Оглавление
Введение
1. Характеристика предприятия и источников питания
2. Расчёт электрических нагрузок
2.1 Расчёт силовых нагрузок
2.2 Расчёт осветительной нагрузки
2.3 Определение расчётной нагрузки завода
3. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов и мест ихустановки
3.1 Выбор мощности трансформаторов
3.2 Оптимизация выбора мощности цеховых трансформаторов сучётом КУ
4. Выбор схемы электроснабжения завода и трансформаторовГПП
4.1 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП
4.2 Выбор схемы электрических соединений ГПП
4.3 Технико-экономическое обоснование выбора напряженияпитания
4.4 Выбор местоположения ГПП
5. Выбор и расчёт схемы распределительных и питающих сетейзавода
5.1. Выбор схемы распределительных сетей
5.2. Расчёт распределительных сетей завода
6. Выбор основного оборудования ГПП
6.1. Выбор аппаратуры на напряжение 110 кВ
6.2. Выбор аппаратуры на 10 кВ
7. Электроснабжение цеха
7.1. Расчёт силовой нагрузки по цеху
7.2. Расчёт электрического освещения цеха
8. Безопасность и экологичность
8.1 Разработка технических мерэлектробезопасности при электроснабжении завода механоконструкций
8.1. Применение малых напряжений
8.2. Электрическое разделение сетей
8.3. Защита от опасности при переходе напряжения с высшейстороны на низшую
8.4. Контроль и профилактика повреждений изоляции
8.5. Компенсация емкостной составляющей тока замыкания наземлю
8.6. Защита от прикосновения ктоковедущим частям
8.7. Защитное заземление
8.8. Зануление
8.9. Защитное отключение
9. Защита сетей и установок напряжениемдо 1000 В.
9.1. Расчёт токов многофазных коротких замыканий
9.2. Расчет токов однофазных кз.
9.3. Защита сетей и ЭП
Заключение
Список литературы
Приложения
Аннотация
Расчёт электроснабжения заводамеханоконструкций. Расчётно-пояснительная записка к дипломному проекту.
В дипломном проекте рассмотренодин из вариантов электроснабжения завода механоконструкций. Произведён расчётэлектрических нагрузок, выбраны трансформаторы ГПП и ЦТП, рассчитаныраспределительные сети, сделан выбор основного оборудования ГПП. Рассмотренвопрос электроснабжения отдельно взятого цеха.
Рассмотрены технические мерыэлектрической безопасности при электроснабжении завода механоконструкций.
Введение
Темой данной работы являетсяпроектирование системы электроснабжения завода механоконструкций.
Электроустановки современныхпромышленных предприятий представляют собой сложные системы, предъявляющиеповышенные требования к надежности электроснабжения, что в свою очередьпотребовало автоматизации работы отдельных элементов сетей. В этих условияхпринципиально важно, чтобы в проектах электроснабжения и электрооборудованияцехов принимались решения, отвечающие требованиям электробезопасности,наименьших затрат на их сооружение и удобства эксплуатации и надежности работы.От категории потребителей электроэнергии и особенностей технологическогопроцесса зависит надёжность системы электроснабжения, неправильная оценка особенностейтехнологического процесса может привести как к снижению надежности системыэлектроснабжения так и к неоправданным затратам на излишнее резервирование. Проектсодержит: расчет электрических нагрузок на всех уровнях напряжений, выбор ирасчет питающих и распределительных подстанций с выбором мощноститрансформаторов и определение их местоположения, а также решения поэлектрическому освещению, выбору электрооборудования, аппаратов защиты ивопросы электробезопасности. Проектные решения соответствуют требованиямосновных нормативных документов ПУЭ и СНиП и учитывают категорию надежностиэлектроприемников и условиям окружающей среды.
1. Характеристика предприятия и источников питания
Предприятие расположено впромышленно развитом районе. Завод механоконструкций получает питание отрайонной электростанции, предназначенной для комплексного получения тепловой иэлектрической энергии. На предприятии использованы потребители электроэнергиипреимущественно 1 и 2 категории, значит, предприятие можно отнести ко 2категории по бесперебойности электроснабжения — примем к установкедвухтрансформаторные цеховые подстанции.
Завод механоконструкций — предприятие, обеспечивающее выпуск деталей для техники и продукции широкогопотребления. По своей структуре завод имеет основные, заготовительные ивспомогательные цехи. К вспомогательным цехам относятся компрессорный цех,очистные сооружения, цех изделий широкого потребления и топливохранилище.
К заготовительным цехамотносятся инструментально-механические, механический, литейный, электроаппаратный,плазовошаблонный и ремонтно-механический цехи. К основным цехам относятсяагрегатный и сборочный цехи.
Электроснабжение цеховосуществляется от встроенных понижающих подстанций. Схема электроснабжениязавода позволяет продолжать питание электроприёмников энергией даже в аварийнойситуации. Технологический процесс производства не является беспрерывным икратковременное отсутствие электроэнергии не приносит большого ущерба.
Первоначальные сведения по цехам(нагрузка, категорийность ЭСПП, характеристика сред) приведены в таблице 1.1
Таблица 1.1
Характеристика цехов.№ по плану Наименование цехов Нагрузка
Категор.
ЭСПП
Х-ка среды
по СНиП
Х-ка среды
по ПУЭ Сил., кВт Осв., кВт
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
14
15
16
18
Инстр. — мех. цех
Сварочные цехи
Механич. Цехи
Литейный цех
Компресс. Отделение
Эл. — аппарат. Цех
Рем. — Мех. цехи
Заготовительные цехи
Агрегатные цехи
Сборочный цех
Очистные сооружения
Цех изд. шир. потреб.
Цех гальванопокрытий
Котельная
Топливохранилище
Заводоуправление
2195
9252
7210
460.8
2215
210
770
4012
3150
9985
750
340
2810
770
80
60
247.48
939.19
476.28
5.14
58.97
80.196
70.254
444.08
499.89
1402.99
7.34
57.48
224.55
18.627
4.26
11.07
II
II
II
I, II
I
I, II
II
II
II
III
I
III
I
I
II
III
Норм.
Норм.
Норм.
Норм.
Норм.
Норм.
Норм.
Норм.
Норм.
Норм.
Хим. — акт.
Норм.
Хим. — акт.
Норм.
Взрывооп.
Норм.
П-11а
В-1а
В-1
В-1а
2. Расчёт электрических нагрузок
2.1 Расчёт силовых нагрузок
Определение электрическихнагрузок предприятия производим методом коэффициента спроса, т.к нет точныхданных об электроприёмниках. Величина расчётной активной нагрузки цехаопределяется произведением коэффициента спроса на величину суммарнойустановленной мощности электроприёмников:
Рр=Кс·Рн,(2.1).
где Рр — расчётнаяили потребляемая мощность, кВт;
Кс — коэффициентспроса (для характерных групп электроприёмников приводится в [1]);
Рн — установленнаямощность цеха, кВт.
Расчётная реактивная мощностьцеха определяется:
Qр=Рр·tg (φ), (2.2).
где Qр — расчётная реактивная мощность, квар;
tg (φ) — тангенс угла φ,соответствующий коэффициенту мощности соs (φ),
который задаётся для характерныхгрупп электроприёмников согласно Л1.
Расчёт сведён в таблицу (2.1 1).
Таблица 2.1.1
Результаты определения расчётныхнагрузок.
Nпо
Плану
Наименование
Цеха
Наименование
нагрузки
Рном,
КВт. Кс
Соs (φ) /
tg (φ) Рр, кВт. Qр, кВАр. 1 2 3 4 5 6 7 8 1
Инструм.
цех
Станки
Термич.
Транспортёры
Вентиляторы
Насосы
1500
234
81
165
217
2197
0.1
0.6
0.1
0.5
0.7
0.5/1.73
0.95/1.33
0.5/1.73
0.8/0.75
0.8/0.75
150
140
8
83
152
533
260
46
14
62
114
496 2
Сбороч.
Цеха
Станки
Термич.
Насосы
Сварка
Транспортёры
100
332
1100
6800
920
9252
0.2
0.9
0.75
0.5
0.3
0.5/1.73
0.95/0.33
0.8/0.75
0.5/1.73
0.5/1.73
20
298
825
3400
276
4819.8
34.6
98.604
618.75
5882
477.48
7111.43 3
Механич.
Цеха
Станки
Термич.
Вентиляторы
Насосы
3265
3390
410
145
7210
0.2
0.9
0.75
0.3
0.5/1.73
0.95/0.33
0.8/0.75
0.5/1.73
653
3051
307.5
43.5
4055
1129.7
1006.83
230.63
75.26
2442.41 4
Литейное
отделение 460.8 0.35 0.55/1.52 161 244.72 5
Компресс.
Отделение
Станки
Насосы, вент.
10
65
75
0.2
0.75
0.5/1.73
0.8/0.75
2
48.75
50.75
3.46
36.56
40.02 6
Эл. — аппар.
цех
Станки
Насос., вент.
Проч.
50
110
50
210
0.2
0.75
0.3
0.5/1.73
0.8/0.75
0.5/1.73
10
82.5
15
107.5
17.3
61.88
25.95
105.13 7
Рем. — мех.
цеха
Станки
Термич.
Насос., Вент.
Сварка
Транспортёры
405
100
20
200
45
770
0.2
0.9
0.75
0.4
0.3
0.5/1.73
0.95/0.39
0.8/0.75
0.7/1.02
0.5/1.73
81
90
15
80
13.5
279.5
140.13
29.7
11.25
81.6
23.36
286.04 8
Заготовит.
Участок
Станки
Термич.
Насос., Вент.
Сварка
Транспор., проч.
2170
690
330
682
140
4012
0.2
0.9
0.75
0.5
0.3
0.5/1.73
0.95/0.33
0.8/0.75
0.5/1.73
0.5/1.73
434
621
247.5
341
42
1685.5
750.82
204.93
185.63
589.93
72.66
1803.97 9
Агрегатные
Цеха
Станки
Термич.
Насос., вент.
Сварка
Трансп., проч.
2155
150
480
195
170
3150
0.2
0.9
0.75
0.4
0.3
0.5/1.73
0.95/0.33
0.8/0.75
0.7/1.02
0.5/1.73
431
135
360
78
51
1055
745.63
44.55
270
79.56
88.23
1227.97 10
Сборочный
Цех 9985 0.7 0.8/0.75 6989.5 5242.13 11
Очистные
Сооружения
Насос., вент.
Трансп., проч.
450
300
750
0.75
0.3
0.8/0.75
0.5/1.73
337.5
90
427.5
253.13
155.7
408.83 12
Ц. изделий
Шир. потр. 340 0.2 0.5/1.73 68 117.64 14
Цех
Гальванопокр.
Станки
Термич.
Насос., вент
Сварка
Трансп., проч.
150
950
1060
100
550
2810
0.2
0.9
0.75
0.5
0.3
0.5/1.73
0.5/1.73
0.95/0.33
0.8/0.75
0.5/1.73
30
855
795
50
165
1895
51.9
282.15
596.25
86.5
285.45
1302.25 15 Котельная
Станки
Насос., вент.
10
760
770
0.2
0.75
0.5/1.73
0.8/0.75
2
570
572
3.46
427.5
430.96 16
Топливохра-
нилище Насос., вент. 80 0.75 0.8/0.75 60 45 18 Заводоуправл. 60 0.75 0.8/0.75 45 33.75 Итого на шинах 0.4 кВ. 22804.05 21338.24 Потребители на высоком напряжении (10 кВ) 5
Компресс.
Отделение Двигатели 2520 0.75 0.9/0.48 1890 623.7 Итого на шинах 10 кВ. 1890 623.7
2.2 Расчёт осветительной нагрузки
При определении расчётнойнагрузки кроме силовой учитывается осветительная нагрузка цехов и отдельных помещений.На начальных этапах проектирования для определения осветительной нагрузкииспользуют метод удельной мощности. Мощность ламп определяется по следующейформуле:
Р=w·S, (2.3).
где S-площадьцеха, м2;
w-удельнаямощность освещения.
Она зависит от типа светильника,освещённости, коэффициента запаса, коэффициента отражения поверхностейпомещения, значения расчётной высоты, площади помещения.
Таблица 2.2.1
Данные для расчёта осветительнойнагрузки.
№ по
Плану Наим. Цеха
S, м2 H, м
Тип
Свет-ка E, лк
W,
Вт/м2
Рн,
кВт
ρ ПОТ
ρ СТ
ρ РАБ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
14
15
16
18
Инстр. ц.
Сбор. ц.
Мех. ц.
Лит. ц.
Компр. отд.
Эл. — ап. ц.
Рем. — мех. ц.
Загот. ц.
Агрег. ц.
Сбор. ц.
Оч. Сооруж
Ширпотр.
Ц. гальван.
Котельная
Топл. — хран.
Заводоупр.
6048
21248.6
10584
504
2620.8
1814.4
3548.16
9979.2
11309.8
31741.9
2822.4
2903.04
5080.32
1411.2
322.56
752.76
12.5
12.5
7.5
7.5
7.5
12.5
7.5
12.5
12.5
12.5
7.5
7.5
12.5
7.5
7.5
7.5
РСПО
УПД
УПД
ЛСП 24 2х40
УПД
УПД
ЛСП03ВЕx2x80
УПД
УПД
УПД
Гс-500
ЛСП03ВЕx2x80
УПД
ЛСП03ВЕx2x80
ЛСП03ВЕx2x80
УСП 2x40
300
300
300
200
150
300
300
300
300
300
20
300
300
200
75
300
44.1
45
10.2
22.5
44.2
19.8
44.2
44.2
44.2
2.6
19.8
44.2
13.2
13.2
14.7
247
939.2
476.3
5.14
58.97
80.2
70.25
441.1
499.9
1403
7.34
57.48
224.6
18.63
4.26
11.07
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
70
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
50
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
Расчётная нагрузка освещенияопределяется по установленной мощности и коэффициенту спроса из выражения:
Рр=к1·кс·Рн,(2.4).
где кс-коэффициентспроса, [1] ;
к1-коэффициент,учитывающий потери мощности в ПРА и принимается 1.12 для ламп ДРЛ и 1.2 длялюминесцентных ламп.
Таблица 2.2.2
Результаты определения расчётныхосветительных нагрузок.
Nпо
Плану Наименов. Цеха
К1
Кс
Рн осв,
кВт
Рр осв,
кВт
Qр осв,
кВт
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
14
15
16
18
Инстр.Ц.
Сбор. ц.
Мех. ц.
Лит. ц.
Компр. отд.
Эл. — ап. ц.
Рем. — мех. ц.
Загот. ц.
Агрег. ц.
Сбор. ц.
Оч. Сооруж
Ширпотр.
Ц. гальван.
Котельная
Топл. — хран.
Заводоупр.
Осв. Терр.
ИТОГО
1.12
1.12
1.12
1.2
1.12
1.12
1.2
1.12
1.12
1.12
1.2
1.12
1.2
1.2
1.2
0.9
0.95
0.95
0.95
0.95
0.95
0.95
0.95
0.95
0.95
0.95
0.95
0.95
0.95
0.6
0.9
247
939.2
476.3
5.14
58.97
80.2
70.25
441.1
499.9
1403
7.34
57.48
224.6
18.63
4.26
11.07
222
999.3
506.78
5.86
62.74
85.33
80.1
469.31
531.88
1491.73
6.97
65.53
238.9
21.23
3.1
11.96
1702.5
6505.2
73
1332.36
675.67
2.82
83.65
113.77
38.44
625.73
709.16
1988.92
31.48
318.55
10.19
1.47
5.74
2269.99
8280.93 2.3 Определение расчётной нагрузки завода
Полная расчётная мощность заводаопределяется по расчётным активным и реактивным нагрузкам цехов на низком ивысоком напряжениях с учётом расчётной нагрузки освещения территории завода,потерь мощности в трансформаторах цеховых ТП и ГПП, с учётом компенсацииреактивной мощности. В расчёте мощности компенсирующих устройств будем считатькомпенсирующие устройства на 0.4 кВ для потребителей напряжением 0.4 кВ и КУ навысоком напряжении для ЭП на напряжении 10 кВ.
Необходимая мощность КУопределяется из соотношения:
QКУ=РР·tg (φн) (2.5).
где tg (φн) =0.15
Нагрузка на напряжении 0.4 кВ:
Силовая РР=22338.05кВт;
QР=21338.24квар;
Осветительная РР=6505.2кВт;
QР=8280.93квар.
Суммарная мощностькомпенсирующих устройств на напряжении 0.4 кВ следующая:
QКУНН= (РР+РР ОСВ) ·tg (φн) =28843.25·0.15=4326.49 квар.
Нагрузка на напряжении 10 кВ:
Силовая РР=1890 кВт;
QР=623.7квар.
Напряжением 10 кВ питаютсяасинхронные двигатели, следовательно нужно ставить КУ. Суммарная мощность компенсирующихустройств на высоком напряжении следующая:
QКУВН=1800·0.33=594 квар.
Так как трансформаторы цеховыхподстанций и ГПП не выбраны, то потери в них определяют приближённо изсоотношений:
ΔРТ=0.02·SР, (2.6).
ΔQТ=0.1·SР, (2.7).
Для нагрузки на напряжении 0.4кВ:
Sр=41342.81кВА.
Численно потери в цеховыхтрансформаторах будут равны:
ΔРТ=0.02·41342.81=826.86кВт,
ΔQТ=0.1·41342.81=4134.28квар.
Нагрузка на напряжении 10 кВравна:
РР=22338.05+6505.2+1890+826.86=31560.11кВт.
QР=21338.24+8280.93+623.7+4134.28=34377.15квар.
SР=46667.22кВА.
Потери мощности втрансформаторах на ГПП равны:
ΔРТ=631.2 кВт,
ΔQТ=3437.72квар.
Т.о. расчётная мощность заводабудет:
РР=31560.11+631.2=32191.31кВт,
QР=34377.15+3437.72=37814.87квар,
SР=49661.3кВА.
3. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов имест их установки3.1 Выбор мощности трансформаторов
Так как на промышленномпредприятии в основном преобладают нагрузки первой и второй категорий, тосогласно ПУЭ к установке приняты двухтрансформаторные цеховые подстанции.
Расчётную мощностьтрансформаторов в соответствии с [3] определяю по среднесменной нагрузке цеха сучётом расчётных нагрузок освещения.
Среднесменную нагрузку нахожу последующим формулам:
РСМ=РН·КИ,(3.1).
QСМ=РСМ·tg (φ), (3.2).
где КИ-коэффициентиспользования для характерных групп электроприёмников.
Расчёт мощности ЦТП представленв таблице 3.3.1.1
Поскольку нагрузкакомпрессорного отделения и литейного цеха на напряжении до 1000 Внезначительна, то для них имеет смысл установить одну ТП.
Таблица 3.3.1.1
Расчёт мощности ЦТП.
№ ПО ПланУ
Рном,
КВт.
КИ
Соs (φ) /
tg (φ) Средние нагрузки
Расчётные НГ освещения
SСМ, кВА
РСМ, кВт
QСМ,
квар
РР ОСВ,
кВт
QР ОСВ,
Квар 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1
1500
234
81
165
217
0.15
0.75
0.5
0.6
0.7
0.5/1.73
0.95/1.33
0.5/1.73
0.8/0.75
0.8/0.75
225
175.5
40.5
99
151.9
389.25
233.42
70.07
74.25
113.93 222 73 2197 691.9 880.92 1321.1 2
100
332
1100
6800
920
0.15
0.75
0.7
0.25
0.5
0.5/1.73
0.95/0.33
0.8/0.75
0.5/1.73
0.5/1.73
15
249
770
1700
460
25.95
82.17
577.5
2941
795.8 999.3 1332.4 9252 3194 4422.4 7120.5 3
3265
3390
410
145
0.15
0.75
0.7
0.5
0.5/1.73
0.95/0.33
0.8/0.75
0.5/1.73
489.8
2542.5
287
72.5
847.4
839
215.3
125.4 506.8 675.7 7210 3391.8 2027.1 4743.9 4 460.8 0.6 0.55/1.52 276.5 420.2 5.9 2.8 460.8 276.5 420.2 508.6 5
10
65
0.15
0.7
0.5/1.73
0.8/0.75
1.5
45.5
2.6
34.1 62.7 83.7 75 47 36.7 162.9 6
50
110
50
0.15
0.7
0.3
0.5/1.73
0.8/0.75
0.5/1.73
7.5
77
15
13
57.8
25.95 85.3 113.8 210 99.5 96.75 280.1 7
405
100
20
200
45
0.15
0.75
0.7
0.25
0.5
0.5/1.73
0.95/0.39
0.8/0.75
0.7/1.02
0.5/1.73
60.75
75
14
50
22.5
105.1
29.3
10.5
51
38.9 80.1 38.4 770 222.3 234.8 407.5 8
2170
690
330
682
140
0.15
0.75
0.7
0.25
0.5
0.5/1.73
0.95/0.33
0.8/0.75
0.5/1.73
0.5/1.73
325.5
517.5
231
170.5
70
563.1
170.8
173.3
295
121.1 469.3 625.7 4012 1314.5 1323.3 2642.1 9
2155
150
480
195
170
0.15
0.75
0.7
0.25
0.5
0.5/1.73
0.95/0.33
0.8/0.75
0.7/1.02
0.5/1.73
323.3
112.5
336
48.8
85
559.3
37.13
252
49.8
147.5 531.9 709.2 3150 905.6 1045.7 2268.5 10 9985 0.08 0.8/0.75 798.8 599.1 1491.7 1988.9 9985 798.8 599.1 3456 11
450
300
0.7
0.5
0.8/0.75
0.5/1.73
315
150
236.3
259.5 6.9 750 465 495.8 684.5 12 340 0.1 0.5/1.73 34 58.8 65.5 31.5 34 58.8 134.4 14
150
950
1060
100
550
0.15
0.75
0.7
0.25
0.5
0.5/1.73
0.5/1.73
0.95/0.33
0.8/0.75
0.5/1.73
22.5
712.5
742
25
275
38.9
1232.6
244.9
18.8
475.8 238.9 318.6 2810 1777 2011 3080.7 15
10
760
0.15
0.7
0.5/1.73
0.8/0.75
1.5
532
2.6
399 21.2 10.2 770 533.5 401.6 690.8 16 80 0.7 0.8/0.75 56 42 3.1 1.5 80 56 42 73.4 18 60 0.8/0.75 48 36 12 6 60 48 36 73.2
Теперь, когда известны средниенагрузки цехов, в зависимости от плотности нагрузки, согласно [4], можнопроизвести выбор мощности трансформаторов и числа ТП в каждом из цехов.
Результаты выбора сведены втаблицу 3.3.1.2.
Таблица 3.3.1.2
Результаты выбора мощноститрансформаторов и числа ТП.
NЦЕХАПО
ПланУ
SСМ, кВА
SР, кВА
F, м2
σ
кВА/м2
SТНОМ,
кВА
Кол-во
КТП
Номер
КТП
НА ПланЕ 1 2 3 4 5 6 7 8 1 1321.1 728.08 6048 0.12 2x630 1 1 2 7120.5 8590.9 21248.6 0.75
1600
1600
1600
1600
1000 5
2
3
4
6
5 3 4743.9 4733.7 10584 0.45
1600
1600
1600 3
7
8
9
4
5
6
7
18
508.6
162.9
280.1
407.5
73.2
292.9
64.6
150.4
399.9
56.25
504
2620.8
1814.4
3548.2
752.76 0.1 2x1600 1 10 8 2642.1 2468.9 9979.2 0.25
1000
1000
630 3
13
12
11 9 2268.5 1618.9 11309.8 0.14
630
630
630
630 4
14
15
16
17 10 3456 8736.8 31741.9 0.25
1600
1000
1000 3
18
19
20
11
12
684.5
134.4
591.5
135.9 2822.4 0.25 2x1000 1 21 14 3080.7 2299.2 5080.3 0.45
2x1600
2x1600 2
22
23
15
16
690.8
73.4
716.2
75
1141.2
32256 0.45 1000 1 24
3.2 Оптимизация выбора мощности цеховых трансформаторовс учётом КУ
Поскольку для каждогопредприятия энергосистема устанавливает величину реактивной мощности, которуюона передаёт по своим сетям этому предприятию в часы максимума нагрузкиэнергосистемы и в часы минимума нагрузки энергосистемы, то недостающаяреактивная мощность должна быть скомпенсирована на месте. Проблема компенсацииреактивной мощности важна ещё потому, что это позволяет значительно уменьшитьпотери электроэнергии. Наибольший эффект снижения потерь электроэнергии в сетиимеет место при полной компенсации реактивных нагрузок. Задача сводится квыбору для каждого РП батарей конденсаторов, мощность которых по возможностиравна реактивной нагрузке этого пункта.
В зависимости от места установкиКУ на стороне 6-10 кВ или на напряжении до 1000 В затраты различны.
Случай установки БК со стороны6-10 кВ может привести к увеличению установленной мощности трансформаторов, нос другой стороны источники РМ, устанавливаемые там экономичнее БК на напряжениидо 1000 В.
Поэтому при определенииэкономически наивыгоднейшего варианта приходится рассчитывать приведённыезатраты. Определим активное сопротивление АД по каталожным данным [7]:
РН=630 кВт; UН=10 кВ; n=1500 об/мин;
ŋ=94.8%; cos(φ) =0.9; SН=0.8%;
МП/МН=1.3;IП/IН=6.5.
RАД=( (РН+ΔРМЕХ) ·мК) / (4· (1-SН) ·1002·6.52), (3.3).
Механические потери примем 1% отРН.
RАД=2.45Ом.
Параметры распределительныхсетей приведены в таблице 3.3.2.1 Расчёт этих сетей произведён в п.6.2.
Таблица 3.3.2.1
Параметры распределительныхсетей.
Наименование
Линии.
Длина
Каб., м.
Принятое
Сечение, мм2.
R0, Ом/км.
Х0, Ом/км.
Магистраль 1:
ГПП-КТП 6
КТП 6-КТП 1
763.8
648.3
115.5 3x35 0.89 0.095
Магистраль 2:
ГПП-КТП 13
КТП 13-КТП 12
КТП 12-КТП 11
272.3
110.1
80.1
82.1 3x50 0.62 0.09
Магистраль 3:
ГПП-КТП 14
КТП 14-КТП 5
564.7
455.9
108.8 3x16 1.94 0.113
Магистраль 4:
ГПП-КТП 17
КТП 17-КТП 16
КТП 16-КТП 15
592.2
485.5
55.3
51.4 3x16 1.94 0.113
Магистраль 5:
ГПП-КТП 18
КТП 18-КТП 19
КТП 19-КТП 20
1027.4
731.8
141.9
153.7 2x (3x95) 0.33 0.083
Магистраль 6:
ГПП-КТП 23
КТП 23-КТП 22
КТП 22-КТП 21
552.8
264.3
93.4
195.1 3x70 0.44 0.086
Магистраль 7:
ГПП-КТП 24
287.5
287.5 3x16 1.94 0.113
Магистраль 8:
ГПП-РП
РП — КТП 10
РП-КТП 9
КТП 9 — КТП 8
КТП 8-КТП 7
РП — АД
1070.8
702.1
6
220.6
69.9
66.2
6 2x (3x95) 0.33 0.083
Чтобы определить оптимальнуюмощность БК необходимо произвести последовательное эквивалентирование схемызамещения исходной распределительной сети начиная с конца токопровода, всоответствии с формулой:
RЭ=1/Σ(1/Ri), (3.4).
Т. к. каждый раз последовательноскладывается только два сопротивления, то удобнее пользоваться формулойсложения двух параллельно соединённых сопротивлений, вытекающей из (3.4):
RЭ12=R1·R2/(R1+R2),(3.5).
Когда эквивалентирование всейсети будет завершено, распределение Q по участкамтокопровода и ответвлениям рассчитывается по (3.6).
Qi=Q·RЭ/Ri,(3.6).
Где Q-суммарнаямощность, подлежащая распределению;
Ri-сопротивлениеI-й радиальной линии;
RЭ-эквивалентноесопротивление всех радиальных линий.
Расчётная схема замещенияприведена на рис.3.2.1
/>
Рис.3.2.1 Схема замещенияраспределительной сети.
В результате эквивалентированияполучено RЭ ГПП=0.025 Ом.
Таблица 3.3.2.2
Результаты расчета КУ. № КТП
QЭi, квар
QРi, квар.
QКУi, квар. Тип КУ, 0.4 кВ 1 2 3 4 5
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
732.2
998.5
945.2
901.6
432.5
1008.1
768.1
699.6
738.1
98.5
434.7
559.2
579.9
401.1
389.4
302.1
404.7
700.2
508.1
519.6
371.8
876.4
953.92
1300
1300
1300
554.8
1300
900.93
900.93
900.93
120.4
549
700
700
438.73
438.73
438.73
438.73
1188
700
700
495.8
1164.8
221.72
301.5
354.8
398.4
122.3
291.9
132.83
201.33
162.83
21.9
114.3
140.8
120.1
37.63
49.33
136.63
34.03
487.8
191.9
180.4
124
288.4
2xУКБН-100
2хУКБТ-150
2хУКБТ-150
2хУКБТ-200
УКБН-100
2хУКБТ-150
УКБН-100
УКБТ-200
УКБТ-150
--
УКБН-100
УКБТ-150
УКБН-100
--
--
УКБН-100
--
3хУКБТ-150
2xУКБН-100
2xУКБН-100
УКБН-100
2хУКБТ-150
23
24
912.1
283.8
1164.8
411.8
252.7
128
УКБН-100+
УКБТ-150
УКБН-100
4. Выбор схемы электроснабжения завода итрансформаторов ГПП
4.1 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП
Поскольку на рассматриваемомпредприятии преобладают потребители I и II категорий по бесперебойностиэлектроснабжения, поэтому, в соответствии с ПУЭ, для внешнего электроснабженияпредусматриваю две линии.
Питающие линии выполненывоздушными, т.к расстояние от завода до ИП значительно и составляет 25 км. Присооружении ГПП предусматриваются два трансформатора связи с энергосистемой.
Выбор мощности трансформаторовГПП произвожу по расчётной мощности завода с учётом загрузки их в нормальном иаварийном режимах с учётом допустимой перегрузки в последнем режиме. Мощностьтрансформаторов должна быть такой, чтобы при выходе из работы одного из нихвторой воспринимал бы на себя всю НГ подстанции с учётом аварийной перегрузки.
Мощность трансформатора находимпо формуле:
SТР=SР/1.4, (4.1).
Где 1.4-предельный коэффициентзагрузки трансформатора.
РР=32191.31 кВт.
QР=32191.31·0.33=10623.13квар.
SР=33898.84кВА.
SТР=24213.5кВА.
Принимаю к установке дватрансформатора ТДН-110/10 мощностью по 25 МВА [5].
Загрузка трансформаторов внормальном режиме:
КЗ=SР/2·SН. ТР. (4.2).
КЗ=0.678;
В послеаварийном режиме:
КЗ АВ=SР/SН ТР (4.3).
КЗ АВ=1.36.
Принимаем к установке 2xТДН-25, считая возможным в аварийном режиме отключениепотребителей третьей категории и частично потребителей второй категории.4.2 Выбор схемы электрических соединений ГПП
На ГПП трансформируется энергия,получаемая от ИП, с U=110 кВ на U=10кВ, на котором происходит распределение электроэнергии по подстанциям и питанияЭП на этом напряжении.
В соответствии с [5] на двухтрансформаторных подстанциях U=35-220 кВ применяю схему“Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий",поскольку блочные схемы позволяют наиболее рационально и экономично решитьсхему ЭСПП. На подстанциях 35-220 кВ блочные схемы применяются для питания какнепосредственно от районных сетей, так и от узловых подстанций промышленногопредприятия. Схема приведена на рис.4.1
Схема ГПП удовлетворяетследующим условиям:
Обеспечивает надёжностьэлектроснабжения потребителей и переток активной мощности по магистральнымсвязям в нормальном и послеаварийном режимах;
Учитывает перспективы развития;
Допускает возможность поэтапногорасширения;
Учитывает широкое использованиеэлементов автоматики и ПРА./> />
Рис.4.1 Схема «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой состороны линий».
4.3 Технико-экономическое обоснование выборанапряжения питания
Выбор рационального напряженияпитания имеет большое значение, т.к величина напряжения влияет на параметры ЛЭПи выбираемого оборудования подстанции и сетей, а следовательно на размеркапитальных вложений, расход цветного металла, на величину потерьэлектроэнергии и эксплуатационных расходов.
Для питания крупных и особокрупных промышленных предприятий рекомендуется использовать напряжения 110, 220кВ. Напряжение 35 кВ в основном рекомендуется использовать на среднихпредприятиях при отсутствии значительного числа электродвигателей на напряжениебольше 1000 В, а также для частичного распределения энергии на крупномпредприятии, где основное напряжение питания 110-220 кВ.
Для внутреннего распределения энергиив настоящее время, как правило, используют напряжение 10 кВ.
Выбор напряжения питанияосновывается на технико-экономическом сравнении вариантов.
Рассмотрим два варианта свыявлением капитальных затрат, ежегодных эксплуатационных расходов, расходов цветногометалла, приведённых затрат. [6].
Для определения технико-экономическихпоказателей намечаем схему внешнего электроснабжения данного варианта. Аппаратураи оборудование намечаем ориентировочно, исходя из подсчитанной электрическойнагрузки промышленного предприятия. Затем определяется стоимость оборудования идругие расходы.
Намечаем два варианта внешнегоэлектроснабжения — 35 и 110 кВ.
В соответствии с намеченнымвариантом при заданном напряжении определяем суммарные затраты иэксплуатационные расходы.
Капитальные затратыустановленного оборудования линии:
ОРУ 110 кВ с двумя системами шинна ЖБ конструкциях.
К0=2·14.95=29.9 т. руб.[3].
Линия принимается двухцепной,воздушной с алюминиевыми проводами и ЖБ опорами. Экономическое сечениеопределяю по экономической плотности тока:
IР=SР/√3·U·2, (4.4).
IР=85.19А.
FЭК=IР/jЭК, (4.5).
FЭК=77.45мм2.
ТMAX
Для сталеалюминиевых проводовминимальным сечением по механической прочности является сечение 25 мм2,но по условию коронирования при напряжении 110 кВ следует принять сечение 70 мм2.
Принимаем сечение F=95 мм2, АС-95, r0=0.314Ом/км, x=42.9 Ом/км.
Стоимость 1 км двухцепной линииуказанного сечения на ЖБ опорах 12.535 т. руб. [3]. Тогда при двух линиях и L=25 км соответственно:
КЛ=2·25·12.535=626.75т. руб.
В соответствии с нагрузкойзавода устанавливается два трансформатора
ТДН-110/10 с мощностью 25 МВА. Паспортныеданные трансформатора следующие:
UК=10.5%;ΔРХХ=29 кВт; ΔРКЗ=120 кВт; КТ=58.3 т.руб. [7].
КТ=2·58.3=116.6 т. руб.
К∑=29.9+626.75+116.6=773.25т. руб.
Эксплуатационные расходы.
Потери в линиях
ΔРЛ= ( (SР/2) 2/U2Н)/R·L, (4.6).
ΔРЛ=1191.44 кВт.
Потери в двух линиях:
2·ΔРЛ=2382.88кВт.
Потери в трансформаторе:
Приведённые потери активноймощности при КЗ:
ΔР1 КЗ=ΔРКЗ+КЭК·QКЗ, (4.7).
Где КЭК=0.06 кВт/квар.
ΔР1 КЗ=120+0.06·0.105·25000=277.5кВт.
Приведённые потери активноймощности при ХХ:
ΔР1 ХХ= ΔРХХ+КЭК·QХХ, (4.8).
ΔР1 ХХ=29=0.06·0.0075·25000=40.25кВт.
Полные потери в трансформаторах:
ΔРТ=2· (40.25+277.5·0.6782)=350.89 кВт.
Полные потери в линии итрансформаторах:
ΔРΣ=ΔРЛ+ΔРТ,(4.9), ΔРΣ=2382.88+350.89=2733.77 кВт.
Стоимость потерь:
СП=С0·ΔРΣ·ТMAX, (4.10).
Где С0=0.8 (коп/кВт·ч)- стоимость 1 кВт·ч электроэнергии.
СП=0.8·2733.77·5000=10.94т. руб.
Средняя стоимостьамортизационных отчислений.
Амортизационные отчисления полиниям принимаются 6% от стоимости линий, по подстанциям-10%. [7].
СА Л=37.605 т. руб.
СА ПС=14.65 т. руб.
СΣ Л, ПС=52.255т. руб.
Суммарные годовыеэксплуатационные расходы.
СΣ=СП+СΣ Л, ПС=10.94+52.255=63.195 т. руб.
Суммарные затраты:
З=СΣ+0.125·КΣ=63.195+0.125·773.25=159.85т. руб.,
Где 0.125-нормативныйкоэффициент эффективности капиталовложений ед/год.
Потери электроэнергии:
ΔW=ΔРΣ·ТГОД, (4.11).
ΔW=2733.77·5000=13668.85МВт·ч.
Расход цветного металла:
G=2·L·g, (4.12).
Где g=261кг/км, [7], — вес 1 км провода.
G=2·25·261=13.05т.
Расчёт варианта на 35 кВ ведётсяаналогично. Расчётные данные сведены в таблицу 4.3.1
Таблица 4.3.1.1
Затраты по вариантам. Вариант кВ. К, т. руб. С, т. руб. З, т. руб. G, т.
ΔW,
т. кВт*ч. 110 773.25 63.195 159.85 13.05 13668.85 35 997.72 77.02 201.735 41.5 15427.67
Так как ΔW110
4.4 Выбор местоположения ГПП
Для определения условного центранагрузок считается, что нагрузки распределены равномерно по площади цехов ицентры нагрузок совпадают с центром тяжести фигур, изображающих цеха. Координатыцентра электрических нагрузок вычисляются по формулам:
X0ГПП= (ΣРРi·Xi) / (ΣРРi), (4.13).
Y0ГПП= (ΣРРi·Yi) / (ΣРРi), (4.14).
Где Xi,Yi-координаты центров нагрузок отдельныхцехов, м.
Таблица 4.3.1.2
Результаты расчёта координатцентров нагрузок отдельных цехов.
NПО
ПланУ
Наименование
цехов
РРi,
КВт.
Хi,
м
Yi,
м
1
2
Инструм. Цех
Сборочн. цеха
755
5819.1
197.8
153.6
803.3
693
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
14
15
16
18
Мех. Цеха
Литейный цех
Компрессорное отд.
Эл. — апп. Цех
Рем. — мех. Цех
Загот. Цех
Агрег. Цех
Сбор. Цех
Очистные сооруж.
Цех ширпотреба
Цех гальванопокр.
Котельная
Топливохранилище
Заводоуправление
4561.8
166.9
1718.5
192.8
359.6
2154.8
1586.9
8481.2
434.5
133.5
2133.9
593.2
63.1
56.9
115.2
92.2
80.6
224.6
220.8
144
276.5
399.4
403.2
453.1
437.8
455.1
487.7
15.4
561.8
472.5
393.8
567
425.3
267.8
472.5
756
493.5
525
225.8
47.3
78.8
567
Х0 ГПП=255.5 м, Y0 ГПП=573.1 м.
Из-за невозможности установкиГПП в месте с найденными координатами, устанавливаем ГПП на свободном месте,ближе к ИП (Y0 ГПП=50 м).
5. Выбор и расчёт схемы распределительных и питающихсетей завода5.1. Выбор схемы распределительных сетей
В соответствии с рекомендациямипо проектированию электроснабжения промышленного предприятия дляраспределительных сетей принимаю напряжение 10 кВ. На выбор этого напряженияраспределительных сетей также повлияло наличие на предприятии компрессорногоотделения, привод компрессоров в котором осуществляется асинхроннымидвигателями с непосредственным присоединением к сети 10 кВ.
Для внутризаводскогоэлектроснабжения применяется смешанная схема питания цеховых подстанций.
5.2. Расчёт распределительных сетей завода
Расчёт распределительных сетейвыполняется с целью определения сечений жил кабелей при известных токахнагрузки в нормальном и аварийном режимах.
Сечение каждой линии принятовыбирать в соответствии со следующими условиями:
По номинальному напряжению:
UНКАБ>=UН СЕТИ, (5.1).
По нагреву расчётным током:
IДЛ.ДОП. >IРАБ.1,(5.2).
где IРАБ.1=IРАБ/КП, (5.3).
КП-корректирующийкоэффициент,
КП=К1·К2,(5.4).
К1 — поправочныйкоэффициент на температуру окружающей среды [5, т.7.32]; К2 — поправочныйкоэффициент на число кабелей проложенных рядом (К2=1, если кабельодин). В случае если кабели взаимно резервируют друг друга, то:
IДЛ.ДОП. >2·IРАБ.1,(5.5).
По экономической плотности тока,исходя из расчётного тока и продолжительности использования максимума нагрузок:
SЭК=IР/jЭК, (5.6).
По термической устойчивостикабеля. Производится путём определения наименьшего термически устойчивогосечения:
/> (5.7).
где IПО-установившийсяток трёхфазного КЗ; C=98-для кабелей с алюминиевымижилами; tОТК-время срабатывания защиты; ТА-постояннаявремени цепи КЗ. При определении сечения магистрали сначала рассчитываетсяголовной участок, затем кабели между трансформаторными подстанциями. Понаибольшему сечению принимается сечение магистрали.
Расчёты по определению сеченийкабелей сведены в таблицу 5.5.2.1
Принимается марка кабеля ААБл,способ прокладки-в траншее.
Таблица 5.5.2.1
Результаты расчётараспределительных сетей завода.
Наименование
Линии.
Нагрузка
Принятое
Сечение,
мм2.
IДОП,
А.
SР,
кВА.
IР,
А.
IАВ,
А.
Магистраль 1:
ГПП-КТП 7
КТП 7-КТП 1
КТП 1-КТП 2
2256.2
728.08
364.04
75.21
24.27
12.13
150.42
48.54
24.26 3x35 150
Магистраль 2:
ГПП-КТП 14
КТП 14-КТП 13
КТП 13-КТП 12
2468.9
1490.9
611
82.3
49.7
20.4
164.6
99.4
40.8 3x50 180
Магистраль 3:
ГПП-КТП 15
КТП 15-КТП 6
1386
981
46.2
32.7
92.4
65.4 3x16 95
Магистраль 4:
ГПП-КТП 18
КТП 18-КТП 17
КТП 17-КТП 16
1213.9
803.9
395.3
40.5
26.8
13.2
81
53.6
26.4 3x16 95
Магистраль 5:
ГПП-КТП 19
КТП 19-КТП 20
КТП 20-КТП 21
8736.8
5456.8
2678.4
291.2
181.9
89.3
582.4
363.8
178.6 2х (3x95) 2x310
Магистраль 6:
ГПП-КТП 24
КТП 24-КТП 23
КТП 23-КТП 22
3026.6
1155.4
727.4
100.9
38.5
24.25
201.8
77
48.5 3x70 215
Магистраль 7:
ГПП-КТП 25 791.2 26.4 52.8 3x16 95
Магистраль 8:
ГПП-РП
РП — КТП 11
РП-КТП 10
КТП 10 — КТП 9
КТП 9-КТП 8
РП — АД
7587.75
964.05
4733.7
3163.9
1569.8
472.5
252.9
32.1
157.8
105.5
52.3
15.75
505.8
64.2
315.6
211
104.6
31.5 2x (3x95) 2x265
Выбор кабелей на напряжение 0.4кВ сведён в таблицу 5.5.2.2
Таблица 5.5.2.2
Результаты выбора кабелей нанапряжение 0.4 кВ.
Наименование
Линии.
Нагрузка
Принятое
Сечение,
мм2.
IДОП,
А.
SР,
кВА.
IР,
А.
IАВ,
А.
КТП 11-ШРС 1
КТП 11-ШРС 2
КТП 11-ШРС 3
КТП 11-ШРС 4
56.25
146.45
146.45
150.36
82.72
215.4
215.4
221.1
165.44
430.75
430.75
442.2
3x70
2х (3х95)
2х (3х95)
2х (3х95)
190
2х235
2х235
2х235
КТП 11-ШРС 5
КТП 11-ШРС 6
КТП 22-ШРС 7
КТП 25-ШРС 8
199.95
199.95
135.88
75
294
294
199.8
110.3
588.08
588.08
399.6
220.6
2х (3х150)
2х (3х150)
2х (3х95)
3х95
2х310
2х310
2х235
235
Для расчёта кабелей натермическую стойкость необходимо знать I(3) КЗна шинах 10 кВ ГПП, а также I(3) КЗна высоком напряжении ГПП. Расчёт ведётся в о. е. Расчётная схема приведена на рис.5.2.1
Принимаем Sб=100МВА, U*C=1,Х*С=0.
ХВЛ=0.538·25*100/1152=0.102.
ХТР=0.105·100/25=0.42.
Для трансформаторовотносительное сопротивление Х* соответствует UКЗв о. е., т.е.:
U*К=0.01·UК%, (5.8).
U*К=0.105.
Для т. К-1:
Iб=Sб/√3·Uб,(5.9).
Iб=100/1.73*10.5=5.51кА.
IК,С= Iб/ХΣ, (5.10).
ХΣ = ХВЛ+ХТР, (5.11).
ХЛ РП=0.0292·100/102=0.029.
ХЛ Д=0.0015.
Если к месту КЗ подключён АД, тонужно учитывать их влияние. Действующее значение периодической составляющейтока трёхфазного КЗ можно определить по формуле:
IКДВ=0.9·IН ДВ/Х*Д,(5.12).
где 0.9-расчётная относительнаяЭДС АД,
Х* Д-относительноесверхпереходное индуктивное сопротивление АД,
IНДВ-номинальный ток одновременно работающих двигателей.
IНДВ=N·РН ДВ/√3·UНДВ·cos (φ) · (ŋ/100%), (5.13).
Где N-количествоодновременно работающих двигателей.
В среднем можно принять Х*Д=0.2, тогда:
IКДВ=0.9· IН ДВ/0.2=4.5· IН ДВ, (5.14).
Апериодическая составляющая IКЗ от АД не учитывается вследствие её быстрогозатухания.
Суммарное значение ударного токаКЗ с учётом АД определяется по формуле:
iУД=√2·(КУД·IК+4.5· IНДВ), (5.15).
IКДВ=0.801 кА.
I(3)К-1= (Iб/ (ХВЛ+ХТР)) + (IК ДВ/ ( (ХЛ ДВ/4)+ХЛ РП), (5.16).
I(3)К-1=23.176 кА.
SMIN=(1/98) ·23176·√0.75=204.1 мм2.
Т. к. влияние тока КЗ от АДучитывается только на том напряжении, на котором установлены АД, то для точкиК-2 IК ДВ не учитывается.
Iб=0.502кА.
I(3)К-2=4.922 кА.
6. Выбор основного оборудования ГПП
В настоящее время широкоприменяются комплектные трансформаторные подстанции. Их применение позволяет:
получить большой экономическийэффект;
повысить надёжность работыэнергоустановок;
сократить сроки монтажа;
повысить индустриализациюстроительства подстанции;
сократить территорию, занимаемуюподстанцией;
уменьшить общую стоимостьсооружения подстанции.
В проекте ГПП выполняется в видеКТП блочного типа КТПБ (М) — 110/10.
Применение комплектногораспределительного устройства наружной установки и шкафов для размещенияаппаратуры защиты автоматики и сигнализации исключает необходимостьстроительства зданий, что резко сокращает объём строительных работ. КТП — 110рассчитано на работу в условиях от — 400С до +400С.
6.1. Выбор аппаратуры на напряжение 110 кВ
Выбор короткозамыкателей.
Условия выбора, расчётные иноминальные данные выбранного короткозамыкателя приведены в таблице 6.1.1
Таблица 6.1.1
Выбор короткозамыкателей. Условия выбора
Номинальные данные
Расчётные данные
UН >UС
iДИН> iУД
IТ2tТ ³ I¥ tg
110 кВ
34 кА
12,52*3 кА2с
110 кВ
6,93 кА
4,92*0,75 кА2с
КЗ — 110 М с приводом ШПКМ.
Для защиты от атмосферныхперенапряжений изоляции электрооборудования устанавливают вентильные разрядникиРВМГ — 110 М (UНОБ = 195 кВ).
Выбор разъединителей.
Выбор сведён в таблицу 6.1.2
Таблица 6.1.2
Выбор разъединителей. Условия выбора
Номинальные данные
Расчётные данные
UН >UН СЕТИ
IН >IР МАХ
iДИН ³iУД
IТ2tТ ³ Вк
110 кВ
3200 А
128 кА
502*3 кА2с
110 кВ
3073 А
6,93 кА
4,8 кА2с
/>
где t — длительность замыкания (t ³ 0,2 с).
Та = />
/>
/>
Выбран РНДЗ — 1-110/3200 У1 сприводом ПДН-1, ПРН — 220.
6.2. Выбор аппаратуры на 10 кВ
На стороне 10 кВ трансформаторовГПП устанавливаются камеры КРУ серии К-33 [7. т.8-11].
1. Для защиты изоляцииэлектрооборудования от перенапряжения устанавливают ограничители перенапряженийв фарфоровых покрышках на основе оксидно-цинковых варисторов без искровыхпромежутков типа ОПН-10.
2. Выбор выключателей.
Выбор сведён в таблицу 6.2.1
Таблица 6.2.1
Выбор выключателей. Тип выключателей
UНОМ,
кВ
IНОМ,
А
IН ОТКЛ,
кА
IПР СКВ,
кА
iПР СКВ,
кА
IТЕР УСТ,
КА ВМПЭ-10-3200/20-52 10 3200 20 - 52 20
Проверка выключателей:
1) UНСЕТИ £ UНОМ
10 кВ= 10 кВ
2) по номинальному току:
IНОМ³ IРАБМАХ
3200 > 3072
3) по отключающей способности:
а) IПt £ IОТКЛНОМ
IП t — действующее значение периодическойсоставляющей тока кз;
IП t = I’’= 17620 А
IОТКЛНОМ = 20 кА
17,62
б) />
iаt — апериодическая составляющая тока кз;
bН — номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей вотключаемом токе bН = 0,1;
t- номинальное время от начала кз до момента расхождения контактов.
t= tКЗ min+ tСВ
tКЗmin — минимальное время РЗ (0,01 с);
tСВ — собственное время отключения выключателя (0,08 с)
/>,
где Та = />
/>
4) на электродинамическуюустойчивость:
а) I// £ IПР СКВ, 17,62
б) iУД
iУД
КУД = />
iУД= />
29,35
Выключатели и разъединителиможно не проверять на термическую устойчивость, так как РЗ обеспечивает быстроеотключение кз.
3. Выбор секционного выключателя.
Таблица 6.2.2
Данные секционного выключателя. Тип выключателей
UНОМ,
кВ
IНОМ,
А
IН ОТКЛ,
кА
IПР СКВ,
кА
iПР СКВ,
кА
IТЕР УСТ,
КА BB/TEL-10-31,5/2000 У2 10 2000 31,5 - 80 31,5
Проверка выключателя:
1) UНАП > UНОМСЕТИ
10 кВ > 10 кВ
2) по номинальному току:
IНОМ³ IРАБМАХ
IРАБМАХ = />
SРЭ — мощность получаемая от энергосистемы, IРАБ МАХ= 1500 А;
1500 А
3) по отключающей способности:
а) IПt £ IОТКЛНОМ
17,62
б) />
/>
4) на электродинамическуюустойчивость:
а) I// £ IПР СКВ
17,62
б) iУД
29,35
Выбор выключателей отходящихлиний.
Выбор произведём аналогичноописанному ранее. Результаты сведём в таблицу 6.2.3
Таблица 6.2.3
Выбор выключателей. Наимен. отходящ. линий
IРАБ МАХ,
А Тип выключателя
IНОМ В,
А
IНОМ ОТК,
кА
iСКВ,
кА Магистраль 1 150.42 ВБЛ-10 630 20 52 Магистраль 2 164.6 ВБЛ-10 630 20 52 Магистраль 3 92.4 ВБЛ-10 630 20 52 Магистраль 4 81 ВБЛ-10 630 20 52 Магистраль 5 582.4 ВБЛ-10 630 20 52 Магистраль 6 201.8 ВБЛ-10 630 20 52 Магистраль 7 52.8 ВБЛ-10 630 20 52 Магистраль 8 505.8 ВБЛ-10 630 20 52
Выбор трансформаторов тока.
На вводе и отходящих линиях РУ10 кВ согласно ПУЭ необходима установка контрольно-измерительных приборов. Дляпитания токовых цепей этих приборов и схем РЗ устанавливают трансформаторытока, которые изготавливаются на номинальный вторичный ток 5 А. Трансформаторытока должны обеспечивать требуемую точность измерения.
Таблица 6.2.4
Данные трансформатора тока. Тип ТТ Uном, кВ
I1НОМ, А
I2НОМ, А Класс точности
IДИН, кА
/> ТПШЛ-10 10 4000 5 0,5 155 70/1
Проверка трансформаторов тока:
по номинальному току:
I1НОМ³ IРАБМАХ
4000 > 3073
по номинальному напряжению:
UНАП ³ UНСЕТИ
10 кВ = 10 кВ
по вторичной нагрузке:
Z2РАСЧ£ Z2НОМ
Z2РАСЧ= ZПРОВОДОВ +ZКОМТ+ZПРИБОРОВ.
К трансформатору тока подключеныследующие приборы:
Таблица 6.2.5
Типы установленных приборов. Наименование приборов тип Потр. мощн., ВА Кол-во 1. Амперметр электро-магнитный Э — 309 5 1 2. Счётчик ферромагнитный Д — 335 1,5 1 3. Счётчик активной мощности для 3-х поводной сети И — 675 1,5 1 4. счётчик реактивной мощности И — 678 1,2 1
SПРИБОРОВ= 5+1,5+1,5+1,2 = 9,2 кВА·10-3
ZПРИБОРОВ= />
ZКОНТ= 0,1 Ом
ZПРОВОД= 0,25 Ом
Z2РАСЧ= 0,1+0,25+0,368 = 0,768 Ом
ZНОМ= 1,2 Ом
0,768
на термическую стойкость:
IТ2tТ> I¥ tg
702·1> 17,622·0,75
6. Выбор трансформаторовнапряжения.
Таблица 6.2.6
Выбор трансформаторов напряжения.Тип ТТ
UН, кВ
U1НОМ, кВ
U2ОСН, В
U2ДОП, В Класс точности
/> НТМИ-10-66 10 10 100 100/3 0,5 75/640
Проверка трансформаторанапряжения:
по напряжению:
UНТН=UНСЕТИ
10 кВ = 10 кВ
по вторичной нагрузке:
S2НОМ£ S2НОМ
S2НОМ — номинальная вторичная мощность.
Таблица 6.2.7
Типы установленных приборов. Наименование приборов тип Потр. мощн., ВА Кол-во 1. Вольтметр электромагнитный Э — 377 2,6 3 2. Ваттметр ферромагнитный Д — 335 1,5 1 3. Счётчик активной мощности И — 675 1,5 1 4. Счётчик реактивной мощности И — 678 1,2 1 5. Реле напряжения РЭВ-84 15 1
S2РАСЧ= 27 ВА
S2НОМ= 75 ВА.
Трансформатор напряжениязащищается предохранителем типа ПКТ — 10.
7. Выбор шин ГПП.
Сборные шины ГПП необходимы дляприёма и распределения электроэнергии при постоянном напряжении и для различныхэлементов электрической сети.
Шины проверяем:
по нагреву в нормальном режиме,то есть определим нагрузку в нормальном режиме:
IДЛ.ДОП > IР МАХ, IРМАХ = 3073 А.
Выбираем шины алюминиевыхпрямоугольного сечения (трех полосные)
S = 100х 10
IДОП= 3650 [5].
IДЛ.ДОП — длительно допустимый ток для одной полосы.
IДЛ.ДОП = К1К2К3 IДОП,
К1 — поправочныйкоэффициент для расположения шин горизонтально (0,95); К2 — коэффициент длительно допустимого тока для многополюсных шин (1); К3 — поправочный коэффициент при температуре воздуха, отличной от 250С (1).
IДЛ.ДОП = 0,95*3650 = 3467,5 А, 3467,5 А >3073 А;
по термической устойчивоститокам кз:
/>/>/>/>
с — температурный коэффициент,учитывающий ограничения допустимой температуры нагрева жил кабеля.
/>
100 х 10 > 167,85 мм2;
на динамическую устойчивость притрехфазном кз:
/>
sРАСЧ — максимальное расчётное напряжениев жилах с учётом механического резонанса [кГс/см2] ;
К — коэффициент механическогорезонанса для шин аллюминиевых прямоугольного сечения;
f(3) — наибольшая (статическая) сила, действующая на среднюю фазу (находящуюсяв наиболее тяжёлых условиях) трёх параллельных проводников, расположенных водной плоскости, от взаимодействия между фазами или трёхфазного кз [кГс/cм] ;
W — момент сопротивления шины относительно оси,перпендикулярной к направлению силы f [см2].
М = />,
М — момент, изгибающий шину (кГс/см);
l — расстояние между опорными изоляторами вдоль оси шин (пролёт)(100 см);
а — расстояние между осямисмежных фаз (20 см).
f(3)=1.76* (i2УД/а) *10-2,f(3) =0.758 (кГс/cм).
sРАСЧ=592.188 кГс/см2.
Выбранные шины удовлетворяютусловиям проверки.
7. Электроснабжение цеха
Основными потребителямиэлектроэнергии являются электрические приёмники напряжением до 1000 В.
Таблица 8.1.
Оборудование цехов. № поплану чертежа цеха Наименование оборудования Рном, кВт Кол-во оборудован. Ки cosj 1 Продольно фрезерный станок 61,5 4 0,16 0,5 2 Продольно фрезерный станок 64,9 1 0,16 0,5 3 Сверлильно-фрезерный станок 16,5 1 0,16 0,5 4 Специализированный верт. — фрез. стан. 27,5 2 0,16 0,5 5 Специализированный верт. — фрез. стан. 24,6 2 0,16 0,5 6 Специализированный верт. — фрез. стан. 42,2 2 0,16 0,5 7 Двухшпинд. верт. — фрез. станок 13 2 0,16 0,5 8 Вертикально-фрезерный станок 14,8 3 0,16 0,5 9 Вертикально-фрезерный станок 9 2 0,16 0,5 10 Специализированный верт. — фрез. стан 27,6 21 0,16 0,5 11 Радиально-сверлильн. станок 7,5 1 0,16 0,5 13 Вертикально-фрезерный станок 10 6 0,16 0,5 14 Агрегаты электронасосной 7,5 1 0,7 0,8 15 Централиз. вакуумн. станц. 22,5 1 0,85 1,0 21 Спец. парашлиф. станок 11,9 2 0,16 0,5 22 Фрез. — шлифов. станок 41,6 2 0,16 0,5 19 Универсальн. заточный станок 1,85 7 0,16 0,5 В22 Вытяжной вентилятор 5,5 1 0,6 0,8 В23 Вытяжной вентилятор 1,5 1 0,6 0,8 В24 Вытяжной вентилятор 0,4 1 0,6 0,8 В25¸27 Вытяжной вентилятор 0,6 3 0,6 0,8 В29¸32 Вытяжной вентилятор 7,5 4 0,6 0,8 В34, В36 Вытяжной вентилятор 0,4 2 0,6 0,8 В35 Вытяжной вентилятор 1,5 1 0,6 0,8 В37, В38 Вытяжной вентилятор 1,5 2 0,6 0,8 В39¸44 Вытяжной вентилятор 3 6 0,6 0,8 ТI Кран мостовой Q= 10 т 28,2 1 0,16 0,5 ТII Кран мостовой Q=2,5+2,5 т 40,9 1 0,16 0,5 П7¸12 Преточный вентилятор 13 6 0,6 0,8 П13 Преточный вентилятор 0,6 2 0,6 0,8 П14 Преточный вентилятор 2,2 2 0,6 0,8 П15 Преточный вентилятор 3 1 0,6 0,8 АВ28 Аварийный вентилятор 0,6 1 0,6 0,8 АВ33 Аварийный вентилятор 10 1 0,6 0,8 З Установка ультрафиолетовая 2 2 0,8 1,0 БОВ Блок осушки воздуха 0,5 1 0,85 1,0 /> /> /> /> /> /> /> 7.1 Расчёт силовой нагрузки по цеху
Правильное определение ожидаемыхнагрузок при проектировании является основной для решения вопросов, связанных сэлектроснабжением цеха.
Нагрузки по цеху определяютсяметодом коэффициента максимума.
Рр = Км·Рсм = Км·Ки·Рн (8.1).
Qр =Км`·Qсм = К’Ки·Рн·tgjСМ. (8.2).
Рсм — средняя мощность рабочихЭП за наиболее загруженную смену;
Рн — суммарная активная мощностьрабочих ЭП;
Ки — групповой коэффициентиспользования активной мощности за наиболее загруженную смену;
Км — коэффициент максимумаактивной мощности;
К/м — коэффициентмаксимума реактивной мощности;
tgjСМ — средневзвешенный tgj помощностям отдельных ЭП.
/> (8.3).
Порядок расчёта:
все ЭП по расчётному узлуразбиваются на группы по режимам работы;
по расчётному узлу суммируетсяколичества силовых ЭП и их номинальные мощности;
суммируются средние активные иреактивные нагрузки рабочих ЭП;
определяют групповой коэффициентиспользования расчётного узла, его средневзвешенный коэффициент мощности;
определяют коэффициент максимумаи максимальную силовую нагрузку узла для групп ЭП с переменным графикомнагрузок;
определяют суммарную мощность исреднюю нагрузку с практически постоянным графиком нагрузки, а также по третьейгруппе ЭП;
рассчитывают силовую нагрузку поузлу в целом путём суммирования максимальных нагрузок ЭП всех группэлектроприемников.
Расчёт нагрузки будетпроизводиться в соответствии с выбором схем цеховых сетей.
Распределение электроэнергии вцехах осуществляется электрическими сетями, представляющими совокупностьшинопроводов, кабелей, защитных устройств и пусковых аппаратов.
Для питания ЭП от распределительныхпунктов или шинопроводов применяется радиальная схема распределенияэлектроэнергии, также применены схемы питания, называемые " цепочками",объединяющие в данном случае по 2ЭП. Достоинством такой схемы является высокаянадёжность электроснабжения и удобство в эксплуатации. При повреждении проводовили кз прекращают работу 1 или несколько ЭП, подключённых к повреждённой линии,в то время, как остальные продолжают нормальную работу.
Нагрузка, равномернораспределённая по цеху, получает питание от распределительных шинопроводов (ШП II, ШП III). Применение шинопроводовпо сравнению с кабельными сетями имеет преимущество в отношении надёжности,простоты и удобства подключения. ЭП сосредоточенные группами и распределённыерезко неравномерно (находящиеся на разных высотных отметках) запитаны отраспределительных пунктов.
Шинопроводы и распределительныепункты в свою очередь получают питание от магистрального шинопровода (заисключением 1,2,3 распределительных пунктов, которые получают питание от распределительногошинопровода), к которому присоединяются с помощью коммутационных защитныхаппаратов.
Магистральный шинопроводполучает питание от цеховых трансформаторов.
Выбор распределительных пунктов,присоединённая нагрузка, расчёт Iр сведены в таблицы 8.1.1и 8.1.2
Таблица 8.1.1
Распределительные пункты. № шкафа (РП)
Присоед. НГ
(№ по плану)
Рном,
кВт
Тип распред.
пункта
Количество
ЭП
Количество
Присоед-ий 1 В39¸В44 3 ШРС1-23 6 8 2 19 1,85 ШРС1-20У3 7 5 3 П7, П8 13 ШРС1-23 6 8 П15 3 В22 5,5 В23 1,5 В24 0,4 5 П9¸П11 13 ШРС1-23 7 8 В34, В36 0,4 В35 1,5 П14 2,2 6 В37; В38 1,5 ШРС1-20У3 4 5 Уст-ка уф 2 7 П12 13 ПР9332-340 10 12 П14 2,2 БОВ 0,5 В25¸В27 0,6 В29¸В32 7,2 8 П13 0,6 ПР9272-210 4 6 АВ28 0,6 АВ33 10 9 10 27,5 ШРС1-23 6 8
Таблица 8.1.2
Расчётные нагрузки.
№
РП НГ наим. Кол-во
Рмах/
Рмин
åР,
кВт Ки
cosj/
tgj
Рсм,
кВт
Qсм,
квар Км К’м
Рр,
кВт
Qр,
квар
Iр,
А 7 Вентил. 9 13/22 47 0,6 0,8/0,75 28,2 21,2 БОВ 1 1 0,5 0,85 1/0 0,43 -- ИТОГО 10 26 47,5 0,6 0,8/0,75 28,6 21,15 1,33 1,1 38,1 23,3 66 8 Вентил. 4 10/0,6 11,8 0,6 0,8/0,75 7,08 5,31 1,5 1,1 10,62 5,84 17,8 9 13,10 6 27,5/10 130 0,16 0,5/1,7 20,8 35,4 1,34 1,1 27,9 38,9 73,36 1 Вентил. 6 1 18 0,6 0,8/0,75 10,8 8,1 1,37 1,1 14,8 8,91 25,4 2 19 7 1 12,95 0,16 0,5/1,7 2,62 4,45 2,3 1,1 6,02 4,895 11,39 3 Вентил. 6 13/0,4 36,4 0,6 0,8/0,75 21,8 16,4 1,37 1,1 29,9 18,02 51,36 5 Вентил. 7 13/0,4 43,5 0,6 0,8/0,75 26,1 19,6 1,33 1,1 34,7 21,5 52 6 Вентил. 2 1 3 0,6 0,8/0,75 1,8 1,4 Уст. ультроф. 2 1 4 0,8 1/0 3,2 -- ИТОГО 4 2/1,5 7 0,6 0,8/0,75 5 1,4 1,51 1,1 7,55 1,54 11,33
Выбор шинопроводов,присоединённая нагрузка, определение расчётной нагрузки сведены в таблицы 8.1.3.,8.1.4
Таблица 8.1.3
Выбор шинопроводов. №ШП Присоед. НГ (№ по плану) Кол-во ЭП
Рмах/
Рмин
åРн,
кВт Ки
cosj/
tgj
Рсм,
кВт
Qсм,
Квар ШП II 7,8,14,3,104,5,6,15 27
42,2/
7,5 677,1 0,16
0,5/
1,7 108,34 184,18 1 ШРС 18 10,8 8,1 2 ШРС 16,35 2,616 4,45 ШП III
1,8,9,2,10
11,21,22
13, ТI, ТII 21 64,9/9 622,5 0,16
0,5/
1,7 99,6 169,32 3 ШРС 30 21,84 16,38
Таблица 8.1.4
Определение расчётной нагрузки. № ШП Руст, кВт Iр, А Тип ШП Iном, А
iуд, кА ШП — II 711,45 320 ШРА-73 450 25 ШП — III 652,5 340 ШРА-73 450 25 ШМА-1 895,45 467,69 ШМА-73 1600 70 ШМА-2 707,8 409,8 ШМА-73 1600 70
Шинопроводы выбираю по нагревудлительно допустимым максимальным током нагрузки:
IДОП³ IРАБМАХ
Кабели, по которым получаютпитание ЭП (от распределительных пунктов и шинопроводов до ЭП). Выбираю порасчётному и аварийному токам. В производственной части цеха (отметка 0.000) применяетсяскрытая прокладка кабелей. При этом используются трубы, прокладываемые подполом.
Таблица 8.1.5. Используемыекабели. Наимен. Iр, А Iав, А
F, мм2 Iдоп, А Сеч. трубы Марка провода ШПI — ШПII 320 640 2 (3х95+1х35) 510 АВВГ ШПIV-ШПIII 340 680 2 (3х95+1х35) 510 АВВГ ШПIV 5ШРС 52 104 3х95+1х35 255 АВВГ ШПI — 6ШРС 14 28 3 (1х95) +1х35 255 ТГ70 АПВ ШПI — 7ПР 66 132 3х95+1х35 255 АВВГ ШП IV-8ПР 18 36 3х95+1х35 255 АВВГ ШПI — 9ШРС 70 140 3 (1х95) +1х35 255 ТГ70 АПВ ШП II — 7 26 52 3х6+1х4 46 Т32 АВВГ ШП II — 8 29,6 59,2 3х6+1х4 46 Т32 АВВГ ШП II — 14 15 30 3х4+1х2,5 38 Т25 АВВГ ШП II — 3 33 66 3х16+1х10 90 ТГ40 АВВГ ШП II — 10 55 110 3х16+1х10 90 ТГ40 АВВГ ШП II — 4 55 110 3х16+1х10 90 ТГ40 АВВГ ШП II — 5 49,2 98,4 3х16+1х10 90 ТГ40 АВВГ ШП II — 6 84,4 169,6 3х35+1х16 140 ТГ50 АВВГ ШП II — 15 45 90 3х16+1х10 90 ТГ40 АВВГ ШП II-1ШРС 25 50 3х16+1х10 90 АВВГ ШП II-2ШРС 11 22 3х16+1х10 90 АВВГ ШП II-3ШРС 51 102 3х16+1х10 90 АВВГ ШП III — 1 115 230 3х70+1х25 210 АВВГ ШП III — 8 29,6 59,2 3х6+1х4 90 ТГ32 АВВГ ШП III — 9 18 36 3х4+1х2,5 38 ТГ25 АВВГ ШП III — 2 129,8 258,6 3х70+1х25 210 АВВГ ШП III — 10 55 110 3х16+1х10 90 ТГ40 АВВГ ШП III — 11 15 30 3х4+1х2,5 38 ТГ25 АВВГ ШП III — 21 23,8 47,6 3х4+1х2,5 38 ТГ25 АВВГ ШП III — 22 41,6 83,2 3х35+1х16 140 ТГ50 АВВГ ШП III — 13 20 40 3х4+1х2,5 38 ТГ25 АВВГ ШПIII-ТII+ТI 56+82 138,4 3х70+1х25 210 АВВГ 1ШРСВ39¸44 6,6 13,2 3х4+1х2,5 38 ТГ25 АВВГ 2ШРС — 19 3,7 7,4 3 (1х2,5) 29 ТГ20 АПВ 2ШРС-П7, П8 25,2 50,4 3х16+1х10 90 АВВГ 3ШРС-П15, В22¸24 11 22 3х4+1х2,5 38 АВВГ 5ШРС П9¸11 25,2 50,4 3х16+1х10 90 АВВГ 5ШРС-П14, В34¸35 4,9 9,8 3х4+1х2,5 38 АВВГ 6ШРС-В37¸38,3 3,2 6,4 3х4+1х2,5 38 АВВГ ? ПР-П12, П14 254,2 50,4 3х6+1х4 46 АВВГ 7ПР-В25¸27 16,7 33,4 3х4+1х2,5 38 АВВГ 7ПР-В29¸32, БОВ 16,7 33,4 3х4+1х2,5 38 АВВГ 8ПР-П13, АВ22, АВ39 23,5 46 3х4+1х2,5 38 АВВГ 9ШРС — 10 55 110 3х16+1х10 90 АВВГ 9ШРС-13 20 40 3х4+1х2,5 38 АВВГ
Для питания мостовых насосоввыбираем троллейные линии. Троллеи выбираются по тепловому току [7].
Таблица 8.1.6
Выбор троллеев. № Рн, кВт Iн, А In, А Размеры троллей Iдоп, А Т I 28,2 56,4 395 60х60х6 416 Т II 40,9 82 574 75х75х8 575 7.2 Расчёт электрического освещения цеха
Устройство эвакуационногоосвещения обязательно во всех случаях независимо от наличия аварийногоосвещения.
Аварийное освещение дляпродолжения работы необходимо в помещениях и на открытых пространствах, еслипрекращение нормальной работы из-за отсутствия рабочего освещения может вызвать:взрыв, пожар, отравление людей, нарушение технологического процесса, опасностьтравматизма и так далее. Это освещение должно создавать на поверхностях,требующих обслуживание, освещенность 5% нормированной для общего освещения,причём при отсутствии особого обоснования — в пределах от 2 до 30 м в зданиях иот 1 до 5 м вне их. Для аварийного освещения можно применять только лампынакаливания или люминесцентные лампы; допускается присоединение к группамаварийного освещения лампы ДРЛ и ДРИ для увеличения освещенности сверхнормированной для аварийного режима.
Светильники аварийного освещенияпреимущественно выделяются из числа светильников рабочего освещения; впомещениях, работающих в 1-2 смены, при мощности ламп рабочего освещения 200 Вти более предпочтительна установка дополнительных светильников.
Гс-1000 М используются дляаварийного освещения.
Для освещения производственногопомещения будет использовано общее равномерное освещение. Дополнительноеместное освещение, требуемое нормами для некоторых помещений, при необходимостиустраиваются на единичных рабочих местах.
Светотехнический расчёт.
Предварительно обосновываетсявеличина освещённости в соответствии с нормами освещённости [т.4.1-4.6, л.2],принимаются коэффициенты отражения [т.5.1, л.2], определяется фон.
Задачей светотехническогорасчёта является определение мощности источников света, обеспечивающихнормированную освещённость при выбранном типе и расположении светильников.
Выбор схемы и расчётосветительных сетей цеха.
Напряжение сети электроосвещенияцехов 380/220 В, при включении ламп на 220 В.
При наличии двухтрансформаторныхподстанций рабочее и аварийное освещение питаются от разных трансформаторов ТП.
/>
Согласно ПУЭ ток защитныхаппаратов не должен превышать 25 А и 63 А для газоразрядных ламп. Число ламп нагруппу не должно превышать 20, а люминесцентных светильников на 2 и более ламп — не более 50.
Ввод в осветительный прибор инезависимый, не встроенный в прибор, пускорегулирующий аппарат выполняетсяпроводами или кабелем с изоляцией на напряжение не менее 660 В.
Для защиты и управленияосветительными сетями широко используются автоматические выключатели,преимущественно серии А3100, АБ 25.
Применяются щиты ПР 9000.
Лампы ДРЛ запитываютсяшинопроводом ШОС, который получает питание от распределительного пункта 1. лампынакаливания и люминесцентные лампы получают питание от распределительныхпунктов 2 и 3.
/> 1/144
/>/>/>/> А3134/120 2/5,8 А3144/400 АВВГ(4х2,5) ПР9262-136
/>
/>АВВГ(4х185)тг80 А3134/300 3/50,22
/>/>/>
АВВГ(3х70+1х25) ПР9282-139
Рис.8.2.1 Принципиальная схемапитающей сети рабочего освещения.
Комплектный осветительныйшинопровод ШОС предназначен для выполнения четырёхпроводных осветительныхгрупповых линий в сетях 380/220 В с нулевым проводом на различные токи. Групповыелинии выполнены на 18 и 21 светильник с лампами ДРЛ.
Таблица 8.2.2 линия Руст, кВт Iр, А Тип ШП Iном, А
iуд, кА На 18 свет. 19,15 59 ШОС-73 63 5 На 21 свет. 22,34 69 ШОС-73 63 5
Таблица 8.2.1
Освещение завода. Коорд. по плану
Длина
м Шир., м h, м
S, М2
rпот,
rстен,
rпол, Фон Е, лк Кз Типсвет Кол-во Свет 24-23хВ-Г 114 36 11,7 4104 50 30 10 ср 400 1,8 РСПО5-1000/D03 114 23-24хВ-В/4 6 24 11,7 144 50 30 10 ср 200 1,8 ЛДР 2х80 20 23-24хВ/4-Г 6 12 11,7 72 50 30 10 ср 30 ППР-200 7 43-44хВ/3-Г 6 18 11,7 108 50 30 10 ср 50 ППР-200 10 44-45хВ/3-Г 6 18 11,7 108 50 30 10 ср 50 ППР-20 9 43-47хБ/5-В 24 6 11,7 144 50 30 10 ср 30 ППР-200 8 45-47хВ-Г 12 36 11,7 432 50 30 10 ср 20 ППР-200 6 43-45хВ/1-В/2 12 6 11,7 72 50 30 10 ср 20 ППР-200 3 43,5-45хВ-В/1 9 6 11,7 54 50 30 10 ср 20 ППР-200 2 44-45хВ/2-В/3 6 6 11,7 36 50 30 10 ср 20 ППР-200 1 Второй этаж 23-24хВ/1-Г 6 30 11,7 180 50 30 10 Ср 20 ППР-200 9 43-44хВ/1-Г 6 30 11,7 180 50 30 10 Ср 20 ППР-200 9 44-45хВ/2-Г 6 24 11,7 144 50 30 10 Ср 200 ИДР 2х80 20 43,5-У5хВ/1-В 9 6 11,7 54 50 30 10 ср 20 ППР-200 2 43,5-У5хВ/1-В 9 6 11,7 54 50 30 10 ср 20 ППР-200 2 Третий этаж 43,5-45хВ/2-В 9 12 11,7 108 50 30 10 ср 50 ППР-200 10 43-44хВ/2-В/5 6 18 11,7 108 50 30 10 ср 50 ППР-200 20 44-45хВ/5-Г 6 6 11,7 36 50 30 10 ср 20 ППР-200 1
Выбор сечения проводовпроизводится по расчётному току, по потерям напряжения и по механическойпрочности. По механической прочности допускается использование проводовсечением 2,5-50 мм2 [т.11. — 3, л.2].
По потере напряжения:
/>
åMi — сумма моментов данного и всех последующих по направлениютока участков с тем же числом проводов в линии, что и на данном участке;
åмi — сумма моментов, питаемых через данный участок линии с инымчислом проводов, чем на данном участке.
a- коэффициент приведения моментов [т.12-10, л.2].
DU= 5,7% [т.12-6, л.2] зависит от коэффициента мощности,номинальной мощности и коэффициента и коэффициента загрузки трансформатора.
С — коэффициент, значениекоторого принимается 44 [т.12-9, л.2].
Выбор кабелей производится порасчётному току:
IДОП>IРАСЧ.
По расчётному току выбираютсязащитные аппараты в соответствии с условиями:
IАВТ³ IР
IУСТ³ IР
Определим для примера сечение наголовном участке линии:
/>
Mn = />
Принимаем стандартное сечение Fст = 50 мм2. По таблице 12-11 [2] определяемпотери напряжения по моменту и выбранному сечению.
DUост = 5,7-0,2 = 5,5
расчёт для остальных участковосветительной сети ведётся аналогично. Результаты сводятся в таблицу 8.2.3
/> 1
Lип
ИП
3
l12 2
Рис.8.2.2 Схема осветительнойсети
Таблица 8.2.3
Выбор сечения по потеринапряжения. № уч-ка Длина, м НГ, кВт М=РL m=pl DUост
Fстандмм2 DU Lип 3 144.94 435 5.7 50 0.2
l1 9 19.15 172.35 5.5 2.5
l2 9 19.15 172.35 5.5 2.5
l3 48 19.15 919.2 5.5 4
l4 48 19.15 919.2 5.5 4
l5 48 1.4 67.2 5.5 2.5
l6 78 1.1 85.8 5.5 2.5
l7 37 0.7 25.9 5.5 2.5
l8 45 1.79 50.55 5.5 2.5
l9 43.8 2.15 94.17 5.5 2.5
l10 52 3.58 186.16 5.5 2.5
l21 15.6 5.8 90.48 5.5 2.5 1
l11 12.8 1.6 49 4.5 2.5
l19 3 2.01 2.01 4.5 2.5
l20 3 2.01 2.01 4.5 2.5
l12 117 50.22 5875.7 5.5 35 3.8
l13 9 22.34 201.06 3.8 6
l14 9 22.34 201.06 3.8 6
l15 40.8 1.43 58.34 3.8 2.5
l16 36 1.25 45 3.8 2.5
l17 2 1.43 0.96 3.8 2.5
l18 4 1.43 0.96 3.8 2.5
Выбор сечения по расчётному токуи окончательно принятое сечение приведены в таблице 8.2.4
Таблица 8.2.4
Выбор сечения по расчётному току.№ уч-ка НГ, кВт Iр, А
Сечение
По Iр
Сечение
По потери U Прин. сечение
Автом.
[2] Iрасч, А Lип 144,94 408 185 50 185 А3144 400
l1 19,15 59 16 2,5 16 А3124 100
l2 19,15 59 16 2,5 16 А3124 100
l3 19,15 59 16 4 16 А3124 100
l4 19,15 59 16 4 16 А3124 100
l5 1,4 2,17 2,5 2,5 2,5 А3124 50
l6 1,1 1,7 2,5 2,5 2,5 А3124 50
l7 0,7 1,1 2,5 2,5 2,5 А3124 50
l8 1,79 2,8 2,5 2,5 2,5 А3124 50
l9 2,15 2,15 2,5 2,5 2,5 А3124 50
l10 3,58 3,58 2,5 2,5 2,5 А3124 50
l21 5,8 8,9 2,5 2,5 2,5 А3134 120
l11 1,6 2,5 2,5 2,5 2,5 А3124 50
l19 2,01 6,2 2,5 2,5 2,5 А3124 50
l20 2,01 6,2 2,5 2,5 2,5 А3124 50
l12 50,22 146,53 70 35 70 А3134 300
l13 22,34 69 25 6 25 А3124 200
l14 22,34 69 25 6 25 А3124 200
l15 1,43 2,2 2,5 2,5 2,5 А3124 50
l16 1,25 1,93 2,5 2,5 2,5 А3124 50
l17 1,43 2,2 2,5 2,5 2,5 А3124 50
l18 1,43 2,2 2,5 2,5 2,5 А3124 50
8. Безопасность и экологичность8.1 Разработка технических мер электробезопасностипри электроснабжении завода механоконструкций
В электроустановках применяютсяследующие технические защитные меры:
применение малых напряжений;
электрическое разделение сетей;
защита от опасности при переходенапряжения с высшей стороны на низшую;
контроль и профилактикаповреждений изоляции;
компенсация емкостнойсоставляющей тока замыкания на землю;
защита от случайногоприкосновения к токоведущим частям;
защитное заземление;
зануление;
защитное отключение;
применение электрозащитныхсредств.
Применение этих защитных меррегламентируется ПУЭ, ПТЭ, ПТБ и другими правилами.8.2 Применение малых напряжений
Малое напряжение — номинальноенапряжение не более 42 В, применяемое в целях уменьшения опасности пораженияэлектрическим током. Если номинальное напряжение электроустановки не превышаетдлительно допустимой величины напряжения прикосновения, то даже долговременныйконтакт человека с токоведущими частями разных фаз или полюсов безопасен.
Наибольшая степень безопасностидостигается при напряжениях до 10 В, так как при таком напряжении ток,проходящий через человека, не превысит 1 — 1,5 мА. В помещениях с повышеннойопасностью и особо опасных, где сопротивление электрической цепи может бытьснижено, ток, проходящий через человека, может в несколько раз превысить этувеличину.
В производственных переносныхэлектроустановках для повышения безопасности применятся малые напряжения 12 и36 В. В помещениях с повышенной опасностью для переносных электроприемниковрекомендуется номинальное напряжение 36 В. Но одним применением малых напряженийне достигается достаточная степень безопасности, дополнительно принимаютсядругие защиты — двойная изоляция, защита от случайных прикосновений и т.д.
Однофазное прикосновение ктоковедущим частям, а также прикосновение к оказавшемуся под напряжением корпусу,даже незаземленному, при малом напряжении безопасно, так как ток, проходящийчерез человека даже при прикосновении к фазе, определяется сопротивлениемизоляции и малым напряжением.
Источником малого напряженияможет быть батарея гальванических элементов, аккумулятор, выпрямительнаяустановка, преобразователь частоты и трансформатор.
В качестве источников малогонапряжения наиболее часто применяются понизительные трансформаторы. Ониотличаются от других источников малого напряжения простой конструкции и большейнадежностью. Единственное слабое место понизительных трансформаторов — возможность перехода высшего напряжения первичной обмотки на вторичную. В этомслучае прикосновение к токоведущим частям или незаземленному корпусу,оказавшемуся под напряжением, в сети малого напряжения равноценно такому жеприкосновению в сети высшего напряжения. Для уменьшения опасности при переходевысшего первичного напряжения на сторону вторичного малого напряжения вторичнаяобмотка трансформатора заземляется или зануляется.
Применение в качестве источникамалого напряжения автотрансформатора запрещена, так как сеть малого напряженияв этом случае всегда оказывается связанной с сетью высшего напряжения. Применениемалых напряжений весьма эффективная защитная мера, но ее широкомураспространению мешает трудность осуществления протяженной сети малогонапряжения. Поэтому источник малого напряжения должен быть максимальноприближен к потребителю.
8.3 Электрическое разделение сетей
Разветвленная сеть большойпротяженности имеет значительную емкость и небольшое активное сопротивлениеизоляции относительно земли. Ток замыкания на землю в такой сети можетдостигать значительной величины. Поэтому однофазное прикосновение в сети даже сизолированной нейтралью является, безусловно, опасным.
Если единую, сильноразветвленную сеть с большой емкостью и малым сопротивлением изоляции разделитьна ряд небольших сетей такого же напряжения, которые будут обладатьнезначительной емкостью и высоким сопротивление изоляции, то опасностьпоражения резко снизится.
Обычно электрическое разделениесетей осуществляется путем подключения отдельных электроприемников черезразделительный трансформатор, питающийся от основной разветвленной сети. Возможнаи другая схема, которая применятся значительно реже, а именно: разделениеразветвленной сети на несколько приблизительно одинаковых несвязанных сетей.
Для разделения сетей могутприменяться не только трансформаторы, но и преобразователи частоты ивыпрямительные установки, которые должны связываться с питающей их сетью толькочерез трансформатор. Область применения защитного разделения сетей — электроустановки напряжением до 1000 В, эксплуатация которых связана сповышенной степенью опасности, в частности передвижные электроустановки, ручнойэлектрифицированный инструмент и т.п.
8.4 Защита от опасности при переходе напряжения свысшей стороны на низшую
Повреждение изоляции втрансформаторе может привести не только к замыканию на корпус, но и к замыканиюмежду обмотками разных напряжений. В этом случае на сеть низшего напряжениянакладывается более высокое напряжение, на которое эта сеть рассчитана. Наиболееопасен переход напряжения со стороны 6 или 10 кВ на сторону до 1000 В. Напряжение35 кВ трансформируется в напряжение до 1000 В значительно реже (толькособственные нужды подстанций).
В результате замыкания междуобмотками сеть низшего напряжения оказывается под напряжение выше 1000 В, накоторое изоляция сети и подключенного электрооборудования не рассчитана. Последствиемэтого случая может быть повреждение изоляции, замыкание на корпус и появлениеопасных напряжений прикосновения и шага.
Большая степень безопасностиобеспечивается при заземлении средней точки обмотки малого напряжения. Кромезаземления или зануления вторичной обмотки применяется экран заземлений илиэкранная обмотка.8.5 Контроль и профилактика повреждений изоляции
Контроль изоляции — измерение ееактивного или омического сопротивления для обнаружения дефектов ипредупреждения замыканий на землю и коротких замыканий. Состояние изоляции взначительной мере определяет степень безопасности эксплуатацииэлектроустановок, поскольку сопротивление изоляции в сетях с изолированнойнейтралью определяет величину тока замыкания на землю, а значит, и тока,проходящего через человека.
При глухо-заземленной нейтралиток замыкания на землю и ток, проходящий через человека, не зависят от величинысопротивления изоляции. Но при плохом состоянии изоляции часто происходят ееповреждения, что приводит к замыканиям на землю (корпус) и к короткимзамыканиям. При замыкании на корпус и несрабатывании защиты на отключениевозникает опасность поражения электрическим током, так как нетоковедущиеметаллические части, с которыми человек нормально имеет контакт, оказываютсяпод напряжением.
Чтобы предотвратить замыкания наземлю и другие повреждения изоляции, при которых возникает опасность пораженияэлектрическим током, а также выходит из строя оборудование, необходимопроводить испытания повышенным напряжением и контроль сопротивления изоляции.
Приемо-сдаточные испытанияпроводятся при вводе в эксплуатацию вновь смонтированных и вышедших из ремонтаэлектроустановок.
При испытании повышеннымнапряжением дефекты изоляции обнаруживаются в результате пробоя и последующегопрожигания изоляции. Выявленные дефекты устраняются, и затем проводятсяповторно испытания исправленного оборудования.
Эксплуатационный контрольизоляции — измерение ее сопротивления при приемке электроустановки послемонтажа периодически в сроки, установленные Правилами, или в случае обнаружениядефектов. Сопротивление изоляции измеряется на отключенной установке. При такомизмерении можно определить сопротивление изоляции отдельных участков сети,электрических аппаратов, машин и т.п.
Сопротивление изоляциинелинейное — оно зависит от величины приложенного напряжения. Поэтомуизмерительное напряжение должно быть не ниже номинального напряженияэлектроустановки или несколько больше, что позволяет проверить электрическуюпрочность изоляции. Однако чрезмерно высокое измерительное напряжение можетповредить изоляцию, не имеющую дефектов.
Чтобы получить представление овеличине сопротивления изоляции всей сети, измерение надо производить подрабочим напряжением с подключенными потребителями. Такой контроль изоляциивозможен только в сетях с изолированной нейтралью, так как в сети сглухозаземленной нейтралью малое сопротивление заземления нейтрали и прибор (мегомметр)показывает нуль. Этим способом можно измерить только сопротивление изоляции фазотносительно земли, так как сопротивление межфазной изоляции в работающей сетишунтируется источником питания и нагрузкой сети.
Измерение сопротивления изоляциипод рабочим напряжением позволяет определить состояние изоляции всей сети,включая источник и электроприемники. Полученная таким образом величинасопротивления изоляции позволяет определить степень безопасности эксплуатацииданной сети.
Постоянный контроль изоляции — измерение сопротивления изоляции под рабочим напряжением в течение всего времениработы электроустановки с действием на сигнал. Величина сопротивления изоляцииотсчитывается по шкале прибора. При снижении сопротивления изоляции допредельно допустимой величины или ниже прибор подает звуковой или световойсигнал или оба сигнала вместе.
Защита от замыканий на землю,действующая на сигнал, применяется для обнаружения дефектов изоляции — глухихзамыканий на землю. Такая защита реагирует на напряжение фаз относительноземли, на напряжение нулевой последовательности или на ток нулевой последовательности.
8.6 Компенсация емкостной составляющей токазамыкания на землю
Ток замыкания на землю, азначит, и ток, проходящий через человека, в сети с изолированной нейтральюзависит не только от сопротивления изоляции, но и от емкости сети относительноземли.
Поскольку невозможно уменьшитьемкость сети, снижение тока замыкания на землю достигается путем компенсацииего емкостной составляющей индуктивностью.
В случае неполной компенсацииемкости наблюдается некоторая емкостная составляющая или при перекомпенсациииндуктивная составляющая тока замыкания на землю. Однако и в этих случаяхполный ток замыкания на землю снижается. Полная компенсация — явление редкое,обычно бывают отклонения в ту или другую сторону.
В сетях выше 1000 В активнаяпроводимость изоляции невелика, по сравнению с емкостной и не влияет на токзамыкания на землю.
Компенсация емкостнойсоставляющей тока замыкания на землю применяется обычно в сетях выше 1000 В,где компенсация служит для гашения перемежающейся дуги при замыкании на землю иснижения возникающих при этом перенапряжении. Одновременно уменьшается токзамыкания на землю.8.7 Защита от прикосновения к токоведущим частям
Прикосновение к токоведущимчастям всегда может быть опасным даже в сети напряжением до 1000 В сизолированной нейтралью, с хорошей изоляцией и малой емкостью и, конечно, всетях с заземленной нейтралью и сетях напряжением выше 1000 В. В последнемслучае опасно даже приближение к токоведущим частям.
В электроустановках до 1000 Вприменение изолированных проводов уже обеспечивает достаточную защиту отнапряжения при прикосновении к ним. Изолированные провода, находящиеся поднапряжением выше 1000 В не менее опасны, чем неизолированные.
Чтобы исключить прикосновениеили опасное приближение к изолированным токоведущим частям, необходимообеспечить их недоступность посредством ограждений, блокировок и расположениятоковедущих частей на недоступной высоте или в недоступном месте.
8.8 Защитное заземление
Защитным заземлением называетсяпреднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентомметаллических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением.
Заземление может быть эффективнотолько в том случае, если ток замыкания на землю не увеличивается с уменьшениемсопротивления заземления. Это возможно в сетях напряжением свыше 1000 В сзаземленной нейтралью. В этом случае замыкание на землю является короткимзамыканием, причем срабатывает максимальная токовая защита.
При двойном глухом замыкании наземлю эффективность заземления резко снижается, так как ток замыкания на землюзависит от величины сопротивлений тех заземлений, которые участвуют в цепизамыкания.
Заземляющее устройство — совокупность заземлителя и заземляющих проводников. По расположениюзаземлителей относительно заземленных корпусов заземления делятся на выносные иконтурные.
Выносное заземление защищаеттолько за счет малого сопротивления заземления.
В качестве искусственныхзаземлителей в контурном заземлении применяют стальные прямоугольные и круглыестержни, угловую сталь, стальные трубы, допускается применениеэлектропроводящего бетона.
В открытых электроустановкахотдельные корпуса электрооборудования присоединяются непосредственно к заземлителюпроводами.
В ПУЭ нормируются сопротивлениязаземляющих устройств в зависимости от напряжения электроустановок и мощностиисточников питания.
8.9 Зануление
Занулением называетсяпреднамеренное электрическое соединение с нулевым защитным проводникомметаллических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением. Занулениеприменяется в сетях напряжением
до 1000 В.
В сети с глухозаземленнойнейтралью напряжением до 1000 В защитное заземление не эффективно, так как токглухого замыкания на землю зависит от сопротивления заземления.
Основное назначение зануления — обеспечить срабатывание максимальной токовой защиты при замыкании на корпус. Дляэтого ток короткого замыкания должен значительно превышать уставку защиты илиноминальный ток плавких вставок.
Повторное заземление нулевогопровода снижает напряжение на корпусе в момент короткого замыкания, особеннопри обрыве нулевого провода, тем самым повышает безопасность.
Устройство зануления проверяетсяпри вводе электроустановки в эксплуатацию, периодически в процессе работы ипосле ремонта.
8.10 Защитное отключение
Защитное отключение — система защиты,обеспечивающая автоматическое отключение электроустановки при возникновении вней опасности поражения электрическим током. Эта опасность возникает приследующих повреждениях электроустановки: замыкании на землю, снижениисопротивления изоляции, неисправностях заземления и устройства защитногоотключения. Чтобы обеспечить безопасность, защитное отключение должноосуществлять некоторую совокупность из следующих защит: от глухих и неполныхзамыканий на землю, от утечек, автоматический контроль цепи заземления,самоконтроль, т.е. автоматический контроль исправности защитного отключения.
Защитное отключение можноприменять в качестве единственной меры защиты; в качестве основной меры защитысовместно с дополнительным заземлением, а также в дополнение к заземлению. Наиболеевысокие требования должны предъявляться к тем устройствам защитного отключения,которые применяются как единственная мера защиты.
В случае, когда защитноеотключение является единственной мерой защиты, неисправность его оставляетэлектроустановку без защиты. Поэтому оно должно осуществлять самоконтроль, чтоисключает возможность работы электроустановки при неисправном защитномотключении. Самоконтроль не снижает требования к надежности защитногоотключения, иначе возможны неоправданные перебои в электроснабжении.
Защитное отключение, применяемоекак основная мера совместно с заземлением, обеспечивает достаточную степеньбезопасности, если оно удовлетворяет изложенным требованиям.
Если защитное отключениеприменено в дополнение к заземлению, оно должно обеспечивать безопасность приприкосновении к заземленным частям. При этом основные защитные меры должны бытьнадежны и обеспечивать безопасность без защитного отключения.
9. Защита сетей и установок напряжением до 1000 В.
При эксплуатации сетей иустановок в них возможны повреждения различных видов. Повреждаемость ихвызывается старением изоляции, дефектами заводского изготовления, попаданиемвлаги, коммутационными перенапряжениями, некачественными ремонтами,неправильным обслуживанием.
Характер повреждения ипоследствия различны. Для уменьшения размеров повреждений и обеспеченияскорейшего восстановления нормального режима работы ЭП предусматриваютсяразличные виды защиты.
Для проверки выбранных защитбудут нужны расчеты однофазных и многофазных токов коротких замыканий (кз).
9.1 Расчёт токов многофазных коротких замыканий
При расчете токов кз в сетях до1000 В необходимо учитывать активное и индуктивное сопротивлениякороткозамкнутой сети. Сопротивление системы до вводов трансформаторов можно неучитывать и считать, что питание силовых трансформаторов осуществляется от ИБМи периодическая составляющая тока кз практически не изменяется во времени иостается постоянной до момента его отключения (I’’= I¥).
/>
/> и /> — суммарные активные и реактивныесопротивления прямой последовательности цепи кз.
/> номинальное линейное напряжениесети до 1000 В.
Если отсутствуют данные опереходных сопротивлениях контактных соединений, можно применять:
распределительные щиты наподстанциях — 15мОм;
на шинах ШП и промежуточныхраспределительных щитов — 20мОм;
на промежуточныхраспределительных щитов — 20мОм.
Сопротивление внешней питающейсети до понижающего трансформатора учитывается только индуктивное и приведенноек ступени НН:
/>/>
/>действительное сопротивлениевнешней питающей сети.
По трехфазному току кзопределяют кз
/>; />
Ударный ток кз:
/>
Ударный коэффициент принимается:
равным 1,3 при кз нараспределительных щитах, питающихся непосредственно от трансформаторов;
равным 1,0 при более удаленныхточках кз.
/>
/>
/>
/>
/>
Сопротивления кабельных линийсведены в таблицу 9.1.1
Таблица 9.1.1
Сопротивления кабельных линий.
Наименование
линий
Длинна,
м
/>
/>
/>, мОм
/>, мОм 1 2 3 4 5 6 9ПР-10 25 1,98 0,07 49,5 1,7 9ПР-ЭП13 15 5,26 0,09 78,9 1,35 ШМА-ШП2 25 0,34 0,057 8,5 1,43 ШМА-ШП3 25 0,34 0,057 8,5 1,43 ШП2-2ПР 25 1,98 0,07 49,5 1,43 2ПР-19 (1) 20 6,41 0,087 128,2 1,74 19 (1) — 19 (2) 5 6,41 0,087 32,03 0,44 2ПР-19 8 6,41 0,087 5,28 0,69 ШП3-3РП 8 1,98 0,07 15,86 0,56 3ПР-В22 15 5,26 0,09 52,6 0,9 3ПР-В24 18 5,26 0,09 68,38 1,17 ШР3-9 (1) 20 5,26 0,09 105,2 1,8 9 (1) — 9 (2) 8 5,26 0,09 42,08 0,72 ШП3-2 5 5,26 0,09 26,3 0,45 ШМА-9ПР 10 0,34 0,057 3,4 0,57
Сопротивления шинопроводовсведены в таблицу 9.1.2.
Таблица 9.1.2
Сопротивления шинопроводов. Наим. ШП Что присоед. На каком расстоянии, м
/>
/>
/>
мОм
/>
мОм ШМА 9ПР 2 0,031 0,017 0,061 0,034 ШП3 20 0,031 0,017 0,61 0,034 ШП2 20 0,031 0,017 0,61 0,34 ШП2 2ПР 108 0,15 0,17 18,36 52,92 ШП3 3ПР 6 0,15 0,17 1,02 2,94 ЭП9 90 0,15 0,17 13,5 15,3 ЭП2 51 0,15 0,17 7,65 8,67
Расчет трехфазных, двухфазных иударных токов кз сведен в таблицу 9.1.3.
Таблица 9.1.3. Ударные токи КЗ. />/>
/>/>/>Точка
кз
,
мОм
,
мОм , А , А , А 1 2 3 4 5 6 1 18,1 3,6 12112,44 10537,82 22202,1 2 36,56 4, 204 6074,02 5284,4 7451,0 3 106 5,95 2104,27 1830,71 2967,02 4 135,46 5,55 1648,79 1434,45 2324,8 5 50,1 6,46 4425,03 3849,78 6239,3 6 86,3 24,82 2489,24 2165,64 3509,8 7 234,5 25,56 947,16 824,03 1326,03 8 266,55 2,18 838,57 729,56 1174,0 9 157,58 25,51 1400,28 1218,25 1974,39 10 41,6 5,03 5334,45 4640,97 7521,57 1 2 3 4 5 6 11 85,62 22,13 2527,65 2199,05 3563,99 12 127,7 22,85 1724,72 1500,51 2414,6 13 95,5 14,15 2315,34 2014,35 3264,64 14 78,34 6,61 2843,22 2473,60 3980,51 15 150,94 7,51 1479,09 1286,80 2085,51 16 166,72 7,78 1339,29 1165,18 1888,39
9.2 Расчет токов однофазных кз.
Согласно ПЭУ однофазный ток кзможно рассчитать по формуле:
/>
/> - сопротивление петли фаза — нуль
/> полное сопротивлениетрансформатора.
Для комплектных шинопроводоввместо сопротивлений обратной последовательности задается сопротивление петлифаза-нуль, включающее сопротивление шинопровода и сопротивления аппаратов ипереходных контактов, начиная от нейтрали понижающего трансформатора.
Сопротивление трансформаторазависит от сопротивления обмоток.
Для электропроводок, выполненных3-х или 4-х проводной линией проводами в трубах или кабелями в алюминиевойоболочке, зависит от способа прокладки.
Сопротивления кабельных линийприведены в таблице 9.2.1., шинопроводов — 9.2.2.
Таблица 9.2.1
Сопротивления кабельных линий.
/>/>Наименование кабельной линии
Длинна,
м , мОм 1 2 3 4 9ПР-10 25 3,08 77 9ПР-13 15 7,49 112,35 ШМА-ШП2 25 0,69 17,25 ШМА-ШП3 25 0,69 17,25 ШП2-2ПР 25 3,08 77 2ПР-19 (1) 20 17,8 356 19 (1) — 19 (2) 5 17,8 89 2ПР-19 8 17,8 142,4 ШП3-3ПР 8 3,08 24,64 3ПР-В22 10 7,49 74,9 3ПР-В22 5 17,8 89 3ПР-В24 13 7,49 97,37 3ПР-В24 5 17,8 89 ШП3-19 (1) 20 11,3 226 9 (1) — 9 (2) 8 11,3 90,4 ШП2-2 5 7,49 37,45 ШМА-9ПР 10 1,5 15
Таблица 9.2.2
Сопротивления шинопроводов.
/>/>Наименование ШП Что присоединяется На каком расстоянии , мОм ШМА 9ПР 2 0,123 0,246 ШП3 20 0,123 2,46 ШП2 20 0,123 2,46 ШП2 2ПР 108 0,49 52,92 ШП3 3ПР 6 0,49 2,94 ЭП9 90 0,49 44,1 ЭП2 51 0,49 24,99
Данные и расчет однофазных токовкз приведены в таблице 9.2.3
Таблица 9.2.3
Расчет однофазных токов КЗ. Точка кз 1 2 3 4 5 6 7 8
/>/>мОм 40 55,2 132,3 167,6 59,71 189,6 545,6 350,1 , А 5500 3982,2 1664 1313 3684 1160,2 403,2 628,4 Точка кз 9 10 11 12 13 14 15 16
/>/>мОм 332,0 59,71 329,81 420,21 367,26 87,29 176,3 176,3 , А 662,6 3684 667,1 523,6 599 2520,3 1248,2 1248
9.3 Защита сетей и ЭП
Все линии силовой сети,отдельные разветвленные участки, ответвления и ЭП должны иметь защиту откоротких замыканий.
Аппараты защиты необходимоустанавливать:
на вводах от ТП;
на отходящих от щитов линиях;
в местах ответвления от питающеймагистрали к защитам (или ввод в щитах);
в местах, где сечениепроводников уменьшается, или где это необходимо для соблюдения селективности.
В случае необходимостиразрешается относить аппараты защиты от начала питающей линии по направлениюответвления. Для ответвлений, выполненных проводниками в трубах или с негорючейоболочкой, прокладываемых в труднодоступных местах, длина незащищенного участкаможет быть до 30 метров.
В качестве защитных аппаратовприменяются предохранители или автоматические выключатели.
В тех случаях, когда по условиямтехнологического прогресса или по режиму работы сети возможны длительныеперегрузки проводов (кабелей) требуется также защита от перегрузки.
В качестве аппаратов защиты отперегрузки используются магнитные пускатели с тепловым реле и автоматы степловыми расцепителями.
Сочетание различных аппаратов (вышестоящегои нижестоящего) определяется условием селективности зашиты.
Вопрос о возможностиосуществления избирательности защиты решается в каждом конкретном случаевероятностными характеристиками автоматов и предохранителей с использованиемкарты селективности. В логарифмическом масштабе строятся защитныехарактеристики аппаратов всех ступеней, наносятся I расч. max и токи кз и определяетсявремя срабатывания каждого аппарата.
Селективное отключение возможно,если:
/>
/>-время отключения вышестоящей ступени зашиты, />-нижестоящей.
Соотношения между />и />для различных аппаратовразличны.
Выбор плавких вставокпредохранителей при защите от коротких замыканий.
Номинальные токи должны бытьравны или несколько больше длительно допустимых токов защищаемых проводов.
Плавкая вставка должна надежновыдерживать кратковременные пики тока, вызываемые пусками ЭП и другимиэксплуатационными режимами сети.
Ответвления к ЭП, не имеющим />:
/>, />номинальный ток ЭП. Ответвления кЭД. />, /> пусковой ток.
a=2,5 для легких условий пуска.
a=2для тяжелых условий пуска.
При нескольких подключенных клинии ЭД или линии, питающей смешанную нагрузку
/>
/> — максимальный расчетный ток влинии от ЭП
/> — коэффициент использования
/> — номинальный ток ЭД с наибольшимпусковым током
/>/> - наибольший пусковой токиз ЭД, входящих в группу.
По расчетным значениям выбираютплавкую вставку согласно шкале стандартизированных значений номинальных токовплавких вставок и тип предохранителя.
ПЭУ нормирует соотношение междудопустимыми токами проводов и токами плавких вставок:
/>
/> кратность допустимого токапроводника по отношению к току плавкой вставки.
Для обеспечения минимальноговремени отключения однофазного тока кз необходимо проверить выполнение условия:
/>
m=3 дляпомещений с нормальной окружающей средой, m=4 — длявзрывоопасных помещений. />
Условие является условием длявыбора предохранителя для защиты от перегрузки. Выбор автоматов при защите откоротких замыканий.
/>
/>1.
/>2.
Номинальные токи распределителейвыбираются в зависимости от типа автомата и наличия тепловых иликомбинированных расцепителей.
Номинальные токи тепловыхрасцепителей для ответвлений и линий:
/>,
для одиночного ЭП;
/>
/> расчетный ток линии, питающийгруппу ЭП.
Для автоматов с комбинированнымрасцепителем обязательна проверка невозможности срабатывания электромагнитныхрасцепителей от.
/>
/> - ток отсечки расцепителя,
/> пиковый ток линии или пусковойток ЭП
Необходима проверка условий:
/> -защита от перегрузок
/>
/>m=3 дляпомещения с нормальной окружающей средой; m=6 — совзрывоопасной.
/>
1. Определяем и выбираем типыпредохранителей
/>/>А
Принимаем НПН — 60 А.
Для ЭП, запитанных по цепочке
/>А
Учитываем два условия:
/>А
/>/> А
Выбираем ПНП — 60 А.
Выбор остальных предохранителейсведен в таблицу 9.3.1
Таблица 9.3.1
Выбор предохранителей. />Ответвления к ЭП № , А Тип предохранителя , А 19 8,8 НПН — 60 10 19 (1) — 19 (2) 10,3 10 10 132 ПН2 — 250 150 13 48 ПН2 — 100 50 В22 30,8 40 В24 3,4 НПН — 60 10
Определим типы автоматов и ихноминальные токи для ЭП.
Токи расцепителей выбираютбольше номинальных токов ЭП.
Таблица 9.3.2
Автоматические выключатели.
/>Ответвления к ЭП № , А Тип АВ
/>, А 9 18+18 АЕ 2056 40 2 129,8 А 3716 125
Устанавливаем невозможностьсрабатывания АВ при пуске ЭД.
/> А
/>/> А
/> А
/> А
Определяем токи в питающихлиниях к распределительным пунктам и шинопроводов.
Таблица 9.3.3. Токи в питающихлиниях. Ответв. к 2ПР 3ПР 9ПР ШП2 ШП3 ШМА — 1 ШМА — 2
/>, А 11,39 51,36 70,36 320 340 467,7 409,8
Пиковый ток линии определяетсяпри пуске наиболее мощного ЭП:
2ПР: />
/> А
3ПР: /> А
9ПР: /> А
ШП2: /> А
ШП3: /> А
Таблица 9.3.4. Ток расцепителяАВ.
/>/>/>Ответвл. к , А , А , А Тип АВ А А 2ПР 11,39 154 20 АЕ2055 100 240 3ПР 29,9 160,3 31,5 АЕ2055 100 378
Условие выполняется: />
2ПР: 240>154×1,25=192,5 А
3ПР: 378>160×1,25=200 А
Таблица 9.3.5
Выбор предохранителей. />
/>Ответвл.
к , А , А
Тип
П , А , А 9ПР 350 140 ПН2 — 400 200 400 3ПР 160 64 ПН2 — 250 200 250 2ПР 154 61,1 200 250 ШП2 803 321 ПН2 — 600 400 600 ШП3 1094 438 500 600
Рассчитанное будет удобно свестив таблицу.
Будет проверено условие />
Таблица 9.3.6.
Проверка по току.
Ответвл.
к
/>, А
Тип
аппар.
/>
/>/>
/>
/>
/> 1 2 3 4 5 6 7 8 ЭП10 55 ПН2-250 150 0,33 49,5 90 ЭП13 20 ПН2-100 50 0,33 16,5 38 ЭП19 (1-2) 7,4 НПН -60 10 0,33 3,3 29 ЭП19 3,7 10 0,33 3,3 29 1 2 3 4 5 6 7 8 В22 11 ПН-100 40 1 40 38 В24 1,2 НПН-60 10 1 10 38 ЭП9 (1-2) 18,2 АЕ2056 40 480 0,22 8,8 38 ЭП2 129,8 А3716 125 1500 0,33 41,25 210 2ПР 11,39 АЕ2055 20 240 0,22 4,4 90 3ПР 29,9 31,5 378 0,22 6,93 90 2ПР 154 ПН2-250 200 0,33 66 90 3ПР 160 200 0,33 66 90 9ПР 350 ПН2-400 200 1 200 255 ШП2 803 ПН2-600 400 0,33 132 510 ШП3 1094 500 0,33 165 510
Проверка по условиям:
/>
/>
Таблица 9.3.7. Ответвл. к
/>, А
/>, А
/>, А
/>, А
/>, А 2ПР 2165,64 240 360 1160,2 300 ЭП9 2199,05 480 720 667,1 600 ЭП2 2014,35 1500 2050 599 180,0 3ПР 2473,60 378 567 2520,3 472,5
/>Чувствительностьзащиты участков сети к не проверяем, так как их протяженность небольшая и токидостаточны для обеспечения нужной чувствительности.
Необходимо проверитьчувствительность предохранителей:
/>
Таблица 9.3.8.
Проверка чувствительности. Ответвления к , А
/>, А
/>, А ЭП10 1663,57 150 450 ЭП13 1313,04 50 200 2ПР 1160,15 200 600 ЭП19 (1-2) 403,2 10 30 ЭП19 628,36 10 30 3ПР 2520,33 200 600 В22 1248,16 40 120 В24 1247,94 10 30 9ПР 3982,2 200 600 ШП2 3684,47 400 1200 ШП3 3684,47 500 1500
Магнитные пускателипредназначены для управления (пуска, остановки) АД мощностью до 75 кВт, а такжедля защиты их от перегрузок.
Номинальный ток теплового релевыбирается по номинальному току ЭП: />
Выбор магнитных пускателейприведен в таблице 9.3.9.
/>Таблица 9.3.9. Ответвл. к , А типы в пускателе пускателя тепл. реле В22 11 ПМЕ-222 ТРН-25 12,5 В24 1,2 ПМЕ-122 ТРН-10 12,5 3ПР 72,6 ПАЕ-421
Выберем автомат, защищающийлинию, питающую ШМА.
/>А
/>А
/>/>
Принимаем АВМ-4Н
/> 12×200>1,25×1494
/>,770>0,33×200
/>
10537,82>1,5×2400=3600 А
/>
5500>1,25×2400
Аналогично выбирается секционныйавтомат АВМ-10Н по номинальному току шин (расчетному).
Заключение
В данном дипломном проекте былорассмотрено электроснабжение завода механоконструкций, а именно, былирассчитаны электрические нагрузки завода и его освещение, выбраны схемы еговнешнего и внутреннего электроснабжения. Также был проведен расчетэлектроснабжения инструментально-механического цеха.
В результате расчета былаопределена расчетная нагрузка, осветительная нагрузка и суммарная расчетнаянагрузка завода Sр=49661.3 кВА.
В результате расчета внутреннегоэлектроснабжения завода были выбраны мощности цеховых трансформаторныхподстанций и схема распределительных сетей завода. Было выбрано основноеоборудование на напряжениях 110 и10 кВ.
Для ГПП применена схема “Дваблока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий".
Рассмотрен вопросэлектроснабжения отдельно взятого цеха. На примере цеха №1 (инструментально-механического)произведён расчёт силовой и осветительной нагрузки и выбрано основноеоборудование. Также рассчитаны токи КЗ и выбраны аппараты защиты.
В экономической части дипломногопроекта было проведено технико-экономическое сравнение двух вариантов внешнегоэлектроснабжения завода на 35 и 110 кВ. В результате сравнения суммарных затратна внешнее электроснабжение было выбрано питающее напряжение 110 кВ с меньшимигодовыми затратами.
В разделе «Безопасность иэкологичность» был рассмотрен вопрос о разработке мероприятий по охранетруда электрики при электроснабжении завода механоконструкций.
Список литературы
1. Справочник по проектированиюэлектроснабжения, линий электропередачи и сетей / Под ред. Я.М. Большама, В.И. Круповича,М.Л. Самовера — М.: Энергия, 1974. — 696с.
2. Правила устройстваэлектроустановок. (7 издание) — М.: Энергия, 2005. — 645с.
3. Справочник по электроснабжениюпромышленных предприятий/Под ред.А. А. Фёдорова. — М.: Энергия, 1973.
4. ЭСПП в примерах и задачах / Подред. А.И. Артёмова. — С.: 2000. — 300с.
5. Справочник по проектированиюэлектроэнергетических систем / Под ред. С.С. Рокотяна. — М.: Энергоатомиздат,1985. — 348с.
6. Электроснабжение промышленныхпредприятий и установок/Под ред. Липкина Б.Ю. — М.: Высш. Школа, 1981. — 376с.
7. Электрическая часть станций иподстанций / Под. ред. Б.Н. Неклепаева. — М.: Энергия, 1972. — 336с.
8. Справочная книга дляпроектирования электрического освещения/Под ред. Г.М. Кнорринга. — Л.: Энергия,1976. — 384с.
9. Основы электроснабженияпромышленных предприятий/Под. ред.А. А. Ермилова. — М.: Энергия, 1975. — 208с.
10. Электромагнитные переходныепроцессы/Под. ред. С.А. Ульянова. — М.: Энергия, 1970. — 520с.
11. Основы техники безопасности вэлектроустановках / Под. ред. П.А. Долина. — М.: Энергоатомиздат, 1984. — 447с.
Приложения
Приложение 1
/>
Генплан и план распределительнойсети.
Приложение 2
/>
Силовая схема электроснабженияцеха.
Приложение 3
/>
Световая схема электроснабженияцеха.
Приложение 4
/>
Расчётная схема замещения.
/>