Главная              Рефераты - Физика

Электроснабжение завода 2 - реферат

Министерство образования Российской Федерации

Дальневосточный государственный технический университет

(ДВПИ им. В.В. Куйбышева)

ИНСТИТУТ РАДИОЭЛЕКТРОНИКИ ИНФОРМАТИКИ И ЭЛЕКТРОТЕХНИКИ


Кафедра электроэнергетики


Проектирование электроснабжения Машиностроительного ЗАВОДА



Владивосток

2007

Аннотация

В дипломном проекте рассматриваются вопросы электроснабжения
машиностроительного завода. Определяются расчетные
электрические нагрузки цехов, проводится выбор схем внутреннего
и внешнего электроснабжения, рассчитываются токи короткого замыкания.

В экономической части проекта проводится расчет электроэнергетической составляющей себестоимости продукции промышленного предприятия и технико-экономическое сравнение вариантов напряжения питания завода. В результате сравнения выбирается наиболее экономичное напряжение электроснабжения завода, по которому ведется дальнейший расчет: проводится выбор оборудования ГПП.

В специальной части проекта представляется Защита кабельных линий от коррозии.

В разделе «Охрана труда» предлагаются организационно-технические мероприятия по предотвращению поражения электрическим током в электроустановках до 1000В и рассчитывается заземление главной понизительной подстанции 110/10.

В разделе релейная защита представлена защита асинхронного двигателя.



1. Характеристика машиностроительного завода

Исходными данными для проектирования электроснабжения машиностроительного завода являются:

- генеральный план объема проектирования;

- установленная мощность по цехам, см. таблицу 1.1;

- характеристика источников питания;

- характеристика технологического процесса;

- характеристика режима работы проектируемого объекта;

- характеристика высоковольтных потребителей.

Таблица 1.1 Наименования и электрические нагрузки цехов

Наименование цехов Длина, Ширина, Высота Рн, Кс Соsφ
м м м кВт
1. Инструментальный цех 96 60 7,2 600 0,3 0,65
2. Заводоуправление 90 18 3,3 190 0,65 0,8
3. Механический цех №1 162 42 8,4 330 0,3 0,65
4. Штамповочный цех 138 78 9,6 2150 0,45 0,7
5.Механический цех №2 162 42 8,4 250 0,3 0,65

6. Компрессорная 0,4кВ

4 СД 10кВ

48 24 6

290

4520

0,75

0,75

0,8

0,8

7. Штамповочный цех деталей корпуса 0,4кВ

2ИП 10кВ

138 78 7,2

1450

2200

0,45

0,45

0,8

0,8

8. Термический цех 156 108 8,4 880 0,6 0,85

9.Литейная черных металлов 0,4кВ

2ДСП 10кВ

150 138 8,4 1500 0,45 0,7
3600 0,8 0,85

10.Литейная черных металлов 0,4кВ

2ИАТ-6/1,6 10кВ

156 138 8,4

720

3000

0,45

0,45

0,78

0,75

11. Гальванический цех 120 60 6 820 0,65 0,78
12. Цех обработки блоков двигателей 114 60 6 1035 0,32 0,65
13. Цех обработки поршней 102 42 6 1100 0,3 0,65
14. Цех обработки двигателей 102 42 6 1320 0,35 0,7
15. Токарный цех 114 60 4,8 1450 0,25 0,65
16. Цех диагностики двигателей 90 72 7,2 420 0,4 0,7
17. Гальванический цех 114 60 4,8 820 0,65 0,78
18. Гараж 72 48 4,8 150 0,35 0,65
19. Цех производства мелких серий 102 72 6 600 0,32 0,65
20. Сборочный цех машин 162 138 8,4 1350 0,35 0,7
21. Экспериментальный цех 102 42 7,2 530 0,4 0,7
22. Столовая 60 24 3,3 250 0,45 0,8
23. Лаборатория 90 18 3,3 400 0,4 0,7
24. Насосная 36 24 6 420 0,75 0,85
25. Материальный склад 120 60 6 170 0,25 0,5
26. Проходные (4шт.), на каждую 9 6 2.5 по 10 0.8 0.85

а) Синхронные двигатели СДН-14-44-10: Uн = 6кВ n= 600 об\мин, Рн = 630 кВт

Qн = 325 квар, К1=5,6 кВт, К2=4,06 кВт

Понижающие трансформаторы для подключения синхронных двигателей к сети 10кВ, типа ТМ-1000-10/6кВ

б) Индукционная тигельная печь для плавки чугуна марки ИАТ-6/1,6. Мощность печного трансформатора 1600МВА, Рн=1400кВт.


Место расположения объекта – Приморский край

Характеристики района по ветровой нагрузке согласно ПУЭ:

- по скоростным напорам ветра – IV;

- по толщине стенки гололеда – II;

- по пляске проводов – II;

- среднегодовая продолжительность гроз - от 10 до 20 часов.

На первом этапе проектирования дается развернутая характеристика машиностроительного завода с точки зрения надежности электроснабжения отдельных цехов; состояния среды внутри помещений: сухая, влажная, сырая, жаркая, пыльная; классификация помещений по опасности поражения током: нормальные, повышенной опасности, особо опасные; категории помещений по СНиП П-90-81 и по ПУЭ.

Развернутая характеристика проектируемого предприятия с точки зрения надежности электроснабжения отдельных цехов приведена в таблице 1.2.


Таблица 1.2 - Характеристика сред и помещений

Наименование помещения Катего-рия надеж-ности Характеристика среды Классифика-ция помещений по пожароопас-ности Классификация помещений по поражению эл. током Категория помещений
СНиП ПУЭ
1. Инструментальный цех II Нормальная - Нормальная Д -
2. Заводоуправление III Нормальная - Нормальная Д -
3. Механический цех №1 II Нормальная - Нормальная Д -
4. Штамповочный цех II Нормальная - Нормальная Д -
5.Механический цех №2 II Нормальная - Нормальная Д -
6. Компрессорная II Нормальная - Нормальная Д -
7. Штамповочный цех деталей корпус II Нормальная - Нормальная Д -
8. Термический цех II Хим.актив-ная Пожаро-взрывоопас-ная Особо опасная А В-IIа
9.Литейная черных металлов II

Пыльная

Жаркая

- Особо опасная Г -
10.Литейная черных металлов II

Пыльная

Жаркая

- Особо опасная Г -
11. Гальванический цех II Хим.актив-ная Пожаро-взрывоопас-ная Особо опасная А В-IIа
12. Цех обработки блоков двигателей II Нормальная
Нормальная Д -
13. Цех обработки поршней II Нормальная - Нормальная Д -
14. Цех обработки двигателей II Нормальная - Нормальная Д -
15. Токарный цех II Нормальная - Нормальная Д -
16. Цех диагностики двигателей II Нормальная - Нормальная Д -
17. Гальванический цех II Хим.актив-ная Пожаро-взрывоопас-ная Особо опасная А В-IIа
18. Гараж III Пыльная Пожароопас-ная Нормальная В П-I
19. Цех производства мелких серий II Нормальная - Нормальная Д -
20. Сборочный цех машин II Нормальная - Нормальная Д -
21. Экспериментальный цех II Нормальная - Нормальная В П-II
22. Столовая III

Жаркая,

сырая

- Повышенная опасность Д -
23. Лаборатория III Нормальная
Нормальная Д -
24. Насосная II Сырая - Нормальная Д -
25. Материальный склад III Нормальная - Нормальная Д -
26. Проходная III Нормальная - Нормальная Д -

1.1 Характеристика режима работы предприятия

По справочной литературе /8/ выбираем типовые суточные графики нагрузок и годовые графики по продолжительности, характерные для предприятий машиностроительной промышленности. При выборе годовых графиков нагрузки учитываем сменность работы цехов и предприятия в целом. Суточный график нагрузок и годовой график нагрузок представлены на рисунках 1.1, 1.2.


Р
ис. 1.1 Суточный график нагрузки завода

Рис.1.2 Годовой график нагрузки по продолжительности

По годовому графику определяем время использования максимума нагрузки ТМ и время максимальных потерь м.

ч

где Wгод – годовое потребление электроэнергии;

Рmax – максимальная нагрузка, кВт.

Время максимальных потерь определяем, ч


1.2. Характеристика высоковольтных потребителей


Для компрессорной по таблице выбирается четыре синхронных двигателя типа

СДН-14-44-10 со следующими параметрами:


Uвн = 6 кВ;

Рн = 630 кВт;

Qном = 325 кВар;

n = 600 об/мин;

К1сд = 5,6 кВт;

К2сд = 4,06 кВт.


Для литейного цеха по таблице выбирается две сталеплавильные печи типа ДСП –6 со следующими параметрами:


Sн = 4000 кВА;

Uвн = 10 кВ;

cos = 0,84;


ДСП – это трехфазные электроприемники, работающие в повторно-кратковременном режиме с резкими колебаниями тока. Мощные ДСП являются причиной возникновения высших гармоник тока и напряжения и колебаний напряжения в системе электроснабжения предприятия, поэтому схема внутризаводской сети должна строится так, чтобы свести к минимуму неблагоприятные последствия, что достигается питанием ДСП от секций шин низкого напряжения ГПП. При наличии в цехе ДСП нельзя использовать в качестве компенсирующих устройств статические конденсаторы, на которые отрицательно влияют высшие гармоники.


2 Расчет электрических нагрузок
2.1 Расчёт силовых электрических нагрузок

Максимальная расчётная нагрузка определяется по формулам

Рмс = Рн  Кс

Qмс = Рмс  tg,

 = arccosj,

где Кс – коэффициент спроса;

Рн – установленная мощность;

Результаты расчёта предоставлены в таблице 2.1 для напряжения 0.4 и в таблице 2.2 для напряжения 10кВ.

Таблица 2.1 – Расчетные силовые нагрузки цехов Uн=0.4кВ

Наименование цехов Рн, кВ Кс cos y tg y Рмс, кВт Qмс,кВар
1. Инструментальный цех 600 0,3 0,65 1,17 180 210,443
2. Заводоуправление 190 0,65 0,8 0,75 123,5 92,625
3. Механический цех №1 330 0,3 0,65 1,17 99 115,74
4. Штамповочный цех 2150 0,45 0,7 1,02 967,5 987,05
5.Механический цех №2 250 0,3 0,65 1,17 75 87,68
6. Компрессорная 290 0,75 0,8 0,75 217,5 163,13
7. Штамповочный цех деталей корпуса 1450 0,45 0,8 0,75 652,5 489,38
8. Термический цех 880 0,6 0,85 0,62 528 327,23
9.Литейная черных металлов 1500 0,45 0,7 1,02 675 688,64
10.Литейная черных металлов 720 0,45 0,78 0,80 324 259,94
11. Гальванический цех 820 0,65 0,78 0,80 533 427,62
12. Цех обработки блоков двигателей 1035 0,32 0,65 1,17 331,2 387,22
13. Цех обработки поршней 1100 0,3 0,65 1,17 330 385,81
14. Цех обработки двигателей 1320 0,35 0,7 1,02 462 471,33
15. Токарный цех 1450 0,25 0,65 1,17 362,5 423,81
16. Цех диагностики двигателей 420 0,4 0,7 1,02 168 171,39
17. Гальванический цех 820 0,65 0,78 0,80 533 427,62
18. Гараж 150 0,35 0,65 1,17 52,5 61,38
19. Цех производства мелких серий 600 0,32 0,65 1,17 192 224,47
20. Сборочный цех машин 1350 0,35 0,7 1,02 472,5 482,05
21. Экспериментальный цех 530 0,4 0,7 1,02 212 216,28
22. Столовая 250 0,45 0,8 0,75 112,5 84,38
23. Лаборатория 400 0,4 0,7 1,02 160 163,23
24. Насосная 420 0,75 0,85 0,62 315 195,22
25. Материальный склад 170 0,25 0,5 1,73 42,5 73,61
26. Проходные (4шт.), на каждую 10 0,8 0,85 0,62 8 4,96

Таблица 2.2 – Расчетные силовые нагрузки Uн=10 кВ

Наименование цехов Рн, кВ Кс cos y tg y Рмс, кВ Qмс,кВар
6 Компрессорная 4520 0,75 0,8 0,75 3390 2542,5
7. Штамповочный цех деталей корпуса 2200 0,45 0,8 0,75 990 742,5
9.Литейная черных металлов 3600 0,8 0,85 0,62 2880 1784,9
10.Литейная черных металлов 3000 0,45 0,75 0,88 1350 1190,6

2.2 Расчет осветительных нагрузок цехов


2.2.1 Выбор нормируемой освещенности

Выбор типа источника света должен производиться с учетом световой отдачи, срока службы, спектральных и электрических характеристик. Для внутреннего и внешнего освещения возможно применение ламп накаливания, а также газоразрядных источников света, таких как ЛЛ, ДРЛ, МГЛ и другие.

При выборе типа источника света необходимо учитывать, что в низких помещениях (не выше 6 - 8 м) наиболее экономичны ОУ с ЛЛ, в помещениях высотой от 8 - 10 до 20 м наименьшие затраты имеют место для ОУ с ДРЛ.


Выбор системы освещения

При технической невозможности или нецелесообразности устройства местного освещения допускается использование системы общего освещения. Система общего освещения должна использоваться для помещений, в которых выполняются зрительные работы V - VIII разрядов. Общее освещение, в том числе и в системе комбинированного, выполняется равномерным распределением источников света. Локализованное освещение используется для освещения горизонтальных поверхностей, выполняется в помещениях относящихся к I, IIа, IIб, а также к IIв, IIг, III и IV разрядами зрительных работ. Во вспомогательных помещениях обычно применяется система общего освещения с равномерным распределением светильников.

Выбор уровня освещенности

Норма освещенности при проектировании устанавливается по отраслевым нормативным документам. При отсутствии указанных документов уровень нормативной освещенности устанавливается в соответствии с /2/. При этом необходимо учитывать разряд зрительных работ, выбранный источник света, используемую систему освещения, отсутствие или наличие естественного света, особые случаи, требующие изменения освещенности на одну ступень.
Выбор светильников общего освещения

Светотехнический выбор светильника

Одной из основных характеристик светильника является его светораспределение, которое характеризуется классами и видами кривых силы света (КСС).

Для освещения производственных предприятий в основном используются кривые К, Д, Г, Л. Чем выше помещение и чем выше нормируется освещенность, тем более концентрированными КСС должны обладать световые приборы.

Выбор светильников по конструктивному исполнению

Конструктивное исполнение светильников должно обеспечивать пожарную безопасность, взрывобезопасность при установке во взрывоопасных помещениях, электробезопасность, надежность, долговечность, стабильность характеристик в данных условиях среды, удобство обслуживания.

Размещение светильников общего освещения

Светильники должны быть размещены таким образом чтобы обеспечивать: безопасный и удобный доступ к светильникам для их обслуживания; создания нормируемой освещенности наиболее экономичным путем; соблюдение качества освещения; наименьшую протяженность и удобство монтажа групповых сетей; рекомендованную КСС, с учетом строительных параметров здания. Размещение светильников может быть комбинированным или локализованным.

Равномерность распределения освещенности по освещаемой горизонтальной поверхности зависит: от схемы расположения светильников, размещения их по длине и ширине помещения, расстояния крайних рядов светильников от стен или ряда колонн, его стоит принимать равным 0,3 – 0,5 от расстояния между рядами светильников.


2.2.3. Расчет параметров искусственного освещения

Светотехнический расчет осветительных установок выполняется по методу удельной мощности.

Порядок расчета следующий:

- по заданным строительным параметрам помещения: длине и ширине определяется стандартный строительный модуль (причем длина и ширина помещения должна быть кратна параметрам выбранного строительного модуля) и вычисляется площадь участка цеха и площадь нормированного освещения, а также общая площадь цеха.

- по заданной высоте производственного помещения определяется расчетная высота подвеса светильников по формуле:


, (2.3)


где h – высота помещения, м;

hc – высота свеса светильника от потолка для ламп ДРЛ - hc = 0,4 м; для люминесцентных ламп, прикрепленных к потолку - hc = 0 м;

hг – высота плоскости нормирования освещенности или высота рабочей

поверхности.

- Выбираются коэффициенты отражения согласно таблицы 4.16 /4/ : - потолка, - стен, - рабочей поверхности.

- Коэффициент запаса принимается в зависимости от технологического процесса данного цеха. Разряд зрительных работ выбирается по наименьшему размеру различения, а подразряд зрительных работ – по отражающим свойствам объекта и фона. Нормированную освещенность выбирается в зависимости от разряда зрительных работ, системы освещения и характеристик среды на основании норм СНиП 23-05-95.

- В зависимости от характеристики среды выбирается тип светильника и источника света с учетом степени защиты, а также кривые светораспределения (КСС) .

- Удельную мощность выбирается согласно таблицы по расчетной высоте подвеса светильников и кривым светораспределения КСС.

- Удельную расчетную мощность рассчитываем по формуле:

= , (2.4)

где Е - нормированная освещенность, лк, выбирается по таблице 4.1 /5/ ;

Кз зад - коэффициент запаса, принимается в соответствии с таблицей 4.4 /5/ ;

табл -условный КПД использования помещения , принимается по таблице 9.14 /4/,

равен 100%;

0 - удельная мощность, выбирается по таблице ;

Е - условная освещенность, принимается 100 лк;

Кз табл – условный коэффициент запаса, принимается 1,5;

зад - заданный КПД, принимается 0,65.

Формула принимает вид:

= (2.5.)

Если коэффициенты отражения , , отличаются от табличных, то нужно изменить на 10% . Для грязных цехов: = 1,1; Для чистых цехов: /1,1

- Расчетная активная мощность освещения находится по удельной мощности (с учетом корректировки коэффициентов отражения) и общей площади цеха.

- Потери в ПРА равны для люминесцентных ламп со стартером зажигания – 20 %, для

ламп ДРЛ – 10 %;

- Считается суммарная расчетная активная мощность, которая складывается из расчетной активной мощности и потерь в ПРА ;

- Реактивная мощность определяется по коэффициенту мощности, при этом

для люминесцентных ламп принимается , для ламп ДРЛ - .

Приводится пример расчета освещения для инструментального цеха.

Определяются для данного помещения строительные модули: 6 х 12;

Площадь участка цеха определяется по размеру модуля: АхВ;

АхВ = 6 х 12 = 72 м2;

Определяется площадь нормированного освещения цеха S = 72 = 72 м2;

Рассчитывается общую площадь цеха по формуле: F = L х В , м2;

где L – длина цеха, м;

В – ширина цеха, м;

F = 96 х 60 = 5760 м2;


По высоте помещения 7,2 м для ламп ДРЛ определяется расчетная высота по формуле:

= 8,4 - 0,3 - 0,8 = 6,1м.

Выбираются коэффициенты отражения по таблице 4.16 /4/ : =50%, =30%, =10%.

Коэффициент запаса принимается 1,5, разряд и подразряд зрительных работ – IIIа, нормированная освещенность - 300 лк .

Принимается КСС Г-2.

Выбирается удельная мощность = 4,2 Вт/м2 при расчетной высоте подвеса светильников = 6,1 м , площади нормированной освещенности S = 72м2 и КСС Г3.

Рассчитывается удельная расчетная мощность :

=

= = 19,38 Вт/м2

Т.к. коэффициенты отражения , , не отличаются от табличных значений, то =

Считается расчетная активная мощность освещения цеха Ррасч : F

Ррасч = 19,38 х 5760 = 111628,8 Вт;

Считаются потери в ПРА : =

= = 11162,8 Вт

Считается суммарная расчетная активная мощность:

; (2.6)

122,8кВт.


Реактивная мощность определяется по коэффициенту мощности, который для ламп ДРЛ равен 0,5

; (2.7)

.

Расчеты освещения для остальных цехов выполняется аналогично и сводятся в таблицы 2.1 и 2.2.

Таблица 2.1 – Характеристика светильников и нормированные показатели для расчета осветительной нагрузки производственных помещений


Наименование цеха


Модуль,

м

Площадь участка цеха, м2 Площадь нормируемого освещения , м2

Высота помещения,

м

Расчетная высота , м


Нормированная освещенность, лк Тип источника света Разряд зрительных работ КСС Кз Коэффициенты отражения, %
потолка стен Рабочей поверхности
1. Инструментальный цех 6х12 72 72 7,2 6,1 200 ДРЛ IIIб Г2 1,5 50 30 10
2. Заводоуправление 6х6 36 36 3,3 2,5 300 ЛЛ - Д1 1,5 70 50 30
3. Механический цех №1 6x12 72 72 8,4 7,3 200 ДРЛ IIIб Г2 1,5 50 30 10
4. Штамповочный цех 6x12 72 72 9,6 8,4 300 ДРЛ IIIб Г3 1,5 50 30 10
5.Механический цех №2 6x12 72 72 8,4 7,3 200 ДРЛ IIIб Г2 1,5 50 30 10
6. Компрессорная 6х12 72 180 6,0 4,8 200 ДРЛ IVг Г1 1,6 50 30 10
7. Штамповочный цех деталей корпус 6x12 72 72 7,2 6,1 300 ДРЛ IIIб Г3 1,5 50 30 10
8. Термический цех 6x12 72 72 8,4 7,3 300 ДРЛ IIIб Г3 1,5 50 30 10
9.Литейная черных металлов 6х18 108 108 8,4 8,1 200 ДРЛ VII К1 1,8 30 10 10
10.Литейная черных металлов 6х18 108 108 8,4 8,1 200 ДРЛ VII К1 1,8 30 10 10
11. Гальванический цех 6x12 72 72 6 4,8 200 ДРЛ IVб Д3 1,8 50 30 10
12. Цех обработки блоков двигателей 6x12 72 72 6 4,8 300 ДРЛ IIIa Г3 1,5 50 30 10
13. Цех обработки поршней 6x12 72 72 6 4,8 300 ДРЛ IIIa Г3 1,5 50 30 10
14. Цех обработки двигателей 6x12 72 72 6 4,8 300 ДРЛ IIIa Г3 1,5 50 30 10
15. Токарный цех 6x12 72 72 4,8 3,3 300 ДРЛ IIIa Г3 1,5 50 30 10
16. Цех диагностики двигателей 6x12 72 72 7,2 6,1 300 ДРЛ IIIб Г3 1,5 50 30 10
17. Гальванический цех 6x12 72 72 4,8 3,3 200 ДРЛ IVб Д3 1,8 50 30 10
18. Гараж 6x12 72 72 4,8 3,3 200 ДРЛ IIIб,в Г1 1,7 30 10 10
19. Цех производства мелких серий 6x12 72 72 6 4,8 300 ДРЛ IIIa Г3 1,5 50 30 10
20. Сборочный цех машин 6x12 72 72 8,4 7,3 300 ДРЛ IIIa Г3 1,5 50 30 10
21. Экспериментальный цех 6x12 72 72 7,2 6 300 ДРЛ IIIв Д3 1,7 50 30 10
22. Столовая 6х6 36 36 3,3 2,5 300 ЛЛ - Д1 1,5 70 50 30
23. Лаборатория 6х6 36 36 3,3 2,5 300 ЛЛ - Д1 1,5 70 50 30
24. Насосная 6x12 72 72 6 4,8 200 ДРЛ IIIг Г1 1,5 50 30 10
25. Материальный склад 6x12 72 72 6 4,8 75 ДРЛ VIIIб Г1 1,5 50 30 10
26. Проходная 6х9 36 36 2,5 1,6 300 ЛЛ - Д3 1,5 70 50 30

Таблица 2.2 – Расчет нагрузок электрического освещения по цехам по методу удельной мощности


Наименование цеха


Удельная мощность табличная

расч

Вт/м2

Удельная мощность

расчетная

расч

Вт/м2

Удельная мощность

с учетом корректировки

по коэффициентам отражения

расч

Вт/м2

Общая площадь цеха, F

м2

Расчетная активная мощность,

Ррасч

кВт

Потери в ПРА, РПРА

кВт

Суммарная расчетная активная мощность, Ррасч

кВт

cos

tg

Суммарная реактивная мощность, Q

квар

1. Инструментальный цех 4,2 19,38 19,38 5760 111,629 11,2 122,8 0,5 1,73 212,4
2. Заводоуправление 3,6 16,62 15,1 1620 24,462 4,9 29,4 0,95 0,32 9,4
3. Механический цех №1 4,2 19,38 19,38 6804 131,862 13,2 145,0 0,5 1,73 250,9
4. Штамповочный цех 5,4 24,9 24,9 10764 268,024 26,8 294,8 0,5 1,73 510,0
5.Механический цех №2 4,2 19,38 19,38 6804 131,862 13,2 145,0 0,5 1,73 250,9
6. Компрессорная 4,0 13,13 13,13 1152 15,1258 1,5 16,6 0,5 1,73 28,8
7. Штамповочный цех деталей корпус 5,4 24,9 24,9 10764 268,024 26,8 294,8 0,5 1,73 510,0
8. Термический цех 5,4 24,9 24,9 16848 419,515 42,0 461,5 0,5 1,73 798,3
9.Литейная черных металлов 5,4 29,9 32,9 20700 681,03 68,1 749,1 0,5 1,73 1296,0
10.Литейная черных металлов 5,4 29,9 32,9 21528 708,271 70,8 779,1 0,5 1,73 1347,8
11. Гальванический цех 6,8 25,11 25,11 7200 180,792 18,1 198,9 0,5 1,73 344,0
12. Цех обработки блоков двигателей 4,2 19,38 19,38 6840 132,559 13,3 145,8 0,5 1,73 252,3
13. Цех обработки поршней 4,2 19,38 19,38 4284 83,0239 8,3 91,3 0,5 1,73 158,0
14. Цех обработки двигателей 4,2 19,38 19,38 4284 83,0239 8,3 91,3 0,5 1,73 158,0
15. Токарный цех 4,2 19,38 19,38 6840 132,559 13,3 145,8 0,5 1,73 252,3
16. Цех диагностики двигателей 4,2 19,38 19,38 6480 125,582 12,6 138,1 0,5 1,73 239,0
17. Гальванический цех 6,8 25,11 25,11 6840 171,752 17,2 188,9 0,5 1,73 326,8
18. Гараж 4,7 24,58 27,04 3456 93,4502 9,3 102,8 0,5 1,73 177,8
19. Цех производства мелких серий 4,2 19,38 19,38 7344 142,327 14,2 156,6 0,5 1,73 270,8
20. Сборочный цех машин 4,2 19,38 19,38 22356 433,259 43,3 476,6 0,5 1,73 824,5
21. Экспериментальный цех 3,6 16,62 15,1 4284 64,6884 6,5 71,2 0,5 1,73 123,1
22. Столовая 3,6 16,62 15,1 1440 21,744 4,3 26,1 0,95 0,32 8,3
23. Лаборатория 3,6 16,62 15,1 1620 24,462 4,9 29,4 0,95 0,32 9,4
24. Насосная 4,7 14,46 14,46 864 12,4934 1,2 13,7 0,5 1,73 23,8
25. Материальный склад 4,0 4,62 4,62 7200 33,264 3,3 36,6 0,5 1,73 63,3
26. Проходная 2,7 12,46 11,33 54 0,61182 0,1 0,7 0,5 1,73 0,2

2.3 Расчет наружного освещения


2.3.1 Расчет охранного освещения точечным методом


Охранное освещение устанавливается по периметру охраняемой зоны. В качестве источника света используются только ламы накаливания. Питание производится по наиболее удобно расположенной ТП по воздушным линиям.

Расчет ведется точечным методом, определяется шаг расстановки светильников

Исходные данные для расчета:

1 светильники типа СПО-200

мощность лампы 200Вт

Ен=0.5лк в точке А нормируемая минимальная освещенность

высота светильников 6м

ширина охраняемой зоны 10м

коэффициент запаса Кз=1.3



Рис1 расположение светильников и контрольной точки


Расчет ведется исходя из формулы

относительная освещенность равна

Относительная освещенность в точке А создается одновременно двумя ближайшими светильниками

По кривым относительной освещенности по полученному значению определяется

h/d=0.375, откуда d=6/0.375=16

Тогда шаг светильника


2.3.2 Расчет уличного освещения дорог точечным методом



Рис.2 расположение светильников и контрольной точки

Расчет ведется точечным методом

Исходные данные для расчета:

1 светильники типа РКУ 01-125 с лампами ДРЛ

2 мощность лампы 125Вт

3 Ен=2лк в точке А нормируемая минимальная освещенность в зависимости от интенсивности движения

4 высота светильников 8.5м

5 ширина дороги 6м

6 коэффициент запаса Кз=1.5

7 Световой поток Фл=5900 лм

Схема расположения светильников односторонняя. Питание производится по кабельным линиям от ТП которая не питает сеть охранного освещения.

Для определения относительной освещенности предварительно определяем


лк

Относительная освещенность в точке А создается одновременно двумя ближайшими светильниками

лк

По графикам условных изолюкс, по величинам определяется затем по полученному значению определяется отношение

Тогда шаг светильника

м

Рассчитаем шаг светильника для дороги шириной 10м

Для определения относительной освещенности предварительно определяем


лк

Относительная освещенность в точке А создается одновременно двумя ближайшими светильниками

лк

По графикам условных изолюкс, по величинам определяется затем по полученному значению определяется отношение

Тогда шаг светильника

м

2.3.3. Расчет прожекторного освещения точечным методом

Расчет производится упрощенным методом по удельной мощности

Принимается что для площадок на которых не проводится никаких работ только общее наблюдение и различие крупных предметов Ен=2лк, разряд VIII

Руд - удельная мощность общего освещения, Вт\м2, при нормируемой освещенности

F – площадь площадки

Тип источника света – ДРЛ

Пример расчета для площадки возле гаража

Вт

Выбираем лампы ДРЛ 6 250Вт и прожектор типа ПЗР-250

Для заводоуправления расчет аналогичен. Выбираем ПСМ-50-1 с лампами ДРЛ 4 400Вт.


3. Выбор целесообразной мощности трансформаторов в соответствии с нагрузками цехов

Правильное определение числа и мощности цеховых трансформаторов возможно только путем технико-экономических расчетов с учетом следующих факторов: категории надежности электроснабжения потребителей; компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1 кВ; перегрузочной способности трансформаторов в нормальном и аварийных режимах; шага стандартных мощностей; экономичных режимов работы трансформаторов в зависимости от графика нагрузки.

Количество цеховых ТП влияет на затраты на распределительные устройства напряжением 10 кВ и внутризаводские и цеховые электрические сети. Так, при уменьшении числа ТП уменьшается число ячеек РУ, суммарная длина линии и потери электроэнергии и напряжения в сетях 10 кВ, но возрастает стоимость сетей напряжением 0,4 кВ и потери в них. Увеличение числа ТП, наоборот, снижает затраты на цеховые сети, но увеличивает число ячеек РУ 10 кВ и затраты на сети напряжением 10 кВ. При некотором количестве трансформаторов с номинальной мощностью S можно добиться минимума приведенных затрат при обеспечении заданной степени надежности электроснабжения. Такой вариант будет являться оптимальным.

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

SР / F, (3.1)

где SР - расчетная нагрузка цеха, кВ А;

F - площадь цеха, м2.

При плотности нагрузки напряжением 380 В до 0,2 к В А / м2 целесообразно применять трансформаторы мощностью до 1000 к В А включительно.

Выбор мощности трансформаторов производим исходя из рациональной их загрузки в нормальном режиме и с учетом минимально необходимого резервирования в послеаварийном режиме. При этом номинальная мощность трансформаторов определяется по средней нагрузке за максимально загруженную смену:


SНОМ,Т = SСР.М / ( N KЗ ), (3.2)


где N –число трансформаторов;

KЗ - коэффициент загрузки трансформатора.


Определяется удельная плотность нагрузки цехов


Sуд= , (3.1)

Таблица 3.1 Удельные нагрузки цехов


Наименование цехов

SмΣ

кВар

S

М2

Sуд


1. Инструментальный цех 332,3077 5760 0,06
2. Заводоуправление 185,25 1620 0,11
3. Механический цех №1 182,7692 6804 0,03
4. Штамповочный цех 1658,571 10764 0,15
5.Механический цех №2 1329,231 6804 0,20
6. Компрессорная 4563,75 1152 3,96
7. Штамповочный цех деталей корпуса 2216,25 10764 0,21
8. Термический цех 745,4118 16848 0,04
9.Литейная черных металлов 4545,38 20700 0,22
10.Литейная черных металлов 2298,46 21528 0,11
11. Гальванический цех 820 7200 0,11
12. Цех обработки блоков двигателей 611,4462 6840 0,09
13. Цех обработки поршней 609,2308 4284 0,14
14. Цех обработки двигателей 792 4284 0,18
15. Токарный цех 669,2308 6840 0,10
16. Цех диагностики двигателей 288 6480 0,04
17. Гальванический цех 820 6840 0,12
18. Гараж 96,92308 3456 0,03
19. Цех производства мелких серий 354,4615 7344 0,05
20. Сборочный цех машин 810 22356 0,04
21. Экспериментальный цех 363,4286 4284 0,08
22. Столовая 168,75 1440 0,12
23. Лаборатория 274,2857 1620 0,17
24. Насосная 444,7059 864 0,51
25. Материальный склад 102 7200 0,01
26. Проходные (4шт.), на каждую 11,29412 54 0,21

При плотности нагрузки до 0.2 кВ·А/м2 целесообразно применять трансформаторы мощностью 1000 кВ·А.

В результате анализа мощности, площади и месторасположения цехов предполагается установка трансформаторов 1000 кВ·А.

3.1 Определение числа трансформаторов

Минимальное число трансформаторов одной мощности


, (3.2)


где РМ - суммарная мощность цехов, где установлены трансформаторы одной мощности, кВт;

Кз – коэффициент загрузки трансформаторов;

Sн.т. – номинальная мощность трансформатора, кВА.

N – добавка до ближайшего целого числа.


Оптимальное число трансформаторов


, (3.3)

где m – дополнительное число трансформаторов, определяется по рисунку 4.7/6/.


Число трансформаторов мощностью 1000 кВ·А


Выбираем 11 трансформаторов.


3.2. Выбор местоположения ТП и распределение нагрузок по ТП

На проектируемом заводе устанавливаются КТП с трансформаторами ТМЗ 1000/10

№ КТП № Цехов Р, кВт Q, квар N, шт S, кВА Кз Sнт, кВА
1 9,10,19,3,5,20,15,26,13 3183,0 3427,1 4 4677,3 0,7958 1000
2 7,12,14,11,17,24,16,25,26 3157,7 3178,79 4 4480,6 0,7894 1000
3 1,8,4,6,18,21,23,2,22,26,26 2457 3298,06 3 4112,7 0,819 1000

Таблица 3.2 – Распределение нагрузки по ТП


3.2.1 Расчёт реактивной мощности, подлежащей компенсации на стороне низшего напряжения


Наибольшая реактивную мощность, которую целесообразно передавать через трансформаторы


, (3.4)


Для трансформаторов установленных на ТП 1:



Мощность БСК на ТП

(3.5)


где QмΣ – суммарная реактивная мощность цеховых ТП.

Мощность БСК, приходящаяся на один трансформатор

(3.6)

3.2.2 Определение центра электрических нагрузок


Расчёт производится по формулам

, (3.7)


, (3.8)

где xo, yo – координаты центра электрических нагрузок;

хI, yI координаты i-го цеха;

РМI – мощность i-го цеха.

Расчетные данные представлены в таблице 3.3

Таблица 3.3 – Определение цента электрических нагрузок

Наименование цехов РН, кВт x y Pi*xi Pi*yi
1. Инструментальный цех 180 103 260 18540 46800
2. Заводоуправление 123,5 410 9 50635 1111,5
3. Механический цех №1 99 220 460 21780 45540
4. Штамповочный цех 967,5 580 230 561150 222525
5.Механический цех №2 720 220 380 158400 273600
6. Компрессорная 217,5 95 180 20662,5 39150
7. Штамповочный цех деталей корпуса 652,5 825 410 538312,5 267525
8. Термический цех 528 280 230 147840 121440
9.Литейная черных металлов 675 410 605 276750 408375
10.Литейная черных металлов 324 215 605 69660 196020
11. Гальванический цех 533 810 260 431730 138580
12. Цех обработки блоков двигателей 331,2 1015 305 336168 101016
13. Цех обработки поршней 330 1015 385 334950 127050
14. Цех обработки двигателей 462 1015 200 468930 92400
15. Токарный цех 362,5 990 620 358875 224750
16. Цех диагностики двигателей 168 885 65 148680 10920
17. Гальванический цех 533 810 160 431730 85280
18. Гараж 52,5 105 90 5512,5 4725
19. Цех производства мелких серий 192 645 620 123840 119040
20. Сборочный цех машин 472,5 510 430 240975 203175
21. Экспериментальный цех 212 280 95 59360 20140
22. Столовая 112,5 470 30 52875 3375
23. Лаборатория 160 280 9 44800 1440
24. Насосная 315 800 60 252000 18900
25. Материальный склад 42,5 1020 65 43350 2762,5
26. Проходные (4шт.), на каждую 8 3 610 24 4880

Координаты центра электрических нагрузок:


, м


, м.


3.2.3 Выбор местоположения ГПП


ГПП устанавливается в центр электрических нагрузок, так как уменьшается длина кабельных линий до наиболее мощных потребителей. В центре электрических нагрузок места недостаточно, поэтому переносим ГПП на свободное место. Расположение ГПП на территории завода показано на генплане.


3.2.4 Составление схемы электроснабжения предприятия


Электроснабжение предприятия осуществляется по двухступенчатой схеме питания. По категории надёжности, основную долю составляют потребители второй категории. На РП применяют одинарные, секционированные системы шин. В нормальном режиме секции сборных шин работают раздельно. В случае аварии нагрузка повреждённой магистрали переключается на другую секцию шин.

3.2.5 Уточнение реактивной мощности подлежащей компенсации

Дополнительная реактивная мощность для снижения потерь мощности в трансформаторе:

, (3.9)


где QМ(Тпi) – суммарная реактивная мощность ТП, квар;

NТР – число трансформаторов на ТП;

 - коэффициент, зависящий от схемы электроснабжения предприятия, способа питания ТП (магистральное или радиальное), от удаленности ТП от ГПП или РП.

1. Если ТП питается от ГПП по магистралям:

на магистрали 3 трансформатора, то

, (3.10)


2. Если Тп питается от РП без СД, то

, (3.11)


где Кр1 – коэффициент, зависящий от региона, Кр1 = 9 (для Дальнего Востока);

Если ТП питается от РП с СД, то =0

Расчёт приводится на примере ТП 1


Если Qнк2ТП i получается отрицательным числом, то принимаем Qнк2ТП i = 0.

Суммарная реактивная мощность НБК на напряжении 0.4 кВ


, (3.12)

Если QнкТП I получается больше чем QМ ТП I то за мощность QнкТП I принимается QМ ТП I.

Батареи конденсаторов ставятся на каждый трансформатор, т.е. каждая батарея выбирается по мощности

QнкТП i / NТП I

Результаты расчёта представлены в таблице 3.4

Таблица 3.4 – Реактивная мощность подлежащая компенсации


N S Qmax(t) Qnk1 Qnk`1 Y Qnk2 Qnk Qnk/n
1 4 1000 0,104983614 3427,19 856,79 0,15 0 3427,19 856,79
2 3 1000 0,096761982 3178,79 794,69 0,15 0 3178,79 794,69
3 3 1000 0,119045204 3298,06 1099,35 0,3 0,1190 3298,06 1099,35

3.2.6 Выбор низковольтных БСК


Выбираются комплектные конденсаторные установки напряжением 0.38 кВ с автоматическим регулированием по напряжению.


Таблица 3.5 – Выбор БСК на 0.4 кВ

№ТП N Qnk/n Тип Q Qбск Q`бк
1 4 856,79

2*УКЛН-0.38-1200-108УЗ

1*УКЛН-0.38-1000-150УЗ

2400

1000

3400


27,17


2 4 794,69 3*УКЛН-0.38-1000-108УЗ 3000 3000 178,79

3


3 1099,35

2*УКЛН-0.38-1000-150УЗ

1*УКЛН-0.38-1200-36УЗ

2000

1200

3200

98,06




3.3. Расчёт потерь мощности в трансформаторах на ТП

По таблице 4.16 выбираются трансформаторы типа ТМЗ-1000/10 В таблице 3.6 представлены технические данные трансформаторов.

Таблица 3.6 – Паспортные данные трансформаторов

Тип S Pхх Pкз
ТМЗ -1000/10 1000 2,27 7,6 5.5 2

Приведённые потери активной и реактивной мощности для режимов холостого хода (ХХ) и короткого замыкания (КЗ) находится следующим образом


, (3.13)


, (3.14)


где КПП – количество активной мощности, необходимое для передачи 1 квар реактивной мощности через трансформатор. Для цеховых ТП КПП=0.07 кВт/квар;

QХХ, QКЗ – потери реактивной мощности в режимах ХХ и КЗ


, (3.15)

, (3.16)


Для трансформатора мощностью 1000 кВ·А

,

,

,

Тип трансфориатора

Qxx, квар

Qкз, квар

P`xx, кВт

P`кз, кВт

ТМЗ - 1000-0,4 20 55 3,67 11,45

Расчёт потерь мощности в трансформаторах на ТП приводится на примере ТП 1 с трансформаторами ТМЗ 1000/10

Полная фактическая мощность ТП


, (3.17)

,


Коэффициент загрузки трансформатора

,

(3.18)

Приведённые потери активной мощности на ТП

, (3.19)

Потери реактивной мощности на ТП

, (3.20)

(3.21)

Результаты расчёта представлены в таблице 3.8


Таблица 3.8 – Потери в трансформаторах на ТП

№ КТП N S P Q`бк Sm Kз^2

Pтр

Qтр

Qбк

1 4 1000 3183,00 27,19 4677,3 0,7958 0,6225 23,08 241,5 268,7
2 4 1000 3157,7 178,79 4480,6 0,7894 0,5996 36,656 133,51 75,705
3 3 1000 2457 98,06 4112,7 0,819 0,6101 37,076 134,96 158,87

3.4. Определение реактивной мощности, вырабатываемой синхронными двигателями

Синхронные двигатели используют в качестве источников реактивной мощности.

Определим коэффициент загрузки двигателя:

где Р1 – активная мощность одного двигателя


Рн - номинальная суммарная мощность двигателей в цехе;

Рн.СД = 500 кВт – номинальная мощность двигателя.


Qн.СД = 325 квар – номинальная реактивная мощность СД; К1 = 5,6 кВт, К2 = 4,06 кВт.


QСД = Кз* Qн.СД = 0,25*325 = 81,25 квар.


Определяем экономически целесообразную реактивную мощность, получаемую от СД.


где Звк – удельная стоимость одного квар реактивной мощности БСК;

Срп – стоимость 1кВт генерирующей мощности.

С’рп = 657,8 руб/мес.

Срп = 12*С’рп = 12*657,8 = 7893.6 руб.



где Ен = 0,12; ЕА1 = 0,075; Ет.р.1 = 0,008; ЕА2 = 0,063; Ет.р.2 = 0,01;

Qбат – номинальная мощность батареи, принимается ближайшей к Qн.СД

УК – 10 – 1 – У3: Qбат = 300 квар;

Кбат – стоимость батареи,

Кбат = 132,2 т. руб.;

Кяч – стоимость ячейки

Кяч = 264,6 т.руб

.

Руд = 0,003 кВт/квар – количество активной мощности на выработку 1 квар реактивной мощности




Так как QСД Э < QСД (29,01<192.75), то принимаем QСД = QСД Э =192.75квар.


4. Расчёт и построение картограммы электрических нагрузок


Картограмма электрических нагрузок представляет собой круговую диаграмму, площадью которой является мощность, а сектора показываю соотношение нагрузок: силовая 0.4кВ, силовая 10 кВ и осветительная нагрузка. Картограмма даёт представление о распределении нагрузок цехов по территории предприятия. Считается, что электрические нагрузки в цехах расположены равномерно. Значение радиуса диаграммы находят из условия равенства расчётной мощности цеха Рi в выбранном масштабе площади круга

Рi=π·ri2·m, (4.1)

где m – масштабный коэффициент, равный 4 кВт/м2;

Pi – расчётная мощность цеха, равная сумме силовой на 0.4 и 10 кВ и осветительной нагрузок;

ri – радиус круга, м.

Радиус окружности:

, (4.2)

Далее производится определение угла α, показывающего, какую долю занимает высоковольтная, осветительная или низковольтная нагрузка в составе общей нагрузки цеха

, (4.3)

где РJ – высоковольтная, осветительная или низковольтная нагрузка, кВт;

Рi - суммарная нагрузка цеха, кВт.

Углы секторов считаются в градусах, а радиусы картограмм в м.

Результаты расчёта представлены в таблице 4.1

Таблица 4.1 – Данные для построения картограмм электрических нагрузок

Сумм. мощ. 0,4кВ освещ 10кВ R

0,4

10

освещ

1. Инструментальный цех 291,6 180,0 122,8
14 260,3 0 99,7
2. Заводоуправление 148,0 123,5 29,4
10 308,9 0 51,1
3. Механический цех №1 230,9 99,0 145,0
12 229,1 0 130,9
4. Штамповочный цех 1235,5 967,5 294,8
28 295,8 0 64,2
5.Механический цех №2 206,9 75,0 145,0
11 219,9 0 140,1
6. Компрессорная 3622,6 217,5 16,6 3390 48 185,6 173,7 0,8
7. Штамповочный цех деталей корпуса 1910,5 652,5 294,8 990 35 217,1 112,5 30,5
8. Термический цех 947,5 528,0 461,5
25 249,5 0,0 110,5
9.Литейная черных металлов 4236,0 675,0 749,1 2880 52 195,6 133,0 31,4
10.Литейная черных металлов 2382,3 324,0 779,1 1350 39 193,1 109,4 57,4
11. Гальванический цех 713,8 533,0 198,9
21 287,2 0 72,8
12. Цех обработки блоков двигателей 463,8 331,2 145,8
17 280,0 0 80,0
13. Цех обработки поршней 413,0 330,0 91,3
16 299,7 0 60,3
14. Цех обработки двигателей 545,0 462,0 91,3
19 312,4 0 47,6
15. Токарный цех 495,1 362,5 145,8
18 284,0 0 76,0
16. Цех диагностики двигателей 293,6 168,0 138,1
14 252,1 0 107,9
17. Гальванический цех 704,8 533,0 188,9
21 289,5 0 70,5
18. Гараж 146,0 52,5 102,8
10 219,5 0 140,5
19. Цех производства мелких серий 334,3 192,0 156,6
15 252,5 0 107,5
20. Сборочный цех машин 905,8 472,5 476,6
24 243,5 0 116,5
21. Экспериментальный цех 276,7 212,0 71,2
13 291,8 0 68,2
22. Столовая 134,2 112,5 26,1
9 309,8 0 50,2
23. Лаборатория 184,5 160,0 29,4
11 317,8 0 42,2
24. Насосная 327,5 315,0 13,7
14 346,8 0 13,2
25. Материальный склад 75,8 42,5 36,6
7 250,2 0 109,8
26. Проходные (4шт.), на каждую 8,6 8,0 0,7
2 336,1 0 23,9

5 Выбор числа и мощности трансформаторов на ГПП

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.

В настоящее время энергоснабжающая организация задает для проектируемых и действующих предприятий значение оптимальной реактивной мощности QЭ1, передаваемой из энергосистемы в сеть предприятия в период максимальных нагрузок энергосистемы. Если энергосистема не обеспечивает предприятие полностью реактивной мощностью в указанный период, то на предприятии должны быть установлены компенсирующие устройства.

Основным требованием при выборе числа и мощности трансформаторов на ГПП являются: надежность электроснабжения потребителей и минимум приведенных затрат на трансформаторы. Надежность электроснабжения потребителей обеспечивается резервом, вводимым автоматически или действием дежурного персонала. Для установки на ГПП принимаем к установке два трансформатора, учитывая наличие потребителей II категорий надежности.

На ГПП устанавливаем два трансформатора, т.к. на заводе есть потребители первой и второй категории. Расчёт трансформаторов ведём для двух напряжений 35 кВ и 110 кВ.

Выбор трансформаторов на ГПП по коэффициенту загрузки


(5.1)

где Рм - суммарная активная расчетная мощность завода


Рм = КРМ •[(Рм ТПi + РТР) +  Рм В/Н] (5.2)


Кр.м – коэффициент разновременности максимумов электрических нагрузок;

Рм = 0,9•[(8773.7+97.8) + 8610] = 16594.35 кВт


Оптимальная реактивная мощность, получаемая от энергосистемы в период максимума нагрузок QЭ1, определяется двумя способами.

Первый способ:

QЭ1=α·РМΣ, (5.3)


где α = 0.2 для U=35 кВ; QЭ1=0.2·16594.35 =3318.9, квар


α = 0.25 для U=110 кВ; QЭ1=0.25·16594.35 =4148.6, квар

5.1 Выбор числа и мощности трансформаторов

Основную долю потребителей составляет II категория, поэтому на ГПП устанавливаются два масляных трансформатора.

Полная расчётная мощность завода


, (5.4)

где Кр.м – коэффициент разновременности максимумов электрических нагрузок, КРМ=0.850.95, по /12/;

Для U=35 кВ

Для U=110 кВ ,


Так как на ГПП установлено два трансформатора то мощность каждого из них


SНТР , (5.5)

где 0.75 – принимаемый коэффициент загрузки


Для U=35 кВ SНТР ,


Для U=110 кВ SНТР ,


Принимается мощность трансформаторов на ГПП 2 трансформатора 10000 кВ·А.

Необходимо проверить возможность аварийной ситуации (отключение одного из трансформаторов) без отключения потребителей I и II-ой категории.

По таблице принимаются к установке трансформаторы ТДН-10000/35 и

ТДН-10000/110. Паспортные данные трансформаторов представлены в таблице 5.2.


Таблица 5.2 – Технические данные трансформаторов на ГПП

Тип тр-ра Sнт Uн, кВ
Потери Uk, % Iх, %


ВН НН ХХ КЗ

ТДН-10000/35 10000 35 6,3; 11 14,5 65 7,5 0,8
ТДН-10000/110 10000 115 6,6;11 14 58 10,5 0,9

5.2 Расчёт потерь мощности и энергии в трансформаторах на ГПП


Расчет потерь мощности в трансформаторах ГПП аналогичен расчету, приведенному в Р3 п. 3.4 по формулам 3.13 – 3.20.



КПП для заводских подстанций принимается равным 0.05

кВт,

, кВт

, кВт

, кВт

Коэффициент загрузки трансформаторов

,


Приведенные потери активной мощности в трансформаторах

Потери реактивной мощности в трансформаторах


Потери энергии в трансформаторах определяются по формуле


(5.7)


где – время включения трансформатора, принимается равным 8760 часов.

МВт·ч/год

МВт·ч/год

Результаты расчёта сведены в таблицу 5.3


Таблица 5.3 Потери мощности и энергии в трансформаторах на ГПП

Напряжение, кВ Sмзав, кВА Nтр*Sном, кВА

P`тр, кВт

Qтр, квар

W, МВт*ч/год
35 10153.8 20000 0,5077 156,84 546,64 1163598.25
110 10263 20000 0,513 191,16 732,65 1443064.9

6 Выбор рационального напряжения питающих ЛЭП

При выборе рационального напряжения питающих ЛЭП решаются вопросы технико-экономического характера. Здесь можно выделить два варианта:

– предприятие получает питание со средних шин районной подстанции напряжением 35 кВ. В этом случае устанавливается сравнительно недорогое оборудование на ГПП, но предлагаются больше потери электроэнергии в линиях;

– предприятие получает питание на напряжении Uн=110 кВ от шин первичного напряжения районной подстанции. В этом случае достаточно большие капитальные вложения на оборудование ГПП, но достаточно малые потери электроэнергии в линиях.


6.1 Расчёт и проверка сечений питающих ЛЭП


Экономическое сечение проводов линий электропередач вычисляется по формуле


(6.1)

где JЭ – экономическая плотность тока, принимается в зависимости от величины по таблице 1.3.36 /1/ равной 1.4 А/мм ;

– максимальный ток в линии.


Максимальный ток в линии

(6.2)


где S’МЗАВ – мощность завода, с учётом потерь в трансформаторах на ГПП


, (6.3)

Вариант 1 U = 35 кВ

, кВ·А

, А

мм

Принимается 2-х-цепная ЛЭП на железобетонных опорах сечением провода

S = 70 мм , А, по /2/.

Проверка выбранного сечения проводов по допустимому току


(6.4)

где КПЕР – коэффициент перегрузки, принимается равным 1.3

А А

Условие выполняется.

Стоимость сооружения воздушных линий – 12,5 тыс. руб/ км по таблице 2-7 /10 /, опоры железобетонные двухцепные с одновременной подвеской двух цепей.


Вариант 2 U = 110 кВ

, кВ·А


, А

мм

Принимается 2-х-цепная ЛЭП сечением 70 мм , IДОП=265 А на железобетонных опорах по /2/.


Проверка выбранного сечения проводов по допустимому току в аварийном режиме

А А

Условие выполняется.

Стоимость сооружения воздушных линий 13,5 тыс. руб/ км ( см. таблицу 2-9 /10/ ), опоры железобетонные двухцепные с одновременной подвеской двух цепей.


6.2 Определение потерь энергии в ЛЭП


Потери энергии в линиях электропередач


(6.5)


где n – число линий;

– потери мощности на одну цепь, принимаются для U = 35 кВ по таблице П.4.3 /2/ равными кВт/км, для U = 110 кВ равными кВт/км;

– длина линии;

– время максимальных потерь;

– коэффициент загрузки линии


( 6.6)


Вариант 1 U = 35 кВ

,

, МВт·ч


Вариант 2 U = 110 кВ


,

, МВт·ч


6.3 Технико-экономическое обоснование напряжения питающих ЛЭП с учетом стоимости ГПП

Капитальные затраты на основное оборудование ГПП и строительство ЛЭП берутся по /2/ и приводятся к ценам 2007 года.

Стоимость с учетом удорожания


КОБ=КОБ89г·КУД, (6.7)


где КОБ89г – цены на оборудование в 1989г.;

КУД – коэффициент удорожания на 2007г.

В экономических расчётах для сравнения двух вариантов используется метод срока окупаемости. Так же можно выбирать наиболее экономичный вариант по минимуму приведенных затрат


(6.8)


где К– единовременные капитальные вложения, тыс. руб.;

ЕН– нормативный коэффициент экономической эффективности, ЕН=0.12;

сЭ– суммарные ежегодные эксплуатационные расходы.

Единовременные капитальные вложения


К=КΣОБ+КЛЭП (6.9)


где КΣОБ – суммарные затраты на оборудование;

КЛЭП – капитальные затраты на ЛЭП.

Суммарные затраты на оборудование


КΣОБ=КВ+КТР+КР+КО+Кк+КОПН, (6.10)


где КВ – стоимость головных выключателей на районной подстанции;

КТР – капитальные затраты на трансформаторы;

КР – капитальные затраты на разъединители;

КО – капитальные затраты на отделители;

КК – капитальные затраты на короткозамыкатели;

КОПН – капитальные затраты на ОПН;

Капитальные затраты на ЛЭП


КЛЭП=К’УД·L, (6.11)


где L– длина линии, км.;

К’УД– удельная стоимость 1 км линии, по таблицам 10.14-10.15 /2/,

Годовые эксплуатационные расходы


сЭ=сЭΣ+сW, (6.12)


где сЭΣ – суммарные ежегодные эксплуатационные расходы;

сW – суммарная стоимость потерь электроэнергии.

Величина сЭΣ определяется по формуле


сЭΣ=сЭ.ОБ+сЭ.ЛЭП, (6.13)


где сЭ.ОБ – эксплуатационные расходы на оборудование;

сЭ.ЛЭП – эксплуатационные расходы на ЛЭП.

Величина сW определяется по формуле

сW= сWТР+ сW.ЛЭП, (6.14)

где сWТР – стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах ГПП;

сW.ЛЭП – стоимость потерь электроэнергии в ЛЭП.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах

сWТР=WА.ТР·с, (6.15)

где WА.ТР – потери электроэнергии в трансформаторах ГПП, смотри Р5 п.5.3;

с– удельная стоимость ежегодных потерь электроэнергии

с=со+ , (6.16)

Таблица 6.1 Удельная стоимость электроэнергии

Стоимость электроэнергии

Со, руб/кВт ч Срп руб/кВт/год С, руб/кВт ч
35 кВ 0.99 6360 2.0247
110кВ 0.66 5220 1.50933

Стоимость потерь электроэнергии в ЛЭП определяется по формуле


сW.ЛЭП=WЛЭП·с, (6.17)


где WЛЭП – потери электроэнергии в ЛЭП,

Эксплуатационные расходы на оборудование вычисляется по формуле


сЭ.ОБ=сА.ОБ+сТ.Р.ОБ, (6.18)


где сА.ОБ – отчисление на амортизацию;

сТ.Р.ОБ – отчисление на текущий ремонт оборудования.

Отчисления на амортизацию

сА.ОБ=КΣОБ·ЕАОБ, (6.19)


где ЕАОБ – коэффициент отчислений на амортизацию, ЕАОБ=0.063, принимается по /12/.

Отчисления на текущий ремонт


сТ.Р.ОБ= КΣОБ·ЕТ.Р.ОБ., (6.20)


где ЕТ.РОБ. – коэффициент отчислений на текущий ремонт, ЕТ.Р.ОБ.=0.01 принимается по /12/.

Эксплуатационные расходы на ЛЭП рассчитываются аналогично по формулам 6.18, 6.19 и 6.20 только ЕТ.Р.ЛЭП=0.004, ЕАЛЭП=0.028.


Пример расчета приводится для Варианта № 1, U = 35 кВ.


Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах


сWТР=2.0247*384394.0666/1000=724.475, тыс. руб.


Стоимость потерь электроэнергии в ЛЭП


сW.ЛЭП=2.0247*5689.22=10722.586, тыс. руб.


Суммарная стоимость потерь электроэнергии


сW=724.475+10722.586=11447.06, тыс. руб.

Таблица 6.2 – Суммарные капитальные затраты на оборудование ГПП и на ЛЭП

Технико-экономическое обоснование напряжения питающих ЛЭП
Оборудование Количество, шт Цена, тыс руб/шт * Куд КΣ, тыс руб
Вариант №1 Uн=35 кВ
ЛЭП: ж/б опоры, двухцепная, АС-70 40 13.5 528 21120

ГПП-35-III-2 10000 А2

1 180,69 6537.6 6537.6
КΣОБ


6537.6
К


27657.6
Вариант №2 Uн=110 кВ
ЛЭП: ж/б опоры, двухцепная, АС-70 40 13.5 528 21120

ГПП-110-III-2 10000 А2

1 205.19 7145.6 7145.6
КΣОБ


7145.6
К


28265.6

Отчисления на амортизацию оборудования

сА.ОБ=6537.6·0.063=411.89, тыс. руб.

Отчисления на текущий ремонт

сТ.Р.ОБ= 6537.6·0.01=65.37, тыс. руб.

Эксплуатационные расходы на оборудование

сЭ.ОБ=411.89+65.37=477.26, тыс. руб.

Отчисления на амортизацию ЛЭП

сА.ЛЭП=21120·0.028=591.36, тыс. руб.

Отчисления на текущий ремонт ЛЭП

сТ.Р.ЛЭП= 21120·0.004=84.48, тыс. руб.

Эксплуатационные расходы на ЛЭП

сЭЛЭП =591.36+84.48=675.84, тыс. руб.

Издержки на эксплуатацию

сЭΣ=477.26+675.84=1153.1, тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы

сЭ=11447.06+2694.846=14141.906, тыс. руб.

По 6.8 определяется минимум приведённых затрат

З=27657.6·0.12+14141.906=17460.818, тыс. руб.

Для напряжения 110 кВ расчёт аналогичен, результаты расчётов представлены в таблице 6.3.


Таблица 6.3 – Технико-экономическое сравнение вариантов

Технико-экономическое сравнение вариантов
Наименование Стоимость, тыс. руб.
Вариант №1 U=35 кВ. Вариант №2 U=110 кВ.
сWТР 724.475 754.8
сW.ЛЭП 10722.586 3315.51
сW 11447.06 4070.31
сА.ОБ 411.89 450.2
сТ.Р.ОБ 65.37 71.46
сЭ.ОБ 477.26 521.656
сА.ЛЭП 591.36 192.64
сТ.Р.ЛЭП 84.48 27.52
сЭЛЭП 675.84 220.16
сЭΣ 1153.1 741.816
сЭ 1877.575 1496.616
З 5196.487 3179.688

По результатам расчёта видно, что вариант №2 более экономичный.

Предприятие питается от районной подстанции на напряжении 110 кВ

7. Составление баланса реактивной мощности для внутризаводской схемы электроснабжения. Выбор высоковольтных батарей статических конденсаторов и определение мест их установки

Высоковольтные батареи статических конденсаторов устанавливаются на шинах ГПП и РП, за исключением РП к которым подключены СД. БСК служат для снижения реактивной нагрузки предприятия, отсюда повышение коэффициента мощности и снижение потерь в кабельных линиях.

Суммарную мощность высоковольтных батарей конденсаторов определяем из условия баланса реактивной мощности


, (7.1)

где – суммарная реактивная нагрузка предприятия на шинах 10 кВ ГПП, она суммируется из нагрузки 0.4 и 10 кВ;

– потери реактивной мощности в трансформаторах на ГПП;

– реактивная мощность, получаемая от энергосистемы;

QСДЭ – экономически целесообразная мощность получаемая от СД.

Не скомпенсированная реактивная нагрузка на шинах РП определяется с учетом компенсации на стороне 0.4 кВ, потерь в трансформаторах и реактивной мощности высоковольтных электроприемников:

, (7.2)


где – нагрузка высоковольтных ЭП на РП;

– фактическая реактивная нагрузка на шинах 10 кВ ТП;

Определяется реактивная нагрузка на шинах РП1:


QРП2 = 0+1190.58=1190.58, квар


На РП2 устанавливаются УКЛ-10,5-1000 У1по таблице 2.192 /3/ ;

На РП3 устанавливаются 3 х УКЛ-10,5-1600 У1

На РП4 устанавливаются 2 х УКЛ-10,5-1600 У1

Результаты сведены в таблицу 7.1


Таблица 7.1- Выбор типа высоковольтных БСК


РП2 РП3 РП4
Qтп 0 3427.19 2732.72
Qм10 1190.58 1784.86 742.5
Qрп 1190.58 5212.05 3475.22

Суммарная мощность высоковольтных батарей
Qрп 9877.85

Qтр

732,76
Qэ1 4148,6
Qсдэ 771
Qзав 5690.7

Установка БСК 3*УК-10,5-1600У1


8. Расчёт сети внутризаводского электроснабжения

8.1 Уточнение варианта схемы электроснабжения с учётом высоковольтной нагрузки

Распределение сети на территории промышленного предприятия выполняется воздушными и кабельными линиями и токопроводами. Воздушные линии позволяют экономично передавать и распределять электроэнергию. Однако, сложность прокладки линий по территории промышленного предприятия ограничивает область их применения. Кабельные линии более универсальны, так как могут прокладываться в траншеях, туннелях, блоках, открыто по стенам или под перекрытиями зданий.

РП размещают в цехах, где располагается высоковольтная нагрузка. За счёт этого достигается уменьшение длины кабельных линий, а, следовательно потерь и осуществляется максимальное приближение потребителей к источнику питания. Резко переменные нагрузки – ДСП, подключают непосредственно к шинам ГПП.


8.2 Расчёт сечений кабельных линий на 10 кВ

Для расчёта сечений КЛ сеть внутреннего электроснабжения разбивается на участки и находятся максимальные расчётные токи, протекающие по участкам


, (8.1)


где SУЧ – мощность, протекающая по участку, кВ·А;

UНОМ – номинальное напряжение, кВ;

n – число кабелей.


Расчёт приводится на примере участка ГПП-РП1

Выбор сечений кабельных линий производится по экономической плотности тока. Для ТМ = 6146.6 ч. и кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами определяем jЭ = 1.2 по таблице 1.3.36 /1/. Далее определяется наиболее экономичное сечение кабеля


, (8.2)

Мощность, протекающая по участку определяется в зависимости от числа трансформаторов на ТП.

РУЧ= , (8.3)


QУЧ= , (8.4)


где РМ, QМ, - сумма активных и реактивных мощностей, проходящих по участку;

NТР – число трансформаторов на ТП.

Полная мощность, протекающая по участку


SУЧ= , (8.5)


На магистрали, мощность участка определяется как сумма мощностей питаемых ТП.

Участок ГПП-РП1

Мощности, протекающие по участкам


РУЧ=ΣРМТП+ΣРМ10кВ, (8.6)


где ΣРМТП – сумма активных нагрузок ТП, питающихся от РП1;

ΣРМ10кВ – сумма высоковольтных нагрузок, питающихся от РП1


QУЧ=ΣQВКТП+ΣQМ10кВ-QВБК, (8.7)


где ΣQВКТП – сумма реактивных нагрузок ТП, питающихся от РП1;

ΣQМ10кВ – сумма высоковольтных реактивных нагрузок, питающихся от РП1;

QВБК – реактивная мощность, вырабатываемая конденсаторными батареями. Если к РП присоединены СД, то вместо QВБК подставляется QСДЭ


РУЧ=3390+2457=5847, кВт

QУЧ=2231.27+2542,5-192.75= 4581.02, квар

SУЧ = кВ·А

По формуле (8.1) находится максимальный расчётный ток


Участок ГПП-РП1


, А

По формуле (8.2) определяется экономичное сечение КЛ

Участок ГПП-РП1

, мм2

По таблице 2.24 /2/ выбираются стандартные сечения КЛ и выписываются их длительно допустимые токи. Принимается кабель с бумажной изоляцией

Участок ГПП-РП1

qСТ=185 мм2 IДОП=360 А

Проверка осуществляется по нагреву расчетным током, в качестве которого принимается ток послеаварийного режима. При этом длительно допустимый ток выбранного сечения должен быть больше расчетного тока.


I’ДОП > IР.АВ , (8.7)

IР.АВ = 2· IР , (8.8)

I’ДОП = КС.Н ·КП· IДОП, (8.9)

где КСН – коэффициент снижения токовой нагрузки при прокладке нескольких кабелей в траншее и зависит от числа кабелей в одной траншее и расстояния между ними. Принимается по наиболее тяжёлому участку. Определяется по таблице 1.3.26/1/. Принимаются расстояние между кабелями 200 мм;

КN – коэффициент аварийной перегрузки, равный 1.3


Участок ГПП-РП1

IР.АВ=2·204.2 =408.4, А

I’ДОП = 0,92·1.3· 360=430.56, А

Для других участков сети расчёт аналогичен и приведён в таблице 8.1

Участок Рм, кВт Qм, квар Sм, кВА Iрасч, A qрасч, мм2 qст, мм2 Iдоп, А Iав, А I'доп, А Кn Nкаб
ГПП-РП1 5847 4581 7428 204,2 170,18 185 360 408,4 430,56 0,92 2
ГПП-РП2 3390 190,5 3395 93,35 77,70 95 205 186,7 245,18 0,92 2
ГПП-РП3 6063 412 6077 167,1 139,28 150 305 334,1 364,78 0,92 2
ГПП-РП4 4147,7 275,2 4157 114,3 95,36 120 240 228,6 287,04 0,92 2
РП1.1-ТП3.1 3898 3054,3 4952 136,1 113,52 120 240 272,3 287,04 0,92 2
ТП3.3-ТП3.1 1949 1527,7 2476 68,07 56,26 70 165 136,1 197,34 0,92 2
РП1.2-ТП3.2 1949 1527,7 2476 68,07 56,26 70 165 136,1 197,34 0,92 2
РП3.1-ТП1.1 3031,5 206,5 3038 83,54 69,4 70 165 167,1 197,34 0,92 2
ТП1.1.-ТП1.3 1515,75 103,3 1519 41,77 34,7 50 140 83,54 167,44 0,92 2
ТП1.2.-ТП1.4 1515,75 103,3 1519 41,77 34,7 50 140 83,54 167,44 0,92 2
РП4.1-ТП2.1 2073,85 137,8 2078 57,14 47,8 50 140 114,3 167,44 0,92 2
ТП2.1.-ТП2.3 1036,925 68,4 1039 28,57 23,09 35 115 57,14 137,54 0,92 2
ТП2.2.-ТП2.4 1036,925 68,4 1039 28,57 23,09 35 115 57,14 137,54 0,92 2
Таблица 8.1 – Расчёт сечений КЛ на 10 Кв


8.3 Расчёт сечений кабельных линий на 0.4 кВ

Расчёт осуществляется для КЛ питающих РУ 0.4 кВ от ТП. Выбор кабелей производится по длительно допустимому току, из условия Ip≤I’ДОП. Если в траншее проложено более одного кабеля на 0.4 кВ, то так же как и в п.8.2 необходимо учитывать коэффициент снижения токовой нагрузки, КСН.

Определяется расчётный ток

, (8.10)

где UНОМ – номинальное напряжение сети, равное 0.4 кВ;

SР – расчётная мощность цеха, который питается от данного РУ 0.4 кВ

Пример расчёта для ТП1-РУ3 0.4 кВ

, А

По таблице 2.24 /2/ выбирается 2 четырехжильных кабеля с бумажной изоляцией сечением 120мм2, IДОП=270А, КСН=0,92.

Расчёт сечений для остальных РУ 0.4 кВ сведён в таблицу 8.2


Таблица 8.2. – Расчёт сечений КЛ на 0.4 Кв

Участок Рм уч, кВт Qм уч, квар Sм уч, кВА Iрасч, A qрасч, мм2 qст, мм2 Iдоп, А I'доп, А Кn N каб
КТП1









3 118,8 138,89 182,8 131,9 109,9 120 270 322,92 0,92 2
5 90,0 105,22 138,5 99,9 83,3 95 230 275,08 0,92 2
9 810,0 826,37 1157,1 278,4 232,0 240 390 410,67 0,81 6
10 388,8 311,93 498,5 179,9 149,9 185 345 390,195 0,87 4
13 396,0 462,98 609,2 219,8 183,2 185 345 390,195 0,87 4
15 435,0 508,57 669,2 241,5 201,2 240 390 441,09 0,87 4
19 230,4 269,37 354,5 255,8 213,2 240 390 466,44 0,92 2
15-26 9,6 5,95 11,3 16,3 13,6 16 120 156 1 1
КТП2









7 783,0 587,25 978,8 235,5 196,2 240 390 410,67 0,81 6
11 639,6 513,14 820,0 197,3 164,4 185 345 363,285 0,81 6
12 397,4 464,66 611,4 220,6 183,9 185 345 390,195 0,87 4
14 554,4 565,60 792,0 285,8 238,2 240 390 441,09 0,87 4
16 201,6 205,67 288,0 207,8 173,2 185 345 412,62 0,92 2
17 639,6 513,14 820,0 197,3 164,4 185 345 363,285 0,81 6
24 378,0 234,26 444,7 160,5 133,7 150 305 344,955 0,87 4
25 51,0 88,33 102,0 73,6 61,3 95 205 245,18 0,92 2
24-26 9,6 5,95 11,3 16,3 13,6 16 120 156 1 1
КТП3








2
1 216,0 252,532 332,3 239,8 199,9 240 390 466,44 0,92 2
2 148,2 111,15 185,3 133,7 111,4 120 270 322,92 0,92 2
4 1161,0 1184,46 1658,6 239,4 199,5 240 390 370,11 0,73 8
6 261,0 195,75 326,3 235,5 196,2 240 390 466,44 0,92 2
8 633,6 392,67 745,4 269,0 224,1 240 390 441,09 0,87 4
18 63,0 73,66 96,9 69,9 58,3 70 200 239,2 0,92 2
21 254,4 259,54 363,4 262,3 218,6 240 390 466,44 0,92 2
22 135,0 101,25 168,8 121,8 101,5 120 270 322,92 0,92 2
23 192,0 195,88 274,3 197,9 165,0 185 345 412,62 0,92 2
1-26 9,6 5,95 11,3 16,3 13,6 16 120 156 1 1
10-26 9,6 5,95 11,3 16,3 13,6 16 120 156 1 1

9. Расчет токов короткого замыкания в узловых точках схемы электроснабжения предприятия


За расчетный вид короткого замыкания (к.з.) для выбора электрических аппаратов и проводников принимается трехфазное к.з. Для расчета тока к.з. предварительно необходимо составить расчетную схему, соответствующую максимальному значению тока к.з. в намеченной точке.

По расчетной схеме составляется схема замещения, в которой указываются источники питания и все элементы цепи к.з. своими сопротивлениями.

Питание потребителей осуществляется от системы бесконечной мощности.



Расчет токов короткого замыкания в точке К1:

Базисную мощность принимаем Sб = Sс =1000 МВ А.

х*с - сопротивление системы, равно 0,42 о.е.

Для точки К1 базисное напряжение Uб = 115 кВ.

Базисный ток определяем по формуле:

; (9.1)

.

Расчетное индуктивное сопротивление системы:

; (9.2)

.

Расчет токов короткого замыкания по расчетным кривым

Реактивное сопротивление воздушной линии:

, (9.3)


где х0 – удельное сопротивление 1 км линии, х0 = 0,444 Ом/км для воздушной линии сечением

АС-70;

l - длина линии 14 км,

.

Активное сопротивление воздушной линии:

(9.4)

где r0 – активное сопротивление 1 км линии:


, (9.5)

где - удельная проводимость алюминиевых проводов 32 м/(Ом*мм2);

S – сечение провода 70 мм2.

.

Результирующее сопротивление до точки К1.

;

Значение периодической составляющей тока короткого замыкания , (9.6)

где kt – кратность тока к.з., определяемая по расчетным кривым /10 / для момента времени t = 0 kt = 1,12

при t = kt = 1,29

Начальное значение периодической слагающей тока короткого замыкания

.

Действующее значение установившегося тока короткого замыкания:

.

Ударный ток к.з. в точке К1:

iуд = kуд =1,8 ., (9.7)

где kуд – ударный коэффициент kуд= 1,8


Наибольшее действующее значение полного тока к.з.


; (9.8)

Мощность короткого замыкания в точке К1

; (9.9)


Расчет токов короткого замыкания в точке К2:

Для точки К2 базисное напряжение Uб = 10,5 кВ.

Базисный ток

.

Сопротивление трансформаторов

, (9.10)

где UК– напряжение короткого замыкания трансформатора;

Sном т – номинальная мощность трансформатора.


.

Результирующее сопротивление до точки К2

. .Периодическая слагающая тока короткого замыкания для всех моментов времени одинакова и равна.

;

.

Ударный ток к.з. в точке К2

iуд =1,7 .

где значение ударного коэффициента kуд= 1,7 .

Наибольшее действующее значение полного тока к.з.

Мощность короткого замыкания в точке К2:

Расчет токов короткого замыкания в точке К3:

Активное сопротивление кабельной линии

(9.11)

где r0 - сопротивление 1 км линии определяется по таблице П.2 /17/ r0 = 0,167 Ом/км;

l - длина кабельной линии 465 м;

.


Индуктивное сопротивление кабельной линии

, (9.12)

где х0 - сопротивление 1 км линии, х0 = 0,077 Ом/км см. таблицу П.1 /17/.


.


Результирующее сопротивление до точки К3:

;

;

.

Ток короткого замыкания в точке К3:

.

Ударный ток к.з. определяется по формуле:

iуд = kуд ,

где kуд – ударный коэффициент kуд= 1,72 определяем по рисунку 5-10 /10/ в зависимости от отношения x / r = 12,6 / 1,17 = 10,77.

iуд =1,72 .

Наибольшее действующее значение полного тока к.з.:


Мощность короткого замыкания в точке К3:

.

Расчет токов короткого замыкания в точке К4:

Активное сопротивление кабельной линии

где r0 - сопротивление 1 км линии определяется по таблице П.2 /17/ r0 = 0,443 Ом/км;

l - длина кабельной линии 125 м;

.

Индуктивное сопротивление кабельной линии

,

где х0 - сопротивление 1 км линии, х0 = 0,086 Ом/км см. таблицу П.1 /17/

.

Результирующее сопротивление до точки К4:

;

;

.

Ток короткого замыкания:

.

Ударный ток к.з. в точке К4

iуд =1,47 .

где kуд= 1,47 определяем по рисунку 5-10 / / по отношению x / r = 25,64 / 5,55 = 4,6.

Наибольшее действующее значение полного тока к.з.

.

Мощность короткого замыкания в точке К4:

.

Расчет токов короткого замыкания в точке К5:

Активное сопротивление кабельной линии

где r0 - сопротивление 1 км линии определяется по таблице П.2 /17/ r0 = 0,443 Ом/км;

l - длина кабельной линии 430 м;

.

Индуктивное сопротивление кабельной линии

,

где х0 - сопротивление 1 км линии, х0 = 0,086 Ом/км см. таблицу П.1 /17/

.

Результирующее сопротивление до точки К5:

;

;

.

Ток короткого замыкания:

.

Ударный ток к.з. в точке К5

iуд =1,47 .

где kуд= 1,47 определяем по рисунку 5-10 / / по отношению x / r = 25,64 / 5,55 = 4,6.

Наибольшее действующее значение полного тока к.з.

.

Мощность короткого замыкания в точке К4:

.


Результаты расчета приведены в таблице 10.1.


Таблица 9.1 - Расчетные значения токов КЗ

Точка КЗ

кА

кА

Iу,

кА

Sк,

кВА

Iуд,

кА

К1 5,63 6,49 8,5 1121,4 14,33
К2 4,83 4,83 6,8 87,8 11,6
К3 4,35 4,35 6,2 79,1 10,58
К4 2,1 2,1 2,52 38,2 4,36
К5 2,18 2,18 2,51 38,2 4,37

9.1. Проверка кабельных линий напряжением 10 кВ на термическую стойкость.

Проверка сечений кабелей на термическую устойчивость производится по условию:

, (9.13)


где Fm – минимальное сечение кабеля по термической стойкости, мм2;

Iкз – ток короткого замыкания, кА;

tф - время действия тока короткого замыкания, с;

С – коэффициент, учитывающий материал жил и тип изоляции, определяется согласно /10/,А, для напряжения 10 кВ С =100.

Время действия тока к.з.:

, (9.14)


где tр.з.- время действия релейной защиты, с;

tв.- полное время отключения выключателя;

Та – постоянная времени замыкания апериодической составляющей тока к.з.,

.

Проверяется кабель на участке ГПП – РП1

Расчетная точка короткого замыкания К3

Сечение кабельной линии 1x185 мм2

Минимальное сечение кабеля по термической стойкости:


,

так как полученное значение меньше сечения выбранного кабеля, следовательно, данный кабель проходит по условию термической стойкости.

Аналогично проверяем остальные сечения кабелей на термическую стойкость.

Результаты сводим в таблицу 9.2


Таблица 9.2 - Выбор кабелей с учетом термической стойкости

Начало и конец участка Раннее выбранное сечение С учетом термической стойкости Окончательный выбор
ГПП-РП1 ААШв (3х185) ААШв (3х120) ААШв (3х185)
ГПП-РП2 ААШв (3х95) ААШв (3х95) ААШв (3х95)
ГПП-РП3 ААШв (3х150) ААШв (3х120) ААШв (3х150)
ГПП-РП4 ААШв (3х120) ААШв (3х95) ААШв (3х120)
РП1.1-ТП3.1 ААШв (3х120) ААШв (3х95) ААШв (3х120)
ТП3.3-ТП3.1 ААШв (3х70) ААШв (3х70) ААШв (3х70)
РП1.2-ТП3.2 ААШв (3х70) ААШв (3х70) ААШв (3х70)
РП3.1-ТП1.1 ААШв (3х70) ААШв (3х50) ААШв (3х70)
ТП1.1.-ТП1.3 ААШв (3х50) ААШв (3х50) ААШв (3х50)
ТП1.2.-ТП1.4 ААШв (3х50) ААШв (3х35) ААШв (3х50)
РП4.1-ТП2.1 ААШв (3х50) ААШв (3х50) ААШв (3х50)
ТП2.1.-ТП2.3 ААШв (3х35) ААШв (3х35) ААШв (3х35)
ТП2.2.-ТП2.4 ААШв (3х35) ААШв (3х35) ААШв (3х35)

10. Экономическая часть

10.1 Расчет электроэнергетической составляющей себестоимости продукции промышленного предприятия


Электроэнергетическая составляющая полной себестоимости продукции промышленного предприятия определяется формулой:


, (10.1)


где - стоимость электроэнергии, потребленной промышленным предприятием за год;

- годовая заработная плата рабочих и ИТР электрохозяйства предприятия;

- годовые отчисления на социальные нужды;

- годовые амортизационные отчисления на реновацию;

- годовые отчисления в ремонтный фонд;

- стоимость материалов, расходуемых при текущем ремонте и обслуживании электрохозяйства за год;

- прочие ежегодные затраты.


10.2 Стоимость электроэнергии, потребляемой промышленным предриятием за год


Стоимость потребленной электроэнергии рассчитывается по двухставочному тарифу:

, (10.2)

а - основная ставка за 1 кВт мощности, а= 524 руб/кВт в месяц

где  - дополнительная ставка по тарифу, взимается за один потребленной электроэнергии,  = 0,87 ;

- наибольшая нагрузка предприятия в часы пика системы, кВт;

- количество электроэнергии, потребленной в течении года, .

- определяется по формуле:

, (10.3)


где - максимальная расчетная нагрузка по предприятию кВт, см. п.5.1;

Тмах = 6146,6 ч, см. п. 1.3;

, см. п. 5.1.


;



10.2 Баланс рабочего времени Таблица 10.1 - Баланс рабочего времени
Наименование статей

Значение

Примечание

дни часы
1 Календарный фонд рабочего времени 365 8760 расчет ведется на 2007 г.
2

Нерабочие дни:



- праздничные 12 -
- выходные 104 -
- всего 116 -

3


Средняя продолжительность рабочего дня

-


8

завод работает по 5-ти,

дневной неделе

4 Номинальный фонд рабочего времени 249 1992 п. 1 – п. 2
5

Неиспользуемое время:



- основного и дополнительного отпуска 33 -
- отпуска учащихся 1,24 - 0,5% от п.4
- не выходы по болезни 7,44 - 3% от п.4

- не выходы в связи с выполнением

государственных обязанностей

1,24 - 0,5% от п.4
- внутрисменные потери 1,24 - 0,5% от п.4
Всего 44,16 -
6 Действительный фонд рабочего времени 203,84 1630,72 п. 4 - п. 5
7 Коэффициент использования рабочего года года 0,822 - п. 6 / п. 4

10.3 Годовая заработная плата рабочих и ИТР электрохозяйства предприятия

Для определения численности эксплуатационного и ремонтного персонала необходимо рассчитать суммарную величину единиц ремонтной сложности по электрохозяйству предприятия, а также суммарную трудоемкость по текущему и среднему ремонту объектов электрохозяйства. Эти расчеты сводим в таблицу 14.2.

Трудоемкость текущих ремонтов определяется по формуле:


, (10.4)


где Ni - количество единиц i -го оборудования;

- единица ремонтной сложности i-ой единицы оборудования;

- количество текущих ремонтов для i-ой единицы оборудования за год;

- количество времени, приходящееся на 1ЕРС для текущего ремонта, ч.


Трудоемкость средних ремонтов определяется по формуле:


, (10.5)

где - количество средних ремонтов для i-ой единицы оборудования за год;

- количество времени, приходящееся на 1EРС для среднего ремонта, .

Таблица 10.2 - Суммарная величина единиц ремонтной сложности по электрохозяйству предприятия и трудоемкость по текущему и среднему ремонту объектов электрохозяйства

Наименование элементов

схемы электроснаб­жения


Единица измерения Количество ЕРС на ед. оборудования ЕРС Кочичество текущ. рем. за год Количество средних рем. за год

Трудоемкость текущ.рем.

ТТР

Трудоемкость средних рем. ТСР Суммарная трудоем., Т

1

Трансформаторы ТДН 10000/110 шт. 2 42 84 1,67 - 140,28 - 140,28

2

Короткозамыкатели, отделители, разрядники шт. 12 1 12 1,67

-


24,05

-


24,05

3

Ячейка ввода или отходящих линий шт. 46 11 506 1,67 - 1014,1 - 1014,1

4

Ячейка трансформатора собственных нужд шт. 2 11 22 1,67 - 44,09 - 44,09

5

Ячейка трансформаторов напряжения и разрядников шт. 8 12,5 100 1,67 - 200,4 - 200,4

6

Ячейка трансформаторов напряжения на ДСП шт. 4 8,5 34 1,67 - 68,2 - 68,2

7

Ячейка трансформаторов напряжения на БСК, ГПП шт. 6 1,5 9 1,67 - 18,03 - 18,03

8

Ячейка с выключателем нагрузки шт. 20 7 140 1,67 - 280,56 - 280,56

9

Трансформаторы тока шт. 47 1 47 1,67 - 94,19
94,19

10

Синхронные двигатели

СДН-14-44-10,

РН=630 кВт,

шт. 4 44 176 3,33 1,67 703,3 2057,4 2760,7

12

БСК:

УКЛН- 10,5-1000УЗ

КУ -10,5-2-500УЗ


шт. 3 7 21 6,67 3,33 112,06 326,34 438,4
УКЛН-10,5-2-1200УЗ шт 2 7 14 6,67 3,33 112,06 326,34 438,4

13


КТП 11 х 1000 кВА шт.

11

Трансформаторы шт. 11 10 110 1,67 - 120,24 - 120,24
Шкаф вводной шт. 11 17,5 192,5 10 2,5 1260 1837,5 3097,5
шкаф линейный шт. 24 15 360 10 2,5 4320 6300 10620
шкаф секционный шт. 8 17,5 52,5 10 2,5 630 918,8 1548,9

14


Кабельные линии сечением:
до 70 мм2 км 0,93 4 3,72 6,67 1,67 111,1 162,3 273,4
95 мм2 и выше км 10,5 6 63 6,67 1,67 50,9 74,3 125,2
ИТОГО

1946,72


9303,56

12002,98

21306,54


Число рабочих мест для эксплуатационного персонала определяется по следующей формуле:

, (10.6)


где EPC - суммарная ремонтная сложность электрохозяйства предприятия;

К - норма обслуживания единицы ремонтной сложности, приходящейся на одного человека, принимается равной 800.


.


Явочная численность эксплуатационного персонала определяется по формуле:


, (10.7)


где - количество рабочих смен в течение суток для расчетного предприятия.


.


Суточная численность обслуживающего персонала определяется по формуле:


, (10.8)


где Кирг - коэффициент использования рабочего года.

.


Требуемое количество рабочих для проведения текущих ремонтов определяется по формуле:

(10.9)


где Фд - действительный фонд рабочего времени;

Квн - коэффициент выполнения нормы, Квн = 1,1.

.


Основная заработная плата рабочих эксплуатационников определяется по формуле:

, (10.10)


где Фд – действительный фонд рабочего времени;

Rспис – списочная численность;

3i – часовая тарифная ставка, для 4 разряда составляет 3i =37 руб. за час.


.


Дополнительная заработная плата составляет 110% от основной заработной платы:


тыс.руб.


Основная заработная плата ремонтных рабочих определяется по формуле:


, (10.11)


где 3i - часовая тарифная ставка, для 4 разряда составляет 3i= 37 руб. за час;

T-суммарная трудоемкость.



Дополнительная заработная плата:


.


Общий годовой фонд по рабочим будет равен:


; (10.12)



Годовой полный фонд заработной платы ИТР определяется по формуле:


. (10.13)

На предприятии работают главный энергетик и два мастера.

Оiк - должностные оклады:

мастер - 6500 руб;

главный энергетик -8500 руб.



Общий годовой фонд заработной платы по электрохозяйству предприятия равен:


.


10.4 Годовые отчисления на социальные нужды


Отчисления на социальные нужды производятся в соответствии с существующими параметрами во внебюджетные социальные фонды:

- пенсионный фонд;

- фонд социального страхования;

- фонд занятости;

- фонд обязательного медицинского страхования.

, (10.14)


где сн - норма отчисления на социальные нужды, сн = 26%.


тыс.руб.


10.5 Годовые амортизационные отчисления на реновацию


Амортизационные отчисления рассчитываются по установленным нормам на реновацию в процентах от первоначальной стоимости электротехнического оборудования и внутризаводских электрических сетей по следующей формуле:

, (10.15)


где - норма амортизационных отчислений на реновацию;

=3,5% - для силового электротехнического оборудования U до 150 кВ;

=4,0% - для кабельных линий с алюминиевой оболочкой U до 10 кВ;

= 5,3% - для электродвигателей мощностью более 100 кВт;

Ki – капитальные затраты, расчет капитальных затрат приведен в таблице 14.3.



10.6 Годовые отчисления в ремонтный фонд


Расчет производится аналогично амортизационным отчислениям заменой нормы амортизационных отчислений на реновацию на норму амортизационных отчислений на капитальный ремонт:


, (10.16)

где - норма амортизационных отчислений на капитальный ремонт, см. таблицу 10.2 /8/;

=2,9% - для силового электротехнического оборудования U до 150 кВ;

=0,3% - для кабельных линий с алюминиевой оболочкой U до 10 кВ;

=2,8% - для электродвигателей мощностью более 100 кВт.



10.7 Стоимость материалов расходуемых при текущем ремонте и обслуживании электрохозяйства предприятия за год


Стоимость затрат материалов определяется в процентах к основной заработной плате рабочих по ремонту и обслуживанию оборудования:


тыс. руб,

где αм = 60%.


Таблица 10.3 - Расчет капитальных затрат

Наименование

Стоимость,

тыс. руб.

2007 г

Кол-во,

шт.

Общая стоимость,

тыс. руб

Силовое электротехническое оборудование
1 Трансформаторы ТДН 10000/110 1760 2 3520
2

Ячейка с выключателем

ВМПЭ - 10

79,5 46 3657
3 Ячейка ТСН 59,1 2 118,2
4 Ячейка трансформаторов напряжения и разрядников 59,1 8 472,8
5 Ячейка трансформаторов напряжения на ДСП 46,5 4 186
6 Ячейка трансформаторов напряжения на БСК 46,5 4 186
7

УКЛ-10,5-1000

БСК: УКЛ-10,5-1200


111,3 5 556,5
8 КТП
3 х 1000 1148,6 1 1148,6
4 х 1000 1310,7 2 2621,4

Электродвигатели

10

Синхронные двигатели

СДН-14-44-12,

РН=630 кВт, UН=10 кВ

510 4 2040

ИТОГО



14506,5

Кабельные линии

КЛ ААШв, сечением:



16 мм2 85,78 0,88 75,5

35 мм2 133,37 1,44 192,05

50 мм2 154,97 0,77 119,32

70 мм2 169,48 1,4 237,27

120 мм2 275,61 0,11 30,32

185 мм2 413,02 0,464 191,64

240 мм2 486,26 0,353 171,65

ИТОГО



1017,75


10.8 Прочие ежегодные затраты


Величина прочих затрат определяется по формуле:


, (10.17)


где .


10.9 Удельная величина энергетической составляющей себестоимости продукции


Результаты расчетов затрат сводим в таблицу 10.4 и определяем суммарные затраты предприятия, обусловленные использованием электроэнергии.


Таблица 10.4 - Расчет суммарных затрат

Наименование

Величина,

тыс. руб

%, к итогу

Стоимость потребленной электроэнергии за год 194339,72 95,33%
Годовая заработная плата рабочих и ИТР 3462,2 1,70%
Годовые отчисления на социальные нужды 900,17 0,44%
Годовые амортизационные отчисления на реновацию 630,88 0,31%
Годовые отчисления в ремонтный фонд 656,55 0,32%
Стоимость материалов 2244,55 1,10%
Прочие ежегодные затраты 1616,56 0,79%
Итого 203850,63 100%

Удельная величина энергетической составляющей себестоимости продукции определяется по формуле:



Тариф равен 0,87кВт*ч потребленной электроэнергии

Удельная величина энергетической составляющей себестоимости продукции равна 2 руб/кВтч.



11. Релейная защита

Защита асинхронных электродвигателей


На электродвигателях должны предусматриваться защиты от многофазных КЗ и в случаях, оговоренных далее, защита от однофазных замыканий на землю, защита от токов перегрузки и защита минимального напряжения.


11.1. Выбор уставок срабатывания токовой отсечки


Для двигателей мощностью до 2 МВт применяется одно-релейная отсечка без выдержки времени, отстроенная от пусковых токов при выведенных пусковых устройствах, с реле прямого или косвенного действия, включенного на разность токов двух фаз, а также токовая двухрелейная отсечка без выдержки времени, отстроенная от пусковых токов при выведенных пусковых устройствах, с реле прямого или косвенного действия - для электродвигателей мощностью 2 МВт и более, имеющих действующую на отключение защиту от однофазных замыканий на землю, а также для электродвигателей мощностью менее 2 МВт, когда однорелейная защита не удовлетворяет требованиям чувствительности или когда двухрелейная отсечка оказывается целесообразной по исполнению комплектной защиты или применяемого привода с реле прямого действия.


Ток срабатывания токовой отсечки.

Первичный ток срабатывания отсечки отстраивается от пускового тока электродвигателя по выражению:

где Котс - коэффициент отстройки, учитывающий помимо апериодических составляющих в токе реле при переходных режимах еще и погрешности реле и необходимый запас, его значения для токовых отсечек на реле РТ-40 принимаются 1.4-1.5 для асинхронных двигателей

Кп - кратность пускового тока, Кп=6;

Iд.н - номинальный ток двигателя.


Ток срабатывания реле.

где К(3)сх - коэффициент схемы в режиме трехфазного КЗ, при включении реле на фазные токи равен 1.


Коэффициент чувствительности.

>2 , где - вторичный ток двухфазного КЗ на выводах двигателя при минимальном режиме питающей системы:

,т. е удовлетворяет требованиям ПУЭ.

11.2. Расчет защиты от замыканий на землю обмотки статора

Защита от замыканий на землю электродвигателей напряжением 6-10 кВ, работающих в сети с изолированной нейтралью, выполняется с помощью одного реле типа РТЗ-51, подключенного к трансформатору тока нулевой последовательности (ТНП) типа ТЗ, ТЗЛ, ТЗР. В случае, когда питание двигателя осуществляется по двум параллельным кабелям, вторичные обмотки ТНП каждого кабеля соединяют последовательно и подключают к одному реле.


11.2.1. Ток срабатывания защиты.

Ток срабатывания защиты выбирают из условия несрабатывания защиты при внешнем однофазном замыкании на землю:

где Котс=1,3 - коэффициент отстройки; Кб=2,5 - коэффициент, учитывающий бросок собственного емкостного тока в момент зажигания дуги;

Ic - установившееся значение собственного емкостного тока защищаемого присоединения.

Значение Ic определяется как сумма емкостных токов двигателя Iсд и линии Iсл от места установки ТНП до линейных выводов двигателя:

где - собственный емкостной ток электродвигателя:

где fн - номинальная частота сети, выражена в герцах;

Сд -емкость фазы статора в фарадах;

Uн - номинальное напряжение двигателя в вольтах.

При отсутствии сведений завода изготовителя для практических расчетов емкость фазы статора можно определять для неявнополюсных синхронных двигателей и асинхронных с короткозамкнутым ротором:

где Sн - номинальная полная мощность двигателя, ;

Uн - номинальное напряжение, кВ;

- емкостной ток кабельной линии, рассчитывается как:

где Iс0 - удельный емкостной ток однофазного замыкания на землю /2/, А/км;

l - длина линии, км;

m - число кабелей в линии.

Т.к вычисленный Iсз оказался меньше минимального значения, указанного в табл.5.1 /2/, то Iсз следует принять по таблице.

При определении окончательной уставки реле, подключенного к ТНП в КРУ, необходимо помнить, что ток срабатывания защиты должен быть не только с определенным запасом меньше опасного для электродвигателей тока (10 А -мощностью до 2 МВт и 5 А - мощностью 2 МВт и более), но и обеспечивать чувствительность защиты линии, питающей двигатель, поэтому окончательно принимаем:

Iсз=0,6 А для ТНП типа ТЗЛМ.


11.2.2. Коэффициент чувствительности.

где - суммарный емкостный ток замыкания на землю:

где L∑- суммарная длина кабельных линий;

q- коэффициент, для кабельных линий принимается q=10.


11.3. Расчет защиты от токов перегрузки.


11.3.1. Ток срабатывания защиты.

Ток срабатывания защиты от перегрузки определяется по условию отстройки от номинального тока двигателя Iн :

где Котс = 1,05 при действии защиты на сигнал, т.к электродвигатель ответственный.


11.3.2. Ток срабатывания реле.


11.3.3. Время срабатывания защиты.

Выдержка времени защиты от перегрузки tсз выбирается из условия надежного несрабатывания при пуске или самозапуске двигателя:

tсз = tп+∆t, c.

где tп - время самозапуска двигателя с самозапуском.


Расчет защиты минимального напряжения.

Защита от потери питания выполняется обычно групповой (один комплект защиты на несколько присоединений).


Напряжение срабатывания защиты.

Если для электродвигателя самозапуск предусматривается и обеспечивается при любых реальных режимах (время перерыва питания tпп ), то первичное напряжение срабатывания:

где Uз - напряжение самозапуска, Uз=0,85 Uн0,85∙6=5,1 кВ;

Котс = 1,2; Кв = 1,25.


Напряжение срабатывания реле.

.

где KV – коэффициент трансформации трансформатора напряжения

KV=10000/100=100.


12 Выбор высоковольтного оборудования

12.1 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производится по напряжению

(12.1)

по току

(12.2)

Выбираем разъединители типа РНД(З)-110/1000У1 со следующими характеристиками:

IНОМ=1000 А;

UH=UУСТ=35кВ;

Iпред.с=80 кА;

IТЕРМ= 31,5кА.

Проверим выбранный тип разъединителя

- по напряжению установки

- по току

, (12.3)

где S – мощность присоединения ГПП, кВА;

U – напряжение присоединения, кВ;

N – число присоединений или трансформаторов

(12.4)

Производим проверку по электродинамической стойкости по условию

, (12.5)

где Iпред.с=80 кА – предельный сквозной ток;

Ik – ток короткого замыкания в точке К1

Проверяем на термическую стойкость

(12.6)

где - тепловой импульс, определяемый по формуле

(12.7)

К установке принимаем разъединители с двумя заземляющими ножами типа РНД(З)-110/1000У1.

12.2 Выбор ограничителей перенапряжения

Электрооборудование открытых и закрытых РУ защищают от волн атмосферных перенапряжений установками ОПН, которые устанавливаются на сборных шинах открытых и закрытых РУ у силовых трансформаторов.

Выбор ОПН осуществляется по номинальному напряжению

Выбираем ОПН – 110 / 146 – 10 (II) со следующими характеристиками: UH=110 кВ, UH.Р=201.3 кВ, IP.КП=30/60

12.3 Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ

Трансформаторы тока следует выбирать с двумя вторичными обмотками, одна из которых предназначается для подключения электроизмерительных приборов, другая для релейной защиты.

Выбор трансформаторов тока производится по номинальному напряжению, току первичной цепи, вторичной нагрузке при выбранном классе точности, термической стойкости.

По вторичной нагрузке трансформатора тока выбирается из условия

(12.8)

где Z2H – номинальная допустимая нагрузка в выбранном классе точности.

Так как индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, можно принять . Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов

(12.9)

Сопротивление приборов

(12.11)

где Sприб - мощность потребляемая приборами;

I2H – вторичный номинальный ток трансформатора тока и приборов.

Сопротивление контактов принимается равным 0,1 Ом. Сопротивление соединительных проводов определяется по формуле

(12.12)

Зная rпров , можно определить сечение соединительных проводов

(12.13)

где ρ – удельное сопротивление принимаемое равным 0,028 для алюминия;

lрасч – расчетная длина проводов зависит от схемы соединения трансформатора тока.

По условию механической прочности сечение соединительных проводов из алюминия выбирается не менее 2.5 мм2.

Выбираем трансформатор тока ТФМ-110-П-У1 со следующими техническими характеристиками: UH=110 кВ; I1H=300 A; I2H=1A; 3-й класс точности, z2H=30 Ом; kT=30; tT=3c/

Проверяем выбранный трансформатор тока:

по напряжению

- по току

- по термической стойкости

По электрической стойкости трансформатор тока не проверяется.

Приборы подсоединяемые к трансформатору тока приведены в таблице 10.1

Таблица 10.1

Прибор Тип прибора Нагрузка фазы
А В С

Ваттметр

Амперметр

Варметр

Счетчик активной энергии

Счетчик реактивной энергии

Итого

А-335

И-344

А-355

СА3-4680

И-673

0,5

-

0,5

2,5

3

6,5

-

10

-

-

-

10


0,5

-

0,5

2,5

3

6,5


Определяем сопротивление приборов по

Определяем сопротивление соединительных проводов

Определяем сечение соединительных проводов

lрасч=l=75 м при включении приборов в полную звезду.

Принимаем кабель АКВРТ с жилами сечением 2,5 мм2.

12.4 Выбор выключателей

При выборе уставок тока срабатывания автоматических выключателей необходимо учитывать различия в характеристиках и погрешности в работе расцепителей выключателей. Существуют следующие требования к выбору автоматических выключателей:

- номинальное напряжение выключателя не должно быть ниже напряжения сети;

- отключающая способность должна быть рассчитана на максимальные токи КЗ, проходящие по защищаемому элементу:

(12.14)

Выбираем выключатель типа ВГБ-110-20/1000У1 со следующими данными: UH=110кВ; =20 кА.

Данный выключатель удовлетворяет этим требованиям.


13. Охрана труда
13.1 Расчёт защитного заземления на ГПП
Основные требования выполнения защитного заземления электроустановок напряжением выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью.

Защитное заземление- преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением вследствие замыкания на корпус и по другим причинам (индуктивное влияние соседних токоведущих частей, вынос потенциала, разряд молнии и т. п.). Эквивалентом земли может быть вода, реки или моря, каменный уголь в коренном залегании и т. п.

Назначение защитного заземления- устранение опасности поражения током в случае прикосновения к корпусу электроустановки и другим нетоковедущим металлическим частям, оказавшимся под напряжением вследствие замыкания на корпус и по другим причинам.

Принцип действия защитного заземления- снижение до безопасных значений напряжений прикосновения и шага, обусловленных замыканий на корпус и другими причинами. Это достигается путём уменьшения потенциала заземлённого оборудования (уменьшением сопротивления заземлителя), а также путём выравнивания потенциалов основания, на котором стоит человек, и заземлённого оборудования (подъёмом потенциала основания, на котором стоит человек, до значения, близкого к значению потенциала заземлённого оборудования).

Заземляющим устройством называется совокупность заземлителя- проводников (электродов), соединённых между собой и находящихся в непосредственном соприкосновении с землёй, и заземляющими проводниками, соединяющих заземляемые части электроустановки с заземлителем.

По ПУЭ к частям, подлежащим заземлению относятся:

корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов;

приводы электрических аппаратов;

вторичные обмотки измерительных трансформаторов;

каркасы распределительных щитов, щитов управления;

5) металлические конструкции РУ, металлические кабельные конструкции, металлические кабельные соединительные муфты и т.д.

Заземляющее устройство электроустановки напряжением выше 1кВ сети с эффективно заземленной нейтралью следует выполнять с соблюдением требований либо к из сопротивлению, либо к напряжению прикосновения, а также с соблюдением требований к конструктивному выполнению и к ограничению напряжения на заземляющем устройстве.

Напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на землю не должно превышать 10 кВ.

Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более 0.5 Ом, включая сопротивление естественных заземлителей.

В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории, занятой оборудованием, следует прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители и соединять их между собой в заземляющую сетку.

Продольные заземлители должны быть проложены вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0.5-0.7 м от поверхности земли и на расстоянии 0.8-1.0 м от фундаментов или оснований оборудования.

Размеры ячеек заземляющей сетки, примыкающих к местам присоединения нейтралей силовых трансформаторов и короткозамыкателей к заземляющему устройству, не должны превышать 66 м2.

Горизонтальные заземлители следует прокладывать по краю территории, занимаемой заземляющим устройством, так, чтобы они в совокупности образовывали замкнутый контур.

Если контур заземляющего устройства располагается в пределах внешнего ограждения электроустановки, то у входов и въездов на ее территорию следует выравнивать потенциал путем установки двух вертикальных заземлителей у внешнего горизонтального заземлителя напротив входов и въездов. Вертикальные заземлители должны быть длиной 3-5м, а расстояние между ними должно быть равно ширине входа или въезда.

Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований, предъявляемых к напряжению прикосновения, должно обеспечивать в любое время года при стекании с него тока замыкания на землю значения напряжений прикосновения, не превышающие нормированных.

Дополнительно к этим требованиям следует прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители вблизи мест расположения заземляемых нейтралей силовых трансформаторов, короткозамыкателей.

При выходе заземляющего устройства за пределы ограждения электроустановки горизонтальные заземлители, находящиеся вне территории электроустановки, следует прокладывать на глубине не менее 1 м. Внешний контур заземляющего устройства в этом случае рекомендуется выполнять в виде многоугольника с тупыми или скругленными углами.

Внешнюю ограду электроустановок не рекомендуется присоединять к заземляющему устройству. Если от электроустановки отходят ВЛ. 110 кВ и выше, то ограду следует заземлить с помощью вертикальных заземлителей длиной 2-3 м, установленных у стоек ограды по всему ее периметру через 20-50 м.

13.1.2 Расчет заземления ГПП

Сопротивление естественных заземлителей- система трос-опора воздушных линий составляет 1,2 Ом. Так как значение сопротивления естественных заземлителей больше допустимого ( Ом), необходимо сооружение искусственного заземлителя. Место расположения ГПП - Приморский край. Подстанция занимает площадь м.

Исходные данные для расчета группового заземлителя методом наведенных потенциалов приведены в таблице 12.1,

где - сопротивление заземляющего устройства;

- толщина слоя сезонных измерений;

и - удельные сопротивления верхнего и нижнего слоев земли соответственно;

- длительность короткого замыкания.

Таблица 12.1- Исходные данные для расчета заземлителя

Климатическая

зона

, Ом

, м

, Ом·м

, Ом·м

, с

II 0,5 2 150 40 1,0

В качестве использованы: горизонтальная полоса из стали сечением 4х40 мм, проложенная на глубине 0,8 м; вертикальный электрод длиной 10 м и диаметром стальных стержней 12 мм.

Расчет ведется по ОРУ 110 кВ.

Предварительная схема расположения группового заземлителя представлена на рисунке 12.1.

Намечена к выполнению сетка горизонтального заземлителя с 120 ячейками размером 5х5 м, количество вертикальных электродов- 143 шт.




Рисунок 13.1- Схема группового заземлителя в двухслойной земле.

Эквивалентное сопротивление двухслойной земли

, (13.1)

где - показатель степени, при

, (13.2)

где - длина вертикального электрода;

- расстояние между вертикальными электродами;

- относительная длина верхней части вертикального электрода

, (13.3)

где - толщина верхнего слоя земли;

- глубина погружения в землю верхнего конца вертикального электрода

;

;

Ом·м.

Сопротивление растекания группового заземлителя в двухслойной земле

, (13.4)

где - площадь, занимаемая заземлителем, м2;

и - суммарная длина горизонтальных и вертикальных электродов соответственно: м; м;

- коэффициент, значение которого при

, (13.5)

где - относительная глубина погружения в землю вертикальных электродов

; (13.6)

;

;

Сопротивление заземляющего устройства в целом