Электроснабжение комбината стройиндустрии

Характеристика источников электроснабжения и потребителей электроэнергии. Определение расчетных нагрузок по предприятию и цехам. Расчет токов короткого замыкания. Определение потерь энергии в элементах систем электроснабжения. Выбор источника света.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 29.07.2012
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.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Краткая характеристика промышленного предприятия

2. Характеристика источников электроснабжения и потребителей электроэнергии.

2.1 Определение расчётных электрических нагрузок.

2.1.1 Расчёт осветительной нагрузки.

2.1.2 Определение расчётных нагрузок по предприятию, цехам

2.2 Выбор компенсирующих устройств

2.3 Определение числа и мощности цеховых ТП.

2.3.1 Выбор оптимального числа цеховых трансформаторов.

3. Построение картограмм электрических нагрузок

4. Выбор схемы и напряжения питающих сетей.

4.1 Технико-экономическое сравнение вариантов.

5. Выбор сечения и марки кабелей 10 кВ системы электроснабжения.

6. Определение потерь энергии в элементах систем электроснабжения.

6.1 Расчёт токов короткого замыкания.

7. Выбор оборудования на стороне 10 кВ.

7.1 Выбор вводных и секционных выключателей.

7.2Выбор и проверка шин камер КРУ - TEL.

7.3 Выбор опорных и проходных изоляторов для РП - 10кВ.

7.4 Выбор трансформаторов тока.

7.5 Выбор трансформаторов напряжения.

7.6 Конструктивное выполнение цеховых КТП.

7.6.1 Выбор оборудования КТП.

8. Светотехнический расчет.

8.1 Выбор источника света.

8.2 Выбор вида и системы освещения.

8.3 Выбор освещенности.

8.4 Выбор типа светильника.

8.5 Выбор расположения светильников.

8.6 Определение числа и мощности источника света.

8.7 Электрический расчет

8.7.1 Выбор напряжения

8.7.2 Выбор схемы питания осветительной установки

8.7.3 Расчет электрических нагрузок осветительной сети.

8.7.4 Выбор проводов.

8.7.5 Выбор аппаратов защиты

9. Заземляющие устройства электроустановок.

9.1 Расчет заземляющих устройств ЦРП

9.2 Защита электроустановок от грозовых и внутренних перенапряжений

10. Эксплуатация электрооборудования

Введение.

10.1 Общие положения.

10.2 Эксплуатация кабельных линий

10.3 Эксплуатация трансформаторов.

10.4 Эксплуатация распределительных устройств.

10.5 Эксплуатация электродвигателей.

10.6 Осветительные установки

10.7 Эксплуатация заземляющих устройств.

11. Релейная защита и автоматика

11.1 Выбор релейной защиты.

12. Спецчасть.

Введение

12.1 Расчет электрических нагрузок.

12.2 Выбор схемы электроснабжения.

12.2.2 Выбор шинопровода.

12.1.3 Расчет токов короткого замыкания в сети 0,4 кВ.

12.2 Выбор аппаратов защиты, марки и сечения питающих проводников.

12.2.1 Выбор автоматических выключателей .

12.2.2 Выбор магнитных пускателей.

13. Учет электроэнергии.

14. Диспетчеризация

15.Организационно-экономическая часть.

15.1 Организация ремонтных работ.

15.2 Определение численности ремонтно-эксплуатационного персонала.

15.3 Определение численности персонала.

15.4 Основная заработная плата.

15.5 Амортизационные отчисления.

15.6 Определение стоимости полученной от сети электроэнергии.

15.7 Расчет себестоимости потребляемой электроэнергии.

15.8 Технико - экономические показатели и их анализ.

Список литературы.

Введение

Главной задачей промышленности является более полное удовлетворение потребностей хозяйства в высококачественной продукции,

осуществление технического перевооружения и интенсификации производства во всех отраслях. Для этого предусматривается расширение выпуска прогрессивных экономичных видов машин, оборудования и приборов, систематическое усовершенствование действующего оборудования, улучшение эксплуатационных свойств изделий.

В связи с этим большое значение приобретают вопросы правильного выбора оборудования, в частности электротехнического, знание технико-экономических показателей машин, устройств и механизмов.

Современное электрооборудование и электропривод отдельных установок оснащаются к комплектными распределительными устройствами, подстанциями, системами автоматизированного электропривода, чтобы обеспечить экономичную и надежную работу и рациональный расход электроэнергии.

Система электроснабжения: представляет собой совокупность электрических сетей всех применяемых напряжений.

Для принятия той или иной системы построения электросети необходимо учитывать мощность и число потребителей, их взаимное расположение, расстояние от питающего центра, требования по уровню и надежности электроснабжения. Кроме того, схема сети должна обеспечивать наиболее экономичное решение по капитальным вложениям и эксплуатационным: расходам.

Темой данного дипломного проекта является электроснабжение комбината стройиндустрии. Современный комбинат является энергоемким потребителем, электрической энергии, оснащен общепромышленным и нетиповым оборудованием и энергоприемниками, которые характеризуются специфическим режимом эксплуатации.

В последние годы электроэнергетика таких предприятий стала важнейшим элементом подъема производительности труда.

1. Краткая характеристика промышленного предприятия

В комплекс комбината входит двадцать пять объектов. Среди них: бетонорастворный цех, цех железобетонных изделий, цех ячеистых бетонов, цех гипсошлаковых перекрытий, цех строй деталей и т.д.

Число рабочих дней в году 253, число смен 2, продолжительность рабочей смены 8 часов годовое, число потерь=3200 ч. при числе часов использования максимума нагрузки Tmax= 4000 ч.

На заводах железобетонных изделий применяются конвейеры по производству панелей перекрытий, бетономешалки емкостью 600-4500л бетоноукладчики, формовочные машины с вибраторами. Последние работают на повышенной частоте 200 Гц при напряжении 220 В; остальные приводы переменного тока работают на промышленной частоте 50 Гц. Электротехнологическими установками для заводов железобетонных изделий являются электросварка -- дуговая и контактная, и электронагрев для предварительного напряжения арматуры.

Напряжение силовых приемников в промышленности строительных материалов 380В; для мощных приводов (крупных насосов, компрессоров дымососов и др,) - 6 и 10 кВ. Большинство механизмов работает в продолжительном режиме, иногда периодическими циклами; производство имеет непрерывный характер.

Специфическими механизмами комбината, определяющими его производительность, являются вращающиеся печи длиной 1.27-230 м, диаметром 3,6-8 м; масса вращающихся частей 3000 т и выше. Печи устанавливаются под углом 4 к горизонту и непрерывно вращаются с частотой вращения 1-1,5 об/мин.

В цехе строй деталей используются деревообрабатывающие станки. При первичной обработке древесины применяются: механизмы: мощностью 1-440 кВт (лесопильные рамы). Мощность деревообрабатывающих станков 1-120кВт. Режим работы длительный, но с очень неравномерной нагрузкой вследствие неоднородности материала (сучки) и зависимости сопротивления резанию от состояния влажности. Мощность двигателя выбирается с запасом, как правило, на деревообрабатывающих установках низкий коэффициент мощности. Деревообрабатывающие станки работают на трехфазном токе напряжением 380В.

Для получения повышенных частот вращения (до 20000 об/мин.) применяются электродвигатели повышенной частоты (100-400 Гц) с питанием от индивидуальных и групповых, преобразователей частоты. По степени бесперебойности эта станки относятся ко второй категории, расположение станков стабильное.

К потребителям I категории относится компрессорная (цех 16). Компрессоры применяются во многих отраслях промышленности для получения сжатого воздуха давлением 6-8 кгс/см, сжатия и охлаждения газов в химической промышленности, где давление до 2000 кгс/см и выше. Приводы компрессоров сжатого воздуха являются наиболее крупными потребителями электроэнергии.

2. Характеристика источников электроснабжения и потребителей электроэнергии

В соответствии с заданием кафедры, питание возможно осуществить от подстанции энергосистемы, на которой установлены два двухобмоточных трансформатора мощностью 16000 кВА каждый, с первичным напряжением 110кв и вторичным 35,10, 6 кВ.

Мощность системы 700 мВА, реактивное сопротивление системы на стороне 110кВ, отнесенное к мощности системы 0,8.

Расстояние от подстанции энергосистемы до комбината 6 км.

Рис.1 генплан предприятия

Таблица 1. Характеристика потребителей электроэнергии и классификация по степени бесперебойности электроснабжения.

№ цеха

Наименование потребителей

Руст.

кВт.

U, В.

Характеристика среды

Категория.

1

Склад заполнителей

180

380/220

пыльная

III

2

Склад цемента

320

380/220

пыльная

III

3

Бетонорастворный узел

250

380/220

пыльная

III

4

Дробильносортировочный узел

130

380/220

пыльная

II

5

Открытый склад ЖБИ

180

380/220

пыльная

III

6

Лаборатория

240

380/220

нормал

III

7

Столярный цех

30

380/220

нормал

III

8

Извести гасительная

80

380/220

пыльная

III

9

Арматурный цех №1

290

380/220

пыльная

III

10

Мастерская термоизоляции

100

380/220

нормал

III

11

Котельная

580

380/220

влажн

I

12

Теплопункт

250

380/220

влажн

I

13

Арматурный цех №2

1530

380/220

нормал

II

14

Цех №1

1420

380/220

пыльная

II

15

Цех №2

580

380/220

пыльная

II

16

Компрессорная

160

380/220

6 кВ

нормал

II

17

Цех ячей. Бетонов

760

380/220

пыльная

II

18

Цех гипсошлаковых перекрытий

150

380/220

пыльная

II

19

Механический цех

1360

380/220

нормал

II

20

База механизации

760

380/220

нормал

II

21

Цех метал. Конструкций

900

380/220

нормал

III

22

Блок мастерских

80

380/220

нормал

III

23

Столовая

350

380/220

нормал

III

24

Управление

40

380/220

нормал

III

25

Ремонтно-механический

200

380/220

нормал

III

2.1 Определение расчётных электрических нагрузок

2.1.1 Расчёт осветительной нагрузки

Расчет производим используя метод удельной мощности

Где Руд - удельная мощность общего равномерного освещения пари освещенности 100 лк.

F - площадь помещения

Кс- коэффициент спроса

В общекомбинатских службах и помещениях устанавливаем лампы накаливания (ЛН), коэффициент мощности для которых составляет cosц=1 следовательно tgц=0.

Руд=0,10 кВт/мІ

В бытовых помещениях устанавливаем люминесцентные лампы (ЛЛ), cosц=0,95 следовательно tgц=0,33.

Руд=0,16кВт/мІ

В производственных помещениях устанавливаем дугоразрядные лампы (ДРЛ) с cosц=0,95 и tgц=0,33

Руд=0,21кВт/мІ

Расчёты приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1 Расчетная осветительная нагрузка по цехам предприятия

№ цеха

Наименование потребителей

Площадь цеха

S,м2

Удельная освещенность

Ро Вт/м2

Установленная мощность освещения

Рно,кВт

Коэффициент спроса осветительной нагрузки

Ксо

Расчетная активная мощность освещения

Рро,кВт

Коэффициент мощности

Расчетная реактивная мощность освещения

QрокВт.

1

Склад заполнителей

3324

6

20

0,8

16

1,0/0

0

2

Склад цемента

2100

6

12,6

0,8

10,08

1,0/0

0

3

Бетоннораствор. узел

3144

6

18,8

0,8

15,04

1,0/0

0

4

Дробил. Сор-ный узел

2100

6

12,6

0,8

10,08

0,58/1,4

14,1

5

Открытый склад ЖБИ

4200

8

33,6

0,8

26,88

0,58/1,4

37,6

6

Лаборатория

654

14

9,2

0,8

7,22

0,9/0,48

3,8

7

Столярный цех

1476

12

17,7

0,8

14,16

0,9/0,48

6,8

8

Извести гасительная

732

10

7,3

0,8

5,8

1,0/0

0

9

Арматурный цех №1

690

12

8,3

0,8

6,6

0,9/0,48

3,2

10

Мастерская термоизоляции

648

9

5,8

0,8

4,64

0,9/0,48

2,2

11

Котельная

972

12

11,7

0,8

9,9

1,0/0

0

12

Теплопункт

462

8

3,7

0,8

3

0,58/1,4

0

13

Арматурный цех №2

2772

8

22,2

0,8

17,7

0,58/1,4

25

14

Цех №1

5316

9

47,8

0,8

38,2

0,58/1,4

53,5

15

Цех №2

5790

9

52,1

0,8

41,6

1,0/0

58,3

16

Компрессорная до1 кВ

Компрессорная выше1 кВ

360

1476

12

4,3

0,8

3,4

0,58/1,4

0

17

Цех ячей. Бетонов

3790

9

34,1

0,8

27,2

0,58/1,4

38,1

18

Цех гипсошлаковых пер.

1848

9

16,6

0,8

13,2

0,58/1,4

18,6

19

Механический цех

10116

9

91

0,8

72,8

1,0/0

101,9

20

База механизации

2400

10

24

0,8

19,2

0,58/1,4

0

21

Цех метал. Конструкций

10116

10

118

0,8

94,4

0,95/0,33

132,2

22

Блок мастерских

2034

12

24,4

0,8

19,5

0,95/0,33

6,4

23

Столовая

462

12

5,5

0,8

4,7

0,95/0,33

1,6

24

Управление

972

14

13,6

0,8

11,5

0,95/0,33

3,8

25

Ремонтно-механический

1758

12

21,0

0,8

16,8

0,95/0,33

5,5

26

Освещение цехов завода и территории предприятия

33496

635,9

509,6

512,6

2.1.2 Определение расчётных нагрузок по предприятию и цехам

Определение расчётных нагрузок по предприятию в целом допускается производить по средним величинам коэффициентов спроса Кс, коэффициентов мощности cos. и установленной мощности групповых потребителей в цехах по формулам: Электрические нагрузки систем электроснабжения определяют для выбора числа и мощности силовых трансформаторов, мощности и места подключения компенсирующих устройств, выбора и проверки токоведущих элементов по условию допустимого нагрева, расчета потерь и колебаний напряжения и выбора защиты.

Расчетные электрические нагрузки определяем используя метод коэффициента спроса:

где Kc - коэффициент спроса, Pу - установленная мощность

Расчётную нагрузку узла системы электроснабжения завода определяем суммированием расчётных нагрузок отдельных групп электроприёмников, входящих в узел с участием коэффициента разновремённости максимума нагрузки:

Sp=;

где Кр.м.- коэффициент разновремённости максимума нагрузки отдельных групп приёмников (0.85-1).

Потери в трансформаторах, линиях соответственно на первом этапе проектирования принимаем: ; ; .

Результаты сведены в таблицу 2.2.

Таблица 2.1. Результаты расчетов электрических нагрузок.

Наименование

Установленная мощность

Коэффициент спроса

соs

Расчетная нагрузка за наиболее загруженную смену

Осветительная нагрузка

Расчетная суммарная нагрузка нагрузка

Ру, кВт

Кс

Ррс

tq

Qрс

Рро

Qро

Рр

Qp

Sp

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Склад заполнителей

180

0,2

0,5

36

1,02

36,7

16

0

145,75

36,72

150,3044

Склад цемента

320

0,2

0,5

64

1,7

109

10

0

74

108,8

131,5805

Бетонорастворный узел

250

0,5

0,6

125

0,75

93,8

15

0

140

93,75

168,4905

Дробильносортировочный

130

0,3

0,6

39

1,3

50,7

10

14,1

49

64,8

81,24063

Открытый склад ЖБИ

180

0,7

1

126

0

0

27

37,6

152,8

37,6

157,3582

Лаборатория

240

0,5

0,6

120

1,3

156

7,8

3,8

127,8

159,8

204,6189

Столярный цех

30

0,3

0,7

9

1,02

9,18

14

6,8

23,2

15,98

28,17091

Извести гасительная

80

0,3

0,7

24

1,02

24,5

5,8

0

29,8

24,48

38,56566

Арматурный цех №1

290

0,3

0,7

87

1,02

88,7

6,6

3,2

93,6

91,94

131,2018

Мастерская термоизоляционный узел

100

0,3

0,7

30

1,02

30,6

4,6

2,2

34,6

32,8

47,67599

Котельная

580

0,8

0,8

435

0,75

326

10

0

445

326,25

551,7826

Теплопункт

250

0,8

0,8

188

0,75

141

3

0

190,5

140,625

236,7818

Арматурный цех №2

1530

0,6

0,5

918

1,7

1561

18

25

935,7

1585,6

1841,103

Цех №1

1420

0,5

0,5

710

1,7

1207

38

53,5

748,2

1260,5

1465,832

Цех №2

580

0,4

0,5

232

1,7

394

42

58,3

273,6

452,7

528,9558

Компрессорная до1 кВ

160

0,8

0,8

128

0,75

96

3,4

0

131,44

96

162,7651

Цех ячей. Бетонов

760

0,4

0,5

304

0,75

228

27

38,1

331,2

266,1

424,856

Цех гипсошлаковых пер.

150

0,4

0,5

60

1,7

102

13

18,6

73,2

120,6

141,0766

Механический цех

1360

0,6

0,5

816

1,7

1387

73

101,6

888,8

1488,8

1733,924

База механизации

760

0,5

0,6

380

1,3

494

19

0

399,2

494

635,1351

Цех метал. Конструкций

900

0,5

0,5

450

0,75

338

94

132,2

544,4

469,7

719,0198

Блок мастерских

80

0,5

0,6

40

1,3

52

20

6,4

59,52

58,4

83,38579

Столовая

350

0,4

0,7

140

1,02

143

4,7

1,6

144,7

144,4

204,4247

Управление

40

0,4

0,7

16

1,02

16,3

12

3,8

27,56

20,12

34,12284

Ремонтно-механический

200

0,3

0,7

60

1,02

61,2

17

5,5

76,8

66,7

101,7208

Итого по заводу до 1кВ

10920

5537

7145

510

512,3

6140,37

7657,165

9815,107

Потери в тр-рах

196,3021

981,5107

1000,948

Потери в линии

294,4532

Итого без учета КУ

6631,125

8638,676

10890,3

Компрессоры

1200

0,8

1

960

0,4

384

960

384

1033,952

Итого по заводу без КУ

7591,125

9022,676

11791,26

2.2 Выбор компенсирующих устройств

Одним из основных вопросов, решаемых при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий, является вопрос о компенсации реактивной мощности.

Передача значительного количества реактивной мощности из энергосистемы к потребителям не рациональна по следующим причинам: возникают дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения, обусловленные загрузкой их реактивной мощностью, и дополнительные потери напряжения в питающих сетях.

Компенсация реактивной мощности с одновременным улучшением качества электроэнергии непосредственно в сетях промышленных предприятий является одним из направлений сокращения потерь электроэнергии и повышения эффективности электроустановок предприятий.

Ввод источника реактивной мощности приводит к снижению потерь в период максимума нагрузки в среднем на 0,081 кВт/квар. В настоящее время степень компенсации в период максимума нагрузки составляет 0,25 квар/кВт, что значительно меньше экономически целесообразной компенсации, равной 0,6 квар/кВт. Поэтому решение этой проблемы даст большой экономический эффект. Следует отметить, что с точки зрения экономии электроэнергии и регулирования напряжения компенсацию реактивной мощности наиболее целесообразно осуществлять у ее потребителей.

Для правильного решения вопросов компенсации реактивной мощности составим уравнение баланса:

Значение реактивной мощности передаваемой энергоснабжающей организацией потребителю в часы максимальных нагрузок энергосистемы:

Qэ1=6452,35 кВар

uде a=0,6- для предприятий питающихся от сети 10 кВ.

Рр - расчетная активная мощность предприятия

Реактивная мощность генерируемая синхронными электродвигателями компрессорной:

Принимаем наименьшее значение для расчета КУ.

Суммарную мощность КУ Qк1 определяют по балансу реактивной мощности на границе электрического раздела предприятия и энергосистемы в период наибольшей активной нагрузки энергосистемы

- следовательно требуется установка компенсирующих устройств (КУ).

Для промышленных предприятий с присоединенной суммарной мощностью трансформаторов менее 750 кВА значение мощности КУ Qк1 задается непосредственно энергосистемой и является обязательным при выполнения проекта электроснабжения предприятия.

По согласованию с энергосистемой, выдавшей технические условия на присоединения потребителей, допускается принимать большую по сравнению с Qк1 суммарную мощность КУ (соответственно меньше значение Qэ1), если это снижает приведенные затраты на систему электроснабжения предприятия в целом.

Средствами компенсации реактивной мощности являются: в сетях общего назначения - батареи конденсаторов (низшего напряжения - НБК и высшего напряжения - ВБК) и синхронные двигатели (СД); в сетях со специфическими нагрузками, дополнительно к указанным средствам, - силовые резонансные фильтры (СРФ) (называемые также фильтр компенсирующими устройствами ФКУ).

К сетям напряжением до 1 кВ на промышленных предприятиях подключается большая часть потребителей реактивной мощности. Коэффициент мощности нагрузки НН обычно не превышает 0,8. Сети напряжением 380 - 660 В электрически более удалены от источников питания, поэтому передача реактивной мощности в сеть НН требует увеличения сечения проводов и кабелей, повышения мощности силовых трансформаторов и сопровождается потерями активной и реактивной мощностей. Затраты обусловленные перечисленными факторами, можно уменьшить или даже устранить, если осуществлять компенсацию реактивной мощности непосредственно в сети НН.

Источниками реактивной мощности в сети НН являются СД напряжением 380 - 660 и конденсаторные батареи. Недостаточная часть (некомпенсированная реактивная нагрузка НН) покрывается перетоком реактивной мощности из сети ВН Qмах тр.

При решении задачи КРМ требуется установить оптимальное соотношение между источниками реактивной мощности НН и ВН, принимая во внимание потери энергии на генерацию реактивной мощности источниками НН и ВН, потери электроэнергии на передачи Qмах,тр из сети ВН в сеть НН и удорожание цеховых ТП в случае загрузки их реактивной мощностью.

Выбор оптимальной мощности НБК осуществляют одновременно с выбором цеховых ТП.

2.3. Определение числа и мощности цеховых ТП

Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов подстанций, питающих потребителей цехов производим на основании требуемой надёжности электроснабжения.

Основными потребителями электроэнергии на комбинате являются электроприемники второй и третьей категории, котельная и теплопункт относятся к потребителям первой категории.

Все потребители питаются от подстанций, в которых установлено по два трансформатора одинаковой мощности. Нормальный режим работы - раздельная работа трансформаторов. Номинальная мощность подстанций выбирается по средней мощности за наиболее загруженную смену, исходя из условия загрузки трансформаторов 9095 % в нормальном режиме и допустимой перегрузки на 40 % от Sном.т. в аварийном режиме.

где N - число трансформаторов; Кз - коэффициент загрузки трансформатора.

2.3.1 Выбор оптимального числа цеховых трансформаторов

Выбор трансформаторов производится с учетом условий их установки, охлаждения, температуры и состояния окружающей среды и т.п.

Для цеховых подстанций с первичным напряжением 6 или 10 кВ могут быть применены масляные трансформаторы, сухие трансформаторы и сухие трансформаторы с литой изоляцией, заменяющие трансформаторы с негорючим заполнением.

Основное применение на промышленных предприятиях находят двухобмоточные трансформаторы. Трехобмоточные трансформаторы 110/35/6 - 10 кВ применяются на ГПП сравнительно редко при наличии удаленных потребителей средней мощности, относящихся к данному предприятию или району. Широкое применение находят трансформаторы с расщепленными обмотками 110-220/6-6 кВ или 110-220/6-10 кВ. Они применяются при необходимости выделения ударных нагрузок, снижения тока короткого замыкания и при наличии на предприятии вторичных сетей с напряжением 6 и 10 кВ.

Двухтрансформаторные цеховые подстанции следует применять при значительной мощности нагрузок 1 категории, при трехсменной работе электроприемников II категории и при сосредоточенных нагрузках цехов. Двухтрансформаторные цеховые подстанции иногда могут оказаться целесообразными также в следующих случаях:

при неравномерном суточном или годовом графике нагрузки, в частности, при наличии сезонных нагрузок или при одно и двухсменной работе со значительной разницей загрузки смен;

когда мощность трансформаторов лимитируется условиями их транспортировки, высотой помещения и другими соображениями, требующими уменьшения массы или габаритов;

при расширении подстанции, если окажется нецелесообразной замена существующего трансформатора на более мощный.

Цеховые подстанции с числом трансформаторов более двух повышают надежность электроснабжения и во многих случаях более целесообразны, чем двухтрансформаторные подстанции.

Выбор мощности трансформаторов производится на основании технико-экономических расчетов, исходя из полной расчетной нагрузки объекта, удельной плотности нагрузки, стоимости электроэнергии и других факторов.

Оптимальная мощность трансформатора соответствует минимальным приведенным затратам.

При выборе трансформаторов следует учитывать их перегрузочную способность, которая зависит, в частности, oт характера графика нагрузки и от предшествовавшей послеаварийному режиму загрузки трансформатора.

Мощность цеховых трансформаторов следует выбирать, исходя их сроднен нагрузки в наиболее загруженную смену.

На цеховых подстанциях чаще применяются трансформаторы 1000 и 630 кВА; трансформаторы мощностью до 630 кВА применяются при малой плотности нагрузок, в частности, на мелких и средних предприятиях, на периферийных участках крупных предприятий, для административных зданий, клубов и т. п. При удельной плотности нагрузок 0,2 кВ?А/м2 и выше применяются ,трансформаторы 1600 кВ?А, а при удельной плотности нагрузок 0,3 кВ?А/м2 и выше целесообразно применять трансформаторы мощностью 2500 кВ?А.

Определим удельную плотность нагрузки на предприятии:

,

необходимо принять номинальную мощность трансформаторов , принимаем трансформаторы ТМ-630.

Определим минимально возможное число цеховых трансформаторов:

Nmin-минимальное число трансформаторов.

Кз - коэффициент загрузки трансформатора.

Наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передать через трансформатор:

Суммарная мощность конденсаторных батарей:

Дополнительная мощность НБК:

-расчетный коэффициент зависящий от расчетных параметров Кр1 и Кр2

г = 0,21 (Кр1 = 15 и Кр2 = 27)

Определим мощность компенсирующих устройств непосредственно присоединенных к ТП. Выбор оптимальной мощности НБК осуществляют одновременно с выбором цеховых ТП. Расчетную мощность НБК округляют до ближайшей стандартной мощности комплектных конденсаторных установок (ККУ).

Исходя из условий выбираем низковольтные конденсаторные установки, результаты сводим в таблицу 2.3:

Таблица 2.4. Результаты расчетов и выбора компенсирующих устройств.

цеховой подстанции

Тип номинальная мощность компенсирующих устройств

Номинальная мощность компенсирующих устройств

Qку, кВАр

ТП1

УКЛН-0,38-600-150УЗ

600 х 2

ТП2

УКЛН-0,38-600-150УЗ

600 х 2

ТП3

УКЛН-0,38-600-150УЗ

600 х 2

ТП4

УКЛН-0,38-600-150УЗ

600 х 2

ТП5

УКЛН-0,38-200-150УЗ

200х4

ТП6

УКЛН-0,38-200-150УЗ

200х2

Полная мощность с учетом компенсирующих устройств.

Таблица 2.4 Результаты выбора числа и мощности трансформаторов ТП, с учетом компенсации реактивной мощности

цеховой подстанции

Присоединенная нагрузка

Расчетная нагрузка

Реактивная нагрузка выделяемая для компенсации

Номинальная мощность компенсир. устройств

Расчетная мощность присоединенная к цеховой ТП

Тип номинальная мощность и количество трансформаторов

Коэффициент загрузки трансформаторов

Pp, кВт

Qр, кВАр

Q”ку, кВАр

Qку, кВАр

Sр, кВА

Sном х N

ТП1

2, 10, 14, 16

987,6

1497

1189

600 х 2

603х2

0,78

ТП2

13

935

1585

1268

600 х 2

603х2

0,76

ТП3

4, 7, 9, 15, 17, 20

1168

1384,4

1107

600 х 2

603х2

0,88

ТП4

19

888,8

1488,8

1190,4

600 х 2

603х2

0,67

ТП5

1, 3, 8, 11, 12, 22

1009

679

543

200х2

603х2

0,79

ТП6

5, 6, 18, 21, 23, 24, 25

1144

1015

812

200х4

603х2

0,88

3. Построение картограмм электрических нагрузок

Нахождения центра электрических нагрузок предприятия.

Для определения условного центра электрических нагрузок (ЦЭН) применяется методика определения центра тяжести однородных плоских фигур сложной формы.

Для выбора места расположения цеховых подстанций и ЦРП на генплане завода строится картограмма нагрузок:

Хс=;

Yc=

где Хс, Ус - коэффициенты центра электрических нагрузок плоской фигуры в принятом масштабе.

Sb - площади участков на которые разбита плоская фигура.

Если объекты представляют собой правильный многоугольник, то их центры находятся на пересечении диагоналей.

Определение условного электрического центра нагрузок предприятия:

Х0=; У0=;

где Хо, У0 - координаты центра нагрузок предприятия;

Хi, Уi - координаты центра электрических нагрузок цехов.

Расчёты сводятся в таблице 3.

Определение радиусов окружностей на картограммах электрических нагрузок:

;

где ri - радиус окружности, мм;

Рi - расчётная активная нагрузка данного цеха, кВт;

m - масштаб, кВт/мм2;

Выбираем масштаб, равный кВт/мм2 , определяем радиусы окружностей.

Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга.

Угол сектора (2) определяется из отношения (Рр,общ.) осветительных нагрузок (Рр,осв.) к Рр.общ цехов.

бn=;

б1=

Таблица 3. Результаты расчетов картограммы нагрузок.

Наименование

Расчетная нагрузка

Площадь цеха

Координаты, радиус центра электрических нагрузок

Угол осветительной нагрузки

Pp, кВт

Fном, м2

Хс, м.

Ус, м.

r

, град

1.

Склад заполнителей

36

3324

400

345

1,2

11

2.

Склад цемента

64

2100

135

310

1,5

5

3.

Бетоннораствор. узел

125

3144

415

455

2,1

38

4.

Дробил. Сор-ный узел

39

2100

190

530

1,2

73

5.

Открытый склад ЖБИ

126

4200

80

240

2,1

69

6.

Лаборатория

120

654

210

178

2

19

7.

Столярный цех

9

1476

270

525

3,2

219

8.

Извести гасительная

24

732

490

460

0,9

60

9.

Арматурный цех №1

87

690

310

435

1,7

22

10.

Мастерская термоизоляции

30

648

60

315

1

41

11.

Котельная

435

972

550

450

3,9

8

12.

Теплопункт

188

462

555

390

2,5

5

13.

Арматурный цех №2

918

2772

25

445

5

7

14.

Цех №1

710

5316

80

470

4,8

18

15.

Цех №2

232

5790

220

460

2,9

54

16.

Компрессорная до1 кВ

Компрессорная выше1 кВ

128

360

1476

195

315

2

8

17.

Цех ячей. Бетонов

304

3790

475

70

3,2

29

18.

Цех гипсошлаковых перерекрытий.

60

1848

210

240

1,5

64

19.

Механический цех

816

10116

338

245

5,3

29

20.

База механизации

380

2400

335

80

3,5

17

21.

Цех метал. Конструкций

450

10116

110

75

4,2

62

22.

Блок мастерских

40

2034

525

520

1,3

114

23.

Столовая

140

462

130

173

2,2

12

24.

Управление

16

972

60

178

0,9

146

25.

Ремонтно-механический

60

1758

210

43

1,5

80

4. Выбор схемы и напряжения питающих сетей

4.1 Технико-экономическое сравнение вариантов

С учётом требований, предъявленных к электроснабжению предприятий, указаний СНиП и Инструкций по проектированию. «Комбинат ЖБИ» с потребляемой расчётной мощностью 6308 кВА относится к небольшим предприятиям, входит в интервал более 7,5 МВА нижнего предела установленной мощности для средних предприятий.

Приближенное определение рационального питающего напряжения по номограмме позволяет принять для внешнего электроснабжения напряжения 6,10 и 35 кВ.

Выбор рационального напряжения проведём по готовым приведённым затратам по следующим вариантам:

Вариант 1 - обеспечение внешнего электроснабжения по воздушным линиям напряжением 6, 10 и 35 кВ.

Вариант 2 - обеспечение внешнего электроснабжения по кабельным линиям 6 и 10 кВ.

Исходные данные: расчётная мощность -6308 кВА. Годовое число часов работы - 4000. Расстояние от пункта питания до ЦРП завода 6 км. Питающие линии двухцепные, каждая из которых должна быть рассчитана на полную нагрузку для обеспечения бесперебойности питания потребителей 3 и 2 категории, потребителей, относящихся к 1 категории.

Вариант 1. Для сокращения объёма расчётов определение годовых затрат производится на напряжение 10 кВ, а для варианта 6, 35 кВ приведены окончательные результаты расчёта.

Годовые эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле

Сэ=Ср.+Скр+С'э+См (4.1)

или

Сэ=Са+Сн+С'э (4.2)

Амортизационные расходы на реновацию Ср в расчётах не учитываем, поскольку срок службы системы электроснабжения принимаем не менее 30 лет (воздушные линии на бетонных пасынках обеспечивают данный срок эксплуатации).

Годовые расходы на эксплуатацию С'э , включающие в себя расходы на текущий ремонт, заработную плату, общепроизводственные расходы принимаем для эксплуатации одинаковыми и исключаем из расчётов, как не влияющие на выбор вариантов напряжения.

Годовые расходы См принимаем равным стоимости потерь электроэнергии в линиях Сп.

Годовые расходы на капитальный ремонт Ск.р. принимаем равными амортизационным отчислениям Са.

Для воздушных линий амортизационные отчисления принимают равным 6, для подстанций 10%. Следовательно,

Сэ=Сп+Са (4.3)

В соответствии с изложенным выше годовые затраты определяем по выражению:

3=Сэ+Кнэ*К(4.4)

Определяем приведённые затраты при напряжении 10 кВ.

1) Капиталовложения

где Кл - стоимость сооружения воздушных линий 10 кВ;

Кэ.а.10 - стоимость электрической аппаратуры на 10 кВ.

Все капиталовложения определяем по укрупнённым технико-экономическим показателям.

Находим Кл10. Для определения капиталовложений по сооружению двухцепной линии 10 кВ определяем сечение проводов линии. Выбор сечения проводим из расчёта обеспечения питания предприятия по одной линии в случае повреждения или отключения другой. Принимаем допустимую перегрузку линии в аварийном режиме равной 1.3; тогда сечение линии должно соответствовать пропускной мощности:

Sa=Sи=6308/1.3=5281,кВА;

Iп=305А

Принимаем две цепи линии 10 кВ с проводами АС(3*95). Для данного сечения линии в нормальном режиме работы длительно допустимая токовая нагрузка равна 320 А. При полной загрузке потери . Стоимость линии 1,95 тыс/км где: и стоимость линии приняты по таблице 4 - 4 [31].

Принимая допустимые потери напряжения в аварийном режиме равными 10 %, получаем допустимую длину передачи:

Lдоп=

что примерно равно действительному расстоянию, 6км.

Проверку воздушных линий на термическую стойкость к токам К.З. не производим.

Механическая прочность и минимальные потери на коронирование на напряжении 10 кВ при сечении 95 мм2 обеспечены.

Таким образом, по техническим условиям выбираем две линии 3*95 мм2 на деревянных опорах с железобетонными пасынками.

Выбор экономического сечения линии производим упрощённым способом по экономической плотности тока (таблица 1.3.36 ПУЭ)

Sэ=(4.6)

Окончательно принимаем две линии с проводами АС(3*120мм2) на деревянных опорах Iдоп=375 А.

; К1км=2,35 тыс. руб.; Кл10=2*6*2,35=28,2 тыс. руб.

Находим Кэа10.

Задаваясь условием, что отключающая способность выключателя должна быть не более 350 тыс. кВА, выбираем выключатель типа ВПМП - 10 - 1000 - 20 УЗ стоимостью 1,57 тыс. руб.

Капиталовложения в электрическую аппаратуру составляют

Кэа10 =LКв=6*1,57=9,42 тыс. руб.(4.7)

Итого капиталовложения в систему электроснабжения 10 кВ.

К10=Кл10+Кэа10=28,2+9,42=37,62 тыс. руб.(4.8)

2. Эксплуатационные расходы определяем по формуле:

Сэ=Сп+Са(4.9)

Находим потери мощности и энергии на 1 км в линиях 10 кВ сечением А (3*120). При полной загрузке потери мощности . Номинальная нагрузка линии Sн=6,3 тыс. кВА., расчётная нагрузка Sр=6308/2=3154 кВА, при этом коэффициент загрузки Кз=3,1/6,3=0,49.

Определяем расчётные потери мощности в двух линиях

(4.10)

Определяем расход электроэнергии на потери tпот=4000 ч.

1,64*4500=6560 кВтч/год.(4.11)

Стоимость потерь Сп10==6560 *0,224=14,44 тысруб/год(4.12)

Определяем годовые амортизационные расходы. Амортизационные отчисления на линии принимаем равными 6%, по подстанции 10%.

Следовательно, Сал10=0,06*28,2=1,69 тыс. руб./год.

Са,эа10=0,1*9,42=0,942 тыс. руб./год.

Са10=Са,л10+Са,э,а10=1,69+0,942=2,634 тыс. руб./год.

Суммарные эксплуатационные расходы.

Сэ10=Сп10+Са10=14,44+2,634=17,0724 тыс. руб./год.(4.13)

В итоге при передаче электроэнергии на напряжении 10 кВ получаем

К=37,62 тыс. руб.; Сэ10=17,0724 тыс. руб./год.

Годовые приведённые затраты по варианту 10 кВ

З10=Сэ10+0,15 К=17,0724 +0,15*37,62=22,71 тыс. руб./год.

Подсчитывая аналогичным образом годовые затраты на напряжение 6 и 35 кВ, получим.

З6=33,8 тыс. руб./год. З35=26,9 тыс. руб./год.

Вариант 2. - внешнего электроснабжения предприятия по двум параллельно проложенными в траншее кабельными линиями напряжением 10 или 6 кВ с расстоянием 100 мм между ними, каждая из которых рассчитана на полную нагрузку.

Определение приведённых годовых затрат выполнено для напряжения 10 кВ, а для напряжения 6 кВ приведены окончательные результаты расчёта.

Расчётный ток в нормальном Iр и аварийном Iмах,р режимах

Iр=; Iр10=; Iр6=303,4 А.

Iмах,р=; Iмах,р10=; Iмах,р6=606,8 А.

По справочным материалам [3]принимаем кабель марки ААБл с алюминиевыми жилами; изоляция из пропитанной бумаги, в алюминиевой оболочке, бронированной стольными лентами с подушкой из битума.

Выбираем сечение жил кабельных линий, учитывая допустимую перегрузку в аварийном режиме и снижение допустимого тока в нормальном режиме при прокладке кабелей в одной траншее. Принимаем время ликвидации аварии максимальным (5 суток), а коэффициент загрузки линии в нормальном режиме 0.6. В соответствии с таблицей 1.3.26[7] принимаем коэффициент снижения токовой нагрузки Кс.н равным 0.9.

Допустимый ток кабельных линий определяем из соотношения

1.25 Ксн*IдопIмах,р(4.14)

Iдоп182*(1,25*0,9)

Iдоп10204 А; Iдоп6323,5 А.

По таблице 1.3.16 ПУЭ принимаем сечение жил трёхжильного кабеля для напряжения 10 кВ равным 95 мм2 [Iдоп - 205 А] и 185 мм2 [Iдоп - 340 А для напряжения 6 кВ]

Проверим принятое сечение жил по экономической плотности тока:

S= ; S10=мм2; S6=мм2(4.15)

Проверяем принятое сечение кабелей на потери напряжения:

(4.16)

В нормальном режиме:

(2,6%)

В аварийном режиме:

(4.17)

С учётом выполнения требования ПУЭ по допустимым потерям напряжения в осветительных (-2.5 до +5%) и силовых сетях (-5 до +10%) предпочтительным является напряжение 10 кВ.

Определяем коэффициент загрузки кабелей в нормальном режиме:

Кз=; (4.18)

Кз.10=; Кз.6=

где I Iдоп=Кс.н*Iдоп

I'доп10=0,9*204=183 А; II доп6=0,9*340=339 А.

По 3.5[33] определяем потери мощности в линии при действительной нагрузке:

=(4.19)

=3*1832*0,258*6*0,92*10-3=125,2 кВт

=3*3392*0,129*6*0,892*10-3=211,4 кВт

Потери энергии в линии составят:

(4.20)

Стоимость потерь энергии в линии равна:

Сп=(4.21)

Сп95=500800*0,224=112179,2руб./год.

Сп240=844000*0,224= 189056 руб./год.

Капитальные вложения на сооружение 2 линий определяем по УПС:

К=Куд*L(4.22)

К95=Куд.95*L=2*3,37*6=40.44 тыс.руб.

К240=Куд.240*L=2*4,75*6=57 тыс.руб.

где Куд - стоимость 1 км кабельной линии, проложенной в траншее. Ежегодные амортизационные отчисления составляют:

По КЛ Са=К*Ка(4.23)

где Ка=0,03 коэффициент амортизационных отчислений, принятый по таблице 2 - 1 [2]

Са95=40,44*0,03= 1,2132тыс.руб./год.

Са240=57*0,03=1,71 тыс.руб./год.

По электрической аппаратуре. Принимаем аналогично и равным по воздушным линиям 10 и 6 кВ в размере Саэ=0,785 тыс.руб/год.

Годовые эксплуатационные расходы составляют:

Сэ=Сп+Са+Саэ(4.24)

Сэ95=112,179+1,2132+0,785= 114,17532 тыс.руб/год.

Сэ240== 189,056+1,71+ 0,785=191,546 тыс.руб/год.

Приведённые затраты на линию равны:

З95=Сэ95+0,125*К95= 114,17532 + 0,125*40.44 =119,2303252 тыс.руб/год.

З240=Сэ240+0,125*К240=191,546 +0,125*57=126,35532 тыс.руб/год.

Таким образом, в результате расчётов имеем:

Годовые приведённые затраты по вариантам:

ВЛ-35 кВ З35=26,9 тыс. руб./год.

ВЛ-10 кВ З10=22,71 тыс. руб./год.

ВЛ-6 кВ З6=33,8 тыс. руб./год.

КЛ- 10 кВ З95=119,23 тыс.руб/год.

КЛ-6 кВ З240=126,35532 тыс.руб/год.

На основании сравнения результатов расчётов по годовым приведённым затратам по воздушным линиям 6,10,35 кВ и кабельным линиям 6 и 10 кВ окончательно принимаем для электроснабжения предприятия вариант двух кабельных линий ААБл 3*95 на напряжение 10 кВ.

Учитывая разностороннее расположение нагрузок цехов относительно ЦРП принята одноступенчатая радиальная схема электроснабжения цеховых КТП по кабельным линиям напряжением 10 кВ, позволяющая с достаточной надёжностью питать как сосредоточенные нагрузки (котельная, компрессорная, насосная, теплопункт) основного так и небольшие нагрузки вспомогательного производств.

Рис.2 Схема электроснабжения комбината

5. Выбор сечения и марки кабелей 10 кВ системы электроснабжения

Кабели выбираются:

По длительно допустимому току нагрузки;

По экономической плотности тока;

Проверяются:

По термической устойчивости;

По потере напряжения.

КЛ ЦРП - КТП№5.

Определяем: ток в нормальном режиме.

ток в аварийном режиме, когда по одному кабелю передаётся нагрузка 2 Sном.т.

Сечение жил принимаем с учётом допустимой перегрузки в аварийном режиме и снижении допустимого тока в нормальном режиме при прокладке кабелей в одной траншее.

Допустимый ток кабельной линии определяем из выражения

1.25*Ксн*I'допЙмах; I'допЙмах/(0,9*1,25)

где: Ксн - коэффициент снижения нагрузки

I'доп72,8/(0,9*1,25); I'доп102,8

По таблице 1.3.16 ПУЭ принимаем кабель с алюминиевыми жилами сечением 3*35 Iдоп=115 А.

По экономической плотности тока:

Sэ=Iнор/Jэ=72,8/1,4=52 мм2 принимаем сечение 3*50,

где: Jэ=1,4 А/мм2 таблица 1.2.36 ПУЭ

. Проверяем принятое сечение кабеля на потери напряжения:

(5.1)

где: L=0,14 - длина питающего кабеля, км.

(5.2)

Таким образом, выбираем сечение кабеля ААШв 3*50 удовлетворяет всем требованиям и принимается к прокладке.

Выбор сечения кабеля к остальным КТП сведён в таблицу 12.

Таблица 12.

Участок кабельной сети.

Марка и сечение кабеля

Токавая нагрузка, А

Сечение, мм2

Расчетная Ip,max

Номинальная Iнорм

По экономической плотности тока

Jэк, А/мм2

По доп. нагреву

По току КЗ.

Принято

ПС110/10кВ - ЦРП

2*ААБл 3*120

364

182

130

120

53,5

3*120

ЦРП-КТП - 1

2*ААШв3*50

59,6

29,8

21,285714

41,3

48,1

3*50

ЦРП-КТП - 2

ААШв 3*35

58,4

29,2

20,857143

26

47,6

3*50

ЦРП-КТП - 3

ААШв 3*50

67,5

33,75

24,107143

41,3

33

3*50

ЦРП-КТП - 4

ААШв 3*16

51,37

25,685

18,346429

13,2

39,4

3*50

ЦРП-КТП - 5

ААШв 3*50

60,4

30,2

21,571429

41,3

47,7

3*50

ЦРП-КТП - 6

ААШв 3*35

67,2

33,6

24

26

45,8

3*50

6. Определение потерь энергии в элементах систем электроснабжения

Определяем потери мощности ДР в кабельных линиях при действительной нагрузке на примере потерь в питающем кабеле «ГПП- ЦРП» ААБл 3*120, [выполненного в разделе «выбор схемы и напряжения электроснабжения» Вариант1.]

ДРд=3(Iдоп)2*rуд*L*Кз*10-3=3*2042*0,258*6*0,592*10-3=67,27 кВт.(6.1)

Потери энергии в двух линиях составят:

ДЭ=2ДРд*Тг=2*67,3*4000=538400 КВт.ч./год.(6.2)

Стоимость потерь активной энергии в линиях внешнего электроснабжения:

Сп=ДЭа*Со.п.= 538400*0,224=1206,01 руб.год.(6.3)

Зарядная (ёмкостная) мощность кабельных линий (кВар) определена по выражению

-ДQс=Iз*U*L*10-3

где: Iз - зарядный ток линии, принимается по таблице 4.14.[35].

Iз=0,54 - для кабеля сечением 50 мм2 при напряжении 10 кВ, А/км.;

Iз=0,75 - для кабеля сечением 120 мм2 при напряжении 10 кВ, А/км.;

L - длина кабельной линии, км.;

U - линейное напряжение кабельной линии, В;

-ДQс=(*0,54*10000*1,642*10-3+*0,75*10000*5,6*10-3)=87,99 кВар.

Потери реактивной энергии от зарядной мощности кабельных линий принимается с отрицательным знаком.

6.1 Расчёт токов короткого замыкания

Расчёт токов короткого замыкания производится для выбора оборудования по условию электродинамической стойкости и производится по расчётной схеме системы электроснабжения (рис. 1) в базисных единицах.

1. Принимаем за базисные единицы номинальную мощность трансформатора Sб=Sном.т=16 МВА и среднее напряжение ступени с током КЗ Uб=Uср=10.5 кВ.

2. Определяем базисный ток:

Iб=

3. Составляем схему замещения (рис.2) и принимаем её элементы в порядке их расположения от системы бесконечной мощности в направлении к точкам КЗ.

Рис.2 Схема замещения системы электроснабжения для расчетов тока к.з.

4. Определяем сопротивления элементов схемы замещения в базисных единицах.

Трансформаторы Т1 и Т2 системы.

(7.1)

Х1*=Х2*=(7.2)

Кабельные линии:

Х3*=Х4*=Худ*L(7.3)

r3*=r4*=rуд*L (7.4)

ЦРП-ТП2

Х5*=Худ*L

r5*=rуд*L

где: Худ и rуд - значения удельного индуктивного и активного сопротивления кабелей принятых по таблице 3.5[33];

ЦРП-ТП3

Х6*=0,09*0,258*16/10,52=0,0035

r6*=0,62*0,258*16/10,52= 0,0223944

ЦРП-ТП4

Х7*=0,09*0,432*16/10,52= 0,0054432

r7*=0,62*0,432*16/10,52= 0,0374976

ЦРП-ТП5

Х8*=0,09*0,51*16/10,52= 0,006426

r8*=0,62*0,51*16/10,52= 0,044268

ЦРП-ТП6

Х9*=0,09*0,492*16/10,52= 0,0061992

r9*=0,62*0,492*16/10,52= 0,0427056

Суммарное сопротивление до точки К1 при равенстве:

При равенстве в параллельных ветвях индуктивное и активное сопротивления

и (7.5)

Суммарное сопротивление до точки К2.

.

Суммарное сопротивление до точки К3.

.

Суммарное сопротивление до точки К4.

.

Суммарное сопротивление до точки К5.

.

Суммарное сопротивление до точки К6.

.

Суммарное сопротивление до точки К7.

.

Так как условие <XI/3 не выполняется для всех точек, кроме 1, то в расчётах будем учитывать полное сопротивление .

5. Ток КЗ в рассматриваемых точках составит:

Ik k1=

где: .

Iк к2=Iб/

Iк к3=

Iк к4=

Iк к5=

Iк к6=

Iк к7=

Iк к8=

Iк к9=

6. пределяем ударные токи, определив ударный коэффициент по кривой, представляемой на рис. 6.22[33] в зависимости от отношения Т:

Для точки К1 Т1=0,0498/0,0032=15,56; Куд 1=1,8.

К2 2=0,06625/0,0556=1,19; Куд 2=1,08.

К3 3=0,0681/0,0682=1; Куд 3=1,05.

К4 4=0,06679/0,077=0,87; Куд 4=1,04.

К5 5=0,667/0,09=7,4; Куд 5=1,6.

К6 6=0,13/0,0996=0,175; Куд 6=1.

К7 7=0,0125/0,0976=0,12; Куд 7=1.

Ударный ток в рассматриваемых точках составит:

iуд 1=КудIk k1=1.8**17.67=44.84 кА; (7.6)

iуд 2=1.08**10.2=15.53 кА;

iуд 3=1.05**9.14=13.53 кА;

iуд 4=1.04**8,8=12,8128 кА;

iуд 5=1.6**5,9=13,216 кА;

iуд 6=1**7.3=10,22 кА;

iуд 7=1**6.77=9,478 кА;

По данным расчета токов короткого замыкания будет произведена проверка основного защитного и коммутационного оборудования

7. Выбор оборудования на стороне 10 кВ

7.1Выбор вводных и секционных выключателей

Выбор вводных и секционных выключателей производим в режиме максимальных нагрузок при питании ЦРП по одной линии при отключении второй.

Iраб.мах.=Sраб./Uн=6308/1,73*10=364 А;

Выбираем выключатель ВВ ТЕL - 10

Таблица 7.1

Условия выбора.

Каталожные данные.

Расчётные данные.

Uном.аUном.у., кВ.

10

10

Iном.а.Iр.у., А.

630

364

Iном.о.Iр.о., кА

20

10,2

Sном.о.Sр.о. МВА

200

185,4

Iном.динiу.р. кА

52

15,53

Iном.т.с кА

20

10,2

где: tном.т.с - время, к которому отнесён номинальный ток термической стойкости (у выключателей ответственного производства tном.т.с принимают равным 5 и 10 сек.) tи= приведённое время КЗ. сек.

Выбор линейного выключателя ВВ ТЕL - 10

Таблица 7.2.

Условия выбора.

Каталожные данные.

Расчётные данные.

Uном.аUном.у., кВ.

10

10

Iном.а.Iр.у., А.

630

182,6

Iном.о.Iр.о., кА

20

10,2

Sном.о.Sр.о. МВА

200

185,4

iном.динiу.р. кА

52

15,53

Iном.т.с кА

20

10,2

7.2 Выбор и проверка шин камер КРУ - TEL

Выбор шин по длительно допустимому току производится по выражению:

Iдоп=К1*К2*К3*I'доп.о

Где: I'доп.о - длительно допустимый ток для прямоугольных шин, А; при температуре шины И=70 0С, температуре окружающей среды Ио.с.=250С и расположении шин вертикально (на ребро).

К1=0,95 - поправочный коэффициент при расположении шин горизонтально (плашмя);

К2=1 - поправочный коэффициент длительно допустимого тока для многополосных шин;

К3=1 - поправочный коэффициент для шин при температуре окружающей среды (воздуха) Ио.с. отличной от 25 0С.

Iраб.мах=Sраб/U=256,12 А.

Выбираем однополосные прямоугольные алюминиевые шины сечением 120*8, расположенные горизонтально с длительно допустимым током I'доп=2400 А.

Iдоп=0,95*1*1*2400=2280 А.

Проверяем шины на электродинамическую и термическую стойкость к токам КЗ.

Определяем расчётные напряжения:

Gрасч.=

где: М= F(3)=1.76

F - наибольшая сила, действующая на среднюю шину при трёхфазном коротком замыкании, кг.;

L=350 длина и а=25 расстояние между токоведущими в точках крепления шин к опорным изоляторам, см.;

I(з)у - ударный ток, кА.;

W==0.167 вh2=0,167*122*0,8=19,2

где: в=0,8 толщина шины, см.;

h=12 ширина шины, см.;

Расчётное напряжение в шине на изгиб.

Gрасч.Gдоп. 108,2<650, где G - 650 значение допустимого напряжения в АТ шине, кгс/см2 (табл 9.9 [31]).

Проверка на термическую устойчивость.

Сечение шины по термической стойкости.

Sт.с.=,

где б=11 - коэффициент термической стойкости.

7.3 Выбор опорных и проходных изоляторов для РП - 10кВ

Опорные изоляторы выбираем и проверяем по разрушающему воздействию от ударного тока КЗ.

Проходные изоляторы выбираем и проверяем на электродинамическое и термическое действие тока КЗ.

Таблица 7.3

Параметр.

Каталожные данные.

Формулы.

Расчётные данные.

Номинальное напряжение, кВ

10

Uном.а.Uном.у

10

Номинальный ток для проходных изоляторов и линейных выводов Iном.а., А.

100

Iном.аIр.м.

256,12

Допустимое усилие на головку изолятора Fном,а., кгс.

100

FдопFр, где Fр=1,76*10-2i2урL/a F'доп=Кh*Fдоп

59,4

Допустимый ток термической стойкости для проходных изоляторов и линейных выводов Iном.т.с., А.

20

Iном.т.с.I

10,2

где: Uном.а - номинальное напряжение изолятора, допускающее длительное повышение в рабочем режиме на 15%;

Uном.у. - номинальное напряжение установки в месте с возможным в условиях эксплуатации повышением напряжения;

Fдоп - допустимое усилие на головку изолятора, Fдоп=0,6Fразр.

Fp - усилие на головку изолятора из расчёта тока КЗ.;

Кh=1 - коэффициент дополнительного снижения нагрузки при расположении колпачков изоляторов в одной плоскости и шины на головке изоляторов на «ребро».

Выбираем: опорный изолятор ОФ - 10 - 1250.

проходной изолятор ОФП - 10 - 1000.

7.4 Выбор трансформаторов тока

Выбор производится по номинальному току, номинальному напряжению, нагрузке вторичной цепи, обеспечивающей погрешность в пределах выбранного класса точности. Трансформаторы тока проверяют на внутреннюю и внешнюю электродинамическую и термическую стойкость к тока КЗ. Выбор трансформаторов тока состоит в соблюдении условий и приведён в таблице 17.

Выбираем трансформатор тока ТЛ - 10 - 1000/5 (вводная, секционная камеры).

Таблица 7.4.1

Проверяемая величина.

Каталожные данные

Формулы.

Расчётные данные.

Номинальный первичный ток, А

1000

Iном.т.т.Iном.у.

256.12

Номинальное напряжение, кВ

12

Uном.т.т.Uном.у.

10

Нагрузка вторичной обмотки, В*А

20/30

S2номS2р

Кратность допустимого тока внутренней электродинамической стойкости.

Iзс=31,5 кА

Iк=31,5 кА.

11

Допустимое усилие на головку изолятора трансформатора тока (внешняя динамическая стойкость)

100

*50/25

4.24

Кратность односекундного тока термической стойкости.

Iт.д.с.=81 кА.

5.9

где: нагрузка вторичной обмотки: для измерения /защиты при cosц=0.8 и классах точности 0,5 для измерения, 10Р для защиты.

Номинальный вотричный ток - 5 А;

Iу.р. - ударный расчётный ток КЗ., кА.;

- установившийся ток КЗ., кА.;

tп - приведённое время КЗ., с.;

Iном.т.т -номинальный ток трансформатора тока в первичной цепи, кА.

а - расстояние между линиями фаз, см.;

L - расстояние от трансформатора до ближайшего опорного изолятора, см.;

Проверка трансформаторов тока по нагрузке вторичной цепи для обеспечения его работы в заданном классе точности состоит в соблюдении условия:

Zн2>Zрасч.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому:

ZН2=rрасч.

rрасч. =rк+rпров.+rприб.

где: rк=0,1 - сопротивление контактов, Ом.;

rпров - сопротивление проводников, Ом.;

rприб. - сопротивление приборов, Ом..

где: IН2=5 - номинальный вторичный ток прибора, А.;

- мощность потребляемая приборами, ВА.;

=SA+SW+2SWh=5+0.52+2*1.5=8.52 ВА.

Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие:

rk+rпров+<ЖЗ2

rпров=ZH2--rк=0,8-0,341-0,1=0,359 Ом.

где: ZH2=, где SН2=20 ВА - номинальная нагрузка вторичной цепи; IН2 - номинальный ток вторичной цепи.

Зная rпров. определяем сечение соединительных проводов

S=с*Lрасч./ rпров.=3*0,0283/0,359=0,23 мм2

где: Lрасч=L=3 м. - расчётная длина проводов при соединении трансформаторов тока по схеме полной звезды;

с=0,0283 - удельное сопротивление провода из алюминия.

Принимаем контрольный кабель АКВРГ с жилами сечением 2.5 мм2.

Выбор остальных трансформаторов тока сводим в таблицу 18.

Таблица 7.4.2. Выбор трансформаторов тока

Место установки.

Uн,

КВ

Iр.мах,

А

Тип

Iн,

кА

Класс точности

Zн2,

Ом

Марка и сечение проводов

Кд

Кт

Ячейки ввода №1и2

10

364

ТЛ-10-1000/5

1

АКВРГ-2,5 мм2

11

5,9

Ячейки на

КТП

10

51-67

ТЛ-10-300/5

0,3

АКВРГ-2,5 мм2

31,9

12,5

7.5 Выбор трансформаторов напряжения

Выбор производится по напряжению сети, по конструкции, по классу точности, по мощности питаемых вторичных цепей.

Трансформаторы напряжения служат для питания электроизмерительных приборов и для контроля изоляции в сетях с малыми токами питания приборов. Контроль состояния изоляции можно осуществить через трёхфазный трансформатор напряжения типа НАМИ.

Трансформаторы напряжения трехфазные, масляные, антирезонансные предназначены для выработки сигнала измерительной информации для электрических приборов, цепей учета, автоматики, релейной защиты и сигнализации в сетях с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор нейтралью. Они устойчивы к феррорезонансу и однофазным замыканиям сети на землю через перемежающуюся дугу. Выдерживают все виды однофазных замыканий сети на землю без ограничения длительности замыкания.

Класс точности трансформаторов: 0,2; 0,5; 1,0; 3,0 в зависимости от нагрузки вторичных обмоток. Схема соединения обмоток эквивалентна схеме У / У / П / звезда с нулем/звезда с нулем/разомкнутый треугольник/.

С 1997 года трансформаторы выпускаются модернизированные с улучшенными весовыми и габаритными характеристиками с более рациональным расположением вводов высокого напряжения.

Трансформатор напряжения НАМИ, который имеет две вторичные обмотки: одну соединённую по схеме звезды для присоединения обмоток и приборов, вторую соединённую по схеме открытый треугольник, для контроля за состоянием изоляции. Трансформаторы напряжения устанавливаются по одному на каждую секцию шин.

Рис. 3. Схемы включения трансформаторов напряжения:

а-двух однофазных; б -- трех однофазных; в -- одного трехфазного; г -- одного пяти-стержневого

Таблица 7.5.1.Тип приборов присоединенных к трансформатору напряжения

Наименование прибора.

Тип.

Sпотр

ВА

Число приб.

cosц

sinц

Общая потребляемая мощность.

Р Вт.

Qвар

Вольтметр.

Э-377

2,6

1

1

-

2,6

-

Счётчик активное мощности.

САИУ-

И672

1,75

10

0,38

0,925

17,5

42,5

Счётчик реактивной мощности.

СРУУ

673М

1,75

10

0,38

0,925

17,5

42,5

ИТОГО:

37,6

85

Выбираем трансформатор напряжения типа НАМИ-10-66 SH2=120 ВА класс точности 0,5. Таким образом трансформатор будет работать в выбранном классе точности.

7.6 Конструктивное выполнение цеховых КТП

Комплектные трансформаторные подстанции наружной установки КТП 630 кВА 6(10)/0.4 кВ

Комплектные трансформаторные подстанции наружной установки тупикового исполнения серии КТП ТУ95.1203-11-98 мощностью 630 кВА служат для приема, преобразования и распределения электрической энергии трехфазного тока частотой 50 Гц при номинальном напряжении 0,4 кВ в сетях с глухозаземленной нейтралью. КТП имеют воздушный или кабельный ввод напряжением 6 или 10 кВ, вывод отходящих линий 0,4 кВ - кабелем.


Подобные документы

  • Характеристика производства и потребителей электроэнергии. Составление радиальной схемы электроснабжения. Определение количества распределительных пунктов. Выбор трансформатора, высоковольтного оборудования. Расчет токов трехфазного короткого замыкания.

    курсовая работа [745,4 K], добавлен 07.06.2015

  • Система электроснабжения поселка городского типа как совокупность сетей различных напряжений, определение расчетных электрических нагрузок при ее проектировании. Выбор количества и мощности трансформаторных подстанций. Расчет токов короткого замыкания.

    дипломная работа [321,0 K], добавлен 15.02.2017

  • Описание существующей схемы электроснабжения потребителей в районе размещения ПС 110 кВ Ойсунгур. Определение потерь электроэнергии в трансформаторах. Расчет токов короткого замыкания. Выбор гибкого токопровода, шинопровода, ограничителей перенапряжения.

    дипломная работа [551,2 K], добавлен 25.09.2012

  • Характеристика потребителей и определения категории. Расчет электрических нагрузок. Выбор схемы электроснабжения. Расчет и выбор трансформаторов. Компенсация реактивной мощности. Расчет токов короткого замыкания. Выбор и расчет электрических сетей.

    курсовая работа [537,7 K], добавлен 02.04.2011

  • Электроснабжение промышленного предприятия. Определение расчетных электрических нагрузок. Выбор рационального напряжения питания. Расчет токов короткого замыкания. Выбор средств компенсации реактивной мощности. Расчет режима системы электроснабжения.

    дипломная работа [3,1 M], добавлен 19.06.2012

  • Характеристика объекта электроснабжения. Составление расчётной схемы. Определение нагрузок на вводах потребителей. Выбор мощности потребительской подстанции. Расчет токов короткого замыкания; выбор аппаратуры. Защиты линии и проверка её срабатывания.

    курсовая работа [121,6 K], добавлен 28.01.2016

  • Краткая характеристика технологического процесса и определение расчетных электрических нагрузок. Выбор систем питания электроснабжения и распределения, основного оборудования, проверка систем по условиям короткого замыкания. Релейная защита и автоматика.

    дипломная работа [1,6 M], добавлен 03.09.2010

  • Определение осветительной нагрузки цехов, расчетных силовых нагрузок. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности. Определение потерь мощности и электроэнергии. Выбор параметров схемы сети электроснабжения.

    курсовая работа [4,4 M], добавлен 14.06.2015

  • Проектирование системы внешнего электроснабжения. Определение центра электрических нагрузок предприятия. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Расчет потерь в кабельных линиях. Компенсация реактивной мощности. Расчет токов короткого замыкания.

    курсовая работа [273,0 K], добавлен 18.02.2013

  • Характеристика потребителей, расчет электрических нагрузок, заземления и токов короткого замыкания. Выбор питающих напряжений, мощности питающих трансформаторов, схемы электроснабжения. Техническая характеристика щитов, релейная защита и автоматика.

    дипломная работа [485,9 K], добавлен 05.09.2010

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.