Расчёты электрических нагрузок, освещения - Физика и энергетика дипломная работа

Главная

Физика и энергетика
Расчёты электрических нагрузок, освещения

Определение ожидаемых электрических нагрузок промышленного предприятия. Проектирование системы электроснабжения группы цехов сталелитейного завода. Компенсация реактивной мощности в электрических сетях. Расчёт максимальной токовой защиты трансформаторов.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.


В работе представлены расчёты электрических нагрузок, освещения. Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия и выбор ЦЭН. Произведен выбор числа, мощности и типа цеховых трансформаторных подстанций предприятия. Рассчитано напряжение внешнего электроснабжения, полная расчетная нагрузка предприятия, на основании чего осуществлен выбор трансформаторов главной понизительной подстанции предприятия. Произведен выбор БК для компенсации РМ, с учетом компенсации и особенностей технологического процесса и условий прокладки выбраны марки и сечения кабелей используемых на ПП. Выбрано высоковольтное оборудование, установленное на ГПП и в ячейках КРУ. Произведен расчет дифференциальной защиты трансформаторов, МТЗ установленной на трансформаторах, секционных выключателях.
Рационально спроектированная система электроснабжения промышленного предприятия должна удовлетворять ряду требований: высокой надежности и экономичности.
Перерывы электроснабжения приводят к простою производства, снижению объема выпуска продукции, увеличению затрат за счет порчи основного оборудования, восстановление отказавших электроустановок. Поэтому к системе электроснабжения предъявляются требования повышенной надежности, т.к. существуют производства и технологические процессы, не допускающие кратковременного перерыва работы.
При проектировании системы электроснабжения возникает необходимость технико-экономического обоснования выбранного решения: схемы электроснабжения цехов и предприятия в целом, числа и мощности трансформаторов ГПП и цеховых ТП, рационального напряжения в схеме, потерь электроэнергии, эксплутационных расходов.
Целью работы является проектирование системы электроснабжения группы цехов сталелитейного завода.
В данной работе поставлены следующие задачи:
1. Определить ожидаемые электрические нагрузки по предприятию;
2. Выбрать и обосновать место сооружения цеховых трансформаторных подстанций, распределительных пунктов и ГПП;
3. Выбрать число и мощность трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций;
4. Выбрать трансформаторы главной понизительной подстанции на основании технико-экономических показателей;
5. Выбрать схему внутреннего электроснабжения.
6. Выбрать оборудование на стороне ВН и НН.
1 . Определение ожидаемых электрических нагрузок промышленного предприятия
Определение расчетной нагрузки на различных ступенях системы электроснабжения промышленных предприятий производим по методу упорядоченных диаграмм.
Расчетная активная нагрузка группы силовых трехфазных электроприемников находится по средней нагрузке и коэффициенту максимума
где - коэффициент максимума активной нагрузки при длительности интервала осреднения 30 минут; - средняя активная нагрузка группы за наиболее загруженную смену; - коэффициент использования; - номинальная активная мощность группы электроприемников.
Расчетная реактивная нагрузка группы электроприемников принимается:
где - коэффициент реактивной мощности рассматриваемой группы электроприемников; - средняя реактивная нагрузка.
Полная расчетная нагрузка группы трехфазных электроприемников определяется:
Расчет электрических нагрузок по предприятию представлен в таблице1.1.
Таблица 1.1 - Результаты расчетов электрических нагрузок по предприятию
1.2 Выбор освещения производственных и вспомогательных помещений, выбор мощности светильников
Выбор освещения производится в соответствии с нормами проектирования искусственного освещения.
Расчетная нагрузка осветительных электроприемников по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной поверхности пола определяется с учетом коэффициента спроса
где - коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки; - удельная осветительная нагрузка на 1м2 производственной поверхности пола цеха; - площадь поверхности пола цеха.
Расчеты осветительной нагрузки по цехам и по предприятию представлен в таблице 1.2
Таблица 1.2 - Результаты расчёт осветительной нагрузки по цехам и по предприятию
1.3 Расчёт картограммы электрических нагрузок предприятия
При проектировании системы электроснабжения на генплан предприятия наносятся все производственные цехи с картограммой нагрузок. Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генплане предприятия окружности, центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов, а площади кругов пропорциональны расчетным активным нагрузкам электроприемников до 1000 В, свыше 1000 В и электрического освещения. При этом радиус окружности для каждого цеха соответственно определяется:
где Рi - расчётная активная нагрузка i-го - цеха; m - масштаб для картограммы, кВт/км2.
При выборе величины масштаба и построении картограммы нагрузок нужно стремится, что бы величина самого большого радиуса не превышала 5-10 см.
м, координаты для центра окружности (22,5;592,5).
м, координаты для центра окружности (80;592,5).
м, координаты для центра окружности (407,5;425).
м, координаты для центра окружности (165;370).
м, координаты для центра окружности (342,5;370).
м, координаты для центра окружности (280;100).
м, координаты для центра окружности (385;100).
м, координаты для центра окружности (407,5;425).
Центр электрических нагрузок (ЦЭН) предприятия является символическим центром потребления электрической энергии (активной мощности) предприятия, координаты которого находятся по формулам:
где Хi, Yi - координаты i - го цеха на генплане предприятия; Рi - номинальная или расчетная мощность нагрузки.
Координаты центра электрических нагрузок:
Следовательно, координаты ЦЭН (283, 296). На рисунке 1.1 показана картограмма электрических нагрузок предприятия. Главную понизительную подстанцию следует располагать в центре электрических нагрузок или как можно ближе к нему, смещая ее в сторону источника питания - подстанции энергосистемы
Рисунок 1.1 - Картограмма электрических нагрузок
2 . Выбор числа, мощности и типа цеховых трансформаторных подстанций предприятия
Выбор трансформаторов цеховых ТП является важным этапом проектирования, существенно влияющим на основные технико - экономические показатели разрабатываемой схемы электроснабжения промышленного предприятия. В общем случае выбор трансформаторов представляет собой достаточно сложную задачу, которая может иметь не одно, а несколько решений, из которых следует выбрать наилучше.
Мощность трансформаторов цеховой ТП зависит от величины нагрузки электроприёмников, их категории по надёжности электроснабжения, от размеров площади цеха и т.п. При одной и той же равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади цеха должна уменьшаться единичная мощность трансформаторов.
1. Плотность нагрузки рассчитывается:
где SP - расчетная нагрузка цеха, кВА; FЦ - площадь цеха, м2.
2. Количество трансформаторов одинаковой мощности для покрытия всех электрических нагрузок цеха выбирается по выражению:
где SP - расчетная нагрузка цеха, кВА; КЗ - коэффициент загрузки трансформаторов; SНТЭ - оптимальная экономическая номинальная мощность трансформатора, выбираемая в зависимости от средней плотности нагрузки цеха, у.
3. Мощность цехового трансформатора, выбирается по выражению:
где SP - расчетная нагрузка цеха, кВА; КЗ - коэффициент загрузки трансформаторов; NT - количество трансформаторов.
Величину коэффициента загрузки трансформаторов можно принимать: при преобладании потребителей 1 категории - КЗ = 0,6 0,7; при преобладании потребителей 2 категории - КЗ = 0,7 0,8; для потребителей 3 категории - КЗ = 0,9 0,95.
Расчеты числа, мощности трансформаторов цеховых ТП сведен в таблицу 2.1
Таблица 2.1 - Число, мощность трансформаторов цеховых ТП
По полученной таблице можно сделать вывод, что данный вариант экономически не целесообразен: такое количество трансформаторов с разной мощностью, обязывает на предприятии иметь большой трансформаторный парк, что приводит к большим, не обязательным затратам. Выход из данной ситуации таков, не обходимо мелкие потребители запитывать от одной ТП.
Выбираем двухтрансформаторную ТП, т.к. у данной группы цехов (1,2) есть потребители с 1 категорией надежности, данная подстанция находится на территории насосной станции, данный цех не взрывоопасен своим технологическим процессом, поэтому на ТП№1 применяем масляные трансформаторы марки ТМ-400.
Выбираем пять двухтрансформаторные ТП, т.к. у данной группы цехов (3,5) есть потребители 1 - ой категории надежности. Устанавливаем на ТП№2, ТП№3, ТП№4, ТП№5, ТП№6 трансформаторы марки ТСЗ-1600. Эти трансформаторные подстанции находятся на территории цеха стального литья поэтому на ТП№2, ТП№3, ТП№4, ТП№5, ТП№6 устанавливаем сухие защищенные трансформаторы марки ТСЗ-1600.
Выбираем три двухтрансформаторные ТП, т.к. у данного цеха (4) есть потребители 1 - ой категории надежности. Устанавливаем на ТП№7, ТП№8, ТП№9 трансформаторы марки ТСЗ-1000. Эти трансформаторные подстанции находятся на территории цеха мелкого литья поэтому на ТП№7, ТП№8, ТП№9 устанавливаем сухие защищенные трансформаторы марки ТСЗ-1000.
Выбираем три двухтрансформаторные ТП, т.к. у данной группы цехов (6,7) есть потребители 2 - ой категории надежности. Устанавливаем на ТП№10, ТП№11, ТП№12 трансформаторы марки ТМЗ-1000. Эти трансформаторные подстанции находятся на территории корпуса вспомогательных цехов, данное здание не взрывоопасно по своим технологическим процессам, поэтому на ТП№10, ТП№11, ТП№12 применяем масляные трансформаторы.
В итоге после определения оптимального варианта на территории предприятия устанавливается двенадцать ТП, и один РП в цехе №3. Установка РП на территории предприятия позволяет нам избавиться от лишней прокладки силовых кабелей, тем самым уменьшить экономические затраты.
3 Выбор схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанции предприятия
Величина напряжения питания главной понизительной подстанции предприятия определяется наличием конкретных источников питания, уровнями напряжения на них, расстоянием от ГПП до этих источников, возможностью сооружения воздушных или кабельных линий для передачи электроэнергии и другими факторами.
Для выбора оптимального варианта внешнего электроснабжения, прежде всего, определим величину рационального напряжения:
где - длина питающей ГПП линии; - расчетная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения ГПП.
Расчетная (максимальная) нагрузка предприятия:
где - расчетная активная низковольтная нагрузка всех цехов; - расчетная активная высоковольтная нагрузка предприятия; - расчетная активная нагрузка предприятия; - суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых ТП.
Потери активной мощности в трансформаторах цеховых ТП находим приближенно по формуле
где - количество трансформаторов на ТП; - номинальная мощность трансформатора цеховой ТП.
Найдем суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых ТП:
Определим расчетную нагрузку предприятия:
Рассчитаем величину рационального напряжения:
Выбираем в соответствии с напряжение внешнего электроснабжения 110 кВ.
Полная расчетная нагрузка предприятия, необходимая для выбора силовых трансформаторов ГПП, находится приближенно по формуле
где - экономически целесообразная реактивная мощность на стороне высшего напряжения ГПП, потребляемая предприятием из энергосистемы.
где - коэффициент реактивной мощности, находится из таблицы 3.1.
Таблица 3.1 - Коэффициент реактивной мощности
Рассчитаем полную расчетную нагрузку предприятия:
С учетом наличия потребителей 1-й и 2-й категории выбираем двухтрансформаторную ГПП без резервирования по стороне низшего напряжения. Допустимая номинальная мощность каждого трансформатора с учетом допустимой перегрузки в аварийном режиме определяется по выражению:
где - коэффициент участия в нагрузке предприятия потребителей 1-й и 2-й категории, для ГПП принимают равным 0,75…0,85; - коэффициент приближенной допустимой аварийной перегрузки трансформатора.
Применительно к полученному значению по шкале мощностей силовых трансформаторов выбираем не менее двух ближайших и больших по мощности трансформаторов из условия:
Для дальнейшего рассмотрения принимаем трансформаторы мощностью 25 МВА и 40 МВА.
Выбираем трансформаторы марок: ТРДН-25000/110/10 и
Рассмотрим вариант ГПП с трансформаторами типа ТРДН - 25000/110/10, каталожные данные которых представлены в таблицу 3.2.
Таблица 3.2 - Каталожные данные силового трансформатора ТРДН 25000
Для двухобмоточных трёхфазных трансформаторов с расщепленной обмоткой приведенные потери мощности определяются из выражения:
коэффициенты загрузки обмоток трансформатора:
Приведенные потери активной мощности трансформатора в режиме холостого хода (х.х.):
Приведенные потери активной мощности к.з. соответствующих обмоток трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения:
где потери активной мощности к.з. соответствующих обмоток трансформатора при 100% их загрузки определяются из выражения:
а потери реактивной мощности соответствующих обмоток трехфазного трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения в режиме к.з. (квар) из выражений
На основании годовых графиков нагрузки определяются потери электроэнергии в трансформаторах по формуле:
где - порядковый номер ступени графика нагрузки, i = 1, 2, 3…k (ступени нагрузки целесообразно определять по графику загрузки обмотки высшего напряжения трансформатора);
- число трансформаторов ПС, находящихся в работе на i-ой ступени годового графика нагрузки, причем определенные с учетом значения экономической нагрузки Sэ.пс ;
Для группы параллельных трансформаторов (автотрансформаторов) определяется экономическая нагрузка Sэ, ниже которой целесообразно отключать один из параллельно работающих трансформаторов (автотрансформаторов) для неответственных потребителей.
Экономическая нагрузка трансформаторов (автотрансформаторов) для подстанций:
Расчетные данные по потерям электроэнергии в трансформаторах сведены в табл. 3.3.
Таблица 3.3 - Потери электроэнергии в трансформаторе ТРДН 25000/110/10
Стоимости годовых потерь электроэнергии в трансформаторах:
где - годовые потери электроэнергии в трансформаторах, кВт•ч.
По известным годовым графикам (рисунок 3.1) и по продолжительности для заданных потребителей Pin(t) определяются значения потребляемой электроэнергии для потребителей:
Затем определяется значение продолжительности максимальной годовой нагрузки подстанции
- стоимость 1 электроэнергии, руб/, определяется из выражения
где б - основная ставка двухставочного тарифа за 1 кВт договорной мощности;
в - дополнительная ставка двухставочного тарифа за каждый активной энергии, учтённой расчётным счётчиком.
И0 - годовые отчисления, руб, которые можно определить из выражения
трансформатор электрический цех сталелитейный
Рисунок 3.1 - Годовой график нагрузки предприятия
Рассмотрим вариант ГПП с трансформаторами типа ТРДН - 40000/110/10, каталожные данные которых представлены в таблице 3.4.
Каталожные данные силового трансформатора ТРДН 40000
Для двухобмоточных трёхфазных трансформаторов с расщепленной обмоткой приведенные потери мощности определяются из выражения:
где коэффициенты загрузки обмоток трансформатора:
Приведенные потери активной мощности трансформатора в режиме холостого хода (х.х.):
Приведенные потери активной мощности к.з. соответствующих обмоток трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения:
где потери активной мощности к.з. соответствующих обмоток трансформатора при 100% их загрузки определяются из выражения:
а потери реактивной мощности соответствующих обмоток трехфазного трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения в режиме к.з. (квар) из выражений:
На основании расчетных годовых графиков нагрузки для соответствующих обмоток -, , определяются потери электроэнергии в трансформаторах по:
Экономическая нагрузка трансформаторов (автотрансформаторов) для подстанций:
, - коэффициенты загрузки обмоток высшего напряжения двухобмоточного трансформатора на i-ой ступени;
- расчетные мощности нагрузки соответствующих обмоток трансформаторов из графиков на i-той ступени;
- продолжительность нахождения нагрузки Si на i-ой ступени.
Расчетные данные по потерям электроэнергии в трансформаторах сведены в таблицу 3.5.
Таблица 3.5 - Потери электроэнергии в трансформаторе ТРДН 40000/110/10
Стоимости годовых потерь электроэнергии в трансформаторах:
где - годовые потери электроэнергии в трансформаторах, кВт•ч;
где K - капитальные затраты на оборудование ПС (учитывается только стоимость трансформаторов), руб;
ЕН - нормативный коэффициент дисконтирования;
И - годовые эксплуатационные издержки, руб;
И0 - годовые отчисления, руб, которые можно определить из выражения
где рсум - суммарный коэффициент отчислений, для силового оборудования 35-150 кВ: рсум =0,094;
По наименьшей сумме приведённых затрат принимаем для установки на ГПП два трансформатора ТРДН-25000/110/10.
4 . Компенсация реактивной мощности в электрических сетях промышленного предприятия
Электрическая сеть промышленного предприятия представляет собой единое целое, и правильно выбрать средства компенсации для сетей напряжением до 1000 В и выше можно только при совместном решении задачи выбора всех элементов сети (трансформаторов, токопроводов источников реактивной мощности (ИРM) и т.д.)
Выбор типа, мощности, места установки и режима работы компенсирующих устройств (КУ) должен обеспечивать наибольшую экономичность при соблюдении технических требований: допустимые пределы напряжений в питающих и распределительных сетях; допустимые токовые нагрузки элементов сетей; режим работы источников РМ в заданных пределах; необходимый резерв РМ в узлах сети; статическая устойчивость работы сетей и электроприемников.
Критерием экономичности является минимум приведенных затрат на установку компенсирующих устройств и дополнительного оборудования (коммутационных аппаратов, устройств регулирования и т.п.); на оборудование трансформаторных подстанций; на сооружения питающей и распределительной сетей; на снижение потерь электроэнергии, активной и реактивной мощности в питающей и распределительной сетях вследствие уменьшения токовых нагрузок средствами компенсации.
4.1 Расчет и выбор КУ для ТП группы цехов сталелитейного завода
Для группы литейных цехов машиностроительного завода предприятия известны значения активных и реактивных расчетных мощностей и который определяется по годовому графику нагрузки. Для литейной промышленности в машиностроении от расчетного максимума, значения Рр, Qp, Qmin приведены в таблице 4.1:
Таблица 4.1 - Значения расчётных мощностей
Расчетная нагрузка корпуса с учетом потерь в трансформаторах:
1. Экономически обоснованные значения реактивной мощности в часы максимума энергосистемы:
Из-за пониженного напряжения в часы максимальных нагрузок принимаем меньшее из значений:
2. Экономически обоснованные значения реактивной мощности в режиме наименьших нагрузок:
Из-за повышенного напряжения в часы минимальных нагрузок принимаем значение мощности:
3. Суммарная мощность компенсирующих устройств:
Расчетные данные по участкам цехов сведены в таблицу 4.2 и таблицу 4.3
На основании полученных расчетов можно определить что, все КУ должны быть регулируемые.
Реактивная мощность, которая должна быть передана из сети 6/10 кВ в сеть напряжением до 1кВ и не должна компенсироваться:
Реактивная мощность, которая может быть передана из сети 6/10 кВ в сеть напряжением до 1кВ:
Мощность КУ, устанавливаемых на стороне до 1кВ:
Мощность КУ, которые могут быть установлены на стороне 6/10 кВ:
Так как QКУ.в>800квар, то установка БК на стороне 6/10кВ целесообразна.
Результаты расчета сведены в таблицу 4.4
Таблица 4.44 - Установка БК 6/10 кВ
На основании полученных расчетов можно определить что компенсация реактивной мощности по низкой стороне не целесообразна. Компенсация реактивной мощности ведется только по высокой стороне, кроме цехов 1 и 2, компенсация РМ для ДСП цеха 3 (Цех стального литья) ведется с использованием быстродействующих статических тиристорных компенсаторов. Распределение БК по цеховым ТП приведено в таблице 4.5
Таблица 4.5- Распределение БК по цеховым ТП
4.2 Расчет рабочих токов в СЭС промышленного предприятия с учетом компенсации РМ
Применение КУ позволяет снизить реактивную составляющую рабочих токов что позволяет разгрузить линию электропередачи или уменьшить сечение проводов или кабелей. Проведем перерасчет реактивной, полной мощности и рабочих токов, с учетом компенсации РМ, в элементах СЭСПП.
Результаты расчета сведены в таблицу 4.6
Таблица 4.6 - Перерасчёт реактивной, полной мощности и рабочих токов
5.1 Расчет кабелей по длительно допустимому току и экономической плотности тока
По территории промышленного предприятия проложены в различных кабельных сооружениях высоковольтные кабели 10 кВ. Помещения предприятия не относятся к взрывоопасным, кабели прокладываются по технологическим эстакадам и кабельным лоткам. Так как в земле протекают слабые блуждающие токи и есть растягивающие усилья в грунте, а так же средняя коррозийная активность грунта то силовые кабели прокладываются по технологическим эстакадам и не могут быть подвержены механическим повреждениям в процессе эксплуатации, то руководствуясь рекомендациями ПУЭ, рассматриваем к применению следующие марки кабелей: С бумажной пропитанной изоляцией в металлической оболочке: ААШв; С пластмассовой и резиновой изоляцией и оболочкой: АВВБГ, АВВБбГ, АВРБГ, АНРБГ, АПсВБГ, АПвсБГ, АВАШа. Так как продолжительность максимальной годовой нагрузки более 5000 ч () то экономическая плотность тока для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией в металлической оболочке с алюминиевыми жилами Jэк=1,2 , а для кабелей с пластмассовой и резиновой изоляцией и оболочкой с алюминиевыми жилами Jэк=1,6. Поправочный коэффициент на температуру окружающей среды при температуре окружающего воздуха 21,8 равен 1,04. Поправочный коэффициент на рядом положенные кабели: для участка от ГПП до цехов 1,2,4 (Циркуляционная насосная, Градирня, Цех мелкого литья) и 6,7 (Ремонтно-механический цех, Корпус вспомогательных цехов) равен 0,68. Для прокладки по территории ПП, выбираем бронированные кабели с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией, по технико-экономическим соображениям. Кабельная линия к РП1
Выбираем кабель марки АВВБГ 3х185, , .
Результаты расчета сведены в таблицу 5.1
Таблица 5.1 - Марки и сечения кабелей применяемые на производстве
6 . Расчет токов коротких замыканий
6.1 Расчет токов коротких замыканий на ГПП
В данном пункте рассмотрим расчет токов трехфазного короткого замыкания напряжением выше 1 кВ.
При расчетах токов к.з. допускается не учитывать:
- сдвиг по фазе ЭДС различных синхронных машин и изменение их частоты вращения, если продолжительность к.з. не превышает 0,5 с.;
- ток намагничивания силовых трансформаторов и автотранс-форматоров;
- насыщение магнитных систем электрических машин;
- поперечную емкость воздушных линий электропередачи напряжением 110 - 220 кВ, если их длина не превышает 200 км, и напряжением 330 - 500 кВ, если их длина не превышает 150 км;
- влияние активных сопротивлений различных элементов исходной расчетной схемы на амплитуду периодической составляющей тока к.з., если активная составляющая результирующего эквивалентного сопротивления расчетной схемы относительно точки к.з. не превышает 30 % от индуктивной составляющей результирующего эквивалентного сопротивления.
Расчетная схема и схема замещения приведена на рисунке 6.1.
Расчет сопротивлений схемы замещений:
Рисунок 6.1 - Расчетная схема (а) и схема замещения (б)
Короткое замыкание в точке К1. Результирующее сопротивление до точки К1: .
Начальное действующее значение периодической составляющей тока к.з
Ударный ток к.з. следует определять по формуле:
Короткое замыкание в точке К2 и К3. Результирующее сопротивление до точки К2:
Начальное действующее значение периодической составляющей тока к.з
Ударный ток к.з. следует определять по формуле:
6. 2 Расчет токов коротких замыканий на отходящих от ГПП линиях
В данном пункте рассмотрим расчет токов трехфазного короткого замыкания напряжением на отходящих линиях. Так как активная составляющая результирующего эквивалентного сопротивления расчетной схемы относительно точки к.з. составляет более 30 % от индуктивной составляющей результирующего эквивалентного сопротивления, то учитываем его в расчетах.
Короткое замыкание в КЛ к РП1. Результирующее сопротивление до точки К1:
Начальное действующее значение периодической составляющей тока к.з
Ударный ток к.з. следует определять по формуле:
Результаты расчета сведены в таблицу 6.1
По полученным результатам выбираем оборудование ПП, по условиям термической, динамической стойкости, и рабочим токам.
7 . Выбор электрических аппаратов
При выборе аппаратов необходимо учитывать род установки (наружная или внутренняя), загрязненность среды, габариты, вес, стоимость аппарата, удобство его размещения в РУ и др.
Расчетные величины сопоставляются с соответствующими номинальными параметрами аппаратов, выбираемых по каталогам и справочникам.
Предварительно выбираем элегазовый выключатель ВЭБ-110 и проверяем его по следующим параметрам:
а) на симметричный ток отключения -;
б) на отключение апериодической составляющей тока к.з. -
4) предельному сквозному току к.з. - на электродинамическую стойкость:
5) тепловому импульсу - на термическую стойкость:
Производим проверку по каждому параметру:
Расчетные токи продолжительного режима с учетом 40 % перегрузки:
Термическая стойкость с продолжительностью к.з. с. составляет:
Максимальное значение апериодической составляющей тока к.з. для =0,01+0,04=0,05 с, определяется по формуле:
Все каталожные и расчетные величины сведены в таблицу 7.1.
Таблица 7.1- Расчетные и каталожные данные выключателя
ВЭБ-110-40/4000У1 - выключатель элегазовый бакового типа производства закрытого акционерного общества «Энергомаш». В выключателе ВЭБ-110 использован самокомпрессионный принцип гашения дуги, что сделало возможным снизить необходимую для коммутаций энергию привода. Пружинный привод с цельнолитым компактным корпусом, который не требует техобслуживания, экономичен, и имеет длительный срок службы. Гарантируемый уровень утечки элегаза ниже 0,5% в год.
Предварительно выбираем разъединитель РНДЗ-2-110/630У1 с приводом ПВ-20У2 и проверяем его по следующим параметрам:
3) электродинамической стойкости - ;
Производим проверку по каждому параметру:
Расчетный ток продолжительного режима с учетом 40 % перегрузки:
Термическая стойкость с продолжительностью к.з. с.
Все каталожные и расчетные величины сведены в таблицу 7.2.
Таблица 7.2 - Расчётные и каталожные данные разъединителя
Предварительно выбираем трансформатор тока ТВТ-110-600/5-У2 и проверяем его по следующим параметрам:
2) номинальному длительному току - ;
3) электродинамической стойкости - ,
где Кэд - кратность электродинамической стойкости трансформатора тока;
где КТ - кратность термической стойкости трансформатора тока;
где Z2ном - номинальное полное сопротивление нагрузки вторичной обмотки трансформатора тока в выбранном классе точности; Z2 - вторичная нагрузка трансформатора тока.
Производим проверку по каждому параметру:
Расчетный ток продолжительного режима с учетом 40 % перегрузки:
Все каталожные и расчетные величины сведены в таблицу 7.3.
Таблица 7.3 - Каталожные и расчётные данные трансформатора тока
Трансформатор тока ТВТ-110-600/5-У2
Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока.
Контроль за работой двухобмоточного трансформатора ведут с помощью приборов, которые устанавливаются на ПС на стороне ВН: амперметр.
Таблица 7.4 -Измерительное оборудование на стороне ВН
Принимая длину соединительных проводов 40 м с медными жилами, определяем сечение.
где - расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока. Принимаем стандартное сечение 2,5 мм2 .
7.4 Выбор оборудования на стороне НН
Для удобства эксплуатации и ремонта РУ низкого напряжения выполняются закрытого типа с использованием комплектных распределительных устройств.
Выбор оборудования на 10 кВ выполняется совместно с выбором типа КРУ. Предварительно выбираем ячейки КРУ типа К-59, номинальные данные сведены в таблицу 7.5
Таблица 7.5 Номинальные данные ячейки типа К-59
Проверка выключателей и трансформаторов тока, установленных в ячейках КРУ К-59.
Термическая стойкость с продолжительностью к.з. с.
Расчётные и каталожные данные выключателя и трансформатора тока сведены в таблицы 7.6 и 7.7.
Таблица 7.6- Каталожные и расчётные данные выключателя
Таблица 7.7 - Каталожные и расчётные данные трансформатора тока
Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока. (таблица. 7.8). Общее сопротивление приборов фазы А:
Сопротивление контактов =0,1 Ом, тогда сопротивление проводов
Таблица 7.8 -Измерительное оборудование на стороне НН
Принимая длину соединительных проводов 10 м с медными жилами, определяем сечение
где - расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформато-ров тока.
Принимаем стандартное сечение 2,5 мм2 .
В ячейке КРУ устанавливаем трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.09, к которому присоединяются измерительные приборы и приборы контроля изоляции.
Подсчет нагрузки приведен в таблице 7.9
Выбранный трансформатор ЗНОЛ.09 имеет номинальную мощность 75 В·А в классе точности 0,5, необходимом для присоединения счетчиков. Таким образом, , трансформатор будет работать в выбранном классе точности.
Выбор выключателя нагрузки. Устанавливается на КТП, предназначен для коммутации рабочих токов и заземления отключенных элементов, оснащен предохранителями для защиты от токов КЗ. Для рассмотрения принимаем выключатель нагрузки ВНА-Л-10/400-20з У2
Таблица 7.10 - - Каталожные и расчётные данные выключателя нагрузки
Выключатель нагрузки ВНА-Л-10/400-20з У2
Выключатель нагрузки выбран для элемента с самыми большими рабочими токами
Расчёты электрических нагрузок, освещения дипломная работа. Физика и энергетика.
Анализ Эссе Подготовка
Сочинение: Современна ли сатира Маяковского
Реферат по теме Психологические проблемы в семьях с детьми с соматическими заболеваниями
Курсовая работа по теме Экономика предприятия на примере ООО "СПБ-плюс"
Реферат: Методика изучения социальных проблем многодетной семьи. Скачать бесплатно и без регистрации
Курсовая работа: Аудит товарных операций в оптовой торговле
Контрольная работа по теме Культура Востока
Курсовая работа: Аудит расчетов с покупателями и заказчиками 4
Военно Морской Флот Российской Федерации Реферат
Реферат: The Outsider And LA Story Essay Research
Гдз История 5 Класс Уколова Контрольная Работа
Реферат: Тиристоры и некоторые другие ключевые приборы. Скачать бесплатно и без регистрации
Курсовая работа по теме Развитие и современное состояние апелляционного производства
Практическая Работа Плоды
Молодой Пастух Гришка Ефимов Сочинение
Курсовая работа: Основные этапы объектно-ориентированного проектирования
Автореферат На Тему Гіпогомоцистеїнемічна Дія Нового Вітамінно-Мікроелементного Комплексу
Реферат: Свет и тени Хрущевских реформ 2
Декабрьское Сочинение Забвению Не Подлежит Примеры
Реклама В Деловой Речи Реферат
Microsoft Word 2010 - Программирование, компьютеры и кибернетика презентация
Китайский цирк - Культура и искусство курсовая работа
Конкурентоспроможність персоналу як об’єкт стратегічного управління - Менеджмент и трудовые отношения контрольная работа