Электроснабжение ремонтного цеха

• 1. Развитие энергетики в России 2
• 2. Выбор рода тока и напряжения 3
• 3. Выбор схемы распределения электроэнергии 4
• 4. Расчет электрических нагрузок методом упорядоченных диаграмм 6
• 5. Компенсация реактивной мощности 17
• 6. Выбор числа и мощности трансформаторов, типа и числа подстанций 22
• 7. Расчёт потерь мощности в трансформаторе 23
• 8. Расчёт и выбор сетей напряжением выше 1кВ 25
• 9. Расчёт и выбор сетей напряжением до 1кВ 28
• 10. Расчет токов короткого замыкания 33
• 11. Выбор элекрооборудования и проверка его на действие токов
• короткого замыкания 39
• 12. Релейная защита отдельных элементов электрической сети 45
• 13. Расчет заземляющих устройств 48
• Список литературы 50

1. Развитие энергетики в России

электроснабжение напряжение трансформатор ток

В условиях роста производства в промышленности электроэнергетика становится одним из жизнеобеспечивающих секторов экономики и одним из факторов экономического развития, а её надежное функционирование — важнейшим условием перехода России к высокому стандарту и уровню жизни.

В перспективе роль и значение атомной энергетики в обеспечении надёжного электроснабжения потребителей возрастут. Энергетической стратегии России намечается при благоприятном варианте развития увеличить производство электроэнергии на АЭС до 195 млрд. кВт•ч в 2010 г., а в 2020 г. — до 300 млрд. кВт•ч, для чего необходимо ввести на АЭС до указанного последнего срока 34−36 млн. кВт мощностей.

После 2010 г. предусматривается продолжение экономически оправданного гидроэнергетического строительства с вводом на ГЭС по 3−4 млн. кВт мощностей в пятилетку.

Основой электроэнергетики на всю рассматриваемую перспективу останутся тепловые электростанции, доля которых в структуре установленной мощности отрасли сохранится на уровне 62−65%. Выработки электроэнергии на ТЭС к 2020 г., как намечается, возрастёт в 1,4 — 1,5 раза по сравнению с 2001 г. и может составить в год 655 — 690 млрд. кВт•ч к 2010 г. и 790 — 850 млрд. кВт 2020 г.

Необходимость радикального изменения условий топливообеспечения ТЭС в европейских районах страны и ужесточение экологических требований обуславливают потребность скорейшего внедрения новых технологий в теплоэнергетике. Для ТЭС, работающих на газе, такими технологиями прежде всего являются парогазовый цикл, газотурбинные надстройки паросиловых блоков и газовые турбины с утилизацией тепла; для ТЭС, использующих твёрдое топливо, это экологически чистые технологии сжигания угля с использованием генераторного газа в паровых установках. Переходу от паротурбинных к парогазовым ТЭС должен обеспечить повышение КПД установок до 50%, а в перспективе до 60% и более.

Высшими классами напряжения в ЕЭС России на рассматриваемую перспективу остаются 1150 кВ для сетей переменного тока и 1500 кВ для передачи постоянного тока. Целесообразность эффективного использования этих классов напряжения будет определена по мере вовлечения в балансовую структуру отрасли топливо-энергетического потенциала восточных регионов страны и европейской части России.

Первоочередными задачами развития межсистемных электрических связей являются: усиление связи между восточной и европейской частями ЕЭС России путём сооружения воздушных линий электропередач напряжением 500 и 1150 кВ, а после 2010 г. и передачи постоянного тока. Это позволит сократить завод восточных цепей в европейские районы страны, а так же полнее использовать мощности ТЭС и ГЭС Сибири: перевод межсистемных связей между ОЭС на напряжение 750 и 500 кВ; осуществление услуг по транспортировке и распределению электроэнергии.

Важной задачей Энергетической стратегии на период до 2020 г. является интеграция ЕЭС России с энергосистемами стран СНГ и соседними государствами Европы и Азии на новых взаимовыгодных условиях.

2. Выбор рода тока и напряжения

Выбор напряжений участков электрической сети объекта определяется путем технико-экономического сравнения вариантов. При выборе окончательного проектного решения, принимаемого на основе сравнения вариантов, необходимо отдавать предпочтение варианту с более высоким напряжением.

При выборе номинального напряжения внешнего участка сети принимаются во внимание существующие напряжения возможных источников питания энергосистемы, расстояние от этих источников до предприятия и нагрузка предприятия в целом.

В питающих и распределительных сетях небольших и средних предприятий и городов применяются номинальные напряжения 6 и 10 кВ. Как правило, следует применять напряжение 10 кВ как более экономичное, чем напряжение 6 кВ. Напряжение 6 кВ применяется при преобладании на объекте электроприемников с напряжением 6 кВ. В ряде случаев электроснабжение электроприемников с напряжением 6 кВ осуществляется по питающим линиям напряжением 10 кВ с последующей трансформацией на напряжение 6 кВ непосредственно для данных электроприемников.

Напряжение 660 В как внутрицеховое целесообразно на тех предприятиях, на которых по условиям расположения цехового технологического оборудования или окружающей среды нельзя или затруднительно приблизить цеховые трансформаторные подстанции к питаемым ими электроприемникам. Напряжение 660 В целесообразно также на предприятиях с большой удельной плотностью электрических нагрузок, концентрацией мощностей и большим числом двигателей мощностью 200… 600 кВт. Наиболее целесообразно сочетание напряжения 660 В с первичным напряжением 10 кВ. Необходимо учитывать, что при применении напряжения 660 В возникает необходимость и в сетях напряжением 380 В для питания небольших электродвигателей и светотехнических установок. Наиболее широко применяется и является основным напряжение 380/220 В.

Так как в проектируемом цехе преобладают асинхронные двигатели, то номинальное напряжение принимаем 380 В переменного рода тока, промышленной частоты 50 Гц. С высокой стороны принято U=10 кВ.

3. Выбор схемы распределения электроэнергии

Под питающей сетью понимают кабельные линии и магистрали, отходящие от распределительных устройств подстанций для питания цеховых распределительных магистралей, пунктов и щитков, а также кабельные линии, отходящие от цеховых распределительных магистралей, пунктов и щитков к другим цеховым распределительным магистралям, пунктам и щиткам.

Под распределительной сетью понимают линии, отходящие от распределительных устройств подстанций, от питающих магистралей, распределительных магистралей, пунктов и щитов непосредственно к электроприемникам.

Питающие и распределительные сети имеют три вида схем: магистральные; радиальные; смешанные (магистральные и радиальные).

Магистральные схемы имеют несколько меньшую надежность в подаче питания, чем радиальные схемы, т. к. при повреждении магистрали одновременно отключаются все подключенные к ней распределительные магистрали, пункты, щиты и отдельные мощные электроприемники, что нежелательно.

При радиальных схемах питающей сети подстанции выполняются с большими низковольтными распределительными устройствами, предназначенными для распределения всей мощности подстанции. К положительным качествам радиальных схем можно отнести большую надежность питания, т. к. авария на одной линии не отражается на работе электроприемников, питающихся от других радиальных линий.

Для распределения электроэнергии по цеху применить магистральные и радиальные схемы в чистом виде не всегда представляется возможным и в таких случаях находят применение смешанные схемы, сочетающие в себе, как магистральное, так и радиальное питание.

В данном проекте принят смешанный вид схемы распределения электроэнергии, что обусловлено расположением технологического оборудования в цехе, а также категорией по надежности электроснабжения (для наиболее важных потребителей принята радиальная схема распределения).

4. Расчет электрических нагрузок методом упорядоченных диаграмм

Расчет электрических нагрузок является очень важным этапом проектирования, по его результатам будет проводиться выбор электрооборудования и электрические сети.

Завышение электрических нагрузок может привести к перерасходу проводникового материала, удорожанию в строительстве.

Занижение — к уменьшению пропускной способности электрических сетей, что приведет к нагреву изоляции проводников, частому срабатыванию защиты, перегруженной работе источника питания.

Расчет ведем методом упорядоченных диаграмм. Исходные данные приведены в таблице 1.

Таблица 1 — Исходные данные для расчета электрических нагрузок

Рассчитываем суммарную номинальную активную мощность электроприемников I подгруппы, кВт

где P_нi — активная номинальная мощность одного электроприемника, кВт

n_i — число электроприемников, шт

кВт

Определяем суммарную сменную активную мощность I подгруппы, кВт

где k_иi — коэффициент использования принятый по таблице 2.1[1]

кВт

Находим групповой коэффициент использования

Рассчитываем показатель силовой сборки

Где P_нmax (P_нmin) — максимальная (минимальная) номинальная активная мощность одного электроприемника в подгруппе соответственно, кВт

если К_и < 0,2, m>3, n?4, то эффективное число электроприемников, шт

n_э = n_э*•n,

где n_э* — это относительное эффективное число электроприемников.

Выбираем максимальный по мощности электроприемник и находим половину значения его активной номинальной мощности, кВт

кВт,

кВт,

Выбираем из узла питания такие электроприемники, активная номинальная мощность которых больше или равна 10,7 кВт

n₁ = 2 шт

Находим суммарную номинальную мощность электроприемников n₁, кВт

кВт,

Определяем относительное значение числа электроприемников, шт

Рассчитываем относительное значение активной мощности электроприемников,

Определяем относительное эффективное число электроприемников

таблица 2.14 [2],

Определяем эффективное число электроприемников, шт

шт

Находим коэффициент максимума

К_max = 3,11 [2, таблица 2.13]

Определяем активную максимальную мощность I подгруппы, кВт

кВт

Рассчитываем активную максимальную мощность шкафа ШР1, кВт

где P_maxШР2 — максимальная активная мощность шкафа ШР2, кВт

кВт

Находим суммарную сменную реактивную мощность, квар

где tgц_i — коэффициент реактивной мощности, соответствующий коэффициенту активной

квар

т.к. n_э = 4 шт < 10, то максимальная реактивная мощность, квар,

квар

Определяем максимальную реактивную мощность шкафа ШР2, квар

квар

Рассчитываем полную максимальную мощность шкафа ШР2, кВ•А

кВ•А

Находим максимальный ток шкафа ШР2, А

где U_н — напряжение сети, кВ

А

Рассчитываем максимальную реактивную мощность шкафа ШР1, квар

квар

Определяем полную максимальную мощность узла питания, кВ•А

кВ•А

Находим максимальный ток узла питания, А

А

Рассчитываем коэффициенты активной и реактивной мощности

Аналогично расчету нагрузок шкафа ШР1 выполняем расчет нагрузок для электроприемников, запитанных от распределительного устройства (РУ).

Определяем номинальную активную мощность сварочной машины, кВт

где S_н — полная мощность, кВ•А

cosц — коэффициент мощности, принятый по таблице 2.1[1]

кВт

Определяем номинальную активную мощность электротали при продолжительном режиме работы, кВт

где ПВ — продолжительность включения в относительных единицах

кВт

Рассчитываем суммарную номинальную активную мощность электроприемников II-IV подгруппы, кВт

кВт

Определяем сменную активную мощность II-IV подгруппы, кВт

кВт

Рассчитываем групповой коэффициент использования

Определяем показатель силовой сборки

. Т.к. К_и > 0,2, m > 3, n? 4 ,

то эффективное число электроприемников, шт, определяется по формуле

шт > 9 шт т.к. n_э > n; то принимаем n_э = n = 9 шт

Находим коэффициент максимума

К_max = 1,47 таблица 2.13[2]

Определяем активную максимальную мощность, кВт

кВт

Рассчитываем суммарную сменную реактивную мощность, квар

квар

т.к. n_э = 9 < 10, то максимальная реактивная мощность, квар

квар

Рассчитываем максимальную активную и реактивную мощность электроприемников шкафа ШР3,

кВт

квар

А

Определяем максимальную реактивную и полную мощность, дополнительной нагрузки, квар

квар

кВ•А

Определяем максимальный ток дополнительной нагрузки, А

А

Находим электрические нагрузки распределительного устройства РУ с учетом симметричной нагрузки II секции.

Определяем максимальную активную мощность распределительного устройства, кВт

где P_{max ЩО}— максимальная активная мощность щита освещения

кВт

Находим максимальную реактивную мощность распределительного устройства РУ, квар

квар

Рассчитываем полную максимальную мощность распределительного устройства РУ, кВ•А

кВ•А

Определяем максимальный ток распределительного устройства РУ, А

А

Находим средневзвешенные коэффициенты активной и реактивной мощности

Итак, в результате расчета электрических нагрузок полная максимальная мощность по цеху, необходимая для выбора числа и мощности трансформаторов, составила S_maxРУ=1044,36 кВ•А.

По максимальному току выбираются питающие сети (шины РУ, ШМА РУ), защитная аппаратура с низкой стороны трансформатора.

Средневзвешенные значения коэффициентов активной и реактивной мощности дают возможность узнать о необходимости компенсации реактивной мощности.

Все рассчитанные параметры сводим в таблицу 2.

5. Компенсация реактивной мощности

Наибольшее влияние на значение коэффициента мощности электроустановок промышленных предприятий оказывают асинхронные двигатели и трансформаторы.

Низкий коэффициент мощности приводит к увеличению полной мощности генераторов на станциях, неполному использованию мощности первичных двигателей, увеличению полной мощности трансформаторов; падению напряжения в сети; увеличению сечения и веса кабелей и проводов, а также к увеличению потерь электроэнергии на нагревание кабелей и проводов сетей и обмоток электрических машин.

Чтобы убрать или снизить негативное влияние низкого коэффициента мощности, проводим компенсацию реактивной мощности.

В результате расчета электрических нагрузок была получена реактивная максимальная мощность цеха Q_maxц=557 квар при средневзвешенном коэффициенте реактивной мощности равном tgц_срвц=0,63.

Так как полученный коэффициент не отвечает требованиям энергосистемы tgц_э=0,32 (cos ц_э=0,95), то проводим компенсацию реактивной мощности путем установки конденсаторных батарей.

Таблица 2 — Сводная таблица расчета электрических нагрузок

Определяем реактивную мощность подлежащую компенсации, квар

квар

Принимаем к предварительной установке конденсаторную батарею типа УКТ-0,38−150 УЗ таблица 2.192 [4], учитывая, что электроприемники относятся к 1 категории по надежности электроснабжения и схема принята двухсекционной (Рисунок 1) согласно [5]

Рисунок 1 — Упрощенная однолинейная схема

Рассчитываем максимальную реактивную мощность после компенсации, квар

где n_КБ — число конденсаторных батарей, шт

Q_КБ — реактивная мощность, генерируемая одной конденсаторной батареей, квар

квар

Рассчитываем полную максимальную мощность после компенсации, кВ•А

кВ•А

Рассчитываем коэффициенты активной и реактивной мощности после компенсации

> cosц_э=0,96

< tgц_э=0,32

Т.к. коэффициент реактивной мощности после компенсации tgцЧ_э, то принимаем конденсаторные батареи к окончательной установке и сводим данные в таблицу 3.

Таблица 3 — Компенсация реактивной мощности

Итак, результате установки двух КБ мощностью по Q_КБ=150 квар добились снижения полной максимальной мощности на 114,36 кВ•А, что дает возможность выбрать трансформатор меньшей мощности, а снижение токов — выбрать питающие сети высоко напряжения меньшего сечения.

6. Выбор числа и мощности трансформаторов, типа и числа подстанций

Трансформатор выбирается в зависимости от характера и размещения нагрузки, при этом должны учитываться условия окружающей среды, расположение технологического оборудования и категории по надёжности электроснабжения, а также требования пожарной и электро-безопасности.

Т.к. электроприемники данного цеха относятся к первой категории по надежности электроснабжения, то согласно пунктов 1.2.17−1.2.19 на полную максимальную мощность цеха S_max=920 кВ•А принимаем к предварительной установке два трансформатора марки ТМЗ-630/10 с S_н = 630 кВ•А [6, приложение 12]

Определяем коэффициент загрузки трансформаторов

Кзн = ,

где n_тр — число трансформаторов, шт

Кзн =

Определяем коэффициент загрузки в аварийном режиме работы

К_ЗАв =

Так как аварийный коэффициент загрузки получился больше допустимого ПТЭ, то во время выхода из строя одного трансформатора нужно отключать часть потребителей на S_m.откл=50 кВ•А, т. е.

К_ЗА =

Принимаем к установке трансформатор масляный защищённого исполнения типа ТМЗ 630/10

Все расчётные данные сводим в таблицу 4.

Таблица 4 — Выбор силового трансформатора

Так как среда проектируемого цеха нормальная (неагрессивная), и площадь проектируемого цеха позволяют разместить выбранные трансформаторы, то принимаем к установке внутрицеховую комплектную двухтрансформаторную подстанцию.

7. Расчёт потерь мощности в трансформаторе

Потери электрической мощности в трансформаторе составляют значительную величину и должны быть доведены до возможного минимума путём правильного выбора мощности и числа трансформаторов, рационального режима их работы, исключением холостого хода, количества одновременно работающих трансформаторов. Потери состоят из двух составляющих: потерь, идущих на нагрев обмоток трансформатора (потерь активной мощности), зависящих от тока нагрузки; потерь, идущих на нагрев стали, не зависящих от тока нагрузки; потерь реактивной мощности, состоящих из потерь, вызванных рассеянием магнитного потока в трансформаторе Q, (зависящих от квадрата тока нагрузки) и потерь, идущих на намагничивание трансформатора Qm, не зависящих от тока нагрузки.

Определяем потери активной мощности в трансформаторе, кВт

где — потери активной мощности при работе трансформатора в режиме короткого замыкания, кВт

— потери активной мощности при работе трансформатора на холо стом ходу, кВт

кВт

Находим потери реактивной мощности в трансформаторе, квар

где Uкз — напряжение короткого замыкания, %

iхх — ток холостого хода, %

квар

Рассчитываем потери полной мощности в трансформаторе, кВ•А

кВ•А

Все расчётные данные сводим в таблицу 5.

Таблица 5 — Расчёт потерь мощности в трансформаторе

Итак, в результате расчётов видно, что потери мощности в трансформаторе зависят, главным образом, от конструктивных особенностей трансформатора, коэффициента загрузки и полной мощности.

Расчёт потерь в трансформаторе нужен для более точного выбора питающих сетей напряжением выше 1кВ.

8. Расчёт и выбор сетей напряжением выше 1кВ

Критерием для выбора сечения кабельной линии является минимум приведенных затрат. В практике проектирования линий массового строительства выбор сечения производится не по сопоставительным технико-экономическим расчетам в каждом конкретном случае, а по нормируемым обобщенным показателям.

Для обобщения нормальных условий работы защитной аппаратуры выбранное сечение должно быть проверено по допустимой длительной нагрузке по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах, а также по термической стойкости при КЗ.

Находим активную максимальную мощность кабельной линии с учетом потерь в трансформаторе, кВт

Pm кл = Рm+n_тр•Р

Pm кл = 883,4+2•14 = 911,4 кВт

Определяем максимальную реактивную мощность высоковольтной линии, квар

Qm кл =Qm`+n_тр•Q

Qm кл = 257,04 +2•37,36 = 331,76 квар

Рассчитываем полную максимальную мощность линии U=10 кВ, кВ•А

Sm кл =

Sm кл = кВ•А

Находим максимальную величину тока, протекающего по кабелю U=10 кВ, А

I_m =

I_m = А

Определяем коэффициент активной и реактивной мощности

=

=

Находим экономическую плотность тока,, зная, что число максимума нагрузки в год составляет Т_м=3000−5000 часов, и принимаем к прокладке кабель марки ААШв (алюминиевая жила с бумажной изоляцией, алюминиевой оболочкой и наружным покров — шланг из поливинилхлорида)

jэк =1,4 Таблица 1.3.36 [5]

Рассчитываем экономически выгодное сечение,

Fэк =

Fэк =

Принимаем к прокладке кабель ближайший по сечению ААШв 3×16

Iд?= I_д?к_п?к_т

где I_д— ток допустимый кабеля, А I_д=75 А [5, т.1.3.16]

к_п— коэффициент на параллельную прокладку кабелей, к_п=0,9 таблица 1.3.26 [5]

к_т— температурный коэффициент к_т= 1 при =15?С Таблица 1.3.3 [5]

Iд= 75•0,90•1=68 А > 27,9 А Таблица 1.3.16 [5]

Определяем активное и индуктивное сопротивление кабеля, Ом/км

x = 0.113Ом/км

r = 1.95 Ом/км Таблица 4−79 [7]

Проверяем выбранный кабель по потере напряжения при длине l = 1,2 км, %

% < % [8]

Так как Iд`>Im и U<5%, то предварительно кабель выбран верно. Окончательное решение будет принято после проверки кабеля на действие токов КЗ.

Конечные результаты заносим в таблицу 6.

Таблица 6 — Выбор сетей напряжением выше 1кВ

Кабель, выбранный по экономической плотности тока, выгоден тем, что ток допустимый больше тока максимального более чем в два раза. Запас по току ведёт к уменьшенному нагреву кабеля и меньшему разрушению изоляции, от сюда увеличение срока эксплуатации. При увеличении сечения сопротивление уменьшается, что ведёт к снижению потерь напряжения.

9. Расчёт и выбор сетей напряжением до 1кВ

Согласно пункту 1.3.28 проверке по экономической плотности тока не подлежат сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1кВ при числе часов использования максимума нагрузки предприятия до 4000−5000; ответвления к отдельным электроприёмникам напряжением до 1кВ, а также сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах ОРУ и ЗРУ всех напряжений и осветительные сети.

Поэтому расчет ведем по допустимому току с условием I_Д?I_max, (?I_н) с проверкой по потери напряжения и на установленную защитную аппаратуру.

А Принимаем к предварительной установке шину прямоугольного сечения 60×6;

I_Д=870 А Таблица 1.3.31 [5]

При расположении шин плашмя.

I?_д=870−870•0,05=826,5 А>793,37 А Определяем активное и индуктивное сопротивление, Ом/км

r = 0.0855 Ом/км

x= 0.1195 Ом/км Таблица 4−80 [7]

Проверяем шину по потере напряжения, при длине L = 6 м, %

В

% < 2.5%

Аналогично выбираем шину шкафа ШР1.

Принимаем к установке шину алюминиевую 15×3.

При расположении шин плашмя.

I`д = 165−165•0.05 = 157 А > 112,3 А

r = 0.418 Ом/км

x= 0.179 Ом/км Таблица 4−80

Проверяем шину по потере напряжения, при длине L = 2 м, %

В

% < 2.5%

Так как Iд > Im,, то предварительно шина выбрана верно. Окончательное решение будет принято после проверки шины на термическое и динамическое действие токов короткого замыкания.

Выбираем кабель идущий к шкафу ШР1

Определяем ток расцепителя, А

I_рас = I_mШР1•k_n,

где k_п — коэффициент учитывающий неточность калибровки расцепителя автоматического выключателя и одновременный пуск всех приемников шкафа,

k_п=1,25

Iрас = 112,3•1.25 =140,37 А Принимаем к установке автоматический выключатель ВА 51−35 [8]

Принимаем к прокладке кабель АВВГ4×120

I_д= 200•0,92=184 А Таблица 1.3.7 [5]

Проверяем выбранный кабель на установленную защитную аппаратуру по условию:

I`д Iд•kз, где: kз — коэффициент защиты. Для сетей, не требующих зашиты от перегрузок, защищенных автоматическим выключателем с нерегулируемой обратно зависимой от тока характеристикой, проложенного в нормальной среде. kз = 1 Таблица 2.10

Iд` = 184 А > (184•1) А

r = 0.261 Ом/км

x= 0.0602 Ом/км таблица 4−79 [7]

Проверяем кабель при длине L=8 м по потере напряжения, %

%< U_д = 5%

Так как соблюдаются условия >Imшр1, IдIз•kз,, то кабель выбран верно.

Принимаем кабель к окончательной установке.

Аналогично проводим выбор кабелей для остальных шкафов, данные сводим в таблицу 7.

Согласно пункту 1.3.28 по экономической плотности тока проверке по экономической плотности тока не подлежат ответвления к отдельным электроприемникам напряжением до 1 кВ Выбираем кабель, идущий к токарному станку позиции 1.

P_н1= 21,5 кВт Находим ток номинальный, А

I_Н=,

где з_н — коэффициент полезного действия станка

Iн1 = =50,4 А Находим ток расцепителя

I_расц = k_п2•Iн, где k_п2 — коэффициент, учитывающий неточность калибровки расцепителя и условия пуска, для одиночного электроприемника k_п2 = 1,15

I_рас=50,4•1,15=57,96 А Принимаем к установке автоматический выключатель ВА13−29 [7]

Принимаем к прокладке кабель АВВГ 4×25

I_д= 75•0,92=69 А Таблица 1.3.7 [4]

r = 1,25 Ом/км

x= 0.0662 Ом/км таблица 4−79 [6]

Проверяем на потери напряжения, %

%< U_д = 5%

Т.к. Iд>Iн, IдIз•kз,, то принимаем кабель к окончательной установке.

Выбираем кабель, идущий к сверлильному станку позиции 4.

Находим ток номинальный, А

Iн1 = = 4,46 А Определяем ток плавкой вставки, А

где к — кратность пускового тока, принимаем к=7 для асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором б — пусковой коэффициент, принимаем б=2,5 (для легких пусков)

А Принимаем к установке предохранитель ПР2

Принимаем к прокладке кабель АВВГ 4×2,5

I_д= 19•0,92=17 А Таблица 1.3.7 [5]

r = 12,5 Ом/км

x= 0.104 Ом/км Таблица 4−79 [7]

Проверяем на потери напряжения, %

%< U_д = 5%

Т.к. Iд>Iн, IдIз•kз_,,, то принимаем кабель к окончательной установке.

Выбор кабелей для остальных приемников проводим аналогично.

Все технические данные заносим в таблицу 8.

10. Расчет токов короткого замыкания

Вычисление токов короткого замыкания производится для определения условий работы потребителей при аварийных режимах, выбора электроаппаратов, шин, изоляторов, силовых кабелей, проектирования защитных заземлений и подборки характеристик разрядников для защиты от перенапряжений.

До начала расчетов токов короткого замыкания строим упрощенную однолинейную схему (Рисунок 2), по ней — схему замещения (Рисунок 3), намечаем точки возможных коротких замыканий и осуществляем расчет в именованных единицах. Пересчитываем сопротивления кабельной линии U = 10 кВ, мОм

r_o' = r_o • l,

где l — длина участка линии, м

r_o' = 1,95 • 1000 = 1950 мОм

х_o' = х_o • l;

х_o' = 0,113 • 1000 = 113 мОм

Рассчитываем полное сопротивление участка цепи, мОм

мОм

Находим ток периодической составляющей тока короткого замыкания в начальный момент времени в точке К-1, кА

где U_ср — среднее напряжение, В

кА

Определяем отношение индуктивного сопротивления к активному:

Находим ударный коэффициент

k_у = 1 [1, рисунок 7.4]

Рассчитываем ударный ток, кА

;

i_у = 1,41 • 3,1 • 1 = 4,4 кА

Принимаем, что напряжение на шинах 10 кВ цеховой подстанции неизменно и сопротивление от источника питания до этих шин не учитываем.

Пересчитываем сопротивления трансформатора, мОм

где U_б — базовое напряжение в точке расчета, В

мОм

мОм

Пересчитываем сопротивления шин 60×6, мОм

r_ш' = 0,0855 • 5 = 0,457 мОм

х_ш' = 0,1195 • 5 = 0,6 мОм

Находим сопротивление кабельной линии, идущей к шкафу ШР1, мОм

r₁' = 0,261• 8 = 2,1мОм

x₁' = 0,0602 • 8 = 0,48мОм

Определяем сопротивления шины шкафа ШР1, мОм

r_ШР1 = 0,418 • 2 = 0,836 мОм

x _ШР1 = 0,179 • 2 = 0,358 мОм

Рассчитываем сопротивления кабеля, идущего к электроприемнику, позиция 1

r₂' = 1,25 • 5 = 6,25 мОм

x₂' = 0,0662 • 5 = 0,33 мОм

Аналогично рассчитываем токи короткого замыкания в остальных намеченных точках, кА

r_к-2 = r_тр + r_к + r_a,

где r_к — сопротивление контактов автоматического выключателя, мОм

таблица 14.5 [3], r_к = 0,25 мОм;

r_a — активное сопротивление катушки, мОм [3, т. 14.4], r_к = 0,12 мОм.

r_к-2 = 3,427 + 0,25 + 0,12 = 3,797 мОм

х_к-2 = х_тр + х_a,

где х_a — индуктивное сопротивление катушки автоматического

выключателя, мОм таблица 14.4 [3], х_а = 0,094 мОм.

х_к-2 = 13,48 + 0,094 = 13,574 мОм

кА

k_у = 1,15

i_у к-2 = • 16,4 • 1,15 = 32,8 кА

К-3

r_к-3 = r_к-2 + r_ш` + r<sub>1</sub>` + r_к + r_a;

r_к-3 = 3,797 + 0,457 + 2,1 + 0,25 + 0,6 = 7,2 мОм

х_к-3 = х_к-2 + х_ш` + х<sub>1</sub>` + х_a;

х_к-3 = 13,574 + 0,6 + 0,48 + 0,036 = 14,69 мОм

кА

k_у = 1,2

i_у к-3 = • 14,11 • 1,2 = 24кА

К-4

r_к-4 = r_к-3 + r_шр1 + r₂` + r_к + r_a;

r_к-3 = 7,2 + 0,836 + 6,25 +1,3 +1,8 = 17,4 мОм

х_к-3 = х_к-2 + х_ш` + х<sub>1</sub>` + х_a;

х_к-3 = 14,69 + 0,358 + 0,33 + 0,86 = 16,2 мОм

кА

k_у = 1,03

i_у к-3 = • 9,7 • 1,03 = 14 кА

11. Выбор электрооборудования, проверка его на действие токов короткого замыкания

Токи короткого замыкания вызывают нагрев токоведущих частей, значительно превышающий нормальный. Чрезмерное повышение температуры может привести к выжигании изоляции, разрушению контактов и даже их расплавлению, несмотря на кратковременность процесса короткого замыкания.

Проверка аппаратов на термическую стойкость производится по току термической стойкости I_тер и расчетному времени термической стойкости t_тер. Аппарат термически стоек, если тепловой импульс В_к < I_тер² • t_тер.

Выбранные шины или кабель термически стойки, если принятое сечение больше минимального F_min, то есть F_min < F_пр.

При коротком замыкании по токоведущим частям проходят токи переходного режима, вызывая сложные усилия в шинных конструкциях и аппаратах электроустановок. Эти усилия изменяются во времени и имеют колебательный характер. Проверка аппаратов по электродинамической стойкости производится по условию:

i_пр.скв (i_дин)? i_у,

где i_пр.скв (i_дин) — предельный сквозной ток, указанный заводомизготовителем.

Проверку шин на динамическую стойкость проводят по условию:

у_расч? у_доп

Для электроприемников первой (частично второй) категории в качестве защитной аппаратуры с высокой стороны трансформатора устанавливается вакуумный выключатель.

Принимаем к предварительной установке вакуумный выключатель серии ВВ/TEL-10−12,5/630-У2−41 таблица1 [10]

Таблица

Определяем время отключения короткого замыкания, с

t_откл = t_в + t_з,

где t_в — полное время отключения выключателя, с t_в = 0,025 с;

t_з — время действия основной защиты, с t_з = 0,5 с.

t_откл = 0,025 + 0,5 = 0,525 с

Находим постоянную затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, с

с

Рассчитываем тепловой импульс тока короткого замыкания, А²•с

В_к = 3100² • (0,525 + 0,18) = 5 046 980 А²•с

Так как расчетные данные не превышают справочных, то вакуумный выключатель ВВ/TEL-10−12,5/630-У2−41 (У2 — климатическое исполнение и категория размещения; 41 — конструктивное исполнение по каталогу) принимаем к окончательной установке.

Выбираем разъединитель внутренней установки с заземляющими ножами установленными со стороны разъемных и шарнирных контактов типа РВЗ-10/400 III [11, т. 5.5]

U = 10 кВ = UH = 10 кВ

Iн = 28 А < Iн. раз = 400 А

i_у = 4,4 кА < iдин = 50 кА

В_к = 5,0 кА² • с < I_t² • t_t = 16 • 4 = 64 кА² •с

Выбираем трансформатор тока проходной с литой изоляцией для КРУ типа ТПЛ-10К [11, т. 5.9]

U = 10 кВ = UH = 10 кВ

Iн = 28 А < Iн.1 = 30 А

Класс точности 0,5;

I_н² = 5 А — номинальный ток вторичной обмотки, А;

R_н0,5 = 0,4 Ом — номинальная нагрузка в классе точности 0,5;

I_дин = 175 кА.

Выбираем однофазный трансформатор напряжения с естественным масляным охлаждением типа НОМ-10 [12, т. 5.13]

U_2н = 100 В — номинальное напряжение вторичной обмотки, В;

S_н0,5 = 75 ВА — номинальная мощность в классе точности 0,5.

Проверяем кабель ААШв 3?16 на термическую стойкость к токам короткого замыкания.

Находим минимальное сечение кабеля, мм²

где С_т — коэффициент, зависящий от допустимой температуры при

коротком замыкании и материала проводника. С_т = 85 для кабелей

U = 10 кВ с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами.

мм²

Принятое сечение кабеля F_пр = 16 мм²

Так как F_пр = 16 мм²min=26 мм², что не удовлетворяет условию F_min < F_пр, то к окончательной прокладке принимаем кабель большего сечения ААШв 3?35 с I_д' = 115 • 0,90 = 103 А таблицы 1.3.16, 1.3.26 [5]

Выбираем автоматический выключатель с низкой стороны трансформатора по току I_m=793,7 А типа ВА-62, таблица 1 [13]

t_откл = 0,04 + 0,1 = 0,14 с

с

В_к = 16 400² • (0,14 + 0,011) = 40 612 960 А² • с

С_т = 88 (для алюминиевых шин)

мм²

F_пр = 60•6 = 360 мм²

F_min = 72 мм² < F_пр = 360 мм²

Так как условие проверки соблюдается, то алюминиевая шина проходит по термической стойкости.

Проверяем алюминиевую шину сечением 60×6 на динамическую стойкость к токам короткого замыкания.

Определяем максимальное усилие на шинную конструкцию, Н

где l — расстояние между изоляторами шинной конструкции, м l = 1 м;

a — расстояние между фазами, м, а = 0,1 м [8, т 4.80].

Н

Рассчитываем изгибающий момент, Н•м

Н•м

Находим момент сопротивления сечения при расположении шины плашмя, см³

где b и h — размеры поперечного сечения шин, см

см³

Определяем напряжение в материале шин от изгиба, МПа

МПа

у_расч = 51,75 МПа < у_доп = 75 МПа

Так как условие выполняется, то принимаем шину к окончательной установке.

12. Релейная защита отдельных элементов электрической сети

Аппараты релейной защиты — это устройства, обеспечивающие автоматическое отключение поврежденной части электрической установки или сети. Если повреждение не представляет для установки непосредственной опасности, то релейная защита приводит в действие сигнальные устройства.

Для обеспечения надежной работы релейная защита должна: иметь избирательность (селективность), т. е. отключать высоковольтными выключателями или автоматами только поврежденный участок установки; обладать достаточно высокой чувствительностью ко всем видам повреждений на защищаемой линии и на линиях, питаемых от нее; быть выполненной по наиболее простой схеме, с наименьшим числом аппаратов.

Защита силовых трансформаторов Защита устанавливаемая на силовом трансформаторе, должна или обеспечивать его отключение при межфазных и витковых КЗ, а также при замыкании на землю, или подавать сигнал о ненормальном режиме работы трансформатора.

Виды защит, устанавливаемых на трансформаторах определяются мощностью трансформатора, его назначением, местом установки и другими требованиями, предъявляемыми к режиму работы.

Защита внутренних повреждений в трансформаторе осуществляется газовыми реле. Трансформаторы с азотной подушкой защищаются путем установки реле давления и реле температуры.

Достоинством газовой защиты является простота выполнения, срабатывание при всех видах повреждения внутри бака трансформатора, высокая чувствительность. Однако газовая защита, естественно, не срабатывает при повреждениях вне бака трансформатора. Поэтому она не может быть единственной основной защитой трансформатора.

Трансформаторы малой мощности до 750 кВА при U=10 кВ и до 3200 кВА при U=35 кВ тупиковых подстанций, а так же цеховые трансформаторы коммутируют выключателями нагрузки ВНП. Для защиты таких трансформаторов от внутренних К.З. допускается применение предохранителей ПК.

На трансформаторах мощностью более 7,5 МВА в качестве основной защиты устанавливается продольная дифференциальная токовая защита.

Защита воздушных и кабельных линий Воздушные и кабельные линии электропередач, имея большую протяженность, подвержены различным видам повреждений. Воздушные линии могут повреждаться от грозовых разрядов, гололеда, сильного ветра, загрязнения изоляторов и т. п. Кабельные линии, проложенные в земле, могут повреждаться из-за ухудшения условий охлаждения, коррозии оболочек кабеля, осадки почвы при земляных работах.

Защиты линий отличаются большим многообразием, и их выбор зависит от схемы и напряжения сети, а также от категории потребителей. Для электроснабжения промышленных предприятий применяют линии с односторонним питанием, где используется максимально-токовая защита (МТЗ), токовая отсечка, а также защиты от замыканий на землю.

МТЗ применяется, главным образом, для защиты радиальных линий с односторонним питанием. Она обычно не обеспечивает ступенчатого селективного действия в кольцевой сети.

Токовая поперечная дифференциальная защита применяется для защиты параллельных линий, присоединенных к шинам подстанций через один общий выключатель.

Защита сетей от замыкания на землю. Сети 35 кВ и ниже являются основными сетями электроснабжения промышленных предприятий. Они работают с изолированной нейтралью. При однофазных замыканиях на землю в таких сетях междуфазные напряжения остаются неизменными, и ток замыкания на землю имеет небольшую величину. Поэтому защита работает на сигнал, а не на отключение.

Защита электродвигателей На большинстве предприятий различных отраслей промышленности обычно применяют асинхронные и синхронные электродвигатели различных мощностей, напряжений.

В схеме защиты высоковольтного асинхронного двигателя до 2000 кВт применяются следующие виды защит, выполненных на оперативном токе: защита от межфазных КЗ — ток срабатывания защиты отстраивается от максимального значения периодической составляющей пускового тока двигателя с введением повышенного коэффициента надежности; защиту от однофазных замыканий на землю устанавливают только для двигателей с током замыкания на землю выше 10 А. Осуществляется она трансформатором тока нулевой последовательности, действующим через токовое реле на промежуточное и далее на катушку отключения; защита от токов перегрузки осуществляется реле тока с зависимой от тока выдержкой времени, включенным также как и реле МТЗ, на разность токов.

Защита от перегрузки действует на сигнал или на отключение в зависимости от положения переключателя; защита минимального напряжения устанавливается, чтобы обеспечить само запуск наиболее ответственных электродвигателей и отключить неответственные, отсутствие которых в течение некоторого времени не отразится на производственном процессе.

Защита конденсаторных батарей (К.Б.) напряжением выше 1000 В может выполняться предохранителем типа ПК или реле мгновенного действия типа РТМ. Защита от замыканий на землю осуществляется токовым реле, действующим через промежуточное реле на отключение.

13. Расчет заземляющих устройств

Согласно [5, п. 1.7.35] для заземления электроустановок в первую очередь должны быть использованы естественные заземлители. В их качестве, согласно [5, п. 1.7.70], рекомендуется использовать водопроводные и другие металлические трубопроводы, за исключением трубопроводов горючих жидкостей; обсадные трубы скважин; металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, находящихся в соприкосновении с землей и другое.

В данном курсовом проекте в качестве естественного заземлителя принимаем трубы холодного водоснабжения.

Согласно [5, п. 1.7.62] сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены нейтрали трансформаторов и генераторов в любое время года не должно превышать 4 Ом при линейном напряжении 380 В.

Определяем сопротивление растеканию тока через трубы холодного водоснабжения, Ом

где с_спр — рекомендуемое справочное значение удельного сопротивления грунта, Ом•м; с_спр = 100 Ом•м — для суглинка [13, т. 6−4];

k_сез — коэффициент сезонности, учитывающий промерзание и

просыхание грунта; k_сез = 1,45 [13, т. 6−5];

l — длина трассы, м; l = 200 м;

d — диаметр трубы, м; d = 0,50 м;

t — глубина заложения, м; t = 2,5 м.

= 2,75 Ом

Полученное значение удовлетворяет требованиям [5], следовательно, принимаем выбранный тип естественного заземления к предварительной установке. Окончательное решение будет принято после проведения реальных замеров.

1. Коновалова Л. Л., Рожкова Л. Д. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. — М.: Энергоиздат, 1989

2. Липкин Б. Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. — М.: Высшая школа, 1990

3. Конюхова Е. А. Электроснабжение объектов. — М.: Мастерство, 2001

4. Справочник по проектированию электроснабжения. Под редакцией Барыбина Ю. Г. — М.: Энергоиздат, 1986

5. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). М.: Издательство ДЕАН, 2001

6. Постников Н. П., Рубашов Г. М. Электроснабжение промышленных предприятий. Л.: Стройиздат, 1989

7. Справочник по проектированию электроснабжения, линий электропередач и сетей. Под редакцией Большам Я. М., Крупович В. И. — М.: Энергия, 1975

8. ГОСТ 13 109–99 «Качественные показатели электроэнергии»

9. Справочник. Автоматические выключатели общего применения до 630 А. — М.: Информэлектро, 1996

10. Каталог. Таврида Электрик., 2002

11. Крючков И. П., Кувшинский Н. Н., Неклепаев Б. Н. Электрическая часть станций и подстанций. — М.: Энергия, 1978

12. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. Под редакцией Крупович В. И., Барыбина Ю. Г., Самовера М. Л. — М.: Энергоиздат, 1981

13. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. Под редакцией Крупович В. И., Барыбина Ю. Г. — М.: Энергоиздат, 1981