Электроснабжение завода по производству бытовой техники г. Дубоссары с использованием энергосберегающих систем наружного освещения территории завода

IMG_0001_NEW.pdf

Haзвaния эTaIIoB .циплoМногo пporкTa
Paсчет эJIекTpических нaгpyзoк цехa. Paсчёт
сисTеМЬI oсBeщения цеxa.
Paсчет элекTpическиx нaгpyзoк
пpеДПpиятия. Paсчёт ПoкaзaTеЛrй гpaфикoв
эЛекTpическиx нaГpyзoк ПpеДПpИЯTИЯ
Пoстpoение кapToГpaММы нaГpyзoк
ПpеДпpияTия. Paсчет paциoнrЛЬIoгo
нaПpяжения пиTaloщrй сети Пpe'цПpиЯTия
Bьlбop цеxoBЬIx TП. Bьlбop сxrмЬI
BнTpеIнеГo элекTpoснaбlкения' TеХIIикoэкoнoMичеcкoе срaBIеtIие BoЗМoI(нЬIх
BapиaнToB. BьIбop нoМинtЛЬнoгo
нaПpя)кения сxrМЫ BlryTpизaBoДскoГo
Bьrбop сxеMЬI эЛекTpoснaбжения
пpeДПpияTиЯ TеxIIикo- экoнoМиЧеские
сoПoсTaBЛения BoЗМo)кнЬIx BaDиaIТoB
Bьrбop сxеМЬI ЭЛrкTpиЧеских coе.цинений
ГПП (ЦPП). Bьrбop сХеМы и кoIIсTpyкции
эЛекTpичrcких сoе.цинений ГПП шPm.
Paсчет ToкoB кopoTкoГo ЗaМЬIкaния B сеTи
BЬIпIе 1000 B. Bьrбop электpooбopy.цoBalия
Bьrбop cхеМЬI ПИT aНИЯ ПpиrМникoB
эЛекTpoэнеpГии. Bьlбop кoММyTaциoннoзaщитнoй allпapaTypы ПpoBoДIикoв и
спосoбa ПpoкЛaДки ДЛя оиЛoBoГo
oбopyдoвaния. Bыбop рaсПpеДеЛиTеЛЬнЬIХ
Paсчёт зaзеМЛяЮЩегo yстpoйствa ГПП.
Paсчёт Мoлниезaщитьr ГПП
Сшециaльньтй вoпpоc.
oпyск кaфелpьl к зaЩиTе
Зa:цитa ДиплoMIIoГo ilpoекТa
ПPИДHЕCTPoBCкИЙ гoсуДAPCТBЕHньIЙ УHИBЕPCИTЕT
Инхсенеpнo-Teхничeский инститyт
Кaфедpa кЭлeктpoэнеpгеTики и эЛeкTpoTеxIикиD
Haпpaвление 1 00400 Электpoснaбжение>
Энеpгетики и элекTpoTеХники))
нa ДиПлoмньrй пpоeкт
Ускaту Bячеслaв oлегович
Tемa.циплoМнoгo пpoекTa: ''Элrктpoснaбжение зaвoдa rro пpoизBo.цсTBy бьrтoвoй TеxIики B
г.yбoссapЬI с BIIe.цpениrМ aBToмaTизиpовaннoй сисTеМЬI yчеTa электpoэнеpгии.''
.Утвеpжденa Пpикtlзoм пo УнивepсиTеTy oT
Cpoк сДaчи зaBеpшеннoГo ПpoекTa
ИсхoДньIе.цaнные к ПpoекTy: 1. Генеparrьньtй плaн пpедпpиятия.(Pисyнoк
цеxaм. 3. Услoвия пo.цклroчения к истoчникy электpoснaбжения. 4. Плaн
paспoлoжения oбopyдoвaния в цеxе(Pисyнoк 2). 5. Haгpyзки электpooбopyдoвaния в цеxе.
ПеpеuенЬ BoПpoсoB' Пo.цЛе)кaTTIиx oбязaтельнoЙ paзpaбoтке: l.Paсчет электpичeскиx нaгp)зoк
цеxa и пpедпpиятия. 2.Paочет гpaфикoв нaгp)zзки. 3.Пoстpoение кapтoгpaмм нaгpзoк
пpеДпpиятия. 4.BьIбop cxемьt внеtпнегo элекЩoснaбжения. 5.BьIбop числa и мoЩнoсти цехoвьlx
тpaнcфоpмaтоpньix пoДстaнций и кoнДенсaтopньlx zстaнoвок. 6.BьIбop oбopzДoвaния вьIше 1000
B 7.Paсчет тoкoв кopoткoгo зaмьrкaния в сети вьlше 1000 B.8.Bьrбop сxемьl внvтpицеxoвoгo
электpoснaбжения. 9. Paсчет тoкoв кopoткогo зaмьrкaния в сети Дo 1000 B. l0.Bьrбop и paсчет PЗ
и A. 11.BьIбop кoммyгaциoннo- зaЩитнoй aппapaтypьI. пpoвoдникoв и спocoбa пpoклaдки кaбелей
для силoвoгo oбopyДoвaния' 12.Paсчёт зaземляrorцегo yстpoйствa ГПП. l3.Paсчёт
мoлниезaщитьrГПП. 14. Paзpaбoткa опеЦиaльнoгo вoпpoсa.
S.Пеpе.reнь гpaфи.rескoГo МaTеp иaлa (c ToчньIМ yкaзaниеM oбязaтельньIх uеpтежей)
Генплaн пpедпpиятия и кapтогpaммьr нaгpyзoк. 2. Bapиaнтьr схем электpoснaбжения. 3.Схемa
электpическaя пpинципиaльнaя пpеДпpиятия. 4.PЗ и A. 5.Электpoснaбжение цеxa.6.Спец' вoпpoс'
Cxемa мoлниезaщитьIи зaземление ГПП.
' ДaтaвЬI.цaчи ЗaДaНИЯ
Pyкoвoдитель пpoфессop
б эле кTp иtIескLIх нaГpyЗкaxМ еХ
УстaнoBЛенHaЯ МoщнocTЬ ЭП кBт
фpез еp н Ь tЙ cтaнo к
Фpезеpньlй сTaнoк с ЧПУ
УнивеpсzlJlЬнo.ф pезеpнЬIй стaнoк
Toкap нo. B иЕIToprз ньtйсTaHo к
HaстoЛЬнo.cBrpЛиЛь ньlй
Pезьб oFlaprЗнoй пoлyaBToМaT
ЛистoзaгибoЧнaя МaшIинa
ToчилЬнo.шIлифoвaПЬнЬIй стaнoк
B еpтикilJlЬнo.сBrpЛиЛЬньlЙ
P aДиaлЬFlo.сBrpЛиЛьньlй сTaH o К
н ив еp с itЛЬ Ho-З aTo
ПлoскorшлифoBaПЬньtй сTaнoк
ПoлиpoBtLIIЬньrй сTaнoк
Плaн МrxaническoГoЦеxa
Pисyн oк 2 Плaн MexaнИЧeскoгo ЦеХa
Темa: Электpoснaбжение
зaBoДa пo пpoизBo.цсTBy бьrтoвoй TеХIики в г.yбoосapЬI с внеДpениеМ
aBToмaTиЗиpoвaннoй сисTeМьI уrеTa эЛeкTpoэнеpГии
ИсxoДrъlе ДaннЬIе нa ПpoекTиpoBaние
УстaнoвленнaЯ МoщIoсTь пoтpeбитeлeй
лaвньtй пpoизBoДственньIй кopПУc
Генплaн ПpeДПp ИЯTИЯ.
Pисyнoк 1 ГeнеpaльньlЙ

00-введение.pdf

Создание любой системы электроснабжения промышленных предприятий начинается
с оценки будущих электрических нагрузок. От качественно проведенной оценки нагрузок на
сеть в дальнейшем будет зависеть эффективность выбранной схемы и элементов
системы электроснабжения промышленных предприятий. При оценивании электрических
нагрузок на предприятиях необходимо учитывать надежность питания электроприемников
мощность напряжение режим работы род тока.
В настоящее время электроснабжение промышленных предприятий осуществляется
на трехфазном переменном токе. Чтобы осуществлять питание нескольких приемников
полупроводниковые выпрямители двигатели генераторы).
Переменный трехфазный ток частотой 50 Герц является основным родом тока при
электроснабжении промышленных предприятий. Установки повышенной и высокой частоты
используются при электроснабжении промышленных предприятий с целью индукционного и
диэлектрического нагрева. Ток переменный пониженной частоты используется для питания
некоторых плавильных установок (рудовосстановительных электрошлакового переплава и
Помимо деления потребителей в зависимости от режимов работы необходимо также
учитывать несимметричность нагрузок или неравномерность загрузок фаз. Симметричными
приемникам используемым в электроснабжении промышленных предприятий относят
электрическое освещение одно- и двухфазные электропечи однофазные сварочные
трансформаторы и др.
По степени надежности питания электроприемники можно разделить на следующие
-ая категория: по правилам устройств электроустановок к первой категории
относятся электроприемники перерыв в электроснабжении которых может повлечь за собой
опасность для жизни и здоровья людей а также нанести весомый ущерб народному
хозяйству. Как правило при электроснабжении промышленных предприятий ущерб
выражается в повреждении оборудования массовом браке продукции и т. п. Такие
электроприемники обязательно обеспечиваются питанием от 2-ух независимых источников
питания а перерыв в их электроснабжении может быть допущен на период автоматического
включения резерва. Надо упомянуть что независимым источником называется тот источник
на котором напряжение сохраняется в случае исчезновения его на других источниках.
-ая категория. К этой категории можно отнести электроприемники чей перерыв в
электроснабжении промышленных предприятий связан с массовым снижением выпуска
продукции простоем механизмов или людей. Для них как и для 1ой категории тоже
требуется резервирование по питанию но при этом предусмотрены перерывы в
электроснабжении на время требуемое для ручного переключения на резервный источник.
-яя категория. К ней относятся все прочие электроприемники эксплуатируемые на
неответственных складах во вспомогательных цехах цехах несерийного производства. Для
них допустим перерыв питания продолжительностью не более 24 ч требуемое для ремонта
Кроме этого на некоторых предприятиях в составе электроприемников 1-ой
категории есть особые группы нарушение в электроснабжении которых влечет за собой
тяжелые последствия такие как пожары взрывы гибель людей. Для них предусмотрено
резервирование питания от 3-его независимого источника.

01 РПз.pdf

Расчётно-пояснительная записка
Н. контр. Калошин Д.Н.
Электроснабжение завода по производству Литера Лист
бытовой техники г. Дубоссары с
ПГУ им. Т.Г. Шевченко
внедрением автоматизированной системы
учета электроэнергии

02 ДП.pdf

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ
Под производственным процессом понимают совокупность отдельных процессов
осуществляемых для получения из материалов и полуфабрикатов готовых машин (изделий).
В производственный процесс входят не только основные т. е. непосредственно
связанные с изготовлением деталей и сборкой из них машин процессы но и все
вспомогательные процессы обеспечивающие возможность изготовления продукции
(например транспортирование материалов и деталей контроль деталей изготовление
приспособлений и инструмента и т. д.).
Технологическим процессом называют последовательное изменение формы
размеров свойств материала и полуфабриката в целях получения детали или изделия в
соответствии с заданными техническими требованиями.
Технологический процесс механической обработки деталей является частью общего
производственного процесса изготовления всей машины.
Производственный процесс разделяется на следующие этапы:
- изготовление заготовок деталей – литье ковка штамповка;
- обработка заготовок на металлорежущих станках для получения деталей с окончательными
размерами и формами;
- сборка узлов и агрегатов (или механизмов) т. е. соединение отдельных деталей в
сборочные единицы и агрегаты; в единичном производстве применяются слесарная
обработка и пригонка деталей к месту постановки при сборке; в серийном производстве эти
работы выполняются в незначительном объеме а в массовом и крупносерийном не
применяются так как благодаря применению предельных калибров при обработке на
металлорежущих станках достигается взаимозаменяемость деталей;
- окончательная сборка всей машины;
- регулирование и испытание машины;
- окраска и отделка машины (изделия). Окраска состоит из нескольких операций
выполняемых на разных этапах технологического процесса например шпаклевка грунтовка
и первая окраска отливок окраска обработанных деталей окончательная окраска всей
На каждом этапе производственного процесса по отдельным операциям
технологического процесса осуществляется контроль за изготовлением деталей в
соответствии с техническими условиями предъявляемыми к детали для обеспечения
должного качества готовой машины (изделия). Технологический процесс механической
обработки деталей должен проектироваться и выполняться таким образом чтобы
посредством наиболее рациональных и экономичных способов обработки удовлетворялись
требования к деталям (точность обработки и шероховатость поверхностей взаимное
расположение осей и поверхностей правильность контуров и т. д.) обеспечивающие
правильную работу собранной машины.
В зависимости от размера производственной программы характера продукции а
также технических и экономических условий осуществления производственного процесса
все разнообразные производства условно делятся на три основных вида (или типа):
единичное (или индивидуальное) серийное и массовое. У каждого из этих видов
производственный и технологический процессы имеют свои характерные особенности и
каждому из них свойственна определенная форма организации работы.
Таком образом характеризовать производство всего завода или цеха в целом можно
только по признаку преимущественного характера производственных и технологических
Единичным называется такое производство при котором изделия изготовляются
единичными экземплярами разнообразными по конструкции или размерам причем
повторяемость этих изделий редка или совсем отсутствует.
Единичное производство универсально т. е. охватывает разнохарактерные типы
изделий поэтому оно должно быть очень гибким приспособленным к выполнению
разнообразных заданий. Для этого завод должен располагать комплектом универсального
номенклатуры. Этот комплект оборудования должен быть подобран таким образом чтобы с
одной стороны можно было применять различные виды обработки а с другой – чтобы
количественное соотношение отдельных видов оборудования гарантировало определенную
пропускную способность завода.
Технологический процесс изготовления деталей при этом виде производства имеет
уплотненный характер: на одном станке выполняется несколько операций и часто
производится полная обработка деталей разнообразных конструкций и из различных
материалов. Ввиду разнохарактерности работ выполняемых на одном станке и
неизбежности вследствие этого в каждом случае подготовки и наладки станка для новой
работы основное (технологическое) время в общей структуре нормы времени невелико.
Завод по производству бытовой техники в г. Дубоссары насчитывает 12 цехов с
различным оборудованием установленные мощности коэффициент спроса коэффициент
мощности и категория электроснабжения которых указаны в таблице 1.1.
Параметры цехов предприятия
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ЦЕХОВ И ПРЕДПРИЯТИЯ В
ЦЕЛОМ. РАСЧЕТ И ПОСТРОЕНИЕ КАРТОГРАММ НАГРУЗОК
1. Определение электрических нагрузок механического цеха
Для определение электрических нагрузок механического цеха (МЦ) из задания берем
значения номинальных мощностей электроприемников а также средние значения Сos φ и
Ки и заносим в таблицу 2.1.
Параметры оборудования в цехе детальной проработки
Вертикально-фрезерный
Универсально-фрезерный
Токарно-револьверный
Настольно-сверлильный
Листозагибочная машина
Точильно-шлифовальный
Вертикально-сверлильный
Радиально-сверлильный
Универсально-заточный
Поскольку в механическом цехе находится разнообразное оборудование для расчета
нагрузок воспользуемся методом упорядоченных диаграмм (коэффициента максимума) в
виде таблицы 2.2 (предварительно разбив цех на 4 узла).
Определяем для первой группы ЭП величины активной и реактивной средней
мощности нагрузки за наиболее загруженную смену согласно [3]:
Р Н (ПВ=100%) – номинальная активная мощность электроприёмника приведенная к
продолжительности включения 100%(кВт);
– номинальная активная мощность всех однотипных ЭП входящих в первый
К И – коэффициент использования для отдельного ЭП.
8 02 09 3 01 6 2 016 18 02 7 4 01 5 3 02 6 2 02 1879 кВт;
229 027 173 192 198 36 133 28 229 3 229 24 198 3808 кВАр.
Определяем средний коэффициент использования для данной группы ЭП согласно
Расчёт активной и реактивной средней мощности нагрузки за наиболее загруженную
смену и значение К И СР . для остальных групп ЭП данного цеха определяется аналогичным
Определяем величину показателя силовой сборки для первой группы ЭП согласно [2]:
PН. max 18 кВт – номинальная мощность наиболее мощного ЭП в группе
(листозагибочная машина);
PH. min 09 кВт – номинальная мощность наименее мощного ЭП в группе
(резьбонарезной полуавтомат);
Определяем эффективное (приведённое) число ЭП для первой группы при условии
( PН const ) [2]: n 5 ( n 23 ); m 3 (20); К И СР . 0 2 ( К И СР. 017 ).
По (2.39) [2; 56] эффективное число ЭП будет равно:
По таблице 2.13 [2] зная значение n Э 15 и К И СР. 017 определяем значение
коэффициента максимума: K max1 17.
Значение K max для остальных групп ЭП МЦ определяются аналогичным образом.
Определяем расчётный максимум активной нагрузки (2.43) [2]:
Pр 1879 17 3194 кВт.
Значение расчётного активного максимума нагрузки для ЭП остальных групп
определяется аналогичным образом;
Определяем расчётный максимум реактивной нагрузки [2]:
Q р 3194 203 6484 кВАр. .
Значение расчётного реактивного максимума нагрузки для ЭП остальных групп
определяется аналогичным образом.
Определяем полную расчётную максимальную нагрузку первой группы ЭП МЦ [2]:
S max S р 3194 2 6484 2 7228 кВА.
Значение полной расчётной
нагрузки для ЭП остальных групп определяется
аналогичным образом.
Расчётный (максимальный) ток потребляемый первой группой ЭП [2]:
U н 038 кВ – номинальное напряжение ЭП;
Для остальных узлов расчеты аналогичны предыдущим.
Полученные данные заносим в таблице 2.2.
2. Расчет электрических нагрузок предприятия
Расчет нагрузок предприятия проводим по методу коэффициента спроса. Подробно
производим расчёт нагрузок инструментального цеха. Расчетную мощность силовой
нагрузки определяем по формулам из [3]:
Расчётная активна мощность помещения:
Р расч . Р уст . К с
Р уст . кВт – установленная мощность помещения;
К с – коэффициент спроса характерный для данного вида производства из таблицы 2.2
Р расч . 900 07 630кВт.
Расчётная реактивная мощность помещения:
Q расч . Р расч . tg
Q расч . 630 075 4725кВАр.
Определяем установленную величину мощности осветительной нагрузки по удельной
Pуст .о . Р уд. Fц.
Р уд. – удельная мощность осветительной нагрузки инструментального цеха
Fц. – площадь корпуса (75х20 = 1500м2)
cos – коэффициент мощности при использовании определенного типа ламп
Pуст .о . 0015 1500 225кВт.
Определяем расчётный активный и реактивный максимум осветительной нагрузки
К со – коэффициент спроса освещения.
Р расч .о. 225 07 1575кВт .
Q расч .о. Р расч .о. tg
Q расч .о. 1575 0 48 756кВАр.
Расчётный максимум активной и реактивной нагрузки корпуса с учётом освещения:
Р р .сум Р расч . Р расч .о .
Р р .сум 630 1575 64575кВт
Q р.сум Q расч . Q расч .о.
Q р .сум 4725 756 48006кВАр.
Полная расчётная нагрузка корпуса с учётом освещения:
Sр.сум 645752 480062 80464 кВА .
Расчёт остальных корпусов рассматриваемого промышленного предприятия (ПП)
осуществляется аналогичным образом. Результаты расчетов заносим в таблице 2.3.
Принимаем потери в трансформаторах и в кабельных линиях завода 2% от активной и
% от реактивной мощности завода.
Итоговая нагрузка предприятия с учетом приближенных потерь приведена в таблице
3. Расчет графиков нагрузки
Из справочника выбираем типовые графики нагрузки для данного предприятия. Они
имеют 12 ступеней мощности для суточного и 12 ступеней для годового. Таблица 2.4
отражает суточный график а таблица 2.5 – годовой.
Из таблицы 2.4 и рисунка 2.1 определяется среднее значение мощности в течение
Pз. – максимальная мощность.
Табличная форма записи суточного графика нагрузки
Табличная форма записи годового графика нагрузки
Объём электроэнергии потребляемый предприятием за год:
WГ 51826 900 49235 550 46643 950 44052 350 41461 550
83 900 2591 750 2641094075 кВтч
Тогда время использования максимальной нагрузки определяем по формуле:
Рисунок 2.1 Суточный график нагрузки
Рисунок 2.2. Годовой график нагрузки
Время наибольших потерь:
макс (0124 Т м 10 4 ) 2 Т Г ;
ТГ [ч] – количество часов в году:
макс (0124 509604 10 4 ) 2 8760 351674 ч;
Коэффициент заполнения графика:
4. Построение картограммы нагрузок
Источник питания промышленного предприятия желательно размещать в центре
нагрузок. В этом случае параметры сети электроснабжения будут наиболее экономичными.
Для этого необходимо определить геометрические центры всех корпусов и графически в
масштабе отобразить мощность потребляемую каждым корпусом в соотношении с
мощностью затрачиваемой на освещение этого корпуса а также в соотношении
высоковольтной и низковольтной силовых нагрузок.
Подробный расчет произведём для инструментального цеха. Определяем радиус
окружности отражающей мощность цеха с учетом освещения по [3]:
Pрасч 6435 кВт – расчетная мощность цеха
Определяем угол сегмента определяющий сектор окружности радиусом R который
отражает содержание нагрузки освещения в общей нагрузке цеха:
Р расч .о. Р расч .с
Р расч .о 135 кВт – осветительная нагрузка цеха.
Далее по аналогии произведём расчёт всех остальных помещений результаты занесём
Определяем координаты центра нагрузок предприятия по формулам:
Хi Yi [м] – координаты геометрических центров цехов
Рi [кВт] – расчетная мощность отдельного цеха.
В таблице считается произведение Р·Х и Р·Y для каждого корпуса а затем находится
их сумма и отдельно считается сумма Р после чего находится отношение для
соответствующей координаты.
В виду громоздкости последних выражений и их математической простоты не будем
приводить вычисления.
Результаты расчетов приведены в таблице 2.6.
Расчет картограммы нагрузок
Нагрузка предприятия
нагрузок предприятия
ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Выбор напряжения производится по условию минимума приведенных затрат для
разных вариантов напряжения (для трансформаторов и ВЛ одного напряжения).
По формуле Стилла предварительно определяем напряжение внешнего
Р – расчетная мощность потребителей.
Uн 434 15 16 518 4294кВ.
Рассматриваем два варианта напряжения питающей сети: U = 35 кВ и U = 110кВ.
Так как есть приёмники I-ой и II-ой категории принимаем к установке на ГПП два
Учитывая рекомендации в [4] при малой мощности предприятия на напряжение 35
0 кВ применим схему мостик с выключателем в перемычке и отделителем в цепях
трансформаторов (рисунок 3.1 и рисунок 3.2).
1. Технико-экономические расчеты варианта напряжением 35 кВ
1.1. Стоимость сооружения воздушной линии
Ток протекающий в линии:
n = 2 – двухцепная линия
Сечение линии при jэ 10 A мм 2 (по таблице 5.12 [1 стр. 124]):
По таблице 4.2 [4] выбираем провод [1]: АС –70 Iдоп = 265 А.
Приведенные затраты на сооружение линии:
ЗЛ [р н К Л ] [ э К Л 3 I 2расч. r0 l ]
р н 0125 - нормативный коэффициент
К Л - капитальные затраты на сооружение линии тыс.у.е.;
- стоимость потерь1 кВтч энергии 012
Рисунок 3.1. Схема ГПП варианта напряжением 35 кВ
r0 - удельное сопротивление провода Омкм;
I расч . - расчетный ток линии по [3] А;
– время использования максимальных потерь 351674 ч .
По таблице 10.2 (1 стр. 549) находим:
Амортизационные отчисления на полное восстановление:
Амортизационные отчисления на капитальный ремонт:
Затраты на эксплуатацию (обслуживание):
Суммарные отчисления на амортизацию ремонт и обслуживание:
капитальные затраты на сооружение 1 км линий (стальные
Капитальные затраты на сооружение всей линии:
К Л1 264 15 396 тыс.у.е..
По таблице 7.32 [2 стр. 358] находим значения активных сопротивлений проводов:
R Л 0428 2 15 321 Ом.
Тогда приведенные затраты:
З Л1 0125 396 ( 0028 396 3 4984 2 3 21 012 351674 10 6 ) 7068 тыс.у.е.
1.2. Выбор мощности трансформаторов главной понизительной подстанции
Определим необходимую мощность одного трансформатора
К з 07 - коэффициент загрузки трансформатора.
Намечаем два варианта мощности трансформаторов:
а) 1 двух трансформаторная с трансформаторами 2x4000 кВА
б) 1 двух трансформаторная с трансформаторами 2x6300 кВА.
Паспортные данные трансформаторов приведены в таблице 3.1.
Коэффициент заполнения графика в наиболее загруженные сутки Кз.гр.=066
По номограмме рис. 17-5 [2 стр. 151] при КЗ.Г .= 066 и tmax = 7 ч. определяем
допустимую систематическую перегрузку трансформаторов в соответствии с суточным
За счёт неравномерности годового графика нагрузки (недогрузки в летние месяцы)
может быть допущена дополнительная перегрузка трансформаторов в размере
Паспортные данные трансформаторов
Каталожные данные трансформаторов
Определяем сумму допустимых перегрузок трансформаторов в нормальном режиме
работы при максимальной нагрузке потребителей:
(008 015) Sном .т 023 Sном .т .
Коэффициент загрузки в часы максимума:
Вариант 1: КЗ1 = 518 24= 065.
Вариант 2: КЗ2 = 518 263 = 041.
С точки зрения работы в нормальном режиме приемлемы оба варианты. В первом
варианте 2×4 МВА оба трансформатора работают в нормальном режиме и могут пропустить
всю требуемую мощность во время максимальной нагрузки предприятия поскольку
допустимая максимальная мощность 2-х трансформаторов составит:
Sдоп.max=12324 = 984 518.
Проверяем возможность работы намеченных трансформаторов в аварийном режиме.
4 = 56 МВА. (56518)100% = 10811%;
63= 882 МВА. (882518)100% =17027 %.
Приемлемы оба варианта при отключении одного трансформатора оставшийся в
работе трансформатор сможет пропустить всю потребляемую мощности. Выбираем
трансформаторы мощностью 4 МВА поскольку затраты на них заведомо меньше чем на
трансформаторы мощностью 63 МВА.
Приведенные затраты на трансформатор:
Зтр [рн К тр ] [ э К тр n Рк К з.тр. ]
З тр [0125 2 19] [0028 2 19 2 335 065.2 012 351674 10 6 ] 583 тыс.у.е.
Полные затраты на вариант:
З1 = 7068 + 583= 7651 тыс. у.е.
2. Технико-экономические расчеты варианта напряжением 110 кВ
2.1. Стоимость сооружения воздушной линии
Рисунок 3.2. Схема ГПП варианта напряжением 110 кВ
Сечение линии при jэ 10 A мм 2 (по таблице 5.12 [1124]):
По таблице 4.2 [4] выбираем провод [1]: АС 70 (минимальное сечение по условиям
потерь на корону) Iдоп = 265 А.
По таблице 4.3 [3] капитальные затраты на сооружение 1 км линий (стальные
К Л1 35115 5265 тыс.у.е.
R Л 0428 2 15 321Ом.
З Л1 0125 5265 ( 0028 5265 3 136 2 321 012 351674 10 6 ) 8131 тыс.у.е.
2.2. Выбор мощности трансформаторов главной понизительной подстанции
Выбираем трансформатор той же мощности что и на 35 кВ
приведены в таблице 3.2.
З тр [0125 2 25] [0028 2 25 2 30 065.2 012 351674 10 6 ] 766тыс.у.е.
Тогда полные затраты на вариант:
З2 = 8131 + 766 =8897 тыс. у.е.
Выбираем вариант 35 кВ т. к. затраты на него меньше.
Паспортные данные трансформатора
ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Рассмотрим два варианта мощности и количества цеховых ТП в зависимости от
расположения компенсирующих устройств – на высокой стороне ТП или на низкой.
Необходимо выбрать более выгодный вариант с учетом потерь в трансформаторах.
1. Компенсация реактивной мощности на стороне низшего напряжения
Считаем что вся реактивная мощность компенсируется на низкой стороне. Выбор
трансформаторов осуществляем по полной мощности численно равной расчетной активной
мощности потребляемой корпусами ПП. Выбор трансформаторов проводим с учетом того
что перегрузка в дневные часы компенсируется недогрузкой в ночные. Мощность
трансформаторов выбираем по формуле [1]:
PР – расчетная мощность потребляемая цехами пп с учетом полной компенсации
реактивной мощности кВА
n – количество трансформаторов
К з – коэффициент загрузки трансформаторов.
Для потребителей I-й категории Кз = 06; II-й категории Кз = 07 и III-й категории Кз =
В соответствии с генпланом предприятия и расчетными нагрузками цехов для
запитки цехов выбираем 2 двухтрансформаторные КТП с трансформаторами мощностью
00 кВА 2 двухтрансформаторные КТП с трансформаторами мощностью 1600 кВА.
Т. о. суммарная транформаторная мощность Sтр = 10400 кВA.
Средний коэффициент загрузки трансформаторов:
Кз.ср.тр = Sр Sтр = 518264 10400 = 05.
Реактивная мощность которую необходимо компенсировать на одном
Qp – реактивная мощность потребляемая предприятием кВАр
Sтрi – мощность типоразмера трансформатора на котором производится компенсация
реактивной мощность кВА
Sтр – суммарная мощность трансформаторов установленных на предприятии кВА.
трансформаторе мощностью 1000 кВА:
трансформаторе мощностью 1600 кВА:
Принимаем по таблице 26-31 [1 стр. 119] для установки на каждом трансформаторе
ККУ- 038 - 440; Кку440 = 42 тыс.у.е. Qном = 440 кВАр
на каждом трансформаторе мощностью 1600 кВА:
хККУ- 038 - 360; Кку360 = 2х33 тыс.у.е. Qном = 2х360 кВАр
На КТП принимаем к установке трансформаторы типа ТМ-10001004; ТМ16001004 (по таблица 3-2 из [3]).
Рассматриваем компоновку КТП при компенсации реактивной мощности на низкой
стороне трансформаторов и результаты сводим в таблицу 4.1.
Определяем потери в трансформаторах.
Каталожные данные трансформаторов занесены в таблице 4.2.
Компоновка ТП при компенсации РМ на стороне НН
Склад готовой продукции
Определяем потери реактивной мощности в трансформаторах.
Потери короткого замыкания и холостого хода по [3]:
Sнт – номинальная мощность трансформатора кВА
uк – напряжение короткого замыкания %
Iх – ток холостого хода %.
Определяем активные потери короткого замыкания и холостого хода согласно [3]:
Pк и Рх – (каталожные данные) потери короткого замыкания и холостого хода;
kип = 005 – коэффициент использования потерь.
P1'к 122 005 55 1495 кВт
P1'х 21 005 14 28 кВт.
Приведенные потери в трансформаторах мощностью 1000 кВА определим по [3]:
kз – коэффициент загрузки трансформаторов для всех КТП принимаем одинаковый и
Р1т 28 07 2 1495 1013 кВт.
Определяем потери электроэнергии за год в трансформаторе при =351674ч по [3]:
W1 Pх _ сум 8760 К 2З PKi
- время максимальных потерь ч.
Каталожные и расчётные данные трансформаторов 1000 кВА и 1600 кВА
Sном кВА Кол. uк % Iх % Pк кВт Рх кВт Qк кВАр Qх кВАр Рк' кВт Рх' кВт P кВт
W1г 8760 28 07 2 1495 351674 5028951 кВт ч.
Аналогично определяем потери мощности и энергии в трансформаторе 1600 кВА.
Результаты расчетов заносим в таблицу 4.2.
Определяем стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах по [3]:
C1п 012 n W1г 012 4 50289 51 10 3 2414 тыс.у.е.
C 2п 012 n W2г 012 4 738605 10 3 3545 тыс.у.е.
2 – стоимость потерь 1 кВт·час электроэнергии.
Капиталовложения на сооружение КТП из таблицы 10.35 [2 стр. 572]:
K 1000 = 26 тыс. у.е. K1600 = 38 тыс. у.е..
Общие капиталозатраты на сооружение КТП и КУ :
K1 = 4 KККУ440 + 42 KККУ360 + 2 К1000 + 2 К1600
K1 = 4 42 + 4 2 33 +2 26 + 2 38 = 56 тыс.у.е.
Суммарные годовые затраты для варианта 1 при сроке окупаемости 8 лет (pН =0125):
З1= pН К1+ (αэ К1 + С1п+ С2п)
αэ = 003 – отчисления на амортизацию ремонт и обслуживание для силового
З1 = 0125 56 + (003 56+ 2414 + 3545) = 6827 тыс.у.е.
Приведенные затраты при компенсации на низкой стороне ТП: З1=6827 тыс.у.е.
2. Компенсация реактивной мощности на стороне высшего напряжения
Суммарная расчетная нагрузка предприятия Sр = 633591 кВА.
Определим дополнительную трансформаторную мощность при компенсации
реактивной мощности на высокой стороне трансформаторов:
Sтр.доп.= (Sр – Рр) Кз.тр. = (633591 – 518264) 07 = 164753 кВА.
Выбираем дополнительно: 2КТП-1000 кВА
По аналогии с п. 5.1 рассчитываем стоимость варианта при компенсации реактивной
мощности на стороне ВН.
Принимаем дополнительно к установке на стороне ВН ТП:4хKККУ440.
Стоимость ККУ на напряжение 10 кВ:
ККУ- 10 - 440; Кку440 = 24 тыс.у.е. Qном = 440 кВАр
ККУ- 10 - 360; Кку360 = 17 тыс.у.е. Qном = 360 кВАр.
C 1п 012 n W1г 012 8 50289 51 10 3 48 28 тыc.уу.е
C 2п 012 n W2г 012 4 738605 10 3 35 45 тыс.у.е..
Общие капиталозатраты на сооружение КТП и КУ:
K2 = 8 KККУ440 + 8 KККУ360 + 4 К1000 + 2 К1600
K2 = 8 24 + 8 17 +4 26 + 2 38 = 508 тыс.у.е.
Суммарные годовые затраты для варианта 2:
З2= pН К2+ (αэ К2 + С1п+ С2п)
З2 = 0125 508 + (003 508 + 4828+ 3545)= 916 тыс.у.е.
Приведенные затраты при компенсации на высокой стороне ТП: З2 =916 тыс.у.е.
Таким образом очевидно что более выгодным является вариант с установкой КУ на
ВЫБОР СХЕМЫ ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ
Размещаем ЦРП в центре нагрузок. Два варианта схем внутреннего электроснабжения
предприятия показаны на рисунках 5.1 5.2.
Ток протекающий по кабелю определенного участка сети определяем по формуле:
Рр - расчетная мощность ТП
n – число кабельных линий
Расчетное сечение кабеля определяется по [2]
jэ- экономическая плотность тока Амм2. При Тmax =509604ч по [1] jэ=12 Амм2.
Выбор оптимальной схемы внутреннего электроснабжения
производится по минимуму приведенных затрат.
Приведенные затраты на кабельные линии определяются по [3]:
З КЛ n р н К КЛ n α э К КЛ n 3 I 2расч. r0
рн= 0125 - нормативный коэффициент
по таблице 10.2 [1 стр. 549] находим:
а 2% – амортизационные отчисления на полное восстановление при прокладке в
земле (при прокладке в помещении а 4 %);
р 03% –амортизационные отчисления на капитальный ремонт;
о 2% –затраты на эксплуатацию (обслуживание)
К кл – капитальные затраты на приобретение кабеля тыс.у.е
n – число параллельно прокладываемых кабелей
l – длина кабельной линии км.
– стоимость потерь 1 кВтч =012 кВтчтыс.у.е
= 351674 ч. – время наибольших потерь.
ro – удельное сопротивление кабеля Омкм
Ipасч – расчетный ток линии А по [3]:
В настоящих расчётах кабели питающие цех высоковольтной нагрузки не
учитываются т.к. в обоих вариантах схем они одинаковы.
Приведенные затраты на прокладку кабельных линий определяем по формуле:
Ктр – удельная стоимость 1км траншеи в зависимости от грунта для IIIIII категории и
от количества кабелей в ней тыс.у.е по таблице (26-6) [1];
lКЛ – длина траншеи с одинаковым количеством кабелей в ней км
Рисунок 5.1. Первый вариант схемы внутреннего электроснабжения
Рисунок 5.2. Второй вариант схемы внутреннего электроснабжения
Принимаем ближайшее стандартное сечение жил кабеля АВВГ.
Стоимость капитальных затрат на кабель при удельной стоимости 1км
Определяем издержки по формуле:
И K кл э n 3 n I 2р r0 L 10 6 .
Общие приведенные затраты на сооружение и эксплуатацию кабельной линии с
учетом стоимости капитальных затрат потерь энергии в ней определим по формуле
Результаты расчетов занесены в таблицы 5.1 5.2. Как видно из таблиц более
экономичным является вариант 2.
Выбираем сечение линии питающей ЦРП:
Требуемое сечение кабеля:
Выбираем два кабеля: 2хАВВГ-10-(3х185) с Iдоп. = 310А. В нормальном режиме
работы 310A> 14961А в аварийном 310A> 2х14961=29922А кабель проходит.
РАЗРАБОТКА СХЕМЫ И РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ВНУТРИЦЕХОВОЙ СЕТИ
В этом пункте был произведен выбор элементов сети 380В в механическом цехе. Все
электроприемники в цехе защищаются автоматическими выключателями. В таблице 6.1
приведены данные для расчетов.
Значение Iном для трехфазных ЭП определяем по формуле:
Рном i [кВт] – номинальная активная мощность i-того приемника
Uном i [кВ] – номинальное напряжение сети
нi – номинальный коэффициент полезного действия из таблицы 6.1
сos φнi – номинальный коэффициент мощности из таблицы 6.1.
Для приемника № 1 Iном:
Для других приёмников расчёт производим аналогично и результаты заносим в
1. Выбор автоматических выключателей кабелей и проводов
Автоматы (устанавливаем автоматы с комбинированной защитой) выбираем по
номинальному и пусковому токам приемника:
Iп– пусковой ток рассматриваемого ЭП А
Кп = 6 – коэффициент пуска учитывающий условия пуска (лёгкий пуск)
Выбираем автомат для ЭП 1:
I эм1 125 786 9825A.
Выбираем автоматический выключатель типа ВА88-32 Iу=16А 7IН с выдержкой
времени t = 0 c. Для остальных ЭП выбор производится аналогично. Результаты вычислений
и выбора заносим в таблицу 6.2.
Сечение выбираем по допустимому току нагрева по условиям [1] для кабельных линий
защищаемых автоматами.
k – для промышленных предприятий k = 3;
Iдоп.– допустимый ток нагрева А.
По таблице 4.3 [1.18] выбираем провод 4 ПВ 15. Величина допустимого тока равна:
Iдоп = 14 А. Аналогично выбираем все остальные провода и кабели. Результаты всех
вычислений и выбора занесены в таблицу 6.2.
Выбираем автоматические выключатели защищающие все ЭП в узле.
Ток кратковременного режима для узлов определяется по формуле:
I эм 125( I п. max I расч . уз. I ном. max К и К max )
Iрасч.уз – расчётный ток узла
Iном. max– номинальный ток наиболее мощного ЭП в группе
Iп.max– пусковой ток самого мощного приемника в группе
Ки – коэффициент использования.
Км - коэффициент максимума.
Ток кратковременного режима узлов:
Расчет защитной аппаратуры и проводников сети напряжением до 1000 В
Выбор автоматов и кабелей по узлам
Данные кабелей и проводов
I к .р. I п . max I расч . уз . I ном. max К и К max
I к.р.1 31472 10982 5245 017 17 40938A
I к.р.2 13038 656 2173 039 16 18242А
I к.р.3 31472 11564 5245 021 18 41053А
I к.р .4 27276 7881 4546 023 25 32543А
Выбор автоматов и кабелей защищающих и питающих распределительные шкафы и
шинопроводы проведем так же как и для приемников в отдельности.
Результаты вычислений сводим в таблицу 6.3.
2. Выбор распределительных конструкций
Распределительные шинопроводы выбираем по расчетному току узла.
Шинопроводами производится питание узлов 1 3 распределительными пунктами – узел 2 и
Распределительные пункты имеют один вводный и восемь линейных выключателей. Тип
распределительных конструкций приведен в таблице 6.4.
Тип распределительного шкафа или шинопровода
распределительного шкафа
Выбранный распределительный шинопровод необходимо проверить по допустимой
потере напряжения по формуле из [3] (8.15):
L [м] – длина шинопровода
ro xo [Омкм] – погонные активное и индуктивное сопротивления шинопровода.
Определяем действительные потери напряжения в шинопроводе:
3 08 01 06 04% 15 В.
Допустимая потеря напряжения в шинопроводе не должна превышать 25%.
Полученные потери напряжения меньше допустимых. Значит
шинопроводы удовлетворяет этим требованиям.
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
В этом пункте необходимо рассчитать токи к.з. на ЦРП для трансформатора ТП
питающей РЦ как на высокой так и на низкой сторонах а также ток к.з. для самого
удалённого электроприемника. Схема сети для расчёта токов короткого замыкания
представлена на рисунке 7.1.
Рисунок 7.1. Схема системы электроснабжения
Рисунок 7.2. Схема замещения
1. Расчёт параметров схемы замещения
Расчет будем производить в относительных единицах. Принимаем базовую мощность
Определяем сопротивление системы приведенное к базовым условиям согласно [3
S C ном – номинальная мощность системы МВ·А:
Определим сопротивление воздушных линий электропередач (ВЛЭП) W1 и W2
согласно [3 131] и схемы ОРУ 35 кВ:
rуд – удельное активное сопротивление ВЛЭП 35 кВ Омкм;
rуд 012 Омкм согласно [4];
Uср – среднее значение напряжения на шинах ВН кВ:
l – длина ВЛЭП от энергосистемы до ГПП км:
Определим сопротивление КЛЭП 10 кВ W3 и W4 согласно [3 стр. 131]:
l – длина КЛЭП от ГПП до подстанции 1004 км:
Определяем сопротивление трансформаторов T1 T2 T3 в относительных единицах
согласно [3 стр. 131]:
Sном – номинальная мощность трансформатора МВ·А:
u K % – напряжение короткого замыкания трансформатора.
2. Расчет токов короткого замыкания в точке К1
Определяем эквивалентные сопротивления:
Определяем базовый ток согласно [1 123]:
U ср.к1 – среднее напряжение короткого замыкания в точке К1 кВ:
U ср .к1 U ном 35 кВ .
Определим начальное значение периодической составляющей трёхфазного тока
короткого замыкания в точке К1 согласно [3 стр. 142]:
Рисунок 7.3. Схема замещения для К.З. в точке К1
Определяем ударный ток системы при коротком замыкании в точке К1 согласно [3
k у – ударный коэффициент:
i у 2 261 203 749 кА .
Определяем апериодическую составляющую тока короткого замыкания в момент
времени t согласно [4 стр. 151]:
t t св t рз – время отключения линии при коротком замыкании с согласно [4] примем
Т а – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого
Определим значение двухфазного тока короткого замыкания в точке К1
3. Расчет токов короткого замыкания в точке К2
Определяем базовый ток:
U ср .к 2 – среднее напряжение короткого замыкания в точке К2 кВ:
U ср .к 2 U ном 10 кВ .
короткого замыкания в точке К2:
Рисунок 7.4. Схема замещения для К.З. в точке К2
Определяем ударный ток системы при коротком замыкании в точке К2:
i у 2 231 201 657 кА .
Определим значение двухфазного тока короткого замыкания в точке К2:
4. Расчет токов короткого замыкания в точке К3
Определяем ударный ток системы при коротком замыкании в точке К3:
Рисунок 7.5. Схема замещения для К.З. в точке К3
i у 2 181 208 532 кА .
Определим значение двухфазного тока короткого замыкания в точке К3
5. Расчет токов короткого замыкания в точке К4
Расчет токов короткого замыкания в установках до 1кВ согласно [2] рекомендуется
вести в именованных единицах учитывая активные сопротивления элементов которые при
расчетах выше 1 кВ допускается не учитывать.
Рисунок 7.6. Схема коротких замыканий до 1000В
r к 4 12 22 786 2008 .
Сопротивление в именованных единицах согласно [1] определяется по формуле
k T – коэффициент трансформации;
При К.З. на стороне НН ТП необходимо учитывать активное сопротивление
разъемных контактов автоматов равное:
короткого замыкания в точке К4 согласно [2]:
Определяем ударный ток системы при коротком замыкании в точке К4:
i у 2 1746 203 6139 кА .
Определим значение двухфазного тока короткого замыкания в точке К4:
6. Расчет токов короткого замыкания в точке К5
Согласно п. 6.1 и 6.2 имеем шины ШРМ – 4×75 с допустимым током Iдоп =250А
удельное активное сопротивление rуд = 009 мОмм и кабель АВВГ (3×25 +1×16) с Iдоп = 115
А. По [8] rуд = 124 мОмм;
rK 5 3 108 12 4 1648 мОм.
короткого замыкания в точке К5:
Определяем ударный ток системы при коротком замыкании в точке К5:
i у 2 1079 364 5554 кА .
Определим значение двухфазного тока короткого замыкания в точке К5:
7. Расчет токов короткого замыкания в точке К6
Для двигателя имеем питающий провод марки 4 ПВ 15 с допустимым током I=14 А и
Сопротивления прямой последовательности:
rK 6 (1) rK 5 rк rK ;
rK 6 (1) 1648 15 01 3158 мОм;
x K 6 (1) x K 5 x K 4 122 мОм.
Так как сети 10 кВ – сети с изолированным режимом работы нейтрали то
сопротивление нулевой последовательности для К6 будет складываться из сопротивлений
элементов сети находящихся между Т3 и местом короткого замыкания следовательно:
rK 6 (0 ) r9 (0 ) rK ( 0 ) rk 09 22 01 23 мОм.
короткого замыкания в точке К6:
Определяем ударный ток системы при коротком замыкании в точке К6:
Рисунок 7.7. Схема замещения нулевой последовательности
i у 2 648 1 916 кА .
Однофазный ток К.З. согласно [3]:
K 6 (1) x K 6 ( 0 ) 2 rK 6 (1) rK 6 ( 0 )
Результаты расчётов токов коротких замыканий сводим в таблицу 7.1
Результаты расчетов токов короткого замыкания
Точки к. з. I к. з.(З) кA Iуд кА i a. t. кA I к. з.(2) кA I к.з. (1) кА
Проверим кабели на устойчивость при воздействии на них теплового импульса тока
к.з. Ток к.з. в точке К2 на стороне 10 кВ IК3 = 231 кА. Принимаем время срабатывания
выключателей tс.в. = 003с а время срабатывания релейной защиты tр.з. = 012с.
Тепловой импульс тока КЗ:
Вк Iк2 (t св t рз Tа )
В к 2 2312 (003 012 0042) 102 кА 2 с.
В к1 2612 (003 012 0042) 131 кА 2 с
В к3 1812 (003 012 0042) 063 кА 2 с
Минимально допустимое сечение кабелей по [1]:
с = 85 для кабелей с алюминиевыми жилами.
Таким образом минимально допустимое сечение кабеля для линии ГПП-ЦРП на 10
кВ из условия стойкости при тепловом импульсе тока короткого замыкания 1188 мм2.
Выбранная кабельная линия имеют большее сечение (185мм2).
Сечения кабельных линий 10 кВ соединяющих ЦРП с ТП также проходят по
ВЫБОР КОММУТАЦИОННОЙ АППАРАТУРЫ
1. Выбор и проверка выключателей ЦРП
Выбираем вводной секционный и линейный выключатели на стороне 10кВ. Из
предыдущих расчётов принимаем значения токов:
Максимальный ток в линии питающей ЦРП [10]:
Точка К3 на вводе в ЦРП:
In.t. = In.o. = 181 кА
Выбираем по таблице П4.4. [8] вакуумный выключатель типа ВВТЭ-10-630-10У3.
Внесём выбранные данные в таблицу 8.1.
Каталожные данные вводного выключателя на ЦРП (10 кВ) ВВТЭ-10-630-10
По отключающей способности:
а) Отключение симметричных КЗ:
б) Отключение периодической составляющей:
iа.ном = 141· 1060 100 = 846 кА
По электродинамической стойкости:
По термической стойкости: Вк I 2тер t тер
Для наглядности сводим результаты расчёта в таблицу 9.2.
Аналогично производим выбор остальных выключателей и результаты сводим в
Максимальный ток протекающий через секционный выключатель ЦРП:
I расч 29922 2 14961 A.
Точка К3 на шинах ЦРП
In.t. = In.o. = 181 кА iу = 532 кА ia.t. = 032 кА.
Выбираем по таблице П4.4 [7] вакуумный выключатель типа ВВТЭ – 10 – 630-10У3.
Внесём выбранные данные в таблицы 8.3 8.4.
Выбор вводного выключателя на ЦРП (10 кВ) ВВТЭ-10-630-10
Каталожные данные выключателя
Каталожные данные секционного выключателя на ЦРП (10 кВ) ВВТЭ – 10 - 10630У3
Выбор секционного выключателя на ГПП (10 кВ) ВВТЭ – 10 - 10630У3
2. Выбор выключателей нагрузки и предохранителей на цеховых трансформаторных
Выбор выключателей нагрузки на стороне 10 кВ для цеховых подстанций мощности
которых 1000 кВА и 1600кВА.
Максимальный расчётный ток трансформатора по [10]:
Sтр=1000 кВА: I max . 14
Принимаем на всех ТП по таблице 5-3 [8] выключатели нагрузки типа ВНР-102
3. Выбор трансформатора тока на линии питающей предприятие
Из предыдущих расчётов принимаем значения токов: Imax = 29922 А.
Точка КЗ на шинах ЦРП
По таблице 5-9 [7] принимаем трансформатор тока типа ТЛК 10 –3005 – 0510У3
каталожные данные которого приведены в таблице 8.5.
По напряжению: Uуcт ≤ Uном ; 10 кВ = 10 кВ
По току: Ima 29922 А 300 А
По электродинамической стойкости: iу ≤ iдин 532 кА 52 кА
По термической стойкости : Вк I тер t тер Вк I 2к (t св t рз Tа )
Каталожные данные трансформатора тока ТЛК 10 –3005 – 0510РУ3
Перечень приборов необходимых для установки на 10 кВ берём по таблице 4.4 [4];
типы приборов их параметры – по таблице П.4.17 [4]. Вносим выбранные приборов в
Определим расчётную вторичную нагрузку:
rприб – сопротивление приборов
Sприб – мощность потребляемая приборами
I2ном – вторичный ток трансформатора тока.
rприб = 65 52 = 026 Ом
r2ном = 1052 = 04 Ом.
Вторичная нагрузка трансформатора тока на линии питающей ЦРП
Счётчик активной энергии
Счётчик реактивной энергии
Принимаем сопротивление контактов rк = 01 Ом.
Сопротивление проводов определяем по формуле :
rпр = r2ном – rприб – rк
rпр = 04 – 026 – 01 = 004 Ом.
Определяем сечение соединительных проводов :
lрасч = 4 м по таблице (3.75) [4]
р = 00283 для провода с алюминиевыми жилами.
gпр = 00283 · 4004 = 24 мм2.
Для соединения трансформаторного тока с приборами выбираем контрольный кабель
марки КРВГ сечением 25 мм2 тогда сопротивление соединений приборов будет:
rпр = 00283 · 44 =00283 Ом.
Определяем вторичную нагрузку трансформатора тока:
r2 = rприб + rпр + rк
r2 = 026 + 00283 + 01 = 0363 Ом.
Условия выбора вторичной нагрузки соблюдены:
Z2 Z2Н; 0363 Ом 04 Ом.
Полученные данные внесём в таблицу 9.7.
Выбор трансформатора тока ТЛК 10 –15005 – 0510РУ3
ТЛК 10 – 3005 – 0510РУ3
4. Выбор трансформатора тока на секции ЦРП 10 кВ
Выбор трансформатора тока на секции ЦРП производится аналогично. Сводим
результаты расчёта в таблице 9.8. Вторичная нагрузка трансформатора тока приведена в
Выбор трансформатора тока ТЛК – 10–1505 – 0510РУ3
ТЛК – 10–1505 – 0510РУ3
Вторичная нагрузка трансформатора тока на секции ЦРП
Так как далее расчёт аналогичен предыдущему то принимаем контрольный кабель
типа КРВГ с жилами сечением 25 мм2.
5. Выбор трансформаторов напряжения на ЦРП 10 кВ
По напряжению Uуст = 10 кВ и таблице 5-13 [3] выбираем трансформатор
xЗНОЛ.09-10У3 (3) соединенных в звезду: S2ном=75 ВА с классом точности Кт= 05.
Выбранные данные вносим в таблицу 8.11.
Перечень приборов установленных на РУ 10 кВ принимаем по таблице 4.11 [4] и их
параметры по таблице П.4.7[4]. Полученные данные сведём в таблицу 8.10.
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 3xЗНОЛ.09 -10У3
Определим суммарную мощность приборов присоединенных
S 2 74 2 15335 2 165 23ВА.
Проверим выбранный трансформатор напряжения согласно параграфу 4.11.[4]:
Параметры выбранных трансформаторов напряжения
Трансформатор напряжения
Номинальное напряжение
Ном. напряжение основной
дополнительной обмотки
Номинальная мощность
Максимальная мощность
По напряжению установки:
По вторичной нагрузке:
S2Σтр = 3 · 75 = 225 ВА
т. к. 16523 ВА 225 ВА условия выбора соблюдаются.
Для соединения трансформаторов с приборами принимаем контрольный кабель
КРВГ с сечением 25 мм2 по условию механической прочности.
ВЫБОР ЭЛЕМЕНТОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
1. Проверка чувствительности автоматов в механическом цехе
Чувствительность автоматов проверяется по условию из [9 стр. 232]:
К 1 4 I уст . эм . ст
I К - ток однофазного короткого замыкания
I уст .эм .ст - принимаем из таблицы 6.2.
Для всех двигателей чувствительность определяется:
Для ЭП 1-337384950: I (1)
К 4680 14 16 224 A ;
К 4 680 14 63 882 A ;
Для ЭП 6739-41: I (1)
К 4680 14 125 17 5 A ;
Для ЭП 252632-3642-48: I (1)
К 4680 14 32 448 A .
Значит автоматы установленные для защиты двигателей обладают достаточной
Чувствительность вводного автомата проверяется по условию из [1]:
I (К2) 15120А ток двухфазного КЗ на стороне НН трансформатора .
Следовательно вводной автомат обладает достаточной чувствительностью.
Время срабатывания автомата с мгновенным расцепителем равно нулю т.е. автомат
срабатывает мгновенно т.е. t QF4 0 .
2. Проверка селективности между элементами РЗ
Время срабатывания автомата QF3 определяется по условию селективности между
последовательно установленными автоматами.
Δt 015 02c - ступень селективности между автоматами.
Время срабатывания автомата QF3 определяется по условию:
Время срабатывания автомата QF2 определяется из условия:
Время срабатывания автомата QF1 определяется по условию:
Выдержка времени между МТЗ и автоматами и на стороне 04 кВ определяется по
Δt 07 c - ступень селективности;
t МТЗQ11 045 07 115 c.
Время срабатывания МТЗ у масляного выключателя
t МТЗQ8 115 07 185 c.
Время срабатывания МТЗ у масляного выключателя Q6 равно:
t МТЗQ6 185 07 255 c.
Время срабатывания МТЗ у масляного выключателя Q3 равно:
t МТЗQ3 255 07 325 с.
Время срабатывания МТЗ у вакуумного выключателя Q1 равно:
t МТЗQ1 325 07 395 с.
3. Расчёт защиты цехового трансформатора ТП1
Цеховой трансформатор защищают от следующих повреждений и ненормальных
- при междуфазных КЗ в обмотках трансформатора и на их выводах;
- при внешних коротких замыканиях;
- при понижении уровня масла в баке трансформатора типа ТМ или при повышении или
понижении давления в заполнении бака трансформатора типа ТМЗ.
Для защиты трансформатора при междуфазных КЗ в обмотках и на их выводах
мощностью до 2500 кВA [9 стр. 122] принимают предохранители с током плавкой вставки:
номинальный ток трансформатора при S НТ 1000кВА .
I ПВ 15 5774 866 A .
По [8 стр. 458] выбираем предохранитель типа ПК012-10-100 с током плавкой
Время перегорания плавкой вставки определяем по кривым при I (3)
трёхфазного КЗ на шинах НН трансформатора приведём к стороне ВН:
I (K3)BH I (K3)BH HH
По кривым [9 стр. 431] для I ПВ 100 А и I (3)
K 6984 A находим время перегорания
редохранителя FU1 равное t FU1 01с .
Защита от внешних коротких замыканий
Для защиты от внешних КЗ принимаем МТЗ с выдержкой времени ток срабатывания
защиты определяется по формуле из [9]:
К Н 12 – коэффициент надежности
К СЗП 3 – коэффициент самозапуска
К В 08 – коэффициент возврата
I1ТТНОМ 5774 А – номинальный ток трансформатора
Ток срабатывания реле по:
Выбираем токовое реле РТ-4050 с Iср=26 А соединение катушек параллельное и
промежуточное реле РП-26.
Чувствительность защиты проверяем по коэффициенту чувствительности:
K 15120 A ток двухфазного КЗ в точке 4 см. таблицу 7.1:
Защита обладает достаточной чувствительностью.
Выдержка времени МТЗ определяется по формуле из [9]:
t QF1 045 c – время срабатывания первого автомата;
Δt 05 c – ступень селективности.
t МТЗ 045 05 095 c .
Защита от перегрузки
Для защиты трансформатора от перегрузки принимаем МТЗ установленную со
стороны ВН трансформатора выполненную с помощью одного реле включенного на
фазный ток и действующую на сигнал и отключение с выдержкой времени.
Ток срабатывания защиты по:
К Н 105 коэффициент надежности;
К В 08 коэффициент возврата;
I1ТТНОМ 5774 А номинальный ток трансформатора;
Ток срабатывания реле:
К СХ 1 коэффициент схемы;
Принимаем реле тока РТ- 406 с Iср=6 А соединение катушек параллельное.
Выдержка времени защиты от перегрузки:
Δt 05 c ступень селективности;
Защита от внутренних повреждений и понижения уровня масла в баке
Использование газового реле типа РГЧЗ – 66 позволяет защитить трансформатор от
внутренних повреждений и понижения уровня масла в баке трансформатора. Данное реле
замыкает контакты при понижении давления в баке трансформатора.
4. Защита линии 10 кВ
Расчёт токовой отсечки
Для защиты линии 10 кВ устанавливаем токовую отсечку максимальную токовую
защиту (МТЗ) с выдержкой времени и защиту от замыкания на землю.
Ток срабатывания токовой отсечки определяется по формуле из [1]:
I СЗ K Iотс I (к3.вн
К Iотс 12 коэффициент отстройки;
. max ток трёхфазного КЗ протекающий через трансформаторы тока при КЗ на
шинах НН трансформатора.
I СЗ 12 6984 83808 А .
Ток срабатывания реле определяем по формуле:
К СХ 1 коэффициент схемы для схемы соединения обмоток трансформаторов тока и
реле по схеме неполной звезды;
К ТТ 8005 коэффициент трансформации трансформаторов тока из [8 ] для
трансформатора тока типа ТФЗМ – 10 Б I:
Выбираем реле РТ- 4010 с током срабатывания 6 А при параллельном соединении
Чувствительность защиты определяем по коэффициенту чувствительности:
К3 1570 А ток двухфазного КЗ в месте установки защиты:
Ток срабатывания МТЗ определяется по формуле из [9]:
коэффициент отстройки;
K сзп 25 коэффициент самозапуска;
K в 08 коэффициент возврата;
I раб.max 5774 А максимальный рабочий ток
Ток срабатывания реле определяем по формуле (8.1.4):
К ТТ 600 5 коэффициент трансформации трансформаторов тока.
Выбираем реле РТ- 402 с током срабатывания 2 А при параллельном соединении
К(4) 15120 А ток двухфазного КЗ в конце линии в точке 4.
Время срабатывания защиты определяем по условию из [9]:
t FU1 01c время срабатывания плавкой вставки предохранителя защищающего
Δt 05с ступень селективности.
Защита от замыкания на землю
Для защиты от замыкания на землю линии 10 кВ принимаем защиту нулевой
Ток срабатывания защиты нулевой последовательности определяем по формуле из
Емкостной ток замыкания на землю кабельной линии:
U 10 кВ – напряжение кабельной линии;
L 5 км – длина кабельной линии;
Ток срабатывания защиты определяется из условия обеспечивающего величину
коэффициента чувствительности не менее двух:
Принимаем ток срабатывания защиты I сз 25 A .
Ток срабатывания реле определяем по формуле из [9]:
К СХ 1 коэффициент схемы для схемы соединения трансформаторов тока и реле по
схеме фильтра нулевой последовательности из [4];
К ТТ 600 5 коэффициент трансформации трансформаторов тока
Выбираем реле РТ- 4002 с током срабатывания 01 А при параллельном соединении
катушек реле из [9].
5. Расчет АВР секционного выключателя
Расчет ведется по двум условиям:
а) выдержка времени АВР должна быть больше времени действия МТЗ отходящих линий
Δt 05 07 с ступень селективности;
t МТЗQ5 выдержка времени МТЗ выключателя Q5.
б) выдержка времени АВР по [9]:
t АПВ - выдержка времени АПВ определяемая согласно [4] по:.
t АПВ t ГП t ОВ t ЗАП
t ГП 1 c время готовности привода;
t ОВ 01 с время отключения выключателя;
t АПВ 1 01 05 16 с ;
Принимаем t АВР 25 с .
РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЕНИЯ И МОЛНИЕЗАЩИТЫ ЦРП
1. Расчет заземления
Чтобы обеспечить безопасность людей работающих на электроустановках (ЭУ)
напряжением до 1000В и выше необходимо сооружать заземляющие устройства и заземлять
металлические части ЭУ и ЭО. Заземляющее устройство должно быть общим для РУ 10 кВ и
ЭУ до 1 кВ. Заземлитель выполняем в виде замкнутого контура с вертикальными
электродами и сеткой продольных и поперечных заземляющих проводников.
Рассчитываем заземляющее устройство для ЦРП площадью 6х18м и выполняем его в
виде прямоугольника из горизонтальных и вертикальных заземлителей. Горизонтальные
заземлители - полосовая сталь вертикальные - круглая сталь.
ЦРП расположен на неоднородном грунте состоящем из двух основных слоев:
- верхний слой сухой чернозём глубиной h1= 2м c учётом промерзания удельное
сопротивление по [4] 1 50 Ом м ;
- нижний слой - увлажнённый чернозём 2 1428Ом м .
Принимаем длину вертикальных заземлителей 3м глубина залегания заземляющего
устройства t = 07м. Размеры одной ячейки принимаем 3х3м а общий размер заземляющего
устройства 6х18м. Время срабатывания релейной защиты в 258с
Общее время срабатывания защиты суммируется из времен срабатывания вакуумного
По [4] напряжение прикосновения при t отк =258 с является Uдоп = 65В.
Ток трехфазного КЗ на ЦРП рассчитан раннее и составляет I (к3.з) 193кА.
Расчет производим в следующем порядке :
Определяем общую длину горизонтальных заземлителей :
Число вертикальных заземлителей по периметру контура при отношении:
nв - количество вертикальных зеземлителей;
S - площадь заземления м2
Определяем относительную глубину заземления заземляющего устройства:
t = 07- глубина заложения.
Т.к. найденная величина больше 01 то по [9] находим А:
Определяем общее сопротивление сложного заземлителя :
э - эквивалентное удельное сопротивление земли Омм;
L'Г - длина полос расчетной ячейки м.
- число ячеек по стороне квадрата;
L' Г 2 104 (5 1) 125м.
Отношение удельных сопротивлений слоев земли:
По [7] таблице 7.6. находим отношение
Определяем длительность воздействия тока на тело человека при t отк =258с и Uдоп =
Определяем коэффициент прикосновения по [8]:
М - параметр зависящий от
- коэффициент определяемый по сопротивлению тела человека Rч и сопротивлению
растекания тока от ступеней
Определяем потенциал на заземлителе:
Uпр.доп – допустимое напряжение прикосновения;
кпр – коэффициент прикосновения.
Определяем сопротивление заземляющего устройства:
Iз - ток замыкания на землю А.
I (1) - ток однофазного КЗ
Таким образом условие R з R з.доп выполняется т. к. 0164 0422 Ом. Определяем
напряжение прикосновения:
U пр 015 810 0164 1993 В
что меньше допустимого Uпр.доп = 65В.
2. Расчет молниезащиты
Ожидаемое число поражений молнией в год зданий и сооружений высотой не более
метров не оборудованных молниезащитой и имеющих неизменную высоту определяется
N ( B 6 h с ) ( L 6 h с ) n 10 6 ;
В - ширина защищаемого объекта м;
L - длина защищаемого объекта м;
hс - высота объекта по его боковым сторонам м;
n - среднее число поражений молнией 1 км земной поверхности в год значения
которого принимается в зависимости от интенсивности грозовой деятельности; для
рассматриваемого региона интенсивность гроз 40-60 часов в год следовательно n = 6. На
рисунке 10.1 приведено схематическое изображение молниезащиты.
N (6 6 5) (18 6 5) 6 10 6 00105 ;
Рисунок 10.1. Молниезащита ЦРП
В соответствии с категорией по взрывоопасности и количеству поражений молнией в
год выбираем по таблице 12.3 [8] категорию устройств молниезащиты III зона Б.
Принимаем исполнение защиты тросовым молниеотводом.
Расчетная высота подвеса троса:
Радиус зоны защиты на уровне земли:
а = L + 10 = 18 + 10 = 28 м;
h o 092 h 092 8 736 м;
Радиусы зоны защиты на высоте hc:
ВНЕДРЕНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ УЧЕТА
Основным потребителем энергоресурсов в отечественной экономике традиционно
является промышленность. Если в советскую эпоху стоимость энергоресурсов была
минимальной и организация по-настоящему эффективного учета их потребления
фактически была невыгодной экономически то сегодня ситуация в корне изменилась. В
настоящее время расходы на энергоресурсы составляют в среднем от 20 % до 30 %
себестоимости продукции (для энергоемких производств — до 40 %). Поэтому
энергосбережение в промышленности сегодня выходит на первый план.
Энергосбережение промышленных предприятий возможно только при наличии
достоверной информации о количестве потребляемой предприятием энергии. В этой связи
особое значение приобретает организация эффективного энергоучета. Его основной целью
является точное определение уровня потребления энергии предприятием в целом и его
отдельными подразделениями. Это позволяет сделать максимально прозрачными
взаимоотношения с поставщиками энергоресурсов. Кроме того учет электроэнергии на
предприятии дает возможность выявлять проблемные участки и технологические цепочки
где осуществляется неоправданно высокое потребление энергии. Это позволяет
разрабатывать и реализовывать мероприятия по энергосбережению а также оценивать их
В промышленности могут применяться различные мероприятия направленные на
снижение энергозатрат. К их числу можно отнести:
внедрение новых технологий производства позволяющих снизить объем
потребляемых энергоресурсов;
сокращение непроизводственных затрат электроэнергии;
модернизация применяемого оборудования;
использование альтернативных источников получения электроэнергии;
мероприятия позволяющие повысить энергоэффективность производственных
Применяемые ранее системы приборного учета электроэнергии и других
энергоресуров основанные на визуальном считывании показаний традиционных приборов
учета сегодня уже безнадежно изжили себя. Они не позволяют наладить эффективный
одновременный учет на многочисленных производственных объектах разнесенных
территориально отличаются низкой точностью и надежностью в значительной мере зависят
от человеческого фактора. Соответственно говорить об эффективном энергосбережении
можно только в том случае если применяется автоматизированный учет энергоресурсов на
Для организации такого учета применяются автоматизированная система
коммерческого учета энергоресурсов (АСКУЭ) которая обеспечивает дистанционный сбор
данных с приборов учета передает их на верхний уровень где осуществляется обработка
информации подготовка данных для анализа потребления и проведения коммерческих
расчетов с поставщиками энергоресурсов.
Система АСКУЭ имеет иерархическую структуру состоящую из трех уровней:
нижний уровень — первичные измерители (интеллектуальные приборы учета);
средний уровень — устройства сбора и передачи данных (УСПД) которые
аккумулируют информацию от приборов учета и передают ее на верхний уровень;
верхний уровень — сервер собирающий данные со всех УСПД с последующей
автоматизированный учет потребления энергоресурсов и дает аналитическую информацию
необходимую для разработки и реализации мероприятий по энергосбережению. Благодаря
этому такие системы позволяют значительно сократить уровень затрат на приобретение
1. Экономический эффект и функции АСКУЭ
Экономический эффект от внедрения АСКУЭ на предприятии:
- снижение затрат на электроэнергию за счёт перехода на зонные тарифы;
- контроль фактически потреблённой мощности и снижение заявленной (договорной)
- контроль энергопотребления субабонентов;
- контроль энергопотребления отдельных цехов возможность расчёта доли затрат на
электроэнергию в себестоимости продукции;
- сокращение затрат на обработку информации благодаря автоматизации процессов съёма и
доставки данных формирования отчётов;
- повышение точности учёта за счёт ревизии приборов учёта и замены старых
измерительных трансформаторов и счётчиков на современные и более точные.
Функции качество системы:
- автоматический сбор информации с приборов учёта
- опрос с периодом 3 минуты 30 минут час сутки а также циклический опрос
«мгновенных» значений;
- прямой канал доступа к счётчику возможность опроса программой производителя;
- поддержка беспроводных каналов связи; передача данных по GPRS поддержка
динамических IP-адресов;
- опрос УСПД из Интернет в том числе по
- доступ к данным по web-интерфейсу.
2. Вариант построения системы на основе устройства сбора и передачи данных
АСКУЭ на основе устройства сбора и передачи данных (УСПД). Система строится
как иерархическая структура из трех уровней.
Первый уровень (информационно-измерительный комплекс ИИК) включает в
себя измерительные трансформаторы и прибор учёта. Применяются трехфазные
интервальные счётчики.
Второй уровень (информационно-вычислительный комплекс ИВКЭ
представляет собой промконтроллер (УСПД) выполняющий консолидацию информации по
группе электроустановок.
Третий уровень (информационно-вычислительный комплекс ИВК) включает в
себя сервер АСКУЭ и автоматизированные рабочие места операторов (АРМ). ИВК как
правило строится на серверных решениях.
Комплекс программ ИВК включает в себя сервер опроса средства визуализации
данных сервер отчётов средства импортаэкспорта данных средства администрирования.
Программное обеспечение выбирается на основании технических требований к системе
предпочтений заказчика удобству работы и настройки.
3. Устройство сбора и передачи данных ВЭП-01 назначение и возможности
Контроллер измерительный программируемый ВЭП-01 предназначены для работы в
составе автоматизированных информационно-измерительных систем контроля и учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) и осуществляют измерение сбор обработку хранение
информации об электропотреблении мощности и параметрах качества электроэнергии
собранной с сертифицированных устройств по цифровым каналам связи и передачу ее на
верхний уровень системы по различным каналам связи а также транслирование на верхний
уровень информации от других КИП или аналогичных устройств по цифровым каналам
связи. Область применения - коммерческий и технический учет электроэнергии и мощности
энергопотребляющих и энергопоставляющих предприятий.
Функциональные возможности
Автоматический регламентный сбор результатов измерений со счетчиков
электроэнергии по цифровым каналам связи.
Выполнение измерений приращений электроэнергии на заданных интервалах
времени (330 минут) для счетчиков с числоимпульсным выходом;
Расчет именованных величин по группам;
Позволяет производить оперативный контроль по мгновенным значениям тока
напряжения мощности и частоты сети для систем телемеханики;
Контроль состояния электрических схем;
Ведение журнала событий;
Осуществление контроля достоверности данных;
Защита данных от несанкционированного доступа на программном и
Регистрация в памяти всех случаев коррекции параметров и кодов операторов
проводивших коррекцию;
Совместимость со многими типами счетчиков электроэнергии (более 20
Построение иерархических систем;
Открытый протокол обмена;
Простой и наглядный интерфейс пользователя;
Возможность работы в локальных и глобальных сетях по
Обеспечивает ведение текущего астрономического времени и календаря учет
зимнего и летнего времени;
Позволяет корректировать значения текущего времени многофункциональных
Позволяет осуществлять синхронизацию системного времени от устройства
синхронизации времени (GPS- приемника);
Примененные в промышленном контроллере бинарные протоколы
кодирования информации позволили существенно снизить трафик передачи информации к
верхнему уровню сократив при этом расходы на эксплуатацию особенно при
использовании дорогостоящих видов связи (например спутниковую связь).
Принцип действия КИП основан на преобразовании сигналов измерительной
информации полученной по каналам связи от счетчиков в именованную величину и
хранении измерительных и расчетных параметров.
Принцип измерения значения входных электрических сигналов определяется типом
сигнала (типом счетчика). Обработка измерительной информации по алгоритмам
задаваемым производителем.
Современный электросчетчик может иметь до 4-х каналов учета энергии:
энергия активная в двух направлениях;
энергия реактивная в двух направлениях.
Для связи с микропроцессорными счетчиками используются порты интерфейса RS485 по которым информация по запросам от КИП поступает в цифровом коде в виде
именованной величины энергии интегрированной и мгновенной мощности напряжения
Формат данных и протокол обмена определяются типом используемых счетчиков.
Тип счетчика определяется наличием соответствующих драйверов в программном
обеспечении КИП. На одном интерфейсе допускается использование разных типов
Для счетчиков с числоимпульсным методом передачи используются телеметрические
входы (ТМ) КИП. Числоимпульсные коды принимаются и преобразуются в КИП в
именованную величину энергии и интегрированной мощности. Время интегрирования а
также коэффициенты счетчика и трансформации определяются во время параметрирования
Цепи телесигнализации ТС (сухой контакт) подключаются к ТМ входам. Для цепей
ТС КИП фиксирует время и дату включения или выключения для каждой цепи.
Привязка счетчиков и цепей ТС к входам ТМ осуществляется во время
параметрирования КИП.
На рисунке 11.1 представлена схема соединения КИП.
В КИП используется логическая адресация счетчиков когда для каждого канала учета
(КУ) по виду энергии назначается конкретный счетчик со своим физическим адресом.
Для подключения аппаратуры связи (модемов радиомодемов сотовых терминалов и
др.) используются коммуникационные порты RS-232 обеспечивающие одновременный
доступ к базе данных КИП нескольким пользователям.
Рисунок 11.1. Схемы соединения контроллера ВЭП-01
Служба реального времени КИП обеспечивает единое астрономическое время для
всех счетчиков. Синхронизация осуществляется централизованно по часам времени системы
АИИС КУЭ или автономно для каждого КИП отдельно посредством устройства
синхронизации системного времени (УССВ).
Для часов и календаря при пропадании основного и резервного питания
предусмотрено питание от литиевой батареи.
При пропадании электропитания КИП обеспечивает восстановление всех данных
ТИИ за все время перерыва в работе но не более глубины их хранения в счетчиках и
времени с момента параметрирования.
Клавиатура и ЖКИ экран используются при параметрировании КИП и просмотре
результатов его работы.
Защита от несанкционированного доступа в КИП блокируется как пломбированием
всех разъемных соединений самого КИП так и системой паролей блокирующих доступ к
информации как со стороны клавиатуры так и со сто- роны телекоммуникационных портов.
Параметрирование КИП осуществляется только после снятия механической пломбы и ввода
КИП осуществляет встроенную функциональную диагностику.
Время готовности КИП к работе после подачи питания не превышает 2 минуты.
В данном дипломном проекте была разработана и рассчитана система
электроснабжения завода по производству бытовой техники г. Дубоссра с внедрением
автоматизированной системы учета электроэнергии.
В ходе работы над дипломным проектом методом упорядоченных диаграмм был
произведен расчет электрических нагрузок в механическом цехе. Нагрузки были разбиты по
узлам. В данном цехе электрические сети выполнены кабелями и проводами выбор
которых осуществлен по допустимому току нагрева. Выбраны защитные аппараты в сети до
00 В. Выбраны распределительные конструкции узлов. Электроприемники
присоединяются к шинопроводам через ответвительные коробки кабелями или проводами
типа ПВ проложенными в трубах. Кабели питающие шинопроводы проложены в
специальных каналах из железобетона перекрытых стальными рифлеными листами.
Методом коэффициента спроса был произведен расчет электрических нагрузок
остальных цехов. Был произведен выбор мощности и места установки цеховых
трансформаторных подстанций. В результате технико-экономических расчетов
компенсации реактивной мощности выбрано место установки конденсаторных установок на
стороне НН ТП. Было рассмотрено два смешанных варианта схем внутризаводского
электроснабжения. Более экономичным оказался первый вариант смешанной запитки
цеховых ТП. По экономической плотности тока выбраны сечения кабельных линий и
способ их прокладки (система внутризаводского электроснабжения). Методом техникоэкономических расчетов выбраны тип и мощность трансформаторов на ГПП которые
обеспечивают бесперебойное электроснабжение потребителей как в нормальном так и в
аварийном режимах работы. Для внешнего электроснабжения было выбрано оптимальное
напряжение питающей сети 35 кВ и схема ОРУ ГПП.
Таким образом 12 цехов завода питаются 4-м ТП для запитки цехов выбираны 2
двухтрансформаторные
с трансформаторами мощностью 1000 кВА и
с трансформаторами мощностью 1600 кВА что
соответствует требованию установки трансформаторов ТП не более двух разных
Были определены максимальные токи которые могут протекать по элементам сети
при ненормальных режимах работы сети (режим короткого замыкания). С учетом
полученных данных было выбрано электрооборудование системы электроснабжения
данного предприятия. Была произведена проверка выбранного
термическую и динамическую стойкость.
По данным расчетов режимов короткого замыкания была проверена чувствительность
автоматов а также селективность между элементами релейной защиты.
Также была рассчитана релейная защита трансформатора на ТП и линии 10 кВ
питающей ТП и проведен расчет автоматического ввода резерва секционного выключателя.
В рамках специального вопроса было рассмотрено внедрение системы
автоматизированного учета электроэнергии.
Для обеспечения безопасной работы рассчитан заземляющий контур. Для защиты
ЦРП от прямых ударов молнии рассчитана молниезащита выбраны молниеотводы
которые соединены с заземляющим контуром.
В процессе дипломного проектирования были рассчитаны и выбраны цеховые
электрические сети и сети внутреннего и внешнего электроснабжения. Выбранные цеховые
сети обеспечивают необходимую надежность электроснабжения приемников удобство и
безопасность эксплуатации а также отвечают всем современным проектным требованиям.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Электрические системы. Электрические сетиПод ред. В.А. Веникова и
В.А. Строева - М.: Высш. шк. 1998 512 с.
Справочник по проектированию электроснабжения под ред. Ю.Г. Барыбина [и
др.]. М.: Энергоатомиздат 1995 - 576 с.
Коломиец Н.В. Пономарчук Н.Р. Шестакова В.В. - Электрическая часть станций и
подстанций. Учебное пособие - Томск : Изд-во ТПУ 2007. - 143 с.
Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для сред.
проф. образования Л.Д. Рожкова Л.К. Карнеева Т.В. Чиркова. – М.: Издательский центр
«Академия» 2004. - 448 с.
Герасименко А.А. Федин В.Т. Передача и распределение электрической энергии:
Учебное пособие. – Ростов-нД.: Феникс; Красноярск: Издательские проекты 2006. - 720 с.
Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий учебник для
студентов ВУЗов "Интермет инжиниринг" М. 2005 - 672 с.
Шеховцов В.П. Расчет и проектирование схем электроснабжения. Методическое
пособие для курсового проектирования. Форум-Инфра-М Москва 2004 - 214 с.
Основы электроснабжения: Учебное пособие по дисциплине «Электроснабжение»
А.А. Алексеев С.С. Ананичева А.С. Бердин. Екатеринбург: УГТУ 2005. – 91 с.
Г.Н. Дубинский Л.Г. Левин. Наладка устройств электроснабжения напряжением до
00 В. – М.: Солон-Пресс 2011. – 400 с.
Л.Е. Старкова. Справочник цехового энергетика. – М.: Инфра-Инженерия 2009. –
В.Д. Маньков. Основы проектирования систем электроснабжения. – М.: «УМИТЦ
«Электро Сервис» 2010. – 664 с.
Межотраслевые правила охраны труда при эксплуатации электроустановок. ПМР
Правила устройства электроустановок. Издание 7-е 2007.
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей
Приднестровской Молдавской Республики утвержденные Приказом Министерства
промышленности ПМР от 16.09.2009г. №503.
Идельчик В. И. - Электрические системы и сети: Учебник для вузов. – М.:
Энергоатомиздат 1989. - 592 с.
Фёдоров А.А. - Справочник по электроснабжению промышленных предприятий.М.: Энергия 1973.- 519 с.
Крючков И. П. Кувшинский Н. Н. Неклепаев Б. Н. - Электрическая часть
электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного
проектирования - Изд. 3-е перераб. - Москва Энергия 1978. - 456с.
Рожкова Л. Д. Козулин В. С. - Электрооборудование станций и подстанций. – М.:
Энергоатомиздат 1987. - 648 с.
Федоров А.А. Старкова Л.Е. - Учебное пособие для курсового и дипломного
проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. Пособие для
вузов. - М.: Энергоатомиздат 1987. - 368 с.
Общая характеристика предприятия
Определение электрических нагрузок цехов и предприятия в целом. Расчет и
построение картограмм нагрузок
Проектирование системы внешнего электроснабжения предприятия
Проектирование системы внутреннего электроснабжения предприятия
Выбор схемы внутреннего электроснабжения предприятия
Разработка схемы и расчет параметров внутрицеховой сети
Расчет токов короткого замыкания
1. Расчет параметров схемы замещения
Выбор коммутационной аппаратуры ЦРП
1. Выбор и проверка выключателей на стороне 10 кВ
2. Выбор выключателей нагрузки и предохранителей на цеховых
трансформаторных подстанциях
Выбор элементов релейной защиты
3. Расчет защиты цехового трансформатора ТП1
Расчет заземления и молниезащиты ЦРП
Внедрение автоматизированной системы учета электроэнергии
Список использованной литературы

KOMPAS -- Схема электрическая принципиальная.cdw

варианты.cdw

ПГУ им. Т.Г. Шевченко
Схемы внутреннего электроснабжения
Вариант №2 (оптимальный)

Генплан комбината.cdw

Склад готовой продукции
Завод по производству
бытовой техники г. Дубоссары с
внедрением автоматизированной системы
учета электроэнергии
ПГУ им. Т.Г. Шевченко
Осветительная нагрузка цеха
Распределительный щит 0
Установленные и расчётные мощности корпусов

Заземление и молниезащита РП.cdw

на высоте защищаемого объекта
Заземление и молниезащита
ПГУ им. Т.Г. Шевченко

План цеха. Монтажный чертеж.cdw

спевопрос.cdw

соединения контроллера
ПГУ им. Т.Г. Шевченко
Цветная характеристика
Контактная проволока

Схемы РЗ.cdw

Реле указательное РУ-210
Реле промежуточное РП-26
Реле времени ЭВ-133 00Гц
Газовое реле РГЧЗ-66
Выключатель автоматический
Трансформатор тока ТЛК-10
Электромагнит отключения
Блок-контакт масляного выключателя
Реле указательное РУ-21
Трансформатор тока ТФЗМ-10
Блок-контакт выключателя
Реле промежуточное РП-21
Реле напряжения РН-54160
Трансформатор напряжения ЗНОЛ-10
Блок контакт привода выключателя Q88
Блок контакт привода выключателя Q9
Блок контакт привода выключателя Q10
Блок контакты привода
Электромагнит отключения Q8
Электромагнит отключения Q9
Электромагнит включения Q10
Схемы релейной защиты
ПГУ им. Т.Г. Шевченко
Защита трансформатора 100
Цепи управления и защиты
Схема включения АВР на переменном оперативном токе
Схема присоединения приборов учета электроэнергии