Учебная работа. Курсовая работа: Проектирование системы электроснабжения завода станкостроения. Электроснабжение цеха обработки корпусных деталей

Учебная работа. Курсовая работа: Проектирование системы электроснабжения завода станкостроения. Электроснабжение цеха обработки корпусных деталей

Министерство образования и науки Республики Казахстан

ВОСТОЧНО-КАЗАХСТАНСКИЙ государственный ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИСТЕТ им. Д. СЕРИКБАЕВА

Кафедра «Промышленная энергетика»

пояснительная ЗАПИСКА

к курсовой работе

Тема: «Проектирование системы электроснабжения завода станкостроения. Электроснабжение цеха обработки корпусных деталей»

руководитель

ст.преподаватель каф.»ПЭ»

__________Р.Ж. Темербеков

«___» ____________ 2007 г.

Студент Шевченко П. Ю.

Специальность 050718

Группа 04-ЭЛ-4

Усть-Каменогорск

2007

СОДЕРЖАНИЕ

1 Введение…………………………………………………………………………5

2 Определение электрических нагрузок от силовых электроприёмников….…6

2.1 Расчёт нагрузок на распределительные шкафы и шинопроводы………….6

2.2 Расчёт нагрузок по цеху………………………………………………………….8

2.3 Расчёт нагрузки электрического освещения по цехам и территории предприятия……………………………………………………………………….12

2.4 Расчёт силовой нагрузки по заводу……………………………………………13

3 Выбор количества и мощности трансформаторов цеховых подстанций…..18

4 электрических нагрузок на высшем напряжении…………………….29

7 Выбор месторасположения ГПП……………………………………………..35

8 Выбор напряжения электроснабжения….……………………………………38

8.1 Выбор напряжения питания…………………………………………………..38

8.2 Выбор напряжения распределения…………………………………………39

9 Выбор схемы электроснабжения……………………………………………..40

9.1 Схемы внешнего электроснабжения………………………………………….40

9.2 Схемы внутриобъектного электроснабжения……….……………………..41

10 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП…………………………43

11 Технико-экономический расчёт…………………………….……………….45

12 Расчёт токов короткого замыкания………………………………………….48

12.1 Расчёт токов короткого замыкания на стороне ВН………………………48

12.2 Расчёт токов короткого замыкания на стороне 0,4 кВ…………….……..51

13 Выбор и проверка оборудования на ГПП и кабелей отходящих линий….56

13.1Выбор оборудования………………………………………………………..56

13.2 Выбор кабелей………………………………………………………………..68

13.3 Выбор проводниковой продукции и аппаратуры на 0,4 кВ……………..74

14 Расчёт молниезащиты………………………………………………………..79

Заключение………………………………………………….……………………84

список литературы………………………………………………………………85

1. ВВЕДЕНИЕ

Системой электроснабжения вообще называют совокупность устройств для производства, передачи и распределения электрической энергии. Система электроснабжения промышленных предприятий состоит из питающих, распределительных, трансформаторных и преобразовательных подстанций и связывающих их кабельных и воздушных сетей и токопроводов высокого и низкого напряжения. Электрические схемы предприятий строятся таким образом, чтобы обеспечить удобство и безопасность их обслуживания, необходимое качество электроэнергии и бесперебойность электроснабжения потребителей в нормальных и аварийных условиях.

Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией промышленных приемников электрической энергии, к которым относятся электродвигатели различных механизмов, электрические печи, электролизные установки, аппараты и машины для электрической сварки, осветительные установки и другие промышленные приемники электроэнергии. По мере развития электропотребления усложняются и системы электроснабжения промышленных предприятий. В них включаются сети высоких напряжений, распределительные сети. Возникает необходимость внедрять автоматизацию систем электроснабжения промышленных предприятий и производственных процессов, осуществлять в широких масштабах диспетчеризацию процессов производства с применением телесигнализации и телеуправления и вести активную работу по экономии электрической энергии.

2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ электрических НАГРУЗОК ОТ СИЛОВЫХ ЭЛЕКТРОПРИЁМНИКОВ

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. Правильное определение электрических нагрузок является решающим фактором для всего последующего расчета и выбора элементов системы электроснабжения.

Расчет электрических нагрузок выполняется в соответствии с «Указаниями по расчету электрических нагрузок» по формуляру Ф63-6-92.

На стадии проектирования возникает необходимость определить расчетные нагрузки на различных уровнях системы электроснабжения (с первого по шестой уровень): характерными являются 2, 3 и 4, 5 уровни;

— 2 уровень — нагрузка на цеховом распределительном шкафу (ШР) или на распределительном шинопроводе – шиносборке (ШС);

— 3 уровень — нагрузка на шинах 0,4 кВ цеховой подстанции или нагрузка цеха, корпуса;

— 4, 5 уровень — нагрузка на сборных шинах высоковольтного РП или шинах ГПП.

2.1 Расчёт нагрузок на распределительные шкафы и шинопроводы

На уровне 2 рассматриваются нагрузки от электроприемников (ЭП), присоединенных к распределительному шкафу (ШР), распределительному шинопроводу-шиносборке (ШС) или нагрузки отдельного участка с количеством электроприемников не превышающим 20-25 единиц.

По данным, приведенным в справочниках (7, 8, 9, 10), для каждого из присоединенных к ШР ЭП находим коэффициент использования Ки
и коэффициент мощности cosj.

У электроприемников с повторно-кратковременным режимом работы их номинальные мощности приводим к ПВ=100%.

Сменные нагрузки определяем по формулам

PСМ
= Ки*
Pн
; (2.1)

QСМ
= Ки*
Pн*
tgj= PСМ*
tgj. (2.2)

Определяем эффективное число ЭП n
э
по формуле:

n
э
= . (2.3)

Найденное n
э
округляется до ближайшего меньшего числа.

Если n
э
получается больше фактического числа n
, то принимают n
э
равным n
. Если мощности всех электроприемников в группе одинаковы или отношение Pн.макс.
/Pн.мин.
£ 3, то также принимают n
э
= n
.

Для нахождения расчетного коэффициента Кр
определяем групповой коэффициент использования всех присоединенных к ШР электроприемников, который вычисляется по формуле:

Ки
= (2.4)

где åPСМ
— сумма средних расчетных мощностей всех групп ЭП, присоединенных к ШР.

По найденным значениям Ки
и nэ
по таблице 1 (1) находим Кр
.

Расчетные мощности Pр
, Qр
, и Sр
по итоговой строке для ШР определяют по формулам:

PР
= Кр
SКи
Pн
= Кр
SPСМ
(2.5)

Qр
= 1,1Ки
Рн
tgj = 1,1QСМ
при nэ
£ 10 (2.6)

Qр
= Ки
Pн
tgj = QСМ
при nэ
> 10 (2.7)

Sр
= . (2.8)

Расчет удобнее вести в табличной форме.

2.2 Расчёт нагрузок по цеху

Расчет нагрузок по цеху отличается от расчета по ШР тем, что при количестве ЭП n³ 20-25, а так же при отсутствии полного перечня мощностей ЭП, эффективное число n
э
определяют по упрощенному выражению:

n
э
= (2.9)

Расчёт представлен в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Расчет нагрузок по цеху

№
Наименов узлов питания электро-приемников
КолЭПn
Ном.уст. мощность, кВт
m
КтиспКи
cosj/tgj
Средняя нагрузка за макс. нагр. смену

ЭфчислоЭПnэф

РасчкоэфКр

Активная
Реактивная
Полная
Расчток

Pн
, 1го ЭП
Pн
,Общ, кВт
Pсм
, кВт
Qсм
, кВар
Sp
, кВА
Qp
, кВар
Sp
, кВА

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17

1-2
ШР1Шлифовальные станки
2
65,5
131
0,14
0,55 /1,5
18,34
27,51
8580,5

7,8,9
Анодно мех-е станки, типа МЭ-31
3
10
30
0,15
0,55 / 1,5
4,5
6,75
300

17
Кран мостовой
1
15,8
15,8
0,1
0,5 / 1,73
1,58
2,73
249,64

ИТОГО по ШР 1
6
10-65,5
176,8
>3
0,13
0,52 / 1,63
24,42
36,99
9130,1
3
4,05
98,9
40,68
106,93
63/700

34
ШР 2Шлифовальные станки
2
65,5
131
0,14
0,55 / 1,5
18,34
27,5
8580,5

101112
Анодно-мех-е станки, типа МЭ-12
3
10
30
0,16
0,6 / 1,33
4,8
6,38
300

ИТОГО по ШР 2
5
10-65,5
161
>3
0,11
0,58 / 1,4
24,14
33,89
8880,5
2
6,22
150,1
37,27
154,6
235/857

5
ШР 3Шлифовальные станки
1
65,5
65,5
0,14
0,55 / 1,5
9,17
13,75
4290,2

1314
Анодно-мех ст типа МЭ-12
2
10
20
0,16
0,6 / 1,33
3,2
4,16
200

61620
Обдирочные станки, типа РТ-341
3
45
135
0,15
0,6 / 1,3
20,25
26,32
6075

ИТОГО поШР 3
7
10-65,5
245,5
>3
0,2
0,65 / 1,14
50,12
57,35
11190,2
5
2,42
121,3
63,08
136,72
207/818

15
ШР 4Анодно-мех станок, типа МЭ-12
1
10
10
0,16
0,6 / 1,33
1,6
2,13
100

19
Обдирочные станки типа, РТ-341
1
45
45
0,15
0,6 / 1,33
6,75
8,97
2025

222331
Обдирочные станки, типа РТ-250 станки
3
35
105
0,14
0,55 / 1,5
14,7
22,05
3675

32
вентилятор приточный
1
22
22
0,7
0,5 / 1,73
15,4
26,64
484

ИТОГО по ШР 4
6
10-45
182
>3
0,21
0,54 / 1,55
38,45
59,79
6284
5
2,42
93,04
65,76
113,9
173/639

212930
ШР 5Обдирочные станки, типа РТ-250
3
35
105
0,14
0,55-1,5
14,7
22,05
3675

18
Обдирочные станки, типа РТ-341
1
45
45
0,15
0,6 / 1,33
6,75
8,97
2025

2836
Анодно-мех станки, типа МЭ-31
2
18,4
36,8
0,15
0,55 / 1,5
5,52
8,28
677,1

ИТОГО по ШР 5
6
18,4-45
186,8
>3
0,14
0,56 / 1,45
26,97
39,3
6377,1
5
2,87
77,40
43,23
88,65
134/606

24-273435
ШР 6Анодно- механические станки, типа МЭ-31
6
18,4
110
0,15
0,55-1,5
16,56
24,84
2031,3

ИТОГО по цеху
36
10-65,5
1648,7
>3
0,16
0,57 / 1,43
267,88
382,3
56300
56
1,09
292
382,3
481,05
731/1347

2.3 Расчёт нагрузки электрического освещения по цехам и территории предприятия

Нагрузка электрического освещения определяется по удельной мощности, Вт/м2
. Для этого определяется площадь цеха по масштабу генплана в реальном измерении, м2
. Из таблицы 2 (12) принимаются удельные мощности р
у.о.
и типы источников света. Для цехов, помещений, не указанных в таблице 2 (12), значения удельной мощности следует принимать исходя из предполагаемого разряда зрительных работ: при работах высокой точности ру.о.
принимать в диапазоне 18-20, средней точности 15-17, малой 13-15, Вт/м2
.

Расчетная нагрузка определяется с учетом коэффициента спроса Кс
по формулам:

Рр.о.
= PСМ
= Кс
Ру
(2.10)

Qp
.
o
.
= QСМ
= Pp
.
o
.
tgj(2.11) Pу
= ру.
o
.
F(2.12)

где Ру
установленная мощность, кВт., F – площадь помещения, м2
.

значения коэффициента спроса (Кc) следует принимать из таблицы 3 (12).

Расчет нагрузки выполняем в таблице 2.2.

Таблица 2.2 — Расчёт нагрузки освещения

Наименование цеха
F,м2

ρ0
,

Вт/м2

Тип ист.
Ру.о
Кс
cosφ
tgφ
Рpо
Qpо

Склад металла
2400
9
ДРЛ
21,6
0,7
0,9
0,5
20,52
10,26

Ремонтно-литейный
1225
16
ДРЛ
19,6
0,8
0,9
0,5
17,64
8,82

Кузнечно-сварочный
1806,2
15
ДРЛ
27,09
0,8
0,9
0,5
24,38
12,2

Кузнечно-штамповоч
1125
14
ДРЛ
16,87
0,8
0,9
0,5
15,18
7,59

Механический
1400
14
ДРЛ
19,6
0,8
0,9
0,5
17,64
8,82

Механосборочный
1406,2
14
ДРЛ
19,68
0,8
0,9
0,5
17,71
8,85

термический
2000
17
ДРЛ
34
0,8
0,9
0,5
30,6
15,3

Модельный
1600
14
ДРЛ
22,4
0,8
0,9
0,5
20,16
10,08

Заводоуправление, столовая
1375
17
ЛЛ
23,38
0,85
0,9
0,5
19,87
9,94

Автогараж
375
13
ДРЛ
4,88
0,95
0,9
0,5
3,9
1,95

Компрессорная с насосной
875
13
ЛН
11,37
0,8
1
0
9,1
4,55

Цех тяжелого машиностроения
1440
15
ДРЛ
21,6
0,8
0,9
0,5
17,28
8,64

Наружное освещение
111212
1
ДРЛ
1112
1
0,9
0,5
1112
556,0

Примечание:
площадь, освещаемая наружным освещением, определяется как разность между территорией завода в целом и площадью всех цехов, зданий, сооружений.

2.4 Расчёт силовой нагрузки по заводу

Расчёт нагрузки по заводу производится аналогично расчёту по цеху.

К полученным расчетным активным и реактивным мощностям силовых ЭП до 1 кВ прибавляются расчетные мощности осветительной нагрузки Pр.о.
и Qр.о.
. Определяется сумма мощностей по цехам. затем расчёт ведётся в следующей последовательности:

Суммируются значения åPн
, åРСМ.
, åQСМ
всех присоединенных к ГПП нагрузок.

Определяется групповой коэффициент использования:

Ки
= (2.13)

Определяется число присоединений, N (6-10 кВ) на сборных шинах ГПП. В большинстве случаев, пока не разработана схема электроснабжения, N можно принять в диапазоне 9-25 для ГПП. По найденному групповому Ки
и числу присоединений N определяется

Pp
= Ко
åКи
Рн
= Ко
åРс.р.
(2.14)

Qp
= Ко
åКи
Рн
tgj = Ко
åQс.р.
;(2.15)

Sp
= (2.16)

Расчет нагрузок представлен в таблице 2.3.

Таблица 2.3 – Расчет силовой нагрузки по заводу

Исходные данные
Расчетные величины

ЭфчислЭПnэ

Расч. коэф.Кр

Расчетная мощность

Наименование ЭП (цехов)
Кол. ЭП
Ном.уст. мощность, кВт
Кт исп
Кт мощн.
активная
Реактивная
Активная
реактивная
полная

n
Pн
,ЭП
Pн
,общ
Ки

cosj/tgj
Pс
.p.

Qс
.p.

Рр
, кВт
Qp
, кВ.Ар
Sp
, кВ.А

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14

1. Склад металлаа) силовая 0,4 кВ
16
4-28
161
0,3
0,6/1,33
48,3
64,24
12
1,52
73,4
64,24

б) освещение
19,2
0,7
0,89/0,5
20,52
10,26
20,52
10,26

Итого
170,2
68,82
74,5
93,9
74,5
119,6

2. Ремонтно-литейныйа) силовая 0,4 кВ
89
2-160
3904
0,55
0,8/0,75
2342,4
156,8
50
1,1
2576,6
156,8

б) в.в.ДСП – 6кВ
6
480
2880
0,75
0,85/0,62
2016
1249,9
2016
1249,9

в) освещение
18,38
0,8
0,89/0,5
17,64
8,82
17,64
8,82

Итого
3922,4
2360
165,62
2594,3
165,6
2599,5

Кузнечно-сварочныйа) силовая 0,4 кВ
45
4-85
2855
0,5
0,65/1,17
1427,5
1670,2
45
1,12
1598,8
1670

б) освещение
28,69
0,8
0,89/0,5
24,38
12,2
24,38
12,2

Итого
2883,7
1451,8
1682,4
1623,2
1682,4
2337,8

4. Кузнечно-штамповочныйа) силовая 0,4 кВ
52
3-75
3044
0,5
0,65/1,17
1522
1780,7
52
1,11
1689,4
1780,7

б) освещение
15,75
0,8
0,89/0,5
15,18
7,59
15,18
7,59

Итого
3059,7
1537,2
1788,3
1704,6
1780,7
2465,1

5. Механическийа) силовая 0,4 кВ
135
1,5-32
2220
0,2
0,65/1,17
666
779,2
135
1,1
732,6
779,2

б) освещение
19,6
0,8
0,89/0,5
17,64
8,82
17,64
8,82

Итого
2239,6
683,64
788,02
750,3
788,02
1088,1

Механосбороча) силовая 0,4 кВ
91
1,5-42
3001
0,3
0,75/0,88
900,3
792,3
91
1,1
990,3
792,3

б) освещение
19,69
0,8
0,89/0,5
17,71
8,85
17,71
8,85

Итого
3020
918,01
801,15
1008,1
801,15
1287,6

Термическийа) силовая 0,4 кВ
46
4-78
2971
0,7
0,85/0,62
2079,7
1268,6
46
1,08
2246,1
1268,6

б) освещение
30
0,8
0,89/0,5
30,6
15,3
30,6
15,3

Итого
3001
2110,3
1284
2276,7
1284
2613,7

Модельныйа) силовая 0,4 кВ
44
0,5-19
390
0,25
0,65/1,17
97,5
114,1
41
1,19
116
114,1

б) освещение
28,9
0,8
0,89/0,5
20,16
10,08
20,16
10,08

Итого
418,9
117,6
124,2
136,2
124,2
184,3

9.Заводоуправа) силовая 0,4 кВ
48
0,8-22
390
0,7
0,8/0,75
273
204,7
35
1,09
297,6
204,7

б) освещение
23,38
0,85
0,89/0,5
19,87
9,93
19,87
9,94

Итого
413,38
292,9
214,6
317,4
214,6
383,2

Автогаража) силовая 0,4 кВ
18
1-6
115
0,4
0,65/1,17
46
53,82
14
1,32
60,7
53,82

б) освещение
4,88
0,95
0,89/0,5
3,9
1,95
3,9
1,95

Итого
119,8
49,9
55,77
64,62
55,77
85,3

Компрессорн с насоснойа) силовая 0,4 кВ
16
2-22
317
0,65
0,7/1,02
206,1
210,2
16
1,18
243,2
210,2

б) СД 0,4 кВ
8
235
1880
0,6
0,9/0,6
1128
-699,36
8
1,3
1466,4
-909,2

в) освещение
11,25
0,8
1/0
9,1
4,55
9,1
—

Итого
328,25
215,2
-459,1
1641,1
-669
331,3

Цеха) силовая 0,4 кВ
36
0,5-160
1648,7
0,7
0,8-0,75
1154,1
865,6
21
1,11
1281
865,6

б) освещение
20,16
0,8
0,89/0,5
17,28
8,64
17,28
8,64

Итого
1668,8
1171,4
874,3
1298,3
874,3
2033,6

Наружноеосвещение
1112,1
1,0
0,89/0,5
1112,1
556,1
1112,1
556,1
1243,2

Итого 0,4 кВ
21016
12088
8623,6
13232
8616

В.В. ДСП — 6 кВ
6
480
2880
2016
1249,9
2016
1249,9

Итого по заводу
25776
0,59
0,81/0,71
13499
9873,5
0,9
13232
8616
15790

3 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ ЦЕХОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ

прежде чем приступить к выбору количества и мощности трансформаторов цеховых подстанций, необходимо определить расчетные нагрузки (до 1 кВ) цехов и категории надежности электроснабжения потребителей этих цехов. Для этого выписываем из таблицы 2.3 расчетные нагрузки Рр
, Qр
, определяем Sр
, категории надежности электроснабжения и характер окружающей среды цеха, объекта.

количество трансформаторов на цеховых подстанциях определяется категорией надежности питаемых ЭП.

Число трансформаторов на подстанциях обычно принимают 1 или 2.

Следует заметить, что в большинстве случаев нагрузка трансформаторов в производственных цехах не однородна по надежности электроснабжения, и даже если указаны потребители I-II категории всегда присутствуют потребители III категории (10-20%), которые в аварийных случаях можно отключить без ущерба для производства.

Двухтрансформаторные подстанции применяются при преобладании ЭП I-II категорий, а также для питания ЭП II-III категорий в энергоемких цехах с удельной плотностью нагрузки более 0,4 кВ.А/м2.

Коэффициент загрузки силовых трансформаторов определяем по формуле:

(3.1)

где Sp – полная расчётная мощность;

N – количество трансформаторов;

Sнтр – номинальная мощность трансформатора

Коэффициент загрузки Кз
принимается:

— для двухтрансформаторных подстанций при преобладании нагрузок Iкатегории 0,65-0,7, при преобладании нагрузок II категории 0,7-0,8;

— для однотрансформаторных подстанций с учетом взаимного резервирования нагрузок II категории Кз
= 0,7-0,85, а при нагрузках III категории 0,85-0,95.

указанные коэффициенты загрузки должны находиться в указанных пределах после проведения мер по компенсации реактивной мощности. поэтому выбор количества и мощности трансформаторов осуществляется в два этапа.

На первом этапе выбирают количество и мощность трансформаторов на подстанциях. Мощности же трансформаторов для цехов со значительным потреблением реактивной мощности (Qс.p. ³ 500-700 квар), там где предполагается проведение компенсации реактивной мощности, намечают из расчета завышенного против нормы коэффициента загрузки.

На втором этапе после проведения расчетов по компенсации реактивной мощности по цехам и предприятию и после уточнения нагрузок следует повторно определить Кз трансформаторов и скорректировать мощности и количество трансформаторов в цехах, где была проведена небольшими нагрузками (до 150-200 кВ×А, склады, гаражи и т. п.), чтобы не проектировать подстанции с трансформаторами малой мощности, допускается присоединять эти нагрузки к подстанции близлежащего цеха. Оценить целесообразность присоединения указанных нагрузок к подстанции с учетом расстояния L между подстанцией и присоединяемой нагрузкой Sp можно по приближенной эмпирической формуле:

SpL £ 15000 кВ.А×м. (3.2)

В случае объединения нагрузок, их расчетные активные и реактивные мощности складываются.

Распределение нагрузки по ТП сводим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 – Выбор трансформаторов цеховых подстанций

Уд.
Кат.
Кол. и
Коэф.

Цех, объект
Расчетные нагрузки
мощ.
пот.
мощн.
загр.

тр-в

Рр
,
Qp
,
Sp
,
Sуд.
, кВА/м2

NSтр.

Кз

кВт
кВар
кВА

1
2
3
4
5
6
7
8

1. Склад металла
93,9
74,5
119,6
0,05
III
21600
0,85

2. Ремонтно-литейный цех
2594,3
165,6
2599,5
2,12
I-II
21600
0,7

3. Кузнечно – сварочный цех
1623,2
1682,4
2337,8
1,29
II
21600
0,75

4. Кузнечно — штамповочный
1704,6
1780,7
2465,1
2,19
II

5. Механический
750,3
788,02
1088,1
0,77
II
21000
0,7

6.Механосборочный
1008,1
801,15
1287,6
0,91
II-III

7. термический
2276,7
1283,9
2613,7
1,3
II
21600
0,7

8. Модельный
136,2
124,2
184,3
0,11
II

9.Заводоуправление, столовая
317,4
214,6
383,2
0,3
III
1+600
0,9

10. Автогараж
47,4
52,4
70,7
0,19
III

11. Компрессорная с насосной
252,3
214,7
331,3
0,38
II
21600
0,75

12. Цех тяжелого машиностроения
1298,3
874,3
2033,6
1,41
II

13. Наружное освещение
278
139
310
III
Кп.1

4 необходимо установить в сетях до 1 кВ.

Группируем цеха с трансформаторами мощностью Sн.т.
= 1600 кВА.

Таблица 4.1 – Расчет компенсирующих устройств

Расчетные нагрузки
Уточненное

Номерцеха
Рр
, кВт
Qp
, кВардо комп./после комп.
Sp
, кВАдо комп./после комп.
N ´ Sтр
.

QНБК
/Qфакт
.
N ´ QБК
,кВар
N ´ Sтр

1
2
3
4
5
6
7

2+Н осв
2872,3
304,6/4,6
2910,5/2872,3
2 ´ 1600
117,01/1502(75)
2 ´ 1600

3
1623,2
1682,4/982,4
2337,8/1897,4
2 ´ 1600
646,3/7002(300+50)
2 ´ 1600

4
1704,6
1780,7/1080
2465/2018,3
2 ´ 1600
684,1/7002(300+50)
2 ´ 1600

7,8
2413
1408,1/858,1
2798/2561,1
2 ´ 1600
541/5502(200+75)
2 ´ 1600

9,10+Н осв
660,02
409,4/139,4
778,8/674,6
2 ´400
227,2/2702(135)
2 ´400

5,11+Н осв
1280,6
1141,7/871,7
1730,3/1549,1
2 ´ 1000
247/2702(135)
2 ´ 1000

12
1298,3
874,3/604,3
2000,6/1432
2 ´ 1000
227/2702(135)
2 ´ 1000

1,6+Н осв
1380
1014,6/744,6
1718,1/1568,1
2 ´ 1000
264/2702(135)
2 ´ 1000

Итого
8613,1
3785,8/2336
6 ´ 1600
1441/1450

Определяем минимальное число трансформаторов для данной группы цехов:

Nмин.
= + DN(4.1)

Nмин
= + DN = 6,56 + 0,44 = 7

Находим оптимальное число трансформаторов:

Nопт.
= Nмин.
+ m. (4.2)

наибольшую реактивную мощность, которую целесообразно передавать в сеть до 1кВ через трансформаторы, определяем по формуле:

Qмакс.т.
= ; (4.3)

Qмакс.т.
= = 3187,5 кВар

Суммарная мощность батарей на напряжение до 1 кВ составит:

Qнк1
= Qp
— Qмакс.т
(4.4)

Qнк1
= 5175,8-3187,5 = 1988,3 кВар

Определяем дополнительную мощность в целях оптимального снижения потерь:

Qнк2
= Qp
— Qнк1
— g·Nопт.
·Sн.тр.
(4.5)

Qнк2
= 5175,8-1988,3-0,45·7·1600 = -1852,5 кВар

Практические расчеты показали, что для Западной Сибири с достаточной степенью точности при магистрально радиальной схеме внутризаводского электроснабжения можно принимать значения g = 0,45 при напряжении 6 кВ.

Так как получилось, что Qнк2
< 0, то для данной группы Qнк2 принимаем равной нулю.

Находим суммарную мощность низковольтных конденсаторных батарей:

Qнк
= Qнк1
+ Qнк2
.
(4.6)

Qнк
= 1988,3 + 0 = 1988,3 кВар

Распределяем конденсаторные батареи между цехами пропорционально потребляемой ими реактивной мощности:

Qнбк
i
= ; (4.7)

Принимаем стандартные значения комплектных конденсаторных установок из номинального ряда:20; 40; 50; 75; 100; 135; 150; 200; 300; 450; 600.

Для цехов № 2+Н осв, 3,4,7+8.

Qбк1
= 2 ´75 = 150 кВар

Qбк2
= 2 ´ 300+2 ´ 50 = 700 кВар

Qбк3
= 2 ´ 300+2 ´ 50 = 700 кВар

Qбк4
= 2 ´ 200+2 ´ 75 = 550 кВар

Тип конденсаторных батарей:

2 ´ УКБН-0,38-75-50 УЗ Qн
= 75 кВар

2 ´ УКБН-0,38-50 — 50УЗ Qн
= 50 кВар

2 ´ УКБН-0,38-200-50 УЗ Qн
= 200 кВар

2 ´ УКБН-0,38-300-50 УЗ Qн
= 300 кВар

Уточняем количество и мощность трансформаторов.

Для этого определяем полную расчетную мощность цеха:

Spi

= (4.8)

Определяем коэффициент загрузки:

Кз
= .(4.9)

Группируем цеха с трансформаторами мощностью Sн.т.
= 1000 кВА.

Таблица 4.2 – Расчет компенсирующих устройств

Расчетные нагрузки
Уточненное

Номер цеха
Рр
, кВт
Qp
, кВардо комп./после комп.
Sp
, кВАдо комп./после комп.
N ´ Sтр
.

QНБК
/Qфакт
.
N ´ QБК
,кВар
N ´ Sтр

1
2
3
4
5
6
7

5,11,Носв
1280,6
1141,7/871,7
1730,3/1549,1
2 ´ 1000
267/2702(135)
2 ´ 1000

1,6,Носв
1380
1014,6/744,6
1718,1/1568,1
2 ´ 1000
264/2702(135)
2 ´1000

12
1298,3
874,3/604,3
2000,6/1432
2 ´ 1000
227/2702(135)
2 ´ 1000

Итого
3959
3626,4/626
6 ´ 1000
758,3/810

Определяем минимальное число трансформаторов для данной группы цехов:

Nмин
= + DN = 4,35 + 0,65 = 5

Находим оптимальное число трансформаторов:

Nопт.
= Nмин.
+ m = 5+0 = 5

Наибольшую реактивную мощность, которую целесообразно передавать в сеть до 1кВ через трансформаторы, определяем по формуле:

Qмакс.т.
= = 2242,5 кВар

Суммарная мощность батарей на напряжение до 1 кВ составит:

Qнк1
= 3031-2242,5 = 788,1 кВар

Определяем дополнительную мощность в целях оптимального снижения потерь:

Qнк2
= 3031-788,1-0,45·5·1000 = -1461,5 кВар

Так как получилось, что Qнк2
< 0, то для данной группы Qнк2 принимаем равной нулю.

Находим суммарную мощность низковольтных конденсаторных батарей:

Qнк
=788,1 + 0 = 788,1 кВар

Распределяем конденсаторные батареи между цехами пропорционально потребляемой ими реактивной мощности.

Для цехов № 5+11+Носв, 1+6+Н осв, 12:

Qбк1
=2 ´ 135 = 270 кВар

Qбк2
=2 ´ 135 = 270 кВар

Qбк3
=2 ´ 135 = 270 кВар

Тип конденсаторных батарей:

2 ´ УКБН-0,38-135 -50УЗ Qн
= 135 кВар

Уточняем количество и мощность трансформаторов.

Для этого определяем полную расчетную мощность цеха:

Определяем коэффициент загрузки:

К установке принимаем 6 трансформаторов номинальной мощностью:6 ´1000

5 потери В СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРАХ

Определение коэффициента загрузки трансформатора: среднесменный

Кзсм
= (5.1)

— расчётный определяем по формуле (3.1)

Определение реактивных потерь холостого хода и короткого замыкания

∆Qxx = , (5.2)

где Iхх – ток холостого хода

∆Qкз = , (5.3)

где Uкз – напряжение короткого замыкания

Определение среднесменных потерь в трансформаторах

∆Рсм = n·(∆Рхх + К2
зсм
·∆Ркз), (5.4)

где ∆Рхх – активные потери холостого хода;

∆Ркз – активные потери короткого замыкания;

∆Qсм = n·(∆Qхх + К2
зсм
·∆Qкз) (5.5)

Определение расчётных потерь в трансформаторах

∆Рр = n·(∆Рхх + К2
зр
·∆Ркз) (5.6)

∆Qр = n·(∆Qхх + К2
зр
·∆Qкз) (5.7)

Расчёт представлен в таблице 5.1

Таблица 5.1 — потери в силовых трансформаторах

ТП(№ цеха)
Марка транс-ра
∆Qкз
∆Qхх
Кзсм
Кзр
∆Рсм
∆Qсм
∆Рр
∆Qр

ТП1(2+Н осв)
ТС3-1600/10
88
24
0,82
0,89
29,91
166,34
33,74
187,41

ТП2(3)
ТС3-1600/10
88
24
0,55
0,61
18,08
101,24
19,92
111,36

ТП3(4)
ТС3С-1600/10
88
24
0,59
0,63
19,54
109,3
21,1
117,8

ТП4(7+8)
ТС3-1600/10
88
24
0,74
0,8
26
144,37
28,88
160,64

ТП5(9+10+Н)
ТС3-400/10
22
12
0,8
0,84
9,51
52,16
10,22
55,05

ТП6(5+11+Н)
ТСЗ-1000/10
55
15
0,73
0,77
17,93
88,6
19,3
95,21

ТП7(12)
ТС3-1000/10
55
15
0,61
0,72
14,33
71
17,61
87,02

6 РАСЧЁТ электрических НАГРУЗОК НА ВЫСШЕМ НАПРЯЖЕНИИ

Результирующую нагрузку на стороне ВН по заводу определяют с учетом средств компенсации реактивной мощности и потерь мощности в цеховых трансформаторах. Расчет представлен в таблице 6.1.

Таблица 6.1 – Расчет нагрузок по заводу

Наименование ЭП
Ном. уст. мощн, кВтPн
,
К-тиспКи

cosj/tgj
Расчетные величины
Расчетная мощность

Pс.
p.

Qс.
p.

Рр
, кВт
Qp
, кВар
Sp
, кВА

1
2
3
4
5
6
7
8
9

ТП-12. Рем-о литей-й
3904
2360,1
165,62
2594,3
165,6
2599,5

Наружн освещ
278
278
139
278
139
310,87

потери
29,91
166,34
33,74
187,41

Компенсация
-300
-300

Итого по ТП -1
4182
2668
170,96
2906
192,01
2912,3

ТП-23. Кузнечно-свар
2855
1451,8
1682,4
1623,2
1682,4
2337,8

потери
18,08
101,24
19,92
111,36

Компенсация
-700
-700

Итого по ТП — 2
2855
1469,8
1083,6
1643,1
1093,8
1973,8

ТП-34. Кузнечно-штамповочный
3044
1573,2
1788,3
1704,6
1780,7
2465,1

потери
19,54
109,3
21,2
117,8

Компенсация
-700
-700

Итого по ТП — 3
3044
1593
1198
1725,7
1198,5
2101

ТП-47. Термич-ий
2971
2110,3
1283,9
2276,7
1284
1838

8. Модельный
390
117,6
124,2
136,2
124,2
2613,7

потери
26
144,37
28,88
160,64
184,3

Компенсация
-550
-550

Итого по ТП — 4
3361
2254
1002,5
2442
1018,8
2646

ТП-59. Заводоупр
390
292,9
214,6
317,4
214,6
383,2

10. Автогараж
115
49,9
55,77
64,62
55,77
85,3

Наруж освещ
278
278
139
278
139
310,87

потери
9,51
52,16
10,22
55,05

Компенсация
-270
-270

Итого по ТП — 5
783
630,31
297,24
670,24
194,42
697,8

ТП-65. Механический
2220
683,64
788,02
750,3
788,02
1088,1

11.Компр-я с насосной
317
215,2
-459
252,3
-669
331,3

Наруж освещ
278
278
139
278
139
310,87

потери
17,93
88,6
19,3
95,21

Компенсация
-270
-270

Итого по ТП — 6
2815
1194,7
285,9
1299,9
83,23
1302,5

ТП-712. Тяж машиност
1648,7
1171,4
874,3
1298,3
874,3
2033,6

потери
14,33
71
17,61
87,02

Компенсация
1185,7
-270
-270

Итого по ТП-7
1648,7
1185,7
675,3
1316
691,3
1486,5

ТП-81. Склад металла
161
68,82
74,5
93,9
74,5
119,6

6.Механосбор
3001
918
801,15
1008,1
801,15
1287,6

Наружное освещ
278
278
139
278
139
310,87

потери
16,05
79,34
19,63
96,92

Компенсация
-270
-270

Итого по ТП-8
3440
1280,9
823,9
1399,6
841,6
1633,1

Итого 0,4 кВ
22164
12276,4
5436,2
13402,6
5293,83

В/в ДСП — 6 кВ
2880
2016
1249,9
2016
1249,9

Итого по заводу
25044
0,59
0,95/ 0,31
14292
6686,1
15418,6
6543,7
16749,7

потери в трансф
334,9
1675
334,9
1675

Итого с потерями
/0,39
14626,9
8361,1
15753,5
8218,7
17768,5

потери в трансформаторах определяются в целом по заводу, то они могут рассчитываться по упрощенным формулам:

DРт
/
= 0,02S/
р.
;(6.1) и DQ/
т
= 0,1S/
p
.
;(6.2)

где S/
р
– расчетная мощность нагрузки низковольтной и высоковольтной, питающейся через трансформаторы, за исключением нагрузки от высоковольтных электродвигателей, которые подключаются к внутризаводской сети без трансформаторов.

Для определения S/
р
, а впоследствии и Sр
находим коэффициенты использования и реактивной мощности в целом по заводу:

(6.3)

(6.4)

Ки
=

По найденному значению Ku
и предполагаемому числу высоковольтных присоединений на ГПП находим значения коэффициента одновременности Ко
= 0,9

Расчетные мощности для вычисления потерь в трансформаторах находим по формулам:

(6.5)

(6.6)

(6.7)

кВт

кВар

По этим нагрузкам будем рассчитывать и выбирать напряжение внешнего электроснабжения, необходимую мощность компенсирующих устройств и мощности трансформаторов ГПП.

(6.8)

(6.9)

после определения расчётной нагрузки рассчитываем компенсацию реактивной мощности на высокой стороне.

Для расчета необходимой мощности компенсирующих устройств (КУ), необходимо знать полную расчетную мощность Рр
, Qp
и Sp
по заводу с учетом потерь мощности в трансформаторах цеховых и ГПП.

Потери мощности в трансформаторах ГПП определяется с учетом мощности и коэффициента загрузки трансформаторов. Для диапазона мощностей от 4 до 40 МВА при коэффициенте загрузки 0,7 потери мощности можно определить по приближенным формулам:

DPт
= 0,007Sp
(6.10)

DQт
= 0,09Sp
(6.11)

Уточняем расчетную нагрузку завода и коэффициент реактивной мощности на границе раздела между предприятием и энергоснабжающей организацией по формулам:

(6.12)

(6.13)

(6.14)

далее определяем значение входной реактивной мощности, т.е. разрешенной мощности передаваемой из сети энергосистемы в сеть предприятия в режиме наибольших активных нагрузок энергосистемы.

(6.15)

tgjэ1
= 0,34¸0,42 при напряжении 35 кВ

Находим необходимую мощность компенсирующих устройств (КУ) в целом для завода:

Qky
= Qp
у
— Qэ1
(6.16)

Qky
= 8378,6–5715,8 =2662,8 кВар

Определяем расчётную реактивную мощность после компенсации

Qр’ = Qр
– Qку
(6.17)

Qр’ = 8816,4 – 2662,8 =5486 кВар

Определяем расчётную полную мощность после компенсации

Sp =

Устанавливаем высоковольтные конденсаторные батареи:

2 ´ УК- 6 — 300Л УЗ Qн
= 300 кВар

2 ´ УКЛ – 6 — 450УЗ Qн
= 450 кВар

7 ВЫБОР МЕСТОРАСПОЛОЖЕНИЯ ГПП

Для определения места расположения ГПП завода, необходимо определить центр электрических нагрузок. Для определения условного центра электрических нагрузок на генплане отмечают место расположения центров электрических нагрузок цехов. Их координаты выносятся на оси ОХ и ОУ, и по формуле определяем координаты условного центра электрических нагрузок.

Таблица 7.1 — Определение места расположения ГПП

№ цеха на плане
, кВт
, кВар
, мм
,мм

1
93,9
2,2
22
57

2
2594
1337,9
7
34

3
1623,2
1391,3
114
58

4
1704,6
1204,6
93
57

5
750,3
437,1
73
59

6
1008,1
593,4
48
59

7
2276,7
1039,4
1008
24

8
136,2
115,9
86
14

9
317,4
176,2
15
12

10
64,62
52,4
37
07

11
252,3
806,4
68
37

12
1298,3
244,8
15
15

Координата Х центра электрических нагрузок:

(7.1)

Координата Y центра электрических нагрузок:

(7.2)

С целью определения места расположения ГПП завода, строят картограмму электрических нагрузок, она представляет собой, размещенную на генплане или плане цеха окружность, радиус которой соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам. Целесообразно строить картограммы для активной и реактивной мощности. Отдельным сектором выделяем активную мощность осветительной нагрузки.

К примеру, для цеха 1:

(7.3)

(7.4)

Сектор осветительной нагрузки вычислим по формуле:

(7.5)

Расчет картограмм электричесих нагрузок приведен в таблице 7.2

Таблица 7.2 — Расчет картограмм электрических нагрузок

№
Радиус r, мм
Освещение α, градус

Pр

Qр

1
11,96
9
78,8

2
18,17
5
3

3
14,37
14,64
6

4
16,47
15,06
5

5
10,93
11,2
9

6
13
11
7

7
20
14
5

8
4,65
4,9
53,28

9
7
6
22

10
3,5
3
22

11
6,33
7,08
13

12
5,93
5,58
21

Для остальных цехов расчет выполняется аналогично.

В графической части лист 2 приведен генплан рассматриваемого завода c нанесенными на нем ЦЭН и картограммами.

В фактическом центре нагрузок мы не можем поставить ГПП, поэтому переносим ГПП в сторону источника питания.

8 ВЫБОР НАПРЯЖЕНИЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

8.1 Выбор напряжения питания

Выбор напряжения питания, т.е. внешнего электроснабжения, зависит от мощности, потребляемой предприятием, его удаленности от источника питания, напряжения, имеющегося на источнике питания.

Для приближенного определения рационального напряжения Uрац
, кВ можно воспользоваться формулами Илларионова или Стилла:

Uрац
= (8.1)

Uрац
=4,34 (8.2)

где P передаваемая мощность, МВт; — расстояние, км.

В большинстве случаев, напряжение полученное по формулам, оказывается нестандартным и для определения рационального стандартного напряжения принимают два ближайших стандартных напряжения и на основе технико-экономических расчетов определяют рациональное стандартное.

Для рассматриваемого завода рациональное напряжение, найденное по эмпирическим формулам будет

Uрац
=

Uрац
=

следовательно, для электроснабжения завода выбираем напряжение 35 Кв, так как напряжение 35 кВ имеет экономические преимущества для предприятий средней мощности при передаваемой мощности 5-15 МВт на расстояние до 10-15 км.

8.2 Выбор напряжения распределения

Для распределительных сетей промышленных предприятий в основном применяются напряжения 10 и 6 кВ.

Для распределения электроэнергии применяем напряжение 6кВ, так как на ГПП устанавливаем трансформаторы мощностью до 16 МВА, и на предприятии имеются электроприемники 6 кВ.

9 ВЫБОР СХЕМЫ внешнего И ВНУТРИОБЪЕКТНОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

9.1 Схемы внешнего электроснабжения

Для предприятий средней или большой мощности возникает необходимость сооружения одной или нескольких ГПП (ПГВ). Схема присоединения ГПП к питающей линии показана на рис.9.1

При радиальном питании (тупиковая линия) глухое присоединение ВЛ к трансформатору через разъединитель или через разъединитель и короткозамыкатель при более значительном удалении ГППП от источника питания.

рисунок 9.1 — Схема присоединения ГПП при радиальном питании

Перемычка между питающими линиями может применяться как при радиальном так и при магистральном присоединении ГПП.

Перемычка может быть как с автоматическим ее включением так и неавтоматическим. Она применяется в основном в тех случаях когда один из трансформаторов при послеаварийном режиме т.е. при отключении второго трансформатора, не позволяет полностью покрыть нагрузку потребителей I-II категорий.

Следует избегать применение перемычек на предприятиях с загрязненной средой так как большее число аппаратов и токоведущих частей повышает вероятность возникновения аварий.

9.2 Схемы внутриобъектного электроснабжения

При сооружении на предприятии ГПП, схему внутриобъектного электроснабжения принимаем одноступенчатой. При одноступенчатой схеме вся электроэнергия распределяется с шин ГПП по радиальной схеме.

В целом же выбор схемы внутреннего электроснабжения (схемы распределения) зависит от многих факторов в частности таких как: взаимное расположение ГПП, высоковольтных электроприемников, количества и мощности трансформаторов на цеховых подстанциях, возможных направлениях прохождения трасс и ряда других факторов.

Трансформаторы мощностью 1600 кВ×А при напряжении 6 кВ и 2500 кВ×А при напряжении 10 кВ рекомендуется подключать по радиальной схеме.

В целях более полного использования мощности выключателей при подключении к ним трансформаторов малой мощности (250-630 кВ×А) отходящих от РП, ГПП в разных направлениях допускается и рекомендуется подключать эти трансформаторы под один выключатель.

При разработке схемы распределения следует помнить о соответствующей категории надежности электроснабжения трансформаторных подстанций по которой выбирали количество и мощности трансформаторов на них и выбирать соответствующие схемы резервирования. Так двухтрансформаторные ТП необходимо подключать от разных секций ГПП. От разных же секций необходимо питать и однотрансформаторные подстанции одного цеха.

В Приложении 1 и 2 приведены генплан рассматриваемого в данном пособии предприятия с нанесенными подстанциями и кабельными трассами к ним и схема электроснабжения его.

При наличии на предприятии, значительной мощности потребителей с резкопеременной нагрузкой, существуют некоторые особенности разработки схемы на низшем напряжении ГПП.

Приемники с резко переменной нагрузкой подключаем к одному плечу сдвоенного реактора при двухобмоточных трансформаторах на ГПП.

10 ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ ГПП

В большинстве случаев на ГПП промышленных предприятий устанавливают два трансформатора. Однотрансформаторные ГПП применяют для предприятий, на которых отсутствуют потребители I категории и при наличии централизованного резерва трансформаторов. установка трех трансформаторов на ГПП возможна и допустима в случаях электроснабжения потребителей с резкопеременной нагрузкой от отдельного трансформатора, если невозможно применить трансформаторы с расщепленными обмотками или сдвоенный реактор.

Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия Sp
с учетом проведенной компенсации реактивной мощности.

Если на ГПП устанавливается два трансформатора, то расчетная мощность каждого из них определяется по условию:

Sр.т.
@Sр
/2×0,7 (10.1)

По получившейся расчетной мощности из ряда номинальных мощностей трансформаторов выбирают ближайшее стандартное значение мощности трансформатора и проверяют его на допустимую перегрузку в послеаварийном режиме при отключении одного из трансформаторов с учетом ограничения потребителей III категории.

1,4 ·Sн.т.
³Sp
— Sp
III
(10.2)

Для рассматриваемого завода:

С учётом отключения потребителей третьей категории:

1,4· 16000 ³ 16704,5-2710,64

14000 кВА ³ 8703 кВА

Выбираем трансформатор мощностью 16000 кВА

Наименование
Uнн,кВ
∆Рхх,кВт
∆Ркз,кВт
Uкз,%
Iхх,%

ТДНС 16000/35
6,3
18
85
10
0,6

Проводим технико-экономический расчет.

выбираем сдвоенный реактор:

Тип реактора:

РБСД – 10 – 2 ´ 1600 – 0,20 Номинальный ток 1600 А.

11 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ

Технико-экономическое сравнение проводят по минимуму приведенных затрат, при этом в капитальных затратах учитывается стоимость трансформаторов и их монтаж, так как вся остальная схема электроснабжения мало чем будет отличаться в вариантах. В эксплуатационных затратах учитывают стоимость потерь электрической энергии и амортизационные отчисления.

Приведенные потери электроэнергии в трансформаторах определяют по формуле

Эn
=n((DPxx
+Kи.п.
×DQxx
)Tгод
+Kз
2
(DPкз
+Kи.п.
DQк.з.
)Tм
), кВт×ч (11.1)

где n — количество трансформаторов;

DPxx
— потери холостого хода трансформаторов, кВт.

DPкз
— потери короткого замыкания трансформаторов, кВт.

Потери холостого хода и короткого замыкания реактивной мощности определяем по формулам:

DQxx
= (11.2)

DQк.з
= (11.3)

Kи.п
= 0,05¸0,07кВт/квар — коэффициент изменения потерь активной мощности при передаче реактивной;

Kз
— коэффициент загрузки трансформаторов;

— принимается по справочным данным в зависимости от сменности работы предприятия.

Эn
=2·((18 + 0,06·96)·8760 + 0,42
·(85+0,06·1600)·4340)=655113,6 кВт×ч

DQxx
=

DQк.з
=

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах вычисляется по выражению:

(11.4)

где b=
2,89 тенге/кВт час – стоимость потерь электроэнергии

Таблица 11.1 – Капитальные затраты на оборудование

Наименование оборудования
Стоим. единицы оборудования, тыс.тенге
первый вариант

Кол-во
Общ. стоим.Тыс.тенге

ТДНС-16000
5375
2
10750

монтаж
240,75
467,5

КåОБЩ

—
—
11217,5

Капитальные затраты на основное оборудование состоят из стоимости трансформатора и монтажа:

Стоимость трансформатора — 2´ 5375 тыс. тг.

монтаж — 2´240,75 тыс.тг

К = 10750 + 467,5=11217,5 тыс.тг.

Стоимость отчислений на амортизацию ремонт и обслуживание

(11.5)

где — норма амортизационных отчислений от капитальных затрат;

– норма отчислений на обслуживание

К — сумма полученных капитальных затрат.

Определяем ежегодные эксплуатационные Издержки:

Uэ
= Cэ
+ Uа
(11.6)

Uэ
= 18932,2 + 1043,23 = 3342,49 тыс. тг

Приведённые затраты вычисляются по формуле

(11.7)

где — нормативный коэффициент экономической эффективности.

12 РАСЧЁТ ТОКОВ короткого ЗАМЫКАНИЯ

12.1 Расчёт токов короткого замыкания на стороне ВН

Расчет токов К.З. необходим для выбора и проверки коммутационных аппаратов по отключающей способности, на динамическую и термическую стойкость, на стойкость к токам К.З. кабельных линий и измерительных трансформаторов, для расчета токов срабатывания и коэффициентов чувствительности релейной защиты. При расчете токов К.З. на напряжении выше 1000В принимают следующие расчетные условия:

1. Все источники участвующие в подпитке места К.З. работают одновременно и с номинальной нагрузкой.

2. Все синхронные машины работают с АРВ и форсировкой возбуждения.

3. При расчете токов К.З. учитывают влияние синхронных и асинхронных электродвигателей за исключением электродвигателей мощностью до 100 кВт если они отделены одной ступенью трансформации от места К.З. и электродвигателей любой мощности если отделены двумя и более трансформациями.

4. В расчетной схеме точки КЗ выбирают такими в которых токи КЗ будут иметь максимальные значения, а элементы сети нормально работающие раздельно на схеме принимаются работающими через секционный выключатель.

В большинстве случаев такими точками являются: на вводах силового трансформатора — точка К1; за выключателем пассивного элемента на стороне НН ГПП (линия к ТП) — точка К2; на вводе цехового силового трансформатора от которого питается расчетный цех точка К3.

Составляем схему замещения.

рисунок 12.1 – Схема замещения для расчета токов КЗ

Расчет ведем в относительных единицах, для чего принимаем базисные условия: ;

Технические данные трансформатора: ТДНС – 16000/35

; ;

Определяем базисные токи:

(12.1)

Определяем сопротивления элементов схемы замещения:

— энергосистемы

(12.2)

,

где Sкз – мощность короткого замыкания

— воздушной линии

(12.3)

худ
– удельное сопротивление воздушной линии;

l – длина линии.

— трансформатора

(12.4)

Точка К1:

Периодическая составляющая тока короткого замыкания

(12.5)

где — ЭДС энергосистемы

Амплитудное

(12.6)

где Куд
= 1,608 – ударный коэффициент – система, связанная со сборными шинами, где рассматривается КЗ, воздушными линиями напряжением 35 кВ (11, табл.3.8)

Точка К2:

периодическая составляющая тока короткого замыкания

Амплитудное

где Куд
= 1,956 – ударный коэффициент – ветви, защищенные реактором с номинальным током 1000 А и выше (11, табл.3.8)

12.2 Расчёт тока короткого замыкания на стороне 0,4 кВ

Сети промышленных предприятий напряжением до 1 кВ характеризуются большой протяженностью и наличием большого количества коммутационно-защитной аппаратуры. При напряжении до 1 кВ даже небольшое сопротивление оказывает существенное влияние на ток КЗ, поэтому в расчетах учитываются все сопротивления короткозамкнутой цепи, как индуктивной, так и активной. кроме того, учитываются активные сопротивления всех переходных контактов этой цепи (разъемные контакты на шинах, на вводах и т.д.). Расчёт токов короткого замыкания на стороне 0,4 кВ производится в именованных единицах, т.е. все сопротивления выражаются в мОм. Если все эти сопротивления не известны, то согласно руководящих указаний по электроснабжению промышленных предприятий совокупно эти сопротивления берутся на шинах ТП – 15 мОм, на шинах РП – 20 мОм.

Составляем схему замещения

рисунок 12.2 — Схема замещения для расчёта тока КЗ на стороне 0,4 кВ

Расстояние от ТП-5 до ГПП составляет 188м.

выбираем кабель напряжением 6кВ сечением 95 мм2
. Активное сопротивление кабеля rУД
= 0,326 Ом/км, индуктивное хУД
= 0,078 Ом/км.

Определяем сопротивление кабеля

— активное (12.7)

индуктивное

(12.8)

Определяем результирующее сопротивление:

— активное: Rрез
= Rк
= 1,222

— индуктивное:

Хрез
=Хс
+Хл
+Хт
+Хр
+Хк
=0+2,36+10+0,2=12,56

Приводим результирующее сопротивление к стороне 0,4 кВ в мОм по формулам:

, (12.9)

где Uст.кз – напряжение ступени короткого замыкания.

Определяем сопротивление цехового трансформатора:

, (12.10)

Приводим сопротивление трансформатора к ступени 0,4 кВ:

(12.11)

(12.12)

Определяем полное сопротивление:

(12.13)

(12.14)

(12.15)

Определяем сверхпереходное

Амплитудное значение ударного тока короткого замыкания с учетом апериодической составляющей

Действующее

Определяем мощность короткого замыкания:

Таблица 12.1 — Токи короткого замыкания

Точка КЗ
Iпо
, кА
iуд
, кА

К – 1
6,66
15,14

К – 2
7,3
20,19

К – 3
12,9
18,26

На основании полученных данных токов короткого замыкания будем выполнять проверку оборудования на динамическую, термическую стойкость к токам КЗ и отключающую способность.

13 ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОБОРУДОВАНИЯ НА ГПП И КАБЕЛЕЙ ОТХОДЯЩИХ ЛИНИЙ

13.1 Выбор оборудования

Высоковольтное оборудование выбирают по номинальному напряжению и номинальному длительному току и проверяют по току послеаварийного режима, по отключающей способности токов К.З., по динамической и термической стойкости к токам К.З.

Выбор выключателя 35кВ

По напряжению установки: (13.1)

По длительному току: ;

(13.2)

(13.3)

(13.4)

Принимаем к установке выключатель: ВВК — 35Б — 20

Технические данные:

Номинальное напряжение , кВ – 35

Номинальный ток , А – 1000

Номинальный ток отключения , кА – 20

Номинальный ток включения — = 20кА

Наибольший пик тока включения = 52кА

Содержание апериодической составляющей ,% — 50

параметры сквозного тока КЗ, кА

· Ток электродинамической стойкости:

— 51 кА

— 20 кА

ток термической стойкости , кА — 20

Время протекания тока термической стойкости , с — 3

Полное время отключения , с – 0,7

Собственное время отключения , с – 0,03

Привод – встроенный.

Производим проверку по отключающей способности по условию:

(13.5)

Проверяем на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:

(13.6)

Номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключаемом токе:

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов:

(13.7)

где —

= 0,02 — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ (11).

Расчетное время, для которого требуется определить токи КЗ.

(13.8)

Проверка отключающей способности по полному току КЗ:

(13.9)

Проверка по включающей способности:

(13.10)

(13.11)

— ударный ток КЗ в цепи выключателя

– начальное значение периодической составляющей тока КЗ в цепи выключателя

– номинальный ток включения

– наибольший пик тока включения

Проверка на электродинамическую стойкость:

(13.12)

(13.13)

– ток электродинамической стойкости

– действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ.

Проверка на термическую стойкость:

(13.14)

(13.15)

(13.16)

Выключатель удовлетворяет всем параметрам.

Выбор выключателей представлен в таблице 13.1.1

Таблица 13.1.1 — Выбор выключателей напряжением 10 кВ

Условия выбора
Вводной выключатель
Секционный выключатель
Выключатель отходящей линии

Расчетн.

значение

Паспортн. значение
Расчетное Расчетн.

значение

Паспорт назначение

6 кВ
10 кВ
6 кВ
10 кВ
6 кВ
10 кВ

1349 А
1600 А
674 А
1000 А
264 А
630 А

7,3 кА
20 кА
7,3 кА
20 кА
7,3 кА
20 кА

15,4 кА
52 кА
15,4 кА
52 кА
15,4 кА
52 кА

7,3 кА
20 кА
7,3 кА
20 кА
7,3 кА
20 кА

Тип выключателя
ВБЛ-10-1600У3
ВБЛ-10-1000У3
ВБЛ-10-630У3

Выбор разъединителя 35кВ

Принимаем к установке разъединитель РВЗ-35/630У1 Технические характеристики:

Номинальное напряжение , кВ – 35

Наибольшее напряжение, кВ – 40,5

Номинальный ток , А – 630

Стойкость при сквозных токах КЗ, кА

· Амплитуда предельного сквозного тока, кА — 51

· Предельный ток термической стойкости, кА – 20

время протекания наибольшего тока термической стойкости, с

· главных ножей – 4

· Заземляющих ножей – 1

Выбор производится по следующим условиям:

По напряжению установки:

(13.17)

По току:

(13.18)

(13.19)

По роду установки: наружной установки, с заземляющими ножами.

Проверка по электродинамической стойкости:

(13.20)

(13.21)

– амплитуда предельного сквозного тока

Действующее значение предельного сквозного тока определяем:

(13.22)

Проверка по термической стойкости:

(13.23)

(13.24)

(13.25)

Разъединитель удовлетворяет всем условиям.

Выбор ячеек КРУ

РУ 6кВ ГПП выполняем комплектно. Применение КРУ резко сокращает габариты распределительных устройств, повышает их монтажную готовность, надежность работы и удобство эксплуатации.

Принимаем к установке серийные КРУ общепромышленного назначения КВ-1-10-20УЗ

Технические характеристики шкафов КРУ:

Номинальное напряжение, кВ –10;

Номинальный ток главных цепей шкафов КРУ, кА – 630; 1000; 1600; 2500;

Номинальный ток сборных шин: 630; 1000; 1600; 2500;

Номинальный ток отключения выключателя при частоте 50Гц, кА — 20;

Стойкость главных цепей к токам КЗ:

· Электродинамическая, кА – 51;

· термическая, кА/с – 20/3

Габарит, мм – 750х1200х2310;

Вид встраиваемого выключателя – вакуумный.

Шкафы КРУ выполняются с выкатными элементами.

Таблица 13.1.2 – Выбор ячеек КРУ типа КВ–1-10У3 напряжением 10кВ

Условия выбора
Вводная ячейка
Секционная ячейка

Расчетное
6 кВ
10 кВ
6 кВ
10 кВ

1349А
1600 А
674 А
1000 А

7,3 кА
20 кА
7,3 кА
20 кА

15,4 кА
51 кА
15,4кА
51 кА

Тип КРУ
КВ-1-10У3
КВ-1-10У3

7,3 кА
20 кА
7,3 кА
20 кА

Тип выключателя
ВБЛ-10-1600У3
ВБЛ-10-1000У3

Выбор трансформатора тока

По напряжению установки:

(13.26)

По току:

(13.27)

(13.28)

выбираем трансформатор тока ТПЛК-10У3

Технические данные

Номинальное напряжение, = 10кВ

Первичный ток, = 1600А

Вторичный ток, =5А

Класс точности 0,5

Ток электродинамической стойкости,

ток термической стойкости,

Время протекания тока термической стойкости,

Нагрузка измерительной обмотки, =10ВА

Проверка по электродинамической стойкости:

(13.29)

По термической стойкости:

(13.30)

По вторичной нагрузке:

(13.31)

(13.32)

(13.33)

В цепи понижающего двухобмоточного трансформатора устанавливаются: амперметр, счетчики активной и реактивной энергии.

Таблица 13.1.3 — Вторичная нагрузка трансформатора тока

Наименование прибора
Тип
Кол-во
нагрузка,

А
В
С

Амперметр
Э-335
1
—
0,5
—

Счётчик активной и реактивной

энергии

ПСЧ – 4АР.05.2
1
0,3
—
0,3

Итого:
0,3
0,5
0,3

Сопротивление приборов:

(13.34)

Сопротивление контактов при 2-3 приборах =0,05.

чтобы трансформатор тока работал в заданном классе точности, необходимо выдержать условие:

(13.35)

(13.36)

Сечение соединительных проводов:

(13.37)

— для соединения трансформатора тока в неполную звезду;

— длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов в один конец, на подстанции указанная длина снижается на 15-20%.

В данном случае примем длину равной 40 метров для всех линий ГРУ (11), но с учетом снижения =34 (м).

Выбираем контрольный кабель с алюминиевыми жилами, сечением

6 мм2
, марки АКРВГ.

Выбор трансформаторов тока представлен в таблице 13.1.4.

Таблица 13.1.4 — Выбор трансформаторов тока

Условия

выбора

Вводная ячейка

РУ 6 кВ

Секционная ячейка
Ячейка к ТП 3

Расч.

Каталожн значение

Расч.

значение

Каталожн Расч.

значение

Каталожн значение

6 кВ
10 кВ
6 кВ
10 кВ
6 кВ
10 кВ

1349А
1600 А
674 А
800А
85 А
100А

7,3 кА
27 кА
7,3 кА
27 кА
7,3 кА
14,5 кА

15,4 кА
74,5 кА
15,4 кА
74,5 кА
15,4 кА
74,5 кА

Тип тр-ра тока
ТПЛ-10-1600/5У3
ТПЛ-10-800/5У3
ТПЛ-10-100/5У3

Условия

выбора

Ячейка к ТП1, ТП2, ТП4, ТП5, ТП6, ТП7, ТП8.

Ячейка к ДСП

Расч.

Каталожн значение

Расч.

значение

Каталожн
6 кВ
10 кВ
6 кВ
10 кВ

216 А
400 А
46 А
100А

7,3 кА
14,5 кА
7,3 кА
14,5 кА

15,4 кА кА
74,5 кА
15,4 кА
74,5 кА

Тип тр-ра тока
ТПЛ-10-400/5У3
ТПЛ-10-100/5У3

Выбор трансформаторов напряжения

выбираем трансформатор напряжения: НТМИ – 6 – 66, имеющий в классе точности 0,5, SНОМ
= 75 ВА.

Расчёт производим в виде таблицы 13.1.5.

Проверка по вторичной нагрузке:

(13.38)

Трансформатор напряжения удовлетворяет условию.

В качестве соединительных проводов принимается контрольный кабель с сечением жил по условию механической прочности:

АКРВГ -2,5 мм2

Таблица 13.1.5 – Выбор трансформатора напряжения

прибор
Тип
S одной обмотки
Число обмоток
Число приборов
Общая потреб-ляемая мощность

Вольтметр
Сборные шины
Э-335
2,0
1
1
2,0ВА

Счётчик активной и реактивной энергии
Ввод 6кВот трансфор-матора
ПСЧ -4АР-05.2
2,0ВА
1
1
2,0ВА

Счётчик активной и реактивной энергии
линии 6 кВ
ПСЧ -4АР-05.2
2,0ВА
1
9
18ВА

Итого
—
—
—
—
22ВА

Выбор предохранителя

Таблица 13.1.6 — Выбор предохранителей

Условие выбора
Трансформатор напряжения

расчетное
6

0,01
–

9,19 кА
не нормируется

Тип
ПТН001-6УЗ

ПКТ:- П – предохранитель, Т- для защит силовых трансформаторов и линий, Н – для трансформаторов напряжения.

Выбор ограничителей перенапряжения

Таблица 13.1.7 — Выбор ограничителей перенапряжения

Тип
Uн
, кВ
Наибольшее допустимое напряжение, кВ
Остаточное напряжение при импульсном токе 5000 А, кВ

ОПН-6
6
7,2
21,2

ОПН-35
35
40,5
102

13.2 Выбор кабелей

Кабели выбирают:

По напряжению установки:

(13.39)

По допустимому току:

(13.40)

(13.41)

По нагреву:

(13.42)

0,88– температурный коэффициент (13, табл.1.3.3);

=
0,84– коэффициент, учитывающий число проложенных кабелей (13, табл.1.3.26)

1 –коэффициент, учитывающий режим работы.

(13.43)

коэффициент, учитывающий длительность перегрузки.

По экономической плотности тока:

(13.44)

Где — экономическая плотность тока, таблица 4.5 (11).

Проверяем на термическую стойкость:

(13.45)

(13.46)

(13.47)

=92 Ас1/2
/мм2
ө кабель с алюминиевыми сплошными жилами(11).

Принимаем кабель ААБ – 6 — (3х120), с допустимым током 260 А.

Проверяем кабель по потере напряжения:

(13.48)

(13.49)

(13.50)

(13.51)

По потере напряжения кабель проходит.

Из трех полученных сечений выбирается наибольшее и проверяется по потере напряжения, которое на должно превышать 5% согласно ПУЭ.

Выбор кабеля представлен в таблице 13.2.1.

Таблица 13.2.1 — Выбор кабеля

Наиме-

нование участка

Расчетная нагрузка

на один кабель, А

Сечение кабеля, мм2

Марка и сечение кабеля

ток допустимый, А

Iн, А
Iпа,А
По допустимому току
По экон. плотности тока
По терм. стойкости
Iдоп, А

ГПП – ТП1
125
249
3х120
3х35
3х120
ААБ 3х120

260
125
260
260

ГПП – ТП2
99
198
3х120
3х25
3х120
ААБ 3х120

260
105
260
260

ГПП – ТП3
47
93
3х35
3х95
3х120
ААБ 3х120

125
225
260
260

ГПП – ТП4
112
223
3х120
3х120
3х120
ААБ 3х120

260
260
260
260

ГПП – ТП5
96
192
3х95
3х120
3х120
ААБ 3х120

225
260
260
260

ГПП – ТП6
96
192
3х95
3х35
3х120
ААБ 3х120

225
125
260
260

ГПП-

ТП7

72
151

3х120

260

3х120

260

3х120

260

ААБ 3х120

260

ГПП-

ТП8

109
221

3х95

225

3х35

105

3х120

260

ААБ 3х120

260

ГПП –ДСП
54
—
3х10
3х70
3х95
АСБ 3х95

60
190
225
225

Выбор жестких шин 6кВ

Согласно ПУЭ 1.3.28 жесткие шины в пределах РУ всех напряжений выбираются по условию нагрева (по допустимому току). При этом учитываются не только нормальные, но и послеаварийные режимы. В закрытых РУ 6-10кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за их высокой стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках.

При токах 3000А применяются одно- и двухполосные шины. Выбор шин производится по нагреву.

В расчете примем однополосные шины, так как

Условия выбора:

(13.52)

где — допустимый ток на шины выбранного сечения, А

Рассчитываем токи:

(13.42)

(13.53)

Принимаем к установке однополосные алюминиевые шины с размерами (80х6) мм с допустимым током 1150 А.

Определяем расчётные токи продолжительных режимов:

(13.54)

Для неизолированных проводов и окрашенных шин принимаем = 700
С; = 250
С; тогда:

(13.55)

Условие выполняется: , следовательно шины проходят по допустимому нагреву.

Проверку шин на термическую стойкость производим согласно условию:

(13.56)

где — минимальное сечение шины по термической стойкости.

— выбранное сечение.

Сечение проводника, отвечающее его термической стойкости определяем по формуле:

(13.57)

Где — полный импульс квадратичного тока КЗ.

Находим расчетное сечение:

(13.58)

,

Условие соблюдается, следовательно сечение шины выбрано правильно и проходит по термической стойкости.

Момент инерции:

(13.59)

Механический расчет однополосных шин.

Определяем наибольшее удельное усилие при токе КЗ:

(13.60)

— расстояние между фазами равно 0,25м.

Равномерно распределенная сила создает изгибающий момент:

(13.61)

где — длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции равна 1м.

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента:

(13.62)

где — момент сопротивления шины.

момент сопротивления шин при установке их вертикально:

(13.63)

Шины механически прочны, если соблюдается условие:

(13.64)

Условие механической прочности выполнено.

К установке принимаем алюминиевые шины прямоугольного сечения (80×6) с длительно допустимым током 1150 А.

13.3 Выбор проводниковой продукции и аппаратуры на стороне 0,4 кВ

Выбор автоматических выключателей

Выбор автоматических выключателей производится по трём условиям:

Uн ≥ Uуст;

Iтр ≥ 1,15*Iнэ; (13.65)

Iэр ≥ 1,25*Iпуск; (13.66)

где Iтр – ток теплового расцепителя автоматического выключателя;

Iэр – ток электромагнитного расцепителя автоматического выключателя;

Iнэ – номинальный ток электроприёмника;

Iпуск – пусковой ток электроприёмника.

(13.67)

Iпуск = Кп·Iнэ, (13.68)

где Кп – коэффициент пуска

Выбор магнитных пускателей

Магнитные пускатели предназначены для частых пусков и дистанционного включения. Защищает от исчезновения и чрезмерного снижения напряжения, а также от перегрузки при наличии теплового реле.

Выбор магнитных пускателей производится по току защитного элемента, по назначению и исполнению по степени защиты.

Выбор проводниковой продукции

Выбор проводниковой продукции производится по трём условиям:

Uн ≥ Uуст;

Iдоп ≥ ; (13.69)

Iдоп ≥ ; (13.70)

где Iз – ток защитного аппарата, для автомата – ток теплового расцепителя.

Кз – коэффициент, учитывающий требует ли сеть защиты от прегрузки.

Рассматриваем ШР — 1

Горизонтально-расточный станок

=

Iпуск = 7·29,6 = 207 А

Iтр ≥ 1,15·29,6 = 34,1А

Iэр≥ 1,25·207= 258,8А

выбираем выключатель:

ВА13-29 Iтр=63А, Iэр=300А

выбираем магнитный пускатель:

ПМЛ-323 Iн = 40А, реверсивный с тепловым реле, IP54 с кнопками «пуск» и «стоп».

Тепловое реле РТЛ-80 Iн = 80А, пределы регулирования срабатывания 30-40А, максимальный ток продолжительности режима 40А.

Выбор проводниковой продукции

Так как сеть требует защиты от перегрузки, то проводники выбираем по следующему условию:

(13.71)

Кз =1,15. Температуру в помещении примем равной 20 градусов. Прокладка проводников будет проводиться открыто в трубах во избежание механических повреждений.

(13.72)

Кn=0,8 — Расстояние в свету 100мм. (13,табл. 1.3.26)

Кt=1,07 При нормированной температуре жил 60С (13,табл. 1.3.3)

Так как все приемники с ПВ=100%, то Кпв=1

выбираем АПВ 1(3х35). Iдоп = 95А.

От РУ 0,4кВ к РП:

(13.73)

(ПУЭ 1.3.3)

выбираем АВВГ 1(3х70+3х50). Iдоп = 140А.

Выбор остальных элементов производится аналогично.

Результаты расчета сведены в таблицу 10.9.

Результаты расчёта и выбора заносим в таблицу 13.3.1

Таблица 13.3.1 Выбор проводниковой продукции и аппаратуры на ШР1

№
Наименование
Pн
Кп
Iн.д.
Iпуск
Iт.р.
Тип
Iт.р.
Тип М.П.
Тип
Iн.э.
Марка
Iдоп.

оборудования
КПД
Cosφ
Iэ.р.
автомата
Iэ.р.
реле
провода

сечение

1
Горизонтально-расточный станок
10,5
7
29,6
207
34,1

ВА 13-29

63
ПМЛ-323
РТЛ-80
30-40
АПВ
95

0,9
0,6
258,8
300
40
3(1х35)

2

Краны консольные

поворотные

3,25
7
11,1
77,7
12,8

ВА 13-25

16
ПМЛ-223
РТЛ-25
9,5-14
АПВ
22

0,89
0,6
97,1
112
14
3(1х3)

3
Агрегатно-расточный станок
14
7
39,4
276
45,31

ВА 13-29

63
ПМЛ-323
РТЛ-80
30-40
АПВ
95

0,9
0,6
345
378
40
3(1х35)

4
Токарно-шлифовальный станок
11
7
28,6
200,2
32,9

ВА 13-25

63
ПМЛ-323
РТЛ-80
30-40
АПВ
95

0,9
0,6
250,3
300
40
3(1х35)

5
Радиально-сверлильный станок
5,2
7
14,7
102,5
16,9

ВА 13-25

25
ПМЛ-223
РТЛ-25
13-19
АПВ
40

0,9
0,6
128,1
175
19
3(1х8)

6
Продольно-фрезерный станок
33
7
94,1
658,7
108,2

ВА 51-33

125
ПМЛ-623
РТЛ-200
95-125
АПВ
70

0,89
0,6
823,4
1250
125
3(1х95)

Примечание: способ прокладки – в трубе, Кпопр = 1, t=25C, длительный режим работы.

14 РАСЧЁТ МОЛНИЕЗАЩИТЫ

Вероятность поражения какого-либо сооружения, не оборудованного молниезащитой, может оцениваться формулой:

1/год (14.1)

Где — ожидаемое количество поражений в год, 1/год, — среднее число поражений в год на единицу площади в данном районе, 1/(м *год), при продолжительности грозовой деятельности 10-80 ч/год эта величина составляет 1/(м *год); а = 35м,b = 24м,h = 8,25м длина, ширина и высота объекта соответственно.

чтобы быть полностью защищенным объект должен находиться в зоне действия молниеотвода.

Поверхность ограничивающая зону защиты стержневого молниеотвода может быть представлена ломанной линией.

Отрезок ав – часть прямой соединяющий вершину молниеотвода с точкой поверхности земли, удаленной на от оси молниеотвода.

Отрезок вс – часть прямой, соединяющей точку молниеотвода на высоте с точкой поверхности земли удаленной на . Точка находится на высоте .

Радиус защиты на высоте :

(14.2)

А на высоте :

(14.3)

Зона защиты двумя молниеотводами имеет большие размеры, чем сумма защиты двух одиночных молниеотводов.

Расчетная зона одиночного стержневого молниеотвода высотой представляет собой конус

ОРУ располагаются на большой территории и их приходится защищать несколькими молниеотводами.

размеры ОРУ: 35х24х8,5.

Предполагаем для защиты ОРУ использовать четыре молниеотвода, располагаемых по углам защищаемой территории.

Задаемся высотой стержня от земли

(14.4)

Радиус защиты на высоте = 5м:

(14.5)

на высоте =16м:

(14.6)

на высоте = 13,3м:

(14.7)

(14.8)

Строим конус образованный молниеотводами.

На высоте равной 8,5м радиус защиты будет равен:

(14.9)

Как видно из нижеприведенного рисунка площадь перекрываемая молниеотводами, где вероятность поражения сведена к минимуму, перекрывает площадь ОРУ.

рисунок 11.1 — К расчету молниезащиты

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящее время созданы методы расчета и проектирования цеховых сетей, выбора мощности трансформаторов, методика определения электрических нагрузок, выбора напряжений, сечений проводов и жил кабелей. Главной проблемой является создание рациональных систем электроснабжения промышленных предприятий. Созданию таких систем способствует: выбор и применение рационального числа трансформаций; выбор и применение рациональных напряжений, что дает значительную экономию в потерях электрической энергии; правильный выбор места размещения цеховых и главных распределительных и понизительных подстанций, что обеспечивает минимальные годовые приведенные затраты; дальнейшее совершенствование методики определения электрических нагрузок. Проведение расчета молниезащиты обеспечивает необходимую защиту электротехнического персонала при аварийных ситуациях.

рациональный выбор числа и мощности трансформаторов, а также схем электроснабжения и их параметров ведет к сокращению потерь электроэнергии, повышению надежности и способствует осуществлению общей задачи оптимизации построения систем электроснабжения. Общая задача оптимизации систем внутризаводского электроснабжения включает рациональные решения по выбору сечений проводов и жил кабелей, способов компенсации реактивной мощности, автоматизации и диспетчеризации и другие технические и экономические решения в системах электроснабжения.

список ЛИТЕРАТУРЫ

1. Справочник по проектированию электроснабжения /Под редакцией Ю.Г.Барыбина –М:Энергоатомиздат 1990-576 с

2. Федоров А.А, Каменева В.В. основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для вузов –М: Энергия, 1979-408 с

3. Федоров А.А, Старкова Л.Е.Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий –М:Энергоатомиздат, 1987.

4. Кудрин Б.И., Прокопчик В.В. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебное пособие для вузов. Минск: Высшая школа, 1988 – 357 с

5. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: Электрооборудование и автоматизация. Под редакцией А.А.Федорова и др. –М:Энергоиздат, 1981

6. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: Промышленные электрические сети. Под редакцией А.А.Федорова – М:Энергия, 1980

7. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Под редакцией А.А.Федорова в 2-х книгах. М.Энергия, 1973

8. Электротехнический справочник в 3-х томах. Том 3 кн.1. Под общей редакцией профессоров МЭИ-М:Энергоатомиздат 1988

9. Электротехнический справочник Том 2. Под редакцией П.Г.Грудинского и др. М:Энергия 1975

10. Указания по проектированию компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий, М:Тяжпромэлектропроект 1984.

11. «Электрооборудование станций и подстанций» Рожкова Л.Д., Козулин В.С., М. Энергоатомиздат, 1987.

12. Методические указания по проектированию СЭС

13. Правила устройства электроустановок