Проектирование центральной распределительной подстанции 854-6 кВ и трансформаторной подстанции (859-0,4 кВ)

Вид работы:

Курсовая работа (т)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

296,96 Кб
Опубликовано:

2017-10-13

Все курсовые работы по физике

Скачать курсовую работу Читать текст online Заказать курсовую
*Помощь в написании! Посмотреть все курсовые работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Проектирование центральной распределительной подстанции 854-6 кВ и трансформаторной подстанции (859-0,4 кВ)

Оглавление

Введение

. Исходные данные для проектирования

. Расчет электрических нагрузок КТП

.1 Расчет электрической сети напряжением выше 1 кВ

.2 Выбор числа и мощности трансформаторов ТП-859 с учётом компенсации реактивной мощности

2.3 Выбор высоковольтных кабельных линий

.4 Выбор высоковольтной аппаратуры

.5 Расчет сети напряжением до 1 кВ

.6 Выбор проводников и пускозащитной аппаратуры

.7 Выбор троллейных линий

. Промышленная безопасность при обслуживании электроустановок

Заключение

Литература

Введение

Задачей курсового проекта является расчёт электрооборудования распределительной подстанции 854-6кВ, а также трансформаторной подстанции (859-0,4кВ). Трансформаторная подстанция питает оборудование поверхности шахты.

Распределительной подстанцией (РП) называется подстанция, получающая питание напряжением 6 - 10 кВ (в редких случаях 35 кВ) от главной понизительной подстанции и распределяющая энергию на этом же напряжении 6 - 10 кВ по отдельной части объекта, т.е. по ТП предприятия включая и питание крупных ЭП на 6 и 10 кВ.

Комплектной трансформаторной подстанцией (КТП) называется подстанция, состоящая из трансформаторов, блоков комплектных распределительных устройств и других элементов, поставляемая полностью в собранном или частично собранном и подготовленном для сборки виде.

В первом разделе курсового проекта рассмотрены общие сведения о предприятии, краткая характеристика электрооборудования и электроснабжение рассматриваемых электроустановок.

Во втором разделе произведен расчет электрических нагрузок КТП методом упорядоченных диаграмм; выбраны силовые трансформаторы КТП с учетом компенсации реактивной мощности; произведен выбор сечения жил кабеля; рассчитаны токи короткого замыкания в сети напряжением свыше 1 кВ; выбрана аппаратура распределительных устройств 6 кВ; рассчитано электрическое освещение КТП; произведен расчёт кабельной сети 380 В; выполнен расчёт трехфазных и однофазных токов короткого замыкания; выбрана коммутационная и защитная аппаратура согласно безопасной эксплуатации электрооборудования.

В конце пояснительной записки рассмотрен порядок проведения безопасной работы при обслуживании электроустановок, а так же приведено заключение и список использованных источников.

Представлен графический материал выполненный на отдельных листах (формат А1 и А4):

принципиальная схема электроснабжения ЦРП-854;

принципиальная однолинейная схема электроснабжения ТП - 859.

Исходные данные для проектирования

Задание на курсовой проект по дисциплине «Электроснабжение отрасли» по теме «Проектирование центральной распределительной подстанции 854-6 кВ и трансформаторной подстанции (859-0,4 кВ)».

ЦРП-854 располагается в надшахтном здании СС ШК, представляет собой две секционированные системы шин на напряжением 6 кВ. Для ввода резерва предусмотрено устройство АВР. От каждой секции шин питаются по семь выпрямительных трансформаторов для привода шахтных подъемных машин «Север» и «Юг» соответственно. Шест трансформаторов 6/0,95 кВ и мощностью 1550 кВА, а один трансформатор 6/0,31 кВ мощностью 315 кВА. Последний трансформатор питает выпрямитель, который подключен к ротору подъемной машины, а остальные - преобразователи частоты, что подают питание на статор. Установленная мощность асинхронных двигателей подъемных машин составляет 4,6 МВт.

В связи с использованием преобразователей частоты, на ЦРП также установлены резонансные фильтры 5, 7, 11 и 23-ей гармоник для обеспечения качества напряжения у остальных потребителей.

Также от ЦРП получают питание две трансформаторные подстанции: ТП-859Т, с двумя трансформаторами ТС-1600 кВ, и ТП-859, с двумя трансформаторами ТМЗ-1000 кВА. ТП-859Т служит для обеспечения питанием потребителей 0,4 кВ подъемов, а также примыкающих к зданию подъемных установок цеха. Длина кабеля до ТП составляет 100м. ТП-859 служит для питания потребителей РМЦ а также мелких близлежащих зданий (гаражи, мачты, дежурные будки) длина кабеля до ТП составляет 90 м.

Потребители ТП-859 приведены в таблице 1.1

Таблица 1.1 Состав потребителей ТП-859

Наименование механизма или агрегата	Кол-во	Руст, кВт
Станок фрезерный	12	22
Станок токарный	9	30
Автоматическая линия	3	64
Вентилятор	8	15
Насос	3	25
Автоматическая линия	1	66
Машина дуговой сварки	4	176 кВА
Электропечь сопротивления	4	98
Электропечь сопротивления	1	99
Мостовой кран (5 т)	2	20
Транспортер	5	9

Произвести расчет электрических нагрузок трансформаторной подстанции методом упорядоченных диаграмм. Установленную мощность двигателей, работающих в повторно-кратковременном режиме привести к длительному режиму работы.

По данным расчета электрических нагрузок выбрать число и мощность, с учетом компенсации реактивной мощности, силовых трансформаторов ТП-859. Проверить выбранную мощность трансформаторов на систематическую нагрузку и аварийные перегрузки.

Произвести выбор сечения жил кабелей напряжением свыше 1 кВ: по допустимому нагреву длительным током нагрузки, по экономической плотности тока, по термической стойкости к току короткого замыкания. Проверить выбранные сечения жил кабелей по потере напряжения. Среднегодовую температуру вне помещений принять t= - 8,0 °С. Число часов максимума нагрузки в год Тмах = 5200 ч

Рассчитать трехфазные токи короткого замыкания на шинах ЦРП-854, на вводе насосов, силовых трансформаторов ТП-859.

Выбрать высоковольтную аппаратуру распределительных устройств на ЦРП-854 напряжением свыше 1 кВ.

Рассчитать низковольтную сеть напряжением до 1кВ, запитанную от подстанции ТП-859. Освещение ТП рассчитать методом коэффициента использования. электрический подстанция высоковольтный трансформатор

Освещение комплектной трансформаторной подстанции выполнить светильниками ДРЛ, размеры ТП-859: ширина А = 20 м; длина В = 22 м, рабочая высота h= 2,6 м, коэффициент запаса К = 1,5.

Выбрать магистральные и распределительные шины на секциях подстанции ТП-859, проверить их на динамическую стойкость к токам короткого замыкания. Принять длину магистрального шинопровода 3 м, распределительного шинопровода 6 м.

Среда помещения ТП-859 нормальная, среднегодовая температура t= 25 °С. Выбрать сечение жил и число кабелей по допустимому нагреву длительным током нагрузки, проверить сечения жил кабелей на соответствие аппарата защиты. Проверить сечения жил кабелей, питающих крупные электродвигатели от I и II секции ТП-859 по потере напряжения. Рассчитать трехфазные и однофазные токи короткого замыкания на шинах ТП-859, на вводе электропотребителей.

1. Общие сведения о предприятии

.1 Краткая характеристика оборудования

Состав потребителей ЦРП:

Двенадцать трансформаторов ТРМП-6/1550 кВА

Два трансформатора ТРМП-6/315 кВА

Выпрямительные трансформаторы служат для питания двух подъемных машин общей мощностью 2х4600 кВт

Два трансформатора ТС-1600/6

Два трансформатора ТСЗ-1000/6

Состав потребителей КТП:

Наименование Кол-во Руст, кВт

Станок фрезерный 12 22

Станок токарный 9 30

Автоматическая линия 3 64

Вентилятор 8 15

Насос 3 25

Автоматическая линия 1 66

Машина дуговой сварки 4 176 кВА

Электропечь сопротивления 4 98

Электропечь сопротивления 1 99

Мостовой кран (5 т) 2 20

Транспортер 5 9

.2 Электроснабжение предприятия

Таблица 1.2 Исходные параметры приводных двигателей

Название ЭП		К-во	Р, кВт	Данные электродвигателей
				Тип двигателя	Рн, кВт	Iном, А	U, кВ	Iпус, А	n, об/мин	η, %	cosφ
Станок токарный		12	22	АИР180S4	22	42,5	0,38	297,5	1500	90,5	0,87
Станок фрезерный		9	30	АИР180M4	30	57	0,38	399	1500	92	0,87
Автоматическая линия		3	64	АИР315M10	75	155	0,38	930	600	92,5	0,8
Вентилятор		8	15	АИР160S2	15	30	0,38	225	3000	88	0,86
Насос		3	25	АИР180M4	30	57	0,38	399	1500	92	0,87
Автоматическая линия		1	66	АИР315M10	75	155	0,38	930	600	92,5	0,8
Мостовой кран	подъем груза	2	12	MTF411-6	12	29,9	0,38	-	1000	83,5	0,73
	передв. тележки	2	2,2	MTF012-6	2,2	7,7	0,38	-	1000	64	0,68
	передв. крана	2	7,5	MTF211-6	7,5	21,1	0,38	-	1000	77	0,7
Транспортёр		5	9	АИР132M4	11	22,2	0,38	166,5	1500	88,5	0,85

2. Электроснабжение и электрооборудование ЦРП-854

.1 Расчет электрической сети напряжением выше 1 кВ

Расчет электрических нагрузок ТП 859

Электропотребители РМЦ ПРМУ:

станок фрезерный, Рн = 22 кВт, 2 шт;

станок токарный, Рн = 30 кВт, 1 шт;

вентилятор, Рн = 15 кВт, 2 шт;

эл. печь сопротивления, Рн = 99 кВт, 1 шт;

транспортер, Рн = 11 кВт, 2 шт;

Общая мощность ΣРн = 177 кВт.

Заполним графы 1,2,3 и 4 таблицы 2.1

Графа 6. Находим показатель группы:

(2.1)

Графа 7. Из таблицы 5 [1] коэффициент использования Ки= 0,12 для фрезерного станка. Коэффициент использования Ки = 0,12 для токарного станка, 0,65 для вентилятора, 0,5 для печи сопротивления, 0,4 для транспортера.

Графа 9. Находим коэффициент мощности cosф для станков из справочника: cosф = 0,5, tg ф = 1,7 определяем по формуле 2.1:

(2.2)

Аналогично, tg ф для вентиляторов - 0,8, для печей сопротивления - 0,3, для трансфортера - 0,9.

Графа 10. Находим по формуле 2.3:

Рсм = КиРн, (2.3)

Для фрезерных станков, вентиляторов, печей сопротивления и транспортера:

Рсм = 0,12 · 2· 44 = 6,16 кВт.

Рсм = 0,12 · 1 · 30 = 4,2 кВт

Рсм = 0,65 · 2· 30 = 19,5 кВт.

Рсм = 0,5 · 1 · 99 = 79,2 кВт

Рсм = 0,4 · 2· 22 = 8,8 кВт.

Графа 11. Находим по формуле 2.4:

см = Рсм · tg ф, (2.4)

см = 6,16 · 1,7 = 10,65 квар.см = 4,2 · 1,7 = 7,26 квар.см = 19,5 · 0,8 = 14,62 квар.см = 79,2 · 0,3 = 26,13 квар.см = 8,8 · 0,9 = 7,74 квар.

Графы 12 и 13. Рассчитываем эффективное количество ЭП и определим пэ и Км:

Км=1,7

Графа 14. Максимальная активная получасовая нагрузка от силовых ЭП узла, работающих с переменным графиком нагрузки, определяется:

Рм =4,09· Рсм = 201,15 кВт.

Графа 15. Максимально реактивная получасовая нагрузка от силовых ЭП принимается равной для вентиляторов:

м =1· Qсм = 66,42 квар.

Графа 16. Максимальная полная получасовая нагрузка от силовых ЭП определяется по формуле 2.5:

кВА (2.5)

Графа 17. Максимальный ток 1м, необходим для выбора сечения проводников по условиям нагрева токами нагрузки определяем по формуле 2.6:

А (2.6)

Пиковый ток 1п, необходим для выбора аппаратов. Пиковый ток для группы двигателей определяется при количестве ЭП свыше 5 (при п > 5)

определяем по формуле 2.7:

In = in.м + (Iм - Ku · iнм) = 495 + (321,85 - 0,4 · 99) = 777,25 A, (2.7)

где Iм - ток максимальной нагрузки всех ЭП;

Ku - средневзвешенное значение коэффициента использования по расчетному узлу - из графы 5;

Iнм - номинальный ток двигателя (приведенный к ПВ = 100%) с наибольшим пусковым током находим по формуле 2.8:

А (2.8)

где in.м - пусковой ток двигателя наибольшей мощности, который определяется по формуле 2.9:

in.м = К · iном = 5 · 99 = 495 А; (2.9)

В таблице электроприемники постоянного режима работы обозначены Группа Б, а переменного - группа А.

Рис. 1 Электроприемники постоянного и переменного режима работы

Электропотребители ЯБПВУ

станок фрезерный, Рн = 22 кВт, 4 шт;

автоматич линия, Рн = 75 кВт, 2 шт;

вентилоятор, Рн = 15 кВт, 2 шт;

мочтовой кран, Рн = 21,7 кВт, 1 шт;

транспортер, Рн = 11 кВт, 2 шт;

Общая мощность ΣРн = 212 кВт.

Заполним графы 1,2,3 и 4 таблицы 2.1

Графа 6. Находим показатель группы:

Графа 7. Из справочной литературы коэффициент использования Ки = 0,12 для фрезерный станков, коэффициент использования Ки = 0,3 для автоматич. линий, 0,05 для мостовых кранов, 0,4 для транспортеров.

Графа 9. Находим коэффициент мощности cosф для станков из справочника: cosф = 0,5, tg ф = 1,7 определяем по формуле 2.1:

Аналогично определяем tg ф для других электроприемников: автоматическая линия - , tg ф = 0,5, вентилятор - tg ф = 0,8, мостовой кран - tg ф = 1,7, транспортер - tg ф = 0,9.

Графа 10. Находим по формуле 2.3:

Рсм = КиРн,

Рсм = 0,12 · 4· 22 = 12,32 кВт.

Рсм = 0,3 · 2 · 75 = 48,75 кВт

Рсм = 0,65 · 2· 15 = 19,5 кВт.

Рсм = 0,05 · 1 · 21,7 = 1,085 кВт

Рсм = 0,4 · 2· 11 = 8,8 кВт.

Графа 11. Находим по формуле 2.4:

см = Рсм · tg ф,

см = 12,32 · 1,7 = 21,31 квар.см = 48,75 · 0,5 = 23,4 квар.см = 19,5 · 0,8 = 14,62 квар.см = 1,085 · 1,7 = 1,87 квар.см = 8,8 · 0,9 = 7,74 квар.

Графы 12 и 13. Рассчитываем эффективное количество ЭП и определим пэ и Км:

Км=1,64

Рм =1,64· Рсм = 228,53 кВт.

Графа 15. Максимально реактивная получасовая нагрузка от силовых ЭП принимается равной для вентиляторов:

м =1· Qсм = 92,35 квар.

Графа 16. Максимальная полная получасовая нагрузка от силовых ЭП определяется по формуле 2.5:

кВА

Графа 17. Максимальный ток 1м, по формуле 2.6:

Пиковый ток по формуле 2.7:

In = in.м + (Iм - Ku · iнм) = 712 + (374,5 - 0,3 · 247) = 1012,4 A,

где Iм - ток максимальной нагрузки всех ЭП;

Ku - средневзвешенное значение коэффициента использования по расчетному узлу - из графы 5;

Iнм - номинальный ток двигателя (приведенный к ПВ = 100%) с наибольшим пусковым током находим по формуле 2.8:

где in.м - пусковой ток двигателя наибольшей мощности, который определяется по формуле 2.9:

in.м = К · iном = 5 · 6,7 = 33,5 А;

Электропотребители 1ЩСУ-7

Станок фрезерный, Рн = 22 кВт, 3 шт;

Станок токарный, Рн = 30 кВт, 4 шт;

Автоматич.линия, Рн = 75 кВт, 1 шт;

Вентилятор, Рн = 15 кВт, 1 шт;

Машина дуговой сварки, Рн = 88 кВт, 1 шт;

Общая мощность ΣРН = 364 кВт.

Заполним графы 1,2,3 и 4 таблицы 2.1

Графа 6. Находим показатель группы:

(2.1)

Графа 9. Находим коэффициент мощности cosф для станков из справочника: cosф = 0,5, tg ф = 1,7 определяем по формуле 2.1:

(2.2)

Аналогично, tg ф для вентиляторов - 0,8, для печей сопротивления - 0,3, для тмашины дуговой сварки - 1,7.

Графа 10. Находим по формуле 2.3:

Рсм = КиРн,

Рсм = 0,12 · 3· 22 = 9,24 кВт.

Рсм = 0,12 · 4 · 30 = 16,8 кВт

Рсм = 0,3 · 1· 75 = 48,75 кВт.

Рсм = 0,65 · 1 · 15 = 9,75 кВт

Рсм = 0,35 · 1· 88 = 30,8 кВт.

Графа 11. Находим по формуле 2.4:

см = Рсм · tg ф,

см = 9,24 · 1,7 = 15,98 квар.см = 16,8 · 1,7 = 29,06 квар.см = 48,75 · 0,5 = 23,4 квар.см = 9,75 · 0,8 = 7,31 квар.см = 30,8 · 1,7 = 53,28 квар.

Графы 12 и 13. Рассчитываем эффективное количество ЭП и определим пэ и Км:

Км=1,82

Рм =1,82 Рсм = 210,63 кВт.

Графа 15. Максимально реактивная получасовая нагрузка от силовых ЭП принимается равной для вентиляторов:

м =1· Qсм = 129,04 квар.

Графа 16. Максимальная полная получасовая нагрузка от силовых ЭП определяется по формуле 2.5:

кВА

Графа 17. Максимальный ток 1м, по формуле 2.6:

Пиковый ток по формуле 2.7:

In = in.м + (Iм - Ku · iнм) = 712 + (375,31 - 0,35 · 247) = 1012,4 A,

Ku - средневзвешенное значение коэффициента использования по расчетному узлу - из графы 5;

Iнм - номинальный ток двигателя (приведенный к ПВ = 100%) с наибольшим пусковым током находим по формуле 2.8:

где in.м - пусковой ток двигателя наибольшей мощности, который определяется по формуле 2.9:

in.м = К · iном = 5 · 6,7 = 33,5 А;

Электропотребители 1ЩСУ-6

станок фрезерный, Рн = 22 кВт, 1 шт;

автоматич.линия, Рн = 75 кВт, 1 шт;

вентилятор, Рн = 15 кВт, 3 шт;

насос, Рн = 30 кВт, 3 шт;

мостовой кран, Рн = 21,6 кВт, 1 шт;

транспортер, Рн = 11 кВт, 1 шт;

Общая мощность ΣРН = 219,7 кВт.

Заполним графы 1,2,3 и 4 таблицы 2.1

Графа 6. Находим показатель группы:

(2.1)

Графа 7. Из таблицы 5 [1] коэффициент использования Ки= 0,12 для фрезерного станка. Коэффициент использования Ки = 0,3 для автоматической линии, 0,65 для вентилятора, 0,7для насоса, 0,4 транспортер.

Графа 9. Находим коэффициент мощности cosф для станков из справочника: cosф = 0,5, tg ф = 1,7 определяем по формуле 2.1:

(2.2)

Аналогично, tg ф для вентиляторов - 0,8, для насосов - 0,6, для транспортеров - 0,9.

Графа 10. Находим по формуле 2.3:

Рсм = КиРн,

Рсм = 0,12 · 1· 22 = 3,08 кВт.

Рсм = 0,3 · 1 · 75 = 48,75 кВт

Рсм = 0,65 · 2· 15 = 19,5 кВт.

Рсм = 0,7 · 2 · 30 = 42 кВт

Рсм = 0,05 · 1· 21,7 = 1,085 кВт.

Рсм = 0,04 · 1· 11 = 4,4 кВт.

Графа 11. Находим по формуле 2.4:

см = Рсм · tg ф,

см = 3,08 · 1,7 = 5,32 квар.см = 48,75 · 0,5 = 23,4 квар.см = 19,5 · 0,8 = 14,62 квар.см = 42 · 0,7 = 26,04 квар.см = 1,085 · 1,7 = 1,87 квар.см = 4,4 · 0,9 = 3,87 квар.

Графы 12 и 13. Рассчитываем эффективное количество ЭП и определим пэ и Км:

Км=1,59

Рм =1,59 Рсм = 189,53 кВт.

Графа 15. Максимально реактивная получасовая нагрузка от силовых ЭП принимается равной для вентиляторов:

м =1· Qсм = 75,24 квар.

Графа 16. Максимальная полная получасовая нагрузка от силовых ЭП определяется по формуле 2.5:

кВА

Графа 17. Максимальный ток 1м, по формуле 2.6:

Пиковый ток по формуле 2.7:

In = in.м + (Iм - Ku · iнм) = 712 + (309,77 - 0,35 · 247) = 845,4 A,

где Iм - ток максимальной нагрузки всех ЭП; Ku - средневзвешенное значение коэффициента использования по расчетному узлу - из графы 5; Iнм - номинальный ток двигателя (приведенный к ПВ = 100%) с наибольшим пусковым током находим по формуле 2.8:

где in.м - пусковой ток двигателя наибольшей мощности, который определяется по формуле 2.9:

in.м = К · iном = 5 · 6,7 = 33,5 А;

Электропотребители первой секции

Ко второй секции присоединены потребители освещение дороги ТОФ, осветительная мачта, 1ЩСУ-6, ЯПБВУ, блок охраны.

Общая мощность ΣРН = 1420 кВт.

Графа 5. Находим показатель силовой сборки:

Графы 12 и 13. Так как в группе более 75 % электроприемников с постоянным графиком работы, то эффективное количество ЭП пэ и Км не рассчитываем.

Графа 14. Максимальная активная получасовая нагрузка от силовых ЭП узла, работающих с постоянным графиком нагрузки, определяется:

Рм = Рсм = 876 кВт.

Графа 15. Максимально реактивная получасовая нагрузка от силовых ЭП принимается равной для вентиляторов:

м = Qсм = 772 квар.

Графа 16. Максимальная полная получасовая нагрузка от силовых ЭП определяется по формуле 2.5:

кВА

Графа 17. Максимальный ток 1м, по формуле 2.6:

Пиковый ток по формуле 2.7:

In = in.м + (Iм - Ku · iнм) = 540 + (1774 - 0,9 · 108) = 2026 A,

- номинальный ток двигателя по формуле 2.8:

где in.M - пусковой ток двигателя наибольшей мощности, который определяется по формуле 2.9:

in.м = К · iном = 5 ·108 = 540 А;

Электропотребители второй секции

Ко второй секции присоединены потребители РМЦ ПРМУ, !ЩСУ-7, МКСБ, лебедка дєп-45. Общая мощность ΣРН = 1270 кВт.

Графа 5. Находим показатель силовой сборки:

Рм = Рсм = 738 кВт.

Графа 15. Максимально реактивная получасовая нагрузка от силовых ЭП принимается равной для вентиляторов:

м = Qсм = 685 квар.

Графа 16. Максимальная полная получасовая нагрузка от силовых ЭП определяется по формуле 2.5:

кВА

Графа 17. Максимальный ток 1м, по формуле 2.6:

Пиковый ток по формуле 2.7:

In = in.м + (Iм - Ku · iнм) = 540 + (1529 - 0,4 · 108) = 2026 A,

- номинальный ток двигателя по формуле 2.8:

где in.M - пусковой ток двигателя наибольшей мощности, который определяется по формуле 2.9:

in.м = К · iном = 5 ·108 = 540 А;

Электропотребители КТП

Общая мощность ΣРН = 2690 кВт.

Графа 8. Находим показатель силовой сборки:

Графы 11 и 12. Так как в группе более 75 % электроприемников с постоянным графиком работы, то эффективное количество ЭП пэ и Км не рассчитываем.

Графа 13. Максимальная активная получасовая нагрузка от силовых ЭП узла, работающих с постоянным графиком нагрузки, определяется:

Рм = Рсм = 1310 кВт.

Графа 14. Максимально реактивная получасовая нагрузка от силовых ЭП принимается равной для вентиляторов:

м = Qсм = 618 квар.

Графа 15. Максимальная полная получасовая нагрузка от силовых ЭП определяется по формуле 2.5:

кВА

Графа 16. Максимальный ток 1м, по формуле 2.6:

Пиковый ток по формуле 2.7:

In = in.м + (Iм - Ku · iнм) = 845 + (2201 - 0,9 · 169) = 3263 A,

Выбор числа и мощности трансформаторов ТП

Расчётная полная нагрузка силовых и осветительных ЭП ТП определяется:

кВА (2.14)

Из граф 13 и 14 таблицы 2.1 для I и II секций:

Рр.м=1310 кВт; Qp.м= 618 квар;

м = = 1349 кВА;

где Spм - расчётная максимальная нагрузка на один трансформатор. Предварительно мощность трансформатора ТП определим по формуле

кВА

где соsф = 0,89 из таблицы 2.1;

ßт1 - коэффициент допустимой перегрузки, по таблицы 143 [1],

ßт1 = 0,76,

Рcм - расчётная мощность за максимально загруженную смену,

Рcм = 1310 кВт.

По таблице 144 [1] принимаем комплектно трансформаторную подстанцию с двумя трансформаторами типа ТМЗ - 1000/10. ТМЗ - трансформатор масляный герметизированный, с естественным масляным охлаждением, с защитой при помощи азотной подушки, без расширителя.

Из таблицы 138 [1] укажем техническую характеристику ТМЗ - 1000/10:= 1000 кВA; UB.H = 10 кВ; UH= 0,4 кВ; Рх х= 1680 Вт; Р кз = 11480 Вт; uкз= 5,65 %; 1х.х=0,88%.

В период загрузки трансформатора расчётной максимальной мощностью:

кВА

Загрузка трансформатора расчётной максимальной мощностью в нормальном режиме:

где Рт.2 - максимально допустимая систематическая нагрузка, из таблицы 141 [1] (числитель);

Рт.2 = 1,29 для трансформатора с масляным охлаждением при, t = 6 часов.

При аварийном выходе из строя одного трансформатора, при отключенной нагрузке III категории:

кВА

Рр..м. = составляют 1012 кВт;

где cos фсм = 0,89,

По таблице 141 [1] при t2 = 6 ч при β1 = 0,75; β т2 = 1,3 (знаменатель).

Трансформатор выдержит аварийную перегрузку продолжительностью= 6 ч в течении 5 суток при работе ЭП I и П категорий.

Определим потери мощности в трансформаторах ТП типа ТМЗ-1000/10.

Активные и реактивные потери мощности в трансформаторе:

ΔРт= ΔРхх+ β2· ΔРкз, ΔQт= ΔQхх+ β2· ΔQкз, (2.16)

где ΔРх.х, ΔРк.з - потери холостого хода (Х.Х) и короткого замыкания (К.З), соответственно из таблицы 138 [1]:

ΔРх х = Рхх = 1680 Вт = 1,68 кВт;

ΔРк.з= Ркз, = 11480 Вт = 11,48 кВт;

где uк - напряжение короткого замыкания трансформатора, %. ик = 4,5 % из таблицы 138 [1];

Тогда: β=0,85

ΔРт= 1,68+ 0,952· 11,48=12,08

ΔQт= 8,8+ 0,952· 55,6=59,19,

.2 Выбор числа и мощности трансформаторов ТП-859 с учётом компенсации реактивной мощности

Выберем число трансформаторов для ТП.

Экономически оптимальное число трансформаторов:

Это соблюдается при β=0,7 и N=2.

Так как в цеху имеются приемники второй и первой категории, принимаем к установке двухтансформаторную подстанцию.

Минимальная мощность трансформаторов:

где β - коэффициент загрузки трансформаторов.

Принимая коэффициент загрузки 0,75 выбираем трансформаторы ТМ-100 10/0,4 кВ. Реактивная мощность, которую целесообразно пропустить через трансформатор в сеть напряжением до 1000 В:

квар;

Первая составляющая мощности батареи конденсаторов в сети напряжением до 1000 В:

квар;

Так как Qнк1 практически равна расчетной реактивной нагрузке, то суммарная реактивная мощность КУ в сети низкого напряжения:

нк = Qнк1=640 квар.

По Qнк выбираем стандартные компенсирующие устройства КУ типа 7хУКМ-58-0,4-100 мощностью 100 квар.

Реальный коэффициент загрузки трансформатора с учётом КУ:

2.3 Выбор высоковольтных кабельных линий

Рассчитаем и выберем сечение кабельной линии (КЛ) по экономической плотности тока.

Кабели питающие ТП 859 подключены к разным шинам 10 кВ РП. Сечение кабелей выбирается по экономической плотности тока:

где - ток нормального режима работы, А , - экономическая плотность тока, А/мм2.

Так как годовое использование часов максимума нагрузки составляет 3500 часов, то для бронированных кабелей с алюминиевыми жилами jе = 1,4 А/мм2.

Расчетный ток в подстанции в нормальном и послеаварийном режимах:

Тогда экономически целесообразное сечение рассчитывается как:

Ближайшее стандартное сечение 50 мм2. Принимаем высоковольтный кабель ААШв с алюминиевыми жилами, с бумажной пропитанной изоляцией, в алюминиевой оболочке с шлангом защитным из пластмасса ААШв(3х50), допустимый ток 140 А.

Проверим выбранное сечение по допустимому току.

Проверяем кабель по нагреву в послеаварийном режиме работы в случае выхода со строя одного из кабелей и необходимости питания всей нагрузки по одному:

где - ток послеаварийного режима, А , - допустимый ток, А.

где k1 = 1 - коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды (считаем, что температура почвы не отличается от нормальной = 20оС) k2 = 1 - коэффициент, учитывающий число рядом проложенных в земле кабелей (прокладывается 1 кабель в одной траншее); k3 - коэффициент, учитывающий допустимая перегрузка в послеаварийном режиме, k3 = 1,25 (6 часов в сутки в течение 5 дней).

Ток в послеаварийном режиме

,9<175 (А) - условие выполняется

Проверим сечение кабельной линии на стойкость к действию токов короткого замыкания. Проверяем кабельную линию на термическую стойкость при протикании токов короткого замыкания:

где Fmin - минимальное сечение проводника, отвечающее требованию его термической устойчивости при коротком замыкании, мм2.

где Iкз - ток КЗ, А; tоткл - время протекания тока КЗ, с; Tа - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, равная для распределительных сетей напряжением 10 кВ 0,01 с , С - постоянная, определяемая в зависимости от заданной ПУЭ конечной температуры нагрева жил и напряжения. Для кабелей с бумажной пропитанных изоляцией при напряжении 10 кВ С = 145 А ∙ с-1/2 /мм2 .

Согласно ПУЭ время действия тока КЗ состоит из времени действия основной релейной защиты данной цепи tрз и полного времени отключения выключателя tоткл.в. .Принимаем, что кабели подключены к РП через вакуумные выключатели типа BB/TEL-10-12,5/630 У2 по tоткл.в. = 0,1 с. Время действия релейной защиты принимаем равным t = 0,3 с. Тогда:

;

Выберем окончательное сечение кабельной линии.

Кабель проходит по всем проверкам. Окончательно принимаем питание КТП кабелями марки ААШв -3×50, Iдоп = 140 А, r0 = 0,641 Ом/км; x0 = 0,06 Ом/км, L=700 м.

Проверим кабельную линию по условию падения напряжения - ΔU, %. Принимаем cosφ=0,71.

Выбираем сечение жил кабеля, питающего преобразовательный трансформатор 1550 кВА.

Так как годовое использование часов максимума нагрузки составляет 5000 часов, то для бронированных кабелей с алюминиевыми жилами jе = 1 А/мм2.

Расчетный ток в подстанции в нормальном и послеаварийном режимах:

Тогда экономически целесообразное сечение рассчитывается как:

Ближайшее стандартное сечение 96 мм2. Принимаем высоковольтный кабель ААШв с алюминиевыми жилами, с бумажной пропитанной изоляцией, в алюминиевой оболочке с шлангом защитным из пластмасса ААБ(3х95), допустимый ток 210 А.

Проверим выбранное сечение по допустимому току.

где - ток послеаварийного режима, А , - допустимый ток, А.

Ток в послеаварийном режиме

<275 (А) - условие выполняется

;

Выберем окончательное сечение кабельной линии.

Кабель проходит по всем проверкам. Окончательно принимаем питание КТП кабелями марки ААБ -3×50, Iдоп = 210 А, r0 = 0,341 Ом/км; x0 = 0,06 Ом/км, L=27 м.

Проверим кабельную линию по условию падения напряжения - ΔU, %. Принимаем cosφ=0,71.

Расчет КЗ высоковольтной сети

Вычисление токов короткого замыкания необходимо для:

1) выбора аппаратов, шин, изоляторов и проверки их работы при коротком замыкании.

2) выбора устройств ограничения токов короткого замыкания.

) проектирования релейной защиты и ее настройки.

) проектирования и расчета защитных заземлений.

В практических расчетах токов короткого замыкания существуют следующие допущения:

. Считается, что трехфазная система симметрична.

. Не учитываются переходные сопротивления в точке короткого замыкания, то есть короткое замыкание считается глухим.

. Принимается, что в течение всего процесса короткого замыкания ЭДС всех генераторов системы совпадает по фазе.

. Не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянные, не зависящие от тока, индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи.

. Намагничивающими токами силовых трансформаторов пренебрегают.

. Не учитываются емкости всех элементов цепи.

Расчет токов короткого замыкания проведен для нескольких точек (рисунок 8.1):

1) точка К-1 за выключателем на высшей стороне ГПП;

2) точка К-2 на шинах ГПП;

) точка К-3 за выключателем на РП;

) точка К-4 на шинах ТП;

Принимаем следующие базисные условия: базисная мощность Sб=16 МВА; базисное напряжение Uб1=115 кВ.

Тогда базисное напряжение (кВ) остальных ступеней можно определить по выражению, кВ:

Базисные напряжения:

Рис. 2 Точки определения тока короткого замыкания в сети

Базисный ток на трех ступенях напряжения определяется по выражению, кА:

. (

Базисные токи:

Расчет в относительных единицах при базисных условиях сопротивлений элементов системы электроснабжения.

Сопротивления воздушной линии 115 кВ:

где r0=0,422 Ом/км, x0=0,432 Ом/км - сопротивления 1 км длины воздушной линии АС-70 по [4]; l - длина воздушной линии, км.

Сопротивление трансформатора ГПП:

Сопротивление кабеля от ГПП до РП:

где RК, ХК - активное и индуктивное сопротивление кабельной линии, Ом.

Сопротивление трансформатора ТП 3:

(

Определение расчетных параметров асинхронного двигателя 46 МВт .

Сверхпереходное индуктивное сопротивление асинхронного двигателя в его собственных относительных единицах, для приближенных расчетов можно принять:

Индуктивное сопротивление асинхронного двигателя при принятых базисных условиях:

Сверхпереходная ЭДС двигателя в номинальном режиме в собственных относительных единицах:

Расчет К.З. в точке К-1

Сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания:

где

- индуктивное сопротивление энергосистемы (при SКЗ=500 МВА).

Полное сопротивление до точки КЗ:

Ток К.З.:

где - ЭДС энергосистемы.

Определим ударный ток КЗ в точке К-1.

Ударный коэффициент:

где , тогда

Ударный ток КЗ, кА:

Расчет К.З. в точке К-2

Сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания:

Полное сопротивление до точки КЗ:

Ток К.З.:

Начальное действующее значение тока КЗ от АД:

Так как асинхронных двигателей четыре, и они одной модели, токи суммируются.

Суммарный ток короткого замыкания в точке К-2:

Определим ударный ток КЗ в точке К-2.

Ударный коэффициент:

где , тогда .

Ударный ток КЗ, кА:

Ударный ток для асинхронных двигателей -

, [12], тогда:

Суммарный ударный ток в точке К-2:

Расчет КЗ в точке К-3.

Для точки К-3 пример расчета рассмотрен для линии ГПП-РП.

Сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания:

Полное сопротивление до точки КЗ:

Суммарный ток короткого замыкания в точке К-3:

Определим ударный ток КЗ в точке К-3.

Ударный коэффициент:

где , тогда

Ударный ток КЗ, кА:

Суммарный ударный ток в точке К-3:

Для точки К-4 (ТП 854).

Сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания:

Полное сопротивление до точки КЗ:

Ток КЗ:

Определим ударный ток КЗ в точке К-4.

Ударный коэффициент:

где , тогда

Ударный ток КЗ, кА:

Расчет теплового импульса в точках КЗ

Для проверки проводников на термическую стойкость при коротком замыкании пользуются понятием теплового импульса Bk, характеризующего количество теплоты, выделившейся в проводнике (иногда его называют импульсом квадратичного тока короткого замыкания).

где Iпτ - значение периодической составляющей тока короткого замыкания при t = τ; τ - расчетное время; Ta - постоянная времени цепи короткого замыкания. Расчетное время определяется [3]:

где tрс - время срабатывания релейной защиты (не более 0,1 с); tсв - собственное время отключения выключателя (по каталогу), для современных выключателей оно не превышает 0,1 с; n - количество ступеней селективности; - продолжительность ступени селективности.

Определяем величину теплового импульса Bk:

Для ячейки ввода:

Для ячейки секционирования:

Для ячейки отходящих линий:

2.4 Выбор высоковольтной аппаратуры

Выбор выключателей 6 кВ. Выключатели выше 1000В, предназначенные для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах, а также работы в циклах АПВ в сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц.

Выключатели выбираются по:

) назначению и роду установки;

) по конструктивному исполнению;

) по номинальному напряжению установки:

где - номинальное напряжение установки, кВ.

) по длительному току:

где - расчетный ток, выбирается из наиболее неблагоприятного эксплуатационного режима, А;

) по отключающей способности:

где - предельный сквозной ток (действующее значение периодической составляющей), кА.

Выключатели необходимо проверять на:

) электродинамическую стойкость:

где - номинальный ток электродинамической стойкости выключателя (амплитудное значение предельного полного тока), кА.

) термическую стойкость:

где - тепловой импульс тока короткого замыкания по расчету, кА2·с; - предельный ток термической стойкости по каталогу, кА; - длительность протекания этого тока, с.

Определим токи для ячейки ввода, секционной ячейки и ячейки отходящих линий:

Для ячейки ввода:

Для ячейки секционирования:

Для ячейки отходящих линий:

где Sном - номинальная мощность трансформатора, кВА: К2 - коэффициент аварийной перегрузки, Smax - максимальная мощность потребителей на подстанции, кВА; n - число отходящих линий НН,

Для ячейки ввода:

Для ячейки секционирования:

Для ячейки отходящих линий:

Результаты проверки выключателей сведены в таблицу 2.4.

Таблица 2.1 Проверка выключателей

Тип выключателя	Расчетные данные сети
Ячейка ввода BB/TEL-10-31,5/1250У3		1250	-	-	-
		-	25	-	-
		-	-	81	-
		-	-	-	3000
Ячейка секционирования BB/TEL-10-25/630У3		630	-	-	-
		-	25	-	-
		-	-	64	-
		-	-	-	1875
Ячейка отходящих линий BB/TEL-10-25/630У3		630	-	-	-
		-	25	-	-
		-	-	64	-
		-	-	-	1875

Условие проверки выключателей выполняется.

В качестве коммутационных аппаратов на подстанциях 6 кВ выбираются выключатели нагрузки ВНПу - 10/630 У3.

Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока. Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле (5 А, реже 1 А), а также для отделения цепей управления и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Ячейка ввода:

Максимальный расчетный ток ячейки ввода Iрасч = 964,85 А

Выбирается ТТ: ТЛК - 10-1000/5 с двумя вторичными обмотками для измерительных приборов и релейной защиты. Номинальная нагрузка такого трансформатора тока в классе точности 0,5 составляет S2 = 10 ВА (z2 = 0,4 Oм). Кратность электродинамической устойчивости kдин =74,5 , кратность термической устойчивости kт = 47 , t = 3 с.

Выбранный ТТ проверяется на электродинамическую устойчивость:

где Ilн -номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока, А; Ilн = 1000 А; Кдин - коэффициент динамической устойчивости. Кдин = 74,5.

Термическая устойчивость:

В незаземленных цепях достаточно иметь ТТ в двух фазах, например в А и С. Определяется нагрузка на трансформаторы тока от измерительных приборов.

Данные сводятся в таблицу 10.9.

Из таблицы видно, что наиболее загруженной является фаза А, ее нагрузка составляет S2приб = 4,1 ВА.

Таблица 2.2 Измерительные приборы

Наименование прибора	Тип	Нагрузка фазы А	Нагрузка фазы С
Амперметр	Э-377	0.1	-
Счетчик	ЕА	2·2	2·2
Итого:	-	4,1	4

Сопротивления приборов определяется по формуле:

где S2приб - полная мощность всех приборов, присоединенных к трансформатору тока, ВА.

Сопротивление соединительных проводов находятся по формуле:

где ρ - удельное сопротивление провода, Ом/(м·мм2); lрасч - расчетная длина проводов, м; g - сечение провода, мм2.

где m - коэффициент, зависящий от схемы включения, 1 - длина проводов.

При включении трансформаторов тока в неполную звезду m = .

Для подстанции принимаем 1 = 5 м.

Сопротивление алюминиевого провода сечением 4 мм2 [10]:

ρ=0,03215 Ом/(м·мм2),

q = 4 мм2 ,

Полное сопротивление внешней цепи определяется по формуле:

где - сумма сопротивлений всех последовательно включенных обмоток приборов и реле, Ом; rпров - сопротивление соединительных проводов, Ом; rконт - сопротивление контактных соединений (0,05 Ом при 2-3х приборах), Ом.

Нагрузку вторичной цепи трансформатора тока определяется по формуле:

Следовательно, выбранный ТТ проходит по всем параметрам.

Для ячейки секционирования, ячейки отходящих линий расчет аналогичен, сводится в таблицу 2.6.

Таблица 2.3 выбор и проверка трансформаторов тока

Параметры трансформатора	Условия выбора (проверки)	Расчетные данные	Типы ячеек
			ввода	секционирования	отходящих линий
1	2	3	4	5	6
Тип трансформатора	Определяется серией ячейки	-	ТЛК-10-800/5	ТЛК-10-400/5	ТЛК-10-200/5
Номинальное напряжение	Uсном ≤ Uном	Uсном = 10 кВ	10	10	10
Номинальный ток, первичный	Iрасч ≤ I1н	Iврасч=762,87А Iсрасч=381,43А Iорасч=127,14А	800	400	200
Вторичный ток	I2н = 5 А	-	5	5	5
Класс точности	0,5≤	-	0,5	0,5	0,5
Номинальная вторичная нагрузка	S2 ≤ Sном	Sном = 10 ВА	4,95	4,95	4,95
Динамическая устойчивость	iуд ≤ kдинI1н	iудв =13,350 кА iудс =13,350 кА iудо =12,236 кА	81	52	52
Термическая устойчивость	(kт*I1н)2≥Вк	Вк в =54,58 Вк с =44,78 Вк отх =33,25	1600	1600	1600

Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения. ТН предназначены для понижения ВН до стандартного значения 100В или 100/В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей ВН.

Количество отходящих линий - 12. В соответствии с выбранной схемой электрических соединений подстанции размещают необходимые приборы.

Измерительные приборы, их количество, технические данные для удобства расчета вносятся в таблицу 2.7. Расчет ведется для наиболее загруженной секции шин.

На каждой секции шин будет присоединено n отходящих линий: = 20/2 = 10.

На каждой секции шин устанавливается по 10 ячеек.

Вторичная нагрузка ТН приводится в таблице 2.7.

Таблица 2.4 Данные расчета и выбора ТН

Прибор	Место установки	Тип	Мощн. одного прибора	cosⱷ	sinⱷ	Числ.приб.	Общая потребл. мощность, Р, Вт	Общая потребл. мощность, Q , Вт
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Вольтметр	Секция шин	Э335	2	-	-	1	2	-
Счётчик акт.- реакт. энергии	Ввод 10кВ	ЕА	4	0.38	0.925	1	4	10,5
Счётчик акт.- реак энергии	Отход. линия	СА3-И674 СР4-И676	3	0,38	0,925	12	36	87,6
Счетчик активной энергии	ТСН	СА3- И674	3	0.38	0.925	1	3	7,9
Итого:							45	106

Выбирается ТН типа НТМИ-10 УХЛ3.н = 200 ВА при классе точности 0,5 [10].

Следовательно, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности.

2.5 Расчет сети напряжением до 1 кВ

Выполним расчет для ТП 859, светильники примем Tornado PC T5 1x80W. Вычислим расстояние от светильника до рабочей поверхности, м:р = 3,2 - 0,2 - 0,5=2,5 м,

Рассчитаем расстояние между рядами светильников, м:

LB=λ · h = 0,8 · 2,5 = 2 м

Количество рядов светильников, шт.:

nB=B/LB=7/2=3;

Рассчитаем число светильников в ряду:

nA=B/LA=5/2=2 ;

Расчетный индекс помещения i:= (7 · 5) / (2,5 · (7+ 5))=1,16,

Коэффициент использования помещения, о.е.:

где ηс - кпд светильника, ηс =87 %;

η = η п · η с = 0,653

Рисунок 3 Расположение светильников

Расчётный световой поток одной лампы, лм.

лм

где коэффициент запаса kз=1,5; поправочный коэффициент z=1,15, нормированная освещенность Ем= 400 лк. Принимаем к установке светильники Tornado PC T5с лампами1 x T5 80W с Фном=6150 лм.

Итоговые значения расчётного и фактического светового потока, лм,

лм

Относительная разность действительного светового потока и требуемого, %,

что допустимо (-10%;+20%).

Расчет ТКЗ

Коротким замыканием (КЗ) называется замыкание, при котором токи в ветвях электроустановки, примыкающих к месту его возникновения, резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима.

Замыканием (3) называется всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы, электрическое соединение различных точек электроустановки между собой или землей.

Электрическое соединение фаз на землю в глухо-заземленных сетях напряжением 0,38 - 0,66 кВ, а также 110 кВ и выше обычно называется КЗ на землю.

Электрическое соединение одной фазы с землей в сетях с изолированной нейтралью напряжением 6 -10-35 кВ называется замыканием с землей.

В месте КЗ обычно возникает электрическая дуга. В ряде случаев переходным сопротивлением дуги можно пренебречь, тогда КЗ называется металлическим или глухим.

При КЗ в СЭС сопротивление электрической цепи уменьшается, что приводит к увеличению токов по сравнению с токами нормального режима. В случае трехфазного КЗ напряжение в точке повреждения равно нулю. Ток короткого замыкания (ТКЗ), отключаемый устройствами релейной защиты, существует в СЭС в течение 0,5 - 5 с.

Чаще всего КЗ возникают при:

) нарушении изоляции токоведущих частей, происходящем в результате старения или износа изоляции, перенапряжений, плохого ухода за оборудованием, механических повреждений;

) создании преднамеренных КЗ на подстанциях с упрощенными схемами при помощи короткозамыкателей;

) неправильных действий обслуживающего персонала. Как правило, до 50 - 70 % всех КЗ возникает по вине обслуживающего персонала.

Наибольшая частота возникновения КЗ приходится на ЛЭП - 47 %, на электрическую часть электростанций - 19 %, цепи собственных нужд электростанций - 26 %, другие элементы системы - около 8 %.

В трехфазной сети различают следующие виды КЗ: трех-, двух-, однофазные и двойные замыкания на землю. Трехфазные КЗ рассчитываются для выбора и проверки параметров электрооборудования, а несимметричные КЗ для расчетов уставок, параметров срабатывания и проверки чувствительности РЗ.

КЗ сопровождаются увеличением тока в поврежденных фазах, что вызывает различные последствия:

) ухудшение показателей качества электроэнергии - снижение напряжения на зажимах электроприемников, уменьшение частоты, несимметрия фазных напряжений сети, изменение синусоидальности формы кривой напряжения и тока, провалы питающего напряжения;

) термическое действие - недопустимый нагрев проводников и электрооборудования током, превышающим номинальное значение в 10 - 15 раз, ускоряет их старение, разрушает изоляцию, вызывает сваривание и выгорание контактов, потерю механической прочности;

) электродинамическое воздействие - сила, действующая на токоведущие части , приводит к разрушению изоляции, механическим повреждениям и деформациям;

) влияние на линии связи, устройства релейной защиты, автоматики и телемеханики - наведение ЭДС в соседних линиях вызывает ложные срабатывания аппаратуры и приводит к отключению нормально работающих электроустановок;

) ухудшение электробезопасности - появление опасного потенциала на электропроводящих частях электроустановок ;

) появление возможности пожаро- и взрывоопасности - перегрев токоведущих частей и электрическая дуга могут привести к воспламенению горючих изоляционных материалов и взрывоопасных смесей;

) нарушение устойчивости работы элементов СЭС в результате резкого снижения напряжения - опрокидывание двигателей, механический момент на валах которых зависит от квадрата величины напряжения.

Наиболее опасные последствия проявляются обычно в элементах СЭС, прилегающих к месту КЗ. КЗ на удаленных участках СЭС или за силовыми трансформаторами воспринимается генераторами как некоторое повышение нагрузки, а сильное снижение напряжения происходит только вблизи места КЗ. В точке трехфазного КЗ напряжение равно нулю.

Расчет ТКЗ при трехфазном КЗ выполняется в следующем порядке:

) для рассматриваемой СЭС составить расчетную схему;

) по расчетной схеме составить схему замещения;

) путем последовательного преобразования упростить схему замещения;

) по закону Ом определить начальное (сверхпереходное) значение периодической составляющей ТКЗ;

) определить апериодические составляющие ТКЗ для каждой ветви схемы или найти эквивалентное значение;

) рассчитать ударный ТКЗ и его действующее значение.

Схема замещения по исходным данным соответствует расчетной схеме. В ней все трансформаторные связи заменены электрическими, а каждый элемент расчетной схемы заменен соответствующим сопротивлением. На расчетной схеме намечаются точки КЗ. Затем для каждой точки составляется отдельная схема замещения.

При упрощении схемы замещения следует придерживаться определенной последовательности операций.

Преобразование схемы замещения выполняется в направлении от источника питания к месту КЗ.

Каждому сопротивлению схемы замещения присваивается определенный номер или индекс, которые сохраняются до конца расчета. Например, номер сопротивления и его численное значение проставляются около соответствующего элемента в виде дроби.

Преобразование схемы замещения к наиболее простому виду сводится к тому, чтобы каждый источник питания был связан с местом КЗ через одно результирующее сопротивление.

Считается, что ток подпитки от электродвигателей возникает при непосредственном трехфазном КЗ на их зажимах (напряжение).

Допускается не учитывать электродвигатели, если они отделены от места КЗ одной или несколькими ступенями трансформации.

Полученная путем окончательного преобразования схема замещения содержит несколько генерирующих ветвей, например, питающихся от: системы, ТЭЦ, синхронных и асинхронных двигателей, комплексной нагрузки.

Для практических расчетов наиболее часто используются следующие методы преобразования схем замещения:

) замена нескольких сопротивлений, соединенных последовательно или параллельно, одним эквивалентным;

) преобразование сопротивлений в эквивалентные треугольник или звезду;

) преобразование многолучевой звезды в многоугольник с диагоналями;

) замена нескольких источников питания эквивалентным;

) совмещение точек одинакового потенциала;

) использование метода коэффициентов токораспределения.

В практике преобразования сложных схем замещения часто встречается симметрия схемы относительно места КЗ или какого-либо участка схемы относительно некоторой точки.

Использование таких исходных данных позволяет применить простой, но эффективный метод преобразования.

Метод преобразования заключается в объединении точек одного потенциала. Дальнейшее преобразование полученной схемы значительно упрощается.

Расчет токов КЗ используется для выбора и проверки электрооборудования по условиям КЗ, выбора установок и возможного действия релейной защиты и автоматики, определения влияния токов нулевой последовательности воздушных линий (ВЛ) на линии связи, для выбора заземляющих устройств.

При расчетах токов КЗ допускается не учитывать:

. Сдвиг по фазе ЭДС и изменение частоты вращения роторов синхронных генераторов в системе;

. Ток намагничивания трансформаторов;

. Насыщение магнитных систем электрических машин;

. Поперечную емкость ВЛ-110 кВ;

. Подпитку от двигателей, если они находятся за ступенью трансформации.

Расчет тока КЗ производится в условиях аварийного режима на подстанции (один трансформатор отключен), в этом случае секционный выключатель включен.

Расчётная схема и схема замещения представлена на рисунках 2.3 и 2.4. Определяем сопротивления элементов схемы.

Рисунок 4 расчетная схема электроснабжения насоса

Рисунок 5 схема замещения электроснабжения насоса

Определение сопротивления элементов схемы

Определяем индуктивное сопротивление системы, приведённое к стороне 0,4 кВ.

Определяем активное и индуктивное сопротивления высоковольтной кабельной линии длиной l = 386 м и S = 3х185 мм2

где R0 - удельное активное сопротивление высоковольтной кабельной линии;

Х0 - удельное реактивное сопротивление высоковольтной кабельной линии;- длина высоковольтной кабельной линии.

Определяем активное сопротивление трансформатора ТМЗ-1000/10:

Определяем полное сопротивление трансформатора:

Определяем реактивное сопротивление трансформатора:

Определяем активное и индуктивное сопротивление магистрального шинопровода КТА2500, l = 24 м:

ШМА = R0 · l = 0,02 · 24 = 0,48 мОм;

ХШМА = Х0 · l = 0,02 · 24 = 0,48 мОм.

где R0 - удельное активное сопротивление магистрального шинопровода;

Х0 - удельное реактивное сопротивление магистрального шинопровода;- длина магистрального шинопровода.

Определяем активное и индуктивное сопротивление распределительного шинопровода KSA-50, l = 35 м:

ШРА = R0 · l = 0,142 · 35 = 4,97 мОм;

ХШРА = Х0 · l = 0,112 · 35 = 3,92 мОм.

где R0 - удельное активное сопротивление распределительного шинопровода;

Х0 - удельное реактивное сопротивление распределительного шинопровода;- длина распределительного шинопровода.

Определяем активное и индуктивное сопротивление питающего провода АПВ (4х6), l = 8 м:

кл= R0 · l = 5,21 · 8 = 41,68 мОм;

Хкл= Х0 · l = 0,09 · 8 = 0,72 мОм.

где R0 - удельное активное сопротивление питающего кабеля;

Х0 - удельное реактивное сопротивление питающего кабеля;- длина питающего кабеля.

Переходные сопротивления согласно [8] принимаются равными:А1 =30 мОм - переходное сопротивление для точки К1;А2 =25 мОм - переходное сопротивление для точки К2;А3 =15 мОм - переходное сопротивление для точки К3.

Расчёт начального действующего значения периодической составляющей тока трёхфазного короткого замыкания без учёта сопротивления электрической дуги производится по формуле:

где Uном - среднее номинальное линейное напряжение в сети, кВ;

RΣ, ХΣ - суммарные активное и индуктивное сопротивления до точки КЗ без учёта сопротивления электрической дуги, мОм.

Результаты расчетов суммарных сопротивлений сведем в таблицу 2.9.

Таблица 2.5 Определение суммарных сопротивлений сети до точки К.З. и тока К.З. без учета сопротивления дуги

Точка К.З.	Суммарное активное сопротивление , мОм: формула/ значение
К-1	=78,985
К-2	=31,67
К-3	= 16,7
К-1	= 12,075
К-2	= 11,355
К-3	= 7,435

В электрической сети напряжением до 1000 В под однофазным коротким замыканием подразумевается замыкание между фазным и нулевым проводниками в схеме электроснабжения. Поэтому величина тока однофазного замыкания зависит от величины фазного напряжения и сопротивления петли «фаза - нуль» от цехового трансформатора до расчётной точки КЗ. Схема замещения для расчета однофазного т.к.з. показана на рисунке 2.5

Расчёт однофазных токов КЗ проводим по выражению:

(11.14)

где Uном = 380 В - номинальное напряжение сети;

Rт.ф-0, Хт.ф-0 - сопротивления понижающих трансформаторов току однофазного КЗ, мОм;

Rнс.ф-0, Хнс.ф-0 - суммарные сопротивления низковольтной сети току однофазного КЗ, мОм;

Rп - переходное сопротивление.

Рисунок 5 схема замещения для расчета однофазного т.к.з.

Определение сопротивления элементов схемы:

сопротивления силового трансформатора ТМЗ-1000/10 току однофазного короткого замыкания:

Rт.ф-0 = 5,7 мОм; ХТ.Ф-0 = 25,8 мОм.

сопротивления магистрального шинопровода КТА2500 току однофазного короткого замыкания:уд.ф-0 = 0,08 мОм/м; Худ.ф-0 = 0,018 мОм/м [8];

шма ф-0 = Rуд.ф-0 · l; Хшма ф-0 = Худ.ф-0 · l;

Rшма ф-0 = 0,08 · 24 = 1,92 мОм ; Хшма ф-0 = 0,018 · 24= 0,432 мОм.

сопротивления распределительного шинопровода KSA-50 току однофазного короткого замыкания:уд.ф-0 = 0,284 мОм/м; Худ.ф-0 = 0,224 мОм/м [8];

шра ф-0 = Rуд.ф-0 · l; Хшра ф-0 = Худ.ф-0 · l;

Rшра ф-0 = 0,284 · 35 = 9,94 мОм; Хшра ф-0 = 0,224 · 35 = 7,84 мОм.

сопротивления четырёхжильного провода АПВ (4х6) току однофазного короткого замыкания:

Rуд.ф-0 = 10,42 мОм/м; Худ.ф-0 = 0,2 мОм/м [8];

Rкл ф-0 = Rуд.ф-0 · l; Хкл ф-0 = Худ.ф-0 · l;

Rкл ф-0 = 10,42 · 8 = 83,36 мОм ; Хкл ф-0 = 0,2 · 8 = 1, 6 мОм.

Расчет токов однофазного короткого замыкания сведем в таблицу

Рисунок 6 Проверка селективности срабатывания защит

Проверку производим на примере подключения насоса (см. рисунок)

Автоматические выключатели выбираем из [12].

) Автоматический выключатель QF1:

Рном = 30 кВт, Iном = 57 А.

ном. выкл. > Iном,

На основе условия нормального режима выбираем выключатель серии NZMB1-M63-SVE, Iном=63 А, Iном. р.= 60 А.

Определим ток срабатывания отсечки:

;

со = 10 · Iном. расц.= 10 · 60 = 600А; tсо = 0,02 c;со < IК1(3), Iсо < IК1(1),

Определим ток уставки:

= 6 · Iном. р= 6 · 60 = 360А; t6 = 8 c;

Определим ток срабатывания выключателя в зоне перегрузки:

;

сп = 1,35 · Iном. расц.= 1,35 · 60= 81 А; tсп = 6000 c ;

Коэффициент чувствительности к токам однофазного КЗ:

где Iном. выкл. - номинальный ток выключателя;

Iном. расц. - номинальный ток расцепителя;

Iсп - ток срабатывания выключателя в зоне перегрузки;

tсп - время срабатывания выключателя в зоне перегрузки;

I6 - ток уставки;

t6 - время срабатывания уставки;

Iсо - ток срабатывания отсечки;

tсо - время срабатывания отсечки.

Заносим данные выключателя в таблицу 11.3.

) Автоматический выключатель QF2:

Iраб = 309,77 А.Iном. выкл. > Iраб

Выбираем выключатель NZMN3-VE400, Iном = 400 А, Iном. р. = 350 А.

Определим ток срабатывания отсечки:

;

Iсо = 5 · Iном. расц.= 5 · 350 = 1750А; tсо = 0,1 c;

Iсо < IК1(3), Iсо < IК1(1).

Определим ток уставки:

I6 = 6 · Iном. расц.= 6 · 350 = 2100 А; t6 = 4 c.

Определим ток срабатывания выключателя в зоне перегрузки:

;

Iсп = 1,25 · Iном. расц.= 1,25 · 350 = 437,5 А; tсп = 1000 c;

Коэффициент чувствительности к токам однофазного КЗ:

Заносим данные выключателя в таблицу 11.3

) Автоматический выключатель QF3: Расчетный ток:

Выбираем выключатель IZMB2-A1600, Iном = 1600 А, Iном. р. = 1600 А.

Определим ток срабатывания отсечки:

;

Iсо = 3 · Iном. расц.= 3 · 1600 = 4800 А; tсо = 0,2 c;

Определим ток уставки:

I6 = 6 · Iном. расц.= 6 · 1600 = 9600 А; t6 = 4 c

Определим ток срабатывания выключателя в зоне перегрузки:

;

Iсп = 1,25 · Iном. расц.= 1,25 · 1600 = 2000 А; tсп = 1000 c;

Коэффициент чувствительности к токам однофазного КЗ:

Таблица 2.6 Данные для построения карты селективности

Точка КЗ	Тип выключателя	I ном. выкл., А	I ном. расц., А	Зона срабатывания при перегрузке		Зона шестикратного тока		Зона отсечки		I мгн. сраб., кА
				Iсп, А	tсп, с	I6, А	t6, с	Iсо, А	tсо, с
1	NZMB1-M63-SVE	63	60	81	6000	360	8	600	0,02	-
2	NZMN3-VE400	400	350	437,5	1000	2100	4	1750	0,1	25
3	IZMB2-A1600	1600	1600	2000	1000	9600	4	4800	0,2	36

Определим сопротивления сети от шин РП-10 кВ до конечного электроприемника. Наиболее удаленный от источника питания приемник цеха - станок фрезерный мощностью 30 кВт, расположенный на ШРА. Схема электроснабжения станка представлена на рисунке 2.6.

Рисунок 2.6 Схема электроснабжения фрезерного станка

Уровень напряжения для наиболее удаленного от подстанции электроприемника в период максимума нагрузки (U2¢) определяется по выражению:

(13.1.1)

где: = 2 % - уровни напряжения на шинах 6 кВ РП, питающей цех в период максимума нагрузки;

- потери напряжения в линии высоковольтном кабеле от РП до цеховой ТП;

- потери напряжения в цеховом понижающем трансформаторе;

- потери напряжения в ШМА;

- потери напряжения в ШРА;

- потери напряжения в проводе, питающем электроприемник;

- добавка напряжения, которая устанавливается ПБВ цехового трансформатора, сначала ПБВ устанавливают в положение «0», т.е. при котором = 5 %.

Найдём потери напряжения в высоковольтной кабельной линии:

, ,

где Iр1 - максимальный расчетный ток в фазе, приведенный к стороне низкого напряжения, А;

Sр.ц. - полная расчетная нагрузка цеха, кВА;

Рр.ц. - активная расчетная нагрузка цеха, кВт;

Qр.ц. - реактивная расчетная нагрузка цеха, квар;

Rкл = 0,095· 10 -3 Ом; Хкл = 0,033· 10 -3 Ом - активное и индуктивное сопротивление высоковольтной кабельной линии.

Найдём потери напряжения в цеховом трансформаторе:

где Rт = 0,00176 Ом и Хт = 0,0086 Ом - активное и индуктивное сопротивления трансформатора.

Найдем потери напряжения в ШМА:

Принимаем коэффициент загрузки трансформаторов 0,85, тогда потери напряжения определяются по выражению:

где: Iр2 = 1519,342 А - расчетный ток ШМА;

Lшма = 0,024 км - длина ШМА;

R0шма = 0,02 Ом/км; Х0шма = 0,02 Ом/км - удельные активное и индуктивное сопротивление ШМА.

Найдем потерю напряжения в ШРА:

, ,

где: Iр3 = 181,36 А - расчетный ток ШРА;

Sр.шра = 119,37 кВА - полная расчетная нагрузка ШРА;

Рр.шра = 103,16 кВт - активная расчетная нагрузка ШРА;

Qр.шра = 60,05 квар - реактивная расчетная нагрузка ШРА;

Lшра = 0,035 км - длина ШРА;

R0шра = 0,142 Ом/км; Х0шра = 0,112 Ом/км - удельные активное и индуктивное сопротивление ШРА.

Найдём потерю напряжения в проводе, питающем электроприемник:

, ,

(13.1.6)

где: Iр4 = 57 А - расчетный ток провода;

Lпр = 0,02 км - длина провода;

R0пр = 1,95 Ом/км; Х0пр = 0,0675 Ом/км - удельные активное и индуктивное сопротивление провода.

Уровень напряжения для наиболее удаленного от подстанции электроприемника в период максимума нагрузки (U2¢):

Отклонение напряжения в период максимума нагрузок не превышает допустимого значения.

Расчет отклонения напряжения в период минимума нагрузки

Определим сопротивления сети от шин РП-6 кВ до конечного электроприемника. Наименее электрически удаленным и наименее мощным электроприемником является вентилятор, мощность 15 кВт. По схеме электроснабжения станок получает питание от того же ШМА, что и станок, уровень напряжения на котором мы определяли в период максимума нагрузки. Поэтому в расчете изменятся только сопротивления ШРА и провода, питающего станок. Схема электроснабжения станка представлена на рисунке 13.2.

Рисунок 13.2 Схема электроснабжения вентилятора

Уровень напряжения для наименее удаленного от подстанции электроприемника в период минимума нагрузки (U2¢¢) определяется по выражению:

где: = 4 % - уровни напряжения на шинах 6 кВ РП, питающей цех в период минимума нагрузки;

- потеря напряжения в линии высоковольтном кабеле от РП до цеховой ТП;

- потеря напряжения в цеховом понижающем трансформаторе;

- потеря напряжения в ШМА;

- потеря напряжения в ШРА;

- потеря напряжения в проводе, питающем электроприемник;

- добавка напряжения, которая устанавливается ПБВ цехового трансформатора, ПБВ устанавливают в положение «0», т.е. при котором = +5 %.

Минимальную нагрузку принимаем равной 25 % от расчётной нагрузки.

Найдём потерю напряжения в высоковольтной кабельной линии:

Найдём потерю напряжения в цеховом трансформаторе:

Найдем потерю напряжения в ШМА:

Найдем потерю напряжения в ШРА:

, ,

где: Lшра = 0,01 км - длина ШРА.

Найдём потерю напряжения в проводе, питающем электроприемник.

Выбранным является провод АПВ (4х6):

, ,

где: Iр4 = 30А - расчетный ток провода;

Lпр = 0,015 км - длина провода.

Уровень напряжения для наименее удаленного от подстанции электроприемника в период минимума нагрузки (U”2):

Так как отклонение напряжения в период минимума нагрузки превышает допустимое значение 5%, следовательно напряжение необходимо регулировать за счет переключения ПБВ трансформатора в положение “-2”, где δUдоб" = 0% и снова производим расчеты.

Тогда в режиме наибольших нагрузок:

Отклонения напряжения в не превышают допустимого значения +5%.

2.6 Выбор проводников и пускозащитной аппаратуры

Выбор распределительных шинопроводов

Выбор шинопроводов выполняется по условию:

р < Iном, (5.25)

где Iр - расчетный ток, А;ном - номинальный ток шинопровода, А [1].

Для примера выберем распределительный шинопровод для ШРА-1:

Расчётный ток первой группы электроприёмников равен Iр = 374,5 А.

Используем шинопроводы компании Canalis [13], предназначенные для распределения электроэнергии в промышленных зданиях. Шинопровод Canalis легок и прост в обращении благодаря использованию алюминиевых проводников. Контакты покрыты серебром, качество контакта не изменяется на протяжении всего срока эксплуатации. Все элементы шинопровода не содержат галогенов. Степень защиты IP55.

Выбираем распределительный шинопровод KSA-50 с номинальным током ном = 400 А.

Iр = 374,5 А < Iном = 400 А.

Условие выполняется, следовательно, шинопровод KSA-50 выбран правильно. Выбор шинопроводов сводим в таблицу 5.3.

Таблица 2.7 Выбор шинопроводов

Группы электроприёмников	Iр, А	Тип шинопровода	Iном, А	Iд.д
ШРА1	374,5	KSA-50	400	2хАВВГ (4х120)	2х224=448
ШРА2	321,85	KSA-50	400	2хАВВГ (4х120)	2х224=448
ШРА3	375,31	KSA-50	400	2хАВВГ (4х120)	2х224=448
ШРА4	309,77	KSA-50	400	2хАВВГ (4х120)	2х224=448
ШРА5	181,36	KSA-50	400	2хАВВГ (4х120)	2х224=448

Ответвления к электроприемникам

Участок электросети, питающий отдельный приёмник электроэнергии, называется ответвлением. Ответвления к электроприёмникам от шинопроводов выполняем кабелем АПВ в трубе, для машин дуговой сварки - кабелем АВВГ (согласно ПУЭ в производственных помещениях при наличии опасности механических повреждений в эксплуатации, прокладка небронированных кабелей допускается при условии их защиты от механических повреждений). Выбор сечения проводов и кабелей выбираем по условию допустимого нагрева:

Iр< Iдд,

где Iдд - допустимая длительная токовая нагрузка на провод (кабель), А

дд = Кп × Iнд = 1 · Iнд

Для ответвлений к отдельным электроприемникам длительного режима работы в качестве расчётного тока принимаем номинальный ток электроприёмника:

ном. эп Iнд

Для примера выберем провода, питающие насос P=30 кВт:

Выбираем четырехжильный провод АПВ (4х16) с Iнд =60 А [10]. Проводим проверку по условию Iном. эп Iнд:

Iном. эп = 57 А Iнд = 60 А,

провод проходят по длительно допустимому току нагрева. Выбранные провода сводим в таблицу

Таблица 2.8 Выбор проводов и кабелей к потребителям

Поз.№	Электроприёмники	Iр, А	Марка кабеля	IНОМ, А
1	Станок токарный	42,5	АПВ (4х10)	50
2	Станок фрезерный	57	АПВ (4х16)	60
3	Автоматическая линия	155	АПВ (4х70)	175
4	Вентилятор	30	АПВ (4х6)	36
5	Насос	57	АПВ (4х16)	60
6	Автоматическая линия	155	АПВ (4х70)	175
9	Машина дуговой сварки	267,4	2хАВВГ (4х50)	2х137=274
10	Электропечь сопротивления	156,73	АПВ (4х70)	175
11	Электропечь сопротивления	158,33	АПВ (4х70)	175
13	Транспортер	22,2	АПВ (4х4)	28

.7 Выбор троллейных линий

Выбираем троллейную линию для мостового крана с повторно - кратковременным режимом работы грузоподъёмностью 5 т. На кране установлены три двигателя с фазным ротором из серии MTF. Обычно в работе одновременно находится не более двух двигателей. Принимаем наиболее тяжелый режим, когда в работе одновременно находятся два наиболее мощных крановых двигателя с номинальной мощностью 12 кВт и 7,5 кВт.

Параметры двигателей: h1 = 83,5 %, cos j1 = 0,73, Рном1 = 12 кВт, h2 = 77 %, cos j2 = 0,7, Рном2 = 7,5 кВт.

Активная мощность:

Реактивная мощность:

Расчетный ток одного крана:

3. Промышленная безопасность при обслуживании электроустановок

Эксплуатация электрооборудования представляет опасность для жизни людей. Опасность поражения электротоком усугубляется еще и тем, что в токоведущих частях оборудования нет каких-либо внешних признаков, предупреждающих человека.

Для обеспечения безопасности прикосновения персонала к частям электрооборудования не находящихся под напряжением (корпуса электрических машин, осветительная арматура, каркасы распределительных шкафов и т. д.) в цехе применено защитное заземление. Заземление снижает потенциал по отношению к земле металлических частей оборудования, оказавшихся под напряжением при аварии, до безопасного значения.

Для выполнения грозозащиты и защиты от перенапряжений в цехе выполнено грозозащитное заземление c присоединением молниеприемников к заземляющему устройству.

В соответствии с ПУЭ величина сопротивления изоляции токоведущих частей для распределительных щитов, токопроводов, катушек, магнитных пускателей и автоматов, работающих при напряжении до 1000 В, должна быть не менее 0,5 МОм.

Для ограждения работника от поражения электрическим током, прежде всего, исключаю возможность случайного прикосновения его к токоведущим частям. В этих целях устанавливаются соответствующие ограждения или токоведущие части располагают на высоте, недоступной без специальных приспособлений.

Распределительные щиты, щитки, распределительные пункты размещаются в специальных помещениях или запираемых шкафах, не имеющих токоведущих частей на лицевой стороне. Зажимы электродвигателей и других электроприёмников, а также пусковых аппаратов должны быть закрыты кожухом и не доступны для прикосновения. Ремонт электродвигателей и пусковых аппаратов во время их работы недопустим.

Персонал, обслуживающий электрооборудование должен быть снабжен электрозащитными средствами, применяемыми в электроустановках до 1кВ. К основным защитным средствам до 1кВ относятся: диэлектрические перчатки, инструмент с изолированными рукоятками, изолирующие клещи, указатели напряжения, изолирующие штанги. Дополнительными или изолирующими защитными средствами называются средства, которые сами по себе не могут при данном напряжении обеспечить защиту от поражения током. Они дополняют основные средства защиты, а также могут служить для защиты от напряжения прикосновения или шагового напряжения. Ремонт электрооборудования должен выполняться с соблюдением межотраслевых правил по охране труда.

Самостоятельное единоличное обслуживание электроустановок напряжением до 1 кВ, периодические осмотры, проверки, измерения и текущий ремонт разрешается работникам, имеющим квалификационную группу не ниже III. Во время осмотра цехового электрооборудования запрещается выполнять какие-либо работы на этом оборудовании, за исключением работ, связанных с предупреждением аварии или несчастного случая. Также запрещается снимать ограждения токоведущих частей и вращающихся частей, проникать за ограждения, касаться токоведущих частей и приближаться к ним на опасное расстояние, Дежурному электрику, обслуживающему цеховые производственные электроустановки, разрешается при необходимости открывать для осмотра дверцы распределительных шкафов, щитков пусковых устройств и т. п., соблюдая осторожность.

Здание насосной станции расположено в районе со средней грозовой деятельностью 20 и более грозовых часов в год. Насосная относится к обычному объекту по условиям защиты от прямых ударов молнии. Следовательно, по СО 153-34.21.122-03 здание цеха по устройству молниезащиты относится к III категории.

Для зданий и сооружений III категории должна быть осуществлена защита от прямых ударов молнии и защита от заноса высоких потенциалов через наземные (подземные) металлические коммуникации.

Защита от прямых ударов молнии в данном случае осуществляется молниеприемной сеткой шагом 12×12 м. Каждый токоотвод от молниеприемника подсоединяется к замкнутому заземляющему контуру, уложенному по периметру здания.

Занос высоких потенциалов в здание возможен по наземным трубопроводам, кабелям, эстакадам в результате прямых ударов непосредственно в коммуникации или в связи с появлением индуктированных зарядов при ближайших разрядах молнии. На вводе в здание все подземные металлические коммуникации (трубопроводы, кабели), а также наземные металлические конструкции и коммуникации присоединяются к защитному заземлению.

В соответствии с ПУЭ необходимо заземлять корпуса электроустановок, трансформаторов, аппаратов, светильников, приводы электрических машин, оболочки кабелей, каркасы распределительных щитов и т.д.

Согласно требованиям ГОСТ 12.1.030-81 сопротивление заземляющего устройства в любое время года не должна превышать:4 Ом в стационарных сетях с изолированной нейтралью напряжением до 1000 В; и 0,5 Ом в установках напряжением выше 1000 В.

В насосной станции заземляющее устройство выполняется общим для сетей до и выше 1кВ, сопротивление которого рассчитывается по формуле [2]:

где Iз - расчетный ток замыкания на землю, А.

При совмещении заземляющих устройств различных напряжений, принимается RЗ наименьшее из требуемых [2]. Сопротивление заземляющего устройства для электроустановок напряжением до 1 кВ не должно быть больше 4 Ом [1], поэтому за расчетное сопротивление принимаем R3=4 Ом. Сопротивление искусственного заземлителя, при отсутствии естественных заземлителей, принимается равным допустимому для заземляющего устройства Ru=R3=4 Ом.

Определим расчетное удельное сопротивление грунта с учетом повышающих коэффициентов, учитывающих высыхание грунта летом и промерзание его зимой:

где - удельное сопротивление суглинка 40-150 Ом∙м; kc -коэффициент сезонного изменения (для II климатической зоны принимается kc=1,45).

Определяем сопротивление одного вертикального заземлителя [2]:

где l -длина вертикального заземлителя, м; d - диаметр вертикального заземлителя, м; t - расстояние от поверхности земли до середины вертикального заземлителя, м.

Ориентировочное число вертикальных заземлителей (влияние горизонтальных заземлителей не учитывается, полагая, что их проводимость будет идти в запас надежности):

Вследствие явления экранирования, выражающегося во взаимном отталкивании линии стекания тока со стержней, сопротивление n одиночных вертикальных электродов:

где hВ - коэффициент использования, зависящий от числа электродов и отношения расстояния между ними к длине электрода. Определяем число вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использованияhВ = 0,8:

Окончательно принимается к установке 12 вертикальных электродов, расположенных по контуру цеха. Так как контурное ЗУ закладывается на расстоянии не менее 1 м от здания, то длину по периметру определяем:

где А - длина здания, м; В - ширина здания м;

Расстояние между электродами по ширине объекта:

Расстояние между электродами по длине объекта:

Для уточнения принимаем среднее значение отношения:

Определяем уточненное значение сопротивления горизонтальных электродов:

Определяем уточненное значение сопротивления вертикальных электродов:

Определяем фазное сопротивление защитного заземления:

RЗУФ=2,88 Ом<4 Ом.

Защитное заземление эффективно.

Оценка уровня электробезопасности в потенциально опасных точках промышленного предприятия.

Напряжение до прикосновения на территории промплощадки плавильного цеха:

U0=I(1)*×Rn,

где I(1)*=0,2×I(1) = 0,2×20,92=4,184 кА

- ток стекающий в землю с заземлительного устройства (20% от полного).

U0=4,9184×0,45= 1,88 кВ.

Согласно требованиям [2] величина U0 не должна принимать значений выше 10 кВ. Поскольку U0 < 5 кВ, то в оценке величины потенциала, выносимымого наземными металлическими коммуникациями за территорию рассматриваемого промпредприятия также нет необходимости.

Напряжение прикосновения на территории при аварийном режиме в сетях с эффективно заземленной нейтралью напряжением выше 1 кВ:

UПР=aПР× Rn × I(1)*,

где aПР=0,05-коэффициент прикосновения для сеточного контура в соответствии с требованиями [2].

Тогда:

UПР=0,05×0,45×4,184 = 94 В,

Таким образом, расчетное напряжение прикосновения оказалось равным 94 В, то есть ниже допустимого, равного 400 В, при времени срабатывания защиты 0,2 секунд при r1 = 50 Ом·м [26]. Электробезопасность в пределах подстанции обеспечивается за счет поверхностного сеточного заземлителя, железобетонных фундаментов оборудования и фундаментов ЗРУ, соединенных металлической связью, поэтому необходимости в сооружении искусственных заземлителей нет.

Технические мероприятия по обеспечению безопасных работ

В действующих электроустановках разрабатываются и применяют следующие технические меры обеспечивающих безопасность в производственных цехах:

1. пониженное напряжение;

2. электрическое разделение сетей;

. контроль и профилактика повреждений изоляции;

. компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю;

. защитное заземление;

. защитное зануление;

. обеспечение недоступности токоведущих частей;

. двойная изоляция;

. защитное отключение;

. выравнивание потенциалов.

. Если номинальное напряжение электроустановки не превышает длительно допустимое напряжение прикосновения, то даже одновременный контакт человека с токоведущими частями разных фаз или полюсов будет безопасен. Наибольшая степень безопасности достигается при напряжении 6-10 В, так как при таком напряжении ток, проходящий через человека не превышает 1-1.5 мА.

В помещениях с повышенной опасностью поражения электрическим током и особо опасных, где сопротивление цепи человека может быть значительно ниже, ток через человека может в несколько раз превысить это значение. Однако, если принять сопротивление тела человека Rч=1кОм, ток не превысит значений, длительно допустимых, при случайном прикосновении (10 мА).

. Разветвленная сеть большой протяженности имеет значительную емкость и не большое сопротивление изоляции относительно земли. Ток замыкания на землю в такой сети может быть значителен. Поэтому однофазное прикосновение в сети даже с изолированной нейтралью является опасным.

Если единую сильно разветвленную сеть с большой емкостью и малым сопротивлением изоляции разделить на ряд небольших сетей такого же напряжения, которые будут обладать незначительной емкостью и высоким сопротивлением изоляции, опасность поражения уменьшается. Ток через человека, прикоснувшегося к одной фазе, будет определяться высоким сопротивлением фаз относительно земли. Если в сетях напряжением 380 В сопротивление фаз относительно земли больше 63 кОм, а сопротивление цепи человека равно 1 кОм, ток через человека не превысит 10 мА.

. Контроль и профилактика повреждений изоляции производится при помощи измерения ее активного или омического сопротивления с целью обнаружения дефектов и предупреждения замыкания на землю. Состояние изоляции в значительной мере определяет степень безопасности эксплуатируемой электроустановки.

Сопротивление изоляции в сетях с изолированной нейтралью определяется током замыкания на землю, а значит и током, проходящим через человека. В сетях напряжением выше 1 кВ низкое сопротивление изоляции почти всегда приводит к глухому замыканию на землю.

. Расчетный ток замыкания на землю - наибольший возможный в данной электроустановке ток замыкания на землю. В сетях напряжением выше 1000 В с изолированной нейтралью ток однофазного замыкания на землю в ряде случаев превышает нормируемые значения. Поэтому применение компенсирующих устройств индуктивного характера (компенсирующие реакторы) снижают значение емкостной составляющей тока замыкания на землю.

. Защитным заземлением называется преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением. Корпуса электрических машин, трансформаторов, светильников, аппаратов и другие металлические нетоковедущие части могут оказаться под напряжением при замыкании их токоведущих частей на корпус.

Если корпус при этом не имеет контакта с землей, прикосновение к нему также опасно, как и прикосновение к фазе. Защитное заземление может быть эффективно только в том случае, если ток замыкания на землю не увеличивается с уменьшением сопротивления заземления. Это возможно в сетях с изолированной нейтралью, где при глухом замыкании на землю или на заземленный корпус ток не зависит от проводимости заземления, а также в сетях напряжением выше 1000 В с заземленной нейтралью.

В последнем случае замыкание на землю является коротким замыканием, причем срабатывает максимальная токовая защита. В сети с заземленной нейтралью напряжением до 1000 В заземление неэффективно, так как даже при глухом замыкании на землю ток зависит от сопротивления заземления и с уменьшением последнего ток возрастает. Поэтому защитное заземление применяется в сетях напряжением до 1000 В с изолированной нейтралью и в сетях напряжением выше 1000 В как с изолированной нейтралью, так и заземленной.

Поскольку заземление должно обеспечивать безопасность при прикосновении к нетоковедущим частям, случайно оказавшимся под напряжением, и при воздействии напряжения шага, нормированию подлежат наибольшее напряжение прикосновения внутри контура, наибольшее напряжение шага и напряжение относительно земли. Эти величины не должны превосходить длительно допустимых значений.

. Зануление должно применяться только совместно с заземлением в электроустановках с заземленной нейтралью. Для обеспечения надежного отключения поврежденных электроприемников требуется, чтобы ток однофазного КЗ не менее чем в 3 раза превосходил номинальных ток плавкой вставки ближайшего предохранителя.

. Защита расстоянием осуществляется применением защитных кожухов, ограждений, применения конструктивных решений исключающих случайное прикосновение к токоведущим частям.

. В настоящее время широко распространена двойная изоляция. Ее принимают в тех случаях, когда электрооборудование эксплуатирует неквалифицированный персонал. Оно кроме основной изоляции токоведущих частей от ее корпуса имеет дополнительную изоляцию корпуса от металлических частей, которые могут оказаться под напряжением при повреждении основной изоляции.

. Применение аппаратов защитного отключения обеспечивает быстрое отключение аварийного участка или сети в целом при возникновения замыкания на корпус или землю.

. Выравнивание потенциалов имеют первостепенное значение в повышении условий безопасности, т.к. при одновременном прикосновении человека к двух точкам, имеющим разные потенциалы приводит к протеканию тока через тело человека. Выравнивание потенциалов достигается металлическим соединением всех электропроводных элементов установки между собой, а также путем закладки в землю стальных полос и пластин.

Работы, проводимые в действующих электроустановках по [27], в отношении мер безопасности разбиваются на четыре категории:

а) выполняемые при полном снятии напряжения;

б) выполняемые при частичном снятии напряжения;

в) выполняемые без снятия напряжения вблизи и на токоведущих частях, находящихся под напряжением;

г) выполняемые без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением;

Для подготовки рабочего места при работе со снятием, должны быть выполнены в указанном порядке следующие технические мероприятия:

а) произведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие подаче напряжения к месту проведения работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры;

б) на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационной аппаратуры вывешены запрещающие плакаты;

в) проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, на которых должно быть наложено заземление для защиты людей от поражения электрическим током;

г) наложено заземление (включены заземляющие ножи, а там, где они отсутствуют, установлены переносные заземления);

д) вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты, ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части. В зависимости от местных условий токоведущие части ограждаются до и после наложения заземлений.

Организационные мероприятия по обеспечению безопасных работ

Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работ в электроустановках, являются:

а) оформление работы нарядом, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

б) допуск к работе;

в) надзор во время работы;

г) оформление перерыва в работе, перевода на другое рабочее место, окончание работы.

Наряд - это задание на безопасное производство работы, оформленное на специальном бланке установленной формы и определяющее содержание, место работы, время ее окончания, условия безопасного проведения, состав бригады и лиц, ответственных за безопасность выполнения работы, и пр.

По наряду производятся все работы по обслуживанию электроустановок, выполняемые:

а) со снятием напряжения;

б) без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них;

в) без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением.

Распоряжение - это задание на производство работы, определяющее ее содержание, место, время, меры безопасности (если они требуются) и лиц, которым поручено ее выполнение. Распоряжение может быть предано непосредственно или с помощью средств связи с последующей записью в оперативном журнале.

Текущая эксплуатация - это проведение оперативным (оперативно-ремонтным) персоналом самостоятельно на закрепленном за ним участке в течение одной смены работ по перечню.

Заключение

В представленной курсовой работе произведен выбор ТП 859 и ее оборудования, такого как автоматические выключатели, установленные в распределительных щитах КТП, и кабельные линии, отходящие от КТП до распределительных щитов и единичных электроприемников.

Также был произведен выбор элементов СЭС ЦРП 859.

В результате, расчета электрических нагрузок было определено, что полная расчетная мощность составляет 1348 кВА. По этой мощности предполагалось осуществить выбор трансформаторов. Однако, предусматривая компенсацию реактивной мощности на стороне 0,4 кВ, выбор трансформаторов производился в конечном итоге по активной расчетной мощности, которая составила 1310 кВт. В результате, были выбраны трехфазные масляные герметичные трансформаторы типа ТМЗ, мощностью 1000 кВА, и соответственно двухтрансформаторная комплектная подстанция для обеспечения надежного электроснабжения потребителей.

Кабельные линии напряжением 380 В выбирались по нагреву длительным номинальным током. Были выбраны кабели марки АВВГ. Автоматические выключатели выбирались по четырем условиям: номинальному напряжению сети, номинальному току выключателя, номинальному току теплового расцепителя и току максимальной токовой отсечки. Были выбраны аппараты марки ВА с двухступенчатой обратной зависимой от тока характеристикой.

Принятые в курсовом проекте решения позволят обеспечить надёжное электроснабжения у потребителей ТП-854.

Литература

1. Халивин, С.Л. Электроснабжение отрасли (Текст): учебно-справочное пособие / С.Л. Халивин, Е.И. Шайдарова; Норильский индустр. ин-т. Норильск: НИИ, 2015. - 110 с.

. Почаевец В.С. Электрические подстанции: учебник Изд-во УМЦ ЖДТ (Маршрут) 2012 г. 492 страницы http://www.knigafund.ru/

. Абрамова Е. Н. Курсовое проектирование по электроснабжению промышленных предприятий: учебное пособие ОГУ 2012 г. 106 страниц http://www.knigafund.ru/

. Сибикин Ю. Д. Основы электроснабжения объектов: учебное пособие Директ-Медиа 2014 г. 328 страниц http://www.knigafund.ru/

. Гужов Н. П., Ольховский В. Я., Павлюченко Д. А. Системы электроснабжения: учебник НГТУ 2015 г. 262 страницы http://www.knigafund.ru/

. Сибикин Ю. Д. Электрические подстанции : Учебное пособие для высшего и среднего профессионального образования: учебное пособие Директ-Медиа 2014 г. 414 страниц http://www.knigafund.ru/

. Сибикин Ю. Д., Сибикин М. Ю., Яшков В. А Электроснабжение промышленных предприятий и установок: учебник. Директ-Медиа 2014 г. 337 страниц http://www.knigafund.ru/

. Стрельников Н. А. Электроснабжение промышленных предприятий: учебное пособие НГТУ 2013 г. 100 страниц http://www.knigafund.ru/

Проектирование центральной распределительной подстанции 854-6 кВ и трансформаторной подстанции (859-0,4 кВ)

Проектирование центральной распределительной подстанции 854-6 кВ и трансформаторной подстанции (859-0,4 кВ)

Введение

Исходные данные для проектирования

.1 Краткая характеристика оборудования

2. Электроснабжение и электрооборудование ЦРП-854

.1 Расчет электрической сети напряжением выше 1 кВ

Расчет электрических нагрузок ТП 859

Выбор числа и мощности трансформаторов ТП

.2 Выбор числа и мощности трансформаторов ТП-859 с учётом компенсации реактивной мощности

2.3 Выбор высоковольтных кабельных линий

Расчет КЗ высоковольтной сети

Расчет теплового импульса в точках КЗ

2.4 Выбор высоковольтной аппаратуры

2.5 Расчет сети напряжением до 1 кВ

Расчет ТКЗ

2.6 Выбор проводников и пускозащитной аппаратуры

3. Промышленная безопасность при обслуживании электроустановок

Заключение

Литература

Похожие работы на - Проектирование центральной распределительной подстанции 854-6 кВ и трансформаторной подстанции (859-0,4 кВ)