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:.
?Рт = 0,02·Sр. з. (16)
По (16) вычисляем:
?Рт = 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. + ?Рт (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 |
|||
?Рт |
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
ДРт=ДРхх+Кз2ДРкз
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)
ДРт1=ДРхх1+Кз12ДРкз1=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;
sэ4.1=Ір4.1/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/с |
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/с |
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/с |
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/с |
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/с |
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 19.05.2012Оборудование 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 31.05.2015Расчет 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 07.01.2013Расчет 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 30.05.2015Определение 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 22.08.2009Определение 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 13.01.2023Характеристика 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 07.02.2014Технологический 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 25.09.2012Проектирование 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 18.06.2011Определение 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