Проектирование электроснабжения завода по металлообработке

Разрез ГПП завода по пер.нефти.dwg

РЗиА завода по пер.нефти.dwg

эл_снаб_зав.dwg

СДН-15- 19-6у3 Рн=630кВт
ВЛ-110кВ L=6.3 км АС-70
Схема эл.снабжения завода

генплан завода по переработке нефти.dwg

ПЗ.docx

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
Казахский национальный технический университет имени К.И. Сатпаева
Кафедра электроэнергетики
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
Кафедра электроэнергетики
Специальность – электроэнергетика
на выполнение дипломной работы
Рекомендуемая основная литература 1. Электроснабжение объектов: учеб. пособие для студ. учреждений сред. проф. образования Е.А. Конюхова. – 9-е изд. испр. – М.: Издательский центр «Академия» 2013. – 320 с.
А.В. Кабышев С.Г. Обухов Расчет и проектирование систем электроснабжения объектов и установок: учебное пособие – Томск: Изд-во ТПУ 2006 – 248 с.
Электроснабжение и электрооборудование цехов и промышленных предприятий: учебное пособие Э.А. Киреева – 2-е изд. стер. – Москва: КНОРУС 2018. – 368 с. – (Бакалавриат).
Консультанты по дипломной работе с указанием относящихся к ним разделов
доцент кафедра ЭиАТК
Релейная защита и автоматика
Охрана труда окружающей среды
к.т.н. доцент кафедра БТиЖ
подготовки дипломной работы
Наименование разделов перечень разрабатываемых вопросов
Сроки представления научному руководителю
В данной работе производится проектирование электроснабжения завода по металлообработке. Осуществлено определение расчетной нагрузки расчет схемы электроснабжения 04 кВ релейная защита и автоматика линий 10 кВ.
Произведены расчеты основных режимов выбранной схемы сети напряжением 10 и 04 кВ токов короткого замыкания.
Обоснованная релейная защита: рассчитаны дифференциальная токовая токовая защита нулевой и обратной последовательности максимальная токовая защита защита от перегрузки трансформатора.
Рассмотрены специальные вопросы касающиеся охраны труда и охраны окружающей среды.
Определение расчетной нагрузки .. ..9
Выбор мощности цеховых ТП 10
2 Определение расчетных нагрузок линий сети 6÷20 кВ . .12
3 Выбор выключателей конца питающих линий и линий отходящих
4 Определение сечений кабельных линий распределительной
5 Краткое описание принятой системы электроснабжения ..30
6 Расчет токов короткого замыкания 31
7 Выбор выключателей ..34
8 Выбор разъединителей 34
Расчет схемы электроснабжения 04 кВ 37
1. Обоснование схемы 37
2. Расчёт электрических нагрузок .38
2.1 Расчет электрических нагрузок ТП1 ..38
2.2 Расчет электрических нагрузок ТП2 ..40
2.3 Расчет электрических нагрузок ТП3 ..41
2.4 Расчет электрических нагрузок ТП4 ..41
2.5Расчет электрических нагрузок ТП5 41
2.6 Расчет электрических нагрузок ТП6 ..42
2.7 Расчет электрических нагрузок ТП7 ..42
2.8 Расчет электрических нагрузок ТП8 ..43
2.9 Расчет электрических нагрузок ТП9 ..44
2.10 Расчет электрических нагрузок ТП10 ..44
3. Расчет электрической сети 45
3.1. Расчет сечений воздушных и кабельных линий 45
3.1.1 Трансформаторная подстанция 1 .46
3.1.2 Трансформаторная подстанция 2 .49
3.1.3 Трансформаторная подстанция 3 .53
3.1.4 Трансформаторная подстанция 4 .54
3.1.5 Трансформаторная подстанция 5 .55
3.1.6 Трансформаторная подстанция 6 .56
3.1.7 Трансформаторная подстанция 7 .58
3.1.8 Трансформаторная подстанция 8 .60
3.1.9 Трансформаторная подстанция 9 61
3.1.10 Трансформаторная подстанция 10 .63
4. Проверка оборудования на действие токов коротких замыканий .66
5. Конструктивное исполнение ..77
Релейная защита и автоматика линий 10 кВ 78
2 Расчет токовой отсечки ..83
Охрана труда и техника безопасности .87
1 Защитные меры безопасности 87
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ .. ..96
В условиях необходимости обеспечения роста объемов производств и как в промышленных так и сельскохозяйственных сферах экономики страны возникает ряд задач непосредственно связанных с энергоснабжением потребителей. Одной из таких задач является качественное и бесперебойное снабжение электроэнергией. Ее решением может послужить проектирование новых линий электропередач и понижающих подстанций у потребителей.
В условиях бурного развития электроники и новейших технологий требующих если не непосредственного использования электроэнергии то использования ее для систем контроля и управления технологическими процессами средств обработки информации развития систем телекоммуникаций. Неизбежен рост потребления электроэнергии не только имеющимися в настоящее время крупными промышленными центрами и предприятиями практически любых отраслей но прогнозируемыми и организующимися мелкими фирмами организациями а так же бытовыми потребителями.
Исходя из вышесказанного актуальной остается проблема проектирования схем электроснабжения небольших районов и потребителей с относительно малыми нагрузками.
Большое значение приобретает внедрение в энергетику ЭВМ что позволит намного ускорить процессы расчетов которые отличаются сложностью и требуют большой точности и быстроты. Решить данные проблемы можно с помощью внедрения современного программного обеспечения.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНОЙ НАГРУЗКИ
Расчетная нагрузка на шинах низшего напряжения ТП-1 равна:
Активная Pp=851 кВт;
Реактивная Qp=722 квар;
По величине полной расчетной нагрузки Sp=1117 кВА намечаем к установке в ТП-1 два трансформатора мощностью по 1000 кВА каждый.
В нормальном режиме трансформаторы будут работать с коэффициентом загрузки:
Загрузка трансформаторов в послеаварийном режиме (при выходе из строя одного из рабочих трансформаторов):
Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов остальных цеховых ТП аналогичен и сведен в таблицу 1.2.
Таблица 1.2 – Расчетные данные числа и мощности трансформаторов
Потребители электроэнергии
Загр. тр. в норм. реж
Загр. тр. в авар. реж.
1 Выбор мощности цеховых ТП
Расчетная нагрузка на шинах низкого напряжения трансформаторов ТП-1 составляет
Pp=851 кВТ; Qp=722 квар.
Необходимая мощность компенсирующих устройств со стороны низшего напряжения трансформаторов ТП-1:
Qку=Pp(tgφ-tgφн)=851(085-033)=442 квар
tgφн = 0.33–соответствует нормативному значению cosφн равному 095.
Выбираем компенсирующее устройство типа ККУ–038–Ш мощностью 150 квар. Следовательно Qку =3*150=450 квар.
Тогда некомпенсированная реактивная мощность на стороне низшего напряжения трансформаторов ТП-1 составит:
Q=Qp-Q’ку=722-450= 270квар.
Потери активной мощности в компенсирующих устройствах:
где Pуд- удельные потери активной мощности в статических конденсаторах кВтквар.
Таким образом величину Pку ввиду ее малости в расчетах для упрощения можно не учитывать.
Полная расчетная мощности с учетом компенсации определяется:
Выбираем к установке в ТП-1 два трансформатора мощностью по 630 кВА каждый:
Расчет для остальных ТП проводим аналогично и сводим в таблицу 1.3.
Потребители эл.энергии
Загр.тр-ров в норм. реж.
Загр.тр-ров в авар. реж.
Таблица 1.3 – Расчетные данные трансформаторных подстанций
Анализируя величины и размещение электрических нагрузок цехов по территории завода и учитывая категории потребителей по степени бесперебойности питания выбираем для системы внутреннего электроснабжения радиально- магистральную схему с резервированием. Распределительные устройства цехов имеющие потребителей выше 1000 В питаются по радиальной схеме с резервированием от шин ГПП. Распределительная сеть выше 1000 В по территории завода выполняется кабельными линиями проложенными в траншеях. Намечаем варианты для выбора рационального напряжения распределительных сетей схемы внутреннего электроснабжения.
Электроэнергия распределяется внутри завода напряжением 6 кВ.
Электроэнергия распределяется внутри завода напряжением 10 кВ.
Электроэнергия распределяется внутри завода напряжением 20 кВ.
Электроэнергия распределяется внутри завода напряжениями 6 и 10 кВ совместно.
Электроэнергия распределяется внутри завода напряжениями 6 и 20 кВ совместно.
Определение расчетных нагрузок линий сети 6÷20 кВ
Расчетные нагрузки распределительной сети 6÷20 кВ определяются по величинам расчетных нагрузок на шинах низшего напряжения ТП или на шинах РУ с учетом потерь мощности в трансформаторах и компенсации реактивной мощности на шинах РУ.
Потери активной и реактивной мощности в понизительных трансформаторах с высшим напряжением 6÷20 кВ определяются в зависимости от действительной (расчетной) нагрузки (Sp):
Расчетная полная нагрузка на шинах 04 кВ ТП-1 Sp=893 кВА. Расчетная нагрузка на шинах 04 кВ одного тр-ра 630 кВА. Sp=446.5 кВА.
Потери активной и реактивной мощности: в одном трансформаторе 630 кВА:
В двух трансформаторах 630 кВА (при раздельной работе)
Ввиду отсутствия данных потери мощности в трансформаторах с высшим напряжением 20 кВ приняты как для трансформаторов с высшим напряжением 6÷10 кВ.
По остальным трансформаторным подстанциям определение потерь аналогичны и сведены в таблицу 1.4.
Таблица 1.4 – Расчетные данные потерь в трансформаторах
Число и мощн. тр-ров
Расч. полн. загр. Sp кВА
Потери акт. мощ. 2т кВт
Потери реак. мощ. 2т квар.
Определяем расчетные нагрузки линий распределительной сети 6÷20 кВ (по вар.)
Линия № 1 (Л-1 вариант 1 Uн=6 кВ).
Линия Л-1 питает ТП-3 от РУ по двум кабелям: расчетная нагрузка Л-1–это расчетная нагрузка со стороны высшего напряжения трансформаторов ТП-3: Pp’=Pp+P2T=1414+14=1428кВт
Qp’=Qp+Q2T=455+240=695квар.
где Pp Qp- расчетные нагрузки на шинах низшего напряжения ТП-3.
Потребляемая мощность компенсирующих устройств со стороны высшего напряжения трансформаторов ТП-3;
Qку=Pp(tgφ-tgφн)=851(085-033)=442квар.
где н=033––соотв. Нормативному значению коэффициента мощности cosφн равному 095
Для ТП-3 не имеющей шин со стороны высшего напряжения трансформаторов и территории совмещенной с РУ-1 не имеет смысла устанавливать компенсирующие устройства на стороне выше 1000 В при Qку=230квар.
Следовательно полная расчетная нагрузка линии:
Расчетный ток в линии:
Линия № 2 (Л-2 вариант 1 Uн=6кВ).
Линия Л-2 питает РУ-1 от ГПП. Расчетная нагрузка Л-2 без учета компенсации реактивной мощности со стороны 6кВ (на шинах РУ-1):
где ––расчетные нагрузки на шинах РУ-1 создаваемых приемники 6кВ цехов №14 и 15.
Необходимая мощность компенсирующих устройств на шинах РУ-1:
Выбираем две ячейки конденсаторов мощностью по 500 квар каждая типа КУ-6-П т.е. общая мощность компенсирующих устройств равна:
Qку’=2x500=1000квар.
Потери активной мощности в конденсаторах ввиду их малости не учитываем. Некомпенсированная реактивная мощность на шинах РУ-1 составит:
Q=Qp’’-Qку’=2047-1000=1047квар.
Аналогично выполняется расчет для линий варианта 1 и всех линий вариантов 2-5 этот расчет сведен в табл.15.
Потребители электроэнергии -№ цеха
Потребл.мощн. комп. устр.Qку квар
Кол-во и мощн. ячеек конд.и квар.
Некомпенсир.реакт. мощн. Q варр
Полная расчет мощн. линии Sp кВА
Расчетный ток линии Ip А
4 ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ КОНЦА ПИТАЮЩИХ ЛИНИЙ И ЛИНИЙ ОТХОДЯЩИХ ОТ ГПП (ГРП)
Предварительный выбор выключателей производится по Uн Iн дл и Sн откл. при этом отключающая способность всех выключателей (для одного из вариантов) будет одна и та же номинальный ток – различен.
А) Электроснабжение завода на напряжении 20 кВ.
Схема замещения приведена на рис.1.
Схема замещения. Точка К-2 (электроснабжение завода на U=20кВ)
Исходные данные: Sб=Sc=600 МВА; Хс=08.
Суммарное сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания (К-2) в относительных базисных единицах составляет:
где =161-сопротивление трехобмоточного трансформатора пст энергосистемы в относительных базисных единицах.
где =04 Омкм – удельное индуктивное сопротивление воздушной линии.
Мощность отключаемая выключателями:
Выбираем предварительно для В2 В3 В4 и линий отходящих от шин ГВП выключатель ВМП-20 с номинальными и расчетными данными:
Uн уст=20кВ; Uн=20кВ;
Sн отк.=600 МВ*А; Sрас. отк=1245МВ*А.
Б) Электроснабжение завода на напряжении U=3510 и 356кВ.
Схема замещения приведена на рис.1.2.
Схема замещения. Точка К-2 (электроснабжение завода на U=3510 и 356 кВ)
Суммарное сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания (К-2) в относительных базисных единицах составляет:
где -сопротивление трансформатора ГПП в относительных и базисных единицах:
Предварительно выбираем выключателя для В2 В3 В4.
МГГ-10-2000500 с номинальными и расчетными данными:
для линий отходящих от шин ГПП при 6 и 10 кВ ВМП-10П с номинальными и расчетными данными:
Величины Imax раб для отходящих линий по данным табл. 1.5.
В) Электроснабжение завода на напряжении U=11020 11010 и 1106 кВ.
Схема замещения. Точка К-2 (электроснабжение завода на U=11020 11010 1106кВ).
Предварительно выбираем следующие выключатели: для В2 В3 В4 и линий отходящих от шин ГПП при U=20кВ ВМП-20 с номинальными и расчетными данными:
Для В2 В3 В4 при U=6кВ МГГ-10 2000500 с номинальными и расчетными данными:
Для В2 В3 В4 при U=10кВ ВМП-10 с номинальными и расчетными данными:
Для данных отходящих от шин ГПП при U=6кВ и U=10кВ ВМП-10П с номинальными и расчетными данными:
5 Определение сечений кабельных линий распределительной сети 6÷20кВ
Линия Л-4 РУ-2 ГПП Uн=6кВ (вар.1)
Линия Л-4 предназначения для питания потребителей 1 и частично II и III категорий 10 11 22 21 13 и 18 цехов выполняется двумя рабочими кабелями в целях обеспечения требуемой бесперебойности питания.
)По нагреву расчетным током
Расчетный ток нормального режима работы (на два) равен:
Расчетный ток послеаварийного режима работы (на один кабель) равен:
Выбираем сечение кабеля по нормальному режиму работы (Sн=2х150 мм2) и проверяем его по условиям послеаварийного режима работы:
S=2 Iдоп=600 А (при прокладке в траншее двух кабелей).
Условия проверки кабеля по нагреву расчетным током следующие:
где – допустимый по условиям нагрева ток для кабеля с алюминиевыми жилами S=2x150 мм2 (U=6кВ при прокладке в траншее четырех кабелей сечением по 150 мм2).
k- поправочный коэффициент на число работающих кабелей лежащих рядом в земле при расстоянии в свету между ними 100 мм.
По условиям допустимого нагрева и с учетом возможной перегрузки на 30% для кабеля с бумажной изоляцией (напряжением до 10 кВ) Sн=2х150 мм2:
Следовательно имеем:
Таким образом выбранное сечение Sн=2х150 мм2 удовлетворяет условиям как норм. так и аварийного режимов работы.
)По условию механической прочности:
)По условиям коронирования кабелей принимаем минимально допустимое сечение
)По допустимой потере U в норм. (ΔUдоп=5%) и аварийном (ΔUдоп=10%) режимах работы проверяется сечение Sн=2х150 мм2.
Используем данные таблицы по которым определяем lΔU1%=0.56 км для сечения Sн=2х150мм2 l=0.08 км- длина линии Л-4 РУ-2 ГПП.
Таким образом выбранное сечение линии Л-4 Sн=2х150 мм2 соотв. Всем условиям.
Выбор сечения кабеля по условиям экономической целесообразности
Для нахождения Sэц намечается несколько стандартных сечений кабеля: 2х150; 2х185; 2х240 мм2 и т.д. сводим в табл. 1.6.
Продолжение табл. 1.6.
Определяем Sэц по формуле:
S1=2 З1=053 т.рубгод; ΔЗ1= -003; ΔS1=80;
S2=3 З2=050 т.рубгод; ΔЗ2=001; ΔS2=30;
S3=2 З3=051 т.рубгод; ΔЗ’1=110;
Принимаем ближайшее меньшее Sэц=2х185 мм2.
Выбор экономически целесообразного сечения распределительных линий З=f(S).
По величинам затрат и сечений построена кривая З=f(S). Выбор сечений остальных линий распределительной сети 6-20 кВ аналогичен и сведен в табл. 1.7.
Поправ. Коэф. Прокл. Кабеля
Продолжение таблицы 1.7.
Сечении кааб. выбр. по усл. доп. наргева мм2
Сечение выбр. по мех. проч. мм2
Сеч. выбр. по потр. нагр. мм2
Эконом. целесообр. сечения мм2
Марка и сечение окон. выбр. кабеля мм2
Технико-экономические показатели трансформаторов связи с энергосистемой
Капитальные затраты:
Стоимость двух трехобмоточных трансформаторов типа ТДТ-16000110 при наружной установке:
KT=2*682=1364 тыс.руб.
Стоимость двух вводов с разъединителями и короткозамыкателем устанавливаемые в ОРУ-110кВ на железобетонных конструкциях:
Kр.к=2*476=952 тыс.руб.
Суммарные капитальные затраты:
КΣ=Кт+Кр.к=1364+952=1459 тыс.руб.
Полная расчетная мощность трансформаторов на ГПП составляет 18640 кВА. Нагрузка на один трансформатор составляет 9320 кВА.
Считаем что обмотка U загружена на 100% среднего -60% и низшего -40% тогда коэффициент загрузки обмоток равен:
Потребление мощности охлажд. установки принимаем =12 кВт.
Приведенные потери холостого хода:
Напряжение к.з. соотв. По обмоткам высшего среднего и низшего напр.:
Приведенные потери к.з. определяются:
Приведенные потери мощности в одном трехобмоточном трансформаторе:
Потери мощности в двух трансформаторах ГПП:
На основании результатов расчетов составляем итоговую таблицу технико-экономических показателей. Как наиболее рациональный принимается вариант системы электроснабжения с напряжением питающих и распределительных сетей 20 кВ.
Т.к у нас имеются потребители электроэнергии 6 кВ то предусматриваем дополнительные трансформатора типа ТМ-206 мощностью 1600 кВА каждый расчетная мощность ТП-3–1994 кВа:
ТП-4 (цех №18); Pp=1920 кВт; Qp=1440 квар; Sp=2400 кВА. Намечаем к установке 2 трансформатора по 1600 кВА каждый с коэффициентом загрузки:
ТП-6; Рр=1575 кВт; Qp=1181 квар.; Sp=1968 кВА. Намечаем к установке 2 трансформатора по 1600 кВА каждый с коэффициентом загрузки:
Кап. затраты к тыс. руб.
Годовые эксп. Расходы
Год. Расч. Завтр. тысю рубгод
Потери Эл. Энергии ΔЭа т.кВтгод
Выход цв. метал. Сцм.
Система внеш. электроснабжения
Тр-ры связи с электросистемой
Система внутр. электроснабжения
Система электроснабжения завода
Выбр. система электроснабжения
Принимается как наиболее рациональный вариант системы электроснабжения 35 кВ и распределительных сетей 6 кВ.
Краткое описание принятой системы электроснабжения
Электроснабжение завода осуществляется от пст энергосистемы по двум воздушным линиям 35 кВ выполненным проводом марки «АС» сечением 185 мм2 на железобетонных промежуточных и металлических анкерных опорах с тросом.
На ГПП открыто установлены 2 трехобмоточных трансформатора типа ТД-1600035. На стороне 35 кВ принята упрощенная схема без выключателей с минимальным количеством аппаратуры (разъединители и короткозамыкатели) РУ-6 выполнено из шкафов распредустройств закрытого типа.
На стороне 6 кВ предусмотрена одинарная система шин секционированная масляным выключателем с устройством автоматического включения резерва (АВР).
Распределительные устройства РУ-1 РУ-2 РУ-3 получают питание от ГПП по радиальной схеме с резервированием.
Распределительные сети напряжением до выше 1000 В по территории завода прокладываются в кабельных траншеях.
5 Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов КЗ производится для выбора и проверки эл.аппаратов изоляторов и токоведущих частей.
Расчетная схема Схема замещения
Принимаем базисные условия: (точки К-1 К-2)
Базисная мощность Sб=Sc=600 МВА;
Базисное напряжение Uб=Uср=63 кВ
Расчет сопротивлений элементов системы электроснабжения в относительных единицах.
Сопротивление системы:
Сопротивление воздушной линии ЛЭП-35 кВ
где х0=04 Омкм–реактивное сопротивление 1 км дл.
Сопротивление трансформаторов системы:
(из расчета системы внешнего электроснабжения)
Сопротивление трансформаторов ГПП:
Сопротивление кабельной линии ГПП-РУ-1
r0=0.08 Омкм; х0=007 Омкм.
Сопротивление от источника питания до точки КЗ К-1
ХΣ=х1+х2+х3+х4=08+161+0785+30=62
Имеем RΣ113XΣ1 следовательно активное сопротивление при расчете токов КЗ не учитываем.
Так как ХΣ>3 то периодическая слагающая тока КЗ для всех моментов времени одинакова и равна:
Iу=Ку*√2*I’’=1.8√2*8.9=22.7 кА
где Ку– ударный коэффициент принимаемый =18
наибольшее действующее значение тока КЗ за первый период от начала процесса КЗ:
Мощность трехфазного КЗ для произвольного момента времени:
Сопротивление от источника питания до точки КЗ К-2
ХΣ2=х1+х2+х3+х4+х5=08+161+0785+30+0267=65
RΣ2=R3+R5=033+03=063
Имеем RΣ213XΣ2 следовательно активное сопротивление при расчете токов КЗ не учитываем.
Iу=Ку√2*I’’=1.8√2*8.45=21.6 кА
где Ку– ударный коэффициент принимаемый =18.
Наибольшее действующее значение тока КЗ за первый период от начала процесса КЗ:
6 Выбор выключателей
Проверяем предварительно выключатели типа МГГ-10-2000500.
Расчетная точка КЗ- точка К-1.
Расчетный ток термической устойчивости определяется по формуле:
где tнт–время к которому отнесен номинальный ток термической устойчивости выключателей принимаем =10с;
tп–приведенное время КЗ с.
Учитывая время срабатывания защиты принимаем действительное время отключ. КЗ (t) равным 15с. Следовательно
Выбираем к выключателю провод типа ПЭ-2.
7 Выбор разъеденителей
Выбор разъединителей в цепи предохранителей линии РУ-1-ТП-3 выполняется аналогично выбору выключателей и сводится в табл.1.9.
Проверяемая величина
Тип предохр. разъед.
Номин. парам. пред. разъед.
Формулы для проверки и расчета
Ном.ток. терм.уст..кА
Выбор и проверку шин ГПП выполняем по максимальному рабочему току (Imax p) термический устойчивости (Sт уст) допустимому напряжению в шине на изгиб (доп).
Дополнительный допустимый ток определим:
где I’доп–длительно допустимый ток для одной полосы при tш=700С tв=250С и расположении шин вертикально
к1–0 поправочный коэффициент длительно допустимого тока;
к3–поправочный коэффициент при tв отличном от 250С.
Выбираем окрашенные однополосные прямоугольные алюминиевые шины сечением 100х10 мм (S=1000 мм2) расположенные горизонтально с длительно допустимым током Iдоп’=1820 А;
Iдоп=095*1*1*1820=1730 А.
Расчетное напряжение в шине на изгиб определяется по формуле:
где f-сила взаимодействия между шинами разных фаз кг*с;
L–расстояние между опорными изоляторами принимаемое =90 см;
W–момент сопротивления сечения см3.
f=1.75*10-2*(t2a)=1.75*10-2*(21.6225)=0.33 кг*с;
W=0.17*bh2=0.17*1*102=17 см2;
Выбор и проверку шин сводим в табл. 1.10.
Расчетные параметры
Длительный допустимый ток А
Сечение шины (проверка по термич.уст.)
Допуст.нагр.в шине на изгиб кгсм2
Условия в одн.мех.резон
РАСЧЕТ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 04 КВ
1. Обоснование схемы
Распределительные сети 04 кВ выполняются воздушными (при питании потребителей от однотрансформаторных подстанций) и кабельными (при питании потребителей от двухтрансформаторных подстанций). На однотрансформаторных подстанциях на отходящих линиях устанавливаются автоматы а на двухтрансформаторных подстанциях на отходящих линиях – блоки рубильник-предохранитель.
Распределение электрической энергии осуществляется по сетям имеющим различные схемы. Построение схемы зависит от ряда факторов:
- мощность потребителя;
- его категории по надёжности электроснабжения;
- территориального размещения электроприёмника по отношению к подстанции.
Для подключения потребителей 2 категории надёжности (общежития педагогического училища школы детского сада) используют радиальную схему в которой электрическая энергия передаётся от трансформаторной подстанции прямо к потребителю без ответвлений на пути для питания других потребителей. Для этого к каждому зданию от разных секций шин ТП прокладывают по одному кабелю. Два пятиэтажных дома подключены по кольцевой схеме. Для этого от трансформаторной подстанции прокладывают по одному кабелю к каждому дому и между ними прокладывается две перемычки которые позволяют не нарушать электроснабжение любого дома при выходе из строя одного из кабелей.
Электроприёмники пристроенного к жилому пятиэтажному дому магазина подключаются отдельными линиями от вводно-распределительного устройства этого дома.
Электроснабжение двухэтажных жилых домов выполняется кабельными линиями по схеме двойной магистрали с односторонним питанием.
2. Расчёт электрических нагрузок
Расчет электрических нагрузок для системы электроснабжения 04 кВ производится аналогично пункту 1.2.
Расчетные электрические нагрузки от жилых квартир на вводах в здания на линиях питающих жилой дом или группу жилых домов определяется по таблице 1.1.:
где Руд. кв. – удельная расчетная нагрузка электроприёмников квартир (домов) кВтквартиру; n – число квартир (домов).
Расчетная реактивная нагрузка на вводах жилых домов определяется по формуле:
где - коэффициент реактивной нагрузки по таблице 1.2.
2.1 Расчет электрических нагрузок ТП1
Нагрузки кабельных линий 04 кВ.
Линия 1 используется для питания школы на 650 учащихся. Расчетная активная и реактивная нагрузки:
Рр = 014 650 = 91 кВт; Qp = 91 033 = 3003 кВт.
Полная нагрузка линии с учетом уличного освещения:
Линия 2 используется для питания двух пятиэтажных домов №15 до 45 квартир и №25 на 90 квартир и пристроенного магазина №1 на 5 рабочих мест.
Расчетная активная и реактивная нагрузки домов:
Рр.д. = (45 + 90) 1451 = 19589 кВт;
Qр.д. = 19585 02 = 39178 кВар.
Магазин №1: Ррм = 2 5 = 10 кВт; Qрм = 10 088 = 88 кВар.
Нагрузки неоднородных потребителей суммируются табличным методом путем сложения большей нагрузки с табличной добавкой Р соответствующей меньшей нагрузке (таблица 42.7. Федоров).
Полная нагрузка линии:
С учетом уличного освещения:
Линия 3 – для питания двух пятиэтажных домов с электрическими плитами №17 и №19 на 60 квартир и пристроенного магазина №2 на 2 рабочих места.
Расчетная активная и реактивная нагрузки домов и магазина:
Рр.д. = (60 + 60) 1472 = 17664 кВт;
Qр.д. = 17664 02 = 3533 кВар;
Ppm = 2 2 = 4 кВт; Qpm = 4 088 = 352 кВар.
Неоднородные нагрузки суммируются попарно:
С учетом уличного освещения: кВ А.
Линия 4 – для питания детского сада №1 на 300 мест. Расчетная активная и реактивная и полная нагрузки:
Рр = 04 300 = 120 кВт; Qp = 025 120 30 кВар.
Нагрузка на шинах 04 кВ ТП1.
2.2 Расчет электрических нагрузок ТП2
Нагрузки воздушных линий напряжением 04 кВ.
Линия 1 используется для питания 11 частных домов с газовыми плитами. Расчетная активная и реактивная нагрузки:
Pp = 11 2833 = 3116 кВт; Qp = 3116 029 = 9036 кВар.
Линия 2 – для питания 14 частных домов с газовыми плитами. Расчетная активная реактивная и полная нагрузки:
Pp = 14 25 = 35 кВт; Qp = 35 029 = 1015 кВар.
Линия 3 – для питания 25 частных домов. Расчетная активная реактивная и полная нагрузки:
Pp = 25 188 = 47 кВт; Qp = 47 029 = 1363 кВар.
Нагрузка на шинах 04 кВ ТП2.
Активная и реактивная нагрузки:
Рр = (11 +14 + 25) 15 = 75 кВт; Qp = 75 029 = 2175 кВар.
Полная нагрузка на шинах ТП:
2.3 Расчет электрических нагрузок ТП3
Нагрузка воздушных линий напряжением 04 кВ.
Линия 1 используется для питания 31 частного дома с газовыми плитами. Расчетная активная реактивная и полная нагрузки:
Pp = 31 1768 = 548 кВт; Qp = 15892 кВар.
Линия 2 – для питания 33 частных домов с газовыми плитами.
Pp = 33 173 = 579 кВт; Qp = 5709 029 = 1656кВар.
Активная реактивная и полная нагрузки на шинах 04 кВ ТП:
Рр = (31 + 33) 1372 = 878 кВт;
Qp = 878 029 = 2546 кВар;
2.4 Расчет электрических нагрузок ТП4
Линия 1 используется для питания 56 частных домов с газовыми плитами.
Pp = 56 144 = 8064 кВт; Qp = 8064 029 = 2339 кВар.
Линия 2 – для питания 55 частных домов с газовыми плитами.
Pp = 55 145 = 7975 кВт; Qp = 7975 029 = 2313 кВар.
Рр = (56 + 55) 1119 = 12423 кВт;
Qp = 12423 029 = 3603 кВар;
2.5Расчет электрических нагрузок ТП5
Линия 1 используется для питания 60 частных домов с газовыми плитами.
Pp = 60 14 = 84 кВт; Qp = 84 029 = 2436 кВар.
Линия 2 – для питания 56 частных домов с газовыми плитами.
Рр = (60 + 56) 1114 = 12922 кВт;
Qp = 12923 029 = 3747 кВар;
2.6 Расчет электрических нагрузок ТП6
Линия 1 используется для питания 49 частных домов.
Pp = 49 151 = 7399 кВт; Qp = 7399 029 = 21457 кВар.
Линия 2 – для питания 65 частных домов.
Pp = 65 1366 = 8879 кВт; Qp = 8879 029 = 25749 кВар.
Рр = (49 + 65) 1238 = 14113 кВт;
Qp = 14113 029 = 4093 кВар;
2.7 Расчет электрических нагрузок ТП7
Линия 1 используется для питания 8 коттеджей с электрическими плитами.
Ppк = 8 97 = 776 кВт; Qpк = 776 02 = 1552 кВар.
Линия 2 – для питания 42 частных домов с газовыми плитами.
Ppд = 42 158 = 6636 кВт; Qp = 6636 029 = 1924 кВар.
Рр = 776 + 4543 = 12303 кВт;
2.8 Расчет электрических нагрузок ТП8
Линия 1 используется для питания детского сада №2 на 80 мест.
Pp.д.с. = 80 04 = 32 кВт; Qp.д.с. = 32 025 = 8 кВар.
Линия 2 – для питания магазина №3 на 4 рабочих места.
Pp.м. = 2 4 = 8 кВт; Qp.м. = 8 088 = 704 кВар.
Линия 3 – для питания 20 частных домов с газовыми плитами.
Pp.д. = 20 21 = 42 кВт; Qp.д. = 42 029 = 1218 кВар.
Нагрузка на шинах 04 кВ ТП.
Рр = 624 + 48 = 672 кВт;
Qp = 1698 + 422 = 212 кВар;
Полная расчетная нагрузка:
2.9 Расчет электрических нагрузок ТП10
Линия 1 используется для питания 45 частных домов с газовыми плитами. Расчетная активная реактивная и полная нагрузки:
Рр = 45 155 = 6975 кВт;
Qp = 6975 029 = 2023 кВар;
2.10 Расчет электрических нагрузок ТП9
Линия 1 используется для питания училища на 250 учащихся. Рассчитывается активная и реактивная нагрузки:
Рру. = 04 250 = 100 кВт;
Qpy = 100 075 = 75 кВар;
Линия 2 для питания общежития на 150 мест. Расчетная активная реактивная и полная нагрузки:
Рро. = 04 150 = 60 кВт;
Qpо. = 60 033 = 198 кВар;
Линия 3 – для питания трех двухэтажных домов №134 и №132 на 16 квартир и №130 на 18 квартир с электрическими плитами. Расчетная активная и реактивная нагрузки:
Рр = (16 2 + 18) 235 = 117 5 кВт; Qp = 1175 02 = 235 кВар;
Полная нагрузка линии: Sp = 11983 кВ А;
Линия 4 – для питания трех двухэтажных домов №142 на 18 квартир №144 на 14 квартир №152 на 21 квартиру. Расчетная активная реактивная и полная нагрузки:
Рр = (18 + 14 + 21) 2275 = 120 58 кВт;
Qp = 12058 02 = 2411 кВар;
Sp = 12297 кВ А; кВ А с учетом уличного освещения .
Линия 5 – для питания трех двухэтажных домов №148 №154 №150 на 16 квартир. Расчетная активная реактивная и полная нагрузки:
Рр = (16 3) 24 = 115 2 кВт; Qp = 1152 02 = 2304 кВар;
Sp = 11748 кВ А; кВ А.
Линия 6 – для питания трех двухэтажных домов №140 и №136 на 16 квартир и №138 на 18 квартир:
Sp = 11983 кВ А; кВ А.
3. Расчет электрической сети
3.1. Расчет сечений воздушных и кабельных линий
Выбор сечения проводов и жил кабелей по нагреву и потере напряжения.
Все проводники электрической цепи проверяются по допустимому нагреву током нагрузки. Для выбора сечений и проверки проводов и кабелей пользуются таблицами приведенными в ПУЭ. Выбирается такое сечение проводов и жил кабелей для которых с учетом условий прокладки выполняется соотношение:
где Iдд – длительно допустимый ток для данного сечения проводника А; Ip – расчетный ток нагрузки А.
При передаче электрической энергии по сети вследствие сопротивления проводов и жил кабелей происходят потери напряжения. Напряжение уменьшается по направлению линии от источника питания к потребителю.
Потерей напряжения на каком-либо участке сети называют алгебраическую разность между величинами напряжения в начале и в конце этого участка сети.
Для обеспечения у электроприемников напряжения близкого к номинальному при котором электроприемники имеют наилучшие технико-экономические показатели следует выбранные по нагреву сечения проводов и жил кабелей проверить и по потере напряжения. Величина потери напряжения принимается из таких условий чтобы отклонения напряжения от номинального на зажимах электроприемников не выходили за допустимые пределы.
На зажимах основной массы коммунально-бытовых приборов допускаются отклонения напряжения в пределах ± 5% номинального.
Если потери напряжения при выбранных сечениях превосходят допустимые то следует увеличить сечения проводов и повторить расчет.
3.1.1 Трансформаторная подстанция 1
Расчетный ток кабельных линий 04 кВ.
Для прокладки используется кабель ААБ 2л – кабель с алюминиевыми жилами с бумажной изоляцией в алюминиевой оболочке с броней из стальных лент с подушкой.
С учетом понижающего коэффициента при двух кабелях прокладываемых в земле определяется длительно допустимый ток. По таблице 1.3.26 k = 09 [ПУЭ]:
Iдд = 165 А для сечения 50 мм2 по таблице 1.3.16 [ПУЭ]
Iдд k = 165 09 = 1485 А 14624 1485 А
Это сечение удовлетворяет условию нагревания значит принимается кабель с сечением жил 50 мм2.
Допустимая потеря напряжения принимается равной 5% от номинального напряжения.
Для пересчета допустимой потери напряжения заданной в процентах номинального напряжения () в потерю напряжения выраженную в вольтах () и обратно используют формулы:
где - допустимая потеря напряжения в линии В - номинальное напряжение в сети В (для трехфазной линии - междуфазное напряжение).
В. Длина линии l = 100 м.
Трехфазная линия с нагрузкой на конце. Потеря напряжения в линии:
где r P Q – активная (кВт) и реактивная (кВар) расчетные мощности в линии; l – длина линии км.
r x – определяются для сечения 50 мм2 по таблицам П1 и П2
Потеря напряжения не выходит за пределы 5%. Выбранное сечение по нагреву проходит и по потере напряжения.
А. При сечении 185 мм2 длительно допустимый ток:
Iдд = 345 А. По таблице 1.3.26. k = 092; Iдд k = 345 092 = 3174 А;
6 3174 А. Это сечение удовлетворяет условию нагревания значит принимаем кабель с сечением жил 185 мм2.
Расчет потери напряжения
По потери напряжения проверяются первый кабель который питает дом №25 и второй кабель который питает дом №15 с пристроенным магазином. Длина кабеля в обоих случаях одинакова и равна 138 метрам.
Потеря напряжения в линии:
Потеря напряжения не выходит за пределы 5% значит выбранное сечение по условию нагрева проходит и по потери напряжения.
А. При сечении 185 мм2 длительно допустимый ток:
Iдд = 345 А. По таблице 1.3.26. [ПУ] k = 09; Iдд k = 345 09 = 3105 А 27963105А. Это сечение удовлетворяет условию нагревания значит принимается кабель с сечением жил 185 мм2.
Расчет потери напряжения
По потери напряжения проверяется первый кабель который питает дом №19 и второй кабель который питает дом №17 с пристроенным магазином. Длина кабеля в обоих случаях одинакова и равна 70 метров. Потеря напряжения в линии:
А. При сечении 95 мм2 длительно допустимый ток:
Iдд = 240 А; Iдд k = 240 09 = 216 А 19167 216 А. Это сечение удовлетворяет условию нагревания принимается кабель с сечением жил 95 мм2.
Длина линии 100 метров. Потеря напряжения в линии:
3.1.2 Трансформаторная подстанция 2
Расчетный ток воздушных линий 04 кВ.
А. Линия выполнена алюминиевыми проводами типа А-25. При сечении 25 мм2 длительно допустимый ток Iдд = 136 А по таблице 1.3.29 [ПУЭ]. 493 136 А.
Расчет по потери напряжения
Линия с ответвлениями. При выполнении отдельных следующих друг за другом участков линии потери напряжения для каждого участка подсчитываются отдельно а затем потери напряжения арифметически суммируются.
Для сечения 25 мм2 по таблицам П1 и П2: r = 128 Омкм х = 036 Омкм. На участке OD нагрузка равномерно распределена поэтому длина линии:
Потеря напряжения на участке АВ определяется как сумма всех потребителей подключения к точке В.
Потеря напряжения выходит за пределы 5% значит увеличивается сечение до 50 мм2 r = 064 Омкм х = 033 Омкм.
Потеря на участке ВС:
Полная потеря напряжения:
Потеря напряжения не выходит за пределы 5%. Поэтому принимается перевод сечением 50 мм2.
Линия 2 Iр= 5537 А линия выполнена проводами типа А. При сечении 25 мм2 длительно допустимый ток Iдд = 136 А. 5537 136 А. Линия с равномерно распределенной нагрузкой на части рассчитываемой линии.
На участке ВС равномерно распределены 14 потребителей мощностью 35 кВт и 1015 кВар.
Для сечения 25 мм2: r = 128 Омкм; х = 036 Омкм. Потеря напряжения в линии: В или 94%. Потеря напряжения выходит за пределы 5% значит увеличивается сечение до 70 мм2 тогда r = 046Омкм х = 033 Омкм. Значит
В или 377%. Потеря напряжения меньше 5% поэтому принимается провод сечением 70 мм2.
А. При сечении 25 мм2 длительно допустимый ток:
Iдд = 136 А; 7435 136 А.
Линия с нагрузками вдоль линии.
На участке ВЕ равномерно распределены потребители мощностью 36 кВт и 1044 кВар. На участке CF равномерно распределены потребители мощностью 2967 кВт и 86 кВар. При сечении 25 мм2:
r = 128 Омкм; х = 036 Омкм.
Потеря напряжения в линии на участке АВ:
В. На участке ВС потеря напряжения – 525%. Потеря напряжения больше 5% значит увеличивается сечение
Потеря напряжения меньше 5% поэтому принимается сечение провода 70 мм2.
3.1.3 Трансформаторная подстанция 3
Расчет сечений проводов ТП3 сводится в таблицу 2.1.
На участках BF CO DE нагрузки распределены равномерно поэтому
Таблица 2.1-Расчет сечений проводов
3.1.4 Трансформаторная подстанция 4
Расчет сечений проводов ТП4 сводится в таблицу 2.2.
– наибольшая потеря напряжения (удаленный участок линии).
Sконеч. – окончательно принятое сечение.
Таблица 2.2-Расчет сечений проводов
3.1.5 Трансформаторная подстанция 5
Расчеты потери напряжения по участкам сведены в таблицу 2.3. Расчет сечений проводов ТП5 сводится в таблицу 2.4.
Таблица 2.3 – Расчеты потери напряжения
Актив. мощн. линии кВт
Реакт. мощн. линии кВар
Длина линии на участке км
Таблица 2.4-Расчет сечений проводов
3.1.6 Трансформаторная подстанция 6
Расчет потери напряжения по участкам сведены в таблицу 2.5.
Расчет сечений проводов ТП6 сводится в таблицу 2.6.
Таблица 2.5 – Расчеты потери напряжения
Таблица 2.6-Расчет сечений проводов
3.1.7 Трансформаторная подстанция 7
Расчеты потери напряжения по участкам сведены в таблицу 2.7. Расчет сечений проводов ТП7 сводится в таблицу 2.8.
На участке CD равномерно распределены 6 потребителей.
Таблица 2.7-Расчет потери напряжения
Таблица 2.8-Расчет сечений проводов
3.1.8 Трансформаторная подстанция 8
Расчеты потери напряжения по участкам сведены в таблицу 2.9. Расчеты сечений проводов ТП8 сводится в таблицу 2.10.
Линия 1 с нагрузкой на конце. Длина линии 96 метров. Линия 2 с нагрузкой на конце. Длина линии 56 метров.
Таблица 2.9-Расчет потери напряжения
Таблица 2.10-Расчет сечений проводов
3.1.9 Трансформаторная подстанция 9
Линия 1 с нагрузкой на конце. Длина линии 190 метров. Линия 2 с нагрузкой на конце. Длина линии 200 метров. Расчеты потери напряжения по участкам сведены в таблицу 2.11. Расчеты сечений кабелей сведены в таблицу
Таблица 2.11-Расчет потери напряжения
Таблица 2.12-Расчет сечений жил кабелей
3.1.10 Трансформаторная подстанция 10
Расчеты потери напряжения по участкам сведены в таблицу 2.13. Расчеты сечений проводов ТП10 сведены в таблицу 2.14.
Таблица 2.13-Расчет потери напряжения
Таблица 2.14-Расчет сечений проводов
Таблица 2.15 - Сводная таблица
Расчетный ток линии А
Номинальный ток выключателя А
Номинальный ток расцепителей А
ВА 52-39 (секционный)
Выбор коммутационной и защитной аппаратуры
Выбор рубильников ТП1 (отходящие линии)
Условия выбора приведены в таблице 2.15.
Uн.уст = 380 В; Iр л1 = 14624 А; Iр л2 = 316 А; Iр л3 = 2796 А; Iр л4 = 19167 А.
Выбирается рубильник типа Р по таблице 30.1 [5].
Uн = 380 В; Iн(л1 Л4) = 250 А; Iн(л2 л3) = 400 А; Вк = 120 кА2 с; Вк = 240 кА2 с.
Выбор предохранителей ТП1 (отходящие линии)
Условия выбора предохранителей приведены в таблице 2.16.
Iр л1 = 14624 А; Iр л2 = 316 А; Iр л3 = 2796 А; Iр л4 = 19167 А.
Выбираются предохранители типа ПН-2-250 и ПН-2-400. Inn л1 = 250 А;
Inb л1 = 150 А; Inn л2 = 400 А; Inb л2 = 400 А; Iно(250) = 40 кА; Inn л3 = 400 А;
Inb л3 = 300 А; Inn л4 = 250 А; Inb л4 = 200 А; Iно(400) = 25 кА.
Выбор рубильников ТП9 (отходящие линии)
Iр л1 = 18992 А; Iр л2 = 9599 А; Iр л3 = 18207 А; Iр л4 = 18684 А; Iр л5 = 1785 А; Iр л5 = 18207 А.
Данные рубильника типа Р:
Iн(л1 л3 л4 л5 л6) = 250 А; Iн (л2) = 100 А. Вк = 120 кА2 с; Вк = 50 кА2 с.
Выбор предохранителей ТП9 (отходящие линии)
Iр л1 = 18992 А; Iр л2 = 9599 А; Iр л3 = 18207 А; Iр л4 = 18684 А; Iр л5 = 1785 А;
Данные предохранителя типа ПН-2-100 и ПН-2-250.
Inn(л1 л3 л4 л5 л6) = 250 А; Inn (л2) = 100 А; Inb(л1 л3 л4 л5 л6) = 200 А; Inb (л2) = 100 А;
Iно(250) = 40 кА; Iно(100) = 50 кА.
Выбор автоматических воздушных выключателей (отходящих линий)
Автоматы выбирают по номинальному напряжению и току; номинальному току расцепителя. Условия выбора приведены в таблице 2.16.
Таблица 2.16 - Выбор автоматов
4. Проверка оборудования на действие токов коротких замыканий
Расчет токов К3 необходим для выбора по отключающей способности защитно – коммутационных аппаратов для проверки на стойкость к токам К3 силового электрооборудования.
При расчете токов К3 в электроустановках напряжением до 1 кВ в общем случае необходимо учитывать активные и индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи в том числе: проводников кабелей длиной 10 м и более переходных контактов аппаратов (автоматических выключателей рубильников) [21].
Расчет токов К3 на напряжение до 1кВ выполняется в именованных единицах.
Сопротивления элементов системы электроснабжения высшего напряжения приведенное приводят к низшему напряжению по формуле:
где хн – сопротивление элемента системы электроснабжения высшего напряжения приведенное к низшему напряжению; хв – сопротивление элемента системы электроснабжения высшего напряжения;
Uн.в. Uнн – соответственно номинальные напряжения высшей и низшей ступеней [22].
Начальное действующее значение периодической составляющей трехфазного тока К3 определяется по формуле:
где Ucн – среднее номинальное линейное напряжение ступени где рассматривается К3 кВ;
r x - суммарное активное и реактивное сопротивление короткозамкнутой цепи мОм.
Ударный ток К3 определяется по формуле:
где ky – ударный коэффициент.
где rн – сопротивление системы высшего напряжения приведенное к напряжению 0.4 кВ; rт rх – активное и индуктивное сопротивление трансформаторов; rдоб – добавочное сопротивление которое для распределительных щитов на подстанциях равно 15 мОм [23].
где - мощность потерь К3 трансформатора; Uн – номинальное линейное напряжение обмотки низшего напряжения кВ; Sнт – номинальная мощность трансформатора кВ А; Uк – напряжение К3 трансформатора %.
Для надежного срабатывания защитного аппарата в возможно короткое время ПУЭ требует чтобы ток однофазного замыкания в установках был не менее трехкратной величины номинального тока плавкой вставки предохранителя или теплового расцепителя автоматического выключателя.
Для проверки срабатывания защитного аппарата при замыкании между фазным и нулевым проводами необходимо определить расчетный ток однофазного короткого замыкания.
Ток однофазного короткого замыкания определяется по приближенной формуле:
где Uф – номинальное фазовое напряжение В; zn – полное сопротивление петли созданной фазным и нулевым проводами до наиболее удаленной точки сети мОм; zт – полное сопротивление трансформатора току короткого замыкания на корпус мОм. [24].
Сопротивление системы электроснабжения высшего напряжения приводятся к низшему напряжению:
Сопротивления трансформаторов ТМ 40010: Uк = 45%; кВт [6]:
Ток короткого замыкания на вводе низшего напряжения ТП. Суммарное реактивное сопротивление до точки К3:
Суммарное активное сопротивление учитывает сопротивление трансформатора сопротивление элементов системы электроснабжения высшего напряжения и переходные сопротивления контактов. Для этого в расчет вводится добавочное сопротивление которое на шинах подстанций равно 15 мОм:
Ток короткого замыкания:
Однофазный ток короткого замыкания рассчитывается для наиболее удаленной точки сети – это дом № 15. Длина линии 138 метров кабель ААБ2л - 3×185 + 1×50. zn = 037 Омкм по таблице 104 [24].
По таблице 8.10 для трансформатора ТМ-400-z(1)т = 56 мОм;
Сопротивление петли фаза-нуль:
Сопротивление трансформаторов ТМ 25010:
Суммарное реактивное сопротивление до точки К3:
Суммарное активное сопротивление:
Ударный ток короткого замыкания:
где ky – ударный коэффициент при точных расчетах определяется в зависимости от отношения результирующих сопротивлений по кривой (рис. 10.3) [2].
по кривой ky = 105; iy = 8.846 кА.
Сопротивление трансформатора ТМ 16010:
Суммарное реактивное и активное сопротивление:
где ky – ударный коэффициент при точках расчета определяется в зависимости от отношения результирующих сопротивлений по кривой (рис. 10.3) [2].
по кривой ky = 106; iy = 6233 кА.
Сопротивление трансформатора ТМ 10010:
по кривой ky = 109; iy = 4274 кА.
Сопротивления трансформаторов ТМ 16010: Uк = 46%; кВт [6]:
Ток короткого замыкания
Суммарное реактивное сопротивление:
Однофазный ток короткого замыкания рассчитывается для наиболее удаленной точки сети – это линия № 1. Длина линии 306 метров воздушная линия ААБ2л - 3×95 + 1×70. zn = 115 Омкм по таблице 107 [24].
Для трансформатора ТМ-160: z(1)т = 141 мОм;
Сопротивления трансформаторов ТМ 10010: Uк = 46%; кВт:
Однофазный ток короткого замыкания рассчитывается для наиболее удаленной точки сети – это линия № 3. Длина линии 460 метров воздушная линия ААБ2л - 3×70 + 1×70. zn = 147 Омкм.
Для трансформатора ТМ-100: z(1)т = 226 мОм;
Таблица 2.17 - Расчет однофазного короткого замыкания
Полное сопротивление цепи фаза-нуль
Полное сопр. тр-ра мОм
Таблица 2.18 -Расчетные значения токов короткого замыкания
Ток короткого замыкания I(3)k кА
Ударный коэффициент kуд.
Ударный ток короткого замыкания iуд. кА
Выбранные по номинальным условиям электрические аппараты необходимо проверить на действие токов коротких замыканий. Условия выбора приведены в таблице 2.19.
Таблица 2.19 - Условия проверки
Техническая характеристика и ее условное обозначение
Номинальный ток электродинамической устойчивости при коротком замыкании iдин.
Номинальный ток отключения Iно
Проверка рубильников
Результаты проверки рубильников сведены в таблицу 2.20.
Таблица 2.20 - Результаты проверки
Ток электродинамической устойчивости iдин. кА
Ударный ток трехфазного короткого замыкания iуд.кА
Проверка предохранителей
Таблица 2.21 - Результаты проверки
Номинальный ток отключения Iно кА
Расчетное действующее значение трех.ф. тока короткого замыкания Iро кА
Выбор рубильников (отходящие линии) и предохранителей
Таблица 2.22 – Результаты проверки
Согласно ПУЭ в установках напряжением до 1000В с глухозаземленной нейтралью для обеспечения быстрого срабатывания защиты от однофазных коротких замыканий ток к.3. I(1) должен быть не менее чем в 3 раза больше номинального тока плавкой вставки предохранителя и в 25 раза больше номинального тока расцепителя автомата. [11].
Выбор автоматов (отходящие линии)
Iнр ≤ I(1) для самой удаленной линии.
Из таблицы видно что выбранные автоматы проходят по условию 25 Iнр ≤ I(1).
5. Конструктивное исполнение
В городских электрических сетях передача и распределение электрической энергии осуществляется по пятипроводной системе номинальным напряжением 380220 В (3фазы нуль и уличное освещение).
Воздушные линии напряжением 380 В выполняются неизолированными проводами типа А.
Потребителем 2-й категории надежности питаются кабелем типа ААБ2л[24].
Вводы в здания оборудованы вводно-распределительными устройствами. ВРУ служат для присоединения внутренних электрических сетей здания к внешним питающим линиям а также для распределения электрической энергии внутри здания и защиты отходящих линий от перегрузок и коротких замыканий [2].
Вводно-распределительные устройства состоят из элементов вводной и распределительной частей в разных сочетаниях [1].
Расстояния между железобетонными опорами – 40 метров.
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА ЛИНИЙ 10 КВ
Электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты предназначенными для:
-автоматического отключения поврежденного элемента от остальной неповрежденной части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей; если повреждение (например замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью) непосредственно не нарушает работу электрической системы допускается действие релейной защиты только на сигнал:
-реагирования на опасные ненормальные режимы работы элементов электрической системы (например перегрузку повышение напряжения в обмотке статора гидрогенератора); в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на отключение тех элементов оставление которых в работе может привести к возникновению повреждения.
С целью удешевления электроустановок вместо автоматических выключателей и релейной защиты следует применять предохранители или открытые плавкие вставки если они:
-могут быть выбраны с требуемыми параметрами (номинальные напряжение и ток номинальный ток отключения и др.);
-обеспечивают требуемые селективность и чувствительность;
-не препятствуют применению автоматики (автоматическое повторное включение - АПВ автоматическое включение резерва - АВР и т. п.) необходимой по условиям работы электроустановки.
При использовании предохранителей или открытых плавких вставок в зависимости от уровня несимметрии в неполнофазном режиме и характера питаемой нагрузки следует рассматривать необходимость установки на приемной подстанции защиты от неполнофазного режима.
Устройства релейной защиты должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповрежденной части системы (устойчивая работа электрической системы и электроустановок потребителей обеспечение возможности восстановления нормальной работы путем успешного действия АПВ и АВР самозапуска электродвигателей втягивания в синхронизм и пр.) и ограничения области и степени повреждения элемента.
Релейная защита действующая на отключение как правило должна обеспечивать селективность действия с тем чтобы при повреждении какого-либо элемента электроустановки отключался только этот поврежденный элемент.
Допускается неселективное действие защиты (исправляемое последующим действием АПВ или АВР):
-для обеспечения если это необходимо ускорения отключения КЗ при использовании упрощенных главных электрических схем с отделителями в цепях линий или трансформаторов отключающими поврежденный элемент в бестоковую паузу.
Устройства релейной защиты с выдержками времени обеспечивающими селективность действия допускается выполнять если:
-при отключении КЗ с выдержками времени обеспечивается выполнение требований 3;
-защита действует в качестве резервной
Надежность функционирования релейной Защиты (срабатывание при появлении условий на срабатывание и несрабатывание при их отсутствии) должна быть обеспечена применением устройств которые по своим параметрам и исполнению соответствуют назначению а также надлежащим обслуживанием этих устройств.
При необходимости следует использовать специальные меры повышения надежности функционирования в частности схемное резервирование непрерывный или периодический контроль состояния и др. Должна также учитываться вероятность ошибочных действий обслуживающего персонала при выполнении необходимых операций с релейной защитой.
Сети 10 кВ выполняются с изолированной нейтралью.
Для таких сетей должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от междуфазных и однофазных замыканий на землю.
Для питающих и разделительных сетей 10 кВ в качестве основной служит максимальная токовая защита 8. От междуфазных замыканий защиту выполняют в двухфазном исполнении (фазы А и С – в предположении что трансформаторы тока защит других элементов сети установлены в тех же фазах). Также для кабельной линии 10 кВ устанавливается защита от замыкания на землю. Для защиты кабельной линии применяем защиту на переменном оперативном токе с зависимой выдержкой времени с использованием реле типа РТ-852.
В качестве источников переменного оперативного тока служат транс-форматоры тока и трансформаторы напряжения.
Расчет МТЗ для защиты питающей кабельной линии на участке пст «Шелковая» - РП.
Максимальный рабочий ток в линии равен 1265 А.
Принимаем к установке трансформаторы тока типа ТПЛ-10-1505 включенных по схеме «неполная звезда».
Находим ток срабатывания защиты:
где Кн – коэффициент надежности обеспечивающий надежное несрабатывание (отстройку) защиты путем учета погрешности реле с необходимым запасом для РГ-852 кн=12;
Кс.з – коэффициент самозапуска зависит от вида нагрузки Кс.з=12 8;
Кв – коэффициент возврата реле Кв=08.
Определяется ток срабатывания реле:
где Ксх – коэффициент схемы для схемы «неполная звезда» Ксх=1;
nтт – коэффициент трансформации трансформатора тока nтт=30.
Выбираем ближайшую уставку тока срабатывания реле – 8А.
Проверяем чувствительность защиты:
Кч>15 – для основной зоны
Чувствительность защиты устраивает.
Расчеты МТЗ линий распределительной сети 10 кВ выполняется аналогично. Результаты расчетов снесены в таблицу 34.
Схема в нормальном режиме
Схема в аварийном режиме
Ячейка отходящей линии
2 Расчет токовой отсечки
Определяется ток срабатывания токовой отсечки:
где Кн – коэффициент надежности учитывающий погрешность в токе срабатывания реле Кн=15 – для реле РТ-85 13;
Iс.о=15*8530=12795 А.
Определяется коэффициент чувствительности:
Токовая отсечка не проходит по чувствительности.
Для защиты данного участка кабельной линии устанавливается дистанционная защита ДЗ-10.
Сопротивление срабатывания определяется по условию обеспечения требуемого коэффициента чувствительности защиты согласно ПУЭ Кч≥15 тогда
где Zл1=084Ом – сопротивление линии.
Рассчитывается коэффициент наклона характеристики α1:
где tс.з – время срабатывания защиты tс.з= tс.р+ tс.вв+Δ t11+003+01=123 с
Рассчитывается уставка по времени:
tуз=09*Zсз*α=09*126*146=17 с
tуз=17 с – уставка находится в пределах возможной уставки (до 6 с)
Сопротивление срабатывания реле:
где nн – коэффициент трансформации трансформаторов напряжения nн=100.
Zс.р=0378 Ом – находится в пределах допустимых уставок защиты ДЗ-10 (01-8 Ом).
Расчеты дистанционных защит линий распределительной сети 10 кВ выполняется аналогично. Результаты расчетов снесены в таблицу 35.
Нормальный режим работы
Аварийный режим работы
Уставки дистанционной защиты отходящих линий выставляются для аварийного режима работы (авария на участке 2-3 или 2-6) линии.
ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ
Повышенное внимание к проблеме БЖД во всех средах обитания объясняется целым рядом факторов. Одним из основных направлений обеспечения безопасности человека помимо экологических аспектов и резкого роста вероятности несчастных случаев в быту остается профилактика производственного травматизма. Важнейшими причинами определяющими необходимость совершенствования сложившейся системы обеспечения БЖД на производстве являются изменение содержания труда и условий его выполнения что в свою очередь сказывается на характере производственного травматизма.
При эксплуатации электроустановок возможны повреждения изоляции нарушения блокировок и другие неисправности которые могут являться причинами аварий и несчастных случаев с людьми. Во избежание подобных случаев охрана труда на энергообъекте должна строго придерживаться существующих правил и норм безопасности труда.
Энергоснабжающие организации особое внимание уделяют перечню вопросов по «Правилам безопасной эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правилам устройства электроустановок» (Приложение_).
1 Защитные меры безопасности
По электроопасности помещения отнесены в основном к категории особо опасных.
Защитные меры в электроустановках направлены на предупреждение несчастных случаев. К числу защитных мер относятся:
- применение малых напряжений;
В производственных переносных электроприемниках с целью повышения безопасности при однофазном прикосновении к токоведущим частям применяются напряжения 12В с питанием от трансформатора 22012 В.
- защитное разделение сетей;
В целях снижения опасности поражения от однофазного прикосновения единую сильноразветвленную сеть с большой емкостью и малым сопротивлением изоляции разделяют через разделительные трансформаторы на ряд небольших сетей такого же напряжения которые обладают незначительной емкостью и высоким сопротивлением изоляции. Применен трансформатор с Кт=1.
- защита от перехода напряжения с высшей стороны на низшую;
В результате замыкания между обмотками силового трансформатора сеть низшего напряжения может оказаться под напряжением выше 1000 В на которое изоляция самой сети и подключенного электрооборудования не рассчитано. Для защиты от этой опасности нейтраль с низшей стороны заземляют или соединяют с землей через пробивной предохранитель. В трансформаторе 22012 В один из проводов вторичной обмотки заземлен.
- контроль изоляции;
Контроль изоляции – измерение ее активного или омического сопротивления с целью обнаружения дефектов и предупреждения замыкания на землю и коротких замыканий. Постоянный контроль изоляции осуществляется вольтметрами в РУ включенными во вторичную обмотку НАМТ и указательным реле РУ включенным в разомкнутый треугольник.
Периодический контроль осуществляется с помощью мегаомметра.
- компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю;
Компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю осуществляется с помощью индуктивного сопротивления путем включения катушки индуктивности между нейтралью трансформатора и землей. Эта мера применяется в сетях выше 1000 В для гашения перемещающейся электрической дуги при замыкании на землю и снижения при этом перенапряжений. Одновременно уменьшается ток замыкания на землю. Компенсация необходима если ток замыкания на землю превышает в сетях напряжением 10кВ – 20 А. В связи с этим в дипломном проекте компенсация не предусмотрена.
- защитное отключение при замыкании на землю на стороне 04 кВ;
Защитное отключение при замыкании на землю на стороне 04 кВ выполняется с помощью МТЗ тепловых реле установленных на автоматических выключателях или плавких вставок предохранителей.
В здании ЗРУ необходимо наличие следующих электрозащитных средств:
а) указатель напряжения – 1 шт.;
б) диэлектрические перчатки – 2 пары;
в) диэлектрические галоши – 2 пары;
г) диэлектрические коврики – 2 шт.;
д) защитные очки – 2 пары;
е) противогаз – 2 шт.;
ж) изолирующие штанги – 1 шт.
- обеспечение недоступности токоведущих частей;
В электроустановках до 1000 В применяются изолированные провода. Другим видом защиты является обеспечение недоступности с помощью ограждения блокировок или расположения токоведущих частей на недоступной высоте или в недоступном месте. Для защиты от прикосновения к частям нормально или случайно находящимися под напряжением применяется двойная изоляция. Разъединители и масляные выключатели имеют электромагнитную и механическую блокировки.
На стороне 04 кВ зануляют металлические корпуса силовых щитов осветительных щитов металлические корпуса светильников.
- технические и организационные мероприятия при допуске к ремонту электроустановок;
В процессе эксплуатации электроустановок проводятся планово-предупредительные ремонты испытания изоляции наладка проводов и т.п. До начала ремонтных и наладочных работ проводится ряд технических и организационных мероприятий обеспечивающих безопасность работ с электроустановками.
Технические мероприятия:
а) Отключение электроэнергии на участке выделенном для проведения работ принятие мер против ошибочного включения;
б) установка временных ограждений и вывешивание предупредительных плакатов типа «Не включать – работают люди»;
в) присоединение к земле переносных заземлителей проверка отсутствия напряжения на токоведущих частях которые должны быть заземлены;
г) наложение заземления (после проверки отсутствия напряжения);
д) ограждение рабочего места и вывешивание плакатов типа «Работать здесь».
Организационные мероприятия:
а) назначение лиц ответственных за безопасное ведение работ;
б) оформление работы нарядом или распоряжением;
в) оформление допуска к работе;
г) надзор за работающими во время выполнения работы;
д) оформление перерывов в работе переводов на другое рабочее место;
е) оформление окончания работы.
- пожарные меры средства и мероприятия;
Закрытые распределительные устройства относятся к категории Г а помещения щитов управления электроподстанций и подстанций – к категории Д. В качестве меры против распространения начавшегося пожара применяют общие или местные противопожарные преграды выполненные из несгораемых материалов.
Помещения и электрооборудованием укомплектованы противопожарным оборудованием и приспособлениями:
а) углекислотные огнетушители ОУ-5 – 4 шт.;
б) ящики с песком – 2 комплекта;
в) щит укомплектованный оборудованием для тушения пожара – 1 шт.
Для обеспечения безопасных условий работы обслуживающего персонала от поражения напряжением прикосновения и шаговым напряжением необходимо все части электрооборудования нормально не находящиеся под напряжением но могущие оказаться под таковым при повреждении изоляции надежно заземлять.
Заземляющее устройство РП принято общим для напряжения 10 и 04 кВ. Сопротивление заземляющего устройства должно быть R3≤4 Ом в любое время года. Заземляющее устройство выполнено углубленными заземлителями из полосовой стали укладываемой в траншею глубиной 07 м по периметру распределительного пункта и вертикальными электродами. Заземляющий контур связан с магистральным заземлением в двух местах. Магистрали заземления выполнены из полосовой стали. В качестве ответвлений от магистралей используются нулевые жилы кабелей и специально прокладываемые стальные полосы.
Расчет искусственного заземления РП 10 кВ с двумя трансформаторами 1004 кВ. Устанавливаем необходимое по 11 сопротивление R3≤4 Ом. Определяем расчетные удельные сопротивления грунта с учетом повышающих коэффициентов которые учитывают высыхание почвы летоми промерзание ее зимой. Удельное сопротивление грунта ρ составляет 70 Омм.
где ρ – удельное электрическое сопротивление грунта Омм;
k –повышающий коэффициент для вертикальных и горизонтальных заземлителей.
ρ расч.в=70*15=105 Ом.м
ρ расч.г=70*30=210 Ом.м
Определяем сопротивление растекания одного вертикального электрода. Возьмем стержень диаметром 12 мм длина стержня 3 м.
d – диаметр пруткам;
t – расстояние от поверхности земли до середины электродам.
Рисунок 13 – Расстояние от поверхности земли до середины электрода
Определяем примерное число вертикальных заземлителей при принятом коэффициенте использования Ки.в.=07
Вертикальные электроды располагаем по контуру РП. Определяем сопротивление растекания горизонтальных электродов из стали 40х4 мм приваренных к верхним концам вертикальных электродов. Периметр контура – 50 м
где Ки.г. – коэффициент использования соединительной полосы в контуре Ки.г.=064 ;
b – ширина полосы м;
t – глубина заложения м.
Уточненное сопротивление вертикальных электродов:
Уточненное число вертикальных электродов:
Проверка сопротивления заземления:
В дипломной работе выполнены электроснабжение и релейная защита завода по металлообработке.
В работе с применением метода сравнения вариантов рассмотрены две схемы электроснабжения и по экономическим соображениям принята магистральная схема с односторонним питанием. Обоснованы мощность тип и месторасположение комплектной трансформаторной подстанции. Обоснованы виды релейной защиты (основная – токовая отсечка резервная – максимальная токовая) и выбраны ее измерительные органы и коммутационная и защитная аппаратура.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Правила устройства электроустановок. 6-е и 7-е издания. Сибирское университетское издательство 2007.
Полный справочник по электрооборудованию и электротехнике (с примерами расчетов): справочное издание Э.А. Киреева С.Н. Шерстнев; под общ. ред. С.Н. Шерстнева. – 2-е изд. стер. – М.: КНОРУС 2013. – 864 с.
Справочное пособие по электрооборудованию и электроснабжению В.П. Шеховцов. – 2-е изд. – М.: ФОРУМ 2011. – 136 с. – (Профессиональное образование).
Расчет и проектирование схем электроснабжения. Методическое пособие для курсового проектирования. – М.: ФОРУМ: ИНФРА-М 2010. – 214 с. ил. – (Профессиональное образование).
Справочная книга для проектирования электрического освещения Г.М. Кнорринг И.М. Фадин В.Н. Сидоров – 2-е изд. перераб. и доп. – СПб.: Энергоатомиздат. Санкт-Петербургское отд-ние 1992. – 448 с.: ил.
Каталог электротехнической продукции IEK [Электронный ресурс]. Режим обращения:
Электроснабжение промышленных предприятий: методические указания к курсовому проектированию сост.: Ю.П. Свиридов С.М. Пестов. – Ульяновск: Ул.ТУ 2005. 40с.
Силовое оборудование защиты и коммутации [Электронный ресурс]. Режим обращения:
Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования под ред. Б.Н. Неклепаева. – М.: ЭНАС 2018. – 144 с
Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования под ред. Ю.Г. Барыбина и др. – М: Энергоатомиздат 1991. – 464 с.: ил. – (Электроустановки промышленных предприятий под общ. ред. Ю.Н. Тищенко и др.)
Расчет и проектирование систем электроснабжения объектов и установок: учебное пособие А.В. Кабышев С.Г. Обухов – Томск: Изд-во ТПУ 2006 – 248 с.
Электрические машины. Справочник: учебное пособие М.М. Кацман – Москва: КНОРУС 2016 – 480 с. – (Среднее профессиональное образование).
Электроснабжение объектов: учеб. пособие для студ. учреждений сред. проф. образования Е.А. Конюхова. – 9-е изд. испр. – М.: Издательский центр «Академия» 2013. – 320 с.
Электроснабжение промышленных предприятий: учебник для студентов высших учебных заведений Б.И. Кудрин. – 2-е изд. – М: Интермет Инжиниринг 2006. – 672 с.: ил.