Курсовой проект электроснабжения текстильного комбината

Схема термического отделения.cdw

Распределительная сеть
Выключатель автоматический:
номинальная мощность электроприемник;
Марка и сечение проводника
Установленная мощность
Схема электрическая принципиальная
распределительной сети
термического отделения РМЦ
текстильного комбината

схема электроснабжения.cdw

Трансформатор ТМН-6300110
Трансформатор напряжения НТМИ-10
Трансформатор тока ТВ-110-1
Трансформатор тока ТПЛ-10
Разъединитель РДЗ-1101000
Выключатель ВЭК-110-401250 У1
Выключатель ВВЭК-10-1000
Предохранитель ПКН-10-001
Ограничитель перенапряжения ОПН-110
Схема электрическая принципиальная
электроснабжения текстильного комбината
текстильного комбината

картограмма 9.cdw

Красильно-сортировочный корпус
Корпус административный
Сортировочно-трепальный корпус
Слесарно-ремонтныке мастерские
Склад вспомогательных материалов
КФБН.1004.01.009. ГП
текстильного комбината
- Максимальная нагрузка цеха напряжением 380220 В
- Силовой распределительный пункт напряжением 0

пояснительная.docx

Сведения об электрических нагрузках и окружающей среде4
1. Характеристика потребителей электроэнергии4
Расчет электрических нагрузок6
2. Определение расчетных нагрузок цехов11
Выбор числа и мощности трансформаторов на ТП13
1. Выбор числа трансформаторов на ТП13
2. Выбор компенсирующих устройств в сетях 04 кВ15
3. Определение расчетной нагрузки по заводу18
Картограмма нагрузок определение центра электрических нагрузок20
Технико-экономическое обоснование внешнего электроснабжения22
1. Система внешнего электроснабжения22
2. Интегральные показатели экономической эффективности25
3. Исходные данные28
Выбор оборудования на ГПП- 110 кВ32
1. Выбор схемы электрических соединений ГПП32
2. Расчет токов короткого замыкания33
3. Выбор оборудования на стороне первичного напряжения36
3.1. Выбор разъединителей36
3.2. Выбор выключателей38
3.3. Выбор трансформаторов тока39
3. Выбор оборудования на стороне вторичного напряжения 10 кВ40
3.1. Выбор сборных шин40
4.2. Выбор вводных выключателей41
4.3. Выбор трансформаторов напряжения41
4.4. Выбор трансформаторов тока43
Выбор внутренней схемы электроснабжения завода45
1. Выбор питающих линий к цеховым ТП45
2. Выбор комплектных трансформаторных подстанций47
3.Расчет питающих сетей напряжением до 1000 В49
4. Расчет ответвлений для термического отделения53
Список использованной литературы55
В настоящее время нельзя представить себе жизнь и деятельность современного человека без применения электричества. Электричество уже давно и прочно вошло во все отрасли народного хозяйства и в быт людей. Основными потребителями электрической энергии являются различные отрасли промышленности транспорт сельское хозяйство коммунальное хозяйство городов и поселков. При этом более 70 % потребления электроэнергии приходятся на промышленные объекты.
Для обеспечения подачи электроэнергии в необходимом количестве и соответствующего качества от энергосистем к промышленным объектам установкам устройствам и механизмам служат системы электроснабжения промышленных предприятий состоящих из сетей напряжением до 1 кВ и выше и трансформаторных преобразовательных и распределительных подстанций.
Электроустановки потребителей электроэнергии имеют свои специфический особенности; к ним предъявляется определенной требование: надежность питания качество электроэнергии резервирование и защита отдельных элементов и другое. При проектировании сооружении и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий необходимо правильно в технико-экономическом аспекте осуществить выбор напряжений определять электрические нагрузки выбирать тип число и мощность трансформаторных подстанций виды их защиты системы компенсации реактивной мощности и способы регулирования напряжения. Это должно решатся с учетом современных технологических процессов производства роста мощностей отдельных электроприемников и особенностей каждого предприятия цеха установки в повышении качества и эффективности их работы.
Сведения об электрических нагрузках и окружающей среде
Задание № 9 Проект электроснабжения текстильного комбината
Выполнить проект электроснабжения текстильного комбината.
Питание комбината может быть осуществлено от подстанции энергосистемы на которой установлены два трансформатора по 16 МВА напряжением 1103510 кВ.
Расстояние от подстанции до комбината 63 км.
Стоимость электроэнергии системы взять - 13 рубкВтч .
Генеральный план прилагается.
Минимальное сопротивление системы -45 2 Ом
1. Характеристика потребителей электроэнергии
Потребители электроэнергии на текстильном комбинате являются приемники трехфазного тока промышленной частоты 50 Гц напряжением 380В.
Краткая характеристика основных потребителей электроэнергии по категории надежности электроснабжения установленная мощность и удельная расчетная мощность цехов приведены в таблице 1.1.
Режим работы предприятия односменный с неравномерными суточными и годовыми графиками нагрузок.
Таблица 1.1.- Характеристика основных потребителей по категории электроснабжения
Установленная мощность кВт
Красильно-сортировочный корпус
Корпус административный
Сортировочно - трепальный корпус
Слесарно-ремонтные мастерские
Склад вспомогательных материалов
РМЦ (табл.2 задание)
Расчет электрических нагрузок
2.1. Уточненный расчет электрических нагрузок РМЦ
Средние нагрузки силовых электроприёмников цеха напряжением определяются по установленной мощности и коэффициенту использования. Расчёт нагрузок цехов выполнен методом упорядоченных диаграмм. Расчеты представлены в таблице 2.1.
Для каждой группы из однотипных токоприемников рассчитываем средние активную и реактивную нагрузки по формуле согласно [1.4]:
Ки – коэффициент использования [1.3];
- число однотипных приемников.
Подсчитываем суммы средней и установленной мощности:
Определяем эффективное число электроприемников по формуле:
Определим расчетные нагрузки:
где - коэффициент расчетной нагрузки по [1.4]
При вычислениях в Excel удобнее пользоваться аппроксимирующей формулой для расчета коэффициента расчетной нагрузки.
где Ки ср - средневзвешенный коэффициент использования:
Для питающих сетей напряжением до 1 кВ в зависимости от расчетная реактивная мощность определяется следующим образом:
Определим полную мощность цеха и ток по формулам:
2. Определение расчетных нагрузок цехов
Расчетную нагрузку цехов произведем расчет по методам коэффициента спроса. Расчетная мощность по методу коэффициента спроса определим по формулам:
где – коэффициент спроса (отношение расчетной мощности к установленной мощности kc ≤ 1) в зависимости от вида производства по цехам определяется по [1.3] .
– установленная мощность электроприемников кВт.
Для корпуса сновальный:
Определим осветительную нагрузку цехов методом удельных мощностей.
Расчетная осветительная нагрузка определяется по формуле:
где-удельная мощность освещения определяется в зависимости от площади цеха и типа ламп по [2.2] кВтм2;
= 095– коэффициент спроса для производственных зданий [2.2].
Для сновального осветительная нагрузка:
Расчетная нагрузка цехов определяется по формуле:
Результаты расчетов сведены в таблице 2.2. Значения расчетной нагрузки для РМЦ взято из уточненного расчета табл. 2.1.
Выбор числа и мощности трансформаторов на ТП
1. Выбор числа трансформаторов на ТП
На предприятии электроприемники по бесперебойности электроснабжения относятся к потребителям 1 2 и 3 категории поэтому цеховые ТП выполняются с двумя рабочими трансформаторами. Предусматривается раздельная работа трансформаторов. ТП размещаются в цехах с наибольшей нагрузкой. Число и мощность силовых трансформаторов определим по суммарной расчетной активной Рр = 5878 кВт и реактивной нагрузке Qр = 6052 квар на напряжение 04 кВ.
Плотность нагрузки кВАм2:
где Fц – площадь цехов предприятия.
При плотности нагрузок до 02 кВА м2 на цеховых подстанциях целесообразно применять трансформаторы мощностью до 1000 кВА .
Определяем минимальное число цеховых трансформаторов Nmin одинаковой мощности Sнт предназначенных для питания технологически связанных нагрузок по выражению:
где kз – коэффициент загрузки трансформаторов;
Sнт – номинальная мощность трансформатора;
ΔN – добавка до ближайшего целого числа.
kз = 07 так как выбраны двухтрансформаторные подстанции с взаимным резервированием трансформаторов с условием перегрузки 40% .
При отключении одного трансформатора оставшейся в работе трансформатор может работать с перегрузкой в 40% в течение 6 часов но не более 5 суток.
Оптимальное число трансформаторов мощностью 630 кВА составляет
По данным расчета примем к установке семь двухтрансформаторных подстанций с мощностью трансформаторов 630 кВА.
Таким образом каждая ТП может быть загружена на мощность равную:
Sтп = n * Кз * Sном = 2 * 07 * 630 = 882 кВА.
Таблица 3.1. – Распределение фактической нагрузки по ТП
расположения ТП и тип
Потребители электроэнергии
Красильно-сортировочный цех
Таблица 3.1. (продолжение) – Распределение фактической нагрузки по ТП
Сортировочно-трепальный корпус
2. Выбор компенсирующих устройств в сетях 04 кВ
Базовую не регулируемую часть батареи определим исходя из расчетного коэффициента загрузки трансформатора (07) и средней реактивной нагрузки потребителей
где =07 – расчетный коэффициент загрузки трансформаторов при полной компенсации реактивной мощности потребителей;
– расчетные нагрузки ТП;
– число и мощность трансформаторов на ТП.
Мощность батарей рассчитываем для каждой ТП и результаты заносим в табл.3.2. Например для ТП1 получим
Мощность регулируемой части батареи принимаем исходя из максимальных нагрузок и нормативного значения коэффициента мощности
где =0329 – нормативный коэффициент мощности при =095.
Суммарная расчетная мощность компенсирующих устройств равна
где – установленная мощность компенсирующих устройств.
Установленная мощность компенсирующих устройств определяется округлением расчетной полученной по формуле (3.4) с учетом номенклатуры конденсаторных установок выпускаемых заводом изготовителем. Компенсирующие устройства реактивной мощности устанавливаем на шинах 04 кВ ТП.
Не скомпенсированная нагрузка на шинах 04 кВ ТП в часы максимума нагрузок суточного графика составит а полная мощность будет равна:
Фактический коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы составит:
Для остальных ТП расчеты выполняем аналогично. Результаты заносим в табл.3.2.
Таблица 3.2.– Выбор компенсирующих устройств 04 кВ
Компенсирующие устройства квар
хАКРМ-04-300(6х50)-У3
хАКРМ-04-150(3х50)У3
хАКРМ-04-75(3х25)-У3
хАКРМ-04-300(6х50)-У3+
хАКРМ-04-150(3х50)-У3
Расчет потерь реактивной мощности в трансформаторах цеховых ТП представлен в табл.3.3. Суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах цеховых ТП определяются по формуле:
– договорная мощность энергосистемы;
– суммарная установленная мощность батарей статических конденсаторов напряжением до 1000 В.
Потери холостого хода и короткого замыкания в трансформаторах ТП определены по каталожным данным по формулам:
Таблица 3.3. Расчет потерь реактивной мощности в трансформаторах цеховых ТП
3. Определение расчетной нагрузки по заводу
На предприятии имеются электроприемники с номинальным напряжением 04 кВ электроснабжение которых предполагаем осуществить от приемного ГПП-10 кВ по отдельным кабельным линиям.
Расчетную полную мощность на ГПП определим по расчетным активным и реактивным нагрузкам цехов с учетом установленных компенсирующих устройств по формуле.
где – коэффициент разновременности максимумов суточных графиков нагрузок (принят по данным [1.4]);
–нормативные потери в трансформаторах ТП1004 кВ.
Результаты расчета сведем в табл.3.3.
Таблица 3.3. – Расчет нагрузок на приемном РП-10 кВ
Максимальные нагрузки
На шинах цеховых ТП 1004 кВ
Нормативные потери в ТП
Всего на шинах приемного РП с учетом компенсации реактивной мощности
Учитывая наличие потребителей I и II категории надежности принимаем к установке два трансформатора. Номинальную мощность трансформатора определяем по условию:
Произведем выбор трансформатора на подстанции по [3].
Выберем трансформаторы:
вариант: ТМН- 6300110 с Sн.т = 63 МВА.
Начальная загрузка трансформатора составляет:
Мощность трансформаторов для второго варианта (ТДН- 6300110 с Sн.т = 10 МВА) выбираем с учетом дальнейшего расширения комбината.
Картограмма нагрузок определение центра электрических нагрузок
Для выбора места расположения цеховых подстанций и приемного РП на генплане завода стоится картограмма электрических нагрузок.
При построении картограмм необходимо знать расчетные силовые и осветительные нагрузки цехов которые определены в табл.2.2.
Радиусы окружностей каждого круга картограммы определяем по выражению:
где - расчетная активная нагрузка
- выбранный масштаб.
Принимаем = 01 кВтм2. За расчетную нагрузку принимаем нагрузку 30-ти минутного максимума суточного графика.
Силовые нагрузки до и выше 1000В изображаются отдельными кругами. Для энергоемких потребителей центр нагрузки совпадает с их расположением в цехе.
Осветительную нагрузку изображаем в виде сектора в круге силовой нагрузки. Угол сектора определяем по формуле:
где - расчетная осветительная нагрузка i-го цеха.
Расчетные величины и приводим в таблице 4.1.
Расчетные данные для определения ЦЭН завода находим по формулам:
где ; - координаты центра нагрузок завода;
- координаты центра нагрузок i-го цеха.
Расчет координат центра электрических нагрузок представлен в табл. 4.1.
Технико-экономическое обоснование внешнего электроснабжения
1. Система внешнего электроснабжения
Электроснабжение текстильного комбината осуществляется от подстанции энергосистемы расположенной на расстоянии 63 км.
Электроснабжение завода предлагаю осуществлять от ГПП.
Примем к рассмотрению два варианта установки трансформаторов на ГПП:
вариант – трансформаторы типа ТМН-630011010.
вариант – трансформаторы типа ТДН-1000011010.
Капитальные затраты на строительство воздушной линии электропередач на напряжение 110 кВ с проводом марки АС-70 (двухцепной на железобетонных опорах) определяется по формуле:
где kуд - стоимость одного километра ВЛ (двухцепной на железобетонных опорах с проводом марки АС-70);
kуд = 1150 тыс.руб.км *3 = 3450 тыс.руб.км
LЛЭП – длина двухцепной ВЛкм;
– коэффициент корректировки цен к уровню 2005 г.
Капитальные затраты на вводы ОРУ-110 кВ подстанции энергосистемы и вводы ОРУ-110 кВ ГПП со стороны высшего напряжения с элегазовыми выключателями определяются по формуле:
где КВ - стоимость ячейки одного комплекта выключателя ОРУ-110 кВ равная с элегазовым выключателем 7300*3 = 21900 тыс.руб.;
n - количество выключателей равное 2.
Капиталовложение на строительство ГПП с двумя силовыми трансформаторами ТМН-6300110 мощностью 6300 кВА каждый составят:
Суммарные капиталовложения в первый вариант системы электроснабжения (U =110 кВ) определяются по формуле:
Капитальные затраты на строительство воздушной линии электропередач на напряжение и ОРУ- 110 кВ такие же как и в 1 варианте.
Капиталовложение на строительство ГПП с двумя силовыми трансформаторами ТДН-10000110 мощностью 10000 кВА каждый составят:
Суммарные капиталовложения во второй вариант системы электроснабжения составят:
Технико-экономические показатели вариантов приведены в табл.5.1
Таблица 5.1. Технико-экономические показатели вариантов системы внешнего
Технические показатели ВЛ
коэффициент загрузки ВЛ
Годовое потребление электроэнергии:
Определим потери мощности и электроэнергии в трансформаторах и воздушных линиях
Потери мощности в трансформаторах определяются по формуле:
где кВтквар – экономический эквивалент для перевода реактивной мощности в активную.
Определим годовые потери электроэнергии по формуле:
где =8760 ч – число часов работы за год;
- время наибольших потерь
Определим потери электроэнергии в ВЛ по формуле:
Рном..л. – потери мощности в линии при длительно допустимой токовой нагрузке кВткм.
Определим суммарные потери электроэнергии по формуле:
Потери мощности в трансформаторах составят:
При двух параллельно работающих трансформаторах определим потери электроэнергии по формуле:
Потери электроэнергии в ВЛ составят:
Определим суммарные потери электроэнергии во втором варианте:
Выбор экономически целесообразного варианта проводим с использованием интегральных показателей.
2. Интегральные показатели экономической эффективности
Сравнение различных вариантов схем электроснабжения проектируемого объекта и их напряжений числа и мощности трансформаторов на ГПП и цеховых ТП сечения проводников ЛЭП и выбор лучшего из них рекомендуется производить с использованием интегральных показателей относительной экономической эффективности.
При сравнении различных проектов (вариантов проекта) они должны быть приведены к сопоставимому виду.
К числу интегральных показателей относятся:
- интегральный эффект или чистый дисконтированный доход ();
- индекс доходности ();
- внутренняя норма доходности;
Интегральный эффект () определяется как сумма текущих (годовых) эффектов за весь расчетный период приведенная к начальному шагу или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).
Величина интегрального эффекта (чистого дисконтированного дохода) вычисляется по формуле:
где – результат (доходы) достигаемый на t-м шаге расчета;
– затраты (без капитальных) осуществляемые на t-м шаге расчета;
Т – продолжительность расчетного периода или горизонт расчета (принимается по согласованию с руководителем проекта);
– коэффициент дисконтирования.
где Е – норма дисконта равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал;
t – номер шага расчета по годам начиная с момента начала осуществления проекта.
Величина дисконтированных капиталовложений:
где – сумма дисконтированных капиталовложений;
– капиталовложения на t-ом шаге.
Индекс доходности () представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений:
Срок окупаемости - минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта) за пределами которого интегральный эффект () становится неотрицательным. Иными словами это период (измеряемый в годах или месяцах) после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления. Срок окупаемости находится графически после определения интегральных эффектов.
После определения интегральных показателей экономической эффективности проекта необходимо оценить финансовое состояние предлагаемого проекта (вариантов проекта). В качестве критериев финансовой оценки используются рентабельность производства рентабельность продукции.
Внутренняя норма доходности () представляет собой ту норму дисконта при которой величина приведённых эффектов равна приведенным капиталовложениям. Иными словами () является решением уравнения:
Если расчет интегрального эффекта () проекта даёт ответ на вопрос является он эффективным или нет при заданной норме дисконта Е то проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. В случае когда равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал капиталовложения в данный проект оправдано.
При определении капиталовложений в энергообъекты был использован справочник [11].
Норма доходности рубля (норма дисконта) принимается Е =10% = 01 (рекомендации консультанта).
В работе использован прогноз тарифов на электроэнергию с 2011 по 2024 год (данные задания) .
При определении затрат на обслуживание энергообъекта принимается норма обслуживания ро = 6% от капиталовложений.
Горизонт расчета (период за который определяются будущие расходы и доходы) определяются исходя из следующих факторов:
а) сроков строительства эксплуатации и ликвидации объекта;
б) нормативных сроков службы технологического оборудования;
в) ожидаемой массы прибыли и т.д.
Капиталовложения в энергообъект распределены по годам строительства следующим образом:
год – 25%; 2 год – 375 %; 3 год – 375 %.
Капиталовложения по вариантам:
КI = 8594 млн.руб. КII = 8774 млн.руб.
Потери электроэнергии соответственно по вариантам:
WI = 383 МВт.чгод ; WII = 429 МВт.чгод.
Объем электроэнергии трансформируемой через систему:
Wгод = 25675 МВт.чгод.
Результаты расчета ожидаемых технико-экономических показателей по вариантам представлены в таблицах 5.2 и 5.3.
ТЭО сравниваемых вариантов представлено в табл.5.4.
Таблица 5.4. ТЭО сравниваемых вариантов электроснабжения
Потери электроэнергии
Рассматриваемые варианты экономически выгодны так как ИД1 и ИД2 больше единицы а срок окупаемости инвестиций меньше восьми лет (экономически выгодно).
Экономические показатели несколько выше у 1 варианта поэтому предлагаю к реализации вариант 1.
Выбор оборудования на ГПП- 110 кВ
1. Выбор схемы электрических соединений ГПП
Питание электроэнергией промышленного предприятия осуществляется от ГПП 11010 кВ с установленными трансформаторами 6300 кВА. Ввод на ГПП осуществляется двумя воздушными линиями с трансформацией напряжения схема - мостик с выключателями. Нормально выключатель Q3 на перемычке (в мостике) между двумя линиями включен. При необходимости вывода в ремонт поврежденного трансформатора отключают разъединители.
Для сохранения в работе обеих линий при ревизии любого выключателя предусматривается дополнительная перемычка из двух разъединителей. Нормально один разъединитель перемычки отключен все выключатели включены.
Основное оборудование на стороне первичного напряжения: силовой трансформатор линейный разъединитель. выключатель.
Все оборудование РУ-110 кВ устанавливаются открыто на железобетонных конструкциях. Прокладка силовых и контрольных кабелей осуществляется в лотках коробах.
Для защиты нейтралей силовых трансформаторов предусматриваем установку разрядников.
Вводы от трансформаторов в РУ-10 кВ выполнены голыми гибкими проводами марки АСО что упрощает и облегчает конструкцию ошиновки по сравнению с жесткой ошиновкой.
Оборудование КРУ-10 кВ комплектуется из вакуумных выключателей типа ВВЭ-10 встраиваемые в базовые ячейки К-105. Выключатель представляет собой аппарат прямого действия операции включения выключателя осуществляется электромагнитным приводом прямого действия за счет тягового усилия электромагнита включения. Отключение осуществляется за счет энергии запасенной отключающими пружинами выключателя при включении. Гашение дуги в выключателе осуществляется камерами дугогасительными вакуумными (КДВ). Обслуживание КРУ двухстороннее. На стороне 10 кВ принята одинарная система шин секционированная выключателем с применением устройства АВР. Аппаратура управления защиты сигнализации трансформаторы напряжения размещены в шкафах КРУ.
Достоинства: надежность устройств не требует постоянной эксплуатации а следовательно сокращаются эксплуатационные расходы. Режим работы линии и трансформаторов раздельный характер резерва неявный.
Однолинейная схема электрических соединений ГПП показана в графической части проекта.
2. Расчет токов короткого замыкания
Вычисление токов короткого замыкания необходимо для:
- выбора электрооборудования;
- выбора средств ограничения токов короткого замыкания;
- проектирования релейной защиты.
Исходя из этих соображений и составляют расчетную схему и схему замещения.
Для расчета токов короткого замыкания принимаем метод относительных единиц. Трансформаторы в нормальном режиме работают раздельно соответственно и выбираем схему замещения.
Примем: Sб = 1000 МВА Uб1 = 115 кВ Uб2 = 105 кВ.
где:Sб – базисная мощность
Uб1 – базисное напряжение на стороне первичного напряжения
Uб2 – базисное напряжение на стороне вторичного напряжения.
Определяем базисные токи:
Рисунок. 6.1. а) расчетная схема; б) схема замещения
Определим сопротивления элементов схемы:
где х0 = 04 Омкм –удельное сопротивление ВЛ [1.3].
Трансформатор: (6.3)
Определим результирующее сопротивление:
где: X*б.рез.к1 – результирующее базисное сопротивление в точке К1;
X*б.рез.к2 – результирующее базисное сопротивление в точке К2.
Определим токи и мощности короткого замыкания для точки К1:
Ударный ток определяется по формуле:
где kу – ударный коэффициент [1.9].
Мощность короткого замыкания МВА определяется по формуле:
Определим токи и мощности короткого замыкания для точки К2:
где kу – ударный коэффициент по [1.9].
Мощность короткого замыкания определяется:
Таблица 6.1.- Сводная таблица расчета токов короткого замыкания
3. Выбор оборудования на стороне первичного напряжения
Электрические аппараты в системе электроснабжения должны надежно работать как в нормальном длительном режиме так и в условиях аварийного кратковременного режима. К аппаратам предъявляется род общих требований надежной работы: соответствие номинальному напряжению и роду установки; отсутствие опасных перегревов при длительной работе в нормальном режиме термическая и динамическая устойчивость при коротких замыканиях.
3.1. Выбор разъединителей
Определим токи в нормальном и аварийном режимах:
Imax = = 14. 33 = 46 А.
Iпо = 14 кА – установившееся значение тока короткого замыкания.
iу = 32 кА – ударный ток короткого замыкания.
Каталожные данные разъединителя представлены в таблице 6.2.
При питании токов короткого замыкания от системы неограниченной мощности от апериодического тока можно пренебречь поэтому принимаем приведенное время равное действительному времени протекания токов короткого замыкания:
где: tзт – время действия защиты трансформатора
tзл – время действия быстродействующей защиты
Проверка по длительному току в аварийном режиме:
Проверка на динамическую устойчивость:
Проверка на термическую устойчивость производится по току термической стойкости заданному заводом изготовителем и расчетному времени термической стойкости.
Аппарат термически стоек если:
где: Вк – тепловой импульс тока короткого замыкания А2с
Та – постоянная затухания апериодической составляющей равная 002с.
Разъединитель РДЗ-110 по всем условиям выбора подходит.
Таблица 6.2. -Каталожные данные разъединителя
Номинальное напряжение кВ
Термическая стойкость допустимое время кАс
Амплитуд предельного сквозного тока КЗ кА
Независимо от того защищена воздушная линия от прямых ударов молний или нет оборудование электроустановок связанных с воздушными электросетями может подвергаться воздействию электромагнитных волн и атмосферных перенапряжений набегающих со стороны линии. Для предотвращения этого необходимо искусственное снижение амплитуды волны набегающей на установку что и достигается с помощью ограничителей перенапряжения.
Таблица 6.3. - Каталожные данные ограничителя перенапряжения
Номинальное напряжение сети кВ (действующее)
Наибольшее допустимое напряжение разрядника кВ
Остаточное напряжение при 3000А не более кВ
При выпуске с завода
Расчетный ток коммутационного перенапряжения (при волне 1225 мс) А
Напряжение на ограничителе при 015 с кВ
3.2. Выбор выключателей
По расчетному максимальному току выбираем элегазовый выключатель ВЭК –110-402000 У1.
Проверка на термическую устойчивость:
где:Tа – постоянная затухающая апериодической составляющей [1].
где – минимальное время срабатывания защиты ПУЭ рекомендует принимать его в расчетах равным 002с;
– собственное время отключения выключателя (для выключателей равно 005 – 008 с) [3].
Проверка по длительному току:
Проверка на динамическую устойчивость:
Таблица 6.3.- Каталожные данные выключателя
Номинальное напряжение
Ток электро-динамической устойчивости кА
Ток термической устойчивости допустимое время кАс
Элегазовый выключатель ВЭК-110 термически стоек и по всем условиям выбора оборудования подходит.
3.3. Выбор трансформаторов тока
Трансформатор тока предназначен для понижения первичного тока до стандартной величины и для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Выбираем встроенный в выключатель трансформатор тока ТВ-110-I.
Проверка трансформатора тока по длительному току в послеаварийном режиме:
Проверка трансформатора по напряжению электроустановки:
Таблица 6.4. - Каталожные данные трансформатора тока
Номинальный ток (первичный)
Номинальная нагрузка классе точности 1 ВА
Термическая стойкостьдопустимое
3. Выбор оборудования на стороне вторичного напряжения 10 кВ
3.1. Выбор сборных шин
Выбор сборных шин производим по допустимому максимальному току
Imax =14. 182= 255 А.
Принимаем однополосные алюминиевые шины (50х6) мм2 [2]
Iдоп = 740 А > Imax = 255 А.
Проверка сборных шин на термическую стойкость.
Ino = 27 кА тогда тепловой импульс:
Вк = = 272(12+001) = 88 кА2 с.
Минимальное сечение по условию термической стойкости:
что намного меньше выбранного сечения.
Следовательно шины термически стойки.
Проверка на механическую прочность.
Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ Нм определяется по формуле:
Изгибающий момент Н м определяется по формуле:
Напряжение в материале шины МПа определяется по формуле:
где W – момент сопротивления шины см3.
расч = 22 МПа доп = 75 МПа.
Поэтому шины механически прочны.
4.2. Выбор вводных выключателей
Выбираем КРУН типа К-105 с вакуумными выключателями ВВЭ -10-1000
Таблица 6.6. - Выбор выключателей
Выбираем разрядник РВО-10 для защиты от атмосферного перенапряжения электрооборудования переменного тока 50 Гц в сетях с любой системой заземления нейтрали.
4.3. Выбор трансформаторов напряжения
Трансформатор напряжения предназначен для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокеого напряжения.
Условия выбора трансформаторов напряжения:
где: Uуст.н – номинальное напряжение установки;
U1н – первичное напряжение трансформаторов напряжения;
S2 – расчетная нагрузка;
Sн – номинальная нагрузка трансформатора напряжения в принятом классе точности.
Выбираем к установке трансформатор напряжения НТМИ-10 [1.3].
Трансформатор напряжения имеет две вторичные обмотки - для измерения напряжения и для контроля изоляции. Счетчики предназначены для денежного расчета и имеют класс точности –05.
Таблица 6.7. -Данные приборов включенных через трансформатор напряжения
Мощность одной обмотки ВА
Счетчик активной мощности
Счетчик реактивной мощности
Таблица 6.8. - Каталожные данные трансформатора напряжения.
Номинальный коэффициент трансформации
Номинальная мощность в классах точности ВА
Максимальная мощность ВА
4.4. Выбор трансформаторов тока
Выбираем трансформаторы тока ТПЛ-10 [1.3].
Таблица 6.9. - Каталожные данные трансформаторов тока
Номинальный первичный ток А
Электро-динамическая устойчивость кА
Термическая устойчивость
допустимое время кАс
измерительной обмотки
Таблица 6.10. - Данные приборов присоединенных к трансформатору тока
Наименование прибора
Потребляемая мощность
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Проверка трансформаторов тока:
на термическую устойчивость:
на электродинамическую устойчивость:
iу = 54 кА Iдин =745 (кА).
по вторичной нагрузке:
где: Z2- расчетная нагрузка трансформатора тока (Ом);
Z2 ном - номинальная нагрузка в выбранном классе точности (Ом).
Z2 R2= Rприб+Rпров+Rк (6.10)
где: Rприб- сопротивление приборов;
Rпров – сопротивление проводов;
Rк - сопротивление контактов (принимают равным 01 Ом [1.3]).
где: Sприб – суммарная мощность приборов;
Для присоединения измерительных приборов к трансформатору тока используем медные провода длиной L = 10 м.Удельное сопротивление медных проводов: =00175 Ом*мм2м .Выбираем провода сечением S=25 мм2.
Сопротивление соединительных проводов:
Z2 R2=Rприб+Rпров+Rк =022+01+007=039 (Ом).
Номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности:
Z2 =039 Ом Z2 ном =068 Ом.
Выбор внутренней схемы электроснабжения завода
1. Выбор питающих линий к цеховым ТП
Завод имеет сосредоточенную нагрузку расположенную в разных направлениях от центра питания и имеет потребителей на напряжение 04 кВ поэтому целесообразно выбрать радиальную схему электроснабжения.
Определим расчетные токи в нормальном Iр и аварийном режимах Imax.р ТП. Результаты расчета приведем в таблице 7.1.
Экономически целесообразное сечение определяется по формуле:
где Амм2 экономическая плотность тока для кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной изоляцией для по [1.1].
Выбираем кабель ААШв-10кВ(3х25) с Iдоп = 90 А.
Выбираем термически стойкое сечение жилы кабеля по формуле:
где Iк2 – ток короткого замыкания на шинах 10 кВ;
tn - приведенное время КЗ:
tп = tс.з+ tвыкл .(7.4)
где tс.з. – время срабатывания защиты 125 с.;
tвыкл. – время отключения выключателя 008 с.
Кт - температурный коэффициент учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева жил кабеля по [1.3] принимаем равным 95.
Принимаем к установке кабель ААШв-10кВ(3х25) с Iдоп = 90 А.
Условие проверки по нагреву определяется неравенством:
где – поправочный коэффициент на количество работающих кабелей
лежащих рядом в земле;
– коэффициент допустимой перегрузки на период ликвидации послеаварийного режима;
– допустимый по нагреву ток кабеля выбранного сечения.
Поправочный коэффициент на количество работающих кабелей лежащих рядом в земле (в трубах или без труб) для двух кабелей при расстоянии между ними в свету 100 мм равен 085. Допустимая на период ликвидации послеаварийного режима перегрузка для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией при коэффициенте предварительной нагрузки до 06 при длительности максимума 6 ч составляет 125.
условие (7.5) выполняется и кабель марки ААШв-10(3×25) проходит по нагреву. Выбор кабельных линий представлен в таблице 7.1.
Таблица 7.1. - Исходные и расчетные значения для выбора питающих линий ТП
2. Выбор комплектных трансформаторных подстанций
КТП промышленного типа выпускают в соответствии с ГОСТ 14695-80.
Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) поставляются с завода полностью собранные устанавливаются в цехах. КТП состоят из трех основных элементов: вводного устройства 10 кВ силового трансформатора и распределительного устройства 04 кВ. Вводное устройство типа ВВ-1 представляет собой металлический шкаф укрепленный к баку силового трансформатора.
Распределительное устройство состоит из шкафов типа ШН в которых расположены ошиновка и автоматические выключатели серии «Электрон»
Питание шин РУ-04 кВ осуществляется через секционный автоматический выключатель.
Выберем вводные и секционные автоматические выключатели на ТП.
Выключатель выбирается из условия [1.4];:
Iном.расц. ≥ Imax.p.
Uном.а в ≥ Uэл. уст.
Iном а. в. – номинальный ток автоматического выключателя;
Iном.расц – номинальный ток расцепителя автоматического выключателя.
Выбирается тип автоматического выключателя по [1.4];
Производится расчет уставок в зоне перегрузки
Iуст. пер. ≥ 125Iр.. (7.6) Определяется ток уставки в зоне перегрузки Iуст. пер А
Iуст. пер = (08; 1; 115; 125 ;2) Iном..расц.
Производится расчет уставок в зоне короткого замыкания
Iуст. к.з. ≥ 125Iкр. (7.7)
Iкр. – ток кратковременный А
Определяется ток кратковременный
где Iдл – длительно допустимый ток А
Определяется длительно допустимый ток
Iдл = Imax.р - Iн.дв.
Iн.дв – номинальный ток двигателя наибольшей мощности А
Определяется ток уставки в зоне короткого замыкания Iуст. к.з. А
Iуст. к.з. = Iном.расц. Кк.з.
где Кк.з = (3;5;7;10) – кратность в зоне короткого замыкания.
Выбор автоматических выключателей приводим в таблице 7.2.
Таблица 7. 2. - Выбор вводных автоматических выключателей на ТП
3.Расчет питающих сетей напряжением до 1000 В
Электроснабжение цехов в которых нет собственных цеховых подстанций осуществляем по кабельным линиям 04 кВ от ближайших ТП. Для распределения энергии внутри цеха предусматриваем установку силовых распределительных пунктов СП непосредственно в цехах вдоль стен.
Расчетные токи для каждой линии определяем по формуле
где – полная расчетная мощность линии в послеаварийном режиме наибольших нагрузок (табл.2.2);
– число силовых пунктов в цехе.
Для сетей 380220В следует применять четырехжильные кабели или четыре одножильных провода (при сечениях до 10 мм2). Кабели с поливинилхлоридной изоляцией и оболочкой могут быть проложены открыто [1.1]. Выбор сечений проводников следует выполнять по таблицам ПУЭ исходя из допустимого нагрева проводника расчетным током [1.1]
где – допустимый ток для проводника при выбранном сечении жил кабеля и принятом материале изоляции жил выбираемый из таблиц ПУЭ;
– наибольший расчетный ток в линии;
– понижающий коэффициент на условия прокладки проводников (в зависимости от прокладки в земле в воздухе в трубах числа кабелей проложенных рядом и т.п.)[1.1];
=1 – для помещений с нормальной средой; =125 – во взрывоопасных зонах.
Расчеты для ЛЭП питающих СП сводим в таблицу 7.3.
Защитные и коммутационные аппараты (автоматические выключатели плавкие предохранители и магнитные пускатели напряжением 380220В) выбираются по номинальному напряжению и наибольшим расчетным токам в линиях исходя из условий
где – номинальные напряжение и ток аппарата;
– наибольший расчетный ток в линии в которой установлен данный аппарат.
Для электромагнитного расцепителя должно выполняться условие:
где – ток уставки электромагнитного расцепителя;
k - коэффициент запаса равный 125 для нормальных помещений 15 - для взрывоопасных зон всех категорий.
Кроме того между допустимым током проводника и током срабатывания защиты (током уставки расцепителя автоматического выключателя) должно выполняться соотношение:
где – наибольшая допустимая кратность уставки аппарата защиты к допустимому току проводника по ПУЭ.
В сетях защищаемых только от токов КЗ значения в формуле (7.11) следует принимать равным:
- для уставки автоматического выключателя имеющего только электромагнитный или аналогичный расцепитель мгновенного действия (отсечку);
- для теплового расцепителя автомата с нерегулируемой обратно зависящей от тока характеристикой; 125 - для теплового расцепителя автомата с регулируемой обратно зависящей характеристикой.
Таблица 7.3. – Выбор сечений проводников к СП-04 кВ
Красильно-сортировочный
Таблица 7.3. (продолжение) – Выбор сечений проводников к СП-04 кВ
Проходная админ. корпус
Сортировочно-трепальный
Мастерская крутильный цех
Склад наружное освещение
4. Расчет ответвлений для термического отделения
Выбор питающих линий и коммутационной аппаратуры представлен в табл. 7.4.
Таблица 7.4. – Выбор питающих линий и аппаратов защиты
В данном курсовом проекте было разработано электроснабжение текстильного комбината. Основное содержание проекта излагается в следующих разделах: расчет электрических нагрузок определение центра электрических нагрузок по которому с некоторым смещение в сторону источника питания было определено место расположения ГПП выбор трансформаторов на цеховых подстанциях и ГПП выбор системы внешнего и внутреннего электроснабжения выбор токоведущих частей и аппаратуры защиты технико-экономический расчет внешнего электроснабжения.
Спроектированная система электроснабжения удовлетворяет требованиям бесперебойности электроснабжения потребителей заданного качества напряжения на зажимах потребителей экономичности как с точки зрения минимума капитальных затрат на строительство так и с точки зрения суммарных эксплуатационных затрат включая стоимость потерь электроэнергии.
Основные элементы внешнего электроснабжения выбраны по современным методикам оценки эффективности технических проектов. В качестве критериев оптимальности использованы основные экономические и технические параметры системы.
Список использованной литературы
2. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: учебник для вузов. М.: Интермет Инжениринг 2007. 672 с.
3. Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 04-34кВ и 110-1150 кВ: учебно-производственное издание: в 7 т.: т.6 Е.Ф. Макаров; под ред.И.Т. Горюнова А.А. Любимова. М.: Энергия 2006.- 624 с.
4. Озерский В.М. Расчет электроснабжения промышленных объектов напряжением до 1000 В: учебное пособие В.М. Озерский И.М. Хусаинов И.И. Артюхов. Саратов: Сарат. гос. тех. ун-т 2010. 76 с.
5. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей: 4-е изд. перераб. и доп. с измен. М.: Дизайн ПРО 2008. 648 с.
6. Вахнина В.В Степкина Ю.В. Проектирование систем электроснабжения машиностроительных предприятий: учебное пособие. Тольятти: ТГУ 2004.
7. Алексеев Б.А. и др. Основное электрооборудование электрических станций и сетей Электрические станции. - 2005. - №2. - С.48-56.
8. Федоров А.А. Старкова Л.Е. учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий. –М.: Энергоатомиздат 1987.
9. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: Электроснабжение и автоматизация Под. ред. А.А.Федорова и Г.В. Сербиновского. –М.: Энергия 1981.
10. Проектирование промышленных электрических сетей Под ред. В.И. Круповича. –М.: Энергия 1979.
11. Справочник по проектированию электрических сетей Под ред. Д.Л Файбисовича . –М.: ЭНАС 2007.
12. Электротехнический справочник. В 3 т. Под общей ред. профессоров МЭИ. 7-е изд. –М.: Энергоатомиздат 1985.
13. Противопожарные нормы проектирования зданий и сооружений. СМ и П II-2-8 Госстроя СССР. –М.: Стройиздат 1981.
14. Карякин Р.Н. Заземляющие устройства электроустановок. Электрооборудование 2006 №8
15. Г.Н. Ополева Схемы и подстанции электроснабжения.- М.: Форум - Инфра –М 2006.
1.Нормы технологического проектирования понижающих подстанций с высоким напряжением 35-750 кВ. 2-е изд. –М.: Минэнерго СССР 1979.
2. Кнорринг Г.М. Справочная книга для проектирования электрического освещения. –Л.: Энергия 1976.
3. ГОСТ 12.1.006-76. Система стандартов безопасности труда.
4. Грейсух М.В. Лазарев С.С. Расчеты по электроснабжению промышленных предприятий. –М.: Энергия 1977.
5. Чернухин А.А. Флаксерман Ю.Н. Экономика энергетики СССР. –М.: энергия 1980.
6.Руководящие материалы по релейной защите. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. –М.: Энергоатомиздат 1985.
7. Андреев В.А. Релейная защита автоматика и телемеханика в системах электроснабжения.–М.: Высшая школа 1990.
8. Электрическая часть станций и подстанций Под. ред. А.А.Васильева. –М.: Энергия 1980.
9. Пособие по курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей Под ред. В.М.Блок. –М.: Высшая школа 1981.