроснабжение

2. Расчетная часть

2.1 Расчет электрических нагрузок

Расчет электрических нагрузок производится для последующих расчетов: выбора ТВЧ, коммутационных аппаратов, выбор типа числа и мощности силовых трансформаторов и т.д. Расчёт электрических нагрузок производим методом упорядоченных диаграмм (метод коэффициента максимума). Метод применяется при расчёте электрических нагрузок вновь проектируемых объектов или при их реконструкции. Метод позволяет по номинальной мощности электроприемников с учетом их числа и характеристик определить расчетную нагрузку любого узла схемы снабжения. Расчет электрических нагрузок производится на основании следующих исходных данных: плана расположения электроприемников на объекте, перечня электрооборудования и таблицы 1. Сущность метода заключается в том, что все электроприемники объекта разделяются на две группы. К группе А относятся приёмники, у которых нагрузка на валу двигателя переменная или резко переменная. К группе Б относятся приёмники, у которых нагрузка на валу двигателя постоянная или малопеременная. Все электроприемники данного объекта относятся, к группе Б. Преимущества этого метода заключается в наименьшей погрешности - до 10%.

Определяем номинальную установленную мощность Рну, кВт по формуле

(1)

где n - число электроприемников, шт.;

Рн1 - номинальная мощность электроприемника, кВт;

ПВ - продолжительность включения.

Определяем модуль сборки для группы электроприемников m по формуле

(2)

где Рн1макс - максимальная мощность одного приемника в группе, кВт;

Рн1мин - минимальная мощность одного приемника в группе, кВт.

Определяем среднюю активную мощность за максимально загруженную смену Рсм, кВт по формуле

(3)

где Рну - мощность номинальная установленная, кВт.

Определяем реактивную мощность за максимально загруженную смену Qсм, кВАр по формуле

(4)

где tg - коэффициент реактивной мощности.

Определяем коэффициент использования для группы электроприемников Ки.ср по формуле

(6)

где ?Рсм - сумма активных мощностей, кВт;

? Рну - сумма номинальных установленных мощностей, кВт.

Под эффективным числом ЭП, понимается такое число ЭП одинаковых по мощности и по режиму работы, которые дают ту же величину расчётного максимума, что и приёмники различные по режиму работы и по мощности.

Определяем эффективное число электроприемников для группы Б, nэ, шт. по формуле

(7)

где ?Рсм - сумма активной мощности за максимально загруженную смену, кВт.

Активная расчетная мощность для группы электроприемников Рр, кВт определяем по формуле

(8)

где ?Рсм - сумма активной мощности за максимально загруженную смену, кВт;

Км - коэффициент максимума 3 с.90.

Реактивную расчетную мощность Qр, кВАр определяем по формуле

(9)

где ?Qсм - сумма реактивной мощности за максимально загруженную

смену, кВт;

Км ' - приведенный коэффициент максимума (Км '=1,1)

Определяем расчетную максимальную мощность для группы электроприемников Sр, кВА по формуле

, (10)

где Рр - максимальная активная мощность, кВт;

Qр - максимальная реактивная мощность, кВАр.

Расчетный максимальный ток Iр, А определяем по формуле

(11)

где Рн1 - номинальная мощность электроприемника, кВт;

Uн - номинальное напряжение сети, кВ;

cosц - коэффициент активной мощности.

Все расчеты приведены в электронно-инженерной программе Microsoft Exel 2003. Все расчетные данные отображены в таблице 2.

2.2 Компенсация реактивной мощности

Активная энергия, потребляемая электроприемниками, преобразуется в другие виды энергии: механическую, тепловую, энергию сжатого воздуха и газа и т. Д. Определенный процент активной энергии расходуется на потери. Реактивная мощность Q не связана с полезной работой электроприемников и расходуется на создание электромагнитных полей в электродвигателях, трансформаторах, линиях.

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

Основными потребителями реактивной мощности индуктивного характера на промышленных предприятиях являются асинхронные двигатели, трансформаторы, включая сварочные, вентильные преобразователи, реакторы и прочие электроприемники.

Физическая сущность коэффициента активной мощности cosц заключается в том, какую часть активной мощности потребляет приемник или группа приемников от полной подводимой к ним.

Энергосберегающая организация задает нормативное значение cosцн в пределах 0,92-0,95 для всех предприятий и учреждений.

Расчетный коэффициент активной мощности обета cosцр определится по формуле

(12)

где Рр - расчетная активная максимальная мощность, кВт;

Sр - расчетная реактивная максимальная мощность, кВАр.

Коэффициент активной мощности на данном объекте cosцр=0,86 это значение находится за пределами нормативных, поэтому компенсация реактивной мощности производится с помощью 2 конденсаторных батарей мощностью 75кВАр типа

Все расчеты приведены в электронно-инженерной программе Microsoft Exel 2003. Все расчетные данные отображены в таблице 3

Таблица 3 - Выбор конденсаторных батарей

Рр	Sp	cosц	cosц<cosцн	Tgц	Рсм	Qку
562,32	654,38	0,86	0,86<0,95	0,59	749,76	129,98

2.3 Выбор типа, числа и мощности силовых трансформаторов

Тат как запыленность узловой распределительной подстанции ввиду особенностей производства не влияет на работу трансформатора, потому что ТП находится в отдельном помещении, то выбираем тип трансформатора ТМЗ -двухобмоточный с охлаждением виде естественной циркуляции масла, без регулирования напряжения под нагрузкой, в герметичном исполнении. Схема соединения обмоток звезда, звезда с нулем. Выбор количества силовых трансформаторов производится на основании категории электроприемников по степени надежности и бесперебойности. Так как электроприемники относятся к 1 категории, то имеются два варианта выбора силовых трансформаторов трансформатора:

1 Вариант 2хТМ

2 Вариант 2хТМ

Мощность СТ выбирается по полной средней мощности за максимально загруженную смену с учётом компенсации реактивной мощности Scm, кВА по формуле

(13)

где Рcm - средняя активная мощность за максимально загруженную смену (таблица 2), кВт; Qcm - средняя реактивная мощность за максимально загруженную смену (таблица 2), кВАр;

УQнб- сумма номинальных реактивных мощностей конденсаторных батарей.(таблица 3), кВАр

Определяем расчетную мощность СТ Sт, кВА по формуле

(14)

где Sсм- средняя мощность СТ, кВА;

nt- число трансформаторов, шт.

Принимаем ближайшее большее номинальное значение мощности выбранного типа трансформатора [7 стр. 175].

Sнт находим из [7 стр. 175] и выписываем все его паспортные данные: ДPxx, кВт; ДPкз, кВт; Uкз, %; Iхх, %; Ц, руб ; U1, U2, кВ.

Определяем коэффициент загрузки в нормальном режиме Кз по формуле

Кз= (15)

где Sсм - полную среднюю мощность, кВА;

Sнт - номинальная мощность трансформатора, кВА;

nt - число трансформаторов, шт.

Оптимальный Кз в нормальном режиме от 0,6 до 0,8.

Определяем коэффициент загрузки в аварийном режиме Кз.ав по формуле

Кз.ав= ? 1,4 (16)

где Sнт - номинальная мощность трансформатора, кВт;

Sсм - определяем по формуле (13), кВт;

nt - число трансформаторов, шт.

С таким Кз.ав трансформатор может работать в течении 5 суток по 6 часов в сутки. Если Кз.ав превышает 1,4 то нужно отключить на сутки ЭП 3 категории или веерное отключение 2 категории.

Определяем потери реактивной мощности при холостом ходе ДQxx, кВАр по формуле

ДQxx= (17)

где Iхх - ток холостого хода, [7 с.35], %;

Snt - номинальная мощность трансформатора, [7 с.175], кВА.

Определяем приведённые потери активной мощности при режиме холостого хода ДPxx', кВт по формуле

ДPxx'= ДPxx + Кэп х ДQxx (18)

где ДPxx'- потери мощности при холостом, кВт;

Кэп - коэффициент эквивалентных приведённых потерь, кВт/кВАр

Кэп=0,07 кВт/кВАр, [7 стр.140].

Определяем приведённые потери активной мощности в режиме короткого замыкания ДPкз', кВт по формуле

ДPкз'= ДPкз + Кэп х ДQкз (19)

где ДPкз - потери мощности при коротком замыкании, кВт;

Кэп - коэффициент эквивалентных приведённых потерь кВт/кВАр

Кэп= 0,07 кВт/кВАр.

Определяем приведённые потери активной мощности, ДPт' кВт, по формуле

ДPт'= (ДPxx + Кз² ДPкз')nт (20)

где ДPxx - приведённые потери активной мощности при режиме холостого хода, кВт;

Кз - коэффициент загрузки;

ДPкз' - приведённые потери активной мощности в режиме

короткого замыкания, кВт;

nт - число трансформаторов, шт.

Определяем затраты на приобретение и эксплуатацию 3, руб. по формуле

З = И+рнхК (21)

где pн = 0.15 - нормативный коэффициент внедрения новой техники;

К - капитальные затраты на приобретение трансформаторов руб. по

формуле

К = nt х Ц (22)

где И - эксплуатационные издержки руб. определяем по формуле

И = Иа + Иn э/э (22)

где Иа - издержки на армотизацию, руб. определяем по формуле

Иа = (23)

где Na - норма амортизации, % [7 с. 82],

К - капитальные затраты, руб.

где - Иn э/э издержки на потерянную электроэнергию в трансформаторе руб. определяем по формуле

Иn э/э = ДPт' х Тгод х Со (24)

где Тгод - число часов работы в году, (8760ч);

Со - стоимость 1кВтhч. (Со=1,55 руб.).

Все расчеты были произведены в электронной инженерной программе Microsoft Excel 2003 и представлены в таблицах 3-5.

Таблица 4- Паспортные данные трансформаторов

Тип	Верхний предел номинального напряжения, кВ	Потери, кВт	Напряжение КЗ uк, % номинального	Ток холостого хода I0,%	Стоимость одного трансформатора, руб.
	ВН	НН	холостого хода ?P0	короткого замыкания ?Pк, ном
ТМ - 400	6	0,4	0,92	5,5	4,5	2,3	37800,00
ТМ - 630	6	0,4	1,42	7,6	5,5	2,0	56000,00

Таблица 5- Расчет по потерям в трансформаторе

Варианты трансформаторов	?Qхх, кВАр	?Qкз, кВАр	?Pхх', кВт	?Pкз', кВт
3хТМ - 400	9,20	18,00	1,38	6,40
2хТМ - 630	12,60	34,65	2,05	9,33

Таблица 6 - Технико-экономическое обоснование вариантов СТ

Кол - во, тип и мощность СТ	Кз	Кз.ав	ДPт', кВт	И, руб	К, руб	З, руб
3 ТМ - 400	0,7	1,01	12,87	112146,81	113400,00	136300,57
	+	+	-	-	-	-
2 ТМ - 630	0,6	1,28	11,80	102803,23	112000,00	126658,98
	+	+	+	+	+	+

По выполненному технико-экономическому расчету выбираем трансформатор ТМЗ-630 т.к. коэффициенты загрузки в нормальном и аварийном режимах удовлетворяют условиям эксплуатации и экономически выгоден.

2.4 Выбор типа комплектной трансформаторной подстанции

Комплектной трансформаторной подстанций (КТП) называется подстанция, состоящая из трансформаторов, блоков комплектных распределительных устройств и других элементов. Электроустановка, предназначенная для преобразования электроэнергии из одного напряжения в другое. Главное преимущество комплектной трансформаторной подстанции над трансформаторной подстанцией заключается в там, что комплектная трансформаторная подстанция поставляется заводом-изготовителем в собранном виде или в виде, подготовленном для сборки, что упрощает монтаж.

КТП бывают внутренней и наружной установки.

КТП внутренней установки снабжают электроэнергией промышленные предприятия, административных и общественных зданий, они устанавливаются в цехах с непосредственной близости от потребителей, а для их безопасной эксплуатации используются специальные трансформаторы, заполненные негорючей жидкостью, а также трансформаторы с сухой изоляцией и баком повышенной прочности.

КТП наружной установки предназначены для электроснабжения промышленных предприятий, временного электроснабжения, электроснабжения городских и сельских районов.

Тип КТП выбираем на основании уже выбранного типа трансформатора [5. с. 414]. Перечень электрооборудования КТП представлен в таблице 6 .

Таблица 7 - Технические данные КТП - 630

Показатель	Тип оборудования	Графическое обозначение
Тип силового трансформатора	ТМ-630/6(10)
Тип коммутационного аппарата	ВНП-17 в шкафах ВВН (1 и 2)
Тип коммутационного аппарата на стороне 0,4 кВ:
на вводе с секционированием	АВМ-20СВ в шкафах КНН (1,2 и 3)
на линиях	АВМ-10СВ в шкафах типа КНН (4, 45)
Количество отходящих линий	7-9	-

2.5 Выбор схемы электроснабжения объекта

Для узловой распределительной подстанции наиболее выгодным вариантом будет радиальная схема электроснабжения с распределительными пунктами, поскольку приемники относятся к первой категории и нагрузка на них постоянная. Достоинствам радиальных схем является их высокая надежность, так как авария на одной линии не влияет на работу ЭП, подключенных к другой линии. Недостатками радиальных схем являются: малая экономичность, связанная со значительным расходом проводникового материала, труб, распределительных шкафов; большое число защитной и коммутационной аппаратуры; ограниченная гибкость сети при перемещениях электроприемников, вызванных изменением технологического процесса; невысокая степень индустриализации монтажа. Так как на данном объекте могут возникнуть условия, которые могут создать механические повреждения ТВЧ, то выбираем способ прокладки ТВЧ в трубах.

2.6 Выбор сечения токоведущих частей

2.6.1 Выбор сечения токоведущих частей выше 1 кВ

Марку кабеля выбираем по условиям окружающей среды и способу прокладки, так как кабель проложен на открытом воздухе по конструкциям и не подвержен механическим воздействиям [7. с. 21], то выбираем марку ААГ. Для определения сечения ТВЧ выше 1кВ определяем величину расчетного тока, протекающего по линии IР, А по формуле

(26)

где Sнт - номинальная мощность трансформатора, кВА;

Uн - номинальное напряжение на вводе высокого напряжения, кВ.

Определяем ток расчётный максимальный Iр макс, А по формуле

(27)

где Iр - расчётный ток на вводе высокого напряжения, А.

Определяем экономическое сечение токоведущих частей на вводе Sэк, мм² по формуле

где Iр - расчетный ток на вводе высокого напряжения, А;

jэк - экономическая плотность тока, А/мм²; jэк=1,2 А/мм²; [3. с. 507].

Применяем ближайшее минимальное наименьшее сечение и выписываем для него ток длительно допустимый.

ААГ(3х35), Iдд=80А

Проверяем выбранное сечение по нагреву расчетным током по условию

Выбранное сечение проверяем по потери напряжения ДU, В по формуле

ДU = (28)

где Iр - расчётный ток на высоком напряжении, А;

L - длинна от линии до трансформатора, км;

R - активное сопротивление ТВЧ, Ом;

Х - индуктивное сопротивление ТВЧ, Ом;

сosY - коэффициент активной мощности;

sinY - коэффициент индуктивной мощности.

Определяем активное сопротивление ТВЧ R,Ом/км по формуле

(29)

где r₀ - удельное активное сопротивление провода воздушной ЛЭП,

Ом/км [3 с.512-513];

L - длинна ТВЧ, км.

L=0.4 км.

Определяем индуктивное сопротивление ТВЧ Х,Ом/км по формуле

(30)

где х₀ - удельное индуктивное сопротивление ТВЧ, Ом/км [3 c. 513];

L - длинна ТВЧ, км.

Определяем коэффициент активной мощности cosY по формуле

(31)

где Iр ^- расчётный ток на высоком напряжении, А;

I_дд - ток длительно допустимый, А.

SinY получаем из cosY.

Выбранное сечение проверяем по падению напряжения по формуле

(32)

Падение напряжения не составляет 5% - кабель ААГ (3х35) удовлетворяет условиям выбора и проверки.

2.6.2 Выбор сечения шинопровода на вводе низкого напряжения

Определяем расчетный ток на вводе низкого напряжения Iр., А по формуле

(33)

где Sр - расчетная максимальная мощность, кВА;

Uн - номинальное напряжение, кВ;

nл - число линий.

Определяем расчетный аварийный ток на вводе низкого напряжения Iр.ав., А по формуле

(34)

Выбираем марку шинопровода [6 c.21]. Выбираем ток длительно допустимый для данного шинопровода Iдд, А по условию

Iдд=1355 А; ШМА-73

Проверяем сечение ТВЧ по потере напряжения ,В по формуле

(35)

где P - расчетная максимальная мощность, кВт;

L - длинна шин (габариты КТП), м;

Uн - номинальное напряжение, кВ;

Sн - номинальное сечение одной фазы, мм²;

- удельная проводимость проводника, См/м.

Коэффициент активной мощности, cosY, находим по формуле

(36)

где Iр.ав ^- расчётный ток на высоком напряжении, А;

Iдд - ток длительно допустимый, А.

Проверяем выбранное сечение по падению напряжения х, % по формуле

(37)

где ДU - потери напряжения, В;

Uн - номинальное напряжение, кВ.

Шинопровод типа ШМА-73 3(80х8) удовлетворяет условиям выбора и проверки.

2.6.3 Выбор сечения ТВЧ для электроприемников

Определяем расчетный ток для каждого электроприемника Iр, А (таблица 2).

Определяем ток расчётный максимальный Iр макс, А по формуле

(38)

где Iр - расчётный ток на вводе высокого напряжения, А.

1.3 - коэффициент допустимой перегрузки ТВЧ

Перегрузка допускается на 30%.

Выбираем ток длительно допустимый для соответствующей марки ТВЧ и способа прокладки [3 с. 510-511] по условию:

После определения выбираем номинальное сечение ТВЧ.

Проверяем сечение ТВЧ по патере напряжения ,В по формуле

(39)

где P - расчетная максимальная мощность, кВт;

L - длинна шин (габариты КТП), м;

Uн - номинальное напряжение, кВ;

Sн - номинальное сечение одной фазы;

- удельная проводимость проводника.

Коэффициент активной мощности cosY находим по формуле

(40)

где Iр.ав ^- расчётный ток на высоком напряжении, А;

Iдд - ток длительно допустимый, А.

SinY получаем из cosY.

Проверяем выбранное сечение по падению напряжения х, % по формуле

(41)

Все расчеты и выбор ТВЧ напряжением ниже 1кВ произведены в электронно-инженерной программе Microsoft Excel и представлены в таблице 8.



2.7 Расчет токов короткого замыкания

Коротким замыканием (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.

В качестве причин КЗ для данной схемы следует отметить повреждение изоляции - проколы и разрушение, старение и износ, попадание пыли на провода, также КЗ может возникнуть при неправильных оперативных переключениях. Последствиями КЗ являются резкое увеличение тока в короткозамкнутой цепи и снижение напряжение в отдельных точках системы, в результате происходит нарушение нормальной работы электроприемников.

Физическая сущность КЗ заключается в том, что ток расчетный раскладывается на 2 составляющие: апериодическую и периодическую. Апериодическая составляющая изменяется по затухающей экспоненте и когда значение апериодической составляющей равно 0, - заканчивается переходный процесс. Периодическая составляющая изменяется по синусоидальному закону. Расчет токов КЗ до 1 кВ производится методом именованных единиц. Расчет токов КЗ в курсовом проекте производится для того, чтобы выбрать коммутационные аппараты с необходимой отключающей способностью.

Точки КЗ выбираются в местах наибольшей вероятности их возникновения. Для данной схемы электроснабжения выбираем три точки. Схема по расчету токов КЗ представлена на рисунке 1.

Расчет ведем в следующем порядке: рассчитываем токи короткого замыкания для точки Кз1.

Определяем активное индуктивное сопротивление трансформатора в мОм (rт , xт) [2 с. 137]

rт=3,43 мОм

xт=13,6 мОм

Определяем активное индуктивное сопротивление шинопроводов, мОм по формуле

(42)

где xш0- индуктивное сопротивление шинопровода по [3.стр 138], мОм/м;

rш0 - активное сопротивление шинопровода по [3.стр 138], мОм/м;

l - длина шинопровода (кабеля) до точки Кз1, м.

Определяем активное и индуктивное сопротивление автомата [2 c. 352].

Определяем суммарное активное сопротивление до точки Кз₁ , ?r_1, мОм, по формуле

(43)

Где r_т - активное сопротивление трансформатора, мОм;

rш - активное сопротивления шины до точки Кз1, мОм;

rа - активное сопротивление катушки автомата, мОм;

Определяем суммарное индуктивное сопротивление до точки Кз₁ , ?х_1, мОм, по формуле

(44)

где x_т - индуктивное сопротивление трансформатора, мОм;

хш - индуктивное сопротивление шины до точки Кз1, мОм;

xа - индуктивное сопротивление автомата, мОм.

Определяем полное сопротивление до точки Кз₁ , ?z_1, мОм, по формуле

(45)

где ?х₁ - суммарное индуктивное сопротивление до точки Кз_ь мОм;

?r_1, - суммарное активное сопротивление до точки Кз₁, мОм.

Определяем ток короткого замыкания в начальный момент времени в точке Кз_1, I⁰к₃₁, кА, по формуле

(46)

где Uh - номинальное напряжение, В;

z1 - полное сопротивление до точки Кз1, мОм.

Определяем ударный ток короткого замыкания в точке Кз₁, iy1, кА, по формуле

(47)

где I⁰к₃₁ - ток короткого замыкания в начальный момент времени в точке Кз1,А; кy - ударный коэффициент ку=1,4 [3. c.358]. .

Определяем значение установившегося тока Кз в точке Кз_1, Iy , кА по формуле

 (48)

Расчет остальных точек КЗ производим аналогично, только при этом следует учитывать активное и индуктивное сопротивление проводов и кабелей, изменить сопротивление автоматов.

Точки К.З. 2; К.З. 3 рассчитаны в электронно-инженерной программе Microsoft Excel и приведены в таблице 8.

Таблица 8 - Расчет токов КЗ

Место КЗ	rш, мОм	xш, мОм	rкаб, мОм	xкаб, мОм	rа, мОм	xа, мОм	rка, мОм	?r, мОм	?х, мОм	z, мОм	?х/?r	Ку	Iкз(0), кА	iy, кА	Iy, кА
КЗ1	0,44	1,36	-	-	0,14	0,08	-	4,01	15,04	15,57	3,75	1,40	14,84	29,38	17,05
КЗ2	0,11	0,34	3,64	0,78	0,36	0,28	0,60	8,14	15,00	17,07	1,84	1,20	13,53	22,96	14,06
КЗ3	0,22	0,68	239,40	1,62	5,60	2,70	1,30	249,95	18,60	250,64	0,07	1,00	0,92	1,30	0,92

По мере отдаления источника питания от точки короткого замыкания, токи: ударный, установившийся и ток КЗ в начальный момент времени уменьшаются в связи с увеличением полного сопротивления цепи.

2.8 Выбор коммутационного оборудования

Выбор коммутационного оборудования производится для того, чтобы начертить схему электроснабжения. Для выбора электрооборудования используем данные, полученные в ходе расчета токов короткого замыкания ниже 1 кВ.

Условия выбора и проверки коммутационных аппаратов:

Все коммутационные аппараты соответствуют условиям выбора и проверки так как способны будут способны отключить токи короткого замыкания и тем самым защитят элементы схемы электроснабжения.

Таблица 9 - Условия выбора и проверки электрооборудования выше 1 кВ

Разъединитель типа РЛНД-10/630
=10кВ		=10кВ
=250А		=47,33 А
=25 кА		=10кА
Предохранитель типа НПН-15
=10		=10
=15		=5
=50		=10
=6		=5
Трансформатор тока типа ТЛ-10У3
=10		=10
=50 А		=47,33 А

Таблица 10 - Выбор и проверка электрооборудования ниже 1 кВ

Выключатель автоматический типа АВМ-20СВ
=500 В		=400 В
=1500А		=1255 А
=75 кА		=29,32 кА
=35 кА		=14,84 кА
=1500 А		=1255 А
Выключатель автоматический А3130
=500 В		=400 В
=200А		=166,8 А
=30 кА		=22,96 кА
=19 кА		=13,53 кА
=200 А		=166,8 А
Выключатель автоматический АЕ2040
=500 В		=400 В
=25 А		=13,83 А
=5 кА		=1,3 кА
=1 кА		=0,92 кА
=16 А		=13,83 А

Выбранное коммутационное оборудование подходит для эксплуатации в узловой распределительной подстанции, потому что удовлетворяет результатам проверки на отключающую способность.

Заключение

Выполнение курсового проекта было основано на применении технической специализированной литературы и документаций. Расчеты производились в электронно-инженерной программе Microsoft Excel.

Графическая часть курсового проекта выполнена в инженерно-технической программе КОМПАС V9.

Курсовой проект выполнен в соответствии с современными техническими требованиями, в качестве аппаратуры были использованы новейшие электротехнические устройства и средства, для создания современной, надежной и рациональной схемы электроснабжения объекта. Данный курсовой проект может использоваться как для реального построения СЭС аналогичного объекта, так и в качестве пособия для будущих студентов. В курсовом проекте выполнены схема электроснабжения предприятия, схема КТП, расчетная схема токов КЗ. Все схемы созданы в соответствии с ГОСТ, что позволяет использовать КП как пособие при проектировании и расчете графических работ.

Также в качестве нововведений следует отметить менее затратный выбор ТВЧ объекта и более экономичную схему электроснабжения, что позволяет существенно усовершенствовать и упростить технологический процесс производства и улучшить условия труда.

В ходе расчета курсового проекта была поставлена задача по обеспечению бесперебойного питания ЭП объекта. Поставленная задача была успешно выполнена.

Приложение - Сокращения, применяемые в тексте

АВР - автоматический ввод резерва

ЗРУ - закрытое распределительное устройство

КЗ - короткое замыкание

КРУ - комплектное распределительное устройство

КТП - комплектная трансформаторная подстанция

ОПУ - объединенный пункт управления

ОРУ - открытое распределительное устройство

СН - собственные нужды (подстанции)

СЭС - система электроснабжения

ТВЧ - токоведущие части

ТП - трансформаторная подстанция

ТСН - трансформаторы собственных нужд

УРП - узловая распределительная подстанция

ЭП - электроприемник

ЭСН - электроснабжение

Литература

1 ПУЭ - М: Главгосэнергонадзор России, 2002г. стр.

2 Коновалова Л.Л и Рожкова Л.Д. Электроснабжение промышленных

предприятий и установок по ред.. М.: «Энергоиздат», 1989г.

3 Справочник по электроснабжению промышленных предприятий под

ред. Федорова А.А., I том - М: Энергоиздат, 1989г.

4 Справочник по электроснабжению промышленных предприятий под

ред. Федорова А.А., II том - М: Энергоиздат, 1989г.

5 Справочные материалы по ред. Неклепаева Б.Н. «Электрическая часть

электростанций и подстанций» М., Энергоатомиздат,1978г.

6 Справочник по проектированию электроснабжения под ред.

Ю.Г.Барыбина-М., Энергоатомиздат,1990г.

Размещено на Allbest.ru