Электроснабжение щебеночного завода

Размещено на /.

Задание на курсовой проект по теме «Электроснабжение щебёночного завода».

Исходные данные на проектирование:

1. Схема генерального плана завода.

2. Сведения об электрических нагрузках по цехам завода.

3. Питание может быть осуществлено от ТЭЦ мощностью 300 МВА.

Мощность КЗ на шинах 6,3 кВ ТЭЦ равна 370 МВА. На ТЭЦ имеется повышающая подстанция, состоящая из двух раздельно работающих трансформаторов мощностью по 40 МВА напряжением 6,3/115 кВ.

4. Расстояние от ТЭЦ до завода 6 км.

5. Стоимость электроэнергии за 1 кВт•ч задаёт преподаватель.

6. Завод работает в три смены.

Таблица 1 — Электрические нагрузки щебёночного завода.

1. Расчет электрических нагрузок предприятия.

2. Определение расчетных электрических нагрузок предприятия.

3. Определение центра электрических нагрузок.

4. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП.

5. Выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения.

6. Технико-экономическое сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения.

6.1 Технико-экономический расчет первого варианта схемы электроснабжения. Питание от шин ТЭЦ 6 кВ.

6.1.1 Выбор сечения проводов КЛ.

6.1.2 Определение капитальных вложений на сооружение схемы электроснабжения.

6.1.3 Расчет ежегодных издержек на амортизацию, обслуживание и потери электроэнергии.

6.2 Технико-экономический расчет второго варианта схемы электроснабжения. Питание от шин 110 кВ.

6.2.1 Выбор сечения проводов ВЛ.

6.2.2 Определение капитальных вложений на сооружение схемы электроснабжения.

6.2.3 Расчет ежегодных издержек на амортизацию, обслуживание и потери электроэнергии.

7. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом.

компенсации реактивной мощности.

7.1 Выбор оптимального числа цеховых трансформаторов.

7.2 Выбор мощности конденсаторных батарей для снижения потерь мощности в трансформаторах.

8. Компенсация реактивной мощности в сетях напряжением 6−10 кВ.

9. Выбор кабельных линий.

10. Расчет трехфазных токов короткого замыкания.

11. Выбор оборудования.

12. Определение расчетной нагрузки ремонтной базы Список используемых источников Приложение А.

1. Расчет электрических нагрузок предприятия.

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования..

Расчет ведется по установленной мощности и коэффициенту спроса..

Для определения расчетных нагрузок по данному методу необходимо знать установленную мощность группы электроприёмников, коэффициенты мощности и спроса данной группы, определяемые по справочным материалам..

На заданном предприятии оборудование питается от двух классов напряжения. Силовая нагрузка обоих классов определяется аналогично, а на напряжение 0,4 кВ необходимо также рассчитать осветительную нагрузку..

Расчетная силовая нагрузка.

Расчетная осветительная нагрузка.

где К_СО — коэффициент спроса для осветительной нагрузки (2, таблица 2.3);

Р_но — установленная мощность осветительной нагрузки, кВт.

.

где — удельная осветительная нагрузка, отнесенная к площади пола цеха, кВт/м² (2, табл. 2.4); F — площадь пола цеха, м².

Таким образом, полная нагрузка цеха Расчеты проводятся по каждому из цехов предприятия, результаты расчетов приведены в таблице 2.

Таблица 2 — Расчет нагрузок.

2. Определение расчетных электрических нагрузок предприятия Из таблицы 2 полная расчетная мощность нагрузки по 0,4 кВ.

кВА.

Так как цеховые трансформаторы еще не найдены, то потери активной и реактивной мощности в них определим приближенно:

кВт;

квар Оптимальная реактивная мощность, передаваемая из энергосистемы в часы максимума активных нагрузок:

.

квар, где.

кВт.

Мощность компенсирующих устройств:

квар.

Нескомпенсированная мощность на шинах 6−10 кВ ГПП будет равна:

где — коэффициент разновременности максимумов.

Потери активной мощности в батареях статических конденсаторов.

кВт, где — удельные потери в БСК, равные 0,002 (0,2%), кВт/квар.

Активная мощность завода, отнесенная к шинам 6−10 кВ ГПП с учетом разновременности максимумов силовой нагрузки :

Полная мощность на шинах 6−10 кВ ГПП с учетом компенсации реактивной мощности:

кВА.

Потери мощности в трансформаторах ГПП определяем:

кВт;

квар.

Полная расчетная мощность завода на стороне высшего напряжения ГПП:

3. Определение центра электрических нагрузок Главная понижающая подстанция (ГПП) является одним из основных звеньев системы электроснабжения любого промышленного предприятия. Для определения местоположения ГПП при проектировании системы электроснабжения на генплан промышленного предприятия наносится картограмма нагрузок. Картограмма нагрузок предприятия представляет собой размещенные по генплану окружности, причем площади, ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов. Для каждого цеха наносится своя окружность, центр которой совпадает с центром нагрузок цеха.

Радиус окружности определяют по формуле:

.

где — активная расчетная нагрузка i-го цеха, кВт;

— осветительная нагрузка i-го цеха, кВт;

— масштаб.

Картограмма электрических нагрузок позволяет наглядно представить распределение нагрузок по территории завода.

Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга. Угол сектора определяется из соотношения активной суммарной нагрузки цеха и осветительной нагрузки по формуле.

.

Показатели и приведены по цехам в табл.3.

При определении центра электрических нагрузок считается, что нагрузка распределена равномерно по площади цеха. Тогда центр нагрузок цеха будет совпадать с центром тяжести фигуры, изображающей цех в генплане. В этом случае центр нагрузок предприятия можно определить по формулам:

где x_i, y_i — координаты центра электрической нагрузки i-го цеха.

Расчет центра нагрузок приводится в табличной форме (см. табл. 3).

Таблица 3 — Расчёт центра нагрузок.

4. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП Наиболее часто ГПП промышленных предприятий выполняются двухтрансформаторными. Одно или трех трансформаторные подстанции используются гораздо реже и требуют более серьезного технико-экономического обоснования.

Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учетом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности. В послеаварийном режиме, при отключении одного трансформатора, для надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.

Если на ГПП устанавливаются два трансформатора, то номинальная мощность каждого из них определяется по условию:

кВА, где К_З — коэффициент загрузки трансформатора.

Согласно (2, табл. 3.6), выбираем два одинаковых трансформатора ТД — 10 000/110.

Проверяем коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах:

;

Таблица 4 — Каталожные данные трансформатора.

5. Выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения Номинальное напряжение — один из важнейших пространственных параметров системы электроснабжения, определяющий её размер, а следовательно и мощность.

Критерием выбора оптимального напряжения, как и других параметров систем электроснабжения, является:

р./год.

Внешнее электроснабжение решает задачу приема электроэнергии из энергосистемы.

В качестве начального шага к выбору оптимального напряжения внешнего электроснабжения (кВ) можно применить формулу Стилла:

.

где l — расстояние до центра питания, км; Р — расчетная мощность, МВт.

Таким образом.

кВ Определив, следует рассчитать приведенные затраты на электрические сети и подстанции при стандартных напряжениях в области и выбрать, при котором .

В приведенные затраты следует включать только составляющие, характерные для варианта напряжения, но не включать одинаковые элементы для всех напряжений.

6. Технико-экономическое сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения.

В зависимости от установленной мощности приемников электроэнергии различают объекты большой, средней и малой мощности. Рассматриваемое предприятие относится к объектам средней мощности, для которых, как правило, применяют схемы электроснабжения с одним приёмным пунктом электроэнергии (ГПП). Если имеются потребители I категории, то предусматривают секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии. Согласно заданию питание может быть осуществлено от ТЭЦ с повышающими трансформаторами 6,3/115 кВ. Для технико-экономического сравнения выбираем два варианта электроснабжения: от шин ТЭЦ 6,3 кВ кабельной линией (1-й вариант) и от трансформаторов воздушной линией 110 кВ (2-ой вариант). Схемы электроснабжения согласно вариантам представлены на рисунке 1. Итогом технико-экономического сравнения двух вариантов электроснабжения является сравнение приведенных затрат.

Приведенные затраты.

.

где — суммарные капвложения в схему электроснабжения, тыс.руб.;

Суммарные издержки.

.

где — суммарные издержки на амортизационные отчисления, тыс. руб.;

— суммарные издержки на обслуживание объекта, тыс. руб.;

— суммарные издержки на потери электроэнергии, тыс. руб.

Рисунок 1 — Варианты схем электроснабжения.

6.1 Технико-экономический расчет первого варианта схемы электроснабжения. Питание от шин ТЭЦ 6 кВ.

6.1.1 Выбор сечения проводов КЛ Определяем расчетные токи в нормальном и аварийном (обрыв одной цепи) режимах.

А;

А.

Соответствующее этому току расчетное сечение проводов КЛ.

мм².

где — экономическая плотность тока, равная 1,7 А/ мм².

По [4, таблица 7.10 и 2, таблица 4.12] выбираем кабель АПвП-185.

6.1.2 Определение капитальных вложений на сооружение схемы электроснабжения Капитальные вложения в ЛЭП.

.

Стоимость ячейки вакуумного выключателя ВЭ-6−40/1600 составляет 3,96 тыс. руб. (4, таблица 5.1).

Тогда общая стоимость.

тыс. руб.

Стоимость сооружения 1 км кабельной линии 6 кВ кабелем марки АПвП-185 равна 7,8 тыс. руб. (4, таблица 10.6).

Капитальные вложения в сооружение 6 км ЛЭП.

тыс. руб.

Суммарные капитальные вложения в ЛЭП.

тыс. руб.

6.1.3 Расчет ежегодных издержек на амортизацию, обслуживание и потери электроэнергии Ежегодные издержки на амортизацию, и обслуживание составят:

тыс.руб.

тыс. руб.

Нормы амортизационных отчислений для силового оборудования и КЛ из (4, таблица 10.2).

Ежегодные издержки на покрытие потерь электроэнергии.

.

где — потери электроэнергии, кВт/ч; - стоимость 1 кВт/ч электроэнергии.

.

где — потери мощности в элементе системы электроснабжения, кВт; - время потерь, ч.

Время потерь.

.

где — число часов использования максимума, равное для заводов горно-рудной промышленности 4355 ч (2, таблица 4.2).

ч.

Потери мощности в кабельной линии.

.

где — активное сопротивление 1 км кабельной линии, Ом/км [4, таблица 7.28]; - длина кабельной линии, км; - количество параллельно подключенных цепей.

кВт Годовые потери энергии в линиях.

кВтч Годовые потери энергии.

кВтч/год Ежегодные издержки на потери электроэнергии.

руб.

Суммарные годовые издержки.

тыс.руб/год.

Приведенные затраты по первому варианту.

тыс.руб/год.

6.2 Технико-экономический расчет второго варианта схемы электроснабжения. Питание от шин 110 кВ.

6.2.1 Выбор сечения проводов ВЛ Определяем расчетные токи в нормальном и аварийном (обрыв одной цепи) режимах.

А;

А.

Соответствующее этому току расчетное сечение проводов ВЛ.

мм².

где — экономическая плотность тока, равная 1,1 А/ мм².

По (4, таблица 7.33) выбираем провод АС-70/11.

Для линии 110 кВ сечение провода 70 мм² является минимально допустимым по условию короны.

6.2.2 Определение капитальных вложений на сооружение схемы электроснабжения Капитальные вложения в ЛЭП.

.

Стоимость ячейки элегазового выключателя ВЭБ-110Л-23 составляет 16,5 тыс. руб. [4, таблица 5.2].

Тогда общая стоимость.

тыс. руб.

Стоимость сооружения 1 км воздушной линии 110 кВ проводом марки АС-70/11 равна 14,5 тыс. руб. [4, таблица 10.15].

Капитальные вложения в сооружение 6 км ЛЭП.

тыс.руб.

Суммарные капитальные вложения в ЛЭП.

тыс.руб.

Капитальные вложения в ГПП Стоимость двух трансформаторов ТДН-10 000/110 [4, таблица 3.6].

тыс.руб.

Суммарные затраты на ГПП.

тыс.руб.

Суммарные капиталовложения по второму варианту.

тыс.руб.

6.2.3 Расчет ежегодных издержек на амортизацию, обслуживание и потери электроэнергии Ежегодные издержки на амортизацию, и обслуживание составят:

тыс.руб.

тыс.руб.

Нормы амортизационных отчислений для силового оборудования и ВЛ из [4, таблица 10.2].

Ежегодные издержки на покрытие потерь электроэнергии.

.

где — потери электроэнергии, кВт/ч; - стоимость 1 кВт/ч электроэнергии.

.

где — потери мощности в элементе системы электроснабжения, кВт; - время потерь, ч.

Время потерь.

.

где — число часов использования максимума, равное для заводов горно-рудной промышленности 4355 ч [2, таблица 4.2].

ч.

Потери мощности в воздушной линии.

.

где — активное сопротивление 1 км воздушной линии, Ом/км; - длина воздушной линии, км; - количество параллельно подключенных цепей.

кВт Годовые потери энергии в линиях.

кВтч Годовые потери энергии в трансформаторах где — потери холостого хода трансформатора, кВт [4, таблица 3.6];

— потери короткого замыкания трансформатора, кВт [4, таблица 3.6].

Годовые потери энергии.

кВтч/год Ежегодные издержки на потери электроэнергии.

руб.

Суммарные годовые издержки.

тыс.руб/год Приведенные затраты по второму варианту.

тыс.руб/год Таблица 5 — Сравнение вариантов внешнего электроснабжения.

Вывод: если варианты имеют различное номинальное напряжение, то при разнице в расчетных затратах менее 10 — 15% предпочтение следует отдать варианту с более высоким номинальным напряжением, даже если этот вариант и дороже. Предпочтение отдаем второму варианту. Разница приведенных затрат сравниваемых вариантов составляет 13%.

7. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности.

Однотрансформаторные подстанции рекомендуют применять при наличии в цехе (корпусе) приемников электроэнергии, допускающих перерыв электроснабжения на время доставки «складского» резерва, или при резервировании, осуществляемом на линиях низкого напряжения от соседних ТП, т. е. они допустимы для потребителей II и III категорий, а также при наличии в сети небольшого количества (до 20%) потребителей I категории.

Двухтрансформаторные подстанции рекомендуется применять в следующих случаях:

при преобладании потребителей 1 категории;

для сосредоточенной цеховой нагрузки и отдельно стоящих объектов общезаводского назначения;

для цехов с высокой удельной плотностью нагрузок (выше).

При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно должен решаться вопрос об экономически целесообразной величине реактивной мощности, передаваемой через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ.

Суммарную расчетную мощность конденсаторных батарей низшего напряжения (НБК), устанавливаемых в цеховой сети, определяют в два этапа:

1.Выбирают экономически оптимальное число цеховых трансформаторов;

2.Определяют дополнительную мощность НБК в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 6 кВ предприятия.

Суммарная расчетная мощность НБК.

.

где и — суммарные мощности НБК, определенные на двух указанных этапах расчета.

7.1 Выбор оптимального числа цеховых трансформаторов Расчет проведем на примере выбора трансформаторов в цехе № 13 от ГПП предприятия по кабельной линии 6 кВ.

Ориентировочный выбор числа и мощности цеховых трансформаторов производится по удельной плотности нагрузки:

где расчетная нагрузка цеха, кВ•А; F площадь цеха,.

Учитывая величину нагрузки, принимаем к установке трансформаторы с номинальной мощностью и с коэффициентом загрузки 0,8.

Минимальное число цеховых трансформаторов одинаковой мощности, предназначенных для питания технологически связанных нагрузок где — средняя активная мощность технологически связанных нагрузок за наиболее нагруженную смену, принимаем равной; - рекомендуемый коэффициент загрузки трансформатора, о.е.; - добавка до ближайшего целого числа.

Экономически оптимальное число трансформаторов определяется удельными затратами на передачу реактивной мощности и отличается от на величину m.

.

где m — дополнительно установленные трансформаторы [3, рис. 1.5].

Определяем минимальное число цеховых трансформаторов Оптимальное число трансформаторов.

m — дополнительно установленные трансформаторы, определенные по [3, рис. 1.5].

Результаты расчета для остальных цехов представлены в таблице 5.

Таблица 6 — Выбор цеховых трансформаторов.

7.2 Выбор мощности конденсаторных батарей для снижения потерь мощности в трансформаторах Наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передавать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ Суммарная мощность конденсаторных батарей на напряжение до 1 кВ составит Дополнительная мощность НБК для данной группы трансформаторов определяется по формуле где — расчетный коэффициент, зависящий от расчетных параметров, (3, таблица 1.3, 1.4), равный 0,5 (3, рис. 1.6).

Так как, то для данной группы трансформаторов реактивная мощность принимается равной нулю.

Суммарная мощность НБК цеха составит.

Расчетную мощность НБК округляем до стандартной ближайшей мощности комплектных конденсаторных установок с помощью (3, таблица 6.1).

Результаты расчета компенсации реактивной мощности для остальных цехов сведем в таблицу 7.

Таблица 7 — Выбор мощности комплектных конденсаторных установок напряжением 0,4 кВ с автоматическим регулированием.

8. Компенсация реактивной мощности в сетях общего назначения напряжением 6−10 кВ.

При выборе КУ при допущении о незначительной длине линий на предприятии можно представить все предприятие как узел сети 6 кВ, к которому подключены реактивная нагрузка и три типа источников реактивной мощности: синхронные двигатели 6 кВ, энергосистема и высоковольтные конденсаторные батареи.

Баланс реактивной мощности в узле 6 кВ предприятия имеет вид Так как синхронные двигатели отсутствуют, то.

Суммарные реактивные потери в цеховом трансформаторе определяются по (3, таблица 6.4).

Таким образом, требуемая мощность ВБК определяется из формулы По [3, таблица 6.5] выбираем 4 комплектные конденсаторные установки напряжением 6 кВ типа УКЛ 56−6,3−1350УЗ (У1) мощностью 1350 квар.

9. Выбор кабельных линий Перед расчетом токов КЗ, необходимо выбрать кабели, которые соединяют ГПП с цеховыми трансформаторами и трансформаторы, соединенные по магистральной схеме.

В качестве примера произведем расчет самого нагруженного участка.

ГПП — Цех № 13 (ТП-11, 12).

Расчетный рабочий ток в нормальном режиме.

Расчетный рабочий ток в аварийном режиме По справочным материалам выбираем кабель марки АПвП из сшитого полиэтилена с алюминиевой жилой (2, таблица 4.12). Определяем сечение жил кабельных линий, учитывая допустимую перегрузку в аварийном режиме и снижение допустимого тока в нормальном режиме при прокладке кабелей в одной траншее.

По (2, таблица 4.6) находим, что допустимая перегрузка К₃ составляет 1,25. Коэффициент К₂ снижения токовой нагрузки принимаем по (2, таблица 4.4) равным 0,9. Коэффициент К₁ принимаем равным 1, считая, что температура соответствует расчетной температуре среды, для которой составлены таблицы по определению I_доп.

Допустимый ток кабельной линии определяется из соотношения По (4, таблица 7.10) и на основе проведенных расчетов выбираем кабель АПвП с сечением жилы 120 мм² с I_доп = 260 А.

Следовательно, выполняется условие Результаты расчетов кабелей на 6 кВ и 0,4 кВ сведем в таблицу 8.

Таблица 8 — Выбор кабелей на 6 кВ и 0,4 кВ.

трансформатор электроэнергия ток замыкание.

10. Расчет трехфазных токов короткого замыкания Переходные процессы возникают в электроэнергетических системах (ЭЭС) как при нормальной эксплуатации (включение или отключение нагрузки, линий, источников питания и др.), так и при аварийных режимах: короткие замыкания, обрыв нагруженной цепи линии или её фазы, выпадение вращающихся машин из синхронизма и т. д. При этом переходный процесс характеризуется совокупностью электромагнитных и механических изменений в ЭЭС, которые взаимосвязаны.

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение КЗ в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала.

Для расчета токов КЗ составляют схему замещения, в которой все магнитные связи заменены электрическими и все элементы системы электроснабжения представлены сопротивлениями. При определении параметров схемы замещения ЭЭС приняты допущения.

Расчет проводим в относительных единицах, используя приближенное привидение к одной ступени напряжения, при базисных условиях.

Для выбора и проверки электрооборудования допускаются упрощенные методы расчета токов КЗ, если их погрешность не превышает 5−10%. При этом определяют:

начальное значение периодической составляющей тока КЗ и значение этой составляющей в произвольный момент времени, вплоть до расчетного времени размыкания поврежденной цепи;

начальное значение апериодической составляющей тока КЗ и значение этой составляющей в произвольный момент времени, вплоть до расчетного времени размыкания поврежденной цепи;

Ударный ток КЗ .

Исходная схема замещения для расчета токов КЗ с указанными точками КЗ представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 — Исходная схема и схема замещения для расчета токов КЗ.

Расчет токов КЗ в указанных точках проведен с помощью программы MathCAD 2000 Professional и представлен в Приложении А. Результаты расчетов приведены в таблице 9.

Таблица 9 — Результаты расчета токов КЗ.

11. Выбор основного электрооборудования.

11.1 Выбор выключателей Выключатель — это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения электрических цепей в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа.

Выбор выключателей допустимо производить по важнейшим параметрам:

1. по напряжению установки U_уст.? U_ном ;

2. по длительному току I_раб.max? I_ном.;

3. по току отключения I_кз? I_{ном. откл.};

4. по термической стойкости i_уд.? I_{max. доп.}.

Выбор выключателей на стороне 110 кВ.

Выбираем выключатель ВЭБ-110−25/630.

Таблица 10 — Проверка условий выбора выключателя ВН.

Выбор выключателей на стороне 6 кВ.

Выбираем выключатель ВЭ- 6−40/1600У3.

Таблица 11 — Проверка условий выбора выключателя НН.

11.2 Выбор автоматических выключателей Автоматический воздушный выключатель предназначен для автоматического размыкания электрических цепей при ненормальных режимах и для редких оперативных переключений при нормальных режимах работы.

Выбор автоматических выключателей допустимо производить по важнейшим параметрам:

1. по напряжению установки U_уст.? U_ном ;

2. по длительному току I_раб.max? I_ном.;

3. по току отключения I_кз? I_{ном. откл.};

4. быстродействующие автоматы благодаря токоограничивающему эффекту на электродинамическую стойкость не проверяются и по термической стойкости проверяются только селективные автоматы.

Выбираем автоматический выключатель ВА 57−110 39 (9, таблица 6.19).

Таблица 12 — Проверка условий выбора автоматического выключателя.

Таблица 13 — Каталожные данные автоматических выключателей.

11.3 Выбор разъединителей Разъединитель — это коммутационный аппарат, предназначенный для создания видимого разрыва в электрической цепи без нагрузки (предварительно выключенной выключателем).

Допускается использовать разъединители для производства следующих операций:

1. отключать и включать незначительный намагничивающий ток силовых трансформаторов;

2. отключать и включать нейтраль трансформаторов и заземляющих дугогасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания на землю;

3. отключения и включения зарядного тока шин и оборудования всех напряжений (кроме батарей конденсаторов) и т. д.

Выбираем разъединители на стороне 110 кВ РНД-110−2000У1. На низкой стороне выбираем РВ-6/400 У3.

Таблица 14 — Каталожные данные разъединителей.

11.4 Защита от перенапряжений На линиях электропередачи возникают волны перенапряжения, в результате прямых ударов молний в провода либо перекрытий воздушных промежутков при ударе молнии в опору. Эти волны перенапряжений доходят до подстанции и вызывают кратковременное перенапряжение на оборудовании. Они могут вызывать повреждение изоляции. Для предотвращения этого и защиты оборудования используются нелинейные ограничители перенапряжений.

Для защиты от атмосферных перенапряжений и кратковременных внутренних напряжений изоляции ВЛ и трансформаторов на сторонах ВН, НН устанавливают ограничители перенапряжений.

Выбираем для защиты на высокой стороне ОПН 110/126,5−10(1) УХЛ1, на низкой — ОПН-РВ-6/7,6−5УХЛ2 (9, таблица 5.26).

Таблица 15 — Каталожные данные ОПН.

11.5 Выбор предохранителей Предохранителем называется аппарат, предназначенный для автоматического однократного отключения электрической цепи при КЗ или перегрузке.

Отключение цепи предохранителем осуществляется путём расплавления плавкой вставки, которая нагревается протекающим по ней током защищаемой цепи. После отключения цепи плавкая вставка должна быть заменена вручную.

Условия выбора:

1. по напряжению установки U_уст.? U_ном ;

2. по длительному току I_раб.max? I_ном.;

3. по току отключения I_кз? I_{ном. откл.};

По (4, таблица 5.4) выбираем предохранители ПКТ101−6-20−20УЗ.

Таблица 16 — Каталожные данные предохранителей.

11.6 Выбор трансформаторов тока Таблица 17 — Каталожные данные трансформаторов тока.

11.7 Выбор трансформаторов напряжения Трансформаторы напряжения выбираются:

— по напряжению установки ;

— по конструкции и схеме соединения обмоток;

— по классу точности;

— по вторичной нагрузке:

где — номинальная мощность в выбранном классе точности; - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, В· А.

Таблица 18 — Вторичная нагрузка трансформатора напряжения.

Вторичная нагрузка:

В•А, Выбираем трансформатор НОСК-6У5 (4, табл. 5.13) имеющий номинальную мощность в классе точности 0,5, необходимом для присоединения счетчиков, 75 В•А.

Таким образом, = 40,1 < 75 В•А, трансформатор будет работать в выбранном классе точности.

Таблица 19 — Каталожные данные трансформаторов напряжения.

11.8 Выбор трансформаторов собственных нужд Состав потребителей собственных нужд подстанций зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования. Наименьшее количество потребителей собственных нужд на подстанциях выполненных по упрощенным схемам, без синхронных компенсаторов, без постоянного дежурства. Это — электродвигатели обдува трансформаторов, шкафов КРУН, а так же освещение подстанции.

Наиболее ответственными потребителями собственных нужд подстанций являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, аварийное освещение, система пожаротушения.

Мощность ТСН выбирается в соответствии с нагрузками в разных режимах работы подстанции, но не более 630 кВ· А.

Таблица 20 — Нагрузка собственных нужд подстанции.

12. Проектирование цехового электроснабжения Расчетная максимальная нагрузка группы электроприемников определяется по формуле где — коэффициент максимума.

Средние нагрузки группы электроприемников за наиболее загруженную смену где коэффициент использования; суммарная номинальная мощность однотипных электроприемников, кВт; коэффициент реактивной мощности данной группы электроприемников.

Эффективное число электроприемников где n — число электроприемников в группе.

При допускается принимать, если,.

где — соответственно активные мощности наибольшего и наименьшего электроприемников группы.

Если и, то определяется по формуле Расчетная максимальная реактивная нагрузка:

при, то.

при, то.

Полная расчетная мощность силовой нагрузки Состав нагрузки ремонтной базы представлен в таблице 21.

Расчетный ток для выбора сечения проводников определяется по формуле Потребителями электроэнергии в цехе являются электрические печи и прессы, рассчитанные на переменный трехфазный ток и напряжение 380 В. Окружающая среда в цехе нормальная.

Так как силовая нагрузка равномерно распределены по площади цеха, то для питания нагрузки цеха принимаем магистральную схему, которая более проста и экономична, чем радиальная схема электроснабжения.

Магистральные сети выполняем комплектными распределительными шинопроводами типа ШРА73У3 и магистральным шинопроводом типа ШМА73У3.

Магистральные шинопроводы крепят на высоте 3 метра над полом на кронштейнах. Крепление шинопроводов типа ШРА выполняется на стойках. Присоединение ШРА к магистральному шинопроводу осуществляется кабельной перемычкой. Отдельные приемники подключаются к ШРА через ответвительные коробки проводом марки АПВ, проложенным в металлорукавах.

Силовую нагрузку разбиваем на группы с одинаковыми и cos и распределяем по двум шинопроводам ШРА. Для питания осветительной сети используются шинопровод ШОС-67 (подключается к головному участку магистрали) с нулевой шиной на напряжение 380/220 В и ток 25 А.

Таблица 21 — Расчет электрических нагрузок ремонтной базы.

Продолжение таблицы 21 — Расчет электрических нагрузок ремонтной базы ремонтной базы.

Выбираем шинопроводы:

Расчетный ток ШРА-1 А .

По таблице 7.5 /4/ выбираем шинопровод ШРА73У3 с А.

(кА).

Расчетный ток ШРА-2 А .

По таблице 7.5 /4/ выбираем шинопровод ШРА73У3 с А.

(кА).

Расчетный ток ШРМ-1 А .

По таблице 7.5 /4/ выбираем шинопровод ШМА73УЗ с А.

(кА).

Рисунок 3 — Схема питания механического цеха.

Список использованных источников

.

1 Системы электроснабжения: сб. заданий по курсовому проектированию / Л. С. Синенко, Ю. П. Попов, Е. Ю. Сизганова, А. Ю. Южанников; Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2003. 84 с.

2 Электроснабжение: учеб. пособие по курсовому и дипломному проектированию в 2 ч. Ч. 1 / Л. С. Синенко, Т. П. Рубан, Е. Ю. Сизганова, Ю. П. Попов; Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2005. — 135 с.

3 Электроснабжение: учеб. пособие по курсовому и дипломному проектированию: в 2 ч. Ч. 2 / Л. С. Синенко, Т. П. Рубан, Е. Ю. Сизганова, Ю. П. Попов; Красноярск: СФУ; ПИ, 2007. 212 с.

4 Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанции, справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.

5 Рожкова Л. Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для сред. проф. образования / Л. Д. Рожкова, Л. К. Карнеева, Т. В. Чиркова. — 2-е изд., стер. — М.: Издательский центр «Академия», 2005. — 448 с.

6 Федоров А. А. Электроснабжение промышленных предприятий: учеб. пособие для курсового и дипломного проектирования / А. А. Федоров, Л. Е. Старкова. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 368 с.

7 Ополева Г. Н. Схемы и подстанции электроснабжения: справочник: учеб. пособие. / Г. Н. Ополева М.: ФОРУМ: ИНФРВ-М, 2006. 480 с. (Высшее образование).

8 СТО 4.2−07−2012 Система менеджмента качества. Общие требования к построению, изложению и оформлению документов учебной и научной деятельности [Текст]. — Введ. впервые; дата введ. 22.12.2012. — Красноярск, 2012. — 47 с.

9 Ермаков В. А. Проектирование электрической части подстанции: учеб. пособие / В. А. Ермаков, В. А. Тремясов; Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2003. — 102 с.

Приложение, А Трансформаторы T1 и T2.

Линии.

Количество линий.

W1. воздушные линии 110 кВ:

W1, W2. Кабельные линии 6 кВ:

Определяем суммарное сопротивление до точки К1.

Полное сопротивление рассчитываем исходя из условия: если, то учитываем в расчетах активное сопротивление.

Определяем ток КЗ в точке К1.

Определяем суммарное сопротивление со стороны системы до точки К2.

Полное сопротивление рассчитываем исходя из условия: если ,.

то учитываем в расчетах активное сопротивление.

Определяем токи в точке К2.

Определяем результирующие сопротивления до точки К3.

Определяем токи в точке К3.

Для определения ударного тока в точке К1 находим ударный коэффициент по кривой (рис. 3.3) в зависимости от отношения x?/r?.

Количество точек КЗ.

Для определения ударных токов в точках К2, К3 находим ударные коэффициенты (табл. 3.3).

Определяем ударные токи в точках К1, К2, К3.

Результаты расчета токов.

Определяем результирующие сопротивления до точки К3, приведенное к базисному напряжению U=0,4 кВ Определяем сопротивление цехового трансформатора Определяем результирующие сопротивления до точки К4.

Определяем ток КЗ в точке К4.

Определяем ударные токи в точках К1, К2, К3, К4.

Результаты расчета токов.