Расчёт электрических нагрузок завода. Дипломная (ВКР). Физика.
⚡ 👉🏻👉🏻👉🏻 ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ЗДЕСЬ ЖМИТЕ 👈🏻👈🏻👈🏻
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!
Похожие работы на - Расчёт электрических нагрузок завода
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Нужна качественная работа без плагиата?
Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу Без плагиата!
В современном мире невозможно представить работу
промышленности, сельского хозяйства, транспорта, связи без использования
электроэнергии. Уровень развития электроэнергетики в наиболее общем виде
показывает уровень экономического развития любой страны.
Но всего полтора века назад считалось, что у
электрической энергии нет будущего, из-за огромных потерь в линиях. В середине
прошлого века применялся только постоянный ток, источником которого были
дорогие гальванические батареи. Создание генераторов с приводом от паровых
машин позволило расширить возможности применения постоянного тока.
Первый шаг в создании современной электропередачи был
сделан русскими учеными П.Н. Яблочковым и И.Ф. Усагиным. Они впервые предложили
использовать переменный ток, создали первый трансформатор и разработали простую
конструкцию генератора переменного тока. В 1889г. М.О. Доливо-Добровольский
предложил использовать трехфазную систему и разработал конструкцию простого
трехфазного двигателя переменного тока. Триумф трехфазной системы
электропередачи, которой мы пользуемся до сих пор, пришел в 1891г., когда были
произведены испытания системы Доли во-Добровольского на линии длинной 170 км.
При напряжении 28300 В КПД системы составил 79%. И вот уже более 100 лет в
мировой энергетике доминируют трехфазные системы передачи электроэнергии. А в
1893г. в Новороссийске была построена первая в мире трехфазная электростанция
мощностью 1200 кВт. Строил эту электростанцию русский инженер-путеец А.
Шенснович.
Сейчас Российская энергетика - это 700 электростанций
общей мощностью 215 млн. кВт. Почти 70% - это тепловые конденсационные
электростанций и теплоэлектроцентрали, в основном на высоких и сверхвысоких
параметрах пара; более 20%-гадровлические и 10% - атомныеэлектростанции. Этими
электростанциями в 2007г. было выработано 694,8млрд. кВт-ч электроэнергии. В
эксплуатации находится 2,5 млн. км линий электропередачи всех классов и
напряжений, в том числе 150 тыс. км - сети напряжением от 220 до 1150 кВ.
Более 90% этого потенциала сосредоточенно в единой
энергетической системе России (ЕЭС России). Объективной особенностью продукции
электроэнергетики является невозможность ее складирования или накопления,
поэтому основной задачей энергосистемы является наиболее рациональное
использование продукции отрасли. Электрическая энергия, в отличие от других
видов энергии, может быть конвертирована в любой другой вид энергии с
наименьшими потерями, причем ее производство, транспортировка и последующая
конвертация значительно выгодней прямого производства необходимого вида энергии
из энергоносителя.
ЕЭС России - сложнейший автоматизированный комплекс
электрических станций и сетей, объединенный общим режимом работы с единым
центром диспетчерского управления. Основные сети ЕЭС России напряжением от 330
до 1150 кВ объединяют в параллельную работу 70 региональных энергосистем.
Структура ЕЭС позволяет функционировать и осуществлять управление на трех
уровнях: межрегиональном (ЦДУ в Москве), межобластном (объединенные
диспетчерские управления) и областном (местные ДУ). Такая структура в сочетании
с интеллектуальной противоаварийной автоматикой и новейшими компьютерными
системами позволяет быстро локализовать аварию без значительного ущерба для ЕЭС
и зачастую даже для местных потребителей. Центральный диспетчерский пункт в
Москве полностью контролирует и управляет работой всех станций, подключенных к
нему.
ЕЭС России распределена по семи часовым поясам и тем
самым позволяет сглаживать пики нагрузки энергосистемы за счет
"перекачки" избыточной электроэнергии в энергодефицитные районы. К
удобствам ЕЭС можно отнести и возможность размещения электростанций в районах,
расположенных в дали от потребителей и богатых
энергоресурсами. Транспортировка электроэнергии обходится во много раз дешевле,
чем транспортировка газа, нефти или угля и при этом происходит мгновенно и не
требует дополнительных транспортных затрат.
Российская энергосистема считается одной из самых
надежных в мире. Более чем за 40 лет эксплуатации системы в России в отличие от
США (1965,1977 гг.), Франции (1978г.), Канады (1989 г.) не произошло ни одного
глобального нарушения энергоснабжения.
Образовываются крупные неиспользуемые резервы
мощности, которые возросли за последнее время с 7 до 30%. Число часов
использования крупных высокоэффективных энергоблоков ТЭС мощностью 300, 500,
800, 1200 мВт снизилось до 2000-4000 часов. Это приводит к росту удельного
расхода топлива на отпущенный 1 кВт-ч (по отрасли в целом он составляет 345,6
г/(кВт-ч)). Возросли потери электроэнергии в сетях. В целом по ЕЭС России они
составляют 10,3%, в системообразующих сетях РАО ЕЭС России - 4,9%. Это вызвано,
прежде всего, тем, что в связи с изменением структуры энергопотребления
увеличилась доля электроэнергии передаваемой по сетям напряжением 6-10 кВ и
ниже, имеющими более высокие удельные потери.
На технико-экономические показатели влияют износ
оборудования, его техническое состояние, не своевременное и не в полном объеме
выполненное ремонтно-профилактическое обслуживание. Это ухудшение в большой
степени связано с недостаточным финансированием из-за неплатежей потребителей.
Оптимизация режимов ЕЭС в значительной степени мешают
перебои с топливообеспечением ТЭС, когда загружать приходится не самые
экономичные блоки, а те, где имеется топливо. Это следствие недостатка
оборотных средств для приобретения топлива.
Не смотря на трудности переходного периода энергетики,
стабильно выполняют свою главную задачу - обеспечивают бесперебойное
электроснабжение страны. Огромную роль в этом играет то, что отрасль работает
на отечественном оборудовании, имеет отечественное топливо и не зависит от
поставок импортного сырья и запчастей.
Не смотря на финансовые трудности, принимаются
программы технического перевооружения и реконструкции отрасли: вводятся в строй
новые генерирующие мощности - энергоагрегаты на Харанорской, Псковской,
Нижневартовской ГРЭС, на Новосибирской ТЭЦ-5, ТЭЦ в г. Йошкар-Оле, Челябинской
ТЭЦ-3, Ирганайской ГЭС. Введены в действие транзит 500 кВ Балаковская АЭС -
Трубная - Ростовская АЭС- Тихорецкая, ЛЭП-500 кВ Пытьях - Нелымский и Тюмень -
Курган.
К декабрю 2002 года запущен второй блок Харанойской
ГРЭС, второй гидроагрегат Ирганайской ГЭС мощностью 107 МВт на пониженном
напоре, первый блок Мутновской ГеоТЭС на Камчатке (25 МВт).
К 2010 году производство электроэнергии достигнет
694,8 млрд.кВт.час. из них 125,9 Млрд. кВт.ч. на ГЭС. Сегодня ведется
строительство 16 ГЭС общей мощностью 9 млн. кВт. Достраиваются Аушигерская,
Бурейская, Богучанская, Зарамагских, Зеленчукских, Ирганайская,
Усть-Среднеканская ГЭС. Они должны быть введены до 2006 года (первые очереди).
Также планируется достройка Вилюйской ГЭС-3, Ирганайской в течение 9 лет.
ОАО «Дагэнерго» является одной из территориальных
акционерных обществ энергетики и электрофикации. Дагестанская энергосистема
формировалась под воздействием жесткой потребности общества в тепловой и
электрической энергии. Ее история началась в 1927г. со строительства
Гергебильской ГЭС на реке Кара-Койсу. Сегодня энергосистема Дагестана - это 8
электростанций установленной мощностью 1563 мВт., более 33 тыс. км.линий
электропередачи, 212 подстанция 35 кВ и выше мощностью более 3000 МВА, и более
6500 трансформаторов 6,10 кВ. В средний по водности год вырабатывается до 3600
млн. кВт-ч электроэнергии и 900 тыс. Гкал тепловой энергии.
В декабре 2001 г, состоялся запуск второго агрегата
Ирганайской ГЭС. Состоялся запуск Гунибской ГЭС, 2007г Гельбахская ГЭС
мощностью 44 МВт, Амсарская ГЭС мощностью 1,0 МВт, Магинская ГЭС мощностью 1,2
МВт, Агульская ГЭС мощностью 0,6 МВт. Существует ряд перспективных проектов
постройки каскада ГЭС на Андийском Койсу и Геотермальной электростанции в селе
Тарумовка.
Настоящее и будущее Дагестанской электроэнергетики -
это гидроэнергетика, основанная на широком использовании энергетического
потенциала многочисленных горных рек, общая потенциальная энергетическая
мощность которых составляет 6300 МВт, а суммарный гидроэнергетический потенциал
равен 45 млрд. кВт-ч в год. Наличие столь уникальной возможности освоения
гидроэнергетических ресурсов определяет основные направления развития энергосистемы
Дагестана.
В качестве основных задач развития Российской
энергетики можно выделить следующие направления:
Снижение энергоемкости производства.
Повышение коэффициента использования электростанций.
Скорейшее обновление парка электростанций.
Приведение экологических параметров электростанций к
уровню мировых стандартов.
Стабильно работающая и развивающаяся Единая
Энергетическая Система - залог единства и будущего России.
.1 Краткая характеристика предприятия
Электромеханический завод принадлежит, к машиностроительной отросли
промышленности. Работает завод в две смены. Время использования максимума
активной нагрузки 5000 часов . Размеры завода 500х 800 метров Общая площадь
завода 400000м2 . Производственная площадь 18000м2 . Имеется 11 цехов . Среда в
районе завода нормальная . Напряжение распределительной сети 6 кВ . Питается
завод от районной подстанции пс 110/6кВ , с двумя трансформаторами по16МВА , на
расстоянии 28км
Насосы,
вентиляторы работают в длительном режиме. В зависимости от технологии
производства коэффициент мощности составляет 0,8 , коэффициент использования
0,7 . Вентиляторы и насосы имеют мощность от 20 до 55 кВт. Режим работы
продолжительный , cos = 0.8 ,
коэффициент использования 0,6 - 0,7 ,а также предусматривается компрессоры с
высоковольтными двигателями с опережающим коэффициентом мощности. В этих же
цехах работают мостовые краны грузоподъёмностью 5-10 тонн . . Коэффициент
мощности 0,5 , режим работы повторно-кратковременный , ПВ-25% .
Основным
потребителями в механическом, сборочном, нестандартного оборудования цехах
являются металлообрабатывающие станки .
Асинхронные
двигатели станков имеют низкий cos =0,5 , и
минимальный коэффициент использования 0,12-0,17 . Мощности двигателей станков
от 4 до 40 кВт . Работают станки в длительном режиме , отдельные наладочные
агрегаты и станки в кратковременном режиме. Осветительные установки цехов
выполнены по системе комбинированного освещения. Светильники представляют собой
однофазную нагрузку, но они группируются так чтобы равномерно распределить
нагрузку по фазам. Характер нагрузки продолжительный , cos =0,95.Продолжительные
перерыв питания освещения приводят к нарушению нормальной деятельности завода.
Поэтому предусматривается питание от независимого источника питания. Наружное
освещение питается от цеховых подстанций
По
требованиям к надежности электроснабжения потребителей на заводе имеются все
три категории. К первой категории относятся потребители литейного цеха ковкого
чугуна.
Оборудование
остальных цехов относятся ко 2 и 3 категории. Потребители первой категории ,
согласно ПУЭ , питаются от двух независимых источников, по двум линиям , с
установкой на трансформаторной подстанции двух трансформаторов с применением
АПВ (Автоматическое повторное включение ) и АВР (Автоматическая включения
резерва ) . Перерыв работы допускается только на время работы коммутационных
аппаратов и АВР .
Потребители
второй категории, согласно ПУЭ, также питается от двух трансформаторов, по двум
линиям и от двух независимых источников питания. Как исключения допускается
питание по одной воздушной линии 10 кВ и более или от одной кабельной линии при
наличии в ней двух и более кабелей от одного трансформатора. В этом случае
должно быть предусмотрена включение резерва действиями дежурного персонала.
Питание потребителей третей категории по одной линии от одного трансформатора,
по радиальной или магистральной линии. Предусмотреть таким образом, чтобы
перерыв в электроснабжении, необходимым для ремонта или замены поврежденного
элемента сети не превышала 24часов
3. Расчёт электрических нагрузок завода
На ВН 6кВ установлены с инхронные двигатели СТДП-500-2УХЛ4 Технические
данные UH=6, PH=500 , η=0,96, n=500об/мин, cos
φ=0,9 (опережающий)
(Л.7, стр. 226, табл. 4.33.).Число двигателей 3-рабочих , 1-резервный.
Двигатели ВН предназначены для привода компрессоров, то есть работает с постоянным
графиком нагрузки. Поэтомурасчётные нагрузки и среднесменная нагрузка равны
=Pcm=Kзаг•PH, Kзаг=0,9 коэффициент загрузки.
Вн=PcmВн=n•Kзаг•PH=4•0,9•500=1800 кВт
Определяем значения тангенса фи для высоковольтной нагрузки.
Реактивная
мощность QmВн=QcmВн=PmВн•tg
φ/η=1800•0,484/0,96=908,104
кВар
Расчётные осветительные нагрузки: Pp.o.=Kc.o.•Py.o.
Для заводоуправления : Pp.o.=84•0,85=71,4 кВт: Kc.o. берется (Л.6, стр.
13)
Предусматриваем к установке на заводе пять цеховых подстанций и нагрузку
рассчитываем для каждой из подстанций.
Для КТП №1 питающей цеха №1, №5, определяется среднесменная мощность
Определяем
значения коэффициента мощности первого цеха.
Определяем
значения коэффициента тангенса фи первого цеха.
Для
остальных цехов и КТП расчёт производится аналогично. Результаты заносятся в
таблицу №1 "Расчёт осветительных нагрузок "в таблицу №2 "Расчёт
нагрузок НН "
Определяем
всего по заводу расчётную мощность освещения:
Расчёт
осветительных нагрузок и значения Pcm и Qcm Таблица 11
Расчетная
активная мощность: PΣm
=ΣPm=8805,60 кВт
Расчетная
реактивная мощность: QΣm
=ΣQm=7816,30 квар
Расчетная
полная мощность нагрузки на НН и на ВН без компенсаций.
Коэффициент
мощности нагрузок НН и ВН
Картограмма нагрузок строится на плане завода и отражает распределение
активной расчетной мощности и мощности освещения. Для наибольшей нагрузки цеха
№ 8 задаемся радиусом круга -5 см. Определяем масштаб картограммы нагрузок.
Принимаем
М=20 кВТ/см2; Определяем радиус цеха №8
Для
остальных цехов расчет аналогичен. Результат заносим в таблицу №13. Определяем
величину угла на окружности определяющего уровня мощности освещения о суммарной
активной мощности.
Для
остальных цехов расчет аналогичен. Результаты заносим в таблицу 13.
Таблица
13. Расчет картограммы нагрузок
Центр нагрузок определяется по методу определения центра тяжести тела в
технической механике. В центре нагрузок устанавливается ГПП. При этом
сокращаются до минимума расходы на распределительную сеть и потери энергии.
Выбираем систему координат, чтобы все потребители разместились в первом
квадрате. Считаем, что центр нагрузки каждого цеха совпадает с геометрическим
центром тяжести плоской фигуры. Определяем координаты всех одиннадцати нагрузок
завода.
Так для цеха № 8 x 8=480 см y 8=300 см
Определяем координаты центра нагрузок.
=(80•208,40+250•1267,00+320•174,19+650•248,05+100•1299,76+280•1389,28+400•994,36+480•1056,40+650•1552,00+650•667,40+430•639,43+540•15,84+)/(208,40+1267,00+174,19+248,05+1299,76+1389,28+994,36+1056,40+1552,00+667,40+639,43+15,84+)=389,01
см
=(120•208,40+110•1267,00+110•174,19+110•248,05+300•1299,76+320•1389,28+320•994,36+300•1056,40+280•1552,00+380•667,40+100•639,43+160•15,84+)/(208,40+1267,00+174,19+248,05+1299,76+1389,28+994,36+1056,40+1552,00+667,40+639,43+15,84+)=256,00
см
Следовательно
ГПП завода оптимально разместить вблизи точки с
координатами0=389,01см;y0=256,00см.С учетом застройки территории располагаем
ГПП возле цеха №7
Предусматриваем установку КУ на цеховых подстанциях с подключением их к
шинам Н.Н. Предусматриваем на заводе установку 8 КТП напряжением 6/0,4кВ. КТП
установлены для цехов КТП 1- цеха 1,5, КТП 2- цеха 2,3,КТП 3- цеха 4,9,12,КТП
4- цеха 6, КТП 5- цеха 7, КТП 6- цеха 8,КТП 7- цеха 10, КТП 8- цеха 11,
3.5.2 Определение мощности КУ для КТП
Для КТП 1 определяем мощность компенсирующих устройств по формуле.
ку=(Pp.o.+Pм)•(tg φ1-tg φэ) tg φэ=0,4
Принимаем
к установке КУ в количестве 7 комплектов УКБ - 0,38 - 75 УЗку=7•75=525 квар.
Мощность
нагрузки КТП 1 после компенсации
Для
остальных КТП расчет аналогичен. Результаты вносим в таблицу 14 "Выбор
компенсирующих устройств".
Таблица
14. Выбор компенсирующих устройств
Для выбора мощности трансформаторов определяем среднесменную мощность с
учетом КУ
Определяем
мощность всего завода с учетом нагрузки НН и ВН и КУ. Среднесменная мощность
завода после КУ
Коэффициент
мощности после компенсации
В общем случае выбор количество трансформаторов
(автотрансформаторов) на подстанциях определяется составом потребителей,
мощностью нагрузки, количеством необходимых номинальных напряжений. Как
правило, на подстанциях предусматривается установка двух трансформаторов
(автотрансформаторов). Причем, целесообразно по возможности устанавливать
трехфазные трансформаторы.
Мощность каждого трансформатора на подстанции
определяется по выражению
где
nт, Sт - количество и единичная мощность трансформаторов;
Smax -
максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме;
Кав
- допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийных случаях (Кав =
1,4 для двухтрансформаторной подстанции);
nотк - число
аварийно отключенных трансформаторов (nотк = 1).
При
этом предполагается, что при аварийном выходе одного трансформатора, оставшийся
будет обеспечивать нормальную, нагрузку подстанции с учетом допустимой
перегрузки.Затем выбирают ближайшее большее стандартное значение номинальной
мощности трансформатора с учетом требуемых номинальных напряжений. После выбора
параметров всех основных элементов сети необходимо изобразить схемы
рассматриваемых вариантов развития электрической сети
Выбираем два трансформатора по 1600кВА.
Коэффициент загрузка в нормальном режиме определяется:
что
меньше допустимого 0,9-0,95 (Л.2, стр. 281, Табл. 4.6).
Коэффициент
загрузка в аварийном режиме:
То
есть при отключении одного трансформатора оставшийся перегрузится на 2 % ,что
допустимо согласно ПУЭ перегрузка до 40% допускается в течении 5 суток не более
6 часов в сутки . Для остальных КТП выбираем числа и мощности трансформаторов
аналогично. Результаты сведены в Таблицу 15
Выбор
цеховых трансформаторов. Таблица 15
Выбор числа трансформаторов ГПП производим из категории надежности
электроснабжения. Так как имеются потребители первой и второй категории, то
количество трансформаторов принимаем два. Мощность каждого из них:
Выбираем
два трансформатора по 10000кВА.
Коэффициент загрузка в нормальном режиме определяется:
что
меньше допустимого 0,9-0,95 (Л.2, стр. 281, Табл. 4.6).
Коэффициент
загрузка в аварийном режиме:
То
есть при отключении одного трансформатора оставшийся перегрузится на 17 % ,что
допустимо согласно ПУЭ перегрузка до 40% допускается в течении 5 суток не более
6 часов в сутки .
Первым вариантом предусматривается электроснабжение ГПП
электромеханического завода от подстанции "Д", на напряжении 110 кВ,
длина воздушной линии 28 км.
Вторым вариантом предусматривается электроснабжение ГПП
электромеханического завода от подстанции "В", на напряжении 35 кВ,
длина воздушной линии 36 км.
Экономическая
плотность тока для сталеалюминевых проводов , при=5000 ч. (Л.8, стр. 243 ,
Табл.4-6)
э=1,1A/mm2
(Л.7, стр. 548 , Табл.10.1)
Экономическое
сечение проводов ВЛ-110 кВ:
Так
как по условию образованию коронного разряда для ВЛ-110 кВ минимальное сечение
допускается 70 мм2 принимаем 2 линии с проводом АС-70.
Стоимость
одного километра 2 цепной линии ВЛ-110 кВ c АС-70 на железобетонных опорах
равна 712 тыс. руб./км (Л. 8, стр.119, Табл.2-9)
Капитальные
затраты на ВЛ-110 кВ: Кл=19936,0 тыс. руб.
Капитальные
затраты на ГПП КТП 110/10 c двумя трансформаторами по 10000 кВА Кп=10559тыс.
руб./км (Л. 8, стр.134, Табл.2-21)
αa=2,4 % (для ВЛ) (Л. 7, стр.549,
Табл.10.2)=(6,4•10559/100)+(2,4•19936,0/100)=1154,2 тыс. руб.
Годовые
издержки, эксплуатацию и текущий ремонт
αp=0,4 % (для ВЛ) (Л. 7, стр.549, Табл.10.2)
Активное
и индуктивное сопротивление ВЛ-110 кВ
=0,428
Ом/км ro=0,428 Ом/км xo=0,444 Ом/км(Л. 7, стр.432, Табл.7.38)
Передается
Pm=11312,11 кВт, Qm=3916,3 кВт.
где
β=7183
руб/кВт•год=81,998 коп/кВт•час,
UΔWл=81,998•231435,66=189,772 тыс.руб
Технические
данные трансформаторов на ГПП ТДН 10000/110=14 кВт; Pкз86кВт; Uk%=10,5%;
Ix=0,9% (Л.7, стр. 146, Табл.3.6)
Определяем
потери энергии за год в трансформаторах ГПП
Стоимость
потерь энергии за год в трансформаторах ГПП
UΔWт=β•ΔWт=81,998•446241,2400=365,908 тыс.руб
Определяем
годовые приведённые затраты попервому варианту
=1154,2+396,5+189,77+365,91+0,12•(10559+19936,0)=5765,8
тыс. руб.
Приведенные затраты определяются аналогично как для первого варианта.
Приведенные затраты второго варианта:
,5+315,8+1723,07+294,540+0,12•(8349+16340,4)=6222,7 тыс. руб.
Так как ЗI=5765,8 < ЗII=6222,7 , то экономически приемлемым является
первый вариант присоединения ГПП агрегатного завода с напряжением 110 кВ
В основу выбора схемы ГПП , схем цеховых подстанций и схемы
электроснабжения положены рекомендации СН 174-75. Распределение энергии по
заводу предусматривается радиальными, двух кабельными линиями к каждой КТП на
стороне 6кВ. Между КТП 6 и КТП 5 предусматривается связь двумя кабельными
линиями на напряжение 0,4кВ . ГПП питается двумя тупиковыми линиями ВЛ- 110 кВ
и для неё принята типовая схема КТП с выключателями на вводе 110 кВ силовых
трансформаторов, и выключателем в цепи перемычки со стороны трансформаторов. На
напряжение 6кВ предусматривается две секции шин с АВР на секционном
выключателе. Цеховые подстанции выполняется бесшиными со стороны 6кВ . КТП1
имеет 2 секции шин на 6кВ межсекционный выключатель с АВР и питается с РУ цеха
№3. Для РУ предусматривается четыре фидера два для питания высоковольтных СД, а
остальные для присоединения КТП2. Схема электроснабжения завода приведены на
листе.
.1 Цель расчета токов короткого замыкания
нагрузка напряжение замыкание подстанция
Большая часть аварий в энергосистеме вызвана короткими замыканиями. Часто
они сопровождаются повреждениями оборудования и частичными или полным
расстройством электроснабжения предприятия.
При возникновении короткого замыкания общее электрическое сопротивление
системы уменьшается, вследствие чего токи в ветвях системы значительно
возрастают. Одновременно напряжение в отдельных частях электросистемы
уменьшается, что приводит к нарушению работы электроприемников, питающихся от
поврежденных участков. Токи КЗ могут значительно превышать токи нагрузки этого
участка. Они могут быть опасны для электрооборудования, так как недостаточно
прочное в механическом отношении оборудование, может быть разрушено. Во
избежание разрушений, поломок оборудования, оно должно обладать достаточной
электродинамической и термической стойкостью, то есть должно выдерживать без
повреждения действие наиболее возможных токов короткого замыкания.
Вычисление токов короткого замыкания производится для:
сопоставления и выбора наиболее рациональной схемы электроснабжения;
выбора электрических аппаратов, изоляторов, силовых кабелей;
выбора средств ограничения токов короткого замыкания;
проектирование защитного заземления.
При расчете короткого замыкания определяют следующие величины:
I// -
действующее значение периодической составляющей токов короткого замыкания.
- iу
- ударный ток короткого замыкания.
При расчете токов КЗ в сетях свыше 1000 В учитываются только индуктивные
сопротивления электрических машин, силовых трансформаторов, воздушных и
кабельных линий.
Электрическая связь ГПП завода с системой осуществляется через 2-х цепную
линию электропередачи, протяженностью 42км каждая и через два понижающих
трансформатора мощностью 10000 кВА. Нормальный режим работы - раздельная работа
трансформаторов.
Для заданного в электрической схеме места короткого замыкания, составляем
схему замещения и путем постоянного преобразования приводим ее к одному
эквивалентному сопротивлению, с одной стороны которого приложена результирующая
ЭДС, а с другой стороны находится точка короткого замыкания. Зная
результирующую ЭДС, и результирующее сопротивление по закону Ома определяем
величину тока короткого замыкания.
Наиболее характерными точками короткого замыкания будут точки К1, К2 и
К3.
Расчет токов к.з выполняет для точек К1 на напряжение 110 кВ и К2 на
напряжение 6кВ. Принимаем метод относительных единиц. За базисную мощность
принимаем Sб=1400 МВ•А.За базисное напряжение Uб=6,3кВ для точки К-2, а для
точки К-1 базисное напряжение 115кВ.
Формулы для определения реактансов приведены (Л-3, стр. 362, Таб-7.2)
Составляем
схему замещения для точки К-1
Определяем
результирующее сопротивление схемы.
Определяем
расчётное сопротивление схемы замещения
Составляем
схему замещения для точки К-2
Определяем
результирующее сопротивление схемы.
Определяем
расчётное сопротивление схемы замещения
Определяем кратность установившегося тока по кривым
(Л.8, стр. 313, Рис. 5-4) при xрасч*1=1,218<3
Определяем токи для точки К-1 по расчётным кривым.
Определяем
токи для точки K-2 xрасч*2=8,568>3
Определяем
ударный ток К-1,К-2.; Ky=1,9(Л.8, стр. 321, Табл. 5-4)
Выбор электрических аппаратов и проводников
производится на основе сформулированных для них расчётных условий и данных
электропромышленности о параметрах и технико-экономических характеристиках
выпускаемого и осваиваемого перспективного электрооборудования.
Аппараты, шины и кабели на станциях и подстанциях
выбираются по условиям длительной работы и проверяются по условиям короткого
замыкания в соответствии с . Изоляция электрических аппаратов и кабелей должна
соответствовать номинальному напряжению установки. При выборе аппаратов
необходимо учитывать род установки (в помещении или на открытом воздухе),
температуру окружающего воздуха, влажность и загрязнённость помещения и т. д.
Выбор и проверку оборудования производят по
номинальным значениям тока и напряжения. Составляются таблицы сравнения
расчётных и допустимых величин. При этом для обеспечения надёжной безаварийной
работы расчётные величины должны быть меньше допустимых. Основными условиями
выбора электрических аппаратов и токоведущих частей являются:
- условие длительного режима работы:
б) выбор по нагреву длительно протекающим
номинальным током;
- условие устойчивости при протекании сквозных токов
короткого замыкания:
а) проверка на электродинамическую стойкость;
б) проверка на термическую стойкость.
Выключатели являются основными коммутационными
аппаратами и служат для отключения и включения цепей в различных режимах
работы.
При выборе выключателей необходимо учитывать основные
требования, предъявляемые к ним. Выключатели должны надёжно отключать любые
токи: нормального режима и КЗ, а также малые индуктивные и ёмкостные токи без
появления при этом опасных коммутационных перенапряжений. Для сохранения
устойчивой работы системы отключение коротких замыканий должно производиться
как можно быстрее; выключатель должен быть приспособлен для быстродействующего
АПВ. Конструкция выключателя должна быть простой, удобной для эксплуатации и
транспортировки, выключатель должен обладать высокой ремонтопригодностью,
взрыво- и пожаробезопасностью.
Выключатели выбирают по типу, номинальному напряжению
установки, длительному номинальному току и проверяют по отключающей
способности, динамической и термической стойкости.
Расчётным видом короткого замыкания при проверке
выключателей на электродинамическую динамическую и термическую стойкость
является трёхфазное короткое замыкание. Проверку по отключающей способности
выполняют по большему току, в данном случае по току однофазного короткого
замыкания.
Проверка выключателей по условиям короткого замыкания
производится:
1)
на электродинамическую стойкость:
)
по параметрам восстанавливающегося напряжения.
Проверку по параметрам восстанавливающегося напряжения обычно не делают,
так как для большинства систем реальные условия восстановления напряжения на
контактах выключателя соответствуют тем, в которых испытан выключатель.
Определим токи рабочего форсированного режима:
·
рабочий
форсированный ток линий:
Масляный малообъёмный
ВМТ-110 Б-25/1250
Результаты выбора и проверки выключателей,
устанавливаемых в ОРУ 110кВ типа BMT-110Б-
25/1200 У1 в приведены табл. 16
Разъединители предназначены для отключения и включения цепей без тока и
для создания видимого разрыва цепи в воздухе. В установках небольшой мощности
разрешается отключать разъединителем ненагруженные трансформаторы, включать и
отключать нагрузочный ток линий до 15 А при напряжении 10 кВ и ниже, отключать
в определённых пределах зарядный ток воздушных и кабельных линий и ток
замыкания на землю.
Для обеспечения надёжной и безопасной эксплуатации
разъединителей следует стремиться к применению разъединителей преимущественно
трёхполюсного типа. Чтобы исключить ошибочные действия с разъединителями,
устанавливают блокировки (механические, электрические), которые разрешают
оперировать с разъединителями только в том случае, если связанный с ними
выключатель отключён.
Разъединители выбирают по номинальному напряжению и длительному
номи
Дипломная (ВКР). Физика.
Реферат по теме Г.К. Жуков - маршал Победы
Реферат по теме Корреляционно-регрессионный анализ зависимости прибыли 40 банков от их чистых активов
Реферат по теме Источники римского права. Содержание права цивильного, права преторского и права народов
Курсовая Работа На Тему Правовая Охрана И Защита Прав И Законных Интересов Человека, Общества, Государства От Воздействия Непристойной Информации
Реферат: Проблема повышения стоимости обучения в КГАСУ
Особенности экономического развития Германии на рубеже Х1Х-ХХ вв.
Методические Рекомендации По Курсовому Проектированию В Спо
Оформление Автореферата Докторской Диссертации
Курсовая работа: Направления совершенствования управления закупками
Строительство Жилых И Нежилых Зданий Реферат
Реферат На Тему Кредитная Политика Украины И Единый Налог
Структура Мировой Экономики Реферат
Итоговое Сочинение Обязательно Ли
Реферат по теме Таможенные режимы отказа в пользу государства и уничтожения товара.
Ответы Контрольная Работа По Истории 2022
Реферат: Paper Essay Research Paper History has recorded
Реферат: Общество и философия
Иерархия Стратегий В Сфере Публичного Управления Реферат
Роль Игры Эссе
Диссертация Экономическое Взаимодействие Народов Чечни
Реферат: Франция. 1944 г. - наше время
Реферат: Single Sex Ed Essay Research Paper Single
Реферат: The Phenomenon Of Professional Wrestling Essay Research