Электроснабжение завода механоконструкций

БОЛЬШАЯ ЛЕНИНГРАДСКАЯ БИБЛИОТЕКА - РЕФЕРАТЫ - Электроснабжение завода механоконструкций

Электроснабжение завода механоконструкций

Оглавление

Введение

1. Характеристика предприятия и источников питания

2. Расчёт электрических нагрузок

2.1 Расчёт силовых нагрузок

2.2 Расчёт осветительной нагрузки

2.3 Определение расчётной нагрузки завода

3. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов и мест их установки

3.1 Выбор мощности трансформаторов

3.2 Оптимизация выбора мощности цеховых трансформаторов с учётом КУ

4. Выбор схемы электроснабжения завода и трансформаторов ГПП

4.1 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

4.2 Выбор схемы электрических соединений ГПП

4.3 Технико-экономическое обоснование выбора напряжения питания

4.4 Выбор местоположения ГПП

5. Выбор и расчёт схемы распределительных и питающих сетей завода

5.1. Выбор схемы распределительных сетей

5.2. Расчёт распределительных сетей завода

6. Выбор основного оборудования ГПП

6.1. Выбор аппаратуры на напряжение 110 кВ

6.2. Выбор аппаратуры на 10 кВ

7. Электроснабжение цеха

7.1. Расчёт силовой нагрузки по цеху

7.2. Расчёт электрического освещения цеха

8. Безопасность и экологичность

8.1 Разработка технических мер электробезопасности при электроснабжении завода механоконструкций

8.1. Применение малых напряжений

8.2. Электрическое разделение сетей

8.3. Защита от опасности при переходе напряжения с высшей стороны на низшую

8.4. Контроль и профилактика повреждений изоляции

8.5. Компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю

8.6. Защита от прикосновения к токоведущим частям

8.7. Защитное заземление

8.8. Зануление

8.9. Защитное отключение

9. Защита сетей и установок напряжением до 1000 В.

9.1. Расчёт токов многофазных коротких замыканий

9.2. Расчет токов однофазных кз.

9.3. Защита сетей и ЭП

Заключение

Список литературы

Приложения

Аннотация

Расчёт электроснабжения завода механоконструкций. Расчётно-пояснительная записка к дипломному проекту.

В дипломном проекте рассмотрен один из вариантов электроснабжения завода механоконструкций. Произведён расчёт электрических нагрузок, выбраны трансформаторы ГПП и ЦТП, рассчитаны распределительные сети, сделан выбор основного оборудования ГПП. Рассмотрен вопрос электроснабжения отдельно взятого цеха.

Рассмотрены технические меры электрической безопасности при электроснабжении завода механоконструкций.

Введение

Темой данной работы является проектирование системы электроснабжения завода механоконструкций.

Электроустановки современных промышленных предприятий представляют собой сложные системы, предъявляющие повышенные требования к надежности электроснабжения, что в свою очередь потребовало автоматизации работы отдельных элементов сетей. В этих условиях принципиально важно, чтобы в проектах электроснабжения и электрооборудования цехов принимались решения, отвечающие требованиям электробезопасности, наименьших затрат на их сооружение и удобства эксплуатации и надежности работы. От категории потребителей электроэнергии и особенностей технологического процесса зависит надёжность системы электроснабжения, неправильная оценка особенностей технологического процесса может привести как к снижению надежности системы электроснабжения так и к неоправданным затратам на излишнее резервирование. Проект содержит: расчет электрических нагрузок на всех уровнях напряжений, выбор и расчет питающих и распределительных подстанций с выбором мощности трансформаторов и определение их местоположения, а также решения по электрическому освещению, выбору электрооборудования, аппаратов защиты и вопросы электробезопасности. Проектные решения соответствуют требованиям основных нормативных документов ПУЭ и СНиП и учитывают категорию надежности электроприемников и условиям окружающей среды.

1. Характеристика предприятия и источников питания

Предприятие расположено в промышленно развитом районе. Завод механоконструкций получает питание от районной электростанции, предназначенной для комплексного получения тепловой и электрической энергии. На предприятии использованы потребители электроэнергии преимущественно 1 и 2 категории, значит, предприятие можно отнести ко 2 категории по бесперебойности электроснабжения - примем к установке двухтрансформаторные цеховые подстанции.

Завод механоконструкций - предприятие, обеспечивающее выпуск деталей для техники и продукции широкого потребления. По своей структуре завод имеет основные, заготовительные и вспомогательные цехи. К вспомогательным цехам относятся компрессорный цех, очистные сооружения, цех изделий широкого потребления и топливохранилище.

К заготовительным цехам относятся инструментально-механические, механический, литейный, электроаппаратный, плазовошаблонный и ремонтно-механический цехи. К основным цехам относятся агрегатный и сборочный цехи.

Электроснабжение цехов осуществляется от встроенных понижающих подстанций. Схема электроснабжения завода позволяет продолжать питание электроприёмников энергией даже в аварийной ситуации. Технологический процесс производства не является беспрерывным и кратковременное отсутствие электроэнергии не приносит большого ущерба.

Первоначальные сведения по цехам (нагрузка, категорийность ЭСПП, характеристика сред) приведены в таблице 1.1

Таблица 1.1

Характеристика цехов.

2. Расчёт электрических нагрузок

2.1 Расчёт силовых нагрузок

Определение электрических нагрузок предприятия производим методом коэффициента спроса, т.к нет точных данных об электроприёмниках. Величина расчётной активной нагрузки цеха определяется произведением коэффициента спроса на величину суммарной установленной мощности электроприёмников:

Рр=Кс·Рн, (2.1).

где Рр - расчётная или потребляемая мощность, кВт;

Кс - коэффициент спроса (для характерных групп электроприёмников приводится в [1]);

Рн - установленная мощность цеха, кВт.

Расчётная реактивная мощность цеха определяется:

Qр=Рр·tg (φ), (2.2).

где Qр - расчётная реактивная мощность, квар;

tg (φ) - тангенс угла φ, соответствующий коэффициенту мощности соs (φ),

который задаётся для характерных групп электроприёмников согласно Л1.

Расчёт сведён в таблицу (2.1 1).

Таблица 2.1.1

Результаты определения расчётных нагрузок.

2.2 Расчёт осветительной нагрузки

При определении расчётной нагрузки кроме силовой учитывается осветительная нагрузка цехов и отдельных помещений. На начальных этапах проектирования для определения осветительной нагрузки используют метод удельной мощности. Мощность ламп определяется по следующей формуле:

Р=w·S, (2.3).

где S-площадь цеха, м2;

w-удельная мощность освещения.

Она зависит от типа светильника, освещённости, коэффициента запаса, коэффициента отражения поверхностей помещения, значения расчётной высоты, площади помещения.

Таблица 2.2.1

Данные для расчёта осветительной нагрузки.

Расчётная нагрузка освещения определяется по установленной мощности и коэффициенту спроса из выражения:

Рр=к1·кс·Рн, (2.4).

где кс-коэффициент спроса, [1] ;

к1-коэффициент, учитывающий потери мощности в ПРА и принимается 1.12 для ламп ДРЛ и 1.2 для люминесцентных ламп.

Таблица 2.2.2

Результаты определения расчётных осветительных нагрузок.

2.3 Определение расчётной нагрузки завода

Полная расчётная мощность завода определяется по расчётным активным и реактивным нагрузкам цехов на низком и высоком напряжениях с учётом расчётной нагрузки освещения территории завода, потерь мощности в трансформаторах цеховых ТП и ГПП, с учётом компенсации реактивной мощности. В расчёте мощности компенсирующих устройств будем считать компенсирующие устройства на 0.4 кВ для потребителей напряжением 0.4 кВ и КУ на высоком напряжении для ЭП на напряжении 10 кВ.

Необходимая мощность КУ определяется из соотношения:

QКУ=РР·tg (φн) (2.5).

где tg (φн) =0.15

Нагрузка на напряжении 0.4 кВ:

Силовая РР=22338.05 кВт;

QР=21338.24 квар;

Осветительная РР=6505.2 кВт;

QР=8280.93 квар.

Суммарная мощность компенсирующих устройств на напряжении 0.4 кВ следующая:

QКУ НН= (РР+РР ОСВ) ·tg (φн) =28843.25·0.15=4326.49 квар.

Нагрузка на напряжении 10 кВ:

Силовая РР=1890 кВт;

QР=623.7 квар.

Напряжением 10 кВ питаются асинхронные двигатели, следовательно нужно ставить КУ. Суммарная мощность компенсирующих устройств на высоком напряжении следующая:

QКУ ВН=1800·0.33=594 квар.

Так как трансформаторы цеховых подстанций и ГПП не выбраны, то потери в них определяют приближённо из соотношений:

ΔРТ=0.02·SР, (2.6).

ΔQТ=0.1·SР, (2.7).

Для нагрузки на напряжении 0.4 кВ:

Sр=41342.81 кВА.

Численно потери в цеховых трансформаторах будут равны:

ΔРТ=0.02·41342.81=826.86 кВт,

ΔQТ=0.1·41342.81=4134.28 квар.

Нагрузка на напряжении 10 кВ равна:

РР=22338.05+6505.2+1890+826.86=31560.11 кВт.

QР=21338.24+8280.93+623.7+4134.28=34377.15 квар.

SР=46667.22 кВА.

Потери мощности в трансформаторах на ГПП равны:

ΔРТ=631.2 кВт,

ΔQТ=3437.72 квар.

Т.о. расчётная мощность завода будет:

РР=31560.11+631.2=32191.31 кВт,

QР=34377.15+3437.72=37814.87 квар,

SР=49661.3 кВА.

3. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов и мест их установки

3.1 Выбор мощности трансформаторов

Так как на промышленном предприятии в основном преобладают нагрузки первой и второй категорий, то согласно ПУЭ к установке приняты двухтрансформаторные цеховые подстанции.

Расчётную мощность трансформаторов в соответствии с [3] определяю по среднесменной нагрузке цеха с учётом расчётных нагрузок освещения.

Среднесменную нагрузку нахожу по следующим формулам:

РСМ=РН·КИ, (3.1).

QСМ=РСМ·tg (φ), (3.2).

где КИ-коэффициент использования для характерных групп электроприёмников.

Расчёт мощности ЦТП представлен в таблице 3.3.1.1

Поскольку нагрузка компрессорного отделения и литейного цеха на напряжении до 1000 В незначительна, то для них имеет смысл установить одну ТП.

Таблица 3.3.1.1

Расчёт мощности ЦТП.

Теперь, когда известны средние нагрузки цехов, в зависимости от плотности нагрузки, согласно [4], можно произвести выбор мощности трансформаторов и числа ТП в каждом из цехов.

Результаты выбора сведены в таблицу 3.3.1.2.

Таблица 3.3.1.2

Результаты выбора мощности трансформаторов и числа ТП.

3.2 Оптимизация выбора мощности цеховых трансформаторов с учётом КУ

Поскольку для каждого предприятия энергосистема устанавливает величину реактивной мощности, которую она передаёт по своим сетям этому предприятию в часы максимума нагрузки энергосистемы и в часы минимума нагрузки энергосистемы, то недостающая реактивная мощность должна быть скомпенсирована на месте. Проблема компенсации реактивной мощности важна ещё потому, что это позволяет значительно уменьшить потери электроэнергии. Наибольший эффект снижения потерь электроэнергии в сети имеет место при полной компенсации реактивных нагрузок. Задача сводится к выбору для каждого РП батарей конденсаторов, мощность которых по возможности равна реактивной нагрузке этого пункта.

В зависимости от места установки КУ на стороне 6-10 кВ или на напряжении до 1000 В затраты различны.

Случай установки БК со стороны 6-10 кВ может привести к увеличению установленной мощности трансформаторов, но с другой стороны источники РМ, устанавливаемые там экономичнее БК на напряжении до 1000 В.

Поэтому при определении экономически наивыгоднейшего варианта приходится рассчитывать приведённые затраты. Определим активное сопротивление АД по каталожным данным [7]:

РН=630 кВт; UН=10 кВ; n=1500 об/мин;

 ŋ=94.8%; cos (φ) =0.9; SН=0.8%;

МП/МН=1.3; IП/IН=6.5.

RАД= ( (РН+ΔРМЕХ) ·мК) / (4· (1-SН) ·1002·6.52), (3.3).

Механические потери примем 1% от РН.

RАД=2.45 Ом.

Параметры распределительных сетей приведены в таблице 3.3.2.1 Расчёт этих сетей произведён в п.6.2.

Таблица 3.3.2.1

Параметры распределительных сетей.

Чтобы определить оптимальную мощность БК необходимо произвести последовательное эквивалентирование схемы замещения исходной распределительной сети начиная с конца токопровода, в соответствии с формулой:

RЭ=1/Σ (1/Ri), (3.4).

Т. к. каждый раз последовательно складывается только два сопротивления, то удобнее пользоваться формулой сложения двух параллельно соединённых сопротивлений, вытекающей из (3.4):

RЭ 12=R1·R2/ (R1+R2), (3.5).

Когда эквивалентирование всей сети будет завершено, распределение Q по участкам токопровода и ответвлениям рассчитывается по (3.6).

Qi=Q·RЭ/Ri, (3.6).

Где Q-суммарная мощность, подлежащая распределению;

Ri-сопротивление I-й радиальной линии;

RЭ-эквивалентное сопротивление всех радиальных линий.

Расчётная схема замещения приведена на рис.3.2.1

Рис.3.2.1 Схема замещения распределительной сети.

В результате эквивалентирования получено RЭ ГПП=0.025 Ом.

Таблица 3.3.2.2

Результаты расчета КУ.

4. Выбор схемы электроснабжения завода и трансформаторов ГПП

4.1 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Поскольку на рассматриваемом предприятии преобладают потребители I и II категорий по бесперебойности электроснабжения, поэтому, в соответствии с ПУЭ, для внешнего электроснабжения предусматриваю две линии.

Питающие линии выполнены воздушными, т.к расстояние от завода до ИП значительно и составляет 25 км. При сооружении ГПП предусматриваются два трансформатора связи с энергосистемой.

Выбор мощности трансформаторов ГПП произвожу по расчётной мощности завода с учётом загрузки их в нормальном и аварийном режимах с учётом допустимой перегрузки в последнем режиме. Мощность трансформаторов должна быть такой, чтобы при выходе из работы одного из них второй воспринимал бы на себя всю НГ подстанции с учётом аварийной перегрузки.

Мощность трансформатора находим по формуле:

SТР=SР/1.4, (4.1).

Где 1.4-предельный коэффициент загрузки трансформатора.

РР=32191.31 кВт.

QР=32191.31·0.33=10623.13 квар.

SР=33898.84 кВА.

SТР=24213.5 кВА.

Принимаю к установке два трансформатора ТДН-110/10 мощностью по 25 МВА [5].

Загрузка трансформаторов в нормальном режиме:

КЗ=SР/2·SН. ТР. (4.2).

КЗ=0.678;

В послеаварийном режиме:

КЗ АВ=SР/SН ТР (4.3).

КЗ АВ=1.36.

Принимаем к установке 2xТДН-25, считая возможным в аварийном режиме отключение потребителей третьей категории и частично потребителей второй категории.

4.2 Выбор схемы электрических соединений ГПП

На ГПП трансформируется энергия, получаемая от ИП, с U=110 кВ на U=10 кВ, на котором происходит распределение электроэнергии по подстанциям и питания ЭП на этом напряжении.

В соответствии с [5] на двух трансформаторных подстанциях U=35-220 кВ применяю схему “Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий", поскольку блочные схемы позволяют наиболее рационально и экономично решить схему ЭСПП. На подстанциях 35-220 кВ блочные схемы применяются для питания как непосредственно от районных сетей, так и от узловых подстанций промышленного предприятия. Схема приведена на рис.4.1

Схема ГПП удовлетворяет следующим условиям:

Обеспечивает надёжность электроснабжения потребителей и переток активной мощности по магистральным связям в нормальном и послеаварийном режимах;

Учитывает перспективы развития;

Допускает возможность поэтапного расширения;

Учитывает широкое использование элементов автоматики и ПРА.

Рис.4.1 Схема "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий".

4.3 Технико-экономическое обоснование выбора напряжения питания

Выбор рационального напряжения питания имеет большое значение, т.к величина напряжения влияет на параметры ЛЭП и выбираемого оборудования подстанции и сетей, а следовательно на размер капитальных вложений, расход цветного металла, на величину потерь электроэнергии и эксплуатационных расходов.

Для питания крупных и особо крупных промышленных предприятий рекомендуется использовать напряжения 110, 220 кВ. Напряжение 35 кВ в основном рекомендуется использовать на средних предприятиях при отсутствии значительного числа электродвигателей на напряжение больше 1000 В, а также для частичного распределения энергии на крупном предприятии, где основное напряжение питания 110-220 кВ.

Для внутреннего распределения энергии в настоящее время, как правило, используют напряжение 10 кВ.

Выбор напряжения питания основывается на технико-экономическом сравнении вариантов.

Рассмотрим два варианта с выявлением капитальных затрат, ежегодных эксплуатационных расходов, расходов цветного металла, приведённых затрат. [6].

Для определения технико-экономических показателей намечаем схему внешнего электроснабжения данного варианта. Аппаратура и оборудование намечаем ориентировочно, исходя из подсчитанной электрической нагрузки промышленного предприятия. Затем определяется стоимость оборудования и другие расходы.

Намечаем два варианта внешнего электроснабжения - 35 и 110 кВ.

В соответствии с намеченным вариантом при заданном напряжении определяем суммарные затраты и эксплуатационные расходы.

Капитальные затраты установленного оборудования линии:

ОРУ 110 кВ с двумя системами шин на ЖБ конструкциях.

К0=2·14.95=29.9 т. руб. [3].

Линия принимается двухцепной, воздушной с алюминиевыми проводами и ЖБ опорами. Экономическое сечение определяю по экономической плотности тока:

IР=SР/√3·U·2, (4.4).

IР=85.19 А.

FЭК=IР/jЭК, (4.5).

FЭК=77.45 мм2.

ТMAX<5000 ч. [2], следовательно j=1.1

Для сталеалюминиевых проводов минимальным сечением по механической прочности является сечение 25 мм2, но по условию коронирования при напряжении 110 кВ следует принять сечение 70 мм2.

Принимаем сечение F=95 мм2, АС-95, r0=0.314 Ом/км, x=42.9 Ом/км.

Стоимость 1 км двухцепной линии указанного сечения на ЖБ опорах 12.535 т. руб. [3]. Тогда при двух линиях и L=25 км соответственно:

КЛ=2·25·12.535=626.75 т. руб.

В соответствии с нагрузкой завода устанавливается два трансформатора

ТДН-110/10 с мощностью 25 МВА. Паспортные данные трансформатора следующие:

UК=10.5%; ΔРХХ=29 кВт; ΔРКЗ=120 кВт; КТ=58.3 т. руб. [7].

КТ=2·58.3=116.6 т. руб.

К∑=29.9+626.75+116.6=773.25 т. руб.

Эксплуатационные расходы.

Потери в линиях

ΔРЛ= ( (SР/2) 2/U2Н) /R·L, (4.6).

ΔРЛ=1191.44 кВт.

Потери в двух линиях:

2·ΔРЛ=2382.88 кВт.

Потери в трансформаторе:

Приведённые потери активной мощности при КЗ:

ΔР1 КЗ=ΔРКЗ+КЭК·QКЗ, (4.7).

Где КЭК=0.06 кВт/квар.

ΔР1 КЗ=120+0.06·0.105·25000=277.5 кВт.

Приведённые потери активной мощности при ХХ:

ΔР1 ХХ= ΔРХХ+КЭК·QХХ, (4.8).

ΔР1 ХХ=29=0.06·0.0075·25000=40.25 кВт.

Полные потери в трансформаторах:

ΔРТ=2· (40.25+277.5·0.6782) =350.89 кВт.

Полные потери в линии и трансформаторах:

ΔРΣ=ΔРЛ+ΔРТ, (4.9), ΔРΣ=2382.88+350.89=2733.77 кВт.

Стоимость потерь:

СП=С0·ΔРΣ·ТMAX, (4.10).

Где С0=0.8 (коп/кВт·ч) - стоимость 1 кВт·ч электроэнергии.

СП=0.8·2733.77·5000=10.94 т. руб.

Средняя стоимость амортизационных отчислений.

Амортизационные отчисления по линиям принимаются 6% от стоимости линий, по подстанциям-10%. [7].

СА Л=37.605 т. руб.

СА ПС=14.65 т. руб.

СΣ Л, ПС=52.255 т. руб.

Суммарные годовые эксплуатационные расходы.

СΣ=СП+ СΣ Л, ПС=10.94+52.255=63.195 т. руб.

Суммарные затраты:

З=СΣ+0.125·КΣ=63.195+0.125·773.25=159.85 т. руб.,

Где 0.125-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений ед/год.

Потери электроэнергии:

ΔW=ΔРΣ·ТГОД, (4.11).

ΔW=2733.77·5000=13668.85 МВт·ч.

Расход цветного металла:

G=2·L·g, (4.12).

Где g=261 кг/км, [7], - вес 1 км провода.

G=2·25·261=13.05 т.

Расчёт варианта на 35 кВ ведётся аналогично. Расчётные данные сведены в таблицу 4.3.1

Таблица 4.3.1.1

Затраты по вариантам.

Так как ΔW110 < ΔW35, отдаём предпочтение варианту с напряжением 110 кВ.

4.4 Выбор местоположения ГПП

Для определения условного центра нагрузок считается, что нагрузки распределены равномерно по площади цехов и центры нагрузок совпадают с центром тяжести фигур, изображающих цеха. Координаты центра электрических нагрузок вычисляются по формулам:

X0 ГПП= (ΣРРi·Xi) / (ΣРРi), (4.13).

Y0 ГПП= (ΣРРi·Yi) / (ΣРРi), (4.14).

Где Xi, Yi-координаты центров нагрузок отдельных цехов, м.

Таблица 4.3.1.2

Результаты расчёта координат центров нагрузок отдельных цехов.

Х0 ГПП=255.5 м, Y0 ГПП=573.1 м.

Из-за невозможности установки ГПП в месте с найденными координатами, устанавливаем ГПП на свободном месте, ближе к ИП (Y0 ГПП=50 м).

5. Выбор и расчёт схемы распределительных и питающих сетей завода

5.1. Выбор схемы распределительных сетей

В соответствии с рекомендациями по проектированию электроснабжения промышленного предприятия для распределительных сетей принимаю напряжение 10 кВ. На выбор этого напряжения распределительных сетей также повлияло наличие на предприятии компрессорного отделения, привод компрессоров в котором осуществляется асинхронными двигателями с непосредственным присоединением к сети 10 кВ.

Для внутризаводского электроснабжения применяется смешанная схема питания цеховых подстанций.

5.2. Расчёт распределительных сетей завода

Расчёт распределительных сетей выполняется с целью определения сечений жил кабелей при известных токах нагрузки в нормальном и аварийном режимах.

Сечение каждой линии принято выбирать в соответствии со следующими условиями:

По номинальному напряжению:

UН КАБ>=UН СЕТИ, (5.1).

По нагреву расчётным током:

IДЛ. ДОП. >IРАБ.1, (5.2).

где IРАБ.1=IРАБ/КП, (5.3).

КП-корректирующий коэффициент,

КП=К1·К2, (5.4).

К1 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды [5, т.7.32] ; К2 - поправочный коэффициент на число кабелей проложенных рядом (К2=1, если кабель один). В случае если кабели взаимно резервируют друг друга, то:

IДЛ. ДОП. >2·IРАБ.1, (5.5).

По экономической плотности тока, исходя из расчётного тока и продолжительности использования максимума нагрузок:

SЭК=IР/jЭК, (5.6).

По термической устойчивости кабеля. Производится путём определения наименьшего термически устойчивого сечения:

 (5.7).

где IПО-установившийся ток трёхфазного КЗ; C=98-для кабелей с алюминиевыми жилами; tОТК-время срабатывания защиты; ТА-постоянная времени цепи КЗ. При определении сечения магистрали сначала рассчитывается головной участок, затем кабели между трансформаторными подстанциями. По наибольшему сечению принимается сечение магистрали.

Расчёты по определению сечений кабелей сведены в таблицу 5.5.2.1

Принимается марка кабеля ААБл, способ прокладки-в траншее.

Таблица 5.5.2.1

Результаты расчёта распределительных сетей завода.

Выбор кабелей на напряжение 0.4 кВ сведён в таблицу 5.5.2.2

Таблица 5.5.2.2

Результаты выбора кабелей на напряжение 0.4 кВ.

Для расчёта кабелей на термическую стойкость необходимо знать I (3) КЗ на шинах 10 кВ ГПП, а также I (3) КЗ на высоком напряжении ГПП. Расчёт ведётся в о. е. Расчётная схема приведена на рис.5.2.1

Принимаем Sб=100 МВА, U*C=1, Х*С=0.

ХВЛ=0.538·25*100/1152=0.102.

ХТР=0.105·100/25=0.42.

Для трансформаторов относительное сопротивление Х* соответствует UКЗ в о. е., т.е.:

U*К=0.01·UК%, (5.8).

U*К=0.105.

Для т. К-1:

Iб=Sб/√3·Uб, (5.9).

Iб=100/1.73*10.5=5.51 кА.

IК, С= Iб/ХΣ, (5.10).

ХΣ = ХВЛ+ ХТР, (5.11).

ХЛ РП=0.0292·100/102=0.029.

ХЛ Д=0.0015.

Если к месту КЗ подключён АД, то нужно учитывать их влияние. Действующее значение периодической составляющей тока трёхфазного КЗ можно определить по формуле:

IК ДВ=0.9·IН ДВ/Х*Д, (5.12).

где 0.9-расчётная относительная ЭДС АД,

Х* Д-относительное сверхпереходное индуктивное сопротивление АД,

IН ДВ-номинальный ток одновременно работающих двигателей.

IН ДВ=N·РН ДВ/√3·UН ДВ·cos (φ) · (ŋ/100%), (5.13).

Где N-количество одновременно работающих двигателей.

В среднем можно принять Х* Д=0.2, тогда:

IК ДВ=0.9· IН ДВ/0.2=4.5· IН ДВ, (5.14).

Апериодическая составляющая IКЗ от АД не учитывается вследствие её быстрого затухания.

Суммарное значение ударного тока КЗ с учётом АД определяется по формуле:

iУД=√2· (КУД·IК+4.5· IН ДВ), (5.15).

IК ДВ=0.801 кА.

I (3) К-1= (Iб/ (ХВЛ+ ХТР)) + (IК ДВ/ ( (ХЛ ДВ/4) +ХЛ РП), (5.16).

I (3) К-1=23.176 кА.

SMIN= (1/98) ·23176·√0.75=204.1 мм2.

Т. к. влияние тока КЗ от АД учитывается только на том напряжении, на котором установлены АД, то для точки К-2 IК ДВ не учитывается.

Iб=0.502 кА.

I (3) К-2=4.922 кА.

6. Выбор основного оборудования ГПП

В настоящее время широко применяются комплектные трансформаторные подстанции. Их применение позволяет:

получить большой экономический эффект;

повысить надёжность работы энергоустановок;

сократить сроки монтажа;

повысить индустриализацию строительства подстанции;

сократить территорию, занимаемую подстанцией;

уменьшить общую стоимость сооружения подстанции.

В проекте ГПП выполняется в виде КТП блочного типа КТПБ (М) - 110/10.

Применение комплектного распределительного устройства наружной установки и шкафов для размещения аппаратуры защиты автоматики и сигнализации исключает необходимость строительства зданий, что резко сокращает объём строительных работ. КТП - 110 рассчитано на работу в условиях от - 400С до +400С.

6.1. Выбор аппаратуры на напряжение 110 кВ

Выбор короткозамыкателей.

Условия выбора, расчётные и номинальные данные выбранного короткозамыкателя приведены в таблице 6.1.1

Таблица 6.1.1

Выбор короткозамыкателей.

КЗ - 110 М с приводом ШПКМ.

Для защиты от атмосферных перенапряжений изоляции электрооборудования устанавливают вентильные разрядники РВМГ - 110 М (UНОБ = 195 кВ).

Выбор разъединителей.

Выбор сведён в таблицу 6.1.2

Таблица 6.1.2

Выбор разъединителей.

где t - длительность замыкания (t ³ 0,2 с).

Та =

Выбран РНДЗ - 1-110/3200 У1 с приводом ПДН-1, ПРН - 220.

6.2. Выбор аппаратуры на 10 кВ

На стороне 10 кВ трансформаторов ГПП устанавливаются камеры КРУ серии К-33 [7. т.8-11].

1. Для защиты изоляции электрооборудования от перенапряжения устанавливают ограничители перенапряжений в фарфоровых покрышках на основе оксидно-цинковых варисторов без искровых промежутков типа ОПН-10.

2. Выбор выключателей.

Выбор сведён в таблицу 6.2.1

Таблица 6.2.1

Выбор выключателей.

Проверка выключателей:

1) UН СЕТИ £ UНОМ

10 кВ= 10 кВ

2) по номинальному току:

IНОМ ³ IРАБ МАХ

3200 > 3072

3) по отключающей способности:

а) IП t £ IОТКЛ НОМ

IП t - действующее значение периодической составляющей тока кз;

IП t = I’’ = 17620 А

IОТКЛ НОМ = 20 кА

17,62 < 20.

б)

iаt - апериодическая составляющая тока кз;

bН - номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе bН = 0,1;

t - номинальное время от начала кз до момента расхождения контактов.

t = tКЗ min + tСВ

tКЗ min - минимальное время РЗ (0,01 с);

tСВ - собственное время отключения выключателя (0,08 с)

,

где Та =

<

4) на электродинамическую устойчивость:

а) I // £ IПР СКВ, 17,62 < 52;

б) iУД < iПРСКВ

iУД<

КУД =

iУД =

29,35< 52

Выключатели и разъединители можно не проверять на термическую устойчивость, так как РЗ обеспечивает быстрое отключение кз.

3. Выбор секционного выключателя.

Таблица 6.2.2

Данные секционного выключателя.

Проверка выключателя:

1) UН АП > UНОМ СЕТИ

10 кВ > 10 кВ

2) по номинальному току:

IНОМ ³ IРАБ МАХ

IРАБ МАХ =

SРЭ - мощность получаемая от энергосистемы, IРАБ МАХ = 1500 А;

1500 А < 2000 А;

3) по отключающей способности:

а) IП t £ IОТКЛ НОМ

17,62 < 31,5.

б)

4) на электродинамическую устойчивость:

а) I // £ IПР СКВ

17,62 < 80;

б) iУД < iПРСКВ

29,35< 80.

Выбор выключателей отходящих линий.

Выбор произведём аналогично описанному ранее. Результаты сведём в таблицу 6.2.3

Таблица 6.2.3

Выбор выключателей.

Выбор трансформаторов тока.

На вводе и отходящих линиях РУ 10 кВ согласно ПУЭ необходима установка контрольно-измерительных приборов. Для питания токовых цепей этих приборов и схем РЗ устанавливают трансформаторы тока, которые изготавливаются на номинальный вторичный ток 5 А. Трансформаторы тока должны обеспечивать требуемую точность измерения.

Таблица 6.2.4

Данные трансформатора тока.

Проверка трансформаторов тока:

по номинальному току:

I1НОМ ³ IРАБ МАХ

4000 > 3073

по номинальному напряжению:

UН АП ³ UН СЕТИ

10 кВ = 10 кВ

по вторичной нагрузке:

Z2РАСЧ £ Z2НОМ

Z2РАСЧ = ZПРОВОДОВ +ZКОМТ +ZПРИБОРОВ.

К трансформатору тока подключены следующие приборы:

Таблица 6.2.5

Типы установленных приборов.

SПРИБОРОВ = 5+1,5+1,5+1,2 = 9,2 кВА·10-3

ZПРИБОРОВ =

ZКОНТ = 0,1 Ом

ZПРОВОД = 0,25 Ом

Z2РАСЧ = 0,1+0,25+0,368 = 0,768 Ом

ZНОМ = 1,2 Ом

0,768 < 1,2;

на термическую стойкость:

IТ2tТ > I¥ tg

702·1> 17,622·0,75

6. Выбор трансформаторов напряжения.

Таблица 6.2.6

Выбор трансформаторов напряжения.

Проверка трансформатора напряжения:

по напряжению:

UНТН =UНСЕТИ

10 кВ = 10 кВ

по вторичной нагрузке:

S2НОМ £ S2НОМ

S2НОМ - номинальная вторичная мощность.

Таблица 6.2.7

Типы установленных приборов.

S2РАСЧ = 27 ВА

S2НОМ = 75 ВА.

Трансформатор напряжения защищается предохранителем типа ПКТ - 10.

7. Выбор шин ГПП.

Сборные шины ГПП необходимы для приёма и распределения электроэнергии при постоянном напряжении и для различных элементов электрической сети.

Шины проверяем:

по нагреву в нормальном режиме, то есть определим нагрузку в нормальном режиме:

IДЛ. ДОП > IР МАХ, IР МАХ = 3073 А.

Выбираем шины алюминиевых прямоугольного сечения (трех полосные)

S = 100 х 10

IДОП = 3650 [5].

IДЛ. ДОП - длительно допустимый ток для одной полосы.

IДЛ. ДОП = К1К2К3 IДОП,

К1 - поправочный коэффициент для расположения шин горизонтально (0,95); К2 - коэффициент длительно допустимого тока для многополюсных шин (1); К3 - поправочный коэффициент при температуре воздуха, отличной от 250С (1).

IДЛ. ДОП = 0,95*3650 = 3467,5 А, 3467,5 А > 3073 А;

по термической устойчивости токам кз:

с - температурный коэффициент, учитывающий ограничения допустимой температуры нагрева жил кабеля.

100 х 10 > 167,85 мм2;

на динамическую устойчивость при трехфазном кз:

sРАСЧ - максимальное расчётное напряжение в жилах с учётом механического резонанса [кГс/см2] ;

К - коэффициент механического резонанса для шин аллюминиевых прямоугольного сечения;

f (3) - наибольшая (статическая) сила, действующая на среднюю фазу (находящуюся в наиболее тяжёлых условиях) трёх параллельных проводников, расположенных в одной плоскости, от взаимодействия между фазами или трёхфазного кз [кГс/cм] ;

W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной к направлению силы f [см2].

М = ,

М - момент, изгибающий шину (кГс/см);

l - расстояние между опорными изоляторами вдоль оси шин (пролёт) (100 см);

а - расстояние между осями смежных фаз (20 см).

f (3) =1.76* (i2УД/а) *10-2,f (3) =0.758 (кГс/cм).

sРАСЧ=592.188 кГс/см2.

Выбранные шины удовлетворяют условиям проверки.

7. Электроснабжение цеха

Основными потребителями электроэнергии являются электрические приёмники напряжением до 1000 В.

Таблица 8.1.

Оборудование цехов.

7.1 Расчёт силовой нагрузки по цеху

Правильное определение ожидаемых нагрузок при проектировании является основной для решения вопросов, связанных с электроснабжением цеха.

Нагрузки по цеху определяются методом коэффициента максимума.

Рр = Км·Рсм = Км·Ки·Рн (8.1).

Qр = Км`·Qсм = К’Ки·Рн·tgjСМ. (8.2).

Рсм - средняя мощность рабочих ЭП за наиболее загруженную смену;

Рн - суммарная активная мощность рабочих ЭП;

Ки - групповой коэффициент использования активной мощности за наиболее загруженную смену;

Км - коэффициент максимума активной мощности;

К/м - коэффициент максимума реактивной мощности;

tgjСМ - средневзвешенный tgj по мощностям отдельных ЭП.

 (8.3).

Порядок расчёта:

все ЭП по расчётному узлу разбиваются на группы по режимам работы;

по расчётному узлу суммируется количества силовых ЭП и их номинальные мощности;

суммируются средние активные и реактивные нагрузки рабочих ЭП;

определяют групповой коэффициент использования расчётного узла, его средневзвешенный коэффициент мощности;

определяют коэффициент максимума и максимальную силовую нагрузку узла для групп ЭП с переменным графиком нагрузок;

определяют суммарную мощность и среднюю нагрузку с практически постоянным графиком нагрузки, а также по третьей группе ЭП;

рассчитывают силовую нагрузку по узлу в целом путём суммирования максимальных нагрузок ЭП всех групп электроприемников.

Расчёт нагрузки будет производиться в соответствии с выбором схем цеховых сетей.

Распределение электроэнергии в цехах осуществляется электрическими сетями, представляющими совокупность шинопроводов, кабелей, защитных устройств и пусковых аппаратов.

Для питания ЭП от распределительных пунктов или шинопроводов применяется радиальная схема распределения электроэнергии, также применены схемы питания, называемые " цепочками", объединяющие в данном случае по 2ЭП. Достоинством такой схемы является высокая надёжность электроснабжения и удобство в эксплуатации. При повреждении проводов или кз прекращают работу 1 или несколько ЭП, подключённых к повреждённой линии, в то время, как остальные продолжают нормальную работу.

Нагрузка, равномерно распределённая по цеху, получает питание от распределительных шинопроводов (ШП II, ШП III). Применение шинопроводов по сравнению с кабельными сетями имеет преимущество в отношении надёжности, простоты и удобства подключения. ЭП сосредоточенные группами и распределённые резко неравномерно (находящиеся на разных высотных отметках) запитаны от распределительных пунктов.

Шинопроводы и распределительные пункты в свою очередь получают питание от магистрального шинопровода (за исключением 1,2,3 распределительных пунктов, которые получают питание от распределительного шинопровода), к которому присоединяются с помощью коммутационных защитных аппаратов.

Магистральный шинопровод получает питание от цеховых трансформаторов.

Выбор распределительных пунктов, присоединённая нагрузка, расчёт Iр сведены в таблицы 8.1.1 и 8.1.2

Таблица 8.1.1

Распределительные пункты.

Таблица 8.1.2

Расчётные нагрузки.

Выбор шинопроводов, присоединённая нагрузка, определение расчётной нагрузки сведены в таблицы 8.1.3., 8.1.4

Таблица 8.1.3

Выбор шинопроводов.

Таблица 8.1.4

Определение расчётной нагрузки.

Шинопроводы выбираю по нагреву длительно допустимым максимальным током нагрузки:

IДОП ³ IРАБ МАХ

Кабели, по которым получают питание ЭП (от распределительных пунктов и шинопроводов до ЭП). Выбираю по расчётному и аварийному токам. В производственной части цеха (отметка 0.000) применяется скрытая прокладка кабелей. При этом используются трубы, прокладываемые под полом.

Таблица 8.1.5. Используемые кабели.

Для питания мостовых насосов выбираем троллейные линии. Троллеи выбираются по тепловому току [7].

Таблица 8.1.6

Выбор троллеев.

7.2 Расчёт электрического освещения цеха

Устройство эвакуационного освещения обязательно во всех случаях независимо от наличия аварийного освещения.

Аварийное освещение для продолжения работы необходимо в помещениях и на открытых пространствах, если прекращение нормальной работы из-за отсутствия рабочего освещения может вызвать: взрыв, пожар, отравление людей, нарушение технологического процесса, опасность травматизма и так далее. Это освещение должно создавать на поверхностях, требующих обслуживание, освещенность 5% нормированной для общего освещения, причём при отсутствии особого обоснования - в пределах от 2 до 30 м в зданиях и от 1 до 5 м вне их. Для аварийного освещения можно применять только лампы накаливания или люминесцентные лампы; допускается присоединение к группам аварийного освещения лампы ДРЛ и ДРИ для увеличения освещенности сверх нормированной для аварийного режима.

Светильники аварийного освещения преимущественно выделяются из числа светильников рабочего освещения; в помещениях, работающих в 1-2 смены, при мощности ламп рабочего освещения 200 Вт и более предпочтительна установка дополнительных светильников.

Гс-1000 М используются для аварийного освещения.

Для освещения производственного помещения будет использовано общее равномерное освещение. Дополнительное местное освещение, требуемое нормами для некоторых помещений, при необходимости устраиваются на единичных рабочих местах.

Светотехнический расчёт.

Предварительно обосновывается величина освещённости в соответствии с нормами освещённости [т.4.1-4.6, л.2], принимаются коэффициенты отражения [т.5.1, л.2], определяется фон.

Задачей светотехнического расчёта является определение мощности источников света, обеспечивающих нормированную освещённость при выбранном типе и расположении светильников.

Выбор схемы и расчёт осветительных сетей цеха.

Напряжение сети электроосвещения цехов 380/220 В, при включении ламп на 220 В.

При наличии двухтрансформаторных подстанций рабочее и аварийное освещение питаются от разных трансформаторов ТП.

Согласно ПУЭ ток защитных аппаратов не должен превышать 25 А и 63 А для газоразрядных ламп. Число ламп на группу не должно превышать 20, а люминесцентных светильников на 2 и более ламп - не более 50.

Ввод в осветительный прибор и независимый, не встроенный в прибор, пускорегулирующий аппарат выполняется проводами или кабелем с изоляцией на напряжение не менее 660 В.

Для защиты и управления осветительными сетями широко используются автоматические выключатели, преимущественно серии А3100, АБ 25.

Применяются щиты ПР 9000.

Лампы ДРЛ запитываются шинопроводом ШОС, который получает питание от распределительного пункта 1. лампы накаливания и люминесцентные лампы получают питание от распределительных пунктов 2 и 3.

                                   1/144

                                                         А3134/120                    2/5,8   А3144/400                                    АВВГ(4х2,5)                                  ПР9262-136

АВВГ(4х185)тг80                           А3134/300                       3/50,22

                                            АВВГ(3х70+1х25)                      ПР9282-139

Рис.8.2.1 Принципиальная схема питающей сети рабочего освещения.

Комплектный осветительный шинопровод ШОС предназначен для выполнения четырёхпроводных осветительных групповых линий в сетях 380/220 В с нулевым проводом на различные токи. Групповые линии выполнены на 18 и 21 светильник с лампами ДРЛ.

Таблица 8.2.2

Таблица 8.2.1

Освещение завода.

Выбор сечения проводов производится по расчётному току, по потерям напряжения и по механической прочности. По механической прочности допускается использование проводов сечением 2,5-50 мм2 [т.11. - 3, л.2].

По потере напряжения:

åMi - сумма моментов данного и всех последующих по направлению тока участков с тем же числом проводов в линии, что и на данном участке;

åмi - сумма моментов, питаемых через данный участок линии с иным числом проводов, чем на данном участке.

a - коэффициент приведения моментов [т.12-10, л.2].

DU= 5,7% [т.12-6, л.2] зависит от коэффициента мощности, номинальной мощности и коэффициента и коэффициента загрузки трансформатора.

С - коэффициент, значение которого принимается 44 [т.12-9, л.2].

Выбор кабелей производится по расчётному току:

IДОП >IРАСЧ.

По расчётному току выбираются защитные аппараты в соответствии с условиями:

IАВТ ³ IР

IУСТ ³ IР

Определим для примера сечение на головном участке линии:

Mn =

Принимаем стандартное сечение Fст = 50 мм2. По таблице 12-11 [2] определяем потери напряжения по моменту и выбранному сечению.

DUост = 5,7-0,2 = 5,5

расчёт для остальных участков осветительной сети ведётся аналогично. Результаты сводятся в таблицу 8.2.3

                                                           1

                               Lип                                                 

              ИП

                               3

                                        l12                                                                                                2

Рис.8.2.2 Схема осветительной сети

Таблица 8.2.3

Выбор сечения по потери напряжения.

Выбор сечения по расчётному току и окончательно принятое сечение приведены в таблице 8.2.4

Таблица 8.2.4

Выбор сечения по расчётному току.