Релейная защита и автоматика общепромышленных предприятий - дипломная работа готовая

ООО "Диплом777"

8:00–20:00 Ежедневно

Никольская, д. 10, оф. 118

Дипломная работа на тему Релейная защита и автоматика общепромышленных предприятий

Содержание

Введение

1. Технология феросплавного производств

2. Определение расчетных нагрузок цехов по установленной мощности и коэффициенту спроса

3. Определение расчетной нагрузки завода

3.1 Собственные нужды

3.2 Построение картограммы, определение центра электрических нагрузок и места расположения ГПП

3.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения

3.4 Определение рационального напряжения системы внешнего электроснабжения завода собственных нужд

3.5 Выбор сечения провода по условиям экономической целесообразности

3.6 Технико-экономические показатели питающей линии

4. Технико-экономические показатели трансформаторов связи с энергосистемой

5. Выбор высоковольтного оборудования

5.1 Выбор выключателей

5.2 Выбор линии электропередач

6. Система внутреннего электроснабжения

6.1 Выбор мощности трансформаторов цеховых ТП

6.2 Определение расчетных нагрузок в линиях по вариантам

6.3 Определение технико-экономических показателей по вариантам

6.4 Расчет системы внутреннего электроснабжения для печей 1 и 2 цеха

6.5 Расчет токов короткого замыкания

6.6 Выбор и проверка электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей

6.7 Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

6.8 Выбор трансформаторов тока

6.9 Выбор шин ГПП

Заключение

Список использованных источников

Введение

Электрификация предприятий имеет важное значение как энергетическая комплексная механизация и автоматизация технологических процессов. Развитие электрификации предприятий характеризуется разработкой и созданием новых видов электрооборудования, как в общепромышленном исполнении, так и взрывозащищенном, предназначенного для эксплуатации в условиях шахт. Здесь широкое распространение получила коммутационная аппаратура, скомпонованная в магнитную станцию, благодаря чему реализуется принцип блочности, обеспечивающий повышение надежности и мобильности передвижных низковольтных сетей.

Для различных элементов энергосистем номинальными могут быть различные параметры, в частности: напряжение, ток, мощность. коэффициент мощности, частота, частота вращения, скольжение температура, ток отключения и т.д. При работе всех элементов энергосистемы с номинальными параметрами режим энергосистемы в целом близок к оптимальному. В отдельных случаях с учетом, например, зависимости КПД элементов от нагрузки можно получить определенный эффект при работе с параметрами, отличными от номинальных. Однако подобные условия работы должны иметь тщательное техническое и технико-экономическое обоснование.

Потребители (приемники) электрической энергии различаются по режиму работы, назначению, принципиальному исполнению, потребляемой мощности, частоте потребляемого тока, условиям работы, ответственности (категорийности) и соответственно по требованием к надежности электроснабжения, а также по некоторым другим признакам.

В области экономии и эффективного использования электроэнергии особое значение надо уделять сбору информации об объеме и структуре вырабатываемой и потребляемой электроэнергии, обследованию энергетической эффективности эксплуатируемых энергетических объектов и энергетических производств, оценке потенциала энергосбережения, разработке и внедрению конкретных технических решений и организационно – технических мероприятий по снижению технологических и коммерческих потерь энергии.

Вышеприведенными сведениями обусловлена актуальность темы исследования «Релейная защита и автоматика общепромышленных предприятий».

Исходя из поставленной темы бакалаврской работы, нами была установлена следующая цель: дать характеристику современному состоянию.

1. Технология феросплавного производства

В крупной 3-х фазной электропечи в качестве проводящей среды между электродами используется шихта. Шихта – это смесь кокса, металлической руды.

Электроды в этих печах погружены в твердую шахту, по мере проплавления шихты электроды опускаются, сплав и шлак выпускают периодически. В ходе производства получается: сплав, шлак, выделяющийся газ.

Ферросплавы служат сырьем для получения стали.

Газ, получающийся при выплавке необходимо отсасывать и очищать.

Руда, поступающая на завод, последовательно проходит через дозировочное отделение, дробилку и отделение обогащения.

Рабочая часть завода состоит из основного плавильного цеха и вспомогательных цехов. К вспомогательным цехам относится: склад готовой продукции, газоочистка, дозировка, ремонто-механический цех и т.д.

Таблица 1.1. Потребители АЗФ и их электрические нагрузки

Наименование отделения и механизма

Кол-во, шт

Рн, кВт

Робщ, кВт

Кисп

Рр, кВт

tППР,

1. Конвеер

6

90

540

0,7

378

240

2. Крыша 115

3

3

9

0,7

6,3

240

3. Кант. устройство

6

11

66

0,7

46,2

240

4. Опрыскиватель

6

15

90

0,7

63

240

5. Вентилятор 140

3

55

165

0,6

115,5

240

6. Вентилятор 105, 106, РМ 1;4

4

75

300

0,6

180

240

7. Вентилятор 108, РМ 2

1

125

125

0,6

75

240

8. Лебедка выкатная

3

15

45

0,6

27

240

9. Кран-балка

3

5,5

16,5

0,4

6,6

32

10. ВУ отсова от контовал. устройства

1

110

110

0,7

77

32

ИТОГО:

1466,5

975,6

Шламовая РМ 1. Насос

3

200

600

0,6

360

120

2. Задвижки

9

3

27

0,4

10,8

120

3. Насос дренажа

1

11

11

0,7

7,7

48

4. Эл.калорифер

1

10

10

0,6

6

48

5. Кран-балка

1

5,5

5,5

0,4

2,2

32

ИТОГО:

653,5

446,7

Плавильное отделение: отм.:0,00; 4,2; 9,6

1. П.61 402-403

2

75

150

0,9

135

720

2. 402

401, 403. П 64

1

2

132

75

264

75

0,9

0,9

237,6

67,5

720

720

3. П 61. 401

1

160

160

0,9

144

720

4. Лебедка закатки

4

22

88

0,8

70,4

48

5. Дренажный насос

2

5,5

11

0,7

7,7

32

Таблица 1.2. Электроосвещение цеха

Наименование объекта

Тип освещения

Количество светильников

Р1со, кВт

Робщ, кВт

Кисп

Потребл. мощ-ность в сутки

Потребл. мощ-ность а год, тыс кВт·г

Плав. отдел

16

1

16

0,9

345,6

126,1

1. отм.0,00

ДРЛ

12

40

0,7

0,4

8,4

16

0,9

0,9

181,4

345,6

66,2

126,1

2. отм. +4,2

ДРЛ

10

22

18

1,0

0,4

0,25

10

8,8

4,5

0,9

0,9

0,9

216

190,08

97,2

78,84

69,4

35,47

3. отм. +9,6

Л.нак

ДРЛ

4

36

19

10

26

0,2

1

0,7

0,4

0,25

0,8

36

13,4

4

6,5

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

17,28

777,6

287,28

86,4

140,4

6,3

283,82

104,85

31,5

51,24

4. отм. + 22,4

Л.нак

ДРЛ

4

6

26

16

6

0,2

1

0,7

0,4

0,25

0,8

6

18,2

6,4

1,5

0,5

0,9

0,9

0,9

0,9

9,6

129,6

393,1

138,24

32,4

3,5

47,3

143,48

50,45

11,82

5. отм. +30

Л.нак

ДРЛ

Л.нак.

4

12

8

4

1

0,4

1

0,2

4

4,8

8

0,8

0,9

0,9

0,9

0,9

86,4

103,68

172,8

17,28

51,5

37,84

63,07

6,3

6. отм. +34

ДРЛ

Л.нак

4

16

0,25

1

1

16

0,9

0,9

21,6

345,6

7,88

126,1

7. Разлив. пролет

ЛБ-40

ДРЛ

18

76

4

16

0,04

1

0,7

1

0,72

76

2,8

16

0,7

0,9

0,9

0,9

12,096

1641,6

60,48

345,6

4,4

599,18

22,07

126,1

8. Печной прол.

ДРЛ

Л.нак

96

6

1

1

96

6

0,9

0,9

2073,6

129,6

758,9

47,3

9. Прилег.тер.

ДРЛ

лапмы КГ

12

14

6

4

0,7

0,4

0,25

2

8,4

5,6

1,5

8

0,5

0,5

0,5

0,5

100,8

67,2

18

96

36,5

24,52

6,57

35,04

10. РМ 1-4

ДРЛ

Л.нак

11. Освещение мостовых кранов

Л.накал.

31

0,5

15,5

0,5

334,8

122,2

12. Пульт печи

ДРЛ

20

0,02

0,4

0,9

8,64

3,16

Таблица 1.3. Краткая характеристика среды и категории потребителей электрической энергии

Наименование цеха

Категория потребителя

Производственная среда

1. Цех №6

I

Активная

2. Цех №1

I

Активная

3. Цех подготовки шихты (ЦПШ) 6

II

Пыльная

4. ЦПШ 1

II

Пыльная

5. Административно-бытовой корпус

III

Нормальная

6. Газоочистка 6 ц

I

Хим. активна

7. Газоочистка 1 ц

I

Хим. активна

8. Склад готовой продукции (СГП 6)

II

Пыльная

9. СГП 1

II

Пыльная

10. Дозировочное отделение 1 ц

II

Пыльная

11. Дозировочное отделение 1 ц

II

Пыльная

12. Насосная

I

Нормальная

2. Определение расчетных нагрузок цехов по установленной мощности и коэффициенту спроса

Расчетная нагрузка (активная и реактивная) силовых приемников цеха:

;

,

где – суммарная установленная мощность всех приемников цеха;

– средний коэффициент спроса;

– соответствующий характерному для приемников данного цеха средневзвешенному значению коэффициента мощности.

Расчетная нагрузка осветительных приемников цеха:

,

где – коэффициент спроса для освещения;

– установленная мощность приемников электрического освещения.

Величина может находится по формуле:

,

где – удельная нагрузка, Вт/м2 площади пола цеха;

F – площадь пола цеха, определяемый по генплану.

Полная расчетная мощность силовых и осветительных приемников цеха определяется из соотношения:

.

Приемники напряжением выше 1000 В ( в нашем случае 6 кВ) цеха учитываются отдельно. Расчетные активная и реактивная мощности групп приемников выше 1000 В определяются по формулам, а полная из выражения:

,

,

.

Суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки потребителей 0,38/0,22 кВ и 6 кВ в целом по заводу определяются суммированием соответствующих нагрузок цехов.

Таблица 2.1. Расчетные нагрузки по цехам завода.

Потребители 0,38/0,22 кВ

Наименование потребителя

Рн, кВт

kс

Рр, кВт

Qp, кВар

1. №6

2000

0,6

0,6/1,33

1200

1600

2. №1

2000

0,6

0,6/1,33

1200

1600

3. ЦПШ 6

500

0,6

0,75/0,88

300

264

4. ЦПШ 1

500

0,6

0,75/0,88

300

264

5. АБК

600

0,7

0,8/0,75

420

315

6. Газоочистка 6 ц

300

0,8

0,85/0,62

240

148,8

7. Газоочистка 1ц

200

0,8

0,85/0,62

160

99,2

8. СГП 6 цеха

1000

0,4

0,6/1,33

400

532

9. СГП 1 цеха

700

0,4

0,6/1,33

280

372

10. Доз. 6

1000

0,5

0,6/1,33

500

665

11. Доз.1

1000

0,5

0,6/1,33

500

665

12. Насосная

400

0,75

0,8/0,75

300

225

13. ГПП

50

0,8

0,8/0,75

40

30

14. ЦРМО

400

0,6

0,7/1,02

240

244,8

15. Компрессорная

200

0,5

0,7/1,02

100

108

16. ЖДЦ

100

0,6

0,6/1,33

60

80

17. АХЦ

100

0,6

0,6/1,33

60

80

18. УПК 6

600

0,8

0,85/0,62

480

297,6

19. УПК 1

600

0,8

0,85/0,62

480

297,6

Потребители >1000 В

1

324000

0,8

0,85/0,62

259200

304970

2

198000

0,8

0,87/0,56

158000

181080

3, 4

4500

0,7

0,8/0,75

3150

3937,5

6,7

3000

0,8

0,75/0,88

2400

3196,96

Итого: ,,,

,,.

Таблица 2.2. Определение расчетных осветительных нагрузок по цехам завода

Потребители

F, м2

Руд.о, кВт/м2

Рп.о., кВт

kс.о

Рр.о, кВт

Рр+Рр.о, кВт

Qp.o+Pp.o, кВар

Sр, кВА

1.

11250

16

180

0,9

162

1362

1677,76

2161

2.

11250

16

180

0,9

162

1362

1677,76

2161

3.

7000

15

105

0,8

84

384

304,32

489,97

4.

7000

15

105

0,8

84

384

304,32

489,97

3. Определение расчетной нагрузки завода

3.1 Собственные нужды

Расчетная полная мощность завода определяется по расчетным активным и реактивным нагрузкам цехов с учетом расчетной нагрузки освещения территории завода, потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций и ГПП, с учетом компенсации реактивной мощности.

При компенсации реактивной мощности используем статические конденсаторы, как экономически целесообразные. Конденсаторы устанавливаем в сетях 0,38 кВ. Суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки:

– силовых приемников 0,38 кВ:

,

;

– освещение территории и цехов:

,

;

– приемники 6 кВ:

,

.

Приближенно потери мощности в трансформаторах цеховых подстанций и ГПП:

, ,

,

,

,

.

Необходимая мощность компенсирующих устройств по заводу в целом определяется из выражения:

,

где – среднегодовая активная нагрузка завода,

– соответствует средневзвешенному естественному коэффициенту мощности за год,

– соответствует нормативному коэффициенту мощности.

,

где – действительное годовое число часов работы потребителей электроэнергии ферросплавного завода,

– число часов использования активной нагрузки.

,

при нормативном коэффициенте мощности .

Мощность компенсирующих устройств равна

.

Некомпенсированная мощность на потребителях 0,4 и 6 кВ.

,

где – расчетная реактивная мощность завода с учетом коэффициента разновременности максимумов силовой нагрузки .

,

,

.

В качестве компенсирующих устройств принимаем батареи статических конденсаторов.

Определяем потери мощности в них:

,

где – удельные потери активной мощности, составляющие 0,2 % от .

.

Общая активная мощность с учетом потерь в компенсирующих устройствах:

,

где – расчетная активная мощность завода с учетом kр.м..

.

Расчетная нагрузка на шинах 6-10 кВ ГПП с учетом компенсирующих устройств равна:

.

Потери мощности в трансформаторах ГПП:

,

.

Полная расчетная мощность собственных нужд на стороне высшего напряжения ГПП:

,

.

Определение расчетных нагрузок цеха. Суммарные активные и реактивные нагрузки равны:

,

.

Потери мощности в трансформаторах:

,

.

,

Необходимая мощность компенсирующих устройств для печей:

,

,

,

.

Некомпенсированная мощность:

,

где – расчетная реактивная мощность, приходящаяся на печи, с учетом коэффициента разновременности максимумов kр.м=0,95.

.

В качестве компенсирующих устройств используем батареи статических конденсаторов.

Потери активной мощности в компенсирующих устройствах:

,

.

Общая активная мощность с учетом потерь в КУ:

,

.

Расчетная мощность с учетом компенсации реактивной мощности равна:

.

Потери мощности в трансформаторах:

,

.

3.2 Построение картограммы, определение центра электрических нагрузок и места расположения ГПП

Для определения места расположения ГПП и ТП при проектировании системы электроснабжения на генеральный план завода наносится картограмма нагрузок, которая представляет собой окружности, причем площади, ограниченные этими окружностями, равны расчетным нагрузкам цехов. Центр окружности совпадает с центром нагрузок цеха.

ГПП располагаем как можно ближе к ЦЭН, так как это позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электрической энергии, сократить протяженность распределительных сетей высокого напряжения завода, уменьшить протяженность и расход проводникового материала и снизить потери электрической энергии.

Площадь круга в определенном масштабе равна расчетной нагрузке цеха :

.

Из этого выражения радиус окружности равен:

,

где – мощность i-го цеха,

m – масштаб для определения площади круга = 0,5 кВт/мм2.

Силовые нагрузки до и выше 1000 В изображаются отдельными кругами или секторами в круге.

Для определения места ГПП находим центр электрических нагрузок для полной мощности.

На генплане наносим оси координат. Координаты ЦЭН завода определяем по формулам:

,

.

где – координаты центра нагрузок.

Таблица 3.1. Расчетные параметры

№ цеха

Sр, кВА

, мм

б, град

, м

, м

1

2161

37,1

43

925

275

1998925

594275

2

2161

37,1

43

225

275

486225

594275

3

489,97

17,66

79

150

680

73495,5

333179,6

4

489,97

17,66

79

285

680

139641,45

333179,6

5

580,92

19,23

39

580

280

336933,6

162657,6

6

344,2

14,8

68

1025

50

352805

17210

7

250,1

12,62

93

175

50

43767,5

12505

8

872,7

23,57

121

925

130

807247,5

113451

9

674,87

20,73

151

225

130

151845,75

87733,1

10

884,25

23,73

34

900

510

795825

450967

11

884,25

23,73

34

225

465

198956,25

411176,2

12

397,22

15,9

23

900

565

357498

224429

13

62,78

6,32

81

575

350

36098,5

21973

14

350,84

15

11

575

215

201733

75430,6

15

151,88

9,83

29

400

365

60452

55436,2

16

176,4

10,6

198

100

550

17640

97020

17

644,81

20,67

53

655

600

41745

91080

18

654,83

20,42

52

925

375

605717,76

245561,2

19

654,83

20,42

52

225

375

147336,75

245561,25

Итого:

12393,81 кВА

6854188,55

4167101,25

Для правильных цехов расчет проводят по размещению места для компенсирующих устройств. Участок продольной компенсации (УПК) размещен непосредственно около цехов, т.е. по возможности ближе к ним.

3.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения

Технико-экономические расчеты при выборе вариантов системы электроснабжения.

Для выбора рациональной системы электроснабжения завода необходимо рассмотреть несколько вариантов и дать технико-экономическое обоснование наиболее целесообразного из них.

В расчете выбирается рациональное напряжение питающих и распределительных сетей и экономически целесообразное сечение питающих линий.

По каждому из намеченных вариантов определяются экономические показатели: k – капитальные затраты, ДЭа – потери электроэнергии, G – расход цветного металла, Сэ – ежегодные эксплуатационные расходы, З – годовые расчетные затраты.

Экономическая эффективность каждого варианта определяется по годовым расчетным затратам из выражения:

З=Сэ+0,125k,

где 0,125 – pn – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, соответствующий сроку окупаемости, равному 8 годам, отн. ед./год.

Капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения;

где KЛ – капитальные затраты на сооружение линии,

КА – капитальные затраты на установку высоковольтной аппаратуры,

КТ – капитальные затраты на установку силовых трансформаторов.

Годовые эксплуатационные расходы на систему электроснабжения определяются из выражения:

,

где СА – стоимость годовых расходов на амортизационные отчисления,

Сп – стоимость годовых расходов на оплату потерь электроэнергии.

3.4 Определение рационального напряжения системы внешнего электроснабжения завода собственных нужд

Зная схему питания, передаваемую мощность, стоимость 1 кВт·ч электроэнергии, конструктивное выполнение линий, расстояние от источника питания до завода и напряжение на шинах питающей подстанции.

Намечаем следующие варианты напряжений питающих линий системы внешнего электроснабжения завода.

1 вариант системы внешнего электроснабжения завода

Электроэнергия передается и распределяется до ГПП завода на напряжение 35 кВ. На ГПП напряжение понижается до 10 и 6 кВ.

2 вариант системы внешнего электроснабжения завода

Электроэнергия от подстанции энергосистемы до ГПП передается напряжением 220 кВ. На ГПП напряжение понижается до 10 и 6 кВ.

3 вариант системы внешнего электроснабжения завода

От подстанции энергосистемы передается напряжение 20 кВ. На ГПП напряжение понижается до 10 и 6 кВ.

Рассмотрим каждый из принятых вариантов.

1 вариант.

1 Выключатели

Предварительно выбираем головные выключатели В1 и В2 по номинальным данным:

,

,

,

.

Рабочее напряжение схемы питания . Максимальный рабочий ток линии определяется из условия, что в аварийном режиме одна линия полностью обеспечит нагрузку завода, т.е.:

.

Для определения мощности, отключаемой выключателями, намечаем расчетную точку короткого замыкания (к.з.) К-1.

Составляем схему замещения, для режима трехфазного короткого замыкания в точке К-1 и определяем параметры схемы замещения в относительных базисных единицах.

Все сопротивления приводятся к базисной мощности:

.

Сопротивление системы в относительных базисных единицах:

.

Сопротивление трехобмоточного трансформатора подстанции энергосистемы в относительных базисных единицах определяется в следующей последовательности.

Определяем напряжение к.з. каждой обмотки:

,

,

.

Сопротивление обмоток трансформатора в относительных базисных единицах:

,

,

.

Сопротивление обмоток ВН и СН трехобмоточного трансформатора в относительных базисных единицах:

.

Сопротивление от источника питания до точки к.з.:

.

Мощность, отключаемая выключателями (В1 и В2):

.

Ток, отключаемый выключателями:

.

Выбираем выключатель ВВУ 35-40/1000 УХЛ1 с номинальными данными:

,

,

,

.

2 Линии:

Питающие линии выполняем проводом марки АС

Выбор сечения провода по техническим условиям

По нагреву расчетным током:

,

.

По условиям допустимого нагрева для нормального режима принимаем сечение провода с . Проверяем выбранное сечение по условиям послеаварийного режима работы:

2. По условиям коронирования проводов, принимаем минимально допустимое сечение .

3. Минимально допустимое сечение по механической прочности .

4. По допустимой потере напряжения:

,

где – допустимая длина линии, км,

– длина линии на 1% потери напряжения,

– допустимая потеря напряжения, %,

– действительная длина питающей линии, км.

, , .

,

,

т.е. принятое сечение S=150 мм2 полностью удовлетворяет всем техническим условиям.

3.5 Выбор сечения провода по условиям экономической целесообразности

1. Принимаем несколько стандартных сечений равных и больше найденного по техническим условиям, т.е. 150; 2*95; 2*120; 3*70; 3*95.

2. Находим для этих сечений ежегодные потери электроэнергии (ДЭлл), расход цветного металла (Gлл), годовые расчетные затраты (Зл).

Капитальные затраты на линии:

,

где С – стоимость 1 км воздушной одноцепной линии АС-150 на типовых железо-бетонных опорах в ненаселенной местности, тыс./км.

Стоимость расходов на содержание персонала и ремонт одинаковой при всех сечениях линии, определим ежегодные эксплутационные расходы:

,

где Спл – стоимость потерь электроэнергии в линиях, тыс./год,

Сал – стоимость амортизационных отчислений, тыс./год.

Действительные потери в линии:

,

где – потери мощности в линии при длительной допустимой нагрузке, кВт/км,

– коэффициент загрузки линии,

– длина линии, км,

– расчетный ток в линии, А.

Действительные ежегодные потери электроэнергии в линии:

,

где – действительное число часов работы завода в год, час.

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в линиях:

,

где – стоимость 1 кВт·ч электроэнергии, дол/кВт·ч, при условии, что для завода 1 кВт·ч стоит 2 тенге и курс 1 дол=150 тенге.

Стоимость амортизационных отчислений:

,

где – ежегодные амортизационные отчисления для линии = 2,8 % ( на линии 35 кВ на ж/б опорах).

Ежегодные эксплуатационные расходы составляют:

.

Годовые расчетные затраты:

.

Расход цветного металла:

,

где – вес 1 км провода АС-150, т/км.

l=4,5 км, С0=0,013 дол/кВт·г.

По величинам Зл1л7 и S1-S7 строим кривую :

Минимум годовых расчетных затрат соответствует сечение s=185 мм2.

3.6 Технико-экономические показатели питающей линии

Капитальные затраты

Стоимость 2-х камер отходящей линии с выключателем ВВУ35 с одинарной системой шин на металлических конструкциях:

.

Стоимость сооружения двух питающих линий 35 кВ, выполненных на ж/б опорах и проводом АС-189:

.

Суммарные капитальные затраты:

.

Эксплуатационные расходы:

,

,

где – ежегодные амортизационные отчисления для силового оборудования и распределительных устройств = 6,3 %,

.

Годовые расчетные затраты:

.

Потери электроэнергии:

.

Расход алюминия:

.

Технико-экономические показатели трансформаторов связи с энергосистемой

Капитальные затраты:

Стоимость двух трансформаторов ТРДИС 25000/35 при наружной установке:

.

Стоимость двух вводов с разъединителями и короткозамыкателями, установленными в ОРУ-35 кВ на ж/б конструкциях:

Суммарные капитальные затраты:

Эксплуатационные расходы. Ежегодные эксплуатационные расходы складываются из стоимости электроэнергии, расходуемой на потери в трансформаторах и стоимости амортизационных отчислений на трансформаторы и вводы с короткозамыкателями и разъединителями.

Приведенные потери мощности в трансформаторах:

,

где – приведенные потери активной мощности во время холостого хода;

,

– приведенные потери мощности в меди трансформатора.

,

где – коэффициент загрузки трансформатора,

,

– коэффициент изменения потерь, составляющий на ГПП у потребителей, питающихся через три ступени трансформации, 0,12 кВт/кВар,

– потери (реактивные) холостого хода,

.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:

.

Стоимость амортизационных отчислений:

,

где – ежегодные амортизационные отчисления для силового оборудования, равный 6,3%.

Суммарные ежегодные эксплуатационные расходы:

.

Годовые расчетные затраты:

Потери электроэнергии:

.

Расчет цветного металла:

.

2 вариант:

1. Выключатели

Предварительно выбираем головные выключатели по номинальным данным:

, .

Максимальный расчетный ток:

.

.

,

Мощность, отключаемая выключателем:

.

Ток, отключаемый выключателем:

.

Выбираем выключатель типа ВВД220Б 31,5/2000 УХЛ1 с номинальными данными:

, ,

, .

2. Линии

Питающую линию выполняем проводом АС

Выбор сечения провода по техническим условиям

1. По нагреву расчетным током:

,

.

По условиям допустимого нагрева принимаем сечение провода s=240 мм2 с Iдоп=610 А.

Проверяем выбранное сечение по условию послеаварийного режима работы:

,

,

,

.

2. По условиям коронирования принимаем минимальное сечение s=240 мм2.

3. По условию механической точности принимаем сечение s=240 мм2.

4. По допустимой потере напряжения проверяем сечение s=240 мм2:

,

,

.

Данное сечение удовлетворяет всем техническим условиям.

Выбор сечения провода по условиям экономической целесообразности:

1. Принимаем несколько стандартных сечений: 240; 300; 2*150; 3*120.

2. Находим для этих сечений экономические показатели: .

Капитальные затраты:

.

Ежемесячные, ежегодные эксплуатационные расходы:

.

Действительные потери в линии:

,

.

Действительные ежегодные потери в линии:

.

Стоимость амортизационных отчислений:

,

где – ежегодные амортизационные отчисления для линии 220 кВ.

Годовые расчетные затраты:

,

где – ежегодные эксплуатационные расходы,

,

.

Расход цветного металла:

,

где – вес 1 км провода АС-240.

По величинам ЗЛ и SТ строим кривую, экстремум которой соответствует минимуму годовых расчетных затрат:

Минимум годовых расчетных затрат соответствует сечение s=240 мм2

3.6 Технико-экономические показатели питающих линий

Капитальные затраты

Стоимость двух камер отходящей линии с выключателями ВВД 220:

.

Стоимость двух линий с проводом АС-240 на ж/б опорах:

.

Суммарные капитальные затраты:

.

Эксплуатационные расходы:

,

,

где – коэффициент амортизации отчислений для силового электрооборудования,

.

Годовые расчетные затраты:

.

Потери электроэнергии:

.

Расход цветного металла:

,

где g=0,997 т/км – вес 1 км провода АС-240.

4. Технико-экономические показатели трансформаторов связи с энергосистемой

Капитальные затраты

Стоимость трансформаторов ТРДН 32000/220 при наружной установке:

.

Стоимость 2-х вводов с выключателями ВВД 220 Б:

Суммарные капитальные затраты:

.

Эксплуатационные расходы:

.

Приведенные потери мощности в трансформаторах:

,

,

,

где – коэффициент изменения потерь для двух ступеней трансформации,

– коэффициент загрузки трансформаторов,

,

.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:

.

Стоимость амортизационных отчислений:

.

Суммарные ежегодные эксплуатационные расходы:

.

Годовые расчетные затраты:

.

Потери электроэнергии:

.

Расход меди:

.

5. Выбор высоковольтного оборудования

5.1 Выбор выключателей

Предварительно выбираем головные выключатели по номинальным данным.

Рабочее напряжение схемы питания Uн=20 кВ.

Максимальный рабочий ток:

.

Согласно исходной схеме питания составляем схему замещения для режима трехфазного к.з. в точке k-1 и определяем параметры схемы в относительных базисных единицах.

.

Сопротивление системы в относительных базисных единицах:

.

Напряжение к.з. каждой обмотки:

,

,

.

Сопротивление обмоток трансформатора:

,

,

.

5.2 Выбор линии электропередач

Питающие линии выполняем проводом АС.

Выбор сечения провода по техническим условиям

1. По нагреву расчетным током:

.

.

По условиям допустимого нагрева прин6имаем сечение s=2·95 мм2.

Допустимый ток в проводах:

.

Проверка сечения по условиям послеаварийного режима:

,

,

,

.

2. По условиям коронирования провода принимаем минимально допустимое сечение s=25 мм2.

3. Минимально допустимое сечение по механической прочности s=25 мм2.

4. По допустимой потере напряжения:

,

.

Таким образом, выбранное сечение удовлетворяет всем техническим проверкам.

Капитальные затраты:

стоимость 2-х камер отходящей линии с выключателем типа ВВУ20 КРУН-20:

.

Стоимость сооружений 2-х питающих линий, выполненных проводом марки АС-2х150 на ж/б опорах в ненаселенной местности:

.

Суммарные капитальные затраты составляют:

.

Эксплуатационные расходы:

,

,

.

Годовые расчетные затраты:

.

Потери электроэнергии:

.

Расход цветного металла:

.

Технико-экономические показатели трансформаторов

Капитальные затраты:

Стоимость 2-х трансформаторов ТРДН 40000/20/10 при наружной установке:

Стоимость 2-х выводов с выключателями ВВЧ20:

Суммарные капитальные затраты:

Приведенные потери мощности:

,

,

,

.

Эксплуатационные расходы:

.

Стоимость потерь электроэнергии:

.

Стоимость амортизационных отчислений:

.

6. Система внутреннего электроснабжения

Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций

Электроэнергия по заводу распределительных подстанций, комплектных трансформаторных подстанций, установленных в каждом цехе.

Размещение РП и КТП показано на генплане. Питание от ГПП до РП и ТП производится кабельными линиями. Так как на заводе большинство потребителей относится к I и II категории и требуют высокой степени надежности питания, то цеховые подстанции выполняются двумя рабочими трансформаторами.

Предварительный выбор числа и мощности цеховых подстанций производится на основании требуемой степени надежности.

Раздельная работа трансформаторов позволяет уменьшить токи короткого замыкания, а также позволяет применять более легкую и дешевую аппаратуру.

Номинальная мощность цеховых трансформаторов выбирается по расчетной мощности, исходя из условия экономической выгоды и экономичной работы трансформаторов 60ч80% в нормальном режиме и допустимой перегрузке (на 30-40%) от Sн.т. в послеаварийном режиме.

Таблица 6.1. Распределение электрических нагрузок по пунктам питания

Наименование пункта питания

Потребляемая электроэнергия

Местоположение пункта питания

Примечание

ТП 1

цех №1

цех №1

ТП 2

цех №3, 4 освещ.

№4

совмещено с РП 1

ТП 3

цех №6, 8

№8

совмещено с РП 2

ТП 4

цех №10, 12, 18

№10

ТП 5

цех №13, 14, 5

№13

ТП 6

цех №2

№2

ТП 7

цех №7, 9

№9

цех 7 совмещен с РП 2

ТП 8

цех №11, 16, 17

№11

ТП 9

цех №15, 19

№19

Расчет ТП

Расчетная нагрузка на шинах НН в ТП 1:

,

,

.

Намечаем к установке в ТП 1 два трансформатора мощностью по 2500 кВА каждый.

В нормальном режиме трансформаторы работают с коэффициентом загрузки:

.

В послеаварийном режиме:

.

В целях уменьшения потерь активной мощности и электроэнергии в трансформаторах и на всех ступенях электроснабжения активная мощность, создаваемая асинхронным двигателем, компенсируется при помощи статических конденсаторов на стороне низкого напряжения.

Учитывая компенсацию на напряжение до 1000 В, производим окончательный выбор мощности трансформаторов цеховых ТП.

6.1 Выбор мощности трансформаторов цеховых ТП

Расчетная нагрузка на шинах низкого напряжении я трансформаторов ТП 1:

,

.

Необходимая мощность компенсирующих устройств со стороны низшего напряжения трансформаторов ТП1:

,

где – соответствует средневзвешенному ,

– соответствует нормативному значению .

Выбираем компенсирующее устройство типа: , следовательно, .

Тогда некомпенсированная реактивная мощность на стороне низшего напряжения ТП1:

.

Потери активной мощности в КУ:

,

где – удельные потери активной мощности в статических конденсаторах, кВт/кВар. Таким образом, величину не учитываем в виду ее малости. Полная расчетная мощность с учетом компенсации определяется:

.

Выбираем к установке в ТП1 два трансформатора по 1600 кВА:

,

.

Выбираем для системы внутреннего электроснабжения радиально-магистральную схему с резервированием. Потребители свыше 1000 В питаются от РП по радиальной схеме с резервированием от шин ГПП. Питание осуществляется кабельными линиями в траншее.

Выбор компенсирующих устройств для потребителей 6 кВ

Расчетная нагрузка: 3; 4 цеха: , .

Необходимая мощность компенсирующих устройств:

,

,

.

Некомпенсированная реактивная мощность:

.

Расчетная мощность:

Расчетная нагрузка:

6 цех=7 цех: , ..

Мощность КУ необходимая для компенсации:

.

Мощность КУ:

.

Нескомпенсированная мощность:

.

Расчетная нагрузка:

.

Для выбора рационального напряжения распределительных сетей схемы внутреннего электроснабжения намечаем следующие варианты:

1. Электроэнергия распределяется на напряжение 6 кВ

2. 10 кВ

3. 20 кВ

4. РП питаются на напряжение 6 кВ, а ТП на напряжение 10 кВ.

6.2 Определение расчетных нагрузок в линиях по вариантам

Таблица 6.2. I вариант (6 кВ)

Линия

Потребитель

Л1=Л3

ТП2-РП1-цех3;4-ГПП

Л2=Л4

ТП3;7-РП2-цех6;7-ГПП

Л5=Л8

ТП4;1-ГПП

Л6=Л9

ТП8;9-ГПП

Л7=Л10

ТП5;6-ГПП

Л1 (потребители 0,4кВ)

Расчетная нагрузка со стороны ВН=6 кВ

,

.

Полная расчетная нагрузка:

.

Расчетный ток в линии:

.

(Потребители 6 кВ)

,

.

Полная расчетная нагрузка:

.

Расчетный ток в линии:

.

Л2=Л4 (потребители 0,4 кВ)

,

.

Полная расчетная мощность:

.

Расчетный ток в линии:

.

Потребитель 6 кВ:

,

.

Полная расчетная мощность:

.

Расчетный ток в линии:

.

Л5=Л8 (питает ТП4 и ТП1)

,

.

,

.

Полная расчетная мощность:

.

Расчетный ток в линии:

.

Л6=Л9 (питает ТП8 и ТП9)

,

.

,

.

Л7=Л10 (питают ТП5 и ТП6)

,

.

,

.

Все расчеты заносим в таблицу

Таблица 6.3. I вариант – 6 кВ

№ линии

Назначение

l, км

Кол-во ячеек

Л1

ТП2, освещ. территории

0,525

867,123

246,34

0,4

94

942,09

90,6

Л2

ТП3, ТП7

1,025

1617,77

632,9

0,39

98,4

1737,16

167

Л5

ТП4, ТП1

0,425

2824,5

1233,2

0,43

300

1х300

2974,67

286

300

Л6

ТП8, ТП9

0,65

1482,8

491,64

0,33

2,31

1562,18

150

Л7

ТП5, ТП6

0,4

2155,1

871,98

0,4

160

2324,8

223

Л1

цех3;4, РП1

0,475

6300

4725

0,75

2646

3х900

6617

636

2700

Л2

цех6;7, РП2

1,15

2400

2112

0,88

1320

3х500

2476,8

238

1500

II вариант (10 кВ)

Так как параметры трансформаторов 6/0,4 и 10/0,4 одинаковы, то производим расчет только расчетного тока в линии, а остальные данные оставляем без изменения.

Расчет для двигателей 6 кВ

РП1:

,

,

,

,

,

.

Полная мощность и расчетный ток:

,

.

РП2:

,

,

,

,

,

.

Полная расчетная мощность и ток:

,

.

III вариант (20 кВ)

Расчет параметров аналогичен I варианту.

Расчет для двигателей 6 кВ

Так как используем трансформаторы 20/6 кВ, исходные данные, на которые такие же как на трансформаторы 6/35 кВ., на которые такие же как на трансформаторы 6/35 кВ.

РП1:

,

,

,

,

.

Полная расчетная мощность и ток:

,

.

РП2:

,

,

,

,

.

Полная расчетная мощность и ток:

,

.

Расчетная схема внутреннего электроснабжения III варианта (20 кВ).

IV вариант (6 и 10 кВ)

Расчет аналогичен варианту I, только РП будут запитаны на напряжение 6 кВ, а ТП на напряжение 10 кВ.

Выбор выключателей конца питающих линий, отходящих от ГПП

Предварительный выбор выключателей производится по: , при этом отключающая способность всех выключателей будет одинакова, а ток различным.

Суммарное сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания в относительных единицах:

,

где – сопротивление питающей линии.

,

где – индуктивное сопротивление ВЛ 1 км,

– сопротивление трансформатора ГПП в относительных единицах.

,

.

Мощность, отключаемая выключателями:

,

,

,

где – ток, отключаемый выключателями 6 и 10 кВ.

Выбираем выключатель МГГ10-5000/45 с номинальными данными:

, , .

Для II и IV вариантов расчет аналогичен.

Определение сечений кабельных линий

Выбираем сечение по техническим условиям:

Линия Л1 питает: РП1, ТП2, относящиеся к потребителям I категории. Выполняем двумя кабелями для бесперебойности питания от ГПП до РП1.

1. По нагреву расчетным током.

Расчетный ток

.

Расчетный ток послеаварийного режима:

.

Выбираем сечение кабеля по нормальному режиму работы s=2х50 мм2 с IДОП=400А.

Проверяем по условиям нагрева:

,

,

,

,

,

где k – поправочный коэффициент.

Таким образом сечение s=2х50 мм кабеля СБ удовлетворяет условиям.

Расчет кабельной линии от РП до ТП и двигателей:

,

.

Выбираем сечение s=2х10 .

,

,

.

2. По условию механической прочности:

.

3. По допустимой потере напряжения:

,

.

Сечение соответствует всем условиям.

Выбираем сечение по экономической целесообразности

Намечаем стандартные сечения:

s=2х10; 2х16; 1х16; 1х25; 1х120 мм2; 1х95 мм2.

Расчет проводится аналогично ВЛ. Результаты сводим в таблицу:

Минимум годовых расчетных соответствует сечение s=120 мм2 с кабелем ААБ проложенным в траншее.

Выбор сечений остальных линий аналогичен и приведен в таблице.

Таблица 6.4. Вариант 6 кВ

№ линии

nкаб, шт

Поправ. коэф.

Сечение по нагреву

Сечение по мех.прочности

Марка кабеля

Л1

2

167,16

0,8

10

10

120

ААБ(2х95)

Л2

2

286,23

16

ААБ(2х95)

Л5

2

156,3

10

ААБ(2х95)

Л6

2

223,7

16

ААБ(2х95)

Л7

2

263

50

ААБ(2х95)

Л1

2

636,7

240

2х150

ААБ(2х185)

Л2

2

238,33

35

70

ААБ(2х95)

Определение технико-экономических показателей производится аналогично методике, используемой при расчете системы внешнего электроснабжения.

III вариант (20 кВ)

Выбор выключателей конца питающих линий и линий, отходящих от ГПП.

Сопротивление от источника питания до точки к.з. в относительных базисных единицах:

,

,

где – индуктивное сопротивление провода.

Мощность, отключаемая выключателями:

.

Ток, отключаемый выключателем:

.

Выбираем выключатель МГУ 20-20/2000 с номинальными данными:

, , .

Определение сечений кабельных линий 20 кВ

От ГПП до РП:

Л1. ,

.

Выбираем сечение s=2х120 с .

Л2. ,

.

2. По остальным параметрам не проверяем, так как сечение взято с запасом и расстояние от ГПП до РП очень мало.

От РП до ТП:

Л1: ,

.

Выбираем сечение s=2х25 с .

2. По механической прочности s=25 мм2.

3. По допустимой потере напряжения:

,

.

Сечение s=2х25 проходит по всем условиям.

Выбор сечения по экономической целесообразности

1. Намечаем стандартные сечения: 2х25, 2х35, 2х50, 2х70, 2х95 мм2.

Минимум затрат соответствует сечение s=2х25 мм2, выполненное кабелем ААБ и положенным в траншее. Выбор и расчет сечений остальных линий произведены в таблице.

Таблица 6.5. Вариант 20 кВ

№ линии

Попр.

коэф.

Sнагрев

Sмех

Марка кабеля

Л1

13,61

27,22

0,525

0,8

136

176,8

25

25

25

ААБ

(2х25)

Л2

25,1

50,2

1,025

ААБ

(2х25)

Л5

42,98

85,97

0,425

ААБ

(2х25)

Л6

22,57

45,14

0,65

ААБ

(2х25)

Л7

33,6

67,2

0,4

ААБ

(2х25)

Л1

95,62

191,4

0,475

336

436,8

120

120

ААБ

(2х120)

Л2

35,79

71,58

1,15

200

260

50

50

ААБ

(2х50)

6.3 Определение технико-экономических показателей по вариантам

I вариант (6 кВ)

Капитальные затраты:

.

Эксплуатационные расходы:

,

,

.

Потери электроэнергии:

.

Расход алюминия G: .

Годовые расчетные затраты на линии:

.

Определение капитальных затрат на схему внутреннего электроснабжения по I и IV варианту

Итого по I (IV) варианту:

, , ,

.

Полные годовые расчетные затраты:

.

II вариант (10 кВ)

Мощность двигателей на РП1: S=6300 кВА, РП2: S=2400 кВА,

т.е. на РП дополнительно устанавливаем трансформаторы 10/6 кВ.

Устанавливаем на РП1 2 трансформатора S=6300 кВА, ТМН 6300; СТ=8500 дол., на РП2 2 трансформатора S=2500 кВА, ТМН 6300; СТ=4600 дол.

Итого по II варианту:

,

.

Потери электроэнергии:

.

Годовые расчетные затраты в линии:

.

Полные годовые расчетные затраты:

.

Итого: , , , ,

.

Годовые расчетные затраты в линии:

.

Полные расчетные затраты:

.

6.4 Расчет системы внутреннего электроснабжения для печей 1 и 2 цеха

На ОРУ-220 приходят две линии по 220 кВ. Первая линия идет на ГПП (собственные нужды), другая линия идет глубоким вводом на печные трансформаторы, причем так же к ней запитаны два автотрансформатора, с которых идет напряжение 110 кВ на 2 цех.

Рассмотрим для варианта электроснабжения печей:

1. глубоким вводом питается 1 цех и через автотрансформатор на напряжение 110 кВ 2 цех;

2. линия приходит на ГПП и напряжение понижается до 35 кВ. Питание осуществляется по кабельным линиям.

I вариант

Схема электроснабжения такая же как и при расчете системы внешнего электроснабжения печей.

1. Выключатели

Выбираем выключатели для печей 1 цеха

Используем печные трансформаторы:

АОЦНК 27000/220

,

,

,

.

Мощность, отключаемая выключателями:

,

.

Выбираем выключатели ВВЭ220-20/1600 с номинальными данными:

, , , .

Выбор выключателей для печей 2 цеха

Для печей используем трансформаторы: ЭОЦНК 13000.

, .

Используем автотрансформатор: АТДЦТН 220/200000:

,

,

.

Мощность, отключаемая выключателями:

,

.

Выбираем выключатели ВВЭ110-20/1600 с номинальными данными:

, , .

2. Линии

Рассматриваем электроснабжение от ОРУ -220 до цехов.

1 цех:

,

.

По условиям допустимого нагрева для нормального режима работы принимаем сечение s=300 мм2 с .

,

,

,

.

2. По условиям коронирования s=240 мм2.

3. По условию механической точности принимаем сечение s=240 мм2.

4. По допустимой потери напряжения:

,

.

2 цех:

,

.

По условиям допустимого нагрева для нормального режима работы принимаем сечение s=400 мм2 с .

,

, .

2. По условиям коронирования s=240 мм2.

3. По условию механической точности принимаем сечение s=240 мм2.

4. По допустимой потере напряжения:

,

.

Выбор сечения по экономической целесообразности

1 цех:

Принимаем стандартные сечения: s=400; s=500; s=2х240; s=2х300 мм2

, , ,

2 цех:

Принимаем сечения: s=400; s=500; s=2х240; s=2х300 мм2.

, , , .

1 цех: Используем выключатель для общей линии: ВВБ 220-31/2000 С=32 тыс.дол.

Выключатели на печах: ВВЭ 220-20/1600 С=5,8 тыс.дол.

,

– для линии с проводом АС-2х300 на ж/б опорах.

,

,

,

,

,

,

.

2 цех: Используем выключатели на линии ВВБМ 110-31,5/2000 С=20 тыс.дол.. на печи ВВЭ 110-20/1600 С=5,8 тыс.дол.

,

,

,

,

,

,

,

,

.

Технико-экономические показатели трансформаторов 1 цех: Стоимость трансформатора ЭОЦИК 220/27000

,

,

,

,

,

,

,

,

.

2 цех: Стоимость трансформатора ЭОЦИК 110/13000 С=50 тыс.дол. Стоимость трансформатора АТДЦТН 220/200000 С=228 тыс.дол.

,

,

,

,

,

,

,

,

,

,

,

,

,

,

,

.

Итого по первому варианту:

,

,

,

,

,

.

II вариант (35 кВ)

Выбор выключателей

Используем трансформатор ТРДНЦ 160000-220/35

,

, ,

.

,

,

.

Выбираем выключатель для печей.

Используем печные трансформаторы ЭОЦН 30000/35

,

,

.

,

.

Выбираем выключатель ВВЭ 35-20/1600 с номинальными данными:

, , , .

Расчет линий:

1 цех:

1. ,

.

Питание выполняется кабельными линиями до цеха. Выбираем сечение по допустимому току s=300 мм2 с .

Значит линию выполняем 10 кабелями s=300 мм2 .

Так как это потребитель I категории, выполняем 2 линиями.

, ,

, .

Выбор по экономической целесообразности линии

Намечаем стандартные сечения:

s=10х300, s=15х150, s=2х10х120.

, , , .

Стоимость строительных работ с 10-ю кабелями С=7,21 тыс.дол./км.

Выбираем сечение s=10х300 мм2, выполненное кабелем СБ в траншее.

2 цех:

1. ,

.

Выбираем сечение s=300 мм с . Линию выполняют 2 траншеями для I категории потребителей. В траншее 6 кабелей s=300 мм2, .

, ,

, .

Проверяем по допустимой потери напряжения:

,

.

Выбор сечения по экономической целесообразности

, , , .

Выбираем сечение s=8х150Ю выполненное кабелем СБ.

Так как капитальные затраты , а так же если учесть, что при расчете II варианта мы занимали мощность печей, т.е. уменьшили производство, то выбираем I вариант.

Составляем уточненную таблицу сравнения вариантов системы электроснабжения предприятия:

Выбранная система электроснабжения: 220/10/6 кВ для собственных нужд и 220 кВ глубоким вводом для печей.

Стоимость электроснабжения:

,

,

,

,

.

6.5 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов к.з. приведен для 2-х точек:

1. точка k-1 на шинах ГПП,

2. точка k-2 на шинах РП.

Принимаем следующие условия:

,

,

.

Расчет сопротивления в относительных базисных единицах:

сопротивление системы:

.

Сопротивление ВЛ-220:

,,

,

где , – активное и реактивное сопротивление линии 1 км.

Сопротивление трансформаторов:

,

.

Сопротивление кабельной линии ГПП:

,

.

Сопротивление от источника питания до точки к.з. k-1:

.

Так как , то следовательно активное сопротивление не учитываем при расчете токов к.з. Так как , то периодическая слагающая тока к.з. для всех моментов времени одинакова и равна:

.

Ударный ток короткого замыкания:

?

где – ударный коэффициент равный 1,6 для Т=0,02 сек.

Наибольшее действующее значение тока к.з. за первый период:

.

Мощность трехфазное к.з. для произвольного момента времени:

.

Точка k-2

Сопротивление от источника до точки к.з.:

.

,

,

,

.

Расчет токов к.з.

, , .

, .

,

,

,

,

,

,

,

,

,

.

Точка k-1.

,

,

,

.

Точка k-2.1

,

,

,

,

.

Точка k-2.2

,

,

,

,

.

6.6 Выбор и проверка электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей

Выключатели ВББ 220 31,5/2000.

Расчетный ток термической устойчивости:

,

где – время, к которому отнесен ток термической устойчивости ,

– приведенное время к.з.,

,

где – приведенное время периодической и апериодической составляющей тока к.з.

При , ,

где при ,

,

,

,

1. По отключающей способности:

,

.

,

2. Термическая устойчивость по тепловому импульсу:

, ,

,

.

3. Электродинамическая устойчивость:

, ,

, .

6.7 Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

Разъединитель 220кВ. РДНЗ 2204-2000

1. ,

.

2. ,

,

,

.

3. Термическая устойчивость:

,

.

4. ,

.

РНД 110у-200

1. ,

.

2. ,

,

3. ,

.

Отделитель ОД 220/1000

1. .

2. .

3. , .

4. , ,

, .

5. ,

.

Короткозамыкатели к.з.220 У1

1. .

2. , ,

.

3. .

4.

КЗ 110Б-У1

Расчет аналогичен КЗ 220У1

6.8 Выбор трансформаторов тока

Расчетная вторичная нагрузка Т.Т:

,

где – сумма сопротивлений последовательно включенных обмоток приборов,

– сопротивление соединительных проводов,

– суммарные сопротивления контактов =0,1 Ом

Расчетные сечения проводов:

,

где – при соединении Т.Т в неполную звезду, l=3 м,

– наибольшее допустимое сопротивление проводов,

Расчетная вторичная нагрузка Т.Т.

.

6.9 Выбор шин ГПП

Выбор и проверку шин выполняем по максимальному рабочему току, термической устойчивости, допустимому напряжению в шине на изгиб.

1. Длительно допустимый ток:

,

где – допустимый ток для одной полосы при t=70є шины и t=25є воздуха,

– поправочный коэффициент при горизонтальным расположении шин = 0,95,

– коэффициент длительно допустимого тока, для многополосных шин,

– коэффициент при tвозд?25є.

.

.

Выбираем однополосные медные шины с сечением S=80х10мм2, .

2. Проверка шин на электродинамическую и термическую стойкость к токам к.з. Допустимое напряжение на изгиб:

.

Допустимое усилие на изгиб:

,

где W – момент сопротивления, см3,

l – длина пролета между изоляторами (см) =80 см.

Расчетное усилие от динамического воздействия тока к.з.:

или из расчета, что :

,

.

Шины располагаем плашмя.

,

где =1 см – толщина одной полосы,

– ширина шины.

Максимальное расчетное напряжение:

,

.

3. Минимальное допустимое сечение шин по термической стойкости к токам к.з.

,

где – термический коэффициент для меди,

, .

Шины печей

Шины выполнены алюминиевым проводом.

.

Выбираем провод АСО-2х400 и ,

.

2. Расчетное усилие от динамического воздействия:

,

,

,

.

Максимальное расчетное напряжение:

.

3. Минимально допустимое сечение:

,

.

Заключение

напряжение электроснабжение трансформатор

Для достижения цели, сформулированной во введении и соответствующей теме исследования, была проделана следующая работа:

При разработке электроснабжения были рассчитаны: распределительные щиты, силовые кабели марки АВВГ различного сечения.

Выбраны количество и марка светильников: для цеха светильники марки ДРЛ 400, для вспомогательных помещений лампы накаливания.

При расчете электроснабжения завода были определены центры электрических нагрузок.

Рассчитано электрооборудование понизительной подстанции: выбраны трансформаторы марки ТМ-1000, камеры КСО 272, шины, изоляторы, предохранители, автоматические выключатели. Произведен расчет заземления. Была рассчитана распределительная сеть завода.

Были выбраны распределительные пункты РП-9000, выбраны кабели марки АСБ различного сечения. Рассматривается вопрос выбора оптимального варианта по технико-экономическим показателям трансформаторов на понизительной подстанции.

С целью уменьшения капитальных затрат и эксплуатационных расходов произведен расчет, при котором сравниваются два трансформатора: ТМ-1000 и ТМ-1600. В результате произведенных расчетов был принят к установке трансформатор ТМ-1000.

В главе “Охрана труда” произведен анализ опасных и вредных производственных факторов и рассмотрены методы борьбы с ними, а также изложены требования к электроустановкам и противопожарной безопасности. В главе “Промышленная экология” рассмотрены вопросы влияния производственного процесса на окружающую среду и на организм человека.

Таким образом, можно сделать вывод о выполнении задач, поставленных и приведенных во введении к данной дипломной работе, в полном объеме.

Список использованных источников

1. Рожкова П.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций подстанций: Учебное пособие для вузов. – Высшая школа, 1969. – 458с.

2. Правила устройства электроустановок. Минэнерго СССР – 6-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985.-640с.

3. Баптиданов Л.Н, Тарасов В.И. Электрооборудование электрических станций и подстанций. Государственное энергетическое издательство. М-Л. 1959.-319с.

4. Справочник по проектированию подстанций 35-500 кв. / К.Г. Вишняков, Е.А. Гоберман, С.Л. Гольцман и др.; Под ред. С.С. Рокотян, Я.С. Самойлова. – Москва: Энергоиздат. 1982.-352с.

5. Федоров А.А, Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учебное пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат. 1987.-368с.

6. Бачурин Н.И., Вавин В.Н. Трансформаторы тока и напряжения. – М-Л.: Энергия, 1964.-160с.

7. Поляков Г.Е. Устройство электрических станций, подстанций и линий электропередач. М.: Высшая школа, 1965.-316с.

8. Лисовский Г.С., М.Э. Хэйфиц. Главные схемы и электротехническое оборудование подстанций 35-500 кВ. – М.: Энергия, 1970.-368с.

9. Вишневский В.К. Проектирование районных понизительных подстанций: М-Л.: Энергия, 1965.-136с.

10. Справочник по релейной защите: Под ред. Берковича М.А. – М.: Госэнергоиздат, 1963. – 248с.

11. Фесенко А.А. Методические указания по выполнению экономической части по дипломному проектированию для студентов специальностей 2104, 3308. Караганда, 2000.-10с.

12. Справочное пособие. Техника безопасности в электроэнергетических установках: Под ред. П.Р. Долина. – М.: Энергоиздат. 1987.-400с.

13. Князевский Л.Н. Охрана труда в электроустановках: – М.: Энергия, 1977. – 320с.

14. Новиков А.В. Окружающая среда и человек. – М.: Высшая школа, 1974. – 312с.

15. Поскробко А.А. Шум преобразовательных агрегатов и методы борьбы с ними. – М.: Энергия. 1971. – 80с.

16. Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. – Л.,”Энергия”, 1972. – 94 с.

17. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: Промышленные электрические сети. 2-е изд., перераб. и доп./Под общей редакцией А.А.Федорова и Г.В. Сербиновского. – М.: Энергия, 1986.

Поделиться статьёй
Поделиться в telegram
Поделиться в whatsapp
Поделиться в vk
Поделиться в facebook
Поделиться в twitter
Михаил Потапов
Михаил Потапов
Я окончил горный университет, факультет переработки минерального сырья. О специальности работаю 12 лет, сам преподаю в университете. За это время написал 8 научных статей. В свободное время подрабатываю репетитором и являюсь автором в компании «Диплом777» уже более 7 лет. Нравятся условия сотрудничества и огромное количество заказов.

Ещё статьи