Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

В проекте рассмотрены следующие вопросы:

Расчет электрической нагрузки предприятия в целом и цеха;

Технико-экономическое сравнение вариантов электроснабжения;

Выбор мощности трансформаторов;

Расчет токов короткого замыкания;

Выбор количества и мощности цеховых трансформаторов;

Компенсация реактивной мощности;

Выбор электрических аппаратов;

Релейная защита;

Охрана труда;

Специальная часть.

Annotation

A project has next diasions:

Calculate factory's and shops electrical load;

Comparison arsines technical-economic;

Option capacity's transformers;

Calculation current short;

Option quantities and capacity's of shops transformers;

Compensation jet capacity;

Option of electrical apparatus;

Relay defends;

Health protections;

Special part.

Список принятых сокращений

АО - аварийное освещение

АРКОН - автоматическое регулирование конденсаторов

АВР - автоматическое включение резерва

БНК - батареи низковольтных конденсаторов

ВА - выключатель автоматический

ВН - высшее напряжение

ВЛ - воздушная линия

ГПП - главная понизительная подстанция

ИИСЭ - информацоинно-измерительная система

КРУН - комплектное распределительное устройство наружной установки

КТП - комплектная трансформаторная подстанция

КТПБ - комплектная трансформаторная подстанция блочная

КРМ - компенсация реактивной мощности

КЛ - кабельная линия

КУ - компенсирующее устройство

КЗ - короткое замыкание

ЛЭП - линия электропередач

МТЗ - максимальная токовая защита

НН - низшее напряжение

ОПУ - общестанционный пункт управления

ОРУ - открытое распределительное устройство

ПВ - продолжительность включения

ПУЭ - правило устройства электроустановок

ПУИ - прием уплотненной информации

РП - распределительный пункт

СД - синхронный двигатель

СНиП - строительные нормы и правила

СОУ - система оперативного управления

СЭПП - система электроснабжения промышленных предприятий

ТСН - трансформатор собственных нужд

ТН - трансформатор напряжения

ТТ - трансформатор тока

ТТНП - трансформатор тока нулевой последовательности

ТЭЦ - тепло-электро-централь

ЦЭН - центр электрических нагрузок

ЦРП - центральный распределительный пункт

ШР - шкаф распределительный

ШРА - шинопровод распределительный с алюминиевыми жилами

ЩАО - щит аварийного освещения

ЩО - щит освещения

ЭП - электроприемник

ЭС - энергосистема

ЭМС - электромагнитная совместимость.

ВВЕДЕНИЕ

Трансформаторный завод является одним из важнейших предприятий машиностроительной промышленности. Продукция, выпускаемая трансформаторным заводом имеет широкое применение, пользуется высоким, устойчивым спросом и имеет относительно высокую стоимость. Поэтому целью данного курсового проекта является разработка надёжного и экономичного варианта электроснабжения, имеющего более низкий расход электроэнергии, потребляемой комбинатом на выпуск единицы продукции, по сравнению со схемами электроснабжения аналогичных предприятий.

1. Анализ завода

1.1 Анализ технологического процесса

Трансформаторный завод относится к предприятиям машиностроительной промышленности, занимается производством трансформаторов (понижающих, повышающих, тока и напряжения), а также различных запасных частей и комплектующих к ним.

Технологический процесс трансформаторного завода состоит из основного и вспомогательного технологического процесса. Основной технологический процесс включает в себя следующие цеха и производства:

Механический корпус № 1 занимается производством пакетов стержней и ярм трансформаторов, здесь же изготавливается магнитопровод трансформатора, после чего продукция поступает в сварочный цех № 2, где производится сварка остова трансформатора. В аппаратном цехе № 3 выпускают различную защитную и коммутационную аппаратуру. Изоляционный цех № 4 изготавливает разнообразные типы изоляции, применяющиеся как при производстве магнитопровода, так и обмоток трансформатора. В цехе обмотки проводов № 14 наматываются катушки обмоток трансформаторов, которые далее поступают в лаковарочный цех № 10, где происходит их пропитка (для улучшения механических и изоляционных свойств). Кузнечно-прессовый цех № 6 изготавливает баки и расширители трансформатора. Детали, произведенные всеми вышеперечисленными цехами, поступают в механосборочный цех, где происходит сборка трансформатора и производится заливка трансформаторного масла (хранящегося на складе трансформаторного масла № 18). Далее трансформатор поступает на испытательную станцию № 16, откуда после окончательной проверки доставляется потребителю (железнодорожным транспортом).

К вспомогательному производству относятся следующие цеха: кислородная станция № 5, обеспечивающая сварочное производство кислородом. Котельная № 7, осуществляющая подачу тепла и горячей воды по цехам предприятия. Ремонтно механический цех № 9, осуществляющий ремонт и наладку оборудования завода. Гараж № 11, предназначенный для стоянки, обслуживания и ремонта автотранспорта завода. В здании заводоуправления № 19 располагается ИТР и руководство.

1.2 Характеристика ЭП и потребителя в целом

Детальное изучение характеристики ЭП позволяет провести правильное проектирование системы электроснабжения, в том числе выполнить расчет нагрузок на разных ступенях системы, выбрать напряжения для всех сторон системы, построить надежную схему электроснабжения, обеспечить требуемые значения показателей качества электроэнергии. Рассмотрим далее характеристики потребителей в следующем порядке:

а) номинальная активная мощность ЭП завода находится в пределах от 1 до 2800 кВт. Причем, мощность двигателей 0,4 кВ составляет от 1 до 130 кВт, мощность нагрузки 10 кВ составляет 6500 кВт;

б) род тока - для питания силовых ЭП используется трехфазный переменный ток. Для питания осветительных установок применяем однофазный переменный ток;

в) частота - в РФ стандартное значение частоты питающей сети составляет 50Гц;

г) напряжение - для питания ЭП цехов принимаем напряжение 380 В. Распределительные сети, (кабельные линии) выполняем напряжением 10 кВ. Питание высоковольтной нагрузки (синхронных двигателей и др.) производится на напряжении 10 кВ Для питания осветительных установок используется напряжение 220 В. Питающие линии между энергосистемой и ГПП могут иметь напряжение 230 и110 кВ;

д) режим работы - В длительном режиме работают: насосы, компрессоры, вентиляторы, прокатные станы. Остальное оборудование работает в повторно кратковременном режиме ЭП используют продолжительный, кратковременный и повторно-кратковременный режимы работы;

е) надежность - ЭП завода относятся ко II категории надежности электроснабжения;

ж) стабильность расположения оборудования - ЭП делятся на стационарные и передвижные. Стационарные ЭП установлены неподвижно на фундаментах, но в дальнейшем при изменениях технологического процесса данные ЭП могут передвигаться, что требует использования гибких схем электроснабжения;

Основную часть нагрузки составляют двигатели приводов станков и другого технологического оборудования напряжением 0,4 кВ Высоковольтная нагрузка, включаемая на напряжение 10 кВ, состоит из 4 синхронных двигателей и 2-х электродуговых печей, напряжением 10 кВ.

Для проектирования системы электроснабжения необходимо определить характеристики цехов, производственной среды и надежности электроснабжения, чтобы правильно построить схему электроснабжения так и выбрать электрооборудование, устанавливаемое в цехах. Необходимые исходные данные и характеристики цехов указаны в таблицах 1.1, 1.2.

1.3 Анализ электросетей аналогичных предприятий

Основными вопросами при проектировании рациональных и экономических систем электроснабжения (СЭС) промышленных предприятий являются вопросы выбора схемы электроснабжения, а соответственно и выбора напряжений питающих и распределительных сетей.

СЭС различают на СЭС внешнего и внутреннего электроснабжения. Схемы внешнего или внутреннего электроснабжения выполняют с учётом особенностей режима работы ЭП, возможностей дальнейшего расширения производства, удобства обслуживания и т.д. В связи с тем, что основными факторами при выборе напряжения являются мощность потребителей предприятия и удалённость потребителей от источника питания, можно утверждать, что при S<20 и L=3 км, значение рационального напряжения принимается 35 кВ, с увеличением расстояния при той же мощности Uн=110 кВ (L свыше 5 км), а при мощностях превышающих 120-150 МВА применяется напряжение 220 кВ, таким образом система внешнего электроснабжения аналогичных предприятий будет или 35, 110 или 220 кВ.

В построении схемы электроснабжения (ГПП) возможно применение двух обмоточных трансформаторов (16;25 MBА) или трансформаторов с расщеплённой обмоткой на стороне 10 кВ (S>25 MBA). При наличии трансформаторов с расщеплённой обмоткой будет претерпевать изменение КРУ - 10 кВ. Это изменение вызывает, соединение расщеплённых обмоток трансформаторов. Что касается построения внутренней части СЭС, то можно сказать следующее: независимо от того какие взять подстанции (одно трансформаторные или двух трансформаторные) распределительные сети 10 кВ могут быть магистральными или радиальными или смешанными.

В общем случае при выборе напряжение питающих линий задаётся районной энергосистемой в зависимости от конкретных условий присоединения. При больших мощностях и меньших возможных напряжений ИП используются собственные электростанции.

При выборе напряжений СЭС промышленного предприятия следует стремиться к минимальному числу ступеней трансформации (две-три), так как на каждой ступени трансформации теряется в среднем до 5% проходящей через неё мощности.

2. Расчёт нагрузок предприятия

2.1 Расчет силовой нагрузки

Расчет силовой и осветительной нагрузки завода производится по РТМ /1/. Согласно РТМ расчетные электрические нагрузки силового ЭП определяются по заданной номинальной (установленной) мощности отдельных цехов предприятия и коэффициентам использования.

Для примера произведем расчет электрической нагрузки механического корпуса. Расчеты для остальных цехов аналогичны. Результаты расчетов будут сведены в таблицу 2.1.

При расчете исходными данными явились данные из таблицы 1.1:

- Установленная мощность ЭП

- Количество ЭП

- Диапазон мощностей ЭП

Для расчета определим по /2/:

- коэффициент использования

- коэффициент мощности

- коэффициента спроса осветительной нагрузки Рн2

Рассчитаем силовую нагрузку:

Расчетная активная мощность:

6300•0,35•1=2205 кВт

где: Кр=1 т. к. расчет нагрузок ведется по среднесменной величине.

Расчетная реактивная мощность :

2205•1,02=2249,1 квар

Расчетная полная мощность:

кВА

Расчетный ток:

А

2.2 Расчет осветительной нагрузки

Площадь цеха определяем по плану:

F=11524 м2.

Определим осветительную нагрузку:

12,4•11524=142,9 кВт

0,95•142,9=135,75 кВт

где: Руо - удельная осветительная мощность, Вт/м2.

Ксо - коэффициент спроса осветительной нагрузки.

Суммарная нагрузка по цеху:

2205+135,75=2340,75 кВт

Результаты расчета осветительной нагрузки сведены в таб. 2.2.

2.3 Определение условного центра электрических нагрузок

Картограмма нагрузок позволяет наглядно представить распределение нагрузок на территории предприятия. Результаты расчетов будут сведены в таблицу 2.3.

Условно принимаем, что центр нагрузок каждого цеха находится в его геометрическом центре.

Определим радиус окружности:

27,3 мм.

где: m=1 кВА/мм2 - масштаб картограммы нагрузок.

Определим долю осветительной нагрузки в виде сектора:

=20,9°

Для каждого цеха определим по плану геометрический центр.

После расчета по всем цехам определим величину РрХ и РрУ.

После этого определим координаты условного центра электрических нагрузок:

358 м

152 м

Вывод: В точке с координатами условного центра электрических нагрузок не возможно произвести сооружение ГПП т. к. данная территория уже занята производственными помещениями. В связи с этим произведем смещение ГПП по направлению к источнику питания на не занятую территорию завода.

3. Внешнее электроснабжение

3.1 Выбор оптимального напряжения

Для экономического режима работы системы электроснабжения предприятия очень важно правильно решить вопрос выбора оптимального напряжения. Этот выбор осуществляется путем сравнения двух вариантов по приведенным затратам:

З = Ен*К+U+Ущ, руб/год;

где Ен - нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений, 1/год;

К - капитальные затраты по соответствующему варианту, руб;

U - годовые текущие затраты по эксплуатации, руб/год;

Ущ - ущерб от недоотпуска электроэнергии промышленному предприятию из - за перерыва электроснабжения, руб/год; /8/

Предварительно определяем рациональное напряжение по нижеприведенной зависимости:

Uэк=1000 / v(500/ L+2500 / Рм);

где L - длина линии, км: L=6 км;

Рм - максимальная электрическая нагрузка предприятия, МВт: Р =15,378 МВт.

Uэк=1000 / v(500/ 6+2500 / 15,699)=64,2 кВ.

То есть оптимума искомого напряжения попадает между значениями стандартных напряжений 35 кВ и 110 кВ, что дает право сравнивать по приведенным затратам вариант ВЛ 35 кВ и 110 кВ.

3.2 Выбор ЛЭП и определение ее сметной стоимости

Определяем сечение проводов по условиям экономичности:

где Fэк - экономическое сечение провода, мм2;

Iм- максимальный ток линии, А ;

jэк - экономическая плотность тока, А/мм2.

Максимальный ток линии:

, А

где - номинальное напряжение ВЛ, кВ.

Экономически целесообразное сечение определяется по формуле:

, мм2

Значение jэк принимаем по справочной литературе в зависимости от типа проводника, продолжительности использования максимума нагрузки и климатических районов. Для не изолированных алюминиевых проводов, при Тм=4400 ч/год jэк=1,1 А/мм2,[методические указания,стр.10].

Fэк35=304,7/1,1=277 мм2

Fэк110=97/1,1=88,1 мм2

Экономическое сечение проводников будет делить на два, так как приняли двухцепную линию.

Fэк35=277/2= 138,5 мм2;

Fэк110=127,7/2=44,1 мм2.

Сечения проводов, полученные из расчетов, округляем до ближайшего стандартного значения.(Неклипаев,стр562-563,табл.10.14)

F35=150/24 мм2; Куд35=20,4 тыс.руб/км

F110=70/11 мм2, Куд110=17,8 тыс.руб/км

Выбираем железобетонные опоры, двухцепную ВЛ .

Капитальные вложения на сооружению ВЛ рассматриваемых вариантов определяется так:

Квл=Куд.влLКудор, тыс.руб/год

где Квл.уд. - удельные капитальные затраты, тыс.руб/км

L - длина ВЛ, км.;

Коэффициент удорожания затрат в связи с инфляцией

Куд=30

Определим капвложения на сооружение ВЛ 35 кВ и ВЛ 110кВ

Квл35=20,4*6*30=3672 тыс.руб/км;

Квл110=17,8*6*30=3204 тыс.руб/км.

По условиям механической прочности на ВЛ, как правило, применяются многопроволочные провода и тросы. В качестве грозозащитных тросов следует использовать стальные канаты сечением не менее 35 мм2 из проволок с пределом прочности не менее 120 Н/мм2. Наименьшее расстояние от проводов ВЛ до поверхности земли, зданий и сооружений для ВЛ 110 кВ составляет 7 м и 4 м соответственно. Установка ВЛ производится на железобетонных опорах. Так как напряженность электрического поля ВЛ 110 кВ ниже 5 кВ/м, то дополнительные меры по защите персонала обслуживающего ВЛ не требуются. Правильно выбрав сечение провода высоковольтной линии мы исключаем повышение уровня шума так как, при выборе заниженного сечения провода может возникнуть эффект "короны", следствием которого является повышение уровня шума и перегрев проводов ВЛ.

3.3 Выбор ГПП и определение ее сметной стоимости

Перед расчетом внешнего электроснабжения требуется выбрать уставленную мощность трансформаторов на ГПП, так как стоимость ГПП во многом будет влиять на конечный итог технико-экономического сравнения вариантов внешнего электроснабжения. Установленная мощность трансформаторов выбирается по общей мощности предприятия. Расчет этой мощности проведем в табличном виде, исходные данные и результаты приведем в табл.3.1.

Таблица 3.1.

Источник питания	Исходные данные	Расчетные величины
	Рр0,4+Рр10, кВт	Рро, кВт	Qр0,4+Qр10, кВАр	Sр0,4, кВА	Ко	tg?эн	?Ртр, кВт	?Qтр, кВАр	Рр?, кВт	Qр?, кВАр	Qэ, кВАр	Qку, кВАр	Sр, кВА	?ртр,кВт	?Qтр,кВт	Sрполн, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
ГПП-35кВ	15961,5	740,27	8277,5	13625,5	0,9	0,25	272,5	1362,55	15378,13	8812,3	3844,5	4987,8	15851,4	317	1585,14	18826.7
ГПП-110кВ	15961,5	740,27	8277,5	13625,5	0,9	0,3	272,5	1362,55	15378,13	8812.3	4613,4	4199	16055,2	321,1	1605,5	18841,41

Так как предприятие работает в две смены, то номинальную мощ-ность трансформаторов найдем не по графикам нагрузки, а по значению полной расчетной нагрузки как

Sн Sгпп/N*K, кВА (5.1)

где N - число трансформаторов на подстанции,равное двум;

K - коэффициент загрузки, равный 0,7 для II категории.

Sн > 18841,41/2*0,7 = 13458 кВА.

Выбираем для установки на ГПП трансформаторы с Sн = 16000 кВА. Проверим по загрузке в аварийном режиме, для чего определим оставшийся в работе трансформатор будет иметь следующий коэффициент аварийной загрузки

ав = Sгпп/Sн, (5.2)

ав = 18841.41/16000 = 1,18.

Полученное значение оказалось меньше допустимого значения коэффициента аварийной перегрузки, равного 1,4. Следовательно, трансформаторы такой мощности могут быть установлены на ГПП.

Выбираем: для 35 кВ ТДНС-16000-35/10,5. Куд =175 тыс. руб.

для 110 кВ ТД-16000-110/10,5. Куд =280 тыс. руб

Сметная стоимость ГПП:

К35гпп =160 * Куд=175 * 30= 5250тыс.руб.

К110гпп =250 * Куд=280 * 30= 8400 тыс.руб.

Определение эксплуатационных затрат.

И=ИАМ+ИЭ+ИПОТ ,

где ИАМ-амортизационные отчисления для проведения капитальных ремонтов в течение срока эксплуатации энергетического оборудования и для восстановления (реновации) его первоначальной стоимости, руб./год.

ИЭ-затраты на текущий ремонт и обслуживание, руб./год.

ИПОТ-затраты на возмещение потерь мощности в энергооборудовании, руб./год.

ИАМ=РАМ*К/100 ,

где РАМ=РК.Р.+РРЕН - норма амортизационных отчислений соответственно общая , на капитальный ремонт и реновацию, %

К - сметная стоимость капитальных затрат вида энергетического оборудования, по которому определяются эксплуатационные затраты на амортизацию , текущий ремонт и обслуживание, руб.

РАМ ВЛ=2+1=3 %

ИАМ ВЛ35=3*3672/100=110,16 тыс.руб./год

ИАМ ВЛ110=3*3204/100= 96,12 тыс.руб./год

РАМ ГПП=10+3=13 %

ИАМ ГПП35=13*5250/100=682,5 тыс.руб./год

ИАМ ГПП110=13*8400/100= 1092 тыс.руб./год

ИЭ=РЭ*К/100 ,

где РЭ - норма отчислений на текущий ремонт и обслуживание, %

К - сметная стоимость капитальных затрат вида энергетического оборудования, по которому определяются эксплуатационные затраты на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание, руб.

РЭ ВЛ=1,4 % /1/

ИЭ ВЛ35=1,4*3672/100=51,41 тыс.руб./год

ИЭ ВЛ110=1,4*3204/100=44,86 тыс.руб./год

РЭ ГПП=3%

ИЭ ГПП35=3*5250/100=157,5 тыс.руб./год

ИЭ ГПП110=3*8400/100=252 тыс.руб./год

ИПОТ=?РМ*?max*ЦЭ ,

где ?РМ - максимальная мощность потерь, кВт

?max - время пользования максимума потерь, ч/год

ЦЭ - стоимость электроэнергии, руб./кВт*ч

?max=(0,124+ТМ/10000)2*8760

?max=(0,124+4400/10000)2*8760=2786,52 ч/год

ЦЭ=а/ТМ*Ку +b ,

где а,b - ставки двухставочного тарифа соответственно за 1кВт активной заявленной мощности в период максимума нагрузки энергосистемы (руб./кВт*год) и за один кВт*ч активной энергии (руб./кВт*ч), устанавливаемые энергосистемой;

Ку=0,9 - коэффициент участия в максимуме энергосистемы.

ЦЭ35=8246/4400*0,9+0,48=2,17 руб./кВт*ч;

Цэ110=5857/4400*0,9+0,66=1,86 руб./кВт*ч;

Максимальные потери активной мощности ?РМ (кВт) определяются:

а) для трехфазных токопроводов (ВЛ и КЛ)

?РМ=3*?0*L*IМ2*10-3 ,

Где ?0 - активное сопротивление 1 км линии, Ом/км

L - длина линии, км

IМ-максимальный расчетный ток, А

?0 35=0,1970 Ом/км

?0 110=0,4286 Ом/км

?РМ ВЛ35=3*0,1970/2*6*304,72*10-3=164,6 кВт

?РМ ВЛ110=3*0,4286/2*6*972*10-3=36,3 кВт

б) для трансформаторов

Для 35 кВ: ?Рхх=17 кВт, ?Ркз=85 кВт

Для 110 кВ: ?Рхх=18 кВт, ?Ркз=85 кВт / 3, табл. 3,5 3,6 /

?РМ ГПП35 = 2*(17+85*0,72)=117,3 кВт

?РМ ГПП110 = 2*(18+85**0,72)=119,3 кВт

Затраты на возмещение потерь в энергооборудовании:

ИПОТ ВЛ35=164,6*2786,52*2,17*10-3=995,3 тыс.руб./год

ИПОТ ВЛ110=36,3*2786,52*1,86*10-3= 188,1 тыс.руб./год

ИПОТ ГПП35=117,3*2786,52*2,17*10-3=709,3 тыс.руб./год

ИПОТ ГПП110=118,3*2786,52*1,86*10-3= 613,14 тыс.руб./год

Определение ущерба от недоотпуска электроэнергии предприятию.

Определим ущерб от недоотпуска электроэнергии предприятию по формуле:

УЩ=ЭНД*аЩ *КУДущ,

где ЭНД - возможный недоотпуск потребителю электроэнергии , кВт*ч

аЩ=1 руб./кВт*ч - удельный ущерб от перерыва электронабжения, руб./кВт*ч /1/

КУДущ=30

ЭНД=РМ*ТМ/8760*tпр*КМ ,

где tпр - ожидаемое значение времени перерыва электроснабжения предприятия, ч/год

КМ=1 - коэффициент дефицита мощности для данного потребителя

Tпр=?АВ*ТВ+?ПЛ*ТПЛ ,

где ?АВ - поток отказов, отк/год

ТВ - среднее время устранения отказа, ч/отк

?ПЛ - поток плановых отключений, отк/год

ТПЛ - среднее время планового отключения, ч/отк

В схеме внутреннего электроснабжения предприятия время возможного перерыва электроснабжения будет определяться отказами и плановыми отключениями ЛЭП и ГПП, т.е.

tпр=tпрЛЭП+tпрГПП .

Так как для ЛЭП статические значения параметра надежности ?АВ приводятся на 100 км линии, а ?ПЛ - на всю линию, то перерыв электроснабжения по причине ЛЭП будет:

tпр= ?АВЛЭП*ТАВЛЭП*L/100+ ?ПЛ*ТПЛ ,

где L - длина ЛЭП, км

?АВ35=0,05 отк/год ?АВ110=0,13 отк/год

ТВ35=12,4 ч/отк ТВ110=14,8 ч/отк

?ПЛ35=0,15 отк/год ?ПЛ110=0,4 отк/год

ТПЛ35=13 ч/отк ТПЛ110=13 ч/отк

tпр35= 0,05*12,4*6/100+0,15*13=1,987 ч/год

tпр110= 0,13*14,8*6/100+0,4*13=5,315 ч/год

Для ГПП:

?АВ35=0,007 отк/год ?АВ110=0,018 отк/год

ТВ35=65 ч/отк ТВ110=40 ч/отк

?ПЛ35=0,25 отк/год ?ПЛ110=0,25 отк/год

ТПЛ35=26 ч/отк ТПЛ110=28 ч/отк

tпр35= 0,007*65+0,25*26=6,955 ч/год

tпр110= 0,018*40+0,25*28=7,72 ч/год

Для двух параллельно работающих трансформаторов

tПР”=tПР2/8760 ,

tПР”35=6,9552/8760=0,0055 ч/год

tПР”110=7,722/8760=0,0068 ч/год

Время возможного перерыва электроснабжения на предприятии:

tПР35=1,987+0,006=1,993 ч/год

tПР110=5,315+0,006=5,321 ч/год

Для ВЛ

ЭНД35=15378,13*4400/8760*1,987*1=15347,9 кВт*ч

ЭНД110=15378,13*4400/8760*5,315*1=41054 кВт*ч

Для ГПП

ЭНД35=15378,13*4400/8760*0,0055*1=42,48 кВт*ч

ЭНД110=15378,13*4400/8760*0,0068*1=52,52 кВт*ч

Для ВЛ

УЩ35=15347,9 *1*30*10-3=460,44 тыс.руб./год

УЩ110=41054*1*30*10-3=1231,62 тыс.руб./год

Для ГПП

УЩ35=42,48*1*30*10-3=1274,4 руб./год

УЩ110=52,52*1*30*10-3=1575,6 руб./год

Приведенные затраты: З = Ен*К+U+Ущ

Для ВЛ: 35кВ З=0,3*3672+1156,87+460,44=2818,91 тыс.руб/год;

110кВ З=0,3*3204+329,08+1231,62=2421,9 тыс.руб/год;

Для ГПП: 35кВ З=0,3*5250+1549,3+1,27=3225,57 тыс.руб/год;

110кВ З=0,3*8400+1957,14+1,575=4378,82 тыс.руб/год.

Таблица3.2.Приведенные затраты сравниваемых результатов.

Варианты по напряжению	Наименование оборудования	Кап затраты тыс. руб	Эксплуатационные затраты, тыс.руб./год	Ущ, тыс. руб./ год	Приведенные затраты. тыс. руб./год
			ИАМ	ИЭ	ИПОТ	?И
1	2	3	4	5	6	7	8	9
35	ЛЭП	3672	110,16	51,41	995,3	1156,87	460,44	2818,91
	ГПП	5250	682,5	157,5	709,3	1549,3	1,274	3225,57
	Всего	8472	734,16	208,9	1704,6	2706,17	461,83	6044,6
110	ЛЭП	3204	96,12	44,86	188,1	329,08	1231,62	2421,9
	ГПП	8400	1092	252	613,14	1957,14	1,575	4378,72
	Всего	10704	1188,12	296,86	801,24	2286,22	1233,01	6800,43

Разница в приведенных затратах составляет

(6800,43-6044,6/6800,43)*100=10,8%

Приведённые затраты по варианту 110 кВ больше приведённых затрат варианта 35 кВ; принимаем вариант 110 кВ, как перспективный в развитии завода, поскольку превышение затрат вариант 110 кВ, составляет 10,8%.

3.3 Выбор схемы и конструктивного исполнения ГПП

Главная понизительная подстанция предприятия предназначена для приема электроэнергии на высоком напряжении, снижения уровня напряжения и распределения ее дальше к потребителям. Так как степень загрязнения атмосферы невысокая то ГПП используем открытого типа, размещенную за территорией завода, со стороны подхода ВЛ-110 кВ. На ГПП размещается открытое распределительное устройство 110 кВ, два трансформатора, закрытое распределительное устройство 10 кВ.

Открытое распределительное устройство (ОРУ) 110 кВ. Так как число подходящих линий две, то ОРУ выполняется по схеме сдвоенного блока с перемычкой без сборных шин на высоком напряжении. В нормальном режиме перемычка разомкнута, ее применение позволяет присоединить оба трансформатора к одной линии, она так же даёт возможность сохранить в работе трансформатор при устойчивом повреждения на его линии, совпавшим с ревизией второго трансформатора, питающегося по другой линии. В качестве коммутационного аппарата в ОРУ выбираем высоковольтный выключатель, что приводит к некоторому увеличению затрат по сравнению со схемой на отделителях и короткозамыкателях, зато обеспечивают большую надёжность и удобство в процессе эксплуатаций.

Закрытое распределительное устройство (ЗРУ) 10 кВ: состоящее из двух секций сборных шин, соединенных при помощи секционного выключателя. Для ограничения тока К.З. секции работают раздельно. С целью удешевления строительства РУ-10 кВ выполняется на комплектных устройствах наружного исполнения - ячеек КРУН типа К-47.

Подключение кабельных линий к шинам распределительного устройства осуществляется при помощи вакуумных выключателей. Структурная схема ГПП показана в графической части.

Согласно ПУЭ под трансформаторами открытых подстанций уложен чистый гравий или гранитный щебень. Гравийная подсыпка должна возвышаться над поверхностью планировки не менее чем на 0.25 м. Этот слой должен выступать за пределы оборудования не менее чем на 1 м. Гранитная подсыпка должна быть ограничена бортовыми бетонными ограждениями во избежание растекания масла в случае выпуска его из бака. На территории ОРУ предусмотрена емкость для слива масла при проведении ремонтных работ.

Для тушения небольших очагов пожаров имеются ящики с песком и передвижной углекислотный огнетушитель УП-1М.

3.4 Расчет токов КЗ

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы ЭС является возникновение КЗ в сети или в элементах электрооборудования. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы ЭС необходимо правильно определить токи КЗ и по ним выбирать электрооборудование, защитную аппаратуру.

Для выполнения расчетов используем исходные данные:

Напряжение системы - 110 В;

Длина питающих линий - 6 км; Хо = 0,429 Ом/км;

Мощность КЗ энергосистемы - 800 МВА;

Мощность тр - ра п/с энергосистемы - 40 МВА, Uвн=115 кВ, Uсн=37 к; Uнн=115 к

Напряжение распределительной сети - 10 кВ.

Расчетным видом КЗ для выбора или проверки параметров электрооборудования обычно считают КЗ(3).

Составим схему замещения:

2 дсп

С Т1 115/115 Т2 ГПП 4СД

6 км

Uc Хс Хт1 Хл Хт2 Хдв Едв

К -1 К -2 К - 3

рис. 5.1 Схема замещения.

Расчет проводим в относительных единицах: Sб=1000 МВА,Uб1 =115 кВ,Uб1=10,5 кВ.

Хс = Sб/ Sкз = 1000/800 = 1,25 о.е.

Хл = хо*?*Sб / U2 б1 = 0,429*6*1000 / 1152 = 0,195 о.е.

Хт1= (Uк/100)*(SБ/ Sт1)=11,5*1000/100*40 =2,875 о.е.

Хт2= (Uк/100)*(SБ/ Sт2)=10,5*1000/100*16 =6,56 о.е.

4 СД: СТД - 630 - 2ЗУХЛ;: Хd''СД=0,143 о.е. /11,табл 2.48/

=630•4/(0,8•0,95)=3315,79 кВА

ХСД= Хd''СД*Sб*cos?/Рн = 0,143*1000*0,89/3,315 = 38,4 о.е.

Определяем базисный ток:

IБ1=SБ/v3*UБ=1000/v3*115=5 кА;

IБ2=1000/v3*10,5=55 кА.

Определяем результирующие сопротивления в точках КЗ:

Хк - 1 =Хс+Хт1 = 1,25+2,875=4,125 о.е.

Хк - 2 =Хс+Хт1+Хл = 4,125+0,195 =4,32 о.е.

Хк - 3 =Хс+Хт1+Хл+Хт2 = 4,32+6,56 =10,88 о.е.

Ток КЗ в точке К -1:

I'по1(3) = Uc / Хк - 1 =1/ 4,125=0,24 о.е.

Iпо1(3) = I'по1(3) * IБ1 = 0,24*5=1,2 кА;

Iпо1(2) = Iпо1(3)* v3/2 = 1,2*v3/2=1,04 кА;

Ударный ток в точке К - 1:

iуд К -1=v2*Куд* Iпо1(3) ;

где Куд = 1,608; /1, табл. 3.8/

iуд К -1=v2*1,608*1,2 = 2,73 кА;

Тепловой импульс тока КЗ:

Вк1 = Iпо1(3) 2 *(tотк+ТА),

где tотк - время отключения к.з., требуемое для оценки термической стойкости аппаратуры, определяется по времени действия релейных защит и полноту времени отключения выключателей.

tотк = tр.з.+ tотк. в, с

tр.з.=0,1 с; tотк. в=0,08 с; /3, табл.5.2/

tотк =0,1+0,08 = 0,18 с;

ТА = 0,02 с /1, табл. 3.8/

Вк1=1,22*(0,18+0,02)= 0,29 кА2*с.

Ток КЗ в точке К -2:

I'по2(3) = Uc / Хк - 2 =1 / 4,32=0,23 о.е.

Iпо2(3) = I'по2(3) * IБ1 = 0,23*5=1,15 кА;

Iпо2(2) = Iпо2(3)* v3/2 = 1,15*v3/2=1 кА;

Ударный ток в точке К - 2:

iуд К -2=v2*Куд* Iпо2(3) =v2*1,608*1 = 2,27 кА;

где Куд = 1,608; /1, табл. 3.8/

Тепловой импульс тока КЗ:

Вк2 = Iпо2(3) 2 *(tотк+ТА),

где tотк = tр.з.+ tотк. в=0,1+0,08 = 0,18 с;

ТА = 0,02 с /1, табл. 3.8/

Вк2=12*(0,18+0,02)= 0,2 кА2*с.

Ток К.З. в точке К - 3 учетом подпитки от высоковольтных двигателей (СД)

I'по3(3) = Uc / Хк - 3 =1/ 10,88=0,092 о.е.

I'СД(3) =ЕСД / ХСД =1,1/ 38,4= 0,03 о.е.;

Iпо3(3) = (I'по3(3)+ I'СД(3))* IБ2 =(0,092+0,03)*55=6,71 кА;

Iпо3(2) = Iпо3(3)* v3/2 = 5,81

Ударный ток в точке К - 3:

iуд К -3= iуд .с +iуд. дв, кА;

iуд .с=v2*Куд* Iпо3(3) ;

где Iпо3(3)= I'по3(3)* IБ2= 0,092*55 = 5,06 кА;

Куд = 1,369; ТА = 0,01 /1, табл. 3.8/

iуд .с=v2*1,369*5,06=9,8 кА;

iуд. дв =v2* Куд СД* IСД(3) =v2*1,62*1,155=2,65 кА;

где Куд СД=1,62; /1, табл. 3.8/

IСД(3) = I'СД(3)* IБ2 = 0,03*55 = 1,155 кА;

iуд К -3 = 9,8+2,65 = 12,45 кА;

Тепловой импульс тока КЗ в точке К - 3:

Вк3 = Iпо3(3) 2 *(tотк+ТА),

где tотк = tр.з.+ tотк. в=0,6+0,05 = 0,65 с;

tотк. в=0,05 с; /3, табл. 5.8/

tр.з.=tпр . защит+?t = 0,1+0,5=0,6 с;

Вк3=6,712*(0,65+0,01)= 29,7 кА2*с.

Определяем термически стойкое проводника (кабеля) отходящей линии:

qmin =v Вк3*106 / с, мм2;

где с = 100 А*е? / мм2 - постоянная; /1, табл. 3.13/

qmin =v29,7*106/ 100 = 0,545мм2.

Так как мы считаем токи КЗ приближенно не учитывая активные сопротивления, поэтому при выборе сечения кабеля по термической стойкости следует принимать ближайшее меньшее стандартное сечение, отсюда принимаем минимальное термически стойкое сечение кабеля qтерм = 50 мм2.

Значит, проводник сечением q будет термически стойким, если q ? qmin

Расчетные значения токов КЗ

Таблица 5.2

Параметры и величины	Токи КЗ
	К -1	К - 2	К - 3
Iпо(3), кА	1,2	1,15	6,71
Iпо(2), кА	1,04	1	5,81
iуд, кА	2,73	2,27	12,45
Вк, кА2*с	0,29	0,2	29,7

3.5 Выбор электрооборудования на ГПП

Продолжительный режим работы электротехнического устройства - это режим, продолжающийся не менее, чем необходимо для достижения установившейся температуры его частей при неизменной температуре охлаждающей среды.

Продолжительный режим работы, электротехнического устройства имеет место, когда энергосистема или электроустановка находится в одном из следующих режимов: нормальный, ремонтный, послеаварийный.

Расчетными токами продолжительного режима являются: Iр - расчетный ток в нормальном режиме работы; Imax - наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима.

Iр = 20625,8/ v3*110*2 = 54,13 А

Imax =16000*1,4/ v3*110 = 117,6 А

3.5.1 Выбор оборудования на стороне ВН

На ОРУ выбираем следующее электрооборудование разъединители, выключатели, трансформаторы тока. Выбор электрооборудования покажем в соответствующих таблицах 5.3 - 5.5

Выбор разъединителей

Таблица 5.3 /3,табл.5.5/

Тип	Расчетные данные	Паспортные данные	Проверка
РНД3 -1 - 110/630У1	Uраб = 110 кВ Imax = 117,6 А iуд = 2,27 кА Вк = 0,2 кА2*с	Uном = 110 кВ Iном = 630 А iпрс = 80 кА Вт=31,5 кА2*с	1. По термической стойкости Вк<Вт 0,2 кА2*с < 31,5 кА2*с 2. По динамичсекой стойкости iуд< iпрс 2,27 кА < 80 кА

Расчетные данные меньше или равны номинальным паспортным данным разъединителя, следовательно, разъединитель данного типа подходит для установки на проектируемой подстанции.

Выбор трансформаторов тока

Таблица 5.4 /3,табл.5.9/

Тип	Расчетные данные	Паспортные данные	Проверка
ТФЗМ 110Б - 150/5	Uраб = 110 кВ Imax = 117,5 А iуд = 2,27 кА Вк = 0,2 кА2*с	Uном = 110 кВ Iном = 150 А iпрс = 20 кА Вт= 48 кА2*с	1. По термической стойкости Вк<Вт 0,2 кА2*с < 48 кА2*с 2. По динамичсекой стойкости iуд< iпрс 2,27 кА < 20 кА

Трансформаторы тока подходят для установки на стороне ВН.

Выбор выключателей

Таблица 5.5. /3,табл.5.2/

Тип	Расчетные данные	Паспортные данные	Проверка
ВМТ - 110Б - 20/1000УХЛ1	Uраб = 110 кВ Imax = 117,5 А Iпо = 1,15 кА iуд = 2,27 кА Вк = 0,2 кА2*с	Uном = 110 кВ Iном = 1000 А Iном отк = 20 кА Iпр.с = 52 кА iпр.с = 20 кА Вт=I2т* tт =1200 кА2*с	1. По отключающей способности Iпо< Iном отк 1,15 кА < 20 кА. 2. На термическую стойкость Вк< I2т* tт 0,2 кА2*с < 1200 кА2*с 3.На электродинамичсекой стойкости Iпо< Iпр.с , iуд< iпрс 1,15 кА<52 кА, 2,27 кА<20 кА

Выбранные выключатели подходят для установки на ОРУ.

Для защиты подстанционного оборудования от атмосферных и внутренних перенапряжений на ОРУ ГПП ставим разрядники типа РВС - 110МУ1. /3,табл.5.20/

3.5.2 Выбор оборудования на стороне НН

В РУ 10 кВ выбираем следующее оборудование: выключатели ( вводные, секционные [ отходящих кабельных линий), трансформаторы тока и напряжения.

В зависимости от места установки выключателей по ним будут проходить разные токи в максимальном режиме. Поэтому, перед выбором выключателей определяем значение максимальных токов.

Для вводных выключателей максимальный рабочий ток будет определяться при отключении одного трансформатора ГПП и перегрузки оставшегося в работе трансформатора в 1,4 раза.

Для секционного выключателя, максимальный рабочий ток будет равен половине расчетной мощности на шинах 10 кВ.

Для выключателей отходящих линий максимальный рабочий ток рассчитаем по данным таблицы 3.4, 2.1.1

Imax B. B = 1,4*Sном тр/ v3*Uнн = 1,4*16000/v3*10 = 1293,3 А;

Imax С. B = Sр полной/ v3*2*10 =20625,8/v3*2*10 = 595,4 А;

Imax СД = 58,53 А;

Imax КТП = 232,8 А.

Выбор оборудования на стороне НН покажем в соответствующих таблицах (5,6, 5,7)

Выбор выключателей на стороне НН

Таблица 5.6 /3, табл. 5.1/

Тип	Расчетные данные	Паспортные данные	Проверка
Вводный выключатель ВВЭ-10-20/1000УЗ	Uраб = 10 кВ Imax = 1293,26 А Iпо = 6.71 кА iуд = 12.45 кА Вк=29,7 кА2*с	Uном = 10 кВ Iном = 1600 А Iном отк = 20 кА Iпр.с = 52 кА iпр.с = 20 кА Вт=I2т*tт =2976,75 кА2*с	1. По отключающей способности Iпо< Iном отк 6,71 кА < 20 кА. 2. На термическую стойкость Вк< I2т* tт 29,7 кА2*с < 2976,75 кА2*с 3.На электродинамичсекой стойкости Iпо< Iпр.с , iуд< iпрс 6,71 кА<52 кА, 12,45 кА<20 кА
Секционный выключатель ВВЭ-10-20/630УЗ	Uраб = 10 кВ Imax = 595,4 А Iпо = 5,33 кА iуд = 9,79 кА Вк=18,75 кА2*с	Uном = 10 кВ Iном = 630 А Iном отк = 20 кА Iпр.с = 52 кА iпр.с = 20 кА Вт=I2т* tт =1200 кА2*с	1. По отключающей способности Iпо< Iном отк 5,33 кА < 20 кА. 2. На термическую стойкость Вк< I2т* tт 18,75 кА2*с < 1200 кА2*с 3.На электродинамичсекой стойкости Iпо< Iпр.с , iуд< iпрс 5,33 кА<52 кА, 9,79 кА<20 кА
Отходящей линии BВЭ -10 - 20/630УЗ	Uраб = 10 кВ Imax = 232,8 А Iпо = 6,71 кА iуд = 12,45 кА Вк=29,7 кА2*с	Uном = 10 кВ Iном = 630 А Iном отк = 20 кА Iпр.с = 52 кА iпр.с = 20 кА Вт=I2т* tт=2976,75 кА2*с	1. По отключающей способности Iпо< Iном отк 6,71 кА < 20 кА. 2. На термическую стойкость Вк< I2т* tт 29,71 кА2*с < 2976,75 кА2*с 3.На электродинамичсекой стойкости Iпо< Iпр.с , iуд< iпрс 6,71 кА<52 кА, 12,45 кА<20 кА

Выбранные выключатели по условиям проверки подходят.

Выбор трансформаторов тока.

Таблица 5.7. /3, табл. 5.9./

Тип	Расчетные данные	Паспортные данные	Проверка
Трансформатор тока вводной ячейки ТПОЛ - 10УЗ	Uраб = 110 кВ Imax = 1293,2 А iуд = 12,45 кА Вк=29,7 кА2*с	Uном = 10 кВ Iном 1 = 1500 А Iэд=кэд*v2* Iном 1=97 кА Вт= (кт* Iном 1)2*tт = =2,2 *103 кА2*с	1. По термической стойкости Вк<(кт* Iном 1)2*tт 29,7 кА2*с < 2,2*103 кА2*с 2. По электродинамичсекой стойкости iуд< кэд*v2* Iном 1 12,45 кА < 97 кА
Трансформатор тока секционной ячейки ТПОЛ - 10УЗ	Uраб = 10 кВ Imax = 595,4А iуд = 12,45 кА Вк=29,7 кА2*с	Uном = 10 кВ Iном 1 = 800 А Iэд = кэд*v2* Iном 1=69 кА Вт= (кт* Iном 1)2*tт = =1,1 *103 кА2*с	1. По термической стойкости Вк<(кт* Iном 1)2*tт 29,7 кА2*с < 1,1*103 кА2*с 2. По динамичсекой стойкости iуд< кэд*v2* Iном 1 12,45 кА < 69 кА
Трансформатор тока отходящей ячейки ТОЛ - 10УЗ	Uраб = 10 кВ Imax = 232.8 А iуд = 12,45 кА Вк=29,7 кА2*с	Uном = 10 кВ Iном 1 = 300 А Iэд = 52 кА Вт= Iт2* tт= 94,1 кА2*с	1. По термической стойкости Вк< Iт2* tт 29,7 кА2*с < 94,1 кА2*с 2. По динамичсекой стойкости iуд< Iэд 12,45 кА < 52 кА

Для контроля изоляции и измерения напряжения, а также для целей учета ставим трансформатор напряжения НАМИ - 10. Для защиты от атмосферных и внутренних перенапряжений изоляции оборудования ставим облегченные разрядники типа РВО - 10У1. /3, табл. 5.20./

3.5.3 Выбор оперативного тока и расчет нагрузки собственных нужд, выбор ТСН

В качестве оперативного тока применяем выпрямленный оперативный ток. Это позволит использовать на подстанции выключатели с электромагнитным приводом. Для получения выпрямленного тока используем трансформаторы собственных нужд ТСН и комбинированные устройства питания цепей оперативного постоянного тока.

В состав потребителей собственных нужд ГПП входят электродвигатели обдува трансформаторов, обогрев приводов высоковольтных аппаратов, шкафов КРУН, освещение и т.д.

Произведем расчет нагрузок ТСН (табл. 5.8.)

Расчет нагрузок ТСН

Таблица 5.8.

Электроприемник	Установленная мощность, кВт	Коэфф. мощ- ности, cos?	Количество, шт.	Коэфф. спроса	Расчетная мощ-ть
					кВт	кВАр
1. обогрев выключателя 110 кВ	1,75	1	2	1	3,5	-
2. АД обдува трансформатора	0,5	0,85	12	0.85	5,1	3,16
3. обогрев КРУН	0,25	1	21	1	5,25	-
4. подогрев шкафов РЗ	0,5	1	21	1	10,5	-
5. наружное освещение	4,5	1	-	0,5	2,25	-
6. отопление, освещение	6	1	-	0,9	5,4	-
7. оперативные цепи	1,8	1	-	1	1,8
Итого:					33,8	3,16

Вычисляем полную расчетную мощность:

Sp = v33,82 * 3,162 = 33,9 кВА

С учетом коэффициента спроса кс = 0,7:

SФ тсн = 0,7*33,9 = 23,7 кВА

К установке на ГПП принимаем 2 трансформатора типа ТМ 25/10.

Проверим их на аварийную перегрузку, для чего определим коэффициент загрузки в этом режиме:

кав = 23,7/25 = 0,9

кав = 0,9 - что вполне удовлетворяет

Для защиты ТСН от перегрузки и токов КЗ устанавливаем предохранители типа ПКТ - 101.

Выбор предохранителя:

Iуст= 33,9/v3*10 = 1,96 А

1. по напряжению установки

Uном? Uраб, Uн = 10 Кв

2. по току

Iном> Iуст , Iн = 2 А

Выбираем предохранитель ПКТ - 101 - 10 - 2 - 31,5УЗ. /3,табл. 5.4./

Схема питания ТСН зависит от вида оперативного тока, от категории подстанции. Наиболее ответственными потребителями СН ПС являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения силовых трансформаторов. Исходя из необходимости управления выключателями 10 кВ, при отключенных вводных выключателях, ТСН присоединяем между трансформаторами и выключателями.

4.ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ МЕХАНОСБОРОЧНОГО ЦЕХА

4.1 Характеристика технологического процесса и ЭП цеха

Проведя анализ плана цеха и исходных данных оборудования с достаточной уверенностью можно предположить, что данный цех занимается сборкой каких-либо агрегатов т.е. цех является вспомогательным. Исходя из условий работы цеха при проектировании системы электроснабжения необходимо учесть наличие в нём мостовых кранов и разместить пункты питания таким образом, чтоб не мешать их нормальной работе.

Основную часть потребителей составляют различного рода станки, кроме того, в цехе имеется кривошипный пресс и стенд сборки и обкатки машин. Так же в цеху расположена кладовая. Как правило в ней имеется временный запас производимых изделий и различный инструменты, поэтому временное отключение цеха не влечет за собой ни угрозы для жизни людей, ни большого экономического ущерба. Исходя из этого, цех относим к II категории надёжности.

Таблица.5.1. .Установленная мощность электроприёмников.

№ по плану	Наименование оборудования	Установленная мощность, кВт
1,7,10,20,31	Вентиляторы калориферов	3
2,3	Сварочные трансформаторы ПВ-65%,кВА	76
4,19,27	Кран мостовой ПБ-40%	115,5
5,8	Вертикально-сверлильный станок	4,4
6,25,29	Наждак	4
9,15	Токарно-винторезный станок	32,6
11,16	Продольно-строгальный станок	112,2
12,13,14	Вертикально-сверлильный станок	9,4
17	Механические двери	2,2
18,26	Вентиляторы калориферов дверей	30
21-24	Стенды сборки и обкатки машин	17
26,30	Пресс кривошипный	7,5

Характеристика электроприемников цеха.

В цехе работает 31 электроприемник (ЭП);

1)Мощность ЭП находится в диапазоне от 2.2 до 115.5 кВт;

2) Все ЭП рассчитаны на питание трехфазным переменным током 380 В,

3) Частота тока 50Гц;

4) Основная часть ЭП цеха работает в продолжительном режиме. В цехе имеются мостовой кран, приводы которого работают в повторно- кратковременном режиме (ПКР);

5) По надежности питания цех, согласно ПУЭ относится ко II категории;

6) ЭП расположены стабильно; имеется передвижное оборудование - мостовой кран; пресс кривошипный расположен стационарно.

4.2 Расчет силовой нагрузки

Расчет силовой нагрузки проведем в соответствии с РТМ-36.18.32.4-92.Указания по расчету электрических нагрузок.

Произведем расчет силовой нагрузки ШР-1.

От ШР-1 получают питание ЭП: 2-а сварочных трансформатора, вентилятор калорифера, привод механической двери, кран мостовой, вертикально-сверлильный станок.

Определяем установленную мощность электроприемников

кВт

Определяем коэффициент реактивной мощности

Определяем

кВт

Определяем реактивную мощность

кВар

Определяем

Итого по ШР-1

кВт

кВт

кВар

Определяем групповой коэффициент использования

Для определения расчетного коэффициента определяем эффективное число электроприемников .

 следовательно

Зная можно определить , который зависит от и .

/6.стр. 10,табл.2/

Определим расчетную активную мощность ШР-1.

кВт

Определим расчетную реактивную мощность ШР-1.

кВар

Определим полную расчетную мощность ШР-1.

кВ*А

Определяем расчетный ток для ШР-1.

А

Расчет остальных ШР аналогичен приведенному выше и сведен в таблицу 2

4.3 Расчет распределительной сети

Расчет производим по ПУЭ, и методическим указанием в соответствии со схемой электроснабжения

Произведем расчет для вертикально-сверлильного станка, присоединенного к ШР-1.

4.3.1 Выбор плавкой вставки в предохранителе

Расчетный ток ЭП

А;

А

Для защиты двигателя необходим учет условий пуска

А,

где (для легких и нечастых пусков)

Выбираем плавкую вставку в предохранителе типа НПН2-63, который имеет следующие параметры: /5/

А А кА

Т.к. кран мостовой работает в режиме ПКР, то для него пересчитаем при расчете работы в длительном режиме

А

Для остальных ЭП выбор предохранителей аналогичен.

4.3.2Выбор сечения проводников

Провод выбирается из условий:

Расчетный ток А в соответствие с первым условием не должен превышать значения допустимого тока провода

А

А < Iдоп = 20 А

Выбираем провод АПВ 4?2,5 /7/

Длина провода м

Выбор диаметра трубы произведем по формуле

D- диаметр трубы

n- число проводов

d- диаметр проводов

Выбираем трубу диаметром O 30 мм, аналогично определяем диаметр труб для остальных ЭП.

Расчет провода на потерю напряжения производим без учета

Остальные провода выбираются аналогично.

4.3.3 Выбор автоматических выключателей для ШР-1;ШР-2;ШР-5

А

кВт

А

А

А

А

Выбираем автоматический выключатель ВА-50-41 /5/

А; А; кА

4.4 Расчет троллей для установки крана

Номинальный и пусковой ток двигателя крана:

А

А

Определяем коэффициент Кзо=0.62

А

А

Выбираем троллейный шинопровод ШТМ-76 на номинальный ток Iн=1000 А

Для выбранного шинопровода ШТМ Ом/км, ОМ/км, тогда потери напряжения:

<5%, следовательно, троллейный шинопровод выбран верно.

Выбираем рубильник трехполюсный Р31, Iном=100А (Iном>Iр), /Неклипаев,стр. 369, табл.6.1./.

Выбор вводного автоматического выключателя.

А.

Выбираем выключатель типа ВА53-37, IН=400 А, Imax= А, Iмгн= А, Iпкс = А, / /.

Выбор измерительных приборов.

По /7/ выбираем вольтметр Э-335 и амперметр Н-394 класса точности 1,5.

4.5 Выбор элементов схемы КТП. Расчет токов короткого замыкания

4.5.1 Выбор числа и мощности трансформаторов

Выбор мощности трансформатора осуществляем по расчетной активной нагрузке.

кВА

?- коэффициент загрузки трансформатора,

N- количество трансформаторов.

Выбираем трансформатор типа ТМ-630 /5. табл.3.3/

кВА; кВ; кВ;

Вт; Вт;

Определяем реактивную мощность, которую можно передать через трансформатор.

кВар

Т.к. передаваемая через трансформатор реактивная мощность больше чем на шинах 0,4 кВ КТП, то установка батареи конденсаторов не требуется.

4.5.2Выбор высоковольтных аппаратов на вводе

А

Выбираем высоковольтный аппарат типа ВКЭ-10-20/630У3 /5. табл.5.1/

А; кА; кВ

4.5.3Выбор высоковольтного кабеля

А

Согласно ПУЭ (табл.1.3.36), учетом часов максимальной нагрузки

Округляем в большую сторону

кА

По термическому воздействию токов к.з.

С =75

с для распределительной сети 6-10 кВ

с

Выбранный кабель проверяем по термической стойкости по формуле /6/

Из стандартного ряда выбираем

4.4.4Выбор сборных шин 0,4 кВ

А

Тогда А /5 табл.7.3/

Выбираем алюминиевые шины 50?5 мм , по одной на фазу, сечение 250.

Выбор головного выключателя

Расчетный ток группы ЭП А

Пусковой ток самого мощного электродвигателя

А

А

Пиковый ток

А

А

Выбираем ВА-51-39 33ХХХХ

А; А; кА

4.4.5Выбор кабелей питающих ШР

Выбор произведем для ШР-1

А

А

Выбираем кабель АПРН сечением 185 , для остальных шкафов выбор производим аналогично.

4.5 Расчет токов к.з.

Расчет производим в соответствие с ГОСТ 28249-93 и учебным пособиям /2;6/

4.5.1 Расчет токов к.з. на шинах КТП

Реактивное сопротивление системы Хс = 0 т.к. мощность системы превышает мощность выбранного трансформатора в 50 раз.

Сопротивление первой ступени мОм

Сопротивление дуги мОм

Для точки К-1

мОм

мОм

мОм

мОм

кА

кА

 кА

кА

При схеме соединения обмоток трансформатора ?/Y -11

мОм мОм /ГОСТ 28249-93/

мОм мОм

мОм

мОм

кА

кА

4.5.2 К.З. на отходящей линии

мОм мОм

мОм

мОм

кА

кА

кА

кА

кА

кА

4.6 Светотехнические расчеты для сборочного цеха

4.6.1 Метод коэффициента использования

Расчет цеха проводим методом коэффициента использования светового потока / 3 /.

Мостовой кран находится на высоте 7м. Для удобства обслуживания лампы располагаем на высоте 8,8 м, т. е. 1.8 м над краном.

Размер цеха: 36 х 24, высота Н = 10,8 м, тип светильника РСП07.

hp = 0,8м - высота рабочей поверхности над уровнем пола,

hc = 2 м - высота свеса.

Высота светильников над уровнем рабочей поверхности:

Нр = Н - hp - hc = 10,8 - 0,8 - 2 = 8 м.

Для принятого светильника используем КСС «Г», находим значение относительного расстояния по / 4 /: ? = 0,9

Расстояние между светильниками:

L = ? ? Нр = 0,9 ? 8 = 7,2 м.

По длине цеха при L = 7,2 м, в ряду можно разместить по 5 светильников:

2а = 36 - (5-1)? 7,2 = 7.2 м,

а =3,6 м.

По ширине цеха при L =7,2 м, можно разместить 4 ряда светильников:

2а = 24 - 6 ?(4-1) = 2,4 м,

а = 3 м.

Общее число светильников в цехе:

N = 5 ? 4 = 20 шт.

Проводим расчет единичной мощности ламп необходимой для общего освещения. Расчет проводим методом коэффициента использования / 3 /.

Индекс помещения:

i = A*B/Hp*(A+B) = 24*36/8*(24+36) = 1,8

Световой поток одной лампы:

Фл = Eн*Кз*Z*S/n*N*? = 300*1.5*1.15*36*24/1*20*0,58 = 38545 Лм,

где Ен =300 Лк - нормированная освещенность,

кз = 1.5 - коэффициент запаса,

z = 1.15 - коэффициент минимальной освещенности / 2, стр. 124 /,

S = 36 x 24 м2 - площадь освещаемого помещения,

N = 20 шт. - число светильников,

? = 0,58 - коэффициент использования / 2, табл.5.19 /,

Выбираем лампу типа ДРЛ-700(6) - 3, с Фн = 40600 Лм. / 2, табл. 4.25 /

(Фн/Фл)*100 = (40600/38545)*100=105 % , что не выходит из допустимых пределов.

Метод удельной мощности.

Расчёт кладовой производим методом удельной мощности.

Площадь 36 м2, высота Н=3м, тип лампы ЛН, используем КСС «Д3».

Коэффициента запаса 1,3.

По таблице 5-40 /3/ для выбранного типа светильника находим удельную мощность:

Руо=24,3 Вт/ м2

Суммарная номинальная мощность:

?Рно= Руо*S = 24,3*36=875 Вт,

Номинальная мощность одной лампы:

Рн=?Рно/N = 875/4=218.75 Вт,

Выбираем 4 светильника типа Б 220-235-200М.

4.6.2 Электротехнический расчет

Расчет осветительной нагрузки.

Примем для сборочного цеха трехфазную четырехпроводную схему групповых линий.

Номинальная мощность 1-ой группы:

Руст=Рно=Рнл*N*n=700*5*1=3500 Вт,

Рро=Рно*Ксо*Кпра=3500*1*1,1=3850 Вт,

Кс=1-коэффициент спроса для групповой сети /1/.

Кпра=1,1 для ПРА /1/.

Расчетный ток:

Iро=Рро*Ксх=3850/v3*380*0,9=6,5 А,

где Ксх=1/v3*Uл*cos?-коэффициент схемы для трехфазной четырехпроводной схемы.

По расчетному току выбираем провод АПВ

F=2,5 мм2 Iдоп=20 А /2/

20 А > 23,6 А, удовлетворяет условию:

Рассчитаем выбранный провод на потерю напряжения:

С=44 /3/

Момент нагрузки:

М=Рро*L=3850*39,6=152,5 кВт/м,

dU=152,5/2,5*44=1,4 %,

В качестве защитного аппарата выбираем ВА-21

kп=1,4 для ДРЛ- коэффициент учитывающий пусковой ток источника света /1/.

Iном=16 А,

; 16 > 6,5*1,4

Суммарный расчетный ток всех групповых линий:

Iр? = 24,7 А,

Выбираем трехполюсный выключатель ВА51-32

Iном=32 А,

Групповой щиток освещения ПР8501

Питающий кабель ПВ 4x3 ; Iном-34 А,

r0=5,0 Ом/км ; x0=0,1, Ом/км;

l=10 м,

Потери питающих сетей:

dU=v3*Iро*l(r0*cos?+x0*sin?)/Uн*100%=v3*24,7*0,01(5*0,57+0,1*0,82)/380*100=0,33%

Расчет аварийного освещения.

Мощность аварийного освещения составляет 10% от суммарной мощности рабочего освещения.

Рао=Ро?*0,1=14000*0,1=1400 (Вт)

Выбираем 9 ламп по 150 Вт, типа Б 220-235-150М.

Принципиальная схема питания электрического освещения.

5. Защита от перенапряжений и контроль изоляции

Перенапряжением называется повышение напряжения до величины, опасной для изоляции электроустановки, рассчитанной на рабочее напряжение. Перенапряжения в электрических установках можно подразделить на две группы: коммутационные (внутренние) и атмосферные.

Коммутационные перенапряжения возникают в электроустановках при изменениях режима их работы, например, при ликвидации к.з , включении или отключении нагрузки. При этом выделяется запасенная энергия.

Для того, защитить электроустановку от опасных для изоляции перенапряжений надо заземлить все металлические части электроустановок; такое заземление называется рабочим. Без рабочего заземления: аппарат не может выполнить своих функций или нарушается режим работы электроустановки.

Атмосферные перенапряжения возникают вследствие воздействия на электроустановки грозовых разрядов. Для защиты оборудования от повреждения ударом молнии применяется грозозащита с помощью разрядников, молниотводов различных модификаций, которые присоединяются к заземлителям. По простоте изготовления и надежности, а также дешевизне получили наибольшее применение стержневые молниотводы. /1/

5.1 Расчет зоны действия молниезащиты на ГПП. Определение надежности защиты. Безопасные расстояния по земле и воздуху

Прямой удар молнии является наиболее опасным из всех проявлений молнии и точки зрения поражения зданий и сооружений. Защита зданий и сооружений от ударов молнии осуществляется при помощи молниеотводов различных модификаций. Наибольшее применение получили стержневые молниеотводы.

Для правильного выбора типа молниезащиты необходимо рассчитать ожидаемое число поражений молнией за год незащищенного объекта. Она определяется по формуле: