Электроснабжение механосборочного участка 1 тракторного завода

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по предмету «Электроснабжение промышленных предприятий и гражданских зданий»
учащегося гр.МиЭЭ-17/з.06/5
А.Г.Куликова
2009
Министерство образования Республики Беларусь
Технологический колледж
Учреждение образования
«Гродненский государственный
университет имени Янки Купалы»
Специальность 360331 монтаж и эксплуатация
электрооборудования
Группа МиЭЭ-17/з.06/5
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
К КУРСОВОМУ ПРОЕКТУ
Электроснабжение механосборочного участка №1 тракторного завода
Разработал А.Г.Куликов
Руководитель проекта Е.Б.Казукевич
Содержание
Введение
1. Выбор рода тока и напряжения
2. Выбор схемы электроснабжения
3. Расчет электрических нагрузок
4. Компенсация реактивной мощности
5. Выбор пусковой защитной аппаратуры
6. Расчет силовой сети
7. Выбор комплектной трансформаторной подстанции
8. Выбор электрооборудования РУ 6-10 кВ
9. Спецификация
Литература
Введение
Электроэнергетика — сфера экономики Республики Беларусь, включающая в себя совокупность производственных и иных имущественных объектов, непосредственно используемых в процессе производства, передачи и сбыта электрической энергии, а также комплекс экономических и иных взаимоотношений, возникающих в процессе их осуществления. Электроэнергетика является базовой отраслью экономики Республики Беларусь, так как производит и поставляет электрическую и тепловую энергию для всех других отраслей и населения страны. Надежное и эффективное функционирование электроэнергетики, бесперебойное снабжение потребителей — основа поступательного развития экономики страны и неотъемлемый фактор обеспечения цивилизованных условий жизни ее граждан. В настоящее время электроэнергетика является наиболее стабильно работающим комплексом белорусской экономики. Предприятиями отрасли обеспечено эффективное, надежное и устойчивое энергоснабжение потребителей республики без аварий и значительного экологического ущерба. Само существование и состояние энергетики затрагивает без исключения интересы всех граждан, поскольку потребление энергии является для всех давно привычным, незаметным, само собой разумеющимся процессом. Однако, энергия, наряду с потребительской стоимостью. обладает одновременно и индивидуальной стоимостью, которая отражает затраты энергосистемы на производство, передачу и распределение энергии. В эти затраты входит как стоимость приобретаемых энергосистемой первичных и вторичных энергоресурсов, так и стоимость эксплуатации и совершенствования энергетической инфраструктуры, которую образуют электростанции, подстанции, электрические сети и другие энергетические объекты. Энергия не является бесплатным продуктом, а имеет высокую реальную стоимость, которая в силу общемировых тенденций, связанных в первую очередь с истощением запасов ископаемого органического топлива, возрастает из года в год. Это вынуждает переходить к более экономичному использованию различных энергоресурсов, тем более в случае Беларуси, которая практически их не имеет, а свои нужды обеспечивает закупками у соседних стран. Высшим приоритетом энергетической политики нашего государства является повышение эффективности использования энергии как средства для снижения затрат общества на энергоснабжение, обеспечения устойчивого развития страны, повышения конкурентоспособности производительных сил и охраны окружающей среды. В 2003 году разработан топливно-энергетический баланс страны на период до 2020 года, в котором так же немаловажное место отведено вопросам дальнейшего развития электроэнергетики.
Прогнозируемая потребность в электрической и тепловой энергии определена на основании прогноза валового внутреннего продукта с учетом реализации энергосберегающей политики. Потребление электроэнергии в республике в 2020 году вырастет до 41 млрд. кВт ч.
Импорт электроэнергии не превысит 4 млрд. кВт ч., и зависимости от конъюнктуры рынка, может быть прекращен, поскольку установленная мощность собственных генерирующих источников позволит обеспечить необходимый объем производства электроэнергии.
На основе параметров перспективного топливно-энергетического баланса республики определены основные направления дальнейшего развития Белорусской энергетической системы. При этом должно быть обеспечено достижение следующих основных целей и комплексное решение экономических, организационных и технических задач:
устойчивое и надежное энергообеспечение;
способность обеспечить потребности республики в электрической энергии за счет собственных генерирующих источников;
оптимизация инвестиций в капитальное строительство и затрат на функционирование энергетической системы;
повышение технического уровня в электроэнергетике за счет нового строительства, техперевооружения и реконструкции вырабатывающих ресурс действующих объектов энергетики на базе новых технологий;
эффективное расходование энергетических ресурсов на производство, транспорт и распределение тепловой и электрической энергии. Реализация энергосберегающего пути развития электроэнергетики;
компенсация дополнительного воздействия на окружающую среду из-за уменьшения доли природного газа в топливном балансе.
Электрическая сеть Белорусской энергосистемы включает ЛЭП напряжением от 0.38 до 750 кВ общей протяженностью более 260 тыс. км и трансформаторные подстанции общей установленной мощностью 31.4 тыс. МВА. Радиально-кольцевая структура основной сети в целом обеспечивает надежное энергоснабжение потребителей. Средний коэффициент износа ВЛ 35-750 кВ составляет 52%. Большинство ПС 35 кВ и выше находятся в эксплуатации 15-20 лет и более, при нормативном сроке службы оборудования около 25 лет. Физический износ оборудования подстанций превышает 60%. Основные проблемы связаны с техническим состоянием сети 220кВ в западных областях республики.
В настоящее время реализуется Концепция развития электрических сетей Белорусской энергосистемы на 2001-2010 годы. Государство продолжает политику реконструкции и дальнейшего развития как внутренних, так и межгосударственных линий электропередачи, с использованием новейших цифровых систем управления, новых конструкции опор и проводов.
1. Выбор рода тока и напряжения
При проектировании электрооборудования необходимо выбрать род тока (переменный или постоянный) и напряжение сети.
Для силовых электрических сетей промышленных предприятий в основном применяется трехфазный переменный ток. Постоянный ток рекомендуется использовать в тех случаях, когда он необходим по условиям технологического процесса (зарядка аккумуляторных батарей, питание гальванических ванн и магнитных столов), а также для плавного регулирования частоты вращения электродвигателей. Если необходимость применения постоянного тока не вызвана технико-экономическими расчетами, то для питания силового электрооборудования используется трехфазный переменный ток.
При выборе напряжения следует учитывать мощность, количество и расположение электроприемников, возможность их совместного питания, а также технологические особенности производства.
На выбор напряжения (от центрального распределительного пункта (ЦРП) до трансформаторных подстанций (ТП)) существенное влияние оказывает предполагаемое наличие на объекте электродвигателей напряжением выше 1 кВ (6, 10 кВ), электрических печей и других электроприемников.
Для питания цеховых ТП чаще применяется напряжение 10кВ.
При выборе напряжения для питания непосредственно электроприемников необходимо обратить внимание на следующие положения.
1. Номинальными напряжениями, применяемыми на промышленных предприятиях для распределения электроэнергии (по ГОСТ 721—771), являются 10; 6; 0,66; 0,38; 0,22 кВ.
2. Применять на низшей ступени распределения электроэнергии напряжение выше 1кВ рекомендуется только в случае, если установлено специальное электрооборудование, работающее при напряжении выше 1 кв.
3. Если двигатели необходимой мощности изготавливаются на несколько напряжений, то вопрос выбора напряжения должен быть решен путем технико-экономического сравнения вариантов.
4. В случае, если применение напряжения выше 1 кВ не вызвано технической необходимостью, следует рассмотреть варианты использования напряжения 380 и 660 В. Применение более низких напряжений для питания силовых потребителей экономически не оправдано.
5. При выборе одного из двух рекомендуемых напряжений необходимо исходить из условия возможности совместного питания силовых и осветительных электроприемников от общих трансформаторов.
6. С применением напряжения 660 В снижаются потери электроэнергии и расход цветных металлов, увеличивается радиус действия цеховых подстанций, повышается единичная мощность применяемых трансформаторов и в результате сокращается количество подстанций, упрощается схема электроснабжения на высшей ступени распределения энергии. Недостатками напряжения 660 В являются невозможность совместного питания сети освещения и силовых электроприемников от общих трансформаторов, а также отсутствие электродвигателей небольшой мощности на напряжение 660 В, так как в настоящее время такие электродвигатели нашей промышленностью не выпускаются.--PAGE_BREAK--
7. На предприятиях с преобладанием электроприемников малой мощности более выгодно использовать напряжение 380/220 В (если не доказана целесообразность применения иного напряжения).
8. Напряжение сетей постоянного тока определяется напряжением питаемых электроприемников, мощностью преобразовательных установок, удаленностью их от центра электрических нагрузок, а также условиями окружающей среды.
2. Выбор схемы электроснабжения
Распределение электроэнергии на низшей ступени во многом зависит от схемы питания электроприемников. При выборе схемы электрической сети для питания электрооборудования цеха рассматривают ее коммутационную гибкость, надежность питания, экономичность, а также возможность применения индустриальных методов монтажа электрической сети.
Электрическая сеть может выполняться по радиальной, магистральной и смешанной схемам.
При радиальной схеме достаточно мощные электроприемники, как правило, получают питание непосредственно от подстанции, а группа менее мощных и близко друг к другу расположенных электроприемников — посредством распределительных пунктов, устанавливаемых как можно ближе к геометрическому центру нагрузки. Распределительные пункты линии присоединяются к главным распределительным щитам через рубильники и предохранители или автоматы. При использовании радиальной схемы увеличивается количество аппаратов управления и защиты, а также протяженность сети, что требует больших капитальных затрат, однако данная схема надежна и проста в эксплуатации.
Магистральные схемы рекомендуется применять в следующих случаях:
а) когда нагрузка имеет сосредоточенный характер, но отдельные узлы нагрузки расположены в одном направлении по отношению к подстанции и на сравнительно небольшом расстоянии друг от друга;
б) когда нагрузка сравнительно равномерно распределена. В практике проектирования чисто радиальные и магистральные схемы
применяются редко. Чаще пользуются смешанными схемами, включающими элементы первых двух.
Для цехов, имеющих правильную планировку оборудования (механические, механосборочные) и распределенную нагрузку, рекомендуется применять непосредственное подключение электроприемников к распределительным шинопроводам, которые питаются от распределительного пункта подстанции. Распределительные шинопроводы выполняются в закрытых коробках и подключаются к магистральным через рубильники и предохранители. Все ответвления от магистральных и распределительных шинопроводов должны иметь защиту плавкими предохранителями или автоматами.
Категория потребителей существенно влияет на выбор схемы питания. Для электроприемников первой категории обязательно нужно предусматривать питание от двух независимых источников, к числу которых могут быть отнесены силовые трансформаторы, если они подключены к различным, не связанным между собой секциям распределительного устройства высшего напряжения. При этом резервное питание должно иметь автоматическое включение (АВР). Резервное питание электроприемников второй категории может не иметь АВР, а включаться дежурным персоналом. Принципы построения схем электроприемников второй категории такие же, как и для электроприемников первой категории. Отличие состоит лишь в том, что у них второго источника питания может и не быть.
На выбор схемы распределения электроэнергии оказывает также влияние характер производства, Электроприемники механизмов, связанных между собой определенной технологической зависимостью, должны быть объединены рабочим и резервным питанием.
В цеху было намечено две группы электроприемников. Одну группу предполагается запитать от распределительного шинопровода ШРА1, а вторую от распределительного пункта ПР1 отдельными кабелями.
Питающая сеть должна выполнятся таким образом, чтобы длина трассы была как можно меньше, чтобы исключить перетоки мощности и обеспечить необходимую надежность электроснабжения.
На основании вышесказанного питающую сеть выполняем смешанного типа: распределительный шинопровод ШРА1 и кабель питающий распределительный пункт ПР1 запитывается от источника питания, электроприемники 1-16 от шинопровода ШРА1 проводами марки АПВ соответствующего сечения, электроприемники 17-25 отдельными кабелями от ПР1.
3. Расчет электрических нагрузок
Расчет электрических нагрузок производим методом упорядоченных диаграмм (коэффициента максимума)
В соответствии с РТМ 36.18.32.4-92 расчетная активная мощность электроприемников (количество электроприемников в группе более одного) на напряжение до 1 кВ определяется по выражению
/>,
где Кр – коэффициент расчетной мощности;
kИi – коэффициент использования i-го электроприемника;
рНi – номинальная мощность i-го электроприемника;
n – количество электроприемников в группе.
Групповой коэффициент использования
/>
Значение Кр зависит от эффективного числа электроприемников (nЭ), группового коэффициента использования (Ки), а также от постоянной времени нагрева сети, для которой рассчитываются электрические нагрузки. Для сетей напряжением до 1 кВ, питающих распределительные шинопроводы, пункты, сборки, щиты, постоянная времени нагрева сети Т0= 10 мин. Значение Кр принимаем по таблице 1.7 [литература 1.].
Значение nЭ, определяем по выражению
/>.
Рассмотрим пример расчёта электрических нагрузок.
Определим номинальную мощность группы электроприемников:
ΣPн =(20+7+1,5)×5+17×4+12×4+(14+3,5+6,8)×3= 331,4 кВт.
Определим групповой коэффициент использования:
/>
Определим значение nЭ
/> ≈ 15
Определяем по таблице 1.7 [литература 1.] значение Кр для питающих сетей напряжением до 1 кВ для постоянной времени нагрева Т= 10 мин
Кр = 1,25
Определим расчетную активную мощность />
/>кВт
Определим расчетную реактивную мощность, для питающих сетей (питающих распределительные шинопроводы, пункты, сборки, щиты) при nЭ>10
/>
/>квар
Определим полную расчетную мощность для группы электроприемников
/>кВ·А
Аналогично определяем полную расчетную мощность для второй группы электроприемников.
Рр= 55 кВт; Qp= 58,9 квар; Sp= 80,6 кВ·А
Определим токовые нагрузки для дальнейшего выбора сечения линии по допустимому нагреву
/>
Для 1-ой линии Ip = 113,98×103/658,2 = 173 А
Для 2-ой линии Ip = 80,6×103/658,2 = 122,5 А
Данные расчетов электрических нагрузок занесем в таблицу1.2
Таблица 3.1
Наименование узла сети, номер ЭП    продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
53,52
8
1,78
55
58,9
80,6
122,5
Итого по участку




552,4
0,17
0,686
1,06
93,9
99,5
13
1,65
133,54
141,5
194,58
295,5
4. Компенсация реактивной мощности
Под реактивной мощностью понимается электрическая нагрузка, создаваемая колебаниями энергии электромагнитного поля. В отличие от активной мощности реактивная, циркулируя между источниками и потребителями, не выполняет полезной работы. Принято считать, что реактивная мощность потребляется (QL), если нагрузка носит индуктивный характер (ток отстает по фазе от напряжения) и генерируется (Qc) при емкостном характере нагрузки (ток опережает по фазе напряжение).
Реактивная мощность запасается в виде магнитного и электрического полей в элементах электрической сети, электроприемниках, обладающих индуктивностью и емкостью.
Основными электроприемниками реактивной мощности на промышленных предприятиях являются асинхронные двигатели — на их долю приходится 60...65% потребляемой реактивной мощности, 20…25% приходится на трансформаторы, 10...15% — на другие электроприемники (преобразователи, реакторы, газоразрядные источники света) и линии электропередачи.
Под компенсацией реактивной мощности понимается снижение реактивной мощности, циркулирующей между источниками тока и электроприемниками, а следовательно, и снижение тока в генераторах и сетях.
Проведение мероприятий по компенсации реактивной мощности дает значительный технико-экономический эффект, заключающийся в снижении потерь активной мощности.
В действующих системах электроснабжения мощность компенсирующих устройств можно определить по следующему выражению:
Qк= Рр(tgφ1 — tgφ2),
где Рр– расчетная активная нагрузка потребителя; tgφ1,tgφ2– коэффициенты реактивной мощности соответственно фактический и нормативный.
Определяем фактический коэффициент мощности
/> (tgφ=1,06)
Нормативный tgφ = 0,33
Мощность компенсирующего устройства
Qк = 133,54 × (1,06 – 0,33) = 97,5 квар
Выбираем по таблице 5.1 [лит. 2. стр 306] комплектную конденсаторную установку типа УК3-3-0,38-100У3 мощностью 100квар
5. Выбор пусковой защитной аппаратуры
Основными видами защит электрических сетей и электроприемников напряжением до 1 кВ являются защиты от перегрузки и токов короткого замыкания (КЗ). Защита оттоков КЗ должна осуществляться для всех электрических сетей и электроприемников.
В качестве аппаратов защиты применяются автоматические выключатели и предохранители.
Для защиты электродвигателей от перегрузки и от токов, возникающих при обрыве одной из фаз, применяются также тепловые реле магнитных пускателей.
Выбор аппаратов защиты (предохранителей, автоматов) выполняется с учетом следующих основных требований:
1. Номинальный ток и напряжение аппарата защиты должны соответствовать расчетному длительному току и напряжению электрической цепи.
2. Номинальные токи расцепителей автоматических выключателей и плавких вставок предохранителей необходимо выбирать по возможности меньшими по длительным расчетным токам с округлением до ближайшего большего стандартного значения.
3. Аппараты защиты не должны отключать установку при кратковременных перегрузках, возникающих в условиях нормальной работы, например, при пусках электродвигателей.
4. Время действия аппаратов защиты должно быть по возможности меньшим, и должна быть обеспечена селективность (избирательность), действия зашиты при последовательном расположении аппаратов защит в электрической цепи.
5. Ток защитного аппарата (номинальный ток плавкой вставки, номинальный ток или ток срабатывания расцепителя автомата) должен быть согласован с допустимым током защищаемого проводника.
6. Аппараты зашиты должны обеспечивать надежное отключение в конце защищаемого участка двух- и трехфазных КЗ при всех видах режима работы нейтрали сетей, а также однофазных КЗ в сетях с глухозаземленной нейтралью.
Рассмотрим расчет пусковой защитной аппаратуры на примере пруткового станка:
Рном= 20+7+1,5 кВт
Типы двигателей: 4А180М6У3; 4А132М6У3; 4А90L6У3
cosφ1= 0,87; cosφ2= 0,81; cosφ3= 0,74
η1= 88%; η2= 85,5%; η3= 75%
Iпуск1/Iном1= 6; Iпуск2/Iном2= 7; Iпуск3/Iном3= 5,5
Номинальные токи двигателей:
/>А
/>А
/>А
Номинальный ток магнитного пускателя и расцепителя выбираем по условию:    продолжение
--PAGE_BREAK--
Iном.э≥ Iдл.; Iном.расц. ≥ Iдл.
Iдл= ∑Iном= 39,74+15,4+4,1=59,24
Выбираем магнитный пускатель ПМЛ410004 (Iном= 63А) с тепловым расцепителем РТЛ206104 (Iср= 64А)
Аналогично проводим расчеты и выбираем магнитные пускатели и тепловые расцепители для остальных электроприемников участка.
Данные расчетов заносим в таблицу 5.1
Таблица 5.1
№ лин.
Рном, кВт
Тип двигателя
соsφ
η, %
Iп
Iн
Iдл
Iн.э.
Тип теплового расцепителя
Тип магнитного пускателя
1-5
20
7
1,5
4А180М6У3
4А132М6У3
4А90L6У3
0,87
0,81
0,74
88
85,5
75
6
7
5,5
39,7
15,4
4,1
64
РТЛ206104
ПМЛ410004
6-9
17
4А160М2У3
0,92
88,5
7,5
31,7
35,5
РТЛ205504
ПМЛ310004
10-13
12
4А132М2У3
0,9
88
7,5
23
27,5
РТЛ205304
ПМЛ210004
14-16
14
3,5
6,8
4А160S2У3
4А90L2У3
4А100L2У3
0,91
0,88
0,91
88
84,5
87,5
7,5
6,5
7,5
26,6
7,2
13
55,5
РТЛ205904
ПМЛ410004
17-20
14
4А160S2У3
0,91
88
7,5
26,6
27,5
РТЛ205304
ПМЛ210004
21-25
18
6
9
4А160М2У3
4А160М6У3
4А132М6У3
0,92
0,87
0,81
88,5
87,5
85,5
7,5
6
7
31,7
12
20
64
РТЛ206104
ПМЛ410004
Выберем автоматы для линий 17-25 в распределительном пункте по условиям:
Iном.а. ≥ Iдл; Iном расц.≥ Iдл
Рассмотрим расчет на примере линии №17
Рном= 14 кВт; Iном= 26,6 А
Iдл= Iном= 26,6 А
Iном.а. ≥ 26,6 А    продолжение
--PAGE_BREAK--
Автоматический выключательвыбираем по таблице 3.7 [лит.2 стр.146], расчетам соответствует автоматический выключатель А3710Б 160/40
Аналогично выбираем для остальных линий:
1-16 автоматический выключатель А3720Б 250/250
17-20 автоматические выключатели А3710Б 160/40
21-25 автоматические выключатели А3710Б 160/80
6. Расчет силовой сети
Выбор сечения кабелей и шинопроводов производим по одному из двух условий:
1. Iдоп≥ Iр/Кп,
где Iр расчетный ток группы электроприемников, Кп – поправочный коэффициент (для t = 25°C Кп = 1)
2. Iдоп≥ />,
Кз – коэффициент защитной аппаратуры, то есть отношение длительно допустимого тока к току срабатывания защитной аппаратуры;
Iз ток расцепителя защитного аппарата.
Рассмотрим расчет на примере линии №17
Рном= 14 кВт; Iном= 26,6 А; Iз= 40 А
Условие 1
Iдоп≥ Iр/Кп, = 26,6/1 = 26,6 А
Условие 2
Iдоп≥ />
По таблице П2.1 [лит. 2 стр 510] выбираем кабель с алюминиевыми жилами и бумажной пропитанной изоляцией АСБГ4(1×10) и Iдоп = 45А
Аналогично выбираем кабели (шинопроводы) для линий:
№№ 1-16 шинопровод ШРА4 (35×5)
№№ 17-20 кабель с алюминиевыми жилами и бумажной пропитанной изоляцией АСБГ4(1×10)
№№ 21-25 кабель с алюминиевыми жилами и бумажной пропитанной изоляцией АСБГ4(1×35)
Для линии питающей РП кабель с алюминиевыми жилами и бумажной пропитанной изоляцией ААБ(1×120)
7. Выбор комплектной трансформаторной подстанции
Трансформаторной подстанцией называется электроустановка служащая для приема, преобразования, распределения электрической энергии, и состоящая из силовых трансформаторов или преобразователей, а также распределительных устройств напряжением до 1000 В и выше 1000 В. Они являются основными звеньями системы электроснабжения и в зависимости от положения в энергосистеме, их назначения, величине первичного и вторичного напряжений подстанции подразделяют на районные и подстанции предприятий. Районными называются подстанции, которые питаются от районных (основных) сетей энергосистемы. Они предназначены для электроснабжения больших районов, в которых находятся промышленные, городские, сельскохозяйственные и другие потребители. Районные трансформаторные подстанции подразделяются на узловые распределительные подстанции (УРП) и распределительные подстанции (пункты РП 6 – 10 кВ).
Узловые распределительные подстанции получают энергию от энергосистемы и распределяют ее без преобразования по территории предприятий.
Распределительные подстанции предназначены для приема и распределения электрической энергии на одном и том же напряжении без преобразования.
Трансформаторные подстанции предприятий подразделяются на заводские и цеховые подстанции. Заводские делятся на главные понизительные подстанции (ГПП) с открытым распределительным устройством (ОРУ), предназначенные для приема электрической энергии от энергосистем 35 – 110 – 220 кВ и преобразования ее в напряжение заводской сети 6 – 10 кВ, для питания цеховых и межцеховых подстанций, а также бывают отдельно стоящие подстанции с закрытым распределительным устройством (ЗРУ).
Выбор числа трансформаторов, типа и схемы питания подстанций обусловлен величиной и характером электрических нагрузок, размещением нагрузок на генеральном плане предприятия, а так же производственными и эксплуатационными требованиями.
Трансформаторные подстанции должны размещаться вне цеха только при невозможности внутри него или при расположении части нагрузок вне цеха. Выбранная подстанция должна занимать минимум полезной площади цеха, удовлетворять требованиям электрической и пожарной безопасности и не должна создавать помех производственному процессу.
Выбор количества трансформаторов на ТП зависит от категории степени бесперебойности электроснабжения.
Однотрансформаторные цеховые подстанции применяют для потребителей 2-й и 3-й категории, при питании нагрузок, допускающих перерыв электроснабжения на время доставки «складского» резерва, или при резервировании, осуществляемом по перемычкам на вторичном напряжении.
Двухтрансформаторные цеховые подстанции применяют при преобладании 1-й категории, а также при наличии неравномерного годового суточного или годового графика нагрузки.
Мощность трансформатора выбирается по следующему условию:
/>
где Кз – коэффициент загрузки;
Sр – расчетная мощность трансформатора, кВ·А;
Sст – стандартное, табличное, значение мощности, кВ·А;
N – количество трансформаторов.
Коэффициент загрузки принимает стандартные значения в зависимости от категории по бесперебойности электроснабжения цеха, для которого проектируется КТП (для 1-ой категории 0,65 – 0,7; для 2-ой 0,7 – 0,8; для 3-ей 0,9 – 1). Так как механосборочный участок относят к потребителям 2-й категории считаем, что количество трансформаторов N=1, а коэффициент загрузки Кз=0,75.
Sp= Sр1+Sр2 = 113,98 + 80,6 = 194,58 кВ·А
/>
Выбираем трансформаторную подстанцию ТМ-400/10 [таблица П1.1 стр. 508 лит. 2]
8. Выбор электрооборудования напряжением выше 1000 В
Любая электрическая цепь должна иметь выключатель и защитный аппарат. При напряжении выше 1000 В в выключателях, при отключении, в воздушном промежутке между расходящимися контактами горит дуга. Электрическая дуга имеет температуру в несколько тысяч градусов, и если ее не погасить, то в считанные секунду расплавятся контакты и повредят близко расположенные приборы и аппараты. По этим причинам силовые выключатели в установках напряжением выше 1000 В снабжены специальными, иногда очень сложными, дугогасительными системами.
Выключатели, в которых дугогасительной средой служит трансформаторное масло, называются масляными. Масляные выключатели получили широкое распространение в закрытых и комплектных распределительных устройствах. Токоведущие части изолируются друг от друга фарфором, стеклопластиком или иными изоляционными материалами.
В качестве отключающих аппаратов при напряжении до 10 кВ широко применяют выключатели нагрузки, в которых для гашения дуги используется не масло, а органическое стекло. Выключатели нагрузки – это коммутационные аппараты, предназначенные для отключения и включения токов нагрузки в нормальном режиме. Для защиты от токов КЗ на общей раме с выключателем последовательно устанавливают предохранитель.
В сетях предприятий ударный ток короткого замыкания обычно превышает эти значения, однако в сочетании с предохранителем типа ПК выключатель нагрузки может использоваться в сетях
Выключатель нагрузки выпускается в комплекте с предохранителем и выбирается по нескольким расчетным величинам. Условие выбора оформляется в виде таблицы:
Таблица 8.1
Расчетные величины
Каталожные величины
Условия выбора
Up=10 кВ
Uн=10 кВ
Uн ≥ Up
Ip=25 А
Iн=30 А
Iн ≥ Ip
I'к=5,29 кА
Iоткл=20 кА
Iоткл ≥ I'к
S''к=50,76 МВА
Sоткл=200 МВА
Sоткл ≥ S'к
iу=10,24 кА
iуmax=14 кА
iуmax ≥ iу
Выбор стандартных (каталожных) величин ведем по справочной литературе [лит., стр., табл. ], в данном случае выбираем выключатель нагрузки ВНП-17 в комплекте с предохранителем ПК – 10/100.
Этот выключатель в комплекте с предохранителем ставится на КТП с высокой стороны.
Литература
1. А.Г.Ус, Т.В. Елкина «Электроснабжение промышленных предприятий и гражданских зданий» (Лабораторный практикум) Минск 2005г.
2. Л.Л. Коновалова, Л.Д.Рожкова «Электроснабжение промышленных предприятий и установок Москва 1989г.
3. Н.А.Гурин, Г.И.Янукович «Электрооборудование промышленных предприятий и установок» Дипломное проектирование. Минск 1990г.