Электроснабжение ЧТЗ

Технический паспорт .doc

Технический паспорт проекта
1Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1000 В – 29367.4 кВА.
2Категория основных потребителей по надежности электроснабжения:
Потребители III категории: - управление
-склад готовой продукции.
Потребители II категории: - остальные цеха.
3Полная расчетная мощность на шипах ГПП: Sp = 300024.5 кВА
4Коэффициенты реактивной мощности:
Естественный: tg j = 0.8
Заданный энергосистемой: tg j = 0.31
Расчетный: tg j = 0.31.
5Напряжение внешнего электроснабжения 110 кВ.
6Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме питающих предприятия линий Sк.з.= 4541.4 МВА.
7Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы тип и сечение питающей линии АС – 7011.
8Количество тип и мощность трансформаторов ГПП: 2 ТРДН – 25.000110.
9Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия 10 кВ.
10Типы ячеек распределительных устройств ГПП – КМ – 190.
11Количество цеховых ТП типы и мощности их трансформаторов:
ТП 1-2: 2ТМЗ – 100010
ТП 3-4: 2ТМЗ – 63010
ТП 5-7: 2ТМЗ – 63010
ТП 8-9: 2ТМЗ – 160010
ТП 10-13: 2ТМЗ – 63010
ТП 14-15: 2ТМЗ – 100010
ТП 16-18: 2ТМЗ – 63010
12Типы и сечения кабельных линий (табл. 1.1).
Электрофикация народного хозяйства является одним из важнейших путей эффективного развития его производительных сил и улучшение условий труда и быта. Она в наибольшей мере способствует совершенствованию технологий росту объема продукции и повышению производительности труда.
Преимущество использования электроэнергии в ряде промышленных технологий а также обеспечение при ее применении автоматизации многих процессов и их механизации предопределяет дальнейший рост электрофикации и следовательно увеличение потребления электроэнергии.
Все возрастающее потребление электрической энергии и все возрастающие затраты на добычу и транспорт топлива необходимого для ее разработки остро поставили вопрос об экономии топлива и энергии о внедрении электросберегающих технологий. Стратегическая направленность экономической политики в отношении экономии энергии сочетается с политикой углубления электрофикации всех отраслей народного хозяйства.
Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией промышленных приемников. Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с широким внедрением электропривода в качестве движущей силы различных машин и механизмов и строительством электростанций. По мере развития электроснабжения усложняются и системы электроснабжения промышленных предприятий. В них включаются сети высоких напряжений распределительные сети а в ряде случаев и сети промышленных ТЭЦ. Возникает необходимость внедрять автоматизацию системы электроснабжения промышленных предприятий и производственных процессов осуществлять в широких масштабах диспетчеризацию процессов производства с применением телесигнализации и телеуправления и вести активную работу по экономии электроэнергии.
Рационально выполненная современная система электроснабжения должна
удовлетворять ряду требований: экономичности и надежности безопасности и удобству эксплуатации обеспечения надлежащего качества электроэнергии уровней напряжения стабильности частоты. Должны также предусматриваться кратчайшие сроки выполнения строительно-монтажных работ и необходимая гибкость системы обеспечивающая возможность расширения при развитии предприятия без существенного усложнения и удорожания первоначального варианта.
Характеристика производства
Тракторостроение – одна из ведущих отраслей машиностроительной промышленности. процесс изготовления машины складывается из операций в которых используется разнообразное технологическое оборудование. При этом основная часть машин изготавливается методами поточно-массового производства. Тракторостроение характерно многообразием технологических процессов использующих электроэнергию: сварка обработка металлов и материалов давлением и резанием термообработка. Поточные линии для сборки тракторов и т.д. Предприятие широко оснащено электрофицированными подъемно-транспортными механизмами вентиляционными установками.
Технология тракторного производства разнообразна. Например в гальваническом цехе производится гальваническая обработка деталей которая препятствует появлению коррозии металла. В механическом цехе производится токарная фрезерная сверлильная обработка деталей для окончательной сборки тракторов. В цехе сборки тракторов на поточно-конвейерных линиях производится сборка трактора Т-170 и комплектующих изделий к нему. А также на производстве во многих цехах используются сварочные агрегаты. В настоящее время на производстве используются станки с ЧПУ.
Тракторный корпус расположен на территории Челябинского тракторного завода.
Климатические условия:
-по толщине стенки гололеда – III район
-по скоростным напорам ветра – III район.
На заводе имеют место выбросы в атмосферу газа пыли и дыма. Коррозионная активность грунта предприятия – средняя блуждающих токов в грунте предприятия нет. Колебания и растягивающие усилия в грунте предприятия отсутствуют. Предприятие работает в основном в две смены. Категория корпуса по надежности электроснабжения – II. В корпусе 10 цехов.
Планирование осуществляется составлением балансов рабочего времени отдельно по группам рабочих с одинаковым режимом работы и в расчете на одного человека.
На ГПП предприятия установлены два трансформатора ТРДН – 25000110. Электроприемники предприятия работают на переменном токе частотой 50 ГЦ на напряжении 10 и 04 кВ.
Виды коммутаций и тип грунта со средней коррозионной активностью без блуждающих токов позволяет прокладку кабелей типа ААШву.
Расчет электрических нагрузок
1 Расчет электрических нагрузок по механическому цеху № 6
Исходные данные и результаты расчета сведены в таблицу 4.1. там же указаны и формулы по которым производился расчет. Коэффициенты Ки и Cos j для отдельных электроприемников взяты из [24].
Эффективное число электроприемников nэ определено по выражению:
Nэ = (Pн)2 n Pн2 (4.1)
Значение коэффициента расчетной нагрузки Кр приведено в таблице 1 методики тяжпромэлектропроекта. Расчетная активная мощность подключенных к узлу питания ЭП напряжением до 1 кВ определятся по выражению:
где Ки – коэффициент использования
Рн – номинальная активная мощность.
Расчетная реактивная мощность для питания сетей напряжением до 1 кВ в зависимости от nэ:
при nэ10 Qp = 11 Кн Рн tg φ
при nэ>10 Qp = Кн Рн tg φ (4.3)
Полная расчетная мощность находится по выражению:
Значение токовой расчетной нагрузки:
2 Расчет электрических нагрузок по предприятию
Результаты расчета сведены в таблицу 4.2. Коэффициент Кр для отдельных электроприемников предприятия принят из таблицы 2 методики тяжпромэлектропроекта. Для итоговой строки таблицы 4.2 проекта коэффициент одновременности Ко принят из таблицы 3 той же методики.
Расчетная нагрузка осветительных электроприемников определяется по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной поверхности пола с учетом коэффициента спроса:
Рр.о = Кс.оРу.о F (4.6)
где Кс.о – коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки [2]
Ру.о – удельная осветительная нагрузка на 1 м2 производственной поверхности пола цеха [4]
F – поверхность пола цеха.
3 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия
При проектировании системы электроснабжения на генплан предприятия наносятся все производственные цехи с картограммой нагрузок . Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генплане окружности центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов а площади кругов пропорциональны расчетным активным нагрузкам. Каждый круг делится на секторы площади которых пропорциональны расчетным активным нагрузкам электроприемников напряжением до 1000 В электроприемников напряжением выше 1000 В и электрического освещения. При этом радиус окружности и углы
секторов для каждого цеха соответственно определяются:
где Рpi – расчетные активные нагрузки цехов
m – масштаб площадей картограммы нагрузок кВтм2.
Произведем выбор величины масштаба mi. Имеем: Рр min = 56.5 кВт rmin = 10 мм.
L н L в L o (4.8 - 4.10)
где Ppнi Ppвi Ppoi – расчетные активные нагрузки соответственно электроприемников напряжением до 1000 В выше 1000 В и электрического освещения кВт.
Центр электрических нагрузок предприятия является символическим центром потребления электрической энергии предприятия координаты которого находятся по выражениям:
Хо = Рр Yо = Ppi_Yi (4.11 – 4.12)
где Xi Yi – координаты центра i-го цеха на плане предприятия м.
Хо = = 6194 м Yo = = 327 м.
Mлиста = 4286 мсм Хо = 145 см; Yo = 7.6 см.
Результаты расчетов сведены в таблицу 4.3

Релейная защита .doc

Релейная защита автоматика и телемеханика в системе электроснабжения
1 Краткая характеристика защит основных элементов электроснабжения
1.1 Защита линий питающих ГПП
На воздушных линиях напряжением 110 кВ в качестве основной защиты от всех видов коротких замыканий используется дистанционная. В качестве резервных (в основном от однофазных коротких замыканий) применяются максимально токовые защиты и отсечки. На параллельных линиях устанавливаются поперечные дифференциальные защиты. Все защиты действуют на отключение.
1.2 Защита трансформаторов ГПП
Для трансформаторов ГПП предусматриваем следующие виды защит:
-от междуфазных коротких замыканий в обмотках и на их выводах в зависимости от мощности трансформатора – продольно дифференциальную защиту;
-от повреждений внутри кожуха сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла – газовую защиту;
-от сверхтоков внешних коротких замыканий – максимально токовую защиту без пуска или с пуском минимального напряжения;
-от перегрузки – максимальную токовую защиту действующую на сигнал на подстанциях с дежурным персоналом.
1.3 Защита линий питающих трансформаторы цеховых ТП
Внутреннее электроснабжение промышленных предприятий осуществляется кабельными линиями. На них устанавливаются защиты от многофазных коротких замыканий и от однофазных замыканий на землю. На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных коротких замыканий устанавливается двухступенчатая токовая защита: первая ступень – отсечка вторая – максимальная токовая с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени. Защита от однофазных замыканий на землю действует на сигнал. На кабельных линиях на которых возможны систематические перегрузки устанавливаем защиту от перегрузки с действием на сигнал или с выдержкой времени на отключение. Кабельные линии также защищаются предохранителями в сочетании с выключателями нагрузки.
1.4 Защита цеховых трансформаторов
Цеховые трансформаторы от межфазных коротких замыканий имеют максимальную токовую защиту которая устанавливается в начале питающей подстанции линии. Для защиты от внутренних повреждений маслонаполненных трансформаторов используются газовые реле. При схеме соединения обмоток YХ применяется защита от однофазных замыканий на землю со стороны низшего напряжения. Допускается защита трансформаторов плавкими предохранителями.
1.5 Защита конденсаторных батарей
Для защиты конденсаторных батарей напряжением выше 1000В от межфазных коротких замыканий применяются плавкие предохранители или максимальная токовая защита мгновенного действия.
Конденсаторные батареи напряжением ниже 1000В защищаются плавкими предохранителями или быстродействующими автоматами.
Межсекционные выключатели обеспечиваются максимальной токовой защитой.
В соответствии с [1] применение автоматического повторного выключения (АПВ) является обязательным для ЛЭП выше 1000В кроме того предусматривается устройство АПВ трансформаторов. Для однократного и двукратного АПВ используем реле типа РПВ-258.
Автоматическое включение резерва (АВР) по [1] устанавливаем во всех случаях когда отключение рабочего источника питания приводит к полному прекращению электроснабжения. Для запуска схемы АВР служат пусковые органы минимального напряжения . Однократность действия АВР обеспечивается с помощью реле однократного включения РОВ. АВР используется на шинах 10кВ ГПП а также на стороне низшего напряжения цеховых ТП. Для поддержания необходимого уровня напряжения у потребителей применяется система автоматического регулирования коэффициента трансформации (АРКТ) трансформаторов ГПП.
2 Расчет защиты трансформаторов ГПП
Для расчета защиты трансформаторов ГПП требуется знать величины токов короткого замыкания в максимальном и минимальном режимах работы системы в разных точках сети. Методика расчетов токов короткого замыкания приведена в разделе 7. Результаты расчетов сведены в таблицу 10.1.
IКЗ МАХ ВН = IКЗ МАХ НН11510.5
Точка короткого замыкания
Среднее напряжение ступени
Продольная дифференциальная токовая защита
Номинальные первичные токи:
Iн.т вн = = 1312 А (10.1)
Iн.т нн = = 7217 А (10.2)
где SНОМ. Т – номинальная мощность трансформатора кВА
Выбираем коэффициент трансформации трансформаторов тока с учетом перегрузки на 40%:
Кт вн = 2005 ТВТ-1102005
Кт нн = 15005 ТОЛ-1015000.510Р
Схемы включения первичных обмоток трансформаторов тока на стороне высокого напряжения – треугольник на стороне низкого напряжения – неполная звезда.
Вторичные токи соответствующие номинальной нагрузке трансформатора:
Iв вв = = 568А (10.3)
Iв нв = =24 А (10.4)
Основной стороной защиты является сторона с большим током. За расчетный ток принимаем:
Определим токи срабатывания защиты они определяются из двух условий:
-ток срабатывания защиты отстраивается от броска тока намагничивания
Iсз = КIНОМ. Т = 051312 = 656 А (10.5)
где К – коэффициент отстройки от броска тока намагничивания для РСТ15 К=05;
-ток срабатывания защиты отстраивается от максимальных токов небаланса
Iсз = КОТСIНБ (10.6)
где КОТС – коэффициент отстройки от токов небаланса для РСТ-15 К=13;
IНБ = I'НБ + I''НБ + I'''НБ - ток небаланса;
I'НБ – учитывает погрешность трансформаторов тока;
I''НБ – связано с наличием регулирования;
I'''НБ – учитывает несовпадение расчетного числа витков
I'НБ + I''НБ = (КОДНКПЕР + D)I3 К МАХ = (11005 + 012)970 = 1649 А (10.7)
где КПЕР – коэффициент учитывающий переходной режим т.е. наличие апериодической составляющей;
КОДН=1 – коэффициент однотипности;
=005 – полная погрешность трансформаторов тока.
Ток срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса по (10.6):
IСЗ = 131649 = 21437 А;
принимаем наибольший ток IСЗ = 21437 А;
Ток срабатывания реле на основной стороне:
IСР ОСН = = 928 А (10.8)
Число витков основной обмотки исходя из FСР = 130 (для РСТ15 – установка 065 IНОМ. Т; К=2)
Принимаем WОСН = 14 витков.
Ток срабатывания реле на неосновной стороне:
IСР НЕОСН = = 783 А (10.10)
Число витков неосновной обмотки:
НЕОСН.РАСЧ = = 1659 (10.11)
Принимаем НЕОСН.ДЕЙСТВ.= 17 витков.
Составляющая тока небаланса за счет неточной установки витков на основной стороне:
I'''НБ = = 068 А (10.12)
Уточненное значение тока срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса:
IСЗ = КОТС( I'НБ + I''НБ + I'''НБ ) =13(1649+068) = 21525А (10.13)
Чувствительность защиты определим по двухфазному короткому замыканию на стороне 10 кВ:
КЧ = = 257 > 2. (10.14)
Выбранное реле проходит по чувствительности.
2.1 Максимальная токовая защита (МТЗ)
Максимальную токовую защиту выполняем в виде трех комплектов. МТЗ АК1 устанавливаем на стороне высшего напряжения которая питается от трансформатора тока. ТА2 предназначена для резервирования отключения короткого замыкания на шинах низшего напряжения а также для резервирования основной защиты трансформатора. МТЗ установленная на ответвлениях к первой и второй секциям шин 10 кВ (Реле КА1 КА2 КА3 КА4) питается соответственно от трансформаторов тока ТАЗ и ТА4 предназначена для отключения на шинах 10 кВ короткого замыкания а точнее для резервирования отключения короткого замыкания на элементах присоединенных к этим шинам.
МТЗ на стороне высокого напряжения
Ток срабатывания защиты по условию отстройки от рабочего тока при возможной перегрузки трансформаторов:
IСЗ = = 66329 А (10.15)
где КОТС – коэффициент отстройки для РСТ13 КОТС = 13;
КСЗП – коэффициент самозапуска;
КВ – коэффициент возврата для РСТ КВ = 09;
IРАБ.МАХ = 14IНОМ. Т = 141312 = 18368 А.
Выбираем трансформатор тока ТВТ-200-0.510Р с КТА = 2005.
Ток срабатывания реле:
IСР = = 2872 А (10.16)
Действительный ток срабатывания реле:
IСР.ДЕЙСТВ = IMIN(1+q) = 15(1+0.1+0.2+0.4+1.6) = 28.5 А (10.17)
Коэффициент чувствительности в основной зоне при коротком замыкании на шинах 10 кВ:
КЧ = = 084 1.5 (10.18)
Коэффициент чувствительности в зоне резервирования – в конце кабеля 10 кВ:
Так как защита не проходит по чувствительности применяем схему с комбинированным пуском по напряжению (рис. 10.1)
ICЗ = = 3695 А (10.19)
Напряжение срабатывания защиты:
UСЗ = 05UН = 5 кВ (10.20)
Напряжение срабатывания реле:
UCР = UCЗ КТV = 5000100 = 50 В (10.21)
UСР.ДЕЙСТВ = UMIN(1+) = 15(1+0.1+0.2+0.4+1.6) = 49.5 В
Выбираем реле РСН16 и фильтр напряжения обратной последовательности РНФ-1М.
Для того чтобы сработала защита
IP > IСР.ДЕЙСТВ ; 2872 >16 А
UP UР ДЕЙСТВ ; 49 49.5 В
Ток срабатывания реле по (10.16)
IСР = 3 2005 3695 = 1599 А
Действительный ток срабатывания реле по (10.17)
IСР. ДЕЙСТВ = 5(1+02+04+16) = 16 А
Выбираем реле тока РСТ13-19-5УХЛ4
Чтобы обеспечить срабатывание защиты в резервной зоне устанавливаем МТЗ с низкой стороны.
МТЗ на стороне низкого напряжения
Ток срабатывания защиты по условию отстройки от рабочего тока при возможной перегрузке трансформатора по (10.15):
ТСЗ = 132509101038 = 364859 А
Выбираем трансформатор тока ТОЛ10-1500-0.510Р
Ток срабатывания реле по (10.16):
IСР. ДЕЙСТВ = 5(1+08+04+02) = 12 А
Коэффициенты чувствительности в основной зоне при коротком замыкании на шинах 10кВ по (10.18):
Коэффициент чувствительности в резервной зоне:
Принятая схема на рис. 10.2 обеспечивает надежное срабатывание защиты в основной и резервной зоне при коротком замыкании.
Время срабатывания защиты принимается по условию отстройки аналогичной защиты на секционном выключателе:
tСЗ Q2 = tСЗ СВ + t = 2+0.5 = 2.5 c.
Выбираем реле времени РВ-01.
Время срабатывания защиты на стороне высокого напряжения:
tСЗ Q1 = tСЗ Q2 + t = 25+0.5 = 3 c.
2.2 Защита от перегруза
Защита от перегруза выполнена с помощью реле тока КА3 и КА4 установленных со стороны низшего напряжения рис. 10.2 и реле времени КТ1.
Ток срабатывания защиты:
IСЗ = = = 104245 А (10.22)
где IНОМ Т – номинальный ток трансформатора на низкой стороне;
КВ=09 – коэффициент возврата для РСТ13.
IСР = 10424515005 = 347 А
Действительный ток срабатывания реле по (10.17):
IСР ДЕЙСТВ = 15(1+08+04+01) = 345 А
Выбираем реле тока РСТ13-19-5УХЛ4.
Выдержка времени защиты отстраивается от кратковременных перегрузок tСР=9с.
Газовая защита реагирует на витковые замыкания и другие повреждения сопровождающиеся разложением масла и выделением газа на понижение уровня масла. Газовая защита имеет два реагирующих элемента с разделенным выходом. При слабом газообразовании и пониженном уровне масла срабатывает верхний элемент действующий на сигнал.
При бурном газообразовании происходит движение масла через корпус газового реле в сторону расширителя. В результате перемещения масла с определенной скоростью срабатывает нижний элемент действующий на отключение без выдержки времени. Нижний элемент срабатывает также на дальнейшее понижение уровня масла. В качестве реагирующего органа выбираем реле типа РГТ-80.Уставка скоростного элемента 06 мс. Он действует на отключение трансформатора через выходное реле типа РП-255 снабженное удерживающей катушкой по току отключения. Отбор газа из корпуса реле производится через кран размещенный на уровне наземного обслуживания.

zru.dwg

Конструктивный план ГПП тракторного корпуса ЧТЗ
перенапряжения ОПН-35
Разъединитель однополюс-
перенапряжения ОПН-110

Sch_el.dwg

К сторонним потребителям
ВЛ-110 АС-70 l=3.5км
Схема электрическая принципиальная. Электроснабжение тракторного корпуса ЧТЗ.

zru1.dwg

перенапряжения ОПН-110
Разъединитель однополюс-
перенапряжения ОПН-35
Конструктивный план ГПП тракторного корпуса ЧТЗ

Выбор....doc

Выбор числа мощности и типа цеховых трансформаторных подстанций
Мощность трансформаторов цеховой ТП зависит от величины нагрузки электроприемников (ЭП) их категории по надежности электроснабжения от размеров площади на которой они размещены и т.п.
Существующая связь между экономически целесообразной мощностью отдельного трансформатора SЭ.Т цеховой ТП и плотностью электрической нагрузки цеха получена на основе технико-экономических расчетов и приближено представлена в таблице 5.1.
Плотность электрической нагрузки цеха s кВАм2
Экономически целесообразная мощность одного тр-ра цеховой подстанции
Принято: s = SРFЦ (5.1)
где SР – расчетная электрическая нагрузка одного цеха кВА;
FЦ – площадь цеха м2.
Величина s рассчитана в предположении равномерного распределения электрических нагрузок по площади цеха. Во многих случаях выбор мощности трансформаторов цеховых ТП по условию таблицы 5.1 не получается. Таким образом в общем случае мощность трансформаторов цеховой ТП корректируется в зависимости от величины расчетной нагрузки цеха а также ее категории числа типа габаритов трансформаторов на предприятии.
Количество трансформаторов одной подстанции зависит от категории электроприемников по надежности электроснабжения [2].
Однотрансформаторные подстанции применяют для питания потребителей 3-й и иногда 2-й категории.
Двухтрансформаторные подстанции применяют для питания потребителей 1-й и 2-й категории.
При выборе ТП учитывается что число типогабаритов трансформаторов не превышает 4. Это существенно сокращает резерв и упрощает эксплуатацию трансформаторов.
На промышленных предприятиях для установки в цехах (на цеховых ТП) применяются три типа понижающих трансформаторов общепромышленного назначения: масляные совтоловые и сухие. Выбор их зависит от условий установки охлаждения состояния окружающей среды и т.п.
В нашем случае мы устанавливаем масляные трансформаторы типа ТМЗ заполненные негорючей жидкостью – совтолом. Все данные по типу трансформаторов заносим в таблицу 5.2 согласно [12].
При выборе трансформаторов цеховых ТП определяется наибольшая реактивная мощность которую трансформаторы могут пропустить из сети 10 кВ в сеть напряжением ниже 1000 В для этой ТП:
КЗ.Дi – допустимый коэффициент загрузки трансформаторов цеховой ТП
в нормальном режиме [2];
РРi – расчетная активная нагрузки на ТП.
Величина Q1Рi является расчетной поэтому в общем случае реактивная нагрузка трансформаторов Q1i не равна ей:
QPi если Q1Pi ≥ QPi (5.3)
Где QPi –расчетная реактивная нагрузка на ТП.
При Q1Pi QPi трансформаторы ТП не могут пропускать всю реактивную нагрузку и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью конденсаторов которые следует установить на стороне низшего напряжения данной ТП. Мощность этих конденсаторов будет составлять:
QКi = QPi - Q1i (5.4)
и должны устанавливаться на ТП обязательно.
Коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах будут составлять соответственно:
SP.Ti – полная расчетная нагрузка приходящаяся на один трансформатор
ТП (при условии равномерной загрузки всех трансформаторов ТП).
Все расчеты сведены в таблицу 5.2.
Произведем подробный расчет трансформаторной подстанции механического цеха №6. Цех является потребителем 2-й категории по электроснабжению. Для него КЗ.Д.= 07. Расчетная активная нагрузка цеха РР = 19366 кВт. Плотность электрической нагрузки цеха = 2631395963 = 003 кВАм2.
Выбираем трансформатор с SН.T = 400 но он нам не подходит. Поэтому для питания цеха принимаем 3х2хТМЗ-63010.
Мощность конденсаторной батареи:
QК = 19685-16248 = 3437 к вар.
Коэффициент загрузки трансформатора:
Потери активной мощности в трансформаторах:
D РТ = 6(17+072 76) = 325 кВт.
Потери реактивной мощности в трансформаторах:
D QТ = 6[18 630100 + 072 55 630100] = 1699 к вар.
В остальных цехах расчет производят аналогично. Результаты расчета сведены в таблицу 5.2.
На рис. 5.1 представлен генплан предприятия с указанием местоположения ТП и питающих линий между ГПП и ТП.
Выбор схемы электроснабжения предприятия
По приближенной формуле Стилла находим величину рационального напряжения:
РР.П – расчетная активная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения ГПП кВт.
Расчетная активная нагрузка предприятия:
РР.П = РР.Н + РР.В + РР.О + РСТ.Н + DРТ.
где РР.Н – расчетная активная низковольтная нагрузка всех цехов и других потребителей;
РР.О – расчетная активная нагрузка освещения;
РСТ.Н – сторонняя активная нагрузка;
DРТ – суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых ТП.
РР.П = 147573 + 0 81748 + 24598 + 5500 = 2867808 кВт;
Для сравнения принимаем два варианта внешнего электроснабжения (рис. 6.1 и 6.2) соответственно с большим и меньшим напряжением по отношению к UРАЦ т.е.: 1 вариант – 35 кВ;
Находим полную расчетную нагрузку предприятия для выбора силовых трансформаторов:
где QЭС – экономически целесообразная реактивная мощность на стороне внешнего напряжения ГПП потребляемая предприятием от энергосистемы.
Коэффициенты мощности находим из таблицы 4.5.
Вариант 1: UН = 35 кВ tg φ = 027;
QЭС = 2867808 027 = 774308 к вар;
Номинальная мощность трансформатора при установке на ГПП двух трансформаторов:
где КЗ.Д – коэффициент загрузки трансформаторов в номинальном режиме КЗ.Д = 07.
Выбираем два трансформатора типа ТРДН-2500035.
Коэффициент загрузки в нормальном режиме:
Коэффициент загрузки в аварийном режиме:
Вариант 2: UН = 110 кВ tg φ = 031;
QЭС = 2867808 031 = 88902 к вар;
SР.П = = 300245 кВА.
Выбираем два трансформатора типа ТРДН-25000110
КЗ.Д = = 06 КЗ.А = = 12.
2 Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия
Вариант 1: UН = 35 кВ.
Выбраны два трансформатора ТРДН-2500035 КЗ.Н = 059; КЗ.А = 118; РХХ = 25 кВт; IХХ = 065%; РК.З = 115 кВт; UК.З = 105.
Определяем потери электроэнергии в силовых трансформаторах ГПП
РТ = n(РХХ + К2З.Н РК.З)
РТ = 2(25 + 0.592 115) = 130 кВт;
QТ = 2() = 2152.5 к вар.
Потери электроэнергии в трансформаторах:
АТ = n(РХХ ТГ + К2З.Н РК.З )
где – годовое число потерь = (0124 + ТМ10000)2 8760;
ТМ – годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки [2] ТМ = 5330;
ТГ – годовое число часов работы предприятия ТГ =8760 [2];
= (0124 + 533010000)2 8760 = 3781 ч;
АТ = 2(25 8760 + 0592 115 3781) = 7407182 кВтч.
Рассчитываем линию электропередачи от районной подстанции электросистемы до ГПП предприятия.
Нагрузка в начале линии:
SР.Л = = 298305 кВА.
Расчетный ток одной цепи линии:
Ток при повреждении одной цепи линий:
In = 2 IР.Л = 2 246 = 492 А.
Сечение проводов линии находим по экономической плотности тока:
FЭ = IР.Л jЭ = 24611 = 2236 мм2.
Выбираем ближайшее меньшее стандартное сечение. Провод АС-18529 имеет длительно допустимый ток IД = 510 А [7] и удельные сопротивления rO = 0.159 Омкм; хО = 0409 Омкм [9] при среднегеометрическом расстоянии между проводами фазы ДСР = 5000 мм.
Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме:
IД = 510 А > In = 492 А.
Проверка по условиям коронирования:
Начальная критическая напряженность
где m – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода m = 082 [2]
Напряженность вокруг провода:
Условие проверки: 107 Е ≤ 09 ЕО
Провод АС-18529 по условию короны проходит.
Потери активной энергии в проводах линии за год:
Аr = n(3IР.Л2 rO l ) = 2(3 2462 0.159 3.5 3781) = 763999.9 кВтч.
Схема замещения для расчетов токов короткого замыкания представлена на рис. 6.3
SC = 750 МВА; SБ = 1000 МВА; UБ = 37 кВ.
Сопротивление системы:
Сопротивление воздушной линии (ВЛ):
Расчет тока короткого замыкания в точках К1:
IК1 = Int = Ino = = 11.7 к А
Ударный ток короткого замыкания:
где КУ – ударный коэффициент КУ = 18 [4];
Апериодическая составляющая:
где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей Та = 005 [2].
Расчет тока короткого замыкания в точке К2:
Х2 = Х1 + ХЛ* = 133 + 105 = 238 о.е.
IК2 = Int = Ino = = 656 к А.
Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих от подстанций энергосистемы линий и на входе ГПП.
Выбираем выключатель типа ВМУЭ-34-1000-25 с приводом типа ПЭМУ.
72(001+005+005) = =151 кА2с
Разъединители в начале отходящих линий от подстанции электросистемы типа: РНДЗ1-351000 У1 с приводом ПР-У1.
Для защиты ГПП от перенапряжений выбираем ограничитель перенапряжений ОПН-35.
Определяем технико-экономические показатели данного варианта электроснабжения.
Годовые приведенные затраты находим по выражению:
З = Еi Кi + Cэ + У тыс. руб.год
Сэ – стоимость годовых потерь электроэнергии;
У – народнохозяйственный ущерб от перерывов электроснабжения.
Стоимость монтажа электрооборудования принимаем одинаковой для рассматриваемых вариантов и не учитываем. Так как рассматриваемые варианты равнонадежны показатель У из расчетов исключаем.
Стоимость потерь по двухставочному тарифу:
Сэ = А СО' здесь СО' =
где СО' – удельная стоимость потерь электроэнергии;
α – основная ставка тарифа α =5004 руб.кВт год;
– стоимость одного кВтч = 0335 руб.кВтч;
Км – отношение потерь активной мощности предприятия Рэ в момент
наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям Рм активной мощности предприятия Км = РэРм = 076 [6];
– поправочный коэффициент = 107 [6].
СО' = = 047 руб.кВтч.
Результаты расчетов экономических показателей сводим в таблицу 6.3. аналогичным образом проводим расчет для второго варианта.
Наименование оборудования
Стоимость единиц тыс руб.
Кап. вложения К тыс. руб
Потери эл.энергии А кВтч
Стоимость потерь эл.энергии Сэ тыс. руб
Разъединитель РНДЗ.1-351000 У
Разъединитель РНДЗ.2-351000 У
Выключатель ВМУЭ-351000-25
Трансформатор ТРДН-2500035
Двухцепная ВЛ 35 кВ на жб опорах
З1 = 3445106 + 707350 = 105186103 тыс.рубгод
Вариант 2: UН = 110 кВ.
Выбраны два трансформатора типа ТРДН-25000110 КЗ.Н = 06; КЗ.А = 12 с параметрами РХХ = 25 кВт; IХХ = 065%; РК.З = 120 кВт; UК.З = 105 %.
РТ = n(РХХ + К2З.Н РК.З) = 2(25 + 0.62 120) = 1364 кВт;
QТ = n () = 2() = = 2215 к вар;
АТ = n(РХХ ТГ + К2З.Н РК.З ) = 2(25 8760 + 062 120 3781) = 7646784 кВтч.
Расчет линии электропередачи от ТЭЦ-2 до ГПП предприятия:
SР.Л = = 301548 кВА.;
In = 2 IР.Л = 2 79 = 158 А;
FЭ = IР.Л jЭ = 7911 = 718 мм2.
Принимаем АС-7011 IД = 265 А rO = 0.425 Омкм; хО = 0428 Омкм.
Проверка провода по нагреву:
IД = 265 А > In = 158 А.
Провод АС-7011 по условию короны проходит
Аr = 2(3 792 0425 35 3781) = 210605 МВтч.
Схема замещения для расчетов токов короткого замыкания представлена на рис. 6.3.
SC = 4480 МВА; SБ = 1000 МВА; UБ = 115 кВ.
IК1 = Int = Ino = = 228 к А;
Х2 = Х1 + ХЛ* = 022 + 011 = 033 о.е.;
IК2 = Int = Ino = = 1521 к А;
Выбор коммутационной аппаратуры:
IРАБ.УТЯЖ = = 1575 А.
Выбираем выключатели в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы ВМТ-110Б-251250У с приводом.
82(01+005+005) = =10397 кА2с
Разъединители в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы типа: РНД3.1-1101000 и РНД3.2-1101000.
Для защиты ГПП от перенапряжений выбираем ОПН-110.
Результаты расчетов экономических показателей сводим в таблицу 6.6.
Разъединитель РНДЗ.1-1101000
Разъединитель РНДЗ.2-1101000
Выключатель ВМТ-110Б-251250У
Трансформатор ТРДН-25000110
Двухцепная ВЛ 110 кВ на жб опорах
З2 = 5092578 +4583833 = 9676411 тыс.рубгод
Для сравнения вариантов результаты расчета сводим в таблицу 6.7.
Приведенные капитальные затраты
Стоимость потерь эл. энергии
Разница затрат между 1 и 2-ым вариантами:
Согласно [1] принимаем вариант с UH = 110 кВ.

Преобразователь.dwg

Преобразовательный трансформатор 2.Вентильная обмотка 3.Вентильная обмотка 4.Выпрямительный мост 5.Выпрямительный мост 6.Реактор 7.Компенсирующее устройство 8.Магнитопровод реактора 9.Магнитопровод реактора 10.Первичная обмотка 11.Вторичная обмотка 12.Первичная обмотка 13.Вторичная обмотка 14.Конденсаторная батарея 15.Фильтр высших гармоник
Компенсированный преобразователь
а - некомпенсированный преобразователь б - компенсированный преобразователь в - компенсированный преобразователь и фильтр высших гармоник с - параллельное включение компенсированного и некомпенсированного преобразователей
Зависимость коэффициента несинусоидальности напряжения в питающей сети от тока нагрузки
Зависимость реактивной мощность от тока нагрузки
Внешние характеристики
Некомпенсированный преобразователь
СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ВЕНТИЛЬНЫХ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ
Сравнительный анализ вентильных преобразователей
Преобразовательный трансформатор 2.Вентильная обмотка 3.Вентильная обмотка 4.Выпрямительный мост 5.Выпрямительный мост 6.Реактор 7.Компенсирующее устройство 8.Магнитопровод реактора 9.Магнитопровод реактора 10.Первичная обмотка 11.Вторичная обмотка 12.Первичная обмотка 13.Вторичная обмотка 14.Конденсаторная установка 15.Фильтр высших гармоник 16.Конденсаторная батарея

Гпп(ок).dwg

Трансформатор собственных нужд
Высокочастотный заградитель
Силовой трансформатор
Маслоприемник с гравием

Релейная.dwg

СХЕМА.DWG

Схема электроснабжения группы цехов района ГПП1ОАО "ЧЭЦЗ"
Кафедра электроснабжения
ААШвУ (3x150) L=240м
ААШвУ (3x150) L=190м
ААШвУ 2x(3x150) L=180м
ААШвУ 3x(3x240) L=170м
ААШвУ 2x(3x95) L=140м
ААШвУ 2x(3x120) L=110м
ААШвУ 2x(3x150) L=200м
ААШвУ 2x(3x150) L=190м
ААШвУ 2x(3x150) L=150м
ААШвУ 2x(3x150) L=120м

Экономика.dwg

- функциональная связь
Начальник участка РЗиА
Начальник участка ЭСиП
Отдел главного энергетика
Начальник электротехнического цеха
Директор по производству
ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА ПРЕДПРИЯТИЯ
ВАРИАНТ СНВ СКВ СНВ+СКВ КАПИТАЛЬНЫЕ ЗАТРАТЫ
ПРИВЕДЕННЫЕ КАП. ЗАТРАТЫ
АМОРТИЗАЦИОННЫЕ ОТЧИСЛЕНИЯ
ПОКАЗАТЕЛИ ЦЕННОСТИ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ
Сравнительный анализ вентильных преобразователей
Продолжительность этапа
Расчет электрических нагрузок
Расчет схемы внешнего элснаб.
Расчет схемы внутр. элснаб
Выбор эл. оборудования
Выбор преобразователя
Показатели энергохозяйства
Годовое потребление электроэнергии 2. Полная сметная стоимость энергохозяйства 3. Общая численность промышленно- производственного персонала: - эксплуатационных рабочих; - ремонтных рабочих; - линейных руководителей; - персонала ОГЭ. 4. Производительность труда: - по электроремонтному производству; - по участку электрических сетей; - штатный коэффициент по электро- хозяйству; - коэффициент обслуживания по электро- хозяйству. 5. Общий годовой фонд заработной платы: - эксплуатационных рабочих; - ремонтных рабочих; - линейных руководителей; - персонала ОГЭ. 6. Текущие затраты на единицу энергии
кВт чгод млн.руб. чел. у.е.р.чел. чел.км. чел.МВт МВтчел. тыс.рубг. коп.кВт
Сдерживающие силы: 1. Высокая стоимость необходимого электро- технического оборудования. 2. Нехватка квалифицированных специалистов. 3. Сложность монтажа и наладки высокотехнологичного оборудования. Движущие силы: 1. Расширение основного производства. 2. Уменьшение потерь в схеме электроснабжения
путем установки более современного оборудования. 3. Увеличение надежности электроснабжения потребителей.

План(ок).dwg

Железобетонная дорога
Преобразовательный агрегат
Воздушная линия 110 кВ на жб опорах
Распределительный пункт 0
Условные обозначения:
-полная расчетная мощность -низковольтная нагрузка -высоковольтная нагрузка -осветительная нагрузка
Распределительный пункт 10 кВ
Трансформаторная подстанция
Центр электрических нагрузок
Заводоуправление 2.Электролитный цех: а).печ.отд.+преобр.нагр. б).бытовой корпус в).градирни(№1

genpl_A4.dwg

Условные обозначения:
Распределительный пункт 0
Центр электрических
Кабель в траншее 10 кВ
Трансформаторная подстанция
Склад готовой продукции
напольного транспорта
Дизельно-моторный цех
Гальванический цех N2
Цех сборки тракторов

genpl.dwg

Распределительный пункт 0
Центр электрических нагрузок
-полная расчетная мощность -низковольтная нагрузка -высоковольтная нагрузка -осветительная нагрузка
Кабель в траншее 10 кВ
Трансформаторная подстанция
Дизельно-моторный цех
Гальванический цех N2
Цех сборки тракторов
Склад готовой продукции
напольного транспорта
Условные обозначения

Расчет токов кор.замыкания.doc

Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов короткого замыкания производится для выбора и проверки элементов схемы электроснабжения.
Исходная схема для расчета токов короткого замыкания и расчетная эквивалентная схема представлены на рис. 7.1 (а и б). Токи короткого замыкания определяются в следующих характерных точках:
К1 и К2 – точки в схеме внешнего электроснабжения;
К3 – сборные шины распределительного устройства низшего напряжения ГПП;
К4 – распределительное устройство низшего напряжения самой мощной из цеховых ТП.
Базисная мощность SБ = 1000 МВА.
Мощность короткого замыкания на шинах подстанции электросистемы Sc = 4480 МВА.
Базисные напряжения по ступеням:
UБI = 115 кВ; UБII = 105 кВ; UБIII = 04 кВ.
IБ(110 кВ) = = 503 к А;
IБ(105 кВ) = 5505 к А;
IБ(04 кВ) = 14434 к А.
Сопротивление элементов схемы:
Х1 = Хс* = = 022 о.е.
Сопротивление воздушной линии:
Х2 = Хв.л. = = 011 о.е.
Сопротивление трансформатора ГПП:
Х3 = Хв* = Uк%100 0125 = = 0525 о.е.
Х4 = Х5 = Хн* = Uк%100 175 = = 735 о.е.
Сопротивление кабельной линии:
Х6 = Хкл* = = 07 о.е.
Сопротивление цехового трансформатора:
Х7 = Uк%100 = = 344 о.е.
Токи в точках К1 К2 найдены ранее. Находим ток короткого замыкания в точке К3.
Iк.з = Int = Ino = = 67 кА.
Х8 = Х1 + Х2 + Х3 +Х4 = 022 + 011 + 0525 + 735 = 8205
Ударный ток короткого замыкания:
Апериодическая составляющая в момент времени t = 006:
Короткое замыкание на стороне низкого напряжения цеховой ТП (точка К4):
Х = Х8 + Х7 + Х6 = 8205 + 344 + 07 = 43305 о.е.
Расчеты сводим в таблицу 7.1.
Напряжение UСР расчетной точки к.з.
Мощность к.з. ступени МВА
Выбор и проверка электрооборудования системы электроснабжения
1 Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения предприятия расчет питающих линий
Согласно указаниям «Инструкции по проектированию электроснабжения промышленных предприятий» (СН174-75) выбираем напряжение внутреннего электроснабжения 10 кВ т.к. оно является более экономичным по сравнению с напряжением 6 кВ и на данном предприятии отсутствует нагрузка 6 кВ..
Кабельные линии прокладываются в траншеях и на эстакадах. Сечение кабелей напряжением 10 кВ определяем по экономической плотности тока и проверяем по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий его прокладки по току перегрузки потере напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания. Результаты расчета сведены в таблицу 8.2.
Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:
где Sр.к – мощность которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме.
Сечение кабельной линии определяем по экономической плотности тока:
где jЭ – экономическая плотность тока зависящая от типа кабеля и продолжительности Тм использования максимума нагрузки jЭ = 14 [3].
По результатам расчета выбираем кабель имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к FЭ. Для выбранного кабеля находят
длительно допустимый ток IДОП [3].
Допустимый ток кабеля с учетом условий прокладки рассчитываем по формуле:
IДОП = Кn Kt IДОП > Iр.кnk
где nk – число запараллеленных кабелей в линии;
Kn – поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [5];
Кt – поправочный коэффициент на температуру среды [3].
Под послеаварийным режимом кабельной линии будем понимать режим когда выходит из строя одна из двух кабельных линий питающих потребителей 1 и 2-ой категорий. При этом нагрузка на кабель удваивается то есть:
Допустимая перегрузка кабеля в указанном режиме:
IAB' = Kab IДОП' > Iabnk
где Кab – коэффициент перегрузки [5].
Потеря напряжения в кабельной линии:
U = 100% ≤ UДОП = 5%
где РР QР – расчетные активная и реактивная нагрузки;
ХО rO – удельные индуктивное и активное сопротивление кабеля [3].
2 Выбор электрооборудования схемы внутреннего электроснабжения
Схема электроснабжения и диаграмма выдержек времени tр.з максимальной токовой защиты.
Выдержка времени максимальной токовой защиты элемента схемы электроснабжения с указанием выдержек времени максимальной токовой защиты (рис. 8.2) используется при проверке аппаратуры на термическую стойкость к току к.з.:
Вк = Ino2 (tр.з + tв + Та)
РУ на напряжение 10 кВ принимается комплектным из шкафов серии КМ-1 для внутренней установки. Ячейки комплектуются выключателями ВКЭ-10 и трансформаторами тока ТЛК и ТОЛ.
2.1 Выбор выключателей и трансформаторов тока вводных ячеек
Ток утяжеленного режима работы вводных ячеек:
IРАБ.УТЯЖ = = 0825 кА.
Принимаем к установке выключатель типа: ВКЭ-10-201000УЗ
Вк = Ino2 (tотк. + Та) = 672(15 + 008 + 002) = 718 кА2 с
Все каталожные [11] и расчетные данные сводим в таблицу 8.2.
Принимаем трансформатор тока ТОЛ-10-1000-0.510Р.
Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в таблице 8.3.
Схема с подключенными к трансформатору тока приборами показана на рис. 8.3.
Необходимые сведения о приборах занесены в таблицу 8.4.
Расчетные параметры цепи
It2 tт = 202 3=1200 кА2с
Вк ≤ It2 tт = Вк доп
Вдоп = 3152 3 = 2977 кА2с
Потребляемая мощность
Наиболее загружены трансформаторы тока фазы А.
Общее сопротивление приборов:
Номинальное сопротивление трансформатора тока (вторичной обмотки):
Допустимое сопротивление проводов:
rпров = Z2 НОМ - rприб - rконт = 08 – 044 – 005 = 031 Ом.
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2 длина которого не должна превышать:
где ρ – удельное сопротивление материала провода для алюминия ρ = 00283 [10].
2.2 Выбор выключателей и трансформаторов тока отходящих линий ГПП
Выбор сводим в таблицу 8.5.
Каб. линии (начало и конец)
Тип трансформатора тока
2.3 Выбор аппаратуры КТП
На стороне 10 кВ цеховых ТП устанавливают выключатели нагрузки. Дополнительно к ним устанавливают предохранители. Выбор этой аппаратуры приведен в таблице 8.6. Условия выбора приведены в таблице 8.7. Выбор вводных и секционных автоматических выключателей на стороне 04 кВ цеховых ТП и РПН представлен в таблице 8.8.
Тип выключателя нагрузки
ВНРП -10400-10ЗП ЗУЗ
ПКТ104-10-100-31.5УЗ
Вк доп = 102 1 = 100 кА2с
Место установки выкл.
ВА 53-43 Iном = 2500 А
ВА 50-43 Iном = 1600 А
ВА 56-41 Iном = 1000 А
ВА 75-47 Iн = 4000 А
ВА 53-43 Iн = 2500 А
ВА 53-43 Iном = 1600 А
2.4 Выбор трансформатора собственных нужд ГПП
Для двухтрансформаторной подстанции с постоянным оперативным током предусматривается установка двух трансформаторов собственных нужд.
Принимаем к установке ТСН типа ТМ-16010.
ТСН подключаем через предохранитель.
Принимаем предохранитель ПКТ101-10-10-31.5 УЗ.
2.5 Выбор токопроводов соединяющих силовые трансформаторы ГПП и РУ 10 кВ ГПП
Выбираем жесткий токопровод ТКС-101600-81.
Мощность трансформатора ГПП
Параметры токопровода
IУТЯЖ = 2 Iр = 2 721 = 1442 А.
Выбираем сечение алюминиевых шин по допустимому току т.к. шинный мост соединяющий трансформатор с КРУ небольшой длины и находится в пределах подстанции. Принимаем однополосные шины 100х8 мм2 I доп = 1625 А.
По условию нагрева в продолжительном режиме шины проходят:
I мах=1442 А I доп =1625 А
Проверяем шины на термическую стойкость:
g min = 931 мм2 ≤ 100 х 8 = 800 мм2 Шины термически стойки.
Проверка шин на механическую стойкость:
Определяем пролет l при условии что fO > 200 Гц:
Если шины расположены горизонтально то
l2 ≤ = 35 м2 l ≤ 187 м
Принимаем расположение шин горизонтально; пролет расстояние между фазами а = 08 м.
Определим напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:
ΔДОП = 75 МПа > 0.7 МПа Шины механически прочны.
2.6 Выбор изоляторов
Выбираем опорные штыревые изоляторы наружной установки ОНШ-10.
Uн = 10 кВ; Fразр = 5000 Н;
Fдоп = 06 Fразр = 06 5000 = 3000 Н.
При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз расчетная сила:
Fрасч = 889 Н ≤ Fдоп = 3000 Н.
Изоляторы проходят по механической прочности.
Для шин на ГПП – опорные изоляторы типа ОФ-10-1000 УЗ.
Проверка кабелей 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения на термическую стойкость к токам короткого замыкания Fт.с = .
Конечные пункты кабельной линии
Тип и кол-во кабелей
Нагрузка на кабель А
Мощность одной обмотки
Общая потребл. мощность
Принимаем 3хЗНОЛ 0.9-10 в классе точности 05на каждую секцию.
S2Н = 2(375) = 450 ВА S2 = 349 ВА S2Н = 450 ВА.
Трансформатор напряжения к сборным шинам присоединяется через предохранитель типа: ПКН001-10УЗ.
Расчет и выбор устройств компенсации реактивной мощности
Схема замещения СЭС ПП для проведения расчета компенсации реактивной мощности представлена на рис. 9.2.
На ГПП установлены трансформаторы с расщепленными обмотками т.е. РУ напряжением 10 кВ состоит из четырех секций сборных шин. Мы объединяем две секции сборных шин одного трансформатора и рассматриваем их как одну секцию сборных шин на которую от энергосистемы поступает половина реактивной мощности. Части схемы электроснабжения предприятия питаемые соответственно от объединенных 13 и 24 секций сборных шин РУ 10 кВ ГПП идентичны. Поэтому расчет ведем на одну такую секцию сборных шин. Параметры ТП представлены в таблице 9.1.
Определение эквивалентных активных сопротивлений. Расчет ведется по методике представленной в [10]. Для ТП14 и ТП15 питающихся по магистральной линии (рис. 9.1):
rO1 = RЛ14 = 066 Ом;
r12 = RЛ15 = 021 Ом;
r1 = RТР14 = 1223 Ом;
r2 = RТР15 = 1223 Ом.
Эквивалентная проводимость точки 1:
С учетом полученного эквивалентные сопротивления присоединений ТП14 и ТП15:
Результаты расчета сведены в таблицу 9.2.
Реактивная мощность источников:
QCi = Q1i + QTi + = Q1i + QTi +
Стоимость потерь активной мощности от протекания реактивной мощности:
Со = (αКм + ) = 107(5004079 + 03353781) = 17783 тыс.рубкВт
Затраты на генерацию реактивной мощности:
-для низковольтных БК (04 кВ):
З1ГКН1 = Е КБКН + Со РБКН = 0223120000 + 177834 = 338732 тыс.рубМ вар
-для высоковольтных БК (10 кВ):
З1ГКВ = З10 = ЕКБКВ + СоРБКВ =022360000 + 177832 = 169366 тыс.рубМ вар
Z = = 476.2 к вар Ом.
Результаты расчета QCi низковольтных БК сводим в таблицу 9.2.
Определение мощности высоковольтной БК подключаемой к сборным шинам 10 кВ ГПП.
Qo = (Q1i + QTi) + QT – QЭС1 – QCi
QT = 2215 к вар; QT1 = QT2 = 1108 М вар;
α1 = 031; QЭС1 = QЭС2.
QЭС определяем как минимальная величина из двух
Q'ЭС = α1 Рр и Q''ЭС = QР
Q'ЭС = 23178 031 = 7185 М вар
Q''ЭС = 2((Q1i + QTi) + QT) = 2(2682 + 0648 + 1108) = 8876 М вар.
Принимаем QЭС1 = 359 М вар.
Qo = 2652 +06478 + 1108 – 359 – 0165 = 0653 М вар
Проверяем баланс реактивных мощностей на сборных шинах 10 кВ ГПП т.е. равенство генерируемых QГ1 и потребляемых QР1.
QР1 = ((Q1i + QTi) + QT) = 2652 + 0648 + 1108 = 4408 М вар
QГ1 = QСi + QО + QЭС1 = 0165 + 0653 + 359 = 4408 М вар
Определяем tg Uр расчетный:
В данном дипломном проекте по теме «Электроснабжение группы цехов тракторного корпуса завода «ЧТЗ» была спроектирована СЭС с учетом сторонней нагрузки ГПП предприятия.
Проектирование производилось с учетом современных требований к СЭС ПП и современного развития техники. Принятые технические решения в проекте направлены на повышение надежности и экономичности СЭС предприятия т.е. принято питание потребителей не менее чем от двух источников на ГПП установлено два трансформатора в цехе также двухтрансформаторные подстанции. Принято современное оборудование и материалы. Расчет произведен на основе новейшей методики.
Правила устройства электроустановок. – М.: Энергоатомиздат 1986.
Справочник по проектированию электроснабжения. Электроустановки промышленных предприятий Под ред. В.И.Круповича Ю.Г. Барыбина М.П. Самовера. – М.: Энергия 1990.
Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат 1991.
Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети Под ред. А.А. Федорова и др. – М.: Энергия 1985.
Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Энергооборудование и автоматизация Под ред. А.А. Федорова и др. – М.: Энергоиздат 1986.
Энергоснабжение промышленных предприятий. Учебное пособие к дипломному проектированию для студентов специальности 0303 Под ред. О.А. Петрова – Челябинск: ЧПИ 1983.
Электротехнический справочник. Т.1. Общие вопросы. Электротехнические материалы Под ред. В.Г. Герасимова и др. – М.: Энергия 1980.
Электротехнический справочник. Т.2. Электротехнические устройства Под ред. В.Г. Герасимова и др. – М.: Энергоиздат 1981.
Электротехнический справочник. Т.3 Производство и распределение электрической энергии Под ред. В.Г. Герасимова и др. – М.: Энергоиздат 1986.
Петров О.А. Компенсация реактивной мощности в СЭС ПП. Часть 1 и 2. – Челябинск: ЧПИ 1986 1989.
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Электроснабжение Под ред. А.А. Федорова и др. – М.: Энергоатомиздат 1986.

ekonom.dwg

-ремонтного рабочего.
Продолжительность этапа
Расчет внешнего электроснабжения
Расчет внутреннего электроснабжения
Расчет релейной защиты
Выбор электрооборудования
Выбор преобразователя
Расчет электрических нагрузок
Наименование показателей
Годовое потребление электроэнергии
Сметная стоимость энергохозяйства
Общая численность персонала:
-эксплуатационных рабочих;
Прозводительность труда:
-по электрохозяйству в целом;
-коэффициент ослуживания
Общегодовой фонд зарплаты
Средняя заработная плата:
-эксплуатационого рабочего;
Приведенные кап. затраты
Организационная структура
Показатели ценности проектных решений
Экономические показатели проекта
Выпуск тракторов Т-170 и комплектующих
К 2003 году выйти на плановую мощность
внутренних и внешних
качественно выполнять все поставленные задачи
соблюдать технику безопасности и дисциплину
постоянно самосовершенствоваться
активно вносить предложения по совершенствованию

Содержание.doc

Технический паспорт ..5
Характеристика производства 9
Расчет электрических нагрузок 11
1 Расчет электрических нагрузок по механическому
2 Расчет электрических нагрузок по предприятию 16
3 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия ..16
Выбор числа мощности и типа цеховых ТП .21
Выбор схемы электроснабжения предприятия 27
1Выбор напряжения 27
2Технико-экономическое обоснование схемы
внешнего электроснабжения предприятия . 31
Расчет токов короткого замыкания .41
Выбор и проверка электрооборудования системы электроснабжения 45
1 Выбор величины напряжения
и схемы внутреннего электроснабжения предприятия 45
2 Выбор электрооборудования схемы внутреннего электроснабжения ..46
Расчет и выбор устройств компенсации реактивной мощности 57
Релейная защита автоматика и телемеханика
в системе электроснабжения 63
1Краткая характеристика защит основных элементов
электроснабжения ..65
2 Расчет защиты трансформаторов ГПП 65
Безопасность жизнедеятельности на ГПП 73
1Конструктивное выполнение ГПП . .73
2Анализ пожарной безопасности 75
3Обеспечение электробезопасности ..77
4Освещение ОРУ-110 кВ 83
Экономическая часть проекта 85
1Система целей энергетического хозяйства предприятия ..85
2Определение типов организационной культуры структуры
и правовой формы предприятия и его энергохозяйства 88
3Планирование на предприятии 94
4Планирование труда и заработной платы ..95
5Калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание 102
6Планирование сметы текущих затрат 103
7Основные показатели энергохозяйства .103
Графическая часть на 6 листах формата А1

el_z1.dwg

Станок горизонтально-фрезерный
Станок вертикально-сверлильный
Станок токарно-винторезный
Станок продольно-строгальный
Станок вертикально-фрезерный
Пресс гидравлический
Станок центровальный
Станок токарно-карусельный
Станок кругло-шлифовальный

Безопасность жизнедеятельности (Д).doc

11 Безопасность жизнедеятельности на ГПП.
В данном проекте рассмотрены вопросы организационных и технических мероприятий а также средства обеспечивающие защиту людей от опасного воздействия электрического тока электромагнитного поля электрической дуги и электростатических зарядов.
К организационным мероприятиям относятся:
правильная организация и ведение безопасных методов работ;
обучение и инструктаж электротехнического персонала;
контроль и надзор за выполнением правил техники безопасности (ПТБ)
К техническим мероприятиям по электробезопасности относятся:
обеспечение нормальных метеорологических условий в рабочей зоне;
нормальное освещение;
применение необходимых мер и средств защиты;
применение безопасного ручного электроинструмента а также применение ограждений блокировок коммутационных аппаратов спецодежды.
ГПП является одним из важных объектов и в то же время – это объект повышенной опасности поражения электрическим током обслуживающего персонала. Исходя из этого на ГПП уделяется особое внимание вопросам охраны труда и ПТБ.
1 Конструктивное выполнение главной понизительной подстанции (ГПП).
Согласно расчетам картограммы электрических нагрузок ГПП нужно расположить в районе цеха сборки тракторов. Однако в связи с заостренностью этой части территории площадка с ГПП смещена в сторону источника питания за территорию завода. В соответствии с [14.2 4.3] к ОРУ-110 кВ подведена автомобильная дорога и предусмотрен проезд вдоль трансформаторов. Расположение ГПП так же выбрано с учетом розы ветров согласно которой
преимущественное направление ветров северо-западное. Все источники загрязнения находятся с южной стороны по отношению к ГПП – 110. Подстанция состоит из 3-х основных частей:
Трансформаторы 2ТРДН – 25000110
Аппаратура ОРУ-110 кВ и трансформаторы установлены открыто. Территория ГПП ограждена сплошным внешним забором высотой 18 м [1 4.2 39]. Металлические конструкции ОРУ-110 кВ ЗРУ-10 кВ и трансформаторов а также подземные части металлических и железобетонных конструкций для защиты от коррозии – окрашены. Трансформаторы для уменьшения нагрева прямыми лучами солнца окрашены в светлые тона маслостойкой краской [1 4.2 30]. Для предотвращения растекания масла распространения пожара под трансформаторами предусмотрены маслоприемники закрытые металлической решеткой поверх которой насыпан слой чистого гравия толщиной 025 м [1 4.2. 70]. Все токоведущие части доступные случайному прикосновению ограждены металлической сеткой с окном 2525 мм [1 4.2. 26]; на всем электрооборудовании ОРУ и ЗРУ выполнены надписи мнемосхемы поясняющие назначение электрооборудования а также предупреждающие плакаты. Токоведущие части окрашены в соответствии с [1 1.1 29]
фаза А – желтым цветом;
В ЗРУ ячейки КРУ стоят в два ряда с центральным проходом 2 м ширина прохода между ячейкой и стеной – 1 м. Выкатные части КРУ имеют механическую блокировку так что доступны к токоведущим частям автоматически закрываются металлическими шторками при выкате тележки. ЗРУ имеет две двери для выхода которые открываются наружу и имеют самозапирающиеся замки [1 4.2 92]. ЗРУ выполнено без окон [1 4.2. 94]. Камеры трансформаторов собственных нужд оборудованы барьерами у входов. Барьеры
установлены на высоте 12 м и съемные. Между дверью и барьером имеется промежуток шириной 05 м [1 4.2 26].
В ЗРУ предусмотрены следующие защитные средства:
Изолирующая штанга – 2на каждое напряжение;
Указатель напряжения – 2на каждое напряжение;
Изолирующие клещи – по 1на U = 10 кВ и U = 04 кВ;
Диэлектрические перчатки – не менее двух пар;
Диэлектрические боты (для ОРУ) – 1 пара;
Диэлектрически галоши – 2 пары (для 04 кВ);
Временные ограждения – не менее двух штук;
Переносные заземления – не менее двух штук на напряжение;
Диэлектрические коврики – по местным условиям;
Переносные плакаты и знаки безопасности;
Шланговый противогаз – 2 шт.;
Защитные очки – 2 пары;
Медицинская аптечка.
2 Анализ пожарной безопасности
Согласно НПБ 105-95 с СниП 21.0197. С целью предупреждения возникновения пожара в распределительных устройствах 110 и 10 кВ на ГПП предусматриваются следующие технические мероприятия и решения:
Электрооборудование и сети в процессе эксплуатации не загружаются выше допустимых пределов а при к.з. имеют достаточную отклоняющую способность и термическую стойкость.
В ЗРУ-10 кВ применены малообъемные масляные выключатели типа ВМПЭ-10.
Силовые масляные трансформаторы оборудованы газовой защитой срабатывающей на сигнал и отключение.
Для предотвращения растекания масла при повреждениях маслонаполненных
силовых трансформаторов выполнены маслоприемники рассчитанные на прием 100 % масла содержащегося в корпусе трансформатора. Удаление масла из маслоприемника предусмотрено переносным насосным агрегатом.
Фундаменты под маслонаполненные трансформаторы выполнены из несгораемых материалов.
Помещение и здание ЗРУ и камеры трансформаторов собственных нужд выполнены по II степени огнестойкости.
ЗРУ при длине 18 м имеет 2 выхода по концам наружу с самозапирающимися замками открываемыми со стороны ЗРУ без ключа. Двери обиты железом с асбестовой подкладкой и имеют ширину не менее 075 м и высоту 19 м. Двери между помещениями ЗРУ разных напряжений открываются в сторону помещения низшего напряжения. Помещение РУ более высокого напряжения имеют ворота с железными створками для перемещения через них габаритного оборудования (например ячеек КРУ). Ворота открываются наружу и расположены в конце ЗРУ.
Перекрытие кабельных каналов выполнены съемными плитами из несгораемых материалов в уровень с чистым полом помещения.
В целях своевременного извещения о пожаре в ЗРУ имеется пожарная сигнализация непосредственно связанная с пожарной охраной. Сигнализация выполнена на основе датчиков типа АТИМ-3 и ДТЛ (70º С). Вблизи средств связи вывешены таблички о порядке действия при пожаре (подача сигнала вызов пожарной охраны).
Для локализации очагов пожара на ГПП имеются первичные средства пожаротушения:
а) ЗРУ-10 кВ – огнетушители ОУ-8 – 2
–ящик с песком – 2(вместимость 05 м);
б) щит управления 04 кВ – огнетушители ОУ-8 – 2 шт.;
в) камеры трансформаторов собственных нужд – огнетушители ОХП-10 – 2
г) ОРУ-110 кВ – пожарный щит с принадлежностями и ящик с песком у каждого
3 Обеспечение электробезопасности
Для защиты оперативно-ремонтного персонала от поражения электрическим током в соответствии с ГОСТ 12.1.038-82 ССБТ И-1.04.88 все коммутационное оборудование ГПП оснащено заземляющими ножами. Разъединители 110 кВ имеют механическую блокировку с заземляющими ножами что позволяет исключить неправильные действия электротехнического персонала в случае включения этих аппаратов из отключенного состояния когда они были заземлены ножами.
В ЗРУ-10 кВ выключатели установленные в ячейках КРУ также имеют механическую блокировку с заземляющими ножами. С целью обеспечения допустимого уровня напряжения прикосновения конструкции ЗРУ и оборудование заземляется с контуром заземления который выполнен с использованием естественных заземлителей – железобетонных колонн ЗРУ и металлических угольников обрамления кабельных каналов. Контур заземления ЗРУ соединен с заземляющим устройством ОРУ-110 кВ не менее чем в двух точках. Для устройства заземления ОРУ-110 кВ выполняется расчет.
3.1 Выбор искусственных заземлителей
Согласно ГОСТ 12.1.030-81 ССБТ И-1.08.87 заземление ОРУ-110 кВ выполняется из сетки выравнивающих полос [1] из горизонтальных заземлителей – полос размером 40 4 мм.
Заземляющее устройство имеет сложную форму поэтому ее заменяют расчетной квадратной моделью со стороной где S = 2830 = 840 м2 – площадь
заземления. = =29 м – сторона квадрата расчетной модели.
Определяется число ячеек m на стороне квадрата:
Длина полос в расчетной модели:
L'r = 2(m + 1) = 229(7+1) = 464 м.
Длина стороны ячейки:
Сопротивление растекания тока одной полосы продольной и поперечной:
где Sрасч = Кп100 = 3100 = 300 Ом м
Кп = 3 – повышающий коэффициент для климатической зоны [4 8-2]
0 Ом м – удельное сопротивление суглинка (2 категория) [4 8-1]
l = - длина одной полосы
d = 05 b = 0.5 0.04 = 0.02 м при b = 0.04 м – ширина полосы
t = 0.8 м – глубина заложения полосы.
Сопротивление растекания группового заземлителя из всех продольных полос:
где nп – число полос
п = 043 – коэффициент использования полосы в групповом заземлителе.
Для поперечных полос расчет одинаков и имеем:
R'п = 179 Ом; Rгр. п = 52 Ом.
Общее сопротивление заземляющей сетки:
Общее заземление с учетом естественных заземлителей Rc = 1.72 Ом
Производим подсыпку слоем гравия толщиной 02 м по всей территории
ОРУ-110 кВ и производим проверку заземляющего устройства по допустимому напряжению прикосновения Uпр. доп = f (t)
где t = tр + tc – время протекания тока короткого замыкания.
t = 0.05+0.08 = 0.13 c
Uпр.доп = 470 В – допустимое напряжение прикосновения с учетом подсыпки
Uпр = J3 α1 α2 Rз = 13400 015 018 104 = 376 В
где α1 = 015 – коэффициент напряжения прикосновения
Rh – сопротивление человека
ρмс = 3000 Ом м – удельное сопротивление гравия.
Таким образом Uпр = 376 В Uпр.доп = 470 В.
Максимально допустимый ток однофазного к.з. на ОРУ:
Термическая стойкость полосы 404 мм2 при Iз max
где С = 74 – постоянный коэффициент для стали.
Таким образом Sт = 815 мм2 Sr = 404 мм2 = 160 мм2 что удовлетворяет условию термической стойкости.
3.2 Контроль изоляции
Постоянный контроль изоляции производится по показаниям приборов присоединенных к трансформатору напряжения 3НОЛ-0.9-10. Для контроля изоляции также служат трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТЗЛ установленные в ячейках КРУ.
В электрических сетях напряжением 10кВ используется сигнализация ОЗЗ. Простейшей является общая неселективная сигнализация ОЗЗ которая состоит из реле максимального напряжения KU подключенного ко вторичной обмотке трехфазного трансформатора напряжения соединенной по схеме «открытого треугольника».Реле имеет уставку по напряжению обычно принимаемую равной 03*Uф. В нормальном режиме работы электрической сети напряжение нейтрали не превышает 15%Uф чему соответствует напряжение на зажимах указанной вторичной обмотки не более 15В. При возникновении ОЗЗ напряжение на нейтрали сети возрастает до фазного значения а на зажимах вторичной обмотки – до 100В. Реле срабатывает и включает информационную (световую или звуковую) сигнализацию о появлении ОЗЗ в электрической сети. Такой комплект сигнализации является общим для одной секции сборных шин.
3.3 Защита ГПП от ударов молнии.
Молниезащита ГПП осуществляется в соответствии с «Инструкцией по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений» (СН-305-77 РД34.21.122-87).
Территория ГПП находится в районе среды где грозовая деятельность до 40 часов в год. Устанавливаем 4 молниеотвода два на порталах и два на здании ЗРУ (рис. ).
Необходимым условием защищенности всей площади ОРУ является условие: D 8ha где D – диагональ четырехугольника в вершинах которого расположены молниеотводы:D=65м.
ha – активная высота молниеотвода: ha ³ D8 = 658 = 812м.
Высота молниеотводов:
h = hx + ha = 11.35 + 812 = 19.47м где hx – высота защиты молниеотводов.
Зона защиты молниеотвода:
Ширина защищаемой зоны:
Bx = где а – сторона четырехугольника.
В12` = B3.4` = 175 м.
На рисунке показана зона защиты на высоте hx = 11.35м.
4 Освещение ОРУ-110 кВ
Согласно СниП 23-05-95 освещение на ГПП предусмотрено рабочее и аварийное. Территория ГПП освещается прожекторами питающимися от сети переменного тока напряжением 220В.
Ремонтное освещение от переносных ламп накаливания 12В.
Внутреннее освещение выполнено светильниками типа ЛСПО2 (люминесцентные лампы подвесные для промышленных и производственных зданий).
Выбор мощности и количества прожекторов освещения ОРУ производится в соответствии с нормами установленными ПУЭ.
По «шкале освещенности» [ ] норма освещенности ОРУ ГПП: Е=5 лк.
К установке принимаю 4 прожектора.
Е – минимальная освещенность лк;
Кз – коэффициент запаса;
z- отношение средней освещенности к минимальной;
S – площадь ОРУ м^2;
N – число прожекторов шт;
М – коэффициент добавочной освещенности за счет отраженного светового потока;
h - КПД светового потока;
Sе – суммарная условная освещенность от близлежащих светильников.
Мощность одной лампы при удельной мощности W=1 Втм^2:
К установке принимаем 4 прожектора типа РКУО3 – 500 – 001 – УХЛ1 с лампами ДРЛ мощностью по 400 Вт каждая которые установлены на противоположных сторонах ОРУ ГПП.
Высота подвеса прожекторов:

ДИПЛОМ 2.doc

ЧТЗ – один из передовиков отечественного тракторостроения был пущен в эксплуатацию 1 июля 1933 года. С главного конвейера завода начали сходить гусеничные тракторы мощностью 60 л.с. и уже через 25 года завод завоевал 1 место по выпуску мощных гусеничных тракторов в мировом тракторостроении.
В 1937 году завод начал выпуск тракторов мощностью 65 л.с.. Во время Великой Отечественной войны завод наладил выпуск танков которые сыграли огромную роль в деле разгрома врага. Недаром завод называли Танкоградом. За самоотверженный труд коллектив был награждён в августе 1944 года орденом Красной Звезды а затем в июле 1945 года – орденом Кутузова 1 степени а конструкторский отдел завода – орденом Ленина.
С наступлением мира коллектив завода одним из первых в стране восстановил прерванное войной тракторное производство и начал выпуск новых гусеничных тракторов С-80. С 1958 года завод начал выпускать более мощный и современный 100-сильный трактор а с 1963 года – трактор Т-100М с высокоэкономичным двигателем мощностью 108 л.с.. В этот же период завод освоил выпуск гидрофицированных болотоходных машин. В 1961 году завод начал серийный выпуск промышленного трактора ДЭТ-250 мощностью 300 л.с.. В1969 году заводу было присвоено имя Ленина а в 1971 году славный труд тракторостроителей был отмечен наградой – орденом Ленина.
С 1979 года завод приступил к серийному выпуску нового мощного трактора Т-130 с двигателем мощностью 160 л.с. Для постановки его на производство были построены новые перестроены старые существующие цехи проведена широкая специализация производства. Количество автоматических и полуавтоматических станков увеличилось в 2 раза введено несколько десятков автоматических линий. Сварка основных узлов трактора стала выполняться на поточно-механизированных линиях. Основная масса деталей и узлов стала подаваться на сборку тракторов подвесными толкающими конвейерами.
К основным производствам ЧТЗ относятся:
-кузнечное производство;
-литейное производство;
-производство мощных тракторов;
-производство моторов;
-прессово-сварочное производство.
С началом производства трактора Т–130 на ЧТЗ в 1972 году был построен прессово-сварочный корпус (завод) проектированию системы электроснабжения которого посвящён данный дипломный проект.
Вообще главными задачами проектирования любой системы электроснабжения (СЭС) являются:
-расчёт электрических нагрузок;
-выбор напряжения и схемы электроснабжения;
-определение места размещения главной понизительной подстанции;
-выбор схемы электрических соединений;
-определение сечений проводов линий электропередачи и распределительной сети;
-выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП и цеховых ТП;
-выбор способов регулирования напряжения и распределения мощностей в системе электроснабжения определение типа мощности и размещения компенсирующих устройств;
-разработка мероприятий по ограничению токов короткого замыкания (КЗ);
-экономический расчёт (определение капиталовложений экономическое сравнение схем и т.д.).
Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией промышленных приёмников. Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с широким применением электропривода в качестве движущей силы различных машин и механизмов. По мере развития промышленности усложняются и системы электроснабжения промышленных предприятий. В них включаются сети высоких напряжений распределительные сети а в ряде случаев и сети промышленных ТЭЦ. Возникает большая необходимость во внедрении автоматизированных СЭС промышленных предприятий и производственных процессов осуществлять в широких масштабах диспетчеризацию процессов производства с применением систем телесигнализации и телеуправления и вести активную работу по экономии электроэнергии.
Рационально выполненная современная система электроснабжения должна удовлетворять ряду требований:
-экономичности и надёжности;
-удобству эксплуатации;
-должна обеспечивать необходимое качество электроэнергии.
Должны также предусматриваться кратчайшие сроки выполнения строительно-монтажных работ и необходимая гибкость системы обеспечивающая возможность расширения её при развитии предприятия без существенного усложнения и удорожания первоначального варианта электроснабжения.
Технический паспорт проекта.
Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1000 В.: 38704 кВт электроприемников напряжением выше 1000В. на предприятии нет;
Категория основных потребителей по надежности электроснабжения: потребители 2-ой категории – все цеха кроме заводоуправления которые относятся к потребителям 3-ей категории;
Полная расчетная мощность на шинах главной понизительной подстанции: 3086718 кВА;
Коэффициент реактивной мощности:
a.Расчетный tgф=0316
b.Заданной энергосистемой tgф=0.31
Напряжение внешнего электроснабжения: 110 кВ.;
Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме питающих предприятие линий: 2600 МВА;
Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы: l= тип и сечение питающих линий: провод АС-7011.
Количество тип и мощность трансформаторов главной понизительной подстанции: 2хТРДЦН-63000110;
Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия: 10 кВ.;
Типы принятых ячеек распределительных устройств главной понизительной подстанции: КМ-1Ф;
На территории устанавливаются трансформаторные подстанции с трансформаторами типов: ТМЗ мощностью 1600 1000 630 кВА;
.Тип и сечение кабельных линий: ААШв 16-240 мм2.
1. Климатические условия работы оборудования.
Второй район по толщине стенки гололёда;
Третий район по скоростному напору ветра;
Средняя продолжительность гроз в году 20-30 часов;
Основными источниками загрязнения атмосферы являются: с востока – ЧТЭЦ-2 (гр. А); с запада – чугунно-литейный цех ЧТЗ (гр. В).
Коррозийная активность грунта предприятия – средняя;
Блуждающих токов в грунте предприятия нет;
Колебаний и растягивающих усилий – нет;
Виды коммутаций и такой тип грунта позволяет прокладку кабелей типа ААШв.
Расчет электрических нагрузок.
Определение расчетной нагрузки на разных ступенях системы электроснабжения промышленного предприятия рекомендуется проводить по методу Тяжпромэлектропроекта. Этот метод заложен в основу “Руководящих указаний по расчету электрических нагрузок“ (РТН.36.18.32.4-92).
Согласно этому методу расчетная активная нагрузка группы трехфазных электроприемников находятся по средней нагрузке расчетному коэффициенту по активной мощности и коэффициенту использования:
где - расчетный коэффициент по активной мощности;
- коэффициент использования по активной мощности;
- номинальная активная мощность i-го элктроприемника кВт.
Расчетная реактивная мощность определяется по формуле:
где - расчетный коэффициент по реактивной мощности;
- коэффициент реактивной мощности i-го электроприемника.
Согласно руководящих указаний с точки зрения расчета электрических нагрузок в системах электроснабжения различают 6 уровней:
уровень: силовой кабель (или шинопровод) питающий отдельный электроприемники от распределительных щитов;
уровень: силовой кабель питающий распределительный щит от магистрального шинопровода;
уровень: магистральные шинопроводы и шины 04 кВ. цеховых трансформаторных подстанций;
уровень: сети питающие промежуточные высоковольтные распределительные устройства;
уровень: шины главной понизительной подстанции;
уровень: сети питающие главную понизительную подстанцию.
В зависимости от уровня Рр и Qр определяются по разному:
где - коэффициент загрузки.
где - расчетный коэффициент реактивной мощности группы электроприемников определяющийся по формуле:
где- эффективное число электроприемников:
(где и равны потому что на 3 уровне – большое количество электроприемников и график активной мощности становится относительно равномерным то есть по форме приближается к графику реактивной мощности).
где - коэффициент одновременности максимумов нагрузок;
- число узлов 3 уровня по которым производится оценка расчетных нагрузок и которые питаются от распределительных пунктов;
- число высоковольтных электроприемников питающихся непосредственно от рассматриваемого узла 4 уровня;
- число трансформаторов подключенных к рассматриваемому узлу 4 уровня.
где - число узлов 3 уровня питающихся от распределительного пункта;
-число высоковольтных электроприемников подключенных непосредственно от распределительного узла 5 уровня;
-число высоковольтных распределительных узлов (промежуточных) которые непосредственно питаются от сборных шин 6-20 кВ. главной понизительной подстанции;
-число трансформаторов подключенных непосредственно к узлу 5 уровня.
где - экономически обоснованная величина реактивной мощности которая может энергосистема передать предприятию в часы прохождения максимума активной нагрузки;
- задается энергосистемой.
Полная расчетная нагрузка группы 3-х фазных электроприемников определяется из выражения:
Определение расчетной нагрузки для однофазных электроприемников в дипломном проекте не производится так как эти электроприемники включенные на фазные и линейные напряжения распределены по фазам с неравномерностью не более 15% по отношению к общей мощности 3-х фазных электроприемников в группе и учитываются как 3-х фазные с суммарной мощностью равной однофазной мощности электроприемников.
Расчетная нагрузка осветительных электроприемников определяется по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной поверхности пола с учетом коэффициента спроса:
где - коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки;
- удельная осветительная нагрузка на 1 м производственной поверхности пола цеха кВт;
- поверхность пола цеха .
Данные о как отдельных электроприемников так и для характерных их групп по отраслям промышленности приводится в справочнике (Л4. Таблица 2.1.). Расчетные кривые и таблицы для определения приводится в таблице 1 РТM 36.18.32.4-92.
При расчетах электрических нагрузок пользуются следующими выражениями для определения эффективного числа электроприемников.
где - номинальная мощность самого мощного электроприемника в группе (цехе).
Под понимается такое число одинаковых по режиму работы и одинаковой мощности электроприёмников которая обуславливает то же значение расчетного максимума что и группа различных по мощности и режиму работы электроприемников.
2. Расчёт электрических нагрузок по дизельно-моторному цеху
Рассмотрим расчет электрических нагрузок по цеху на примере электроцеха. Для расчета электрических нагрузок на различных ступенях СЭС цеха используется таблице 1. Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену для каждого электроприемника или группы электроприемников определяется по формуле:
Среднее значение коэффициента использования:
Расчетная активная и реактивная нагрузка для 2 уровня определяется из формул (1) и (2) с учетом условия для .
Вычисляется средние для цеха значения коэффициентов а также полная расчетная мощность и расчетный ток цеха. Расчетные значения и по цеху определяется из формул (3.1) и (3.2). Значения и используем в дальнейшем для выбора силовых понижающих трансформаторов устанавливаемых в цехе а так же коммутационной аппаратуры и питающих линий.
3.Расчет электрических нагрузок по предприятию.
Расчёт нагрузок по группе цехов ЧТЗ выполнен согласно п.п 3.1. данного проекта и "Руководящих указаний по расчёту электрических нагрузок". Результаты расчёта сведены в таблицу 3.2.1.
Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия.
Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генеральном плане окружности центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов а площади окружностей пропорциональны расчетным активным нагрузкам. Каждая окружность делится на секторы площади которых пропорциональны активным нагрузкам электроприемников с напряжением до 1 кВ электроприемники с напряжением свыше 1 кВ и электрического освещения. При этом радиус окружности и углы секторов для каждого цеха соответственно определяется:
где - расчетные активные нагрузки соответственно всего цеха электроприемников до 1 кВ. электроприемников свыше 1 кВ. электрического освещения кВт;
-масштаб площадей картограммы нагрузок .
Центр электрических нагрузок предприятия является символическим центром потребления электрической энергии (активной мощности) предприятия координаты которого находятся по выражениям:
где - координаты центра i-го цеха на плане предприятия м.
Результаты расчетов по предприятию сведены в таблицу 4.
Место положения главной понизительной подстанции выбрано с координатами Х0 У0 исходя из следующих условий:
-центра электрических нагрузок;
-площади необходимой для размещения главной понизительной подстанции;
-наличия коридоров для прокладки воздушных и кабельных линии с учетом охранной зоны.
Выбор числа мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия.
Мощность трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций зависят: от величены нагрузки трансформаторной подстанции их категории по надежности электроснабжения от размеров площади на которой они размещены и так далее. При одной и тоже равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади цеха должна уменьшаться единичная мощность трансформаторов.
Существует связь между экономически целесообразной площадью отдельного трансформатора цеховой трансформаторной подстанции и плотностью () электрической нагрузки цеха полученной на основе технико-экономических расчетов.
где - расчетная электрическая нагрузка цеха;
Мощность трансформаторов цеховой трансформаторной подстанции корректируется в зависимости от величены расчетной нагрузки цеха а так же ее категории числа типоразмеров трансформаторов на предприятии и ряда других факторов.
Количество трансформаторов всех подстанций цеха определяем по формуле:
где - расчетная активная нагрузка цеха от низковольтных потребителей кВт;
- допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме;
- выбранная номинальная мощность трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций .
Принимается ближайшее целое число трансформаторов.
Количество трансформаторов одной подстанции зависит от категории электроприемников по надежности электроснабжения. Одно-трансформаторные подстанции принимают для питания потребителей 3 и иногда 2 категории. Двух трансформаторные подстанции используются для питания потребителей 1 и 2 категорий. Наибольшая реактивная мощность которую трансформаторы могут пропустить из сети 10 кВ в сеть с напряжением 04 кВ.
где - число трансформаторов цеховой трансформаторной подстанции;
-номинальная мощность трансформаторов цеховой трансформаторной подстанции;
-допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме.
Величина является расчетной поэтому в общем случае реактивная нагрузка трансформаторов не равна ей.
где - расчетная реактивная нагрузка трансформаторной подстанции .
При трансформаторы подстанции не могут пропустить всю реактивную нагрузку и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью батарей конденсаторов на стороне низшего напряжения данной трансформаторной подстанции. Мощность этих конденсаторов будет равна:
Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах определяется так:
Трансформаторные подстанции использую внутрицеховые встроенные. Располагаю их как можно ближе к центру электрических нагрузок так как это наиболее экономично с точки зрения расхода проводникового материала. Для данного предприятия применяю трансформаторы типа ТМЗ мощностью:630 1000 1600. Выбор типа зависит от условий установки охлаждения состояния окружающей среды и т.д. Экономически выгодным так же является объединение нагрузок и установка трансформаторных подстанций не в каждом цехе. Питание цехов может осуществляться от соседней трансформаторной подстанции установив лишь низковольтные распределительные пункты. Данное решение зависит от величины нагрузки расстояния до соседней трансформаторной подстанции стоимости электроэнергии и т.д. Установка низковольтных распределительных пунктов в цехе экономически выгодна если выполняется соотношение:
где - полная расчетная нагрузка цеха кВ А;
-расстояние от низковольтного распределительного пункта до соседней трансформаторной подстанции м.
Результаты расчетов по выбору трансформаторов сведены в таблицу 6. Местоположение цеховых трансформаторных подстанций указаны на генеральном плане предприятия рисунок 3.
Потери активной и реактивной мощности в силовых трансформаторах трансформаторных подстанций определятся по формулам:
где - число трансформаторов установленных на данной трансформаторной подстанции;
-паспортные данные трансформаторов.
Выбор напряжения схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанции предприятия.
Величина напряжения питания главной понизительной подстанции предприятия определяется наличием конкретных источников питания уровнями напряжения на них расстоянием от главной понизительной подстанции до этих источников возможность сооружения воздушных линий для передачи электроэнергии и другими факторами.
Из всех возможных вариантов внешнего электроснабжения нужно выбрать оптимальный то есть имеющий наилучшие технико-экономические показатели. Для этого прежде всего следует найти величину рационального напряжения которую возможно оценить по приближенной формуле Стилла:
где - длина питающей линии главной понизительной подстанции км;
-расчетная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения кВт.
Расчетная активная нагрузка предприятия:
где - расчетные низковольтная и высоковольтная нагрузка всех цехов предприятия кВт;
- суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых трансформаторных подстанций кВт;
-расчетная активная нагрузка освещения цехов и территории кВт;
- расчетная активная нагрузка стороннего потребителя;
Для сравнения принимаем два варианта внешнего электроснабжения предприятия 220 и 110 кВ.принимаячто U = 220 кВ есть на ЧТЭЦ –1 .
Полная расчетная нагрузка предприятия необходимая для выбора трансформаторов главной понизительной подстанции:
где - экономически целесообразная реактивная мощность на стороне внешнего напряжения главной понизительной подстанции потребляемая предприятием от энергосистемы ();
Результаты расчетов сведены в таблицу 7.
Cравнение вариантов целесообразного напряжения. ТАБЛИЦА 7
На главной понизительной подстанции устанавливаем два трансформатора что обеспечивает необходимую надежность при достаточно простой схеме и конструкции главной понизительной подстанции. Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы равен 07.
Схемы внешнего электроснабжения на 220 и 110 кВ представлены на рисунках 4 и 5.
.Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия.
Потери мощности в силовых трансформаторах:
=2(82+0622*300)=39464
Потери электрической энергии в трансформаторах:
где - Тг=8760 часов –годовое число часов работы предприятия;
Тм – годовое число часов использования 30 минутного максимума активной нагрузки Тм=3770 часов (Л1. Таблица 2.3).
Расчет линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции. Нагрузка в начале линии:
Расчетный ток 1 цепи линии:
Ток в послеаварийном режиме:
Сечение проводов линии нахожу по экономической плотности тока :
Выбираю ближайшее стандартное сечение. Провод АС-9515 Iдоп=330А r0=0314 омкм х0=0411 омкм.
Проверка по нагреву в послеаварийном режиме: А
Потери активной энергии в проводах линии за 1 год:
отходящих Расчет токов короткого замыкания в начале линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию.
Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведена на рисунке 6.
Sс=4500 МВ А Sб=1000 МВ А Uб=230 кВ.
Сопротивление системы:
Сопротивление воздушной линии:
Рисунок 6: Исходная схема замещения для расчета токов короткого замыкания.
Определим ток короткого замыкания в точке К1: .
Периодическая составляющая постоянна в течении всего процесса замыкания:
Ударный ток короткого замыкания:
где =17- ударный коэффициент (Л2 таблица 2.45)
Апериодическая составляющая:
Определим ток короткого замыкания в точке К2:
Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию.
где - время срабатывания защиты;
-собственное время отключения (с приводом) выключателя.
Устанавливаем выключатель типа: ВМТ-220Б-201000 У1
Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 8.
Аппаратура 220кВ. ТАБЛИЦА 8
Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем .
Потери электроэнергии:
Нагрузка в начале линии электропередач:
Расчетный ток одной цепи линии:
Послеаварийный ток в линии:
Сечение проводов по экономической плотности тока:
Минимальное сечение по короне для 110кв: 150.Устанавливаем провод АС-15024 с паспортными данными: Проверка по нагреву 445А > 3866А.
Потери активной энергии в проводах линии за 1 год:
Расчет токов короткого замыкания в начале линии от подстанции энергосистемы и на
вводах в главную понизительную подстанцию
Рисунок 6: Исходная схема замещения для расчета токов короткого замыкания
Определим ток короткого замыкания в точке К1:
Устанавливаем выключатель типа ВМТ-110Б-201000 УХЛ1.
Расчетное время отключения:
Результаты выбора аппаратов сведены в таблицу 9.
Аппаратура 110 кВ. ТАБЛИЦА 9
2 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения.
При сравнении вариантов учитываются: коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы воздушные линии вводные коммутационные аппараты главной понизительной подстанции силовые трансформаторы главной понизительной подстанции.
Годовые приведенные затраты находятся по формуле:
где: =0213 – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений это сумма нормативного коэффициента Ен=012 отчислений на амортизацию обслуживания текущий ремонт. отчисления на амортизацию обслуживание текущий ремонт принимаются по ;
- сумма капитальных затрат
-стоимость годовых потерь электроэнергии.
Результаты расчетов экономических показателей для вариантов 220110 кВ сведены в таблицы 1011
Экономические показатели варианта 220 кВ. ТАБЛИЦА 10
Наименование оборудования
Экономические показатели вариата 110 кВ. ТАБЛИЦА 11
При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:
где - удельная стоимость потерь электроэнергии;
-основная ставка тарифа;
-стоимость 1 электроэнергии;
- поправочный коэффициент для 110 кВ
Результаты сравнения вариантов сведены в таблицу 12.
Сравнение экономических показателей. ТАБЛИЦА 12.
В результате расчетов принимаем вариант с Uном=110 кВ. так как его экономические показатели (приведенные затраты) вышечем у Uном=220кВ.
.Выбор величены напряжения и схемы внутреннего электроснабжения расчет питающих линий.
1Выбор величены напряжения.
Выбор величены напряжения распределительных сетей предприятия зависит от величены нагрузок 6 и 10 кВ. Критерием выбора являются технико-экономические показатели в первую очередь приведенные затраты которые рассчитываются как для сети так и для понижающих подстанций.
В данном дипломном проекте согласно: “Инструкции по проектированию электроснабжения промышленных предприятий СН 174-75”так как отсутствует нагрузка на 6 кВ. принимаем напряжение внутреннего электроснабжения предприятия на напряжение 10 кВ.
2 Построение схемы электроснабжения.
Распределение электроэнергии по промышленным предприятиям должно выполняться по радиальным и магистральным схемам в зависимости от территориального расположения нагрузок величины потребляемой мощности Предпочтение следует отдавать магистральным схемам.
В практике проектирования и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий чаще всего используются смешанные схемы питания. Крупные и ответственные потребители или ЭП питают по радиальной схеме средние и мелкие потребители группируют и питают по радиальному принципу. Такое решение позволяет создать схему электроснабжения с наилучшими технико-экономическими показателями.
Схемы осуществляются с помощью кабельных линий. Число трансформаторов напряжением до 10кВ присоединяемых к одной магистрали следует принимать 2..3 при мощности 1000..2500 кВА 3..4 при меньших мощностях.
Радиальные схемы следует применять при нагрузках расположенных в различных направлениях от источника питания. Двухступенчатые радиальные схемы нужно применять при питании больших групп ЭП в цехах (установка в цехах высоковольтных РП для питания синхронных двигателей). Необходимость сооружения высоковольтных РП рассматривается при числе отходящих линий с обеих секций РП не менее 8. Схемы трансформаторных подстанций напряжением 100.4 кВ должны проектироваться без сборных шин первичного напряжения. Глухое присоединение цехового трансформатора должно применяться при радиальном питании. Установка коммутационного аппарата перед цеховым трансформатором при магистральной схеме питания подстанции обязательна.
Схема представлена на рисунке 6.
2Конструктивное выполнение электрической сети.
Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величены электрических нагрузок их размещения плотности застройки предприятия конфигурации технологических транспортных и других коммуникаций типа грунта на территории предприятия.
Выбираем прокладку кабелей в траншее как очень простой и экономически выгодный способ применяемый при прокладке до шести кабелей. Для прокладки используем кабель марки ААШв так как нет растягивающих усилий в грунте. В местах пересечения с железной дорогой кабели прокладываем в блоках.
3Расчет питающих линий.
Сечение кабелей напряжением 10 кВ. определяем по экономической плотности тока и проверяются по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий по его прокладке по току перегрузки потери напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания. Все результаты расчетов приведены в таблице 13.
Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:
где - мощность которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме .
Сечение кабельной линии определяется по экономической плотности тока:
где - экономическая плотность тока зависящая от типа кабеля и продолжительности максимальной нагрузки j=14.
По результатам расчета выбирается кабель имеющий ближайшие меньшее стандартное сечение по отношению к экономически целесообразному.
Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки:
где - поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей ;
- поправочный коэффициент на температуру среды в которой прокладывается кабель ;
- число параллельно прокладываемых кабелей.
где - коэффициент перегрузки .
Потеря напряжения в кабельной линии определяется по формуле:
где - расчетная активная и реактивная нагрузки.
- удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля .
Расчет токов короткого замыкания
Мощность короткого замыкания в месте присоединеия питающей главную понизительную подстанцию линии значительно больше мощности потребляемой предприятием поэтому допускается периодическую составляющую тока короткого замыкания от энергосистемы во времени то:
Для расчетов токов короткого замыкания составляется исходная схема на которой источники питания токов короткого замыкания. Схема замещения приведена на рисунке 7.
При выборе расчетной схемы для определения токов короткого замыкания рассчитывается режим при котором воздействие токов короткого замыкания на систему электроснабжения является наиболее тяжелым. Этот режим когда один из трансформаторов главной понизительной подстанции отключен для проведения профилактических работ (аварии) и включен секционный выключатель в распределительном устройстве 10 кВ. то есть все электроприемники питаются от одного трансформатора.
Рисунок 7 Схема замещения для расчета токов КЗ
Определим токи короткого замыкания в точках К1 и К2:
принимаем: Sб=1000 Uб=115 кВ.
Сопротивление линий:
Ток короткого замыкания в точке К1:
Ток короткого замыкания в точке К2:
Ударный ток короткого замыкания в точке К2:
Расчет токов короткого замыкания в точке К3:
Сопротивление трансформатора главной понизительной подстанции:
Суммарное сопротивление:
Базисный ток в точке К3:
Ток короткого замыкания в точке К3:
Ударный ток в точке К3:
Расчет тока короткого замыкания в точке К4 (на выводах трансформаторов трансформаторных подстанций).
Сопротивление трансформатора ТП17:
Ток короткого замыкания в точке К4:
Ударный ток в точке К4:
Все результаты расчетов приведены в таблице 14.
Мощность и токи коротких замыканий ТАБЛИЦА 14
Выбор электрооборудования системы электроснабжения предприятия.
1 Выбор трансформаторов собственных нужд главной понизительной подстанции.
Наиболее ответственными потребителями собственных нужд оперативные цепи системы связи телемеханики система охлаждения трансформаторов аварийное освещение система пожаротушения освещение подстанции обогрев шкафов комплектных распределительных устройств.
Устанавливаем 2 трансформатора собственных нужд мощностью:
Принимаем к установке ТМ-40010
2 Выбор типа распределительных устройств на низкой стороне главной понизительной подстанции выключателей трансформаторов тока напряжения.
Распределительное устройство на 10 кВ принимаем комплектным из шкафов серии КМ-1 (IНОМ=1600А). Выбор выключателей установленных на вводе в комплектные распределительные устройства представлен в таблице 15 [Л4].
Проверка выключателей 10 кВ. ТАБЛИЦА 15
I2терм.tтерм=3969 кА2с
В качестве секционного выключателя и выключателей отходящих линий принимаем аналогичные выключатели. Выбор трансформаторов тока на вводе в распределительное устройство 10 кВ. главной понизительной подстанции и на секционных выключателях приведен в таблице 16 [Л4]. Перечень необходимых приборов установленных на вводе в распределительное устройство 10 кВ. главной понизительной подстанции приведен рисунке 10 [Л6].
Нагрузка трансформаторов тока ТАБЛИЦА 16
I2терм.tтерм=3675 кА2с
Рисунок 10. Схема вторичных токовых цепей трансформаторов тока 10 кВ.
Проверку ТА по вторичной нагрузке проводим пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов (табл. 17 [Л6]). Определим нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока (табл.17).
Нагрузка трансформаторов тока ТАБЛИЦА 17
Общее сопротивление приборов:
Допустимое сопротивление проводов:
где Ом.– номинальная нагрузка трансформаторов тока;
Ом.- переходное сопротивление контактов.
Сечение соединительных проводов:
Правила устройства электроустановок регламентирует минимальное сечение для медных проводов 4 поэтому принимаем контрольный кабель с жилами .
Схема включения приборов выбранных на секционных выключателях распределительных устройств 10 кВ. главной понизительной подстанции представлена на рисунке 11.
Рисунок 11. Схема вторичных цепей трансформаторов тока секционного выключателя 10 кВ.
Амперметр типа Э-335 с нагрузкой на каждую фазу по 05 .
Устанавливаем контрольный кабель типа с жилами сечением по 4 .
Трансформатор напряжения устанавливаем на каждую секцию сборных шин главной понизительной подстанции. Принимаем к установке 3ЗНОЛ 09.10 с паспортными данными: UНОМ=10 кВ. S2НОМ=225 работающим в классе точности 0.5 . К нему подключаются все измерительные приборы данной секции шин. Перечень необходимых приборов устанавливается согласно [Л6]. Подсчет вторичной нагрузки приведен таблице 18.
Нагрузка трансформаторов напряжения ТАБЛИЦА 18
S2> S2НОМ то есть трансформатор напряжения не будет работать в заданном классе точности поэтому устанавливаем дополнительно 2НОЛ.08.10 (S2НОМ=150).
Сравнивая получаем: 375>318 .
Для трансформаторов напряжения при соединении их с приборами используют контрольный кабель с медными жилами КРВГ S=4мм2 - исходя из условия по механической прочности. Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранитель и втычной разъединитель.
3 Выбор токопровода соединяющего силовые трансформаторы главной понизительной подстанции и распределительное устройство напряжением 10 кВ.
В качестве токоведущей части соединяющей силовые трансформаторы и распределительное устройство используем закрытый комплектный токопровод типа: ТЗК-10-1600-51 [Л4] каталожные данные которого =10 .
4 Выбор выключателей напряжением 10 кВ. схемы внутреннего электроснабжения и соответствующих трансформаторов тока.
Результаты расчетов сведены в таблицу 19.
Выключатели 10 кВ. ТАБЛИЦА 19
ТЛ-10-400-0510Р ТЛ-10-400-0510Р ТЛ-10-400-0510Р ТЛ-10-400-0510Р ТЛ-10-400-0510Р ТЛ-10-400-0510Р ТЛ-10-400-0510Р ТЛ-10-400-0510Р ТЛ-10-400-0510Р ТЛ-10-400-0510Р ТЛ-10-400-0510Р ТЛ-10-400-0510Р ТЛ-10-400-0510Р
Кабели напряжением 10 кВ. внутренней системы электроснабжения проверяются на термическую стойкость к токам коротких замыканий. Рассмотрим характерные сечения кабелей от главной понизительной подстанции до трансформаторных подстанций. Имеем:
- время срабатывания релейной защиты;
- время отключения выключателя;
- апериодическая составляющая тока короткого замыкания;
- коэффициент зависящий от металла токоведущих частей кабеля.
Проверка на термическую стойкость кабелей. ТАБЛИЦА 20
5Выбор коммутационной аппаратуры на стороне высшего и низшего напряжения трансформаторных подстанций.
На вводах цеховых трансформаторных подстанций устанавливаем выключатели нагрузки и предохранители. На всех трансформаторных подстанциях выбираем выключатели нагрузки типа ВНР-10400-103У3 ипредохранители типа ПКТ104-10-400-315У3.
Выключатели нагрузки и предохранители. ТАБЛИЦА 21
На стороне низшего напряжения цеховых трансформаторных подстанций выбираем автоматические выключатели для низковольтных распределительных устройств. Принимаем к установке распределительное устройство типа КМ-1Ф.
По величине тока короткого замыкания в точке К4 производится выбор только вводных выключателей установленных на стороне низшего напряжения. Выбор оборудования низковольтных распределительных пунктов (04 кВ.) осуществляется по токам нагрузки в нормальном и утяжеленном режимах. Результаты выбора сведены в таблицу 22 [Л2].
Автоматические выключатели ТАБЛИЦА 22
ВА53-39 Iн=250 А Iо=25 кА
ВА53-39 Iн=160 А Iо=25 кА
ВА53-49 Iн=2500 А Iо=36 кА
ВА53-43 Iн=2500 А Iо=36 кА
ВА53-41 Iн=1000 А Iо=25 кА
ВА53-39 Iн=400 А Iо=25 кА
ВА53-41 Iн=2500 А Iо=36 кА
Компенсация реактивной мощности.
Оптимальный выбор средств компенсации реактивной мощности является составной частью построения рациональной системы электроснабжения промышленного предприятия. Распределительное устройство 10 кВ. главной понизительной подстанции имеет две системы сборных шин. Расчет ведется для одной сборной шины. В таблице 23 приведены исходные данные для системы электроснабжения показанной на рисунке 12.
Сопротивление трансформатора:
Рисунок 12а. Часть системы электроснабжения предприятия для расчета компенсации реактивной мощности.
Рисунок 12б. Схема замещения системы электроснабжения предприятия для расчета компенсации реактивной мощности.
Потребление реактивной мощности по трансформаторным подстанциям ТАБЛИЦА 23
Сопротивление кабельной линии:
где - длина кабельной линии ;
- удельное сопротивление кабеля .
Данные о синхронных двигателях представлены в таблице 24.
где Д1 Д2 - параметры характеризующие потери активной мощности в синхронных двигателях.
Данные по синхронным двигателям ТАБЛИЦА 24
Располагаемая реактивная мощность синхронных двигателей определяется так:
где - коэффициент допустимой перегрузки синхронного двигателя по реактивной мощности зависящий от загрузки по активной мощности и номинальной принимаем ; .
Удельная стоимость потерь активной мощности от протекания реактивной:
Затраты на генерацию реактивной мощности отдельными источниками:
а) для низковольтных блоков конденсаторов 04 кВ.:
б) для высоковольтных блоков конденсаторов 10 кВ.:
в) для синхронных двигателей:
где: - коэффициент отчислений;
- удельные мощности батарей конденсаторов;
- удельные потери активной мощности в конденсаторах комплектных компенсирующих устройств.
Определим эквивалентные активные сопротивления:
Результаты расчета по синхронным двигателям сведены в таблицу 25.
Результаты расчета по синхронным двигателям Таблица 25
Для определения оптимальной реактивной мощности генерируемой низковольтными конденсаторными батареями находим эквивалентные сопротивления трансформаторных подстанций.
Для ТП2 ТП7 ТП8 ТП12:
а. Для ТП15ТП14 - питаются по магистральной линии схема замещения которой представлена на рисунке 13.1.
Рисунок 13.1 Схема замещения линий ТП15 и ТП14.
б. Для ТП6 ТП1- питаются по магистральной линии схема замещения которой представлена на рисунке 13.2.
Рисунок 13.2 Схема замещения линий ТП6 и ТП1.
в. Для ТП10 ТП5- питаются по магистральной линии схема замещения которой представлена на рисунке 13.3
Рисунок 13.3 Схема замещения линий ТП10 и ТП5.
г. Для ТП9 ТП4 ТП3 –- питаются по магистральной линии схема замещения которой представлена на рисунке 13.4.
Рисунок 13.4 Схема замещения линий ТП9 ТП4 и ТП1.
д. Для ТП11 ТП13 ТП16-- питаются по магистральной линии схема замещения которой представлена на рисунке
R 0-11 R 11-13 R 13-16
Рисунок 13.5 Схема замещения линий ТП11 ТП13 и ТП16.
Полученные значения эквивалентных сопротивлений сведены в таблицу26.
Компенсирующие устройства ТАБЛИЦА 26
Тип принятой стационарной
Конденсаторной батареи.
Оптимальное значение реактивной мощности низковольтных конденсаторных батарей подключенных к шинам трансформаторных подстанций определим в предположении что к этим шинам главной понизительной подстанции подключены высоковольтные конденсаторные батареи. ( Примем коэффициент Логранжа )
Результаты расчетов приведены выше в таблице 26.
Определим оптимальные значения реактивных мощностей высоковольтных конденсаторных батарей подключенных к сборным шинам 10 кВ.
Значит необходима установка высоковольтных конденсаторных батарей в распределительное устройство 10 кВ. главной понизительной подстанции.
Баланс реактивных мощностей на сборных шинах 10 кВ. главной понизительной подстанции проверяется как равенство генерируемых Qг и потребленных Qр реактивных мощностей.
Получили что Qp=Qг и означает что расчет верен. Зная величины мощностей конденсаторных компенсирующих устройств определяем расчетный коэффициент реактивной мощности на вводе главной понизительной подстанции:
Запас реактивной мощности на шинах главной понизительной подстанции:
Расчет показателей качества электроэнергии.
Так как имеются потребители ухудшающие качество электрической энергии произведем расчет для определения соответствия потребляемой энергии ГОСТу. Согласно исходным данным:; ; ; n=2. Расчетная схема приведена на рисунке 19.
где - сопротивление трансформатора ТП6
Размах колебаний напряжения:
Меры по уменьшению размахов колебания производим следующие: подключаем дуговые сталеплавильные печи на разные системы сборных шин что позволит уменьшить полученный коэффициент в два раза то есть получим требуемое значение показателя качества в пределах допустимого.
Коэффициент не синусоидальности:
где -коэффициент токораспределения.
Результаты расчета по высшим гармоникам сведены в таблицу 27.
Коэффициент не синусоидальности ТАБЛИЦА 27
Полученный параметр согласно ГОСТ 13109-97 в норме.
Коэффициент не симметрии
Для определения используем уравнения связывающие мощности “мертвой” [Р`] и “дикой” [Р” ] фазы:
Справочник по проектированию электроснабжения. Электроустановки промышленных предприятий.Под общ. ред. Ю.Г.Барыбина и др. - М: Энергоатомиздат 1990-576с.
Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования.Под ред. Ю.Г.Барыбина Л.Е.Федорова М.Г.Зименкова; - М: Энергоатомиздат 1991-464с.
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Том 1. Под общ. ред. А.А.Федорова; - М: Энергоатомиздат 1986-568с.
Б.Н.Неклепаев И.Л.Крачков. Электрическая часть электростанций и подстанций. Изд.4-е; - Энергоатомиздат 1989-607с.
Правила устройства электроустановок. Минэнерго СССР. 7-е издание переработанное и дополненное; - М: Энергоатомиздат 1999.
Л.Д.Рожкова В.С.Козулин. Электрооборудование станций и подстанций. 3-е издание переработанное и дополненное; - М: Энергоатомиздат 1987-648с.
А.М.Ершов О.А.Петров Ю.В.Ситчихин. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебное пособие к курсовому проекту. Часть 1; - Челябинск ЧПИ 1987-57с.
А.М.Ершов О.А.Петров. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебное пособие к курсовому проекту. Часть 2; - Челябинск ЧПИ 1987-44с.
Петров О.А. Компенсация реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий. Учебное пособие для студентов-заочников; - Челябинск 1986-49с.
Руководящие указания по расчету проводов тросов воздушных линий электропередач; - М: Энергия 1965.
Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. Под ред. А.А.Федорова и Г.В.Сербиновского; - М: Энергия 1980-576с.
ГОСТ 9680-77 “Данные по трансформаторам ТМЗ ТСЗ ”.
Каталоги “ИНФОРМЭЛЕКТРО”.
ГОСТ 13109-97 “Электроэнергия. Совместимость технических средств. Нормы качества электроэнергии в СЭС”.
Инструктивные и информационные материалы по проектированию электроустановок; - М: ВНИПИ ТПЭП1992.