Особенности электроснабжения завода

Определение 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.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 04.05.2014
Размер файла 770,9 K

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. Общая часть
  • 1.1 Определение расчетных нагрузок
  • 1.2 Компенсация реактивной мощности
  • 1.3 Картограмма нагрузок. Определение места расположения ГПП
  • 1.4 Выбор силовых трансформаторов ГПП и цеховых ТП
  • 1.5 Выбор схемы внешнего электроснабжения
  • 1.6. Выбор схемы внутреннего электроснабжения
  • 1.7 Расчет токов короткого замыкания
  • 1.8 Выбор и проверка электрических аппаратов
  • 1.9 Расчет заземляющих устройств
  • 2. Специальная часть
  • 2.1 Релейная защита
  • 2.1.1 Выбор типа релейной защиты
  • 2.1.2 Расчет и выбор аппаратов релейной защиты
  • 2.2 Автоматика в системах электроснабжения
  • 2.3 Автоматизация работы статистических конденсаторов
  • 3. Мероприятия по технике безопасности
  • 3.1 Мероприятия по технике безопасности при обслуживании цеховых ТП
  • 3.2 Мероприятия по противопожарной технике и охране окружающей среды
  • Список использованных источников

Введение

Электроэнергетика - основа развития экономики. В ее состав входят электростанции, высоковольтные линии электропередач (ЛЭП), подстанции, распределительные сети. Большую часть электроэнергии (66%) вырабатывают тепловые электростанции. Самые мощные из них расположены в Донбассе (Старобешевская, Луганская, Славянская, Кураховская и др.) С работой ТЭС связано значительное загрязнение окружающей среды.

Атомная энергетика Украины представлена такими действующими мощными атомными электростанциями, как Запорожская, Ровенская, Хмельницкая и Южно-Украинская. Они производят 26 % электроэнергии страны. Как правило, АЭС строится в районах с дефицитом топливных ресурсов. В зонах радиоактивного загрязнения от действующих АЭС может оказаться более 45 % территории Украины, вот почему дальнейшее развитие атомной энергетики в Украине проблематично. В последнее время интенсивно используются нетрадиционные источники энергии. Первая в мире ветроэлектростанция сооружена в Крыму в 1931 г., здесь же была построена первая солнечная электростанция. В незначительном количестве используется геотермальная энергия для обогрева жилищ и в бальнеологии (Сакско-Евпаторийские курорты) и для обогрева теплично-парниковых хозяйств (Присивашье). Перспективными районами создания ГеоГЭС является Закарпатье и Крым.

Проблемы и перспективы развития:

1. Замена отработавшего свой срок энергетического оборудования.

2. Обеспечение в полных объемах всех электростанций области.

3. Уменьшение выбросов в атмосферу вредных веществ путем внедрения эффективных и экономически оправданных средств.

4. Экономия электрической и тепловой энергии во всех сферах

5. человеческой деятельности.

1. Общая часть

1.1 Определение расчетных нагрузок

Расчетные активные нагрузки можно определить, используя метод упорядоченных диаграмм (метод коэффициента максимума).

При числе электроприемников в группе, равным четырем и более, допускается принимать nэ равным действительному электроприемников n при условии, что отношение номинальной мощности наибольшего приемника к номинальной мощности наименьшего приемника меньше трех.

, (1)

где m - модуль;

Рмакс - номинальная мощность наибольшего приемника, кВт;

Рмин - номинальная мощность наименьшего приемника, кВт;

В соответствии практикой проектирования примем в нашем случае nэ=n.

Расчетный максимум нагрузки для приемников с практически постоянным графиком (величина Км принимается равной единице) определяем по средней мощности нагрузки за наиболее загруженную смену.

Рр = Км ·Рсм (2)

Рсм = Ки·Рн,, (3)

Рn = Рмах · n (4)

где Рр - максимальная расчетная мощность, кВт;

Км - коэффициент максимума по [7, с11, табл.24-1];

Рсм - расчетная активная нагрузка приемников, кВт;

Ки. - коэффициент использования;

Рн - номинальная мощность электроприемников, кВт;

n - количество электроприемников в группе.

Рассчитаем среднюю активную мощность за наиболее загруженную смену для каждого вида электроприемников по (3):

Рсм1 = 0,25 • 520 = 130 кВт; Рсм2 = 60кВт;

Рсм3 = 306 кВт; Рсм4 = 84 кВт;

Поскольку, эффективное число приемников принято равным реальному числу приемников в каждой группе и коэффициент использования определен в задании, значения коэффициента максимума для каждой группы определяем по таблице из [7, с11, табл.24-1].

Км1 = 1,16 Км2 = 1,37, Км3 = 1,21 Км4 = 1,51

Расчет активной нагрузки для каждого вида электроприемников определяем по (2):

Рр1 = 1,16 • 130 = 151 кВт; Рр2 = 73 кВт;

Рр3 = 419 кВт; Рр4 = 127 кВт;

Суммарная расчетная активная нагрузка цеха № 1:

Рр = Рр1 + Рр2 + Рр3 + Рр4 + Рр5 (5)

Отсюда по (5):

Рр = 151+419+73+127 = 770 кВт;

Расчет реактивной максимальной мощности группы приемников с различными режимами работы за наиболее загруженную смену производится по формуле

Qм = Км · Qсм, (6)

где Qм - максимальная реактивная мощность, кВАр; Qсм - расчетная реактивная нагрузка приемника, кВАр. Рассчитаем расчетную реактивную нагрузку для каждой группы электроприемников по (6):

Qсм1 = 130•1.73=225 кВАр; Qсм2 = 53 кВАр

Qсм3 = 407 кВАр; Qсм4 = 52 кВАр

Определим расчетную реактивную нагрузку для каждой группы электроприемников. В соответствии с практикой проектирования в зависимости от nэ принимают:

Qр = Qсм, (7)

Исходя из выше указанного в (7) рассчитаем реактивную нагрузку:

Qр1 = Qсм1 = 225 кВАр; Qр2 = Qсм2 • 1,1 = 448 кВАр;

Qр3 = Qсм3 = 53 кВАр; Qр4 = Qсм4 • 1,1 = 57 кВАр;

Суммарная расчетная реактивная нагрузка цеха № 1:

Qр = Qр1 + Qр2 + Qр3 + Qр4 (8)

Отсюда по (8):

Qр = 225+448+53+57 = 783 кВАр;

Теперь можем рассчитать полную мощность Sp для каждой группы электроприемников и суммарную расчетную нагрузку цеха № 1:

(9)

где Sp - полная расчетная мощность приемников, кВА;

Рр - активная расчетная мощность электроприемников, кВт;

Qр - реактивная расчетная мощность электроприемников, кВАр;

Исходя из (1.9), получим следующие результаты расчета:

а) полная расчетная мощность по группам электроприемников:

кВА;

кВА; кВА; кВА

б) полная расчетная мощность по цеху № 1: кВА

Теперь мы можем определить токи для каждой группы электроприемников и цеха № 1 в целом по формуле:

(10)

где Ip - ток отдельной группы электроприемников, А.

Применив для расчета (10) получим:

А ,

Результаты расчета нагрузок по цеху № 1 сведем в таблицу 1.

груп-пы

Электроприемник

Установленная мощность, кВт

m

Ки

cosц

tgц

Наименование

к-во

nэ

одного прием-ника Рмах, кВт

Общая Рн, кВт

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Станки

80

3.5-22

520

6

0,25

0,5

1,73

2

Прессы

6

85

510

1

0,6

0,6

1,33

3

Насосы

12

5-10

80

2

0,75

0,75

0,88

4

Конвейеры

6

28

168

1

0,5

0,5

0,62

Итого:

1278

0,7

Таблица 1 - Сводная таблица расчета нагрузок по цеху 1

Средняя мощность

nэ

Кмакс

Максимальная расчетная мощность

Iмакс, А

Pсм, кВт

Qсм, кВАр

Рмакс, кВт

Qмакс, кВАр

Sмакс, кВА

10

11

12

13

14

15

16

17

130

225

70

1,16

151

225

271

393

306

407

6

1,37

419

448

613

888

60

53

10

1,21

73

53

90

130

84

52

6

1,51

127

57

139

201

580

737

770

783

1098

1591

Расчет нагрузок по заводу в целом выполняется на основании расчета нагрузок по каждому цеху отдельно и суммарных нагрузок по заводу.

Расчет нагрузок по цеху №1 выполнен. Значения нагрузок для цеха № 1 берем из таблицы 1.

Нужно рассчитать полную и реактивную нагрузки остальных цехов. Значения их активной нагрузки Pp и Cosц определены в задании.

Определим полную расчетную нагрузку цехов №№ 2,3,4,5,6. Полная нагрузка цеха определяется по формуле:

(11)

где Sр - полная нагрузка цеха, кВА;

Ррi - активная нагрузка цеха, кВт;

Исходя из формулы (1.11) получаем:

кВА; кВА;

кВА; кВА; кВА.

Определим реактивную расчетную нагрузку цехов №№ 2,3,4,5,6. Она определяется по формуле:

(12)

где Qp - реактивная расчетная нагрузка цеха, кВАр;

Рp - активная нагрузка цеха, кВт.

Для выполнения расчета, значения tgц определим, используя основные тригонометрические тождества

, ; ; ; ; ;

Используя (12) выполним расчет реактивных нагрузок по цехам:

Qp2 = 1320 кВАр; Qp3 = 1540 кВАр;

Qp4 = 1496 кВАр; Qp5 = 1134 кВАр, Qp6 = 825 кВАр

Теперь определим расчетную активную Рр. з, реактивную Qр. з. и полную Sр. з. нагрузки по заводу без учета потерь в трансформаторах. Это можно выполнить, используя следующие формулы:

Рр. з. = ? Рр. ц (13)

где Рр. ц. - активная нагрузка цеха, кВт;

Qр. з. = ? Qр. ц, (14)

где Qр. ц. - реактивная нагрузка отдельного цеха кВАр

(15)

По (13), (14), (15) получим следующие расчетные данные:

а) расчетная активная нагрузка по заводу:

Рр. з. = 770 + 1500 + 2200 + 1700 + 1400 + 1500 = 9070 кВт

б) расчетная реактивная нагрузка по заводу:

Qр. з. = 783 + 1320 + 1540 + 1496 + 1134 + 825 = 7098 кВАр

в) полная расчетная нагрузка по заводу:

кВА

При расчете полных нагрузок по заводу необходимо учитывать потери в трансформаторах. В предварительных расчетах активные и реактивные потери в трансформаторах допустимо определять по приближенным формулам.

Активные потери в трансформаторах ?Рт:.

т = 0,02·Sр. з. (16)

По (16) вычисляем:

т = 0,02 · 11517 = 230 кВт

Реактивные потери в трансформаторах ?Qт:

?Qт = 0,1·Sр. з (17)

По (17) вычисляем:

?Qт = 0,1·11517 = 1152 кВАр

Зная расчетные потери в трансформаторах, можно определить расчетные активную, реактивную и полную нагрузки по заводу с учетом потерь в трансформаторах, используя следующие формулы:

Активная нагрузка:

Рр = Рр. з. + т (18)

Реактивная нагрузка:

Qр = Qр. з. + ?Qт (19)

Полная нагрузка:

(20)

По (18), (19), (20) вычисляем:

Рр = 9070 + 230 = 9300 кВт;

Qр = 7098 + 1152 = 8250 кВАр;

1.2 Компенсация реактивной мощности

Определим величину потребной мощности компенсирующих устройств, используя формулу:

(21)

где Рр - активная расчетная мощность завода, цеха, кВт;

- тангенс угла сдвига фаз, соответствующий средневзвешенному коэффициенту мощности;

- тангенс угла сдвига, который должен быть получен после компенсации. Для энергосистемы "Донбассэнерго" он равен 0,05.

По (21) и ниже следующих формул рассчитаем:

кВАр

По [8, с.231, табл.28-55] выбираем статические конденсаторы УКЛ - 6/10-675 мощностью 675 кВАр каждая:

(22)

По (22) вычислим:

Уточним реактивную мощность с учетом целого числа компенсирующих устройств.

кВАр

Уточним полную расчетную нагрузку завода с учетом компенсации реактивной мощности по формуле:

(23)

По (1.23) вычислим:

кВА

Расчетные нагрузки по цехам и по заводу в целом, без учета потерь в трансформаторах сведем в таблицу 2.

Расчетные нагрузки по заводу в целом, с учетом потерь в трансформаторах и компенсацией реактивной мощности, сведем в табл.3.

Таблица 2 - Расчетные нагрузки по цехам и заводу в целом без учета потерь в трансформаторах

цеха

Категория

цеха

Расчетная мощность

Cosц

tgц

активная

кВт

реактивная

кВар

полная

кВА

1

II

770

783

1098

0,7

0,78

2

I

1500

1320

2000

0,75

0,88

3

II

2200

1540

2683

0,82

0,7

4

I

1700

1496

2267

0,75

0,88

5

II

1400

1134

1795

0,78

0,81

6

I

1500

825

1705

0,88

0,55

По заводу:

9070

7098

11517

Расчет нагрузок по заводу выполнен. Теперь необходимо в соответствии

с ситуационным планом завода определить местоположение главной подстанции завода (ГПП) и трансформаторных подстанций в цехах (ТП). Для этого необходимо построить картограмму нагрузок цехов.

Таблица 3 - Расчетные нагрузки по цехам и заводу в целом с учетом потерь в трансформаторах

Потери мощности в трансформаторах

Нагрузки по заводу с учетом потерь в трансформаторах

Компенсируемая реактивная мощность

Полная нагрузка завода с учетом потерь в трансформаторах и компенсацией реактивной мощности

т

кВт

230

?Qт

кВар

1152

Рр

кВар

9300

Qр

кВар

8250

Sр

кВА

12432

Qкуґ

кВар

8100

Spґ

кВА

9354

1.3 Картограмма нагрузок. Определение места расположения ГПП

Для определения месторасположения ГПП, и ТП при проектировании на ситуационный план предприятия наносим картограмму нагрузок, представленную в графической части проекта на листе 1. Площадь окружности, в выбранном масштабе, равна расчетной нагрузке цеха и определяется по формуле:

, (24)

где Р - мощность цеха, кВт;

m - масштаб для определения площади окружности;

принимаем m = 0,1;

r - радиус окружности, мм.

Выполнив преобразование (24) найдем радиус:

. (25)

Если провести аналогию между массами тел и электрическими нагрузками цехов, то координаты центра тяжести завода, точки x0 и y0, можно определить по формулам:

(26)

(27)

Вычислим радиусы окружностей по (25):

мм; мм;

мм; мм

мм; мм

Определим координаты центров нагрузок каждого цеха по картограмме с помощью линейки.

Сведем данные по расчету радиусов и координат центров нагрузок по цехам в таблицу 4.

Таблица 4 - Координаты центров нагрузок цехов

№ цеха

Радиус, мм

Xi, мм

Yi, мм

1

50

83

207

2

69

253

231

3

84

434

302

4

74

438

110

5

67

658

307

6

69

670

112

Теперь по (26) и (27) можно рассчитать координаты центра нагрузок завода и определить месторасположение ГПП на ситуационном плане завода, который находится в графической части курсового проекта лист №1.

мм

мм

1.4 Выбор силовых трансформаторов ГПП и цеховых ТП

Выбор величины рационального напряжения ГПП должен удовлетворять уровню стандартного напряжения, при котором система энергоснабжения завода имеет минимально возможные годовые затраты.

Выбираю внутрицеховое место установки КТП. В этом случае не требуется отдельного помещения, и ограждение выполняется простой сеткой.

При питании потребителей I категории (цеха № 1,2) от одной подстанции для обеспечения надежности необходимо иметь минимум по одному трансформатору на каждой секции шин.

Потребители II категории (цеха № 3,4,5) должны быть обеспечены резервом, вводимым автоматически или действиями дежурного персонала. На основании выше изложенного выбираю ГПП и ТП с числом трансформаторов по 2.

Выбор номинальной мощности трансформатора для ГПП и для ТП определим по расчетной нагрузке за наиболее загруженную смену по формуле:

(28)

где Sнт - расчетная нагрузка трансформатора, кВА

Sр - полная расчетная мощность завода или отдельного цеха, кВА;

N - число трансформаторов;

Кз - коэффициент загрузки трансформатора.

Производится проверка загрузки трансформаторов при нормальной нагрузке и в аварийных условиях.

Кз. н. р=Sр/2Sнт0,7; Кз. а. р=Sр/Sнт1,4.

Уточняются потери мощности в трансформаторах

ДРтРххз2ДРкз

По расчетной мощности определяется необходимая мощность трансформаторов

Sнт11098*0,7=769кВА; Sнт21400кВА;

Тип

Сухой трансформатор незащищенного исполенения с медными или аллюминиевыми обмотками

Мощность

1000 кВА

Класс напряжения

6-10 кВ

Класс нагревостойкости обмоток

F

Категория размещения

для трансформаторов ТСЗ-1000/6-10

Пожаробезопасность

F1

Степень защиты

IP21

Корректированный уровень звуковой мощности

не более 60 дб

Напряжение ВН

для ТСЗ-1000/6-10

6; 1000; 10; 10,5 кВ.

Напряжение НН

для ТСЗ-1000/6-10

0,4; 0,23 кВ

Sнт3939кВА; Sнт4794кВА; Sнт51257кВА; Sнт61194кВА

Для цеховых ТП рекомендуется применение комплектных трансформаторных подстанций КТП с трансформаторами мощностью до 1600кВА, поэтому в цехах № 3 и 4 устанавливаем по две КТП.

Трансформаторы ТCЗ-1000 кВА - это сухие силовые понижающие трехфазные трансформаторы общего назначения мощностью 1000 кВА.

Технические характеристики ТСЗ-1000 кВА. Трансформатор ТСЗ-1000 используется во многих отраслях народного хозяйства, он предназначен для преобразования электрической энергии в электросетях трехфазного переменного тока частотой 50Гц, также трансформатор оборудован защитным кожухом, и имеет степень защиты IP21.

Трансформаторы устанавливаются в промышленных помещениях и общественных зданиях, к которым представляются повышенные требования в части пожаробезопасности, взрывозащищенности, экологической чистоты, обмотки и изоляционные детали активной части трансформаторов выполнены из материалов, не поддерживающих горения.

Трансформаторы имеют высокую надежность, требуют минимальных затрат на обслуживание, экономичны, просты в эксплуатации.

Производится проверка загрузки трансформаторов при нормальной нагрузке

Кз. н. р1=Sр1/2Sнт1=1098/ (2*1000) =0,55.

Кз. н. р2=Sр2/2Sнт2=2000/ (2*1600) =0,63.

Кз. н. р3=Sр3/2Sнт3=2683/ (4*1000) =0,67.

Кз. н. р4=Sр4/2Sнт4=2267/ (4*1000) =0,57.

Кз. н. р5=Sр5/2Sнт5=1795/ (2*1600) =0,5.

Кз. н. р6=Sр6/2Sнт6=1705/ (2*1600) =0,47.

Производится проверка загрузки трансформаторов в аварийных условиях при отключении одного из трансформаторов

Кз. а. р1=Sр1/Sнт1=1098/1000=1,09. Кз. а. р2=Sр2/Sнт2=2000/1600=1,25.

Кз. а. р3=Sр3/Sнт3=2683/2*1000=1,34. Кз. а. р4=Sр4/Sнт4=3200/2*1250=1,28.

Кз. а. р5=Sр5/Sнт5=2267/2*1000=1,12.

Кз. а. р6=Sр6/Sнт6=1705/1600=1,1.

Выбирается трансформатор ГПП

По справочнику [3] принимаются 2 трансформатора ТДЦ 10000/110

ДРхх=18 кВт; ДРкз=60 кВт; Iхх=0,9%; Uкз=10,5%

Производится проверка загрузки трансформаторов при нормальной нагрузке

Кз. н. р=Sр/2Sнт1=12432/ (2*10000) =0, 62

Производится проверка загрузки трансформаторов в аварийных условиях при отключении одного из трансформаторов

Кз. а. р=Sр1/Sнт=12432/10000=1,24

Уточняются потери мощности в трансформаторах

Цех № 1 (ТСЗ 1000/10)

ДРт1Рхх1з12ДРкз1=3000+0,3 *11200=6,36 кВт

ДQт1=S нт1I хх1/100+Кз12S нт1Uкз1/100

ДQт1=1000*1,5/100+0,3* 1000 5,5/100=31,5кВАр

Цех № 2 (ТСЗ 1600/10) ДРт2=10,6 кВт ДQт2=59,2 кВАр

Цех № 3 (ТСЗ 1000/10) ДРт3=8 кВт ДQт3=40 кВАр

Цех № 4 (ТСЗ 1000/10) ДРт4=6,7 кВт ДQт4=33 кВАр

Цех № 5 (ТСЗ 1600/10) ДРт5=8,2 кВт ДQт5=46 кВАр

Цех № 6 (ТСЗ 1600/10) ДРт6=7,72 кВт ДQт6=43,36 кВАр

ГПП (ТМН 10000/110) ДРт гпп=44,6 кВт ДQт гпп=612кВАр

Определяются суммарные потери в трансформаторах

ДРт = 6,3*2+10,6*2+8*4+6,7*4+8,2*2+7,7*2+44,6*2=213,6кВт

ДQт = 31,5*2+59,2*2+40*4+33*4+46*2+43,36*2+612*2=1874кВАр

Определяются расчетные нагрузки с учетом уточненных потерь в трансформаторах

Активная расчетная нагрузка завода с учетом потерь в трансформаторах

Рр=Рр. з+?Рт=9300 + 213 = 9513 кВт

Реактивная расчетная нагрузка завода с учетом уточненных потерь в трансформаторах

Qр=Qр. з+?Qт=8250 + 1874 = 10124 кВАр.

Полная расчетная нагрузка завода с учетом уточненных потерь в трансформаторах и компенсации реактивной мощности

S"р==13892,6кВА

После выбора трансформаторов размещаются цеховые ТП и, по

возможности, ближе к определенному центру нагрузок, с учетом расположения источника питания, размещается ГПП.

1.5 Выбор схемы внешнего электроснабжения

При выборе схемы внешнего электроснабжения будем учитывать не только технические характеристики оборудования, но и экономические показатели. Для питания завода выберем схему электроснабжения без выключателей на стороне высшего напряжения. Вместо выключателей применим отделитель ОД (QR) и короткозамыкатель КЗ (QH), что уменьшит стоимость установленного электрооборудования.

электроснабжение трансформатор цех релейный

Рис.4. Схема внешнего электроснабжения завода.

Схема выбранного электроснабжения завода представлена в графической части курсового проекта (лист 2).

На основании сравнения вариантов ПУЭ установлены экономические плотности тока, зависящие от материала и конструкции провода и продолжительности включения максимума нагрузки. При этом не учитываются стоимость электроэнергии и величина напряжения линии. Экономически целесообразное сечение:

, (33)

где Ip - расчетный ток, А; jэ - экономическая плотность тока, определяемая по [4, с.123]. Выбранный по экономической плотности ток провода (или жила кабеля) проверяется для аварийного режима и на потери напряжения. Условие проверки по допустимому току:

Iав = 2•Ip ? Iдоп (34)

где Iав - величина тока в аварийном режиме, А.

ГПП получает от районной подстанции по двум воздушным линиям напряжением 110 кВ.

Шкала стандартных сечений проводов и кабелей

1,5; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 35; 50; 70; 95; 120; 150; 185; 300 мм2

Расчетный ток линии определяется по формуле:

(35)

Вычислим по (35) значение тока линии:

А

По [4, с.123] принимается значение экономической плотности тока

Jэ = 1,2 А/мм2

Экономически целесообразное сечение линии определяется по формуле:

(36)

По (36) определяем сечение линии:

мм2

По справочнику [4, с.123] выбираем сталеалюминевый провод марки АС - 35. Для этого провода R0 = 0,9; X0 = 0,37; Iдоп = 175 А

Величина тока в аварийном режиме: Iав = 74 А

Условие проверки по (34) выполняется, т.е. Iав ? Iдоп.

Проверим провод на потери напряжения по формуле:

(37)

где ДU - потери напряжения, В;

P - активная нагрузка по заводу, кВА;

Q - реактивная нагрузка по заводу, кВАр;

R - активное сопротивление линии, Ом/км;

X - реактивное сопротивление линии, Ом/км;

Uном - номинальное напряжение линии, кВ

Условие проверки по потере напряжения в линии:

(38)

Активное сопротивление линии:

Ом/км

Индуктивное сопротивление линии:

X = X0? l = 0,37 ? 18 = 6,66 Ом/км

Потери напряжения находим по (37):

В

Проверим, выполняется ли условие проверки по потере напряжения в линии по (38):

Условие проверки по потере напряжения в линии выполняется.

Окончательно выбираем провод воздушной линии АС - 35.

1.6. Выбор схемы внутреннего электроснабжения

На территории предприятия большая разветвленность электрической сети и большое количество аппаратов. Поэтому схема внутреннего электроснабжения, питающая предприятие, должна обладать в значительно большей степени дешевизной и надежностью.

Выберем магистральную схему. Такая схема обеспечивает присоединение 5 - 6 подстанций с общей мощностью 5000 - 6000 кВА, характеризуется пониженной надежностью питания, но дает возможность уменьшить число высоковольтных отключающих аппаратов и более удачно скомпоновать потребителей.

Схема внутреннего электроснабжения представлена в графической части курсового проекта (лист 2).

Теперь, в соответствии с выбранной схемой, необходимо выбрать кабель, соединяющий ГПП и ТП завода и ТП между собой. По ситуационному плану завода с учетом масштаба измерим длину линий между ГПП и ТП.

Измеряем длину линий между ГПП и ТП и между ТП в соответствии с выбранной схемой, а также рассчитываем мощности, передаваемые по этим линиям. Данные для расчета мощности берем из расчета нагрузок завода.

По полученному экономическому сечению принимаем стандартное сечение и производим проверку принятого сечения на нагрев и допустимую потерю напряжения по первому участку (ГПП - ТП 4.1).

Участок ГПП - ТП4.1 l4=23,7м

Рр4.1=1700+2200+4*6,7+4*8=3959 кВт;

Qр4.1=1496+1540+4*33+4*40=3328 кВАр;

Sр4.1==5172кВА;

Ір4.1=Sр3/2 Uн=5172/2* 10,5=150А;

sэ4.1р4.1/jэк=150/1,2=180мм2;

Принимается кабель ААБ 3х120 мм2 (Ідоп=300А).

Участок ТП4.1 - ТП4.2 l4=79,2м

Рр4.1-4.2=850+2*6,7+2200+4*8=3095кВт;

Qр4.1-4.2=748+2*33+1540+4*40=2514кВАр;

Sр4.1-4.2=3987кВА; Ір4.1-4.2=115А; sэ4.1-4.2=96 мм2;

Принимается кабель ААБ 3х95 мм2 (Ідоп=260А). Участок ТП6.1 l6=220м

Рр6.1=2932кВт; Qр6.1=2050кВАр; Sр6.1=3578 кВА; Ір6.1=103 А; sэ6.1=86 мм2;

Принимается кабель ААБ 3х70 мм2 (Ідоп=220А).

Участок ГПП - ТП2.1 l2=435м

Рр2.1=3132кВт; Qр2.1=2284кВАр; Sр2.1=3876кВА; Ір2.1=112А; sэ2.1=93мм2;

Принимается кабель ААБ 3х95 мм2 (Ідоп=260А).

Участок ГПП - ТП2.1 - ТП1.1 l1=240м

Рр2.1-1,1=1110,8кВт; Qр2.1-1,1=846кВАр;

Sр2.1-1,1=1396 кВА; Ір2.1-1,1=40 А; sэ2.1-1,1=98,5 мм2;

Принимается кабель ААБ 3х16 мм2 (Ідоп=90А).

Участок ГПП - ТП4.2 - ТП3.1 l4=132м

Рр4.2-3,1=2232кВт; Qр4.2-3,1=1700кВАр;

Sр4.2-3,1=2806кВА; Ір4.2-3,1=81А; sэ4.2-3,1=68мм2;

Принимается кабель ААБ 3х50 мм2 (Ідоп=180А).

Участок ГПП - ТП3.1 - ТП3.2 l3=260м

Рр3.1-3,2=1116кВт; Qр3.1-3,2=850кВАр;

Sр3.1-3,2=1403кВА; Ір3.1-3,2=41А; sэ3.1-3,2=34;

Принимается кабель ААБ 3х16 мм2 (Ідоп=90А).

Участок ТП6.1 - ТП5.1 l5=241м

Рр6.1-5.1=1416; Qр6.1-5.1=1214кВАр;

Sр2.1-5.1=1865кВА; Ір6.1-5.1=54А; sэ6.1-5.1=45мм2;

Принимается кабель ААБ 3х25 мм2 (Ідоп=125А)

1.7 Расчет токов короткого замыкания

Особенности токов короткого замыкания в установках выше 1000 В следующие. Активные сопротивления элементов системы электроснабжения при определении токов короткого замыкания не учитываются если выполняется условие

, (39)

где r? - x? - суммарное активное и суммарное реактивное сопротивления элементов системы электроснабжения до точки короткого замыкания.

Для токов короткого замыкания нужно составить расчетную схему системы электроснабжения (рис.1) и на ее основе схему замещения (рис.2).

Расчет токов короткого замыкания выполним в относительных

единицах. Все величины сравниваем с базисными, в качестве которых,

принимаем базисную мощность Sб и базисное напряжение Uб. За базисную мощность принимается мощность одного трансформатора ГПП или условная единица мощности, например, 100 МВА.

Токи короткого замыкания в рассматриваемой точке определяются из выражения:

, (40)

где Iб - базисный ток той ступени, на которой рассматривается ток короткого замыкания;

?x* - суммарное приведенное индуктивное сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания.

Определяется ударный ток короткого замыкания (наибольшее мгновенное значения тока короткого замыкания) необходимый для выбора и проверки электрооборудования на электродинамическую стойкость.

, (41)

где Ino - значение периодической составляющей тока короткого замыкания в начальный момент времени (если рассматривается система бесконечной мощности, то Ino = I ?);

Kуд - ударный коэффициент (приводится в таблицах или определяется по графику в зависимости от Ta);

- постоянная времени апериодической составляющей тока короткого замыкания.

В проекте рассматриваются сопротивления следующих элементов:

· сопротивления силовых трансформаторов

, (42)

где Uк. з. - напряжение короткого замыкания в % (берется по каталогам);

Sн. т. - номинальная мощность трансформатора (берется из предыдущих расчетов) кВА

· сопротивления воздушных и кабельных линий

, (43)

где х0 - сопротивление 1 км линий;

- длина линии в километрах

· сопротивления энергосистемы - для системы бесконечной мощности

При задании мощности системы конкретным числом:

. (44)

Расчет токов короткого замыкания производится в именованных единицах. Сопротивление элементов системы электроснабжения высшего напряжения приводят к низшему по формуле:

, (45)

где xн, xв - сопротивление элементов системы электроснабжения соответственно низшего и высшего напряжений;

Uном. н, Uном. в - соответственно напряжения низшей и высшей ступеней.

Составляем схему системы электроснабжения (рис.1)

Рисунок 1 - Схема электроснабжения

Составляем схему замещения (рис. 2) и нумеруем ее элементы в порядке их расположения от системы.

Рисунок 2 - Схема замещения

Выполним расчет токов короткого замыкания в характерных точках.

Произведем расчет токов короткого замыкания в точке К1.

Для этого принимаем за базисные единицы номинальную мощность трансформатора источника питания и среднее напряжение ступени с точкой замыкания К1.

Uб = Uср = 115 кВ; Sб =Sн. т. = 63 МВА; кА.

Определим сопротивления элементов схемы замещения в базисных величинах: по (44):

трансформатор энергосистемы по (42):

воздушная линия 110 кВ по (43):

суммарное сопротивление до точки К1:

х*рез = х*1 + х*2 = 0,045 + 0,115 = 0,096

ток короткого замыкания в точке К1 по (40):

кА

ударный ток короткого замыкания в точке К1 по (41):

кА

мощность короткого замыкания:

МВА.

Произведем расчет токов короткого замыкания в точке К2.

Для этого принимаем за базисные единицы номинальную мощность трансформатора источника питания и среднее напряжение ступени с точкой замыкания К2.

Uб = Uср = 10,5 кВ; Sб =Sн. т. = 63 МВА; кА.

Определим сопротивления элементов схемы замещения в базисных величинах: трансформатор энергосистемы по (42):

воздушная линия 110 кВ по (43):

;

трансформатор ГПП:

, 0,45

суммарное сопротивление до точки К2:

r*рез = r*3/2 + r*5/2 = 0,077/2 + 0,026/2 = 0,0515

х*рез = х*1 + х*2 + х*3/2 + х*5/2 =

= 0,045 + 0,115 + 0,032/2 + 0,45/2 = 0,321

ток короткого замыкания в точке К2 по (40):

кА

ударный ток короткого замыкания в точке К2 по (41):

кА

мощность короткого замыкания:

МВА.

Рассчитаем токи короткого замыкания в точке К3.

Базисные единицы такие же как и при расчете точки короткого

замыкания К2.

Uб = Uср = 10,5 кВ; Sб =Sн. т. = 63 МВА;

кА.

Определим сопротивления элементов схемы замещения в базисных величинах.

сопротивления энергосистемы, трансформатора, воздушных линий и трансформаторов ГПП такие же, как и при расчете точки К2.

; ; ;

; ; 0,45

сопротивление кабельных линий от ГПП до ближайшей цеховой ТП (участок ГПП - ТП 2.1).

;

суммарное сопротивление до точки К3:

r*рез = r*3/2 + r*5/2 + r*7/2 = 0,032 + 0,026/2 +0,00412= 0,031

х*рез = х*1 + х*2 + х*3/2 + х*5/2 + х*7 /2

х*рез =0,042 +0,115 + 0,032/2+0,45/2 = 0,447

ток короткого замыкания в точке К3 по (40):

кА

ударный ток короткого замыкания в точке К3 по (41):

кА

мощность короткого замыкания:

МВА.

Рассчитаем токи короткого замыкания в точке К4.

Составим схему замещения для сети напряжением до 1000 В.

Рисунок 3 - Схема замещения для сети напряжения до 1000 В

Активное сопротивление трансформатора в относительных единицах:

мОм

Активное сопротивление трансформатора в именованных единицах:

мОм

Индуктивное сопротивление трансформатора в относительных единицах:

мОм

Индуктивное сопротивление трансформатора в именованных единицах:

Для предварительного определения сечения шин ТП определяем значение тока при номинальной загрузке трансформатора:

А

По таблице [7, с.123, табл.2-1] принимается сечение шин 1600 мм2 (две полосы 80 х 10 мм2) и по таблице [7, с.123, табл.2-1] принимаем сопротивления при среднегеометрическом расстоянии между шинами аср = 150 мм и длине шин 10 м.

мОм;

мОм

Переходное сопротивление контактов отключающих аппаратов по таблице [7, с.123, табл.2-1] rк = 0,25 мОм.

Суммарное сопротивление цепи короткого замыкания:

мОм

мОм

мОм

Ток короткого замыкания:

кА

Ударный ток короткого замыкания:

кА.

1.8 Выбор и проверка электрических аппаратов

Цель выбора - обеспечить электрическую установку надежным в работе, безопасным в обслуживании, экономичным в монтаже и эксплуатации оборудованием.

Выбираем следующие аппараты: выключатели, разъединители, короткозамыкатели, отделители, трансформаторы тока и напряжения, сборные шины и изоляторы на стороне напряжения 10 кВ, автоматические воздушные в Выключатели выбирают по:

1. номинальному напряжению;

2. номинальному длительному току;

3. электродинамической стойкости

предельному периодическому току короткого замыкания;

ударному току короткого замыкания;

4. отключающей способности

номинальному периодическому току отключения;

номинальному апериодическому току отключения;

5. термической стойкости,

6. включающей способности;

7. параметрам восстанавливающегося напряжения.

Разъединители и отделители выбрать по:

1. номинальному напряжению;

2. номинальному длительному току;

3. электродинамической стойкости;

4. термической стойкости.

Короткозамыкатели выбрать по:

1. номинальному напряжению;

2. электродинамической стойкости;

3. термической стойкости.

Трансформаторы тока выбрать по:

1. номинальному напряжению;

2. номинальному длительному току;

3. электродинамической стойкости;

4. термической стойкости;

5. нагрузке вторичных цепей.

Трансформаторы напряжения выбрать по:

6. номинальному напряжению;

7. нагрузке вторичных цепей.

Сборные шины выбрать по:

1. номинальному напряжению;

2. номинальному длительному току;

3. электродинамической стойкости;

4. термической стойкости.

Опорные изоляторы выбрать по:

1. номинальному напряжению;

2. разрушающей устойчивости при изгибе от действия токов

короткого замыкания.

Автоматические воздушные выключатели (автоматы) 0,4 кВ цеховых подстанций выбрать по

1. номинальному напряжению;

2. номинальному длительному току;

3. электродинамической стойкости;

4. термической стойкости.

Проверка на электродинамическую стойкость (согласно [7, с.123, табл.2-21] не проверяются аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями с номинальным током до 60 А включительно).

Проверка на термическую стойкость (согласно [7, с.123, табл.2-24] не проверяются аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями). Для определения термической устойчивости аппаратов необходимо определить фиктивное время короткого замыкания.

Время действия короткого замыкания tд составляется из времени действия релейной защиты tрз и времени отключения выключателя tвыкл

tд = tрз +tвыкл = 1,8 + 0,08 = 1,88 c

Апериодическая составляющая времени действия короткого замыкания

; ; с

Периодическая составляющая времени действия короткого замыкания определяется по кривым [7, с.123, табл.2-1] с

Фиктивное время действия короткого замыкания

с

Расчеты по выбору аппаратов сводятся в таблицы 7-10.

Таблица 7 - Выбор выключателя на стороне 110 кВ

МКП - 110 - 630 - 20У1

Выбираемая и проверяемая величина

Формула

Данные аппарата

Расчетные данные

Напряжение, кВ

Uном ? Up

Uном = 110

U = 110

Длительный ток, А

Iном ? Ip макс

Iном = 630

Ip макс = 37

Динамическая стойкость, кА

Iп ? I??

Iп = 20

I?? = 2,0

Динамическая стойкость, кА

iдин ? iуд

iдин = 20

iуд = 4.52

Отключающая способность, кА

Iоткл ? I??

Iоткл = 20

I?? = 3.23

Отключающая способность, кВА

Sоткл ? S??

Sоткл = 2200

S?? = 643

Термическая стойкость, кА2

Ia2 ta ? I?2 ta

1200

18.8

Оборудование ОРУ - 110/10 кВ устанавливается в КТП типа КТПБ - 110/10 кВ.

Таблица 8 - Выбор отделителя на стороне 110 кВ

ОД - 110М/630

Выбираемая и проверяемая величина

Формула

Данные аппарата

Расчетные данные

Напряжение, кВ

Uном ? Up

Uном = 110

U = 110

Длительный ток, А

Iном ? Ip макс

Iном = 630

Ip макс = 37

Динамическая стойкость, кА

iдин ? iуд

iдин = 80

iуд = 4.52

Термическая стойкость, кА2

Ia2 ta ? I?2 ta

625

18.8

Таблица 9 - Выбор разъединителя на стороне 110 кВ

РНД - 110/630

Выбираемая и проверяемая величина

Формула

Данные аппарата

Расчетные данные

Напряжение, кВ

Uном ? Up

Uном = 110

U = 110

Длительный ток, А

Iном ? Ip макс

Iном = 630

Ip макс = 37

Динамическая стойкость, кА

iдин ? iуд

iдин = 80

iуд = 4.52

Термическая стойкость, кА2

Ia2 ta ? I?2 ta

3969

18.8

Таблица 10 - Выбор короткозамыкателя на стороне 110 кВ

КЗ - 110 М

Выбираемая и проверяемая величина

Формула

Данные аппарата

Расчетные данные

Напряжение, кВ

Uном ? Up

Uном = 110

U = 110

Динамическая стойкость, кА

iдин ? iуд

iдин = 34

iуд = 4.52

Термическая стойкость, кА2

Ia2 ta ? I?2 ta

531

18.8

Выбираем трансформатор тока.

К трансформатору тока подключаются амперметр, токовые обмотки ваттметра, счетчиков активной и реактивной энергии. Соединение трансформаторов тока с измерительными приборами выполняется медным проводом сечением S = 1,5 мм2, длиной l = 10 м. Удельное сопротивление меди с = 0,0175 Омм/мм2. При расчете сопротивления проводов учитывается схема соединения трансформаторов тока коэффициентом К = 1,5. Сопротивления проводов:

Ом

По [7, с.123, табл.2-1] выбираем измерительные приборы и определяем мощность токовых катушек

Таблица 11 - Перечень приборов, подключаемых к трансформатору тока

Приборы

Тип

Фаза А

Фаза С

Амперметр

Э - 378

0,05

0,05

Ваттметр

Д - 305

0,125

0,125

Счетчик активной энергии

И - 675

1,25

1,25

Счетчик активной энергии

И - 673 М

1,25

1,25

Итого:

2,63

2,63

Суммарная мощность наиболее загруженной фазы ?Sприб принимается за расчетную мощность.

Сопротивление приборов:

Ом

Сопротивление всех переходных контактов: rк = 0,10 Ом

Расчетное сопротивление измерительной цепи:

Ом

Таблица 12 - Выбор трансформатора тока на стороне 110 кВ

ТФНД - 110М

Выбираемая и проверяемая величина

Формула

Данные аппарата

Расчетные данные

Напряжение, кВ

Uном ? Up

Uном = 110

U = 110

Длительный ток, А

Iном ? Ip макс

Iном = 50

Ip макс = 37

Динамическая стойкость, кА

iдин ? iуд

iдин = 50

iуд = 4.52

Термическая стойкость, кА2

Ia2 ta ? I?2 ta

1145

18.8

Нагрузка вторичных цепей, Ом

za > z2

za = 1,2

z2 = 0,28

По [7, с.123, табл.2-1] выбираем измерительные приборы и определяем мощность катушек напряжения.

Таблица 13 - Выбор трансформатора напряжения на стороне 110 кВ

НКФ - 110 - 57 У1

Выбираемая и проверяемая величина

Формула

Данные аппарата

Расчетные данные

Напряжение, кВ

Uном ? Up

Uном = 110

U = 110

Нагрузка вторичных цепей, ВА

Sн > Sp

Sн = 400

Sp = 18

Таблица 14 - Перечень приборов, подключаемых к трансформатору напряжения

Приборы

Тип

Мощность

Вольтметр

Э - 378

10

Ваттметр

Д - 305

2

Счетчик активной энергии

И - 675

3

Счетчик активной энергии

И - 673М

3

Итого:

18

Для защиты изоляции подстанции и электрических машин применим вентильные разрядники типа РВС - 110 МУ1. Устанавливаются вентильные разрядники на шинах подстанции. Подходы воздушных линий защищаются тросами.

Выбор выключателей и трансформаторов тока и напряжения на сторону 10 кВ выполняется аналогично.

Выбираем шины на стороне напряжения 10 кВ.

Шины выбираем по рабочему току и проверяем на динамическую и термическую стойкость к токам короткого замыкания.

Величина рабочего тока, протекающего по шинам равна:

А

По [7, с.123, табл.2-1] выбираем шины 40Ч4 мм2 с допустимым током Iдоп = 480 А.


Подобные документы

  • Определение категорий потребителей на заводе. Выбор номинального напряжения. Построение графиков нагрузок. Выбор места расположения главной понизительной подстанции и цеховых трансформаторных подстанций. Расчет сетей внешнего электроснабжения завода.

    курсовая работа [1,1 M], добавлен 19.05.2012

  • Оборудование авторемонтного завода, оценка электрических нагрузок. Определение степени надежности электроснабжения электроприемников, расчетных нагрузок цехов. Мощность компенсирующих устройств. Выбор силовых трансформаторов. Расчет схемы заземления.

    дипломная работа [2,7 M], добавлен 31.05.2015

  • Расчет нагрузок завода. Выбор числа и мощности трансформаторов главной понизительной подстанции. Определение центра электрических нагрузок. Выбор пусковой и защитной аппаратуры. Расчет контура заземления. Спецификация на пусковую и защитную аппаратуру.

    курсовая работа [181,4 K], добавлен 07.01.2013

  • Расчет 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 30.05.2015

  • Определение расчетных электрических нагрузок. Выбор и расчет низковольтной электрической сети, защитных коммутационных аппаратов. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для цеховых подстанций. Устройства автоматического включения резерва.

    курсовая работа [432,5 K], добавлен 22.08.2009

  • Определение электрических нагрузок завода металлических конструкций. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций. Особенности выбора величины напряжения внешнего электроснабжения по технико-экономическим параметрам.

    курсовая работа [2,6 M], добавлен 13.01.2023

  • Характеристика электроприемников завода. Расчет электрических и силовых нагрузок, составление их картограммы. Определение количества и мощности цеховых трансформаторных подстанций. Подбор электрического оборудования. Выбор схемы внешнего электроснабжения.

    курсовая работа [528,6 K], добавлен 07.02.2014

  • Технологический процесс и электрооборудование цементного завода, расчет силовых электрических нагрузок цеха. Выбор схемы питающей и распределительной сети, числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций, коммутационного оборудования завода.

    дипломная работа [2,3 M], добавлен 25.09.2012

  • Проектирование 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

  • Определение расчетных электрических нагрузок деревообрабатывающего цеха. Определение числа и мощности трансформаторов на цеховых подстанциях. Выбор схемы внутреннего электроснабжения завода. Расчет токов короткого замыкания. Питание цепей подстанции.

    дипломная работа [2,7 M], добавлен 31.05.2012

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.