Электроснабжение

метки: Электроснабжение, Курсовой, Работа, Скачать, Бесплатно, Введение, Энергоснабжение, Заключение

Современная энергетика характеризуется нарастающей централизацией производства и распределением электроэнергии. Энергетические системы образуют одиннадцать крупных электрообъединений: Северо-запада, Центра, Средней Волги, Юга, Казахстана, Урала, Закавказья, Северного Кавказа, Средней Азии, Сибири и Востока. В состав единой энергетической системы страны (ЕЭС) входят девять энергообъединений, охватывающих почти 2/3 территории страны, где проживает более 80% населения.

Перед энергетикой в ближайшем будущем стоит задача всемирного развития и использования возобновляемых источников энергии: солнечной, геотермальной, ветровой, проливной и др.; развития комбинированного производства электроэнергии и теплоты для централизованного теплоснабжения промышленных городов.

Широкая автоматизация и механизация производственных процессов н основе применения электроэнергии требует от персонала осуществляющего эксплуатацию, проектирование и монтаж, электрифицированных устройств, в частности от техников-электриков, хороших знаний, теорий и практики электропривода и основ управления.

1 ОБЩИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Характеристика производства, предприятия, цеха.

Отрасль промышленности — машиностроительная.

Предприятие предназначено для выпуска сельскохозяйственных машин.

Цех механический предназначенный для механической и термической обработки деталей машин. Режим работы — 3 смены по 8 часов каждая, помещение цеха сухое, нормальное, особо опасное.

Относительная влажность не превышает 60%.

Температура воздуха 35 ⁰ .

Особо опасное помещение характеризуется наличием двух условий повышенной опасности: токопроводящие железобетонные полы, возможность одновременного прикосновения человека к материалоконструкциям здания, технологическим аппаратам и механизмов, имеющие соединения с землей с одной стороны и к металлическим корпусам электрооборудования — с другой стороны.

2 РАСЧЕТНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Характеристика потребителя электроэнергии

Потребителями электроэнергии являются электроприемники цеха- промышленное оборудование установленное в соответствии с технологией цеха.

1) Конвейеры Pн = 350 кВт.

2) Краны Pн = 250 кВт.

3) Металлообрабатывающие станки Pн = 200 кВт.

4) Вентиляторы Pн = 100 кВт.

5) Прочая нагрузка Pн = 200 кВт.

Согласно заданию нагрузки потребители второй категории составляют 60%.

Курсовая эсн и эо автоматизированного цеха – – Энергетическое ...

... 3.4). Таблица 3.4. Перечень ЭО участка автоматизированного цеха Тема 4. ЭСН и ЭО автоматизированного цеха studfiles.net ЭСН и ЭО автоматизированного цеха — курсовая работа Министерство общего и профессионального образования Свердловской области ГБОУ СПО СО «Сухоложский Многопрофильный Техникум » ЭСН и ЭО автоматизированного цеха КУРСОВОЙ ПРОЕКТ ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА КП ...

Потребители 2 категории 40%.

Краны работают в повторно- кратковременном режиме, а остальные приемники в длительном.

2.2 Анализ электрических нагрузок

Электрические нагрузки отдельных электрических приемников цеха зависят от технологического режима работы проводимых механизмов, аппаратов.

Изменение электрических нагрузок электроприемников всех звеньев системы электроснабжения во времени изображают в виде графиков нагрузки.

Суточный график нагрузки приведен в таблице 1.

Таблица 1.

Номер ступени	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

Продолжение таблицы 1.

Период времени, час	0-2	2-4	4-8	8-10	10-14	14-16	16-17	17-19	19-21	21-24
P, %, Pм	40	100	60	90	50	70	50	80	100	40

По суточному графику нагрузки определяем

1) Суточный расход электроэнергии W _{a сут} :

Wа сут=Pм

• tn сут = Р _0-2

• t_0-2 + P_2-4

• t_2-4 + P_4—8

• t_4—8 + P_8-10

• t_8-10 + P_10-14

—

— t_10-14 +P_14-16 •t_14-16 +P_16-17 •t_16-17 +P_17-19 •t_{17-19 +} P_19-21 •t_{19-21 +} P_21-24 •t_21-24 = 2•40+2•100+4•60+2•90+4•50+2•70+1•50+2•80+2•100+3•40= 1570 кВт

где Wа сут — суточный расход электроэнергии

Рм — мощность каждого периода времени

tn сут — продолжительность каждого периода времени в сутки (час)

2) Определим коэффициент загрузки графика Кз.г.

Кз.г. = Wа сут / 2400= 1570 / 2400= 0,65 (2.1.)

Рабочие дни (3 смены по 8 часов) 300 дней

Траб = 300

• 24 = 7200

Нерабочие дни- 65 дней Тнраб = 65

• 24 = 1560

Таблица 2

Номер ступени	Р%, Рм	Число часов	Число часов в год tn год
1	40	2	300 х 2 = 600
2	100	2	300 х 2 = 600
3	60	4	300 х 4 = 1200
4	90	2	300 х 2 = 600
5	50	4	300 х 4 = 1200

Продолжение таблицы 2.

6	70	2	300 х 2 = 600
7	50	1	300 х 1 = 300
8	80	2	300 х 2 = 600
9	100	2	300 х 2 = 600
10	40	3	300 х 3 = 900

По годовому графику нагрузки определяется:

1) Годовой расход электроэнергии Wа год

Wа год = Рn

• tn год (2.2.)

где Wа год — годовой расход электроэнергии;

• Рn — мощность каждого периода времени;

tn год — продолжительность каждого периода времени в год (час)

Wа год = 40

• 600 + 100
• 600 + 60
• 1200 + 90
• 600 + 50
• 1200 + 70
• 600 + 50
• 300 + 80
• 600 + 100
• 600 + 40
• 900= 471000 кВт

1) Число часов, используемых максимумов нагрузки Тmax

Тmax =Wа год / Рn = 471000 / 100 = 4710 час (2.3.)

где Wа год — годовой расход электроэнергии

Рn — мощность каждого периода времени

2) Время максимума потерь

= (0,124 + Т / 10000) ²

• 8760 (2.4.)

где — время максимальных потерь

Т — число максимальных нагрузок (час)

= (0,124 + 1200 / 10000) ²

• 8760 = 521;

= (0,124 + 900 / 10000) ²

• 8760 = 401;

= (0,124 + 600 / 10000) ²

• 8760 = 296;

= (0,124 + 300 / 10000) ²

• 8760 = 207;

2.3 Выбор рода тока и напряжения

Основными группами электроприемников, составляющими суммарную нагрузку объектов, являются электродвигатели производственных механизмов, сварочные установки, печные и силовые трансформаторы, электрические печи, выпрямительные установки, светильники всех видов искусственного света и др.

По роду тока различаются электроприемники, работающие: от сети переменного тока нормальной промышленной частоты f = 50 Гц; от сети

переменного тока повышенной или пониженной частоты; от сети постоянного тока.

По напряжению электроприемники классифицируются на две группы:

1) Электроприемники, которые могут получать питание непосредственно от сети 3,6 и 10 кВ.

2) Электроприемники, питание которых экономически целесообразно на напряжение 380-660 В.

Отдельные потребители электроэнергии исполняют для питания высокоскоростных электродвигателей токов повышенной частоты 180-400 Гц.

В данном цехе питание осуществляется от сети напряжением 380 В и частотой тока 50 Гц.

2.4 Расчет электрических нагрузок

Расчет электронагрузок производится с целью рассчитать электрочасть, т.е. выбрать электрические аппараты и токоведущие части на всех участках системы электроснабжения, а также для выбора числа и мощности трансформаторов, на которые должно быть равномерно распределена электрическая нагрузка.

Электрические нагрузки промышленных предприятий определяется выбор всех элементов системы электроснабжения. Поэтому правильное определение электрических нагрузок является решающим фактором при проектировании и эксплуатации сетей.

Расчет начинают с определения максимальной мощности каждого электроприемника независимо от его технического процесса.

Расчет производится по формуле.

Pmax = Pном

• Kс (2.5.)

Где Pmax — максимальная расчетная мощность

Кс — коэффициент спроса

Рном — номинальная мощность приемника

Pmax = 350

• 0,2 = 70 кВт.

Pmax = 250

• 0,2 = 50 кВт.

Pmax = 200

• 0,2 = 40 кВт.

Pmax = 100

• 0,7 = 70 кВт.

Pmax = 200

• 0,65 = 130 кВт.

Затем производится расчет средней мощности нагрузки по формуле

Рсм=Рmax•Кз.г. (2.6.)

где Рсм — средняя мощность нагрузки (кВт)

Рmax — максимальная активная мощность (кВт)

Кз.г. — коэффициент загрузки графика

Рсм =70

• 0,57 = 39,9 кВт.

Рсм = 50

• 0,57 = 28,5 кВт.

Рсм = 40

• 0,57 = 22,8 кВт.

Рсм = 70

• 0,57 = 39,9 кВт.

Рсм = 130

• 0,57 = 74,1 кВт.

Рассчитать реактивную среднюю мощность по формуле

Qсм = Рсм

• tg (2.7.)

где Qсм — реактивная средняя мощность (кВар)

Рсм — средняя мощность нагрузки (кВт)

Qсм = 39,9

• 1,73 = 69 кВар.

Qсм = 28,5

• 1,73 = 49,3 кВар.

Qсм = 22,8

• 1,33 = 30,3 кВар.

Qсм = 39,9 •0,75 = 29,9 кВар.

Qсм = 74,1

• 0,86 = 63,7 кВар .

Реактивная максимальная мощность Qmax

Qmax = Qсм (2.8.)

где Qсм — реактивная средняя мощность (кВар)

Qmax — реактивная максимальная мощность (кВар)

Qmax = 69 кВар.

Qmax = 49,3 кВар.

Qmax = 30,3 кВар.

Qmax = 29,9 кВар.

Qmax = 63,7 кВар.

Определим сумму активной и реактивной мощности

Pmax = Pmax1+Pmax2+Pmax3+Pmax4+Pmax5 (2.9.)

где Pmax — сумма активной мощности (кВт)

Pmax1- Pmax5 — максимальная активная мощность (кВт)

Pmax = 39,9+28,5+22,8+39,9+74,1= 205,2 кВт

Qmax=Qmax1+ Qmax2 + Qmax3 + Qmax4 + Qmax5 (2.10.)

где Qmax — сумма максимальной реактивной мощности (кВар)

Qmax1- Qmax5 — максимальная реактивная мощность (кВар)

Qmax = 69+49,3+30,3+29,9+63,7= 242,2 кВар

Полная максимальная мощность Smax

Smax = (2.11)

Где Smax — полная максимальная мощность (кВ•А)

Pmax — сумма максимальной активной мощности (кВт)

Qmax — сумма максимальной реактивной мощности (кВар)

Smax = v205,22 + 242,22 = 317,4 кВ•А

2.5 Компенсация реактивной мощности

Электрическая сеть представляет собой единое целое, и правильный выбор средств компенсации для сетей промышленного предприятия напряжением до 1000 В, а так же в сети 6-10 кВ можно выполнить при совместном решении задач.

На промышленных предприятиях основные потребители реактивной мощности присоединяются к сетям до 1000 В. Компенсация реактивной мощности потребителей может осуществляться при помощи синхронных двигателей или батарей конденсаторов, присоединенных непосредственно к сетям до 1000 В, или реактивная мощность может передаваться в сети до 1000В со стороны напряжением 6-10 кВ от СД, БК, от генераторов ТЭЦ или сети энергосистемы.

При выборе компенсирующих устройств подтверждается необходимость их комплексного использования как для поддержания режима напряжения в сети, так и для компенсации реактивной мощности.

Мощность Qкб компенсирующего устройства (кВар) определяется как разность между фактической наибольшей реактивной мощностью Qм нагрузки потребителя и предельной реактивной мощностью Qэ представляемой предприятию энергосистемой по условиям режима ее работы:

Qкб = Qм — Qэ = Pmax (tg м- tg э) (2.12)

где Qкб — расчетная мощность конденсаторной установки (кВар)

Qм — средняя активная нагрузка по цеху за максимально загруженную смену (кВар)

Qэ — реактивная мощность передаваемая предприятию из энергосистемы (кВар)

Рассчитаем мощность конденсаторной установки, для этого воспользуемся формулой:

Qкб= 205,2

• (0,73 — 0,33) = 82,1 кВар (2.12)

Sм = (2.13)

где Sм — полная мощность конденсаторной установки (кВ•А)

Pmax — суммарная активная мощность (кВт)

Qmax — суммарная реактивная максимальная мощность (кВар)

Qкб — мощность конденсаторной установки (кВар)

Sм =v205,22 + (242,2-81,1)2 = 260,3 кВ•А

2.6 Выбор типа и числа подстанций. Выбор числа и мощности трансформаторов

Выбор типа и схемы питания подстанций, а также числа трансформаторов обусловлен величиной и характером электрических нагрузок.

ТП должны размещаться как можно ближе к центру потребителей. Для этого должны применяться внутрицеховые подстанции, а также встроенные в

здание цеха или пристроенные к нему ТП, питающие отдельные цехи (корпуса) или части их.

ТП должны размещаться вне цеха только при невозможности размещения внутри него или при расположении части нагрузок вне цеха.

Число и мощность трансформаторов выбираются по перегрузочной способности трансформатора. Для этого по суточному графику нагрузки потребителя устанавливается продолжительность максимума нагрузки t (4) и коэффициент заполнения графика Кз.г. = Sср / Smax , где Sср и Smax — средняя и максимальная нагрузка трансформатора. По значениям Кз.г. и t определяется коэффициент кратности допустимой нагрузки 1; стр. 222

Кн = Smax / Sном = Imax / Iном (2.14)

В данном проекте Кн = 1,23

Кн = 1,16 т.к. tmax = 4

Рассчитаем номинальную мощность трансформатора с учетом коэффициента кратности допустимой нагрузки и максимальной мощности с учетом расчетной мощности конденсаторной батареи

Sном тр-ра = Smax / Кн = 260,3 / 1,16 = 224,4 кВ•А (2.15)

Произведем технико-экономическое сравнение между трансформатором типа ТМ 160/10 и ТМ 250/10

SII =0,4

• Smax = 0,4
• 260,3 = 104,1 (2.16)

0,4 т.к. SII = 40%

1) Smax / 2 Sнт = 260,3 / 320 = 0,81 (2.17)

2) Smax / 2 Sнт = 260,3 / 500 = 0,52 (2.18)

Решения для заполнения таблицы трансформатора типа ТМ 250/10

находится по формуле = (0,124+Тст/10000)2

• 8760

1 = (0,124 + 600 / 10000)2

• 8760 = 296;
• 2 = 296;

3 = (0,124 + 1200 / 10000)2

• 8760 = 521;
• 4 = 296;
• 5 = 521;
• 6 = 296;

7 = (0,124 + 300 / 10000)2

• 8760 = 207;

8 = 296; 9 = 296;

10 = (0,124 + 900 / 10000)2

• 8760 = 401;

Кзт — коэффициент загрузки трансформатора, определяется в два действия:

1) К = Smax / 2 Sнт = 260,3 / 500 = 0,52 (2.19)

2) Кзт1 = Р% / К = 0,4 / 0,52 = 0,7

Кзт2 = 1/0,52 = 1,92 Кзт8 = 0,9/0,52 = 1,73

Кзт3 = 0,6/0,52 = 1,15 Кзт9 = 1/0,52 = 1,92

Кзт4 = 0,9/0,52 = 1,73 Кзт10 = 0,4/0,52 = 0,77

Кзт5 = 0,5/0,52 = 0,96

Кзт6 = 0,7/0,52 = 1,35

Кзт7 = 0,5/0,52 = 0,96

Данные трансформаторов по потерям приведены в таблице 3.

Таблица 3

Тип трансформатора	Потери кВт	Iх%	Uк%	Цена трансформатора, руб.
	Рхх	Рк
ТМ-160/10	0,45	3,1	1,9	4,5	30000
ТМ-250/10	0,61	4,2	1,9	4,5	40000

W1.1 = n ( Pхх + Кип

• Iх / 100 х Sнт)
• Тгод + Кз2 ( Рк + Кип
• Uк / 100

—

• Sнт) = 2 (0,61 + 0,1
• 1,9/100
• 250)
• 600 + 0,72 (4,2 + 0,1
• 4,5/100
• 250) 296 = 2847 кВт•ч/год

W1.2 = 2 (0,61 + 0,1

• 1,9/100
• 250)
• 600 + 1,922 (4,2 + 0,1
• 4,5/100
• 250)
• 296 = 12923 кВт•ч/год

W1.3 = 2 (0,61 + 0,1

• 1,9/100
• 250)
• 1200 + 1,152 (4,2 + 0,1
• 4,5/ 100
• 250)
• 521 = 9942 кВт•ч/год

W1.4 = 2 [(0,61 + 0,1

• 1,9/100
• 250)
• 600 + 1,732 (4,2 + 0,1
• 4,5/100
• 250)
• 296] = 10736 кВт•ч/год

W1.5 = 2 [(0,61 + 0,1

• 1,9/100
• 250)
• 1200 + 0,962 (4,2 + 0,1
• 4,5/100
• 250)
• 521] = 7717 кВт•ч/год

W1.6 = 2 [(0,61 + 0,1

• 1,9/100
• 250)
• 600 + 1,352 (4,2 + 0,1
• 4,5/100
• 250)
• 296] = 7047 кВт•ч/год

W1.7 = 2 [(0,61 + 0,1

• 1,9/100
• 250)
• 300 + 0,962 (4,2 + 0,1
• 4,5/100
• 250)
• 207] = 2683 кВт•ч/год

W1.8 = 2 [(0,61 + 0,1

• 1,9/100
• 250)
• 600 + 1,732 (4,2 + 0,1
• 4,5/100
• 250)
• 296] = 10737 кВт•ч/год

W1.9 = 2 [(0,61 + 0,1

• 1,9/100
• 250)
• 600 + 1,922 (4,2 + 0,1
• 4,5/100
• 250)
• 296] = 12923 кВт•ч/год

W1.10 = 2 [(0,61 + 0,1

• 1,9/100
• 250)
• 900 + 0,772 (4,2 + 0,1
• 4,5/100
• 250)
• 401] = 4485 кВт•ч/год

Решение для заполнения таблицы трансформатора ТМ 160/10 — будет с такими же значениями, как и у трансформатора типа ТМ 250/10

Кзт — коэффициент загрузки трансформатора определяется в два действия:

К = Smax / 2 Sнт = 260,3 / 320 = 0,81

2) Кзт1 = Р% / К = 0,4 / 0,81 = 0,49

Кзт2 = 1/0,81 = 1,23 Кзт8 = 0,9/0,81 = 1,11

Кзт3 = 0,6/0,81 = 0,74 Кзт9 = 1/0,81 = 1,23

Кзт4 = 0,9/0,81 = 1,11 Кзт10 = 0,4/0,81 = 0,49

Кзт5 = 0,5/0,81 = 0,62

Кзт6 = 0,7/0,81 = 0,86

Кзт7 = 0,5/0,81 = 0,62

W2.1 = n [( Pхх +Кип

• Ix/100
• Sнт)
• Тгод + Кз2 ( Рк + Кип
• Uк/100
• Sнт) ] = 2 [(0,45 + 0,1
• 1,9/100
• 160)
• 600 + 0,492 (3,1 + 0,1
• 4,5/100
• 160)
• 296] = 1448 кВт•ч/год

W2.2 = 2 [(0,45 + 0,1

• 1,9/100
• 160)
• 600 + 1,232 (3,1 + 0,1
• 4,5/100
• 160)
• 296] = 4326 кВт•ч/год

W2.3 = 2 [(0,45 + 0,1

• 1,9/100
• 160)
• 1200 + 0,742 (3,1 + 0,1
• 4,5/100
• 160)
• 521] =3989 кВт•ч/год

W2.4 = 2 [(0,45 + 0,1

• 1,9/100
• 160)
• 600 + 1,112 (3,1 + 0,1
• 4,5/100
• 160) •

296] = 3691 кВт•ч/год

W2.5 = 2 [(0,45 + 0,1

• 1,9/100
• 160)
• 1200 + 0,622 (3,1 + 0,1
• 4,5/100
• 160)
• 521] = 3340 кВт•ч/год

W2.6 = 2 [(0,45 + 0,1

• 1,9/100 •160)
• 600 + 0,862 (3,1 + 0,1
• 4,5/100
• 160)
• 296] = 2577 кВт•ч/год

W2.7 = 2 [(0,45 + 0,1

• 1,9/100
• 160)
• 300 + 0,622 (3,1 + 0,1
• 4,5/100
• 160)
• 207] = 1060 кВт•ч/год

W2.8 = 2 [(0,45 + 0,1

• 1,9/100
• 160)
• 600 + 1,112 (3,1 + 0,1
• 4,5/100
• 160)
• 296] = 3691 кВт•ч/год

W2.9 = 2 [(0,45 + 0,1

• 1,9/100
• 160)
• 600 + 1,232 (3,1 + 0,1
• 4,5/100
• 160)
• 296] = 4326 кВт•ч/год

W2.10 = 2 [(0,45 + 0,1

• 1,9/100
• 160)
• 900 + 0,492 (3,1 + 0,1
• 4,5/100
• 160)
• 401] = 2093 кВт•ч/год

n — количество трансформаторов

Р — паспортные данные трансформатора на холостом ходе

Кип — коэффициент равен 0,1 кВт/кВар

Ix — ток на холостом ходе трансформатора, выбирается по таблице

Sнт — номинальная мощность трансформатора

Тгод — период, умноженный на 300

Рк — потери КЗ трансформатора

Uк — потери КЗ трансформатора

Wгод для трансформатора ТМ250/10

Wгод = W1 + W2 + W3 + W4 + W5 + W6 + W7 + W8 + W9 + W10 = 2847 + 12923 + 9942 + 10736 + 7717 + 7047 + 2683 + 10737 + 12923 + 4485 = 82040 кВтч/год

Wгод для трансформатора ТМ160/10

Wгод = W1 + W2 + W3 + W4 + W5 + W6 + W6 + W7 + W8 = 1448 + 4326 + 3989 + 3691 + 3340+ 2577 + 1060 + 3691 + 4326 + 2093 = 30541 кВтч/год

Экономическое сравнение трансформаторов рассчитывается по обоим вариантам.

Сэ = Са + Стр + Сп = Ка / 100

• К + Ктр / 100
• К + Ц
• Wгод

где К — капитальные затраты

Сэ — ежегодная стоимость эксплуатационных расходов

Са — стоимость амортизационных отчислений

Ка — процент отчислений на амортизацию 6,3ч6,4 %

Стр — ежегодная стоимость текущего ремонта

Ктр — процент отчислений на текущий ремонт 1%

Сп — стоимость годовых потерь электроэнергии

Ц — цена 1 кВт часа активной электроэнергии 1,35 руб.

Для трансформатора ТМ 250/10

Сэ1 = 6,3/100

• 80000 + 1/100
• 80000 + 1,35
• 82040 = 116594 руб.

Для трансформатора ТМ 160/10

Сэ2 = 6,3/100

• 60000 + 1/100
• 60000 + 1,35
• 30541 = 45610 руб.

Ток = К2 — К1 / Сэ1 — Сэ2 = 124600 — 80720 / 116594 — 45610 = 0,62

По этому, в данном проекте выгодно и экономично использовать трансформатор типа ТМ 160/10, т.е. данный проект используется 2 х 160.

Суточный трансформатор ТМ250/10	Рх = Рк Iх.х. = %Uк = %
№	Период часов	Количество часов	Р мощн. в %	Т длит. ступени		Кзг	W = n [(Pxx + Кип х Ix x Sнт)Тгод + + Кзт(Ркз + Кип х Uк х Sнт) ]
1	0-2	2	40	600	296	0,49	1448
2	2-4	2	100	600	296	1,23	4326
3	4-8	4	60	1200	521	0,74	3989
4	8-10	2	90	600	296	1,11	3691
5	10-14	4	50	1200	521	0,62	3340
6	14-16	2	70	600	296	0,86	2577
7	16-17	1	50	300	207	0,62	1060
8	17-19	2	80	600	296	1,11	3691
9	19-21	2	100	600	296	1,23	4326
10	21-24	3	40	900	401	0,49	2093

Суточный трансформатор ТМ160/10	Рх = Рк Iх.х. = %Uк = %
№	Период часов	Количество часов	S мощн. в %	Т длит. ступени		Кзг	W = n [(Pxx + Кип х Ix x Sнт)Тгод + + Кзт(Ркз + Кип х Uк х Sнт) ]
1	0-2	2	40	600	296	0,49	1448
2	2-4	2	100	600	296	1,23	4326
3	4-8	4	60	1200	521	0,74	3989
4	8-10	2	90	600	296	1,11	3691
5	10-14	4	50	1200	521	0,62	3340
6	14-16	2	70	600	296	0,86	2577
7	16-17	1	50	300	207	0,62	1060
8	17-19	2	80	600	296	1,11	3691
9	19-21	2	100	600	296	1,23	4326
10	21-24	3	40	900	401	0,49	2093

2.7 Расчет и выбор питающих и распределительных сетей до 1000В

Для этого определяем S по формуле:

Sм = (2.22)

1) Sм = кВа

2) Sм = кВа

3) Sм = кВа

4) Sм = кВа

5) Sм = кВа

Sм — максимальная мощность электроприемника

Pmax — активная мощность электроприемника

Qmax — реактивная мощность электроприемника

Находим ток для каждого приемника по формуле:

I = Sн / Uн (2.23)

1) I = 98,29 / 657,4 = 149,5 А

2) I = 70,28 / 657,4 = 106,9 А

3) I = 50,18 / 657,4 = 76,3 А

4) I = 72,11 / 657,4 = 109,7 А

5) I = 144,76 / 657,4 = 220,2 А

Iр — рабочий ток на низкой стороне

Uн — номинальное напряжение

Sн — номинальная мощность

Рассчитаем Sэ по формуле:

Sэ = I / j (2.24)

Кабели с бумажной и провода с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с алюминиевыми жилами j = 1,4

1) Sэ = 149,5 / 1,4 = 106,8

2) Sэ = 106,9 / 1,4 = 76,4

3) Sэ = 76,3 / 1,4 = 54,5

4) Sэ = 109,7 / 1,4 = 78,4

5) Sэ = 220,2 / 1,4 = 157,3

Sэ — экономическое сечение кабеля

I — рабочий ток

j — экономический коэффициент

Выберем СП и СПУ для каждого приемника:

1) Сборка I = 149,5 А СПУ 75 проходит по току 250 А

2) Сборка I = 106,9 А СПУ 75 проходит по току 250 А

3) Сборка I = 76,3 А СПУ 75 проходит по току 250 А

4) Сборка I = 109,7 А СПУ 75 проходит по току 250 А

5) Сборка I = 220,2 А СПУ 75 проходит по току 250 А

Выберем сечение из подсчитанных данных по формуле:

Iдл = 0,9

• Iq (2.25)

Iq — Эл. ток

1. S = 100 мм ²

Iдл = 0,9

• 170 = 153 А

2. S = 95 мм ²

Iдл = 0,9

• 140 = 126 А

3. S = 35 мм ²

Iдл = 0,9

• 95 = 85,5 А

4. S = 95 мм ²

Iдл = 0,9

• 95 = 85,5 А

5. S = 120 мм ² два кабеля по 120мм²

Iдл = (0,9

• 200) •2 = 360 А

2.8 Расчет и выбор внутриплощадочной сети выше 1000В

Для того чтобы выбрать внутриплощадочную сеть выше 1000В надо рассчитать по формуле:

Sвн = (2.26)

Sвн — мощность на высоком напряжении кВ•А

Pвн — активная мощность на высоком напряжении кВт

Qвн — реактивная мощность на высоком напряжении кВа

Определяем активную и реактивную мощность на высокой стороне:

Pвн = Pmax + P (2.27)

Qвн=Qmax+ Q (2.28)

Pmax и Qmax берется из п.2.4 но для этого рассчитаем прочую нагрузку и добавим к другим значениям:

Pmax = Smax x cos (2.29)

Qmax = Pmax x tg (2.30)

где Pmax — максимальная активная мощность

Qmax — максимальная реактивная мощность

Smax — максимальная прочая нагрузка

cos — средний косинус

tg — средний тангенс от среднего косинуса

P = 0,02

• 2Sнт =0,02
• 320 = 6,4 кВт (2.31)

Q = 0,1 •2Sнт = 0,1

• 320 = 32 кВар (2.32)

Рвн = 205,2 + 6,4 = 211,6 кВт

Qвн = 242,2 + 32 = 274,2 кВа

Sвн = кВ•А

Найдем ток на высоком напряжении по формуле:

Iвн=Sвн/ Uн (2.33)

Iвн — ток на высоком напряжении

Sвн — полная мощность

Uн — напряжение на высокой стороне, равной 6 кВ

Iвн = 346,3 / 1,73

• 6 = 33,3 А

Рассчитаем сечение нужное для внутриплощадочной сети

Sэ = Iвн / jэ (2.34)

Sэ = 33,3 / 1,4 = 23,8

Выбираем сечение S = 25 мм ²

2.9 Расчет токов короткого замыкания

В электрических установках могут возникать различные виды коротких замыканий, которые сопровождаются с резким увеличением тока. Все электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения, должно быть устойчивым к токам КЗ и выбираться с учетом величин этих токов.

Основными причинами возникновения коротких замыканий в сети могут быть: повреждение изоляции отдельных частей электроустановок; неправильные действия обслуживающего персонала; перекрытия токоведущих частей установок.

Короткое замыкание в сети может сопровождаться: прекращением питания потребителей, присоединенных к точкам, в которых произошло короткое замыкание; нарушение нормальной работы других потребителей, подключенных к неповрежденным участкам сети, вследствие понижения напряжения на этих участках; нарушением режима работы энергетической системы.

Рассмотрим расчет токов короткого замыкания данного проекта.

Для вычисления токов короткого замыкания по расчетной схеме составляют схему замещения, в которой указывают сопротивления всех источников и потребителей, и намечают вероятные точки для расчета токов короткого замыкания.

В данном проекте за базисное напряжение принимается номинальное напряжение Uном = 110 кВ, а за базисную мощность Sб = 100кВ•А

Схема представляет собой систему неограниченной мощности. В данном случае для трансформаторов, напряжением короткого замыкания Uк = % (дается в каталогах) Uк = 10,5%

Для удобства расчетов токов короткого замыкания применим упрощенную схему замещения для точки К ₁ (индуктивная)

Расчет токов короткого замыкания произведен в относительных единицах.

• Хвл = x = = 0,008 (2.35)

х = х ₀ l ₁ = 0,099

• 10 = 0,99 (2.36)

Uном=115 т.к. это Uном воздушных линий

• Хтр-ра = х = = (2.37)

х — определяется по величине Uк (Uк 10 ^-3 )

Sном = 16 т.к. — это число и мощность трансформаторов ГПП = 2х16000

Хкабеля = хкаб = = (2.38)

Хкаб = 0,08 т.к. для кабельных линий U-ем 6-20 кВ величина х = 0,08 Ом/км

Упрощенная схема замещения для точки К ₁ (активная)

Rвл = r = = 0,035 (2.39)

r = r ₀ l ₁ = 0,43

• 10 = 4,3 (2.40)

r ₀ = 0,43 при решении активного сопротивления данного трансформатора, этим сопротивлением можно пренебречь.

• Rкабеля = r = = (2.41)

для кабелей (кабельных линий) U-ем 6-20 кВ величина r = 0,26 Ом/км

Iб — базисный ток, определяемый по выбранной базисной мощности Sб

Iб = = = кА (2.42)

Z — полное сопротивление выраженное в относительных единицах и приведенное к базисной мощности

Z = (2.43)

Х = 0,96 мОм

R = 0,265 мОм

Z = мОм

Ток короткого замыкания для точки К ₁

Iкз ₁ = Iб / Z = 5,5 / 0,99 = 5,55 кА (2.44)

i ударн = к Iк = 1,41

• 1,35
• 5,55 = 10,57 (2.45)

К = х / r = 0,96 / 0,265 = 3,9

Также как и для точки К ₁ составляем упрощенную схему для точки К₂ (индуктивного сопротивления) и (активного сопротивления)

Сопротивление шин

R ₀ = 0,017 Ом/м; х₀ = 0,31 Ом/м

Sоткл. авт = 200 МВ•А

Хсист = = = 60,5 мОм (2.46)

R шин = r ₀ l = 0,017

• 10 = 0,17

Х шин = х ₀ l = 0,031

• 10 = 0,31

Iкз ₂ = = = 5,08 кА (2.47)

R = 0,435 мОм

Х = 60,81 мОм

Z = = = 60,8 мОм

= 139,7

I уд = к Iк = 1,41

• 1,3
• 5,08 = 9,3 кА

2.10 Выбор токоведущих частей и аппаратов по условиям короткого замыкания

Для их выбора производится сравнение указанных расчетных величин с допускаемыми значениями для токоведущих частей и высоковольтного оборудования.

При этом обеспечения надежности и безаварийной работы расчетные величины должны быть меньше допустимых.

Для выбора предохранителя требуется вычисление Iраб. ВН

Р = 0,02

• 2Sнт = 0,02
• 320 = 6,4 кВт По формуле (2.31)

Q = 0,1

• 2Sнт = 0,1
• 320 = 32 кВар

Рвн = Pmax + P = 205,2 + 6,4 = 211,6 кВт По формуле (2.27)

Qвн = Qmax + Qт = 242,2 + 32 = 274,2 кВа (2.28)

Sвн = кВ•А

Iвн = = = 20,01 А (2.33)

Для этого тока рассчитаем сечение

Sэк = Iвн / j = 20,01 / 1,4 = 14,3 мм2

S = 25мм2 Iдл.доп = 110А ; I = 0,9

• 110 = 99А

Предохранитель подходит если соблюдаются отношения:

Iном.пр-ля Iраб вн, т.к. Iраб вн = 20,01 можно использовать предохранитель типа: ПКТ 103-6-100-31, который имеет Iном.пр-ля = 30.

Для выбора выключателя нагрузки используем данные тока короткого замыкания в точке К1, который равен 20 кА. При выборе выключателя нагрузки соблюдается следующее отношение:

Iном.откл Iкз в данном проекте подходит выключатель нагрузки типа ВНР-10 / 400-10 3УЗ, который имеет Iном.откл = 400А и Iуд = 25А

Автоматический выключатель выбирается по номинальному току, который находится по номинальному току по формуле:

Iн = Sнт / U (2.48)

Iн = 110 / 1,73

• 0,38 = 167,32 А

Сравнивая эту величину с величиной номинального тока расцепителя выбираем автоматический выключатель типа А3740Б

Iн Iном.расцеп

Опорный изолятор выбирается по отношению: Fдоп F

Fдоп = 0,6 Fраз (2.49)

Fдоп = 0,6

• 7,5 = 4,5 кН, т.к. Fраз на изгиб = 7,5кН

F = = = кН

Исходя из этого, выбираем опорный изолятор типа ИО-10-7,50УЗ

т.к. F Fдоп; 2 < 4,5

Шины в распределительных устройствах выбирают по номин ………..