Электроснабжение механического завода местной промышленности
Разработка систем электроснабжения механического завода местной промышленности: описание технологического процесса, расчет электрических нагрузок, выбор системы питания и распределения электроэнергии, расчет релейной защиты и заземляющего устройства.
Рубрика | Физика и энергетика |
Вид | дипломная работа |
Язык | русский |
Дата добавления | 05.09.2010 |
Размер файла | 1,4 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Если Sуд более 0,3 кВА/м2, то на ТП устанавливается трансформаторы 2500 кВА.
После предварительного выбора трансформатора в НР и ПАР, а там где есть необходимость с учетом отключения потребителей 3 категории.
Для примера определяется средняя нагрузка цеха №1. Коэффициент использования для цеха №1 КИ = 0,45оэффициент максимума определяется по формуле .
Средняя нагрузка за максимально нагруженную смену определяется по формулам :
кВт кВар
Определяем полную мощность .
кВА
Поскольку < 200250 кВА, то на этом объекте КТП не предусматривается, а ЭП будут запитаны с шин ТП ближайшего цеха по кабельной ЛЭП.
Результаты расчетов средних нагрузок за наиболее загруженную смену остальных цехов сведем в табл. 5.
Согласно [6] для компенсации реактивной мощности используются только низковольтные БСК (напряжением до
где QЭ - реактивная мощность, 1000 В)
Qa - мощность потребителей реактивной мощности на шинах 6кВ
Следовательно будем использовать БСК только на 0,4 кВ. Размещение БСК будем производить пропорционально реактивной мощности узлов нагрузки. БСК не следует устанавливать на силовых пунктах, на подстанциях, где мощность нагрузки менее 200 кВар (это экономически нецелесообразно). Величина мощности БСК в том узле нагрузки определяется по выражению (6.2.
где QМ - реактивная нагрузка в i-том узле, кВар;
- сумма реактивных нагрузок всех узлов, кВар.
Таблица 5.
№ |
РМ,кВт |
QМ,кВар |
КС |
КИ |
КМ |
РСМ,кВт |
QСМ,кВар |
,кВА |
|
1 |
106,85 |
151,993 |
0,5 |
0,45 |
1,11 |
96,1609 |
136,794 |
167,211 |
|
2 |
761,94 |
905,0594 |
0,4 |
0,3 |
1,33 |
571,456 |
678,795 |
887,313 |
|
3 |
959,49 |
691,151 |
0,85 |
0,8 |
1,06 |
903,052 |
650,495 |
1112,95 |
|
4 |
5083,1 |
2960,75 |
0,9 |
0,9 |
1 |
5083,1 |
2960,75 |
5882,51 |
|
5 |
1850,9 |
1578,422 |
0,6 |
0,5 |
1,2 |
1542,45 |
1315,35 |
2027,14 |
|
6 |
660,94 |
745,8774 |
0,5 |
0,45 |
1,11 |
594,845 |
671,29 |
896,922 |
|
7 |
679,41 |
541,7094 |
0,6 |
0,5 |
1,2 |
566,178 |
451,424 |
724,114 |
|
8 |
251,53 |
213,1886 |
0,6 |
0,5 |
1,2 |
209,611 |
177,657 |
274,77 |
|
9 |
472,49 |
670,1129 |
0,4 |
0,3 |
1,33 |
354,365 |
502,585 |
614,952 |
|
10 |
1080,3 |
777,4388 |
0,85 |
0,8 |
1,06 |
1016,73 |
731,707 |
1252,65 |
|
11 |
609,49 |
684,839 |
0,5 |
0,45 |
1,11 |
548,537 |
616,355 |
825,098 |
|
12 |
796,19 |
573,037 |
0,6 |
0,5 |
1,2 |
663,489 |
477,531 |
817,468 |
|
13 |
986,09 |
709,9906 |
0,85 |
0,8 |
1,06 |
928,084 |
668,226 |
1143,62 |
|
14 |
729,4 |
822,3929 |
0,5 |
0,45 |
1,11 |
656,457 |
740,154 |
989,325 |
|
15 |
266,81 |
191,3912 |
0,85 |
0,8 |
1,06 |
251,116 |
180,133 |
309,043 |
|
16 |
411,81 |
296,266 |
0,85 |
0,8 |
1,06 |
387,582 |
278,839 |
477,463 |
|
17 |
168,29 |
241,6747 |
0,4 |
0,3 |
1,33 |
126,214 |
181,256 |
220,87 |
|
18 |
255,77 |
251,17 |
0,7 |
0,65 |
1,08 |
237,5 |
233,229 |
332,87 |
|
19 |
464,76 |
670,2958 |
0,5 |
0,45 |
1,11 |
418,285 |
603,266 |
734,093 |
|
20 |
183,39 |
261,2078 |
0,4 |
0,3 |
1,33 |
137,54 |
195,906 |
239,366 |
|
21 |
834,61 |
1544,408 |
0,6 |
0,5 |
1,2 |
695,506 |
1287,01 |
1462,91 |
|
22 |
229 |
195,0858 |
0,6 |
0,5 |
1,2 |
190,834 |
162,572 |
250,693 |
|
23 |
160,8 |
135,3157 |
0,6 |
0,5 |
1,2 |
134,004 |
112,763 |
175,136 |
|
24 |
1235,4 |
1053,099 |
0,6 |
0,5 |
1,2 |
1029,48 |
877,583 |
1352,77 |
|
25 |
393,63 |
332,3206 |
0,7 |
0,65 |
1,08 |
365,512 |
308,583 |
478,354 |
|
26 |
499,55 |
358,1306 |
0,85 |
0,8 |
1,06 |
470,164 |
337,064 |
578,503 |
кВар; кВар
Затем полученные расчетным путем QКi округляются до ближайшего стандартного значения БСК Qi стандартные взятые из [3]. Результаты сведем в табл.6. Типы используемых стандартных БСК приводятся в табл.7.
Таблица 6.
№ |
Pсм |
QСМ,кВар |
QМ,кВар |
QКi,кВар |
Qi станд,кВар |
,кВА |
Число КТП,Число и мощность тр-ров |
КМ |
КМ |
|
1 |
96,1609 |
136,794 |
151,993 |
52,207 |
- |
167,211 |
1,11 |
0,55 |
||
2 |
571,456 |
678,795 |
905,0594 |
310,873 |
150 |
887,313 |
1КТП 2х250 |
1,33 |
0,66 |
|
3 |
903,052 |
650,495 |
691,151 |
237,399 |
200 |
1112,95 |
2КТП 2х630 |
1,06 |
0,53 |
|
4 |
5083,1 |
2960,75 |
2960,75 |
1016,97 |
250 |
5882,51 |
3КТП 2х2500 |
1 |
0,5 |
|
5 |
1542,45 |
1315,35 |
1578,422 |
542,161 |
250 |
2027,14 |
4КТП 2х630 |
1,2 |
0,6 |
|
6 |
594,845 |
671,29 |
745,8774 |
256,196 |
100 |
896,922 |
5КТП 2х250 |
1,11 |
0,55 |
|
7 |
566,178 |
451,424 |
541,7094 |
186,068 |
- |
724,114 |
6КТП 2х250 |
1,2 |
0,6 |
|
8 |
209,611 |
177,657 |
213,1886 |
73,2267 |
- |
274,77 |
7КТП 1х250 |
1,2 |
0,6 |
|
9 |
354,365 |
502,585 |
670,1129 |
230,172 |
240 |
614,952 |
8КТП 1х630 |
1,33 |
0,66 |
|
10 |
1016,73 |
731,707 |
777,4388 |
267,037 |
1252,65 |
9КТП 2х630 |
1,06 |
0,53 |
||
11 |
548,537 |
616,355 |
684,839 |
235,231 |
250 |
825,098 |
10КТП 2х250 |
1,11 |
0,55 |
|
12 |
663,489 |
477,531 |
573,037 |
302,061 |
150 |
817,468 |
11КТП 2х250 |
1,2 |
0,6 |
|
13 |
928,084 |
668,226 |
709,9906 |
374,252 |
150 |
1143,62 |
12КТП 2х630 |
1,06 |
0,53 |
|
14 |
656,457 |
740,154 |
822,3929 |
433,502 |
240 |
989,325 |
13КТП 2х250 |
1,11 |
0,55 |
|
15 |
251,116 |
180,133 |
191,3912 |
100,887 |
- |
309,043 |
14КТП 2х160 |
1,06 |
0,53 |
|
16 |
387,582 |
278,839 |
296,266 |
156,169 |
- |
477,463 |
15КТП2х160 |
1,06 |
0,53 |
|
17 |
126,214 |
181,256 |
241,6747 |
127,392 |
- |
291,4 |
16КТП2х250 |
1,33 |
0,66 |
|
18 |
237,5 |
233,229 |
251,17 |
132,397 |
- |
332,87 |
17КТП 2х160 |
1,08 |
0,54 |
|
19 |
418,285 |
603,266 |
670,2958 |
353,328 |
150 |
734,093 |
18КТП2х250 |
1,11 |
0,55 |
|
20 |
137,54 |
195,906 |
261,2078 |
137,7 |
- |
315,8 |
19КТП2х250 |
1,33 |
0,66 |
|
21 |
695,506 |
1287,01 |
1544,408 |
814,092 |
250 |
1462,91 |
20КТП 2х630 |
1,2 |
0,6 |
|
22 |
190,834 |
162,572 |
195,0858 |
102,834 |
250,693 |
21КТП2х250 |
1,2 |
0,6 |
||
23 |
134,004 |
112,763 |
135,3157 |
71,328 |
- |
175,136 |
- |
1,2 |
0,6 |
|
24 |
1029,48 |
877,583 |
1053,099 |
555,112 |
100 |
1352,77 |
22КТП 2х630 |
1,2 |
0,6 |
|
25 |
365,512 |
308,583 |
332,3206 |
175,174 |
- |
478,354 |
23КТП 2х160 |
1,08 |
0,54 |
|
26 |
470,164 |
337,064 |
358,1306 |
188,779 |
- |
578,503 |
24КТП 2х250 |
1,06 |
0,53 |
Примечание 1. Для обеспечения наилучшей в данных условиях взаимозаменяемости будем использовать только четыре типоразмера трансформаторов КТП.
Таблица 7. Стандартные БСК
№ |
Qi станд, |
Тип БСК |
|
2 |
2х150 |
2хУКБ-0,38-150 УЗ |
|
3 |
1х200 |
1хУКБН-0,38-200 УЗ |
|
4 |
4х250 |
4хУКБ-0,4-250-50 УЗ |
|
5 |
2х250 |
2хУКБ-0,4-250 УЗ |
|
6 |
2х100 |
2хУКБН-0,38-100- 50 УЗ |
|
9 |
1х240 |
1хУКБ-0,415-240 УЗ |
|
11 |
1х250 |
1хУКБ-0,4-250 - 50УЗ |
|
12 |
2х150 |
2хУКБ-0,38-150 УЗ |
|
13 |
2х150 |
2хУКБ-0,38-150УЗ |
|
14 |
2х240 |
2хУКБ-0,415-240 УЗ |
|
19 |
2х150 |
2хУКБ-0,38-150 УЗ |
|
21 |
2х250 |
2хУКБ-0,4-250-50 УЗ |
|
24 |
2х100 |
2хУКБ-0,38-100 - 50 УЗ |
На предприятиях средней и малой мощности для разгрузки кабельных каналов от отходящих линий (от ПГВ до цеховых трансформаторных подстанций) предусматриваются РП.
В данном проекте ЭП на 6 кВ расположены в цехах вместе с ЭП ниже 1000 В, образуя, таким образом, энергоемкий объект, который имеет определенное количество подходящих питающих линий. Учитывая этот фактор, установлен РП на 6 кВ.
7.3 Расчет потерь в трансформаторах цеховых КТП
Для проведения данного расчета в табл. 8 внесем каталожные данные трансформаторов КТП, которые взяты из [3].
Таблица 8.
Тип трансформатора |
UК, % |
РХХ, кВт |
РКЗ, кВт |
IХХ, % |
|
ТМЗ-160 |
4,5 |
0,51 |
2,65 |
2,4 |
|
ТМЗ-250 |
4,5 |
0,74 |
3.7 |
2,3 |
|
ТМЗ-630 |
6.5 |
1.68 |
7.6 |
3.2 |
|
ТМЗ-1000 |
5,5 |
2.45 |
11.0 |
1,4 |
|
ТМЗ-1600 |
5,5 |
3,3 |
16.5 |
1,3 |
Расчет проводится в следующей последовательности:
- определяются реактивные потери холостого хода.
,
где IХХ - ток холостого хода, %
SНОМ - номинальная мощность трансформатора , кВА.
РХХ - активные потери холостого хода, кВт
- рассчитываются активные потери мощности в трансформаторах
,
где n - число параллельно работающих трансформаторов, шт;
РКЗ - активные потери короткого замыкания, кВт;
- мощность, проходящая через трансформатор, кВА
- находится реактивные потери мощности в трансформаторах;
где UКЗ% - напряжение короткого замыкания, %;
Расчет для КТП цеха №14
кВар
кВА
кВт
кВар
кВар
Результаты расчета для остальных КТП сведем в табл. 9.
Таблица 9.
№цеха |
n x SТР |
РМ, кВт |
QM.рельн. кВар |
SМ, кВА |
РТР, кВт |
QТР, кВт |
Рmax, кВт |
Qmax, кВар |
Smax, кВА |
|
1 |
103,444 |
151,993 |
183,83 |
103,44 |
152 |
183.8 |
||||
2 |
2х1000 |
740,197 |
755,1 |
1169,2 |
11,6 |
70.1 |
751.8 |
825.2 |
1116.3 |
|
3 |
2х1000 |
937,437 |
491,15 |
1164,7 |
5,86 |
48.8 |
943.3 |
539.9 |
1086.9 |
|
4 |
4х1600 |
4972,6 |
2710 |
5786,9 |
23 |
185.2 |
4997.9 |
2895.2 |
5775.9 |
|
5 |
2х1600 |
1805,81 |
1328,42 |
2398,4 |
16,4 |
144.7 |
1822.2 |
1473.1 |
2343.1 |
|
6 |
2х630 |
642,598 |
645,88 |
984,51 |
8,6 |
52.2 |
728.6 |
698.1 |
1009.1 |
|
7 |
2х630 |
663,26 |
541,1 |
855,98 |
6,9 |
41.6 |
670.2 |
582.7 |
888.1 |
|
8 |
1х250 |
245,415 |
213,18 |
325,5 |
7 |
23.4 |
252.4 |
236.6 |
345.9 |
|
9 |
1х630 |
457,475 |
430 |
811,3 |
13,7 |
60 |
471 |
490 |
679.6 |
|
10 |
2х1000 |
1055,45 |
777,43 |
1310,8 |
6,7 |
45.2 |
1062.2 |
822.6 |
1343.5 |
|
11 |
2х630 |
592,612 |
434,83 |
905,6 |
7,5 |
45.5 |
600.1 |
480.3 |
768.6 |
|
12 |
2х630 |
777,89 |
423,1 |
966,2 |
8,4 |
50.6 |
786.3 |
473.7 |
917.9 |
|
13 |
2х1000 |
963,424 |
559,99 |
1196,77 |
9.5 |
128 |
972.9 |
688 |
1191.6 |
|
14 |
2х630 |
709,167 |
582,4 |
1085,9 |
10,2 |
61.6 |
719.4 |
644 |
965.5 |
|
15 |
2х250 |
260,686 |
191,3912 |
323,4 |
24 |
15.9 |
263.1 |
207.3 |
335 |
|
16 |
4х160 |
402,343 |
296,266 |
499,6 |
4,2 |
24.7 |
406.5 |
320.9 |
517.9 |
|
17 |
2х250 |
162,895 |
241,6747 |
291,4 |
5,6 |
18 |
168.4 |
259.7 |
317.5 |
|
18 |
2х250 |
249,147 |
251,17 |
353,8 |
2,6 |
15.9 |
251.7 |
267.1 |
367 |
|
19 |
2х630 |
449,833 |
520,29 |
807,2 |
6,3 |
37.9 |
456.1 |
558.2 |
720.8 |
|
20 |
2х250 |
177,544 |
261,2078 |
315,8 |
17 |
21,3 |
194.544 |
284,5 |
334.8 |
|
21 |
2х1000 |
802,603 |
1294,4 |
1740,5 |
9,8 |
73.7 |
812.4 |
1368.1 |
1591.1 |
|
22 |
2х250 |
223,419 |
195,0858 |
296,6 |
3,0 |
13,8 |
226,42 |
208,88 |
302.6 |
|
23 |
156,904 |
135,3157 |
207,2 |
156.9 |
135,31 |
207.2 |
||||
24 |
2х1000 |
1205,26 |
953,1 |
1600,5 |
8,7 |
63.6 |
1213.9 |
1016.7 |
1583.4 |
|
25 |
4х160 |
384,069 |
332,3206 |
507,9 |
4,4 |
25.3 |
388.5 |
357.6 |
528 |
|
26 |
2х630 |
488,082 |
358,1306 |
605,4 |
4,2 |
25.1 |
492.3. |
383.2 |
623.8 |
7.4 Выбор способа канализации электроэнергии
Так как передаваемое в одном направлении мощности незначительны, то для канализации электроэнергии будем применять КЛЭП.
Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с требованиями [5] с учетом нормальных и послеаварийных режимов работы электросети и перегрузочной способности КЛЭП различной конструкции. Кабели будем прокладывать в земле, время перегрузки принимаем равным 5 часам. Допускаемая в течении 5 суток на время ликвидации аварии перегрузка для КЛЭП с бумажной изоляцией составляет 25% [5]. План канализации электроэнергии был намечен ранее и представлен на рис.8.
Кабель выбирается по следующим условиям:
1) По номинальному напряжению.
2) По току в номинальном режиме.
3) По экономическому сечению.
Кабель проверяется по следующим условиям:
1) По току в послеаварийном режиме.
2) По потерям напряжения.
3) На термическую стойкость к токам КЗ.
Выберем кабель от ПГВ до ТП1.
Максимальная активная мощность
кВт
Максимальная реактивная мощность
кВар
Полная мощность
кВА
Расчетный ток кабеля в нормальном режиме
А
Расчетный ток кабеля в послеаварийном режиме
А
Экономическое сечение:
мм2
где экономическая плотность тока jЭ для кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами при числе часов использования максимума нагрузки в год более 5000 (Тmax = 7662 ч) согласно [5] равны 1,3 А/мм2.
Предварительно принимаем кабель марки ААШ в сечении 35 мм2 с допустимым током Iдоп = 125 А.
Допустимый ток при прокладке кабеля в земле определяется по выражению:
где К1 - поправочный коэффициент для кабеля, учитывающий фактическое тепловое сопротивление земли, нормальной почвы и песка влажностью 7-9%, для песчано-глинистой почвы влажностью 12-14% согласно [5] К1 = 1,0.
К2 - поправочный коэффициент, учитывающий количество параллельно проложенных кабелей в одной траншее из [5].
К3 - поправочный коэффициент, учитывающий допустимую нагрузку кабелей на период ликвидации послеаварийного режима, для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией при коэффициенте предварительной нагрузки 0,6 и длительности максимума перегрузки 5 часов согласно [5] К3 = 1,3.
А
А
Перегрузка кабеля:
Проверку на термическую стойкость и по потерям напряжения проводить не будем, так кА не известны ток короткого замыкания и допустимые потери напряжения.
Выбор остальных кабелей сведем в табл.10.
Таблица 10. Выбор кабелей
Наименова-ние КЛЭП |
Smax,кВА |
,А |
,А |
FЭК,мм2 |
К1 |
К2 |
К3 |
,А |
,А |
Количество, марка и сечение кабеля |
|
ПГВ-РП1 |
6015,4 |
183,97 |
367,95 |
153,31 |
1 |
0,92 |
1,3 |
340 |
406,64 |
3хААШВ-6-3х185 |
|
РП1-ТП2 |
1086,9 |
49,862 |
99,725 |
41,552 |
1 |
0,84 |
1,3 |
155 |
169,26 |
2хААШв-6-3х50 |
|
РП1-ТП7 |
345,9 |
31,737 |
63,474 |
26,447 |
1 |
0,92 |
1,3 |
125 |
149,5 |
1хААШв-6-3х35 |
|
РП1-ТП5 |
1009,1 |
46,293 |
92,586 |
38,578 |
1 |
0,81 |
1,3 |
125 |
131,625 |
2хААШв-6-3х50 |
|
РП1-ТП4 |
2343,1 |
107,49 |
214,98 |
89,576 |
1 |
0,81 |
1,3 |
225 |
236,925 |
2хААШв-6-3х95 |
|
ТП4-СП1 |
183,8 |
16,864 |
33,728 |
14,053 |
1 |
1 |
1,3 |
80 |
104 |
1хААШв-0,4-16 |
|
ТП7-ТП8 |
679,6 |
62,354 |
124,71 |
51,962 |
1 |
1 |
1,3 |
155 |
201,5 |
1хААШв-6-3х50 |
|
ТП2-ТП17 |
367 |
16,836 |
33,673 |
14,03 |
1 |
0,92 |
1,3 |
80 |
95,68 |
2хААШв-6-3х16 |
|
РП1-СД1 |
3332 |
152,86 |
305,72 |
127,38 |
1 |
0,84 |
1,3 |
300 |
327,6 |
2хААШв-6-3х150 |
|
РП1-СД2 |
2880 |
132,12 |
264,24 |
110,1 |
1 |
0,84 |
1,3 |
260 |
283,92 |
2хААШв-6-3х120 |
|
ПГВ-ТП11 |
917,9 |
42,109 |
84,219 |
35,091 |
1 |
0,81 |
1,3 |
125 |
131,625 |
2хААШв-6-3х35 |
|
ПГВ-ТП12 |
1191,6 |
54,666 |
109,33 |
45,555 |
1 |
0,8 |
1,3 |
155 |
161,2 |
2хААШв-6-3х50 |
|
ПГВ-СД3 |
3166,25 |
145,25 |
290,51 |
121,05 |
1 |
0,8 |
1,3 |
300 |
312 |
2хААШв-6-3х150 |
|
ТП11-ТП9 |
1343,5 |
61,634 |
123,27 |
51,362 |
1 |
0,92 |
1,3 |
155 |
185,38 |
2хААШв-6-3х50 |
|
ПГВ-ТП10 |
768,6 |
35,26 |
70,52 |
29,383 |
1 |
0,79 |
1,3 |
125 |
128,375 |
2хААШв-6-3х35 |
|
ПГВ-ТП1 |
1116,6 |
51,225 |
102,45 |
42,687 |
1 |
0,79 |
1,3 |
155 |
159,185 |
2хААШв-6-3х50 |
|
ПГВ-ТП15 |
517,9 |
23,759 |
47,518 |
19,799 |
1 |
0,79 |
1,3 |
105 |
107,835 |
2хААШв-6-3х25 |
|
ПГВ-ТП18 |
720,8 |
33,067 |
66,135 |
27,556 |
1 |
0,79 |
1,3 |
105 |
107,835 |
2хААШв-6-3х25 |
|
ПГВ-СД4 |
1040 |
47,117 |
95,4 |
23,855 |
1 |
0,79 |
1,3 |
155 |
159,185 |
2хААШв-6-3х50 |
|
ПГВ-ТП3 |
2887,9 |
132,48 |
264,97 |
110,4 |
1 |
0,92 |
1,3 |
260 |
310,96 |
2хААШв-6-3х120 |
|
ПГВ-РП2 |
5488,4 |
167,86 |
335,71 |
139,88 |
1 |
0,92 |
1,3 |
300 |
358,8 |
3хААШв-6-3х150 |
|
РП2-ТП22 |
1583,4 |
72,64 |
145,28 |
60,533 |
1 |
0,75 |
1,3 |
190 |
185,25 |
2хААШв-6-3х70 |
|
РП2-СД5 |
1614 |
74,043 |
148,09 |
61,703 |
1 |
0,81 |
1,3 |
190 |
200,07 |
2хААШв-6-3х70 |
|
ТП22-СП2 |
207,2 |
19,011 |
38,022 |
15,842 |
1 |
0,92 |
1,3 |
80 |
95,68 |
1хААШв-0,43х16 |
|
РП2-ТП19 |
334,8 |
15,359 |
30,718 |
12,799 |
1 |
0,75 |
1,3 |
80 |
78 |
2хААШв-6-3х16 |
|
РП2-ТП3 |
2887,9 |
132,48 |
264,97 |
110,4 |
1 |
0,75 |
1,3 |
300 |
292,5 |
2хААШв-6-3х150 |
|
РП2-ТП21 |
302,6 |
13,882 |
27,764 |
11,568 |
1 |
0,8 |
1,3 |
80 |
83,2 |
2хААШв-6-3х16 |
|
РП2-СД6 |
1250 |
57,345 |
114,69 |
47,787 |
1 |
0,8 |
1,3 |
155 |
161,2 |
2хААШв-6-3х50 |
|
РП2-ТП16 |
317,5 |
29,131 |
58,262 |
24,276 |
1 |
0,75 |
1,3 |
105 |
102,375 |
1хААШв-6-3х25 |
|
РП2-ТП24 |
623,8 |
28,617 |
57,235 |
23,848 |
1 |
0,75 |
1,3 |
105 |
102,375 |
2хААШв-6-3х25 |
|
РП24-ТП23 |
528 |
24,222 |
48,445 |
20,185 |
1 |
0,92 |
1,3 |
105 |
125,58 |
2хААШв-6-3х25 |
|
РП1-ТП6 |
888,1 |
40,742 |
81,485 |
33,952 |
1 |
0,92 |
1,3 |
125 |
149,5 |
2хААШв-6-3х35 |
|
РП2-ТП20 |
1591,1 |
72,99 |
145,99 |
60,827 |
1 |
0,92 |
1,3 |
190 |
227,24 |
2хААШв-6-3х70 |
Выбор кабелей для потребителей напряжением 6 кВ рассмотрим на примере ЭД 6 кВ цеха №3. Принимаем, что в цехе установлены четыре ЭД, тогда мощность одного электродвигателя:
кВт
Из [7] выбираем стандартный ЭД:
СДН14-49-6-у3 со следующими параметрами: SН = 833 кВА; РН = 800 кВт; UН = 6 кВ; =0,94. Для остальных цехов выбранные стандартные ЭД представленные в табл. 11.
Расчетный ток нормального режима:
А
Экономическое сечение:
мм2
Выбираем кабель марки ААШ с сечением 70 мм2 с Iдоп = 190 А.
В насосной (цех № 3) устанавливаем двигатели марки СДН14-49-6у3, в количестве четырех штук. Остальные цеха представлены в таблице 11.
Таблица 11.
№цеха |
Тип двигателя |
SН,кВА |
РН,кВт |
UН,кВ |
Н,% |
nном,Об/мин |
Кол-во, шт. |
|||||
3 |
СДН14-49-6у3 |
833 |
800 |
6 |
94 |
2,2 |
7,5 |
1,5 |
1,2 |
1000 |
4 |
|
5 |
СДН16-41-12-у3 |
1440 |
630 |
6 |
93,6 |
2,3 |
6,0 |
0,8 |
1,4 |
500 |
2 |
|
13 |
СДН15-34-12-у3 |
633 |
630 |
6 |
93,6 |
2,3 |
5,6 |
1 |
1,1 |
375 |
5 |
|
19 |
СДН16-41-12-у3 |
1250 |
1250 |
6 |
94,6 |
2,2 |
6,0 |
0,8 |
1,4 |
500 |
1 |
|
22 |
СДН14-44-12-у3 |
520 |
500 |
6 |
93,2 |
2 |
5,3 |
0,7 |
1,4 |
375 |
2 |
|
24 |
СДН15-34-12-у3 |
807 |
630 |
6 |
93,6 |
2,3 |
5,6 |
1 |
1,1 |
375 |
2 |
8. Расчет токов короткого замыкания
Токи КЗ рассчитываются на линейных вводах высшего напряжения трансформатора ППЭ (К-1), на секциях шин 6 кВ ППЭ (К-2), на шинах 0,4 кВ ТП4 (К-3). Исходная схема для расчета токов КЗ представлена на рис.9, а схемы замещения на рис.10 для расчета токов КЗ выше 1000 В, на рис. 11 для расчетов КЗ ниже 1000 В.
Расчет токов КЗ в точке К-1 и К-2 проводим в относительных единицах. Для точки К-4 расчет будем проводить в именованных единицах без учета системы, так как система большой мощности и её можно считать источником питания с неизменной ЭДС и нулевым внутренним сопротивлением. Для точки К-2 будем учитывать подпитку от электродвигателей.
Рис. 9. Исходная схема для расчетов токов КЗ
Рис. 10 Схема замещения для расчета токов КЗ выше 1000 В
Рис.11 Схема замещения для расчета токов КЗ ниже 1000 В
Расчет токов короткого замыкания в установках напряжением выше 1000 В имеет ряд особенностей:
Активные элементы систем электроснабжения не учитывают, если выполняется условие r<(x/3), где r и x-суммарные сопротивления элементов СЭС до точки К.З.
При определении тока К.З. учитывают подпитку от двигателей высокого напряжения.
Расчет токов короткого замыкания производится для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей по условиям короткого замыкания, с целью обеспечения системы электроснабжения надежным в работе электрооборудованием.
Базисные условия: Sб=950 МВА, Uб1=115 кВ, Uб2=6,3 кВ ; Xc=0,6;
Базисный ток определяем из выражения
кА.
кА.
Точка К-1.
Сопротивление воздушной линии, приведенное к базисным условиям
;
Х0-удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км.
l-длина линии, км;
Uб- среднее напряжение;
Сопротивления системы до точки К-1
ХК1=Хс+ХВЛ=0,6+0,218=0,818;
Начальное значение периодической составляющей тока в точке К-1:
кА.
Принимаем значение ударного коэффициента kуд=1,8, тогда значение ударного тока
кА.
Где Куд- ударный коэффициент тока К.З. 2.45 [2]по таблице, кА.
I”по(к-1)-начальное действующее значение периодической составляющей, кА.
Точка К-2
Точка К-2 расположена на шинах РУНН ПГВ.
Сопротивление силового трансформатора на ППЭ :
Трансформатор типа ТРДН-25000/110 с расщепленной обмоткойН.Н
.
,
.
К сопротивлениям до точки К-1 прибавляется сопротивление трансформатора.
ХК-2=ХК-1+ХВ +ХН1 =0,818+6,982+0,498=8,3.
Ток короткого замыкания от системы:
кА.
В этой точке необходимо учитывать подпитку тока КЗ от синхронных двигателей.
Определяется сопротивление подпитывающей цепочки.
Сопротивление двигателей и кабельной линии от двигателей цеха № 13 до шин РУНН ПГВ (для двигателей мощностью P=630кВт СДН15-34-12-у3):
F=150; l=0,24 км; Х0=0,074 Ом/км; r0=0,206 Ом/км.
;
;
;
где Х”d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.
.
Сопротивление двигателей и кабельной линии от двигателей цеха №19 до шин РУНН ПГВ (для двигателей мощностью P=1250 кВт СДН16-41-12у3):
F=50; l=0,209 км; Х0=0,083Ом/км; r0=0,62 Ом/км.
;
;
;
где Х”d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.
.
Сопротивление кабельной линии от ПГВ до РП2.
l=0,256 км; Х0=0,074 Ом/км; r0=0,206 Ом/км.
;
;
.
Сопротивление двигателей и кабельной линии от цеха №24 до РП2 (для двигателей мощностью P=630 кВт СДН15-34-12у3):
F=50; l=0,09 км; Х0=0,083 Ом/км; r0=0,62 Ом/км.
;
;
;
где Х”d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.
.
Сопротивление двигателей и кабельной линии от двигателей цеха № 22 до шин РП2 (для двигателей мощностью P=500 кВт СДН-14-41-12у3):
F=50; l=0,17 км; Х0=0,083 Ом/км; r0=0,62 Ом/км.
;
;
;
где Х”d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.
.
Сопротивление двигателей и кабельной линии от двигателей цеха №3 до шин РП1 (для двигателей мощностью P=800 кВт СДН-14-49-6у3):
F=150; l=0,04 км; Х0=0,074 Ом/км; r0=0,206 Ом/км.
;
;
;
где Х”d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.
.
Сопротивление кабельной линии от ПГВ до РП1.
l=0,213 км; Х0=0,073 Ом/км; r0=0,167 Ом/км.
;
;
.
Сопротивление двигателей и кабельной линии от цеха №5 до РП1 (для двигателей мощностью P=630 кВт СДН15-34-12-у3):
F=120; l=0,114 км; Х0=0,076 Ом/км;
r0=0,258Ом/км.
;
;
;
где Х”d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.
.
Производим дальнейшие преобразования:
Эквивалентное сопротивление двигателей и кабельных линий:
Эквивалентное сопротивление :
Ток подпитки от двигателей:
кА.
. тока:
Тогда значение ударного
кА.
Точка К-3
Определяется периодическая составляющая тока короткого замыкания в точке К-3.
;
; ;
;
.
Периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент времени t=0 в точке К-3:
кА.
Ток подпитки от синхронного двигателя:
кА.
Полный ток короткого замыкания:
=9,67+9,39=19,1 кА;
Приняв ударный коэффициент kуд=1,4, получаем ударный ток К.З.
кА.
Точка К-4.
Определяется ток К.З.в точке К-4.
Для практических расчетов принято считать, что всё, находящееся выше шин ВН ТП есть система с бесконечной мощностью(Sс=; хс=0).. Расчет производится в именованных единицах для ТП-5
Сопротивление трансформаторов ТМЗ-630/6 таблица 2.50 [2]:
RТ = 3,4 мОм; ХТ = 13,5 мОм;
Для определения сечения шинопровода находится расчетный ток в ПАР:
А.
где Ip-расчетный ток в аварийном режиме;
Выбираются шины прямоугольного сечения 100х6 Iдоп=1425А, длина шины 10м.
Сопротивление шин(R0=0,034 мОм/м Х0=0,016 мОм/м):
Rшин=0,34 мОм; Хшин=0,16мОм
Сопротивление автоматического выключателя включает в себя сопротивление токовых катушек расцепителей и переходных сопротивлений подвижных контактов(3): Тип ВА55-43 Iном=1600 А;
Rавт=0,14 мОм; Хавт=0,08 мОм;
Трансформатор тока типа ТПОЛ-1500/5-одновитковый Хтт=0;Rтт=0;
Cопротивление дуги определяется расстоянием между фазами проводников в месте короткого замыкания .Для трансформатора ТМЗ 630/6 Rдуги=7 мОм;
Результирующее сопротивление схемы замещения до точки K-4:
мОм.
Начальное значение тока короткого замыкания:
кА.
Ударный коэффициент :
кА.
Значение токов короткого замыкания по заводу.
Таблица 8
К-1 |
К-2 |
К-3 |
К-4 |
||
I”по,кА |
5,83 |
10,49 |
19,1 |
13 |
|
iуд, кА |
14,8 |
39,4 |
42,92 |
20,08 |
9. Выбор электрических аппаратов
9.1 Выбор аппаратов напряжением 110 кВ
Выберем выключатель 110 кВ
Условия выбора:
1. По номинальному напряжению
2. По номинальному длительному току.
Условия проверки выбранного выключателя.
1. Проверка на электродинамическую стойкость:
1.1. По удельному периодическому току КЗ
1.2. По ударному току КЗ
2. Проверка на включающую способность.
2.1. По удельному периодическому току КЗ
2.2. По ударному току КЗ
3. Проверка на отключающую способность
3.1. По номинальному периодическому току отключения
3.2. По номинальному апериодическому току отключения
4. Проверка на термическую стойкость.
Расчетные данные сети:
Расчетный ток послеаварийного режима IР = 165 А был найден в пункте 5.3. по формуле (5.3.4)
Расчетное время
где tРЗ - время срабатывания релейной защиты (обычно берется минимальное значение); в данном случае для первой ступени селективности tРЗ = 0,01 с.
tСВ - собственное время отключения выключателя (в данный момент пока не известно) действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ IПО = 5,83 кА было рассчитано в пункте 7.1.;
Периодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя IП в следствие неизменности во времени тока КЗ принимается равной периодической составляющей начального тока КЗ: IП = IПО = кА;
Апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя определяется по выражению:
и будет определено позже;
расчетное выражение для проверки выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:
расчетный импульс квадратичного тока КЗ
будет определено позже.
Согласно условиям выбора из [7] выбираем выключатель ВВЭ-110Б-16/1000 со следующими каталожными данными:
UНОМ = 110 кВ; IНОМ = 1000 А; IН откл = 16 кА; = 25%; iпр СКВ = 67 кА; Iпр СКВ = 26 кА; iН вкл = 67 кА; IН вкл = 26 кА; IТ = 26 кА; tТ = 3 с; tСВ = 0,05 с.
Определяем оставшиеся характеристики:
Расчетное время по формуле :
с
Апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя по формуле :
кА
Расчетное выражение согласно формуле :
кА
Расчетный импульс квадратичного тока КЗ по формуле :
кА2с
Расчетные данные выбранного выключателя: проверка выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ
кА
Проверка по термической стойкости:
кА2с
Выбор и проверка выключателя представлен в табл. 13.
Выберем разъединитель 110 кВ
Условия выбора:
1. По номинальному напряжению.
2. По номинальному длительному току.
Условия проверки выбранного разъединителя:
1. Проверка на электродинамическую стойкость.
2. Проверка на термическую стойкость.
Для комплексной трансформаторной подстанции блочного типа КТПБ-110/6-104 тип разъединителя согласно [7] РНД3.2-110/1000 или РНД3-1б-110/1000.
Согласно условию выбора с учетом вышесказанного из [7] выбираем разъединитель РНД3.2-110/1000 У1 со следующими каталожными данными:
UНОМ = 110 кВ; IНОМ = 1000 А; iпр СКВ = 80 кА; IT = 31,5 кА; tТ = 4 с.
Расчетные данные выбранного разъединителя термическая стойкость:
кА2с
Выбор и проверка разъединителя представлены в табл. 13
Таблица 13. Выбор аппаратов напряжением 110 кВ
Условия выбора (проверки) |
Данные сети |
Выключатель |
Разъединитель |
|
Uсети UНОМ |
110 кВ |
110 кВ |
110 кВ |
|
IР IНОМ |
116,9 А |
1000 А |
1000 А |
|
IПО IПР СКВ |
6,21 кА |
26 кА |
- |
|
iуд iпр СКВ |
15,81 кА |
67 кА |
- |
|
IПО IН.вкл |
6,21 кА |
26 кА |
- |
|
iуд iН.вкл |
15,81 кА |
67 кА |
80 кА |
|
IП IН. откл |
6,21 кА |
26 кА |
- |
|
11,43 кА |
28,28 кА |
- |
||
4,24 кА2с |
2028 кА2с |
3969 кА2с |
9.2 Выбор аппаратов напряжением 6 кВ
Выберем ячейки распределительного устройства 6 кВ.
Так как РУНН принято внутреннего исполнения будем устанавливать перспективные малогабаритные ячейки серии «К» с выкатными тележками.
Расчетный ток с учетом расщепления вторичной обмотки трансформаторов ППЭ.
Выбираем малогабаритные ячейки серии К-104 с параметрами: UНОМ = 6 кВ; IНОМ = 1600 А; iпр СКВ = 81 кА; IН откл = 31,5 кА; тип выключателя ВК-10.
Выберем вводные выключатели 6 кВ:
Расчетные данные сети:
Расчетный ток ПАР IР = 1046,75 А
Расчетное время = tРЗ +tСВ; = 0,01+0,05 = 0,06 с действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ IПО = 9,213 кА было рассчитано в пункте 7.2.
Периодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя:
кА;
Расчетное выражение для проверки выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:
кА
Расчетный импульс квадратичного тока КЗ:
кА2с
Выбираем выключатель ВК-10-1600-20У2 со следующими каталожными данными:
UНОМ = 10 кВ; IНОМ = 1600 А; IН откл = 31,5 кА; = 20%; iпр СКВ = 80 кА; Iпр СКВ = 31,5 кА; iН вкл = 80 кА; IН вкл = 31,5 кА; tТ = 4 с; tСВ = 0,05 с
Расчетные данные выбранного выключателя: проверка выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:
кА
Проверка по термической стойкости:
кА2с
Выбор и проверка выключателя представлены в табл. 14
Выберем выключатель на отходящей линии 6 кВ
Расчетные данные сети:
Расчетный ток ПАР:
А
Расчетное время = tРЗ +tСВ; = 0,01+0,05 = 0,06 с
Остальные величины имеют те же значения что и для выключения ввода.
Выбираем выключатель ВК-100-630-20У2 со следующими каталожными данными:
UНОМ = 10 кВ; IНОМ = 630 А; IН откл = 20 кА; = 20%; iпр СКВ = 52 кА; Iпр СКВ = 20 кА; iН вкл = 52 кА; IН вкл = 20 кА; IТ = 20 кА; tТ = 4 с; tСВ = 0,05 с
Расчетные данные выбранного выключателя:
кА2с
Выбор и проверка выключателя представлены в табл. 14
Таблица 14. Выбор выключателей 6 кВ.
Условия выбора (проверки) |
Данные сети для ввода |
Выключатель ввода |
Данные сети для отходящей линии |
Выключатель отходящей линии |
|
Uсети UНОМ |
6 кВ |
10 кВ |
6 кВ |
10 кВ |
|
IР IНОМ |
1046,75 А |
1600 А |
105,03 А |
630 А |
|
IПО IПР СКВ |
9,213 кА |
31,5 кА |
9,213 кА |
20 кА |
|
iуд iпр СКВ |
25,02 кА |
80 кА |
25,02 кА |
52 кА |
|
IПО IН.вкл |
9,213 кА |
31,5 кА |
9,213 кА |
20 кА |
|
iуд iН.вкл |
25,02 кА |
80 кА |
25,02 кА |
52 кА |
|
IП IН. откл |
9,213 кА |
31,5 кА |
9,213 кА |
20 кА |
|
20,93 кА |
53,46 кА |
20,93 кА |
33,94 кА |
||
15,28 кА2с |
3969 кА2с |
1528 кА2с |
1600 кА2с |
Выберем трансформаторы тока.
Условия их выбора:
1. По номинальному напряжению.
2. По номинальному длительному току.
Условия проверки выбранных трансформаторов:
1. Проверка на электродинамическую стойкость. (если требуется)
2. Проверка на термическую стойкость.
3. Проверка по нагрузке вторичных цепей.
Расчетные данные сети:
Расчетный ток IР = 1046,75 А
Ударный ток КЗ iуд = 25,02 кА
Расчетный импульс квадратичного тока КЗ ВК = 15,28 кА2с
Согласно условиям выбора их [7] выбираем трансформаторы тока типа ТПШЛ-10 со следующими каталожными данными:
UНОМ = 10 кВ; IНОМ = 1500 А; r2Н = 1,2 Ом; IT = 35 кА; tT = 3 с.
Расчетные данные выбранного трансформатора тока: так как выбран шинный трансформатор тока, то проверка на электродинамическую стойкость не требуется;
Проверка термической стойкости:
кА2с
Трансформаторы тока (ТТ) включены в сеть по схеме неполной звезды на разность токов двух фаз. Чтобы трансформатор тока не вышел за пределы заданного класса точности, необходимо, чтобы мощность нагрузки вторичной цепи не превышала нормальной: r2Н r2. Перечень приборов во вторичной цепи ТТ приведен в табл. 16, схема их соединения - на рис. 12.
Таблица. 15. Приборы вторичной цепи ТТ.
Наименование |
Количество |
Мощности фаз, ВА |
|||
А |
В |
С |
|||
Амперметр Э335 |
1 |
0,5 |
- |
- |
|
Ваттметр Д335 |
1 |
0,5 |
- |
0,5 |
|
Варметр Д335 |
1 |
0,5 |
- |
0,5 |
|
Счетчик активной мощностиСА4У-И672 М |
1 |
2,5 |
- |
2,5 |
|
Счетчик реактивной мощностиСР4У-И673 М |
2 |
2,5 |
- |
2,5 |
|
Итого |
6 |
9 |
- |
8,5 |
Наиболее нагруженной является фаза А
Общее сопротивление приборов
где Sприб - мощность приборов, ВА
I2 НОМ - вторичный ток трансформатора тока, А.
Ом
Допустимое сопротивление проводов:
Ом
Минимальное сечение приводов:
где = 0,0286 - удельное сопротивление проводов согласно [3], Ом/м;
lрасч = 50 - расчетная длина проводов согласно [3], м.
мм2
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм2, тогда:
Ом
Полное расчетное сопротивление:
Ом
Выбор и проверка ТТ представлены в табл.16
Таблица 16. Выбор трансформаторов тока
Условия выбора (проверки) |
Данные сети для ввода |
Каталожные данные |
|
Uсети UНОМ |
6 кВ |
10 кВ |
|
IР IНОМ |
1046,75 А |
1500 А |
|
iуд iдин |
25,02 кА |
Не проверяется |
|
15,28 кА2с |
3675 кА2с |
||
Z2Y r2расч |
1,03 Ом |
1,2 Ом |
Выберем трансформаторы напряжения
Условия их выбора:
1. По номинальному напряжению.
Условия проверки выбранных трансформаторов:
1. Проверка по нагрузке вторичных цепей.
Согласно условиям выбора из [7] выбираем трансформаторы напряжения типа НАМИ-6-66УЗ со следующими каталожными данными: UНОМ = 6 кВ; IНОМ = 1500 А; S2Н = 150 ВА. Схема соединения приборов приведена на рис.13, перечень приборов в табл.17.
Рис.13 Схема соединения приборов
Таблица 17. Приборы вторичной цепи ТН.
Наименование |
Количество |
Мощность катушки |
Число катушек |
Полная мощность |
|
Амперметр Э335 |
4 |
2 |
1 |
8 |
|
Ваттметр Д335 |
1 |
1,5 |
2 |
3 |
|
Варметр Д335 |
1 |
1,5 |
2 |
3 |
|
Частотомер Э 337 |
1 |
3 |
1 |
3 |
|
Счетчик активной мощностиСА4У-И672 М |
6 |
8 |
2 |
96 |
|
Счетчик реактивной мощностиСР4У-И673 М |
2 |
8 |
2 |
32 |
Номинальная мощность трансформатора напряжения НАМИ-6 S2Н = 150 ВА. Расчетная мощность вторичной цепи S2 = 145 ВА. ТН будет работать в выбранном классе точности.
Выберем шины на ПГВ.
Условия их выбора:
1. По номинальному длительному току;
2. По экономическому сечению.
Условия проверки выбранных шин:
1. Проверка на термическую стойкость;
2. Проверка на электродинамическую стойкость.
Расчетный ток IР = 1046,75 А был определен ранее.
Так как это сборные шины, то согласно [5] по экономической плотности тока они не проверятся. Выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения 80х10 с допустимым током Iдоп = 1480 А.
Проверка на термическую стойкость:
ВК = 15,28 кА2с
Минимальное сечение шин:
где с = 95 - термический коэффициент для алюминиевых шин 6 кВ согласно [3], Ас2/мм2
так как Fmin = 41,15 мм2 < F = 800 мм2, то шины термически стойкие.
Проверим шины на механическую стойкость. Для этого определим длину максимального пролета между изоляторами при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц, так как при меньшей частоте может возникнуть механический резонанс:
где W - момент сопротивления поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению силы, F, м3;
- сила взаимодействия между фазами на 1 м длины при трехфазном КЗ с учетом механического резонанса, Н/м;
ДОП = 70 10 6 - допустимое напряжение в материале для алюминиевых шин [5], Па
- коэффициент равный 10 для крайних пролетов и 12 для остальных пролетов.
Согласно [3] силы взаимодействия между фазами на 1 м длины при трехфазном КЗ с учетом механического резонанса определяется по формуле:
где а - 60 10-3 - расстояние между осями шин смежных фаз для напряжения 6 кВ [3], м;
iуд - ударный ток трехфазного КЗ, А.
По выражению (8.2.5.)
Н/м
Момент сопротивления поперечного сечения шины при растяжении их плашмя определяется по выражению:
где b = 10 10-3 - высота шин, м;
h = 20 10-3 - ширина шин, м.
м3
Длина пролета по формуле (9.2.4.)
м
Вследствие того, что ширина шкафа КРУ 750 мм, и опорные изоляторы имеются в каждом из них, принимаем длину пролета l = 0,75 м.
Максимальное расчетное напряжение в материале шин, расположенных в одной плоскости, параллельных друг другу, с одинаковыми расстояниями между фазами:
МПа
Так как Ф = 17,96 МПа < ДОП = 70 МПа, то шины механически стойкие.
Выберем опорные изоляторы на ПГВ
Опорные изоляторы выбираются по номинальному напряжению и проверяются на механическую прочность.
Допустимая нагрузка на головку изолятора:
где Fразр - разрушающее усилие на изгиб, Н.
Расчетное усилие на изгиб
где Кh - коэффициент учитывающий расположение шин на изоляторе.
При расположении шин плашмя Кh = 1 [3].
Н
Из [7] выбираем опорные изоляторы 40-6-3,75 УЗ со следующими каталожными данными: UНОМ = 6 кВ; Fразр = 3750 Н.
Допустимая нагрузка:
Fдоп = 0,6 Fразр;
Fдоп = 0,6 3750 =2250 Н.
Так как Fдоп = 2250 Н > Fрасч = 1377,2 Н, то изоляторы проходят по допустимой нагрузке.
Выберем проходные изоляторы
Проходные изоляторы выбираются по номинальному напряжению, номинальному току и проверяются на механическую прочность.
Расчетный ток IР = 1046,75 А
Расчетное усилие на изгиб:
Н
Из [7] выбираем проходные изоляторы ИП-10/1600-1250 УХЛ1 со следующими каталожными данными: UНОМ = 10 кВ; IНОМ = 1600 А; Fразр = 1250 Н.
Допустимая нагрузка:
Fдоп = 0,6 Fразр;
Fдоп = 0,6 1250 = 750 Н
Так как Fдоп = 750 Н > Fрасч = 688,6 Н, то изоляторы проходят по допустимой нагрузке.
Выберем выключатели нагрузки
Условия его выбора:
1. По номинальному напряжению.
2. По номинальному длительному току.
Условия проверки выбранного выключателя нагрузки:
1. Проверка на отключающую способность.
2. Проверка на электродинамическую стойкость.
По предельному периодическому току.
По ударному току КЗ.
3. Проверка на термическую стойкость (если требуется)
Согласно [5] по режиму КЗ при напряжении выше 1000 В не проверяется:
1. аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями с вставками на номинальный ток до 60 А - по электродинамической стойкости.
Проверку на включающую способность делать нет необходимости, так как имеется последовательно включенный предохранитель.
Расчетные данные сети:
Расчетный ток ПАР IР = 116,9 А был определен ранее при выборе выключателя на отходящей линии;
Действующее значение периодической составляющей номинального тока КЗ IПО = 9,213 кА было рассчитано ранее в пункте 7.2.;
Для КТП-630-81 тип коммутационного аппарата на стороне 6 (10) кВ согласно [7] - выключатель нагрузки типа ВНРу-10 или ВНРп-10.
Согласно условиям выбора с учетом вышесказанного из [7] выбираем выключатель нагрузки ВНРп-10/400-103УЗ со следующими каталожными данными UНОМ = 10 кВ; IНОМ = 400 А; IН откл = 400 А; iпр СКВ = 25 кА; Iпр СКВ = 10 кА; IТ = 10 кА; tТ = 1 с.
IПО = 9,213 кА < Iпр СКВ = 10 кА
Iуд = 25,02 кА < iпр СКВ = 25 кА
IP = 116,9 А < IН откл = 400 А
Выберем предохранитель
Условия его выбора:
1. По номинальному напряжению.
2. По номинальному длительному току.
Условия проверки выбранного предохранителя
1. Проверка на отключающую способность.
Расчетный ток IР = 105,03 А был определен ранее.
Согласно условиям выбора из [7] выбираем предохранитель ПКТ 103-6-160-20УЗ со следующими каталожными данными UНОМ = 6 кВ; IНОМ = 160 А; IН откл = 20 кА;
IПО = 9,213 < IН откл = 20 кА предохранитель по отключающей способности проходит.
9.3 Выбор аппаратов напряжением 0,4 кВ
Выберем автоматический выключатель
Условия выбора:
1. По номинальному напряжению.
2. По номинальному длительному току.
Условия проверки выбранного предохранителя
1. Проверка на отключающую способность.
Ранее в пункте 7.3. был выбран автомат типа АВМ10Нс UНОМ = 0,38 кВ; IНОМ = 1000 А; IН откл = 20 кА.
Проверка на отключающую способность:
Выбранный автомат проходит по условию проверки.
10. Проверка КЛЭП на термическую стойкость
Согласно [3] выбранные ранее кабели необходимо проверить на термическую стойкость при КЗ в начале кабеля.
Проверять будем кабели, отходящие от ПГВ, так как для остальных КЛЭП не известны токи КЗ.
Проверка проводится по условию:
где с = 0,92 - термический коэффициент для кабелей с алюминиевыми однопроволочными жилами и бумажной изоляцией согласно [7], Ас2/мм2;
tотк - время отключения КЗ, с;
а - постоянная времени апериодической составляющей тока КЗ, с;
F - сечение КЛЭП, мм2.
Рассмотрим расчет на примере КЛЭП ПГВ-ТП1
кА
Увеличим сечение до 95 мм2, тогда
кА > IКЗ = 9,213 кА,
что допустимо
Результаты проверки кабелей на термическую стойкость сведем в табл.18.
Таблица 18. Результаты проверки КЛЭП на термическую стойкость.
Наименование КЛЭП |
F, мм2 |
Iтер, кА |
IКЗ, кА |
|
ПГВ-ТП1 |
70 |
7,2 |
9,213 |
|
ПГВ-ТП2 |
35 |
3,6 |
9,213 |
|
ПГВ-ТП3 |
35 |
3,6 |
9,213 |
|
ПГВ-ТП4 |
35 |
3,6 |
9,213 |
|
ПГВ-ТП5 |
35 |
3,6 |
9,213 |
|
ПГВ-ТП6 |
16 |
1,6 |
9,213 |
|
ПГВ-ТП7 |
70 |
7,2 |
9,213 |
|
ПГВ-ТП8 |
50 |
5,14 |
9,213 |
|
ПГВ-ТП10 |
70 |
7,2 |
9,213 |
|
ПГВ-ТП11 |
50 |
5,14 |
9,213 |
|
ПГВ-ТП12 |
25 |
2,57 |
9,213 |
|
ПГВ-ТП13 |
95 |
9,77 |
9,213 |
|
ПГВ-РП |
240 |
24,69 |
9,213 |
|
РП-ТП9 |
50 |
5,14 |
9,213 |
|
РП-ТП14 |
70 |
7,2 |
9,213 |
|
РП-ТП15 |
10 |
1,3 |
9,213 |
По режиму КЗ при напряжении выше 1 кВ не проверяются:
1. Проводники защищенные плавкими предохранителями не зависимо от их номинального тока и типа.
2. Проводники в цепях к индивидуальным электроприемникам, в том числе цеховым трансформаторам общей мощностью до 2,5 МВА и с высшим напряжением до 20 кВ, если соблюдены одновременно следующие условия:
- в электрической или технологической части предусмотрена необходимая степень резервирования, выполненного так, что отключение указанных электроприемников не вызывает расстройства технологического процесса;
- повреждение проводника при КЗ не может вызвать взрыва или пожара;
- возможна замена проводника без значительных затруднений.
3. Проводники к отдельным небольшим распределительным пунктам, если такие электроприемники и распределительные пункты являются не ответственными по своему назначению и если для них выполнено хотя бы только условие приведенное в пункте 2.2.
В остальных случаях сечение проводников надо увеличить до минимального сечения, удовлетворяющего условию термической стойкости.
Так как в нашем случае выполняются все выше изложенный условия в пунктах 1, 2 и 3 то сечение проводников увеличивать не будем.
Для проводников напряжением до 1 кВ приведенных в табл. 19 сечение увеличиваем до 95 мм2.
11. Расчет самозапуска электродвигателей
Самозапуск заключается в том, что при восстановлении электроснабжения после кратковременного нарушения электродвигатели восстанавливают свой нормальный режим работы. Отличительные особенности самозапуска по сравнению с обычным пуском:
- Одновременно пускается группа двигателей;
- В момент восстановления электроснабжения и начала самозапуска часть, или все электродвигатели вращаются с некоторой скоростью;
- Самозапуск обычно происходит под нагрузкой.
При кратковременном нарушении электроснабжения самозапуск допустим как для самих механизмов так и для электродвигателей.
Если невозможно обеспечить самозапуск двигателей, то в первую очередь необходимо обеспечить самозапуск для ответственных механизмов, отключение которых необходимо.
Расчет самозапуска синхронных двигателей:
В цехе № 15 установлены 6х500 СД. Из справочника выбираем двигатель марки СДН32-20-49-20 справочные данные последнего снесем в табл.19.
Таблица 19. Справочные данные СДН32-20-49-20.
SН,кВА |
РН,кВт |
UН,кВ |
,% |
jпот,тм2 |
n,об/мин |
cos |
|||||
540 |
500 |
6 |
94,3 |
5,5 |
0,9 |
2,1 |
1,1 |
1,038 |
315 |
0,91 |
1. Электромеханическая постоянная времени механизма и двигателя определяется:
где n0 - синхронное число оборотов в минуту.
РН - номинальная мощность двигателя, кВт.
с
Выбор определяется по формуле
где tН - время нарушения электроснабжения, с.
mС - момент сопротивления механизма.
Цех питается от трансформатора ППЭ.
За базисную мощность принимаем мощность двигателя. Индуктивное сопротивление источника питания:
Расчетная пусковая мощность, индуктивное сопротивление двигателя и напряжения при самозапуске в начале самозапуска К' = 6.
кВА
При скольжении 0,1; К' = 3
кВА
Выходной момент при глухом подключении:
где М = 0,3 определено по номограмме [3].
Входной момент при глухом подключении недостаточен для обеспечения самозапуска.
Проверим достаточность момента при разрядном сопротивлении.
Критическое скольжение:
Так как это условие выполняется, двигатель дойдет до критического скольжения
Избыточный момент:
В начале самозапуска
При скольжении 0,05:
Время самозапуска
с
Дополнительный нагрев.
оС
Из расчета следует, что самозапуск возможен как по условию необходимого избыточного момента, так и по условию допустимого дополнительного нагрева.
12. Расчет релейной защиты
Распределительные сети 6-220 кВ промышленных предприятий обычно имеют простую конфигурацию и выполняются, как правило, радиальными и магистральными. Силовые трансформаторы подстанций на стороне низшего напряжения обычно работают раздельно. Поэтому промышленные электросети и электроустановки для своей защиты от повреждения и аномальных режимов в большинстве случаев не требуют сложных устройств релейной защиты. В месте с тем, особенности технологических процессов и связанные с ними условия работы и электрические режимы электроприемников и распределительных сетей могут предъявлять повышенные требования к быстродействию, чувствительности и селективности устройств релейной защиты, к их взаимодействию с сетевой автоматикой: автоматическим выключением резервного питания (АВР, автоматическим повторным включением (АПВ), автоматической частотной разгрузкой (АЧР).
Исходными данными определено произвести расчет релейной защиты трансформаторов ПГВ.
Согласно [3] для трансформаторов, устанавливаемых в сетях напряжением 6 кВ и выше, должны предусматриваться устройства релейной защиты от многофазных КЗ в обмотках и на выводах, однофазных КЗ в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью, витковых замыканий в обмотках, токов в обмотках при внешних КЗ и перегрузках, понижений уровня масла в маслонаполненных трансформаторах и маслонаполненных вводах трансформаторов.
12.1 Защита от повреждений внутри кожуха и от понижений уровня масла
Тип защиты - газовая, реагирующая на образование газов, сопровождающих повреждение внутри кожуха трансформатора, в отсеке переключения отпаек устройства регулирования коэффициента трансформации (в отсеке РПН), а также действующая при чрезмерном понижении уровня масла. В качестве реле защиты в основном используется газовые реле. При наличии двух контактов газового реле защита действует в зависимости от интенсивности газообразования на сигнал или на отключение.
Типовыми схемами защиты предусматривается в соответствие с требованиями ПЭУ возможность перевода действия отключающего контакта газового реле (кроме реле отсека РПН) на сигнал и выполнение раздельной сигнализации от сигнального и отключающего контактов реле. Газовое реле отсека РПН должно действовать только на отключение.
При выполнении газовой защиты с действием на отключение принимаются меры для надежного отключения выключателей трансформатора при кратковременном замыкании соответствующего контакта газового реле.
Газовая защита установлена на трансформаторах ПГВ и на внутрицеховых трансформаторах мощностью 630 кВА и более. Применяем реле типа РГУЗ-66.
Защита от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена и с помощью реле давления, а защита от понижения уровня масла - реле уровня в расширителе трансформатора.
12.2 Защита от повреждений на выводах и от внутренних
повреждений трансформатора
Для этой цели будем использовать продольную дифференциальную токовую защиту, действующую без выдержки времени на отключение поврежденного трансформатора от неповрежденной части электрической системы с помощью выключателя. Данная защита осуществляется с применением реле тока, обладающих улучшенной отстройкой от бросков намагничивающего тока, переходных и установившихся токов небаланса. Согласно рекомендациям [3] будем использовать реле торможением типа ДЗТ-11. Рассматриваемая защита с реле ДЗТ-11 выполняется так, чтобы при внутренних повреждениях трансформатора торможение было минимальным или совсем отсутствовало. Поэтому тормозная обмотка реле обычно подключается к трансформаторам тока, установленных на стоне низшего напряжения трансформатора.
Произведем расчет продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторов ПГВ, выполненной с реле типа ДЗТ-11.
Для этого сначала определяем первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:
где SНОМ - номинальная мощность защищаемого трансформатора, кВА.
UНОМ - номинальное напряжение соответствующей стороны, кВ.
Ток для высшей стороны напряжения:
А
Для низшей стороны напряжения:
Принимаем трансформаторы тока с nТ ВН = 150/5 и nТ НН = 1500/5. Схемы соединения трансформаторов тока следующие: на высшей стороне , а на низшей стороне - Y.
Определим соответствующие вторичные токи в плечах защиты:
где КСХ - коэффициент схемы включения реле защиты, которой согласно [3] для ВН равен , для НН-1.
Тогда с использованием выражения (11.2.2):
А
А
Выберем сторону, к трансформаторам тока которой целесообразно присоединить тормозную обмотку реле. В соответствии с [8] на трансформаторах с расщепленной обмоткой тормозная обмотка включается в сумму токов трансформаторов тока, установленных в цепи каждой из расщепленной обмоток.
Первичный минимальный ток срабатывания защиты определяется из условия отстройки от броска тока намагничивания:
где Котс = 1,5 - коэффициент отстройки.
А
Расчетный ток срабатывания реле, приведенный к стороне ВН:
Подобные документы
Описание электрического оборудования и технологического процесса цеха и завода в целом. Расчет электрических нагрузок завода, выбор трансформатора и компенсирующего устройства. Расчет и выбор элементов электроснабжения. Расчет токов короткого замыкания.
дипломная работа [286,7 K], добавлен 17.03.2010Выбор элементов электроснабжения и электрооборудования механического цеха завода среднего машиностроения. Расчет электрических нагрузок, компенсирующего устройства и трансформатора. Классификация помещений по пожаро-, взрыво-, электробезопасности.
курсовая работа [319,4 K], добавлен 29.01.2011Характеристика цехов и электроприёмников литейного завода. Расчет режима работы Дербентских электрических сетей. Разработка внутризаводского электроснабжения. Расчет токов короткого замыкания, релейной защиты. Расчет заземляющего устройства подстанции.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 26.02.2012Расчет электрических нагрузок завода и термического цеха. Выбор схемы внешнего электроснабжения, мощности трансформаторов, места их расположения. Определение токов короткого замыкания, выбор электрических аппаратов, расчет релейной защиты трансформатора.
дипломная работа [2,6 M], добавлен 30.05.2015Проектирование внутреннего электроснабжения завода и низковольтного электроснабжения цеха. Расчет центра электрических нагрузок. Выбор номинального напряжения, сечения линий, коммутационно-защитной аппаратуры электрических сетей для механического цеха.
дипломная работа [998,0 K], добавлен 02.09.2009Разработка системы электроснабжения бумажной фабрики. Обзор технологического процесса и определение электрических нагрузок методом коэффициента спроса. Распределение электроэнергии, расчеты релейной защиты, молниезащиты и заземляющего устройства.
дипломная работа [941,9 K], добавлен 19.01.2011Характеристика среды производственных помещений и потребителей электроэнергии. Расчет электрических нагрузок, выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Проектирование системы внешнего и внутреннего электроснабжения, компенсация реактивной мощности.
дипломная работа [456,6 K], добавлен 26.09.2011Определение расчетных активных нагрузок при электроснабжении завода. Выбор силовых трансформаторов главной подстанции завода и трансформаторных подстанций в цехах. Расчет и выбор аппаратов релейной защиты. Автоматика в системах электроснабжения.
курсовая работа [770,9 K], добавлен 04.05.2014Определение расчетных силовых электрических нагрузок. Выбор схемы электроснабжения предприятия, мощности силовых трансформаторов. Разработка схемы электроснабжения и сетевых элементов на примере ремонтно-механического цеха. Проверка защитных аппаратов.
курсовая работа [579,4 K], добавлен 26.01.2015Проектирование системы электроснабжения деревоперерабатывающего завода: расчет электрических нагрузок, выбор трансформаторной подстанции и коммуникационной аппаратуры. Разработка мероприятий по повышению надежности электроснабжения потребителей завода.
дипломная работа [697,2 K], добавлен 18.06.2011