Проектирование системы электроснабжения текстильного комбината
Анализ электрической нагрузки предприятия, качества напряжения. Разработка схем внешнего и цехового электроснабжения. Выбор оборудования и его проверка. Конструктивное исполнение системы электроснабжения и расчет заземления и грозозащиты подстанции.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 24.02.2015 |
| Размер файла | 1,9 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Потери энергии в цеховой распределительной сети определяются исходя из следующих условий: цеха работают в три смены: Тм = 5100 ч/год (см. п.3.1.2).
ф = (0,124 + 5100 /10000)І •8760 = 3521 ч/год.
Для первого варианта потери мощности и энергии:
.
Для второго варианта аналогично:
.
Результирующие издержки:
И1 = 0,09•4379280 + 254427,46•3,5 = 1284631,31 руб/год.
И2 = 0,09•5606760 + 313016,90•3,5 = 1600167,55 руб/год.
Таблица 4.5 - Расчет стоимости высоковольтного оборудования
|
Наименование |
Тип |
Цена, тыс.руб/(руб/м) |
Кол-во, шт./м |
Число параллельных линий |
ВСЕГО |
|
|
1 вариант |
||||||
|
КЛ |
ААШв 3 х 35 мм2 |
1244 |
680 |
1 |
845,92 |
|
|
ААШв 3 х 35 мм2 |
1244 |
420 |
1 |
522,48 |
||
|
ААШв 3 х 35 мм2 |
1244 |
240 |
1 |
298,56 |
||
|
ААШв 3 х 35 мм2 |
1244 |
200 |
1 |
248,8 |
||
|
ААШв 3 х 35 мм2 |
1244 |
380 |
1 |
472,72 |
||
|
ААШв 3 х 35 мм2 |
1244 |
300 |
1 |
373,2 |
||
|
ААШв 3 х 35 мм2 |
1244 |
400 |
1 |
497,6 |
||
|
Ячейка КРУ |
ВВТЭ-М-10-12,5/630 |
80 |
14 |
1120 |
||
|
ИТОГО |
4379,28 |
|||||
|
2 вариант |
||||||
|
КЛ |
ААШв 3 х 50 мм2 |
1378 |
680 |
1 |
937,04 |
|
|
ААШв 3 х 50 мм2 |
1378 |
340 |
1 |
468,52 |
||
|
ААШв 3 х 50 мм2 |
1378 |
220 |
1 |
303,16 |
||
|
ААШв 3 х 50 мм2 |
1378 |
240 |
1 |
330,72 |
||
|
ААШв 3 х 70 мм2 |
1620 |
200 |
1 |
324 |
||
|
ААШв 3 х 50 мм2 |
1378 |
400 |
1 |
551,2 |
||
|
ААШв 3 х 50 мм2 |
1378 |
160 |
1 |
220,48 |
||
|
ААШв 3 х 50 мм2 |
1378 |
380 |
1 |
523,64 |
||
|
ААШв 3 х 70 мм2 |
1620 |
400 |
1 |
648 |
||
|
Предохранители |
ПКТ-103-10-200-20 У3 |
15 |
14 |
210 |
||
|
Выключатели нагрузки |
ВН-11У3 |
55 |
14 |
770 |
||
|
Ячейка КРУ |
ВВТЭ-М-10-12,5/630 |
80 |
4 |
320 |
||
|
ИТОГО |
5606,76 |
Определяем приведенные затраты:
З1 = 0,12•4379280 + 1284631,31 = 1810144,91 руб/год.
З2 = 0,12•5606760 + 1600167,55 = 2272978,75 руб/год.
Расхождение по затратам:
Расхождение между затратами составляет 20,36% > 5%, следовательно, варианты неравноценны и выбираем вариант 1 (радиальную схему) с наименьшими затратами.
5. Выбор оборудования и его проверка по токам к.з
5.1 Выбор оборудования
На напряжение 10 кВ устанавливаем выключатели ВВТЭ-М-10-12,5/630, выбор которых производится в зависимости от величины тока в послеаварийном режиме (табл. 4.3). Наименьший стандартный ток каждого выключателя, равный 630 А, больше каждого из соответствующих токов из табл.4.3, протекающих по кабельным линиям.
5.2 Расчет токов к.з. в сети напряжением выше 1000 В
Все электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения, должно быть устойчивым к токам КЗ и выбираться с учетом величин этих токов.
При расчете токов КЗ в относительных единицах (на стороне 6-10 кВ) все расчетные данные приводятся к базисному напряжению и базисной мощности. За базисную мощность может быть выбрана мощность системы, суммарная номинальная мощность генераторов станции или трансформаторов.
Рассчитаем токи к.з. на стороне 10 кВ с учетом подпитывающего влияния СД, определим сопротивления двигателя.
Схема замещения системы электроснабжения (рис.6.1) выше 1000 В представляет собой совокупность схем замещения ее отдельных элементов (в основном в виде индуктивных сопротивлений), соединенных между собой в той же последовательности, что и на расчетной схеме. Источники питания (синхронные генераторы и электрическая система) во внешней схеме электроснабжения кроме собственных реактивностей, имеют также и ЭДС (рис.6.2).
В данном случае при расчете токов к.з. рассматривается наиболее тяжелый режим при включении секционного выключателя и отключении одного из параллельно работающих трансформаторов.
Рис.6.1
Рис.6.2
Исходные данные для расчета.
В качестве базисных величин произвольно выбираем базисную мощность : и базисное напряжение, приравниваемое к среднему номинальному (по шкале средних напряжений) той ступени напряжения, на которой рассматривается к.з.: ; 10,5 кВ.
Базисный ток будем определять по формуле:
Для приведенных ступеней напряжения базисные токи будут соответственно равны:
(для ступени 35 кВ).
(для ступени 10 кВ).
На данном этапе расчета необходимо определить токи к.з. в точке К1.
Определим параметры схемы замещения.
ВЛ:
Трансформаторы трехобмоточные Т1 и Т2:
где UВН, UСН, UВС - соответственно напряжение между обмотками ВН и НН, между обмотками СН и НН и между обмотками ВН и СН.
Электрическая система:
Трансформаторы ГПП:
Перейдем непосредственно к преобразованиям.
На данном этапе целесообразно рассмотреть только одну секцию, поскольку для другой секции расчет будет идентичен.
Далее сопротивления трансформаторов повышающей подстанции и воздушных линий соединены последовательно, поэтому сопротивление эквивалентное им будет равно
Хэ1 =
Таким образом, со стороны одного повышающего трансформатора эквивалентная ЭДС и сопротивление внешней цепи будут равны (рис.6.3):
EВН = 1,0 о.е.
xВН = 13,3 о.е.
ЕВН ХВН
Рис.6.3.
Сверхпереходное значение тока трехфазного КЗ определим как суммарное значение сверхпереходных токов со стороны сети внешнего электроснабжения и подпитывающего влияния двигателей :
где - результирующее значение сверхпереходной ЭДС (см. выше).;
- базисный ток, соответствующий той ступени напряжения, где произошло КЗ:
результирующее сопротивление короткозамкнутой цепи (рис.6.4).
Рис.6.4
Таким образом, сверхпереходной ток к.з. равен:
Наибольшее мгновенное значение полного тока КЗ (ударный ток) определим по выражению [15]:
где ударный коэффициент внешней сети. Величина зависит от отношения , то .
Сопротивления питающей кабельной линии:
,
Ток КЗ в точке К1 рассчитан в предыдущем пункте.
Ток КЗ в точке К2:
Постоянная времени :
При вычислении токов короткого замыкания в удаленных от генератора точках ударный коэффициент определяется по кривой в зависимости [2].
Ударный ток короткого замыкания, кА:
.
где = 1,05 - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени .
5.3 Проверка оборудования по токам к.з
ВВТЭ-М-10-12,5/630.
По напряжению электроустановки:
; (5.1)
10 кВ = 10 кВ.
По длительному току:
; (5.2)
.
По несимметричному току отключения:
, (5.3)
где ;
.
По апериодической составляющей расчетного тока:
. (5.4)
=0,01+0,01=0,02 с,
где - собственное время отключения выключателя с приводом;
- условное наименьшее время срабатывания релейной защиты;
- содержание апериодической составляющей.
.
По предельному сквозному току к.з. на электродинамическую устойчивость:
;
;
; (5.5)
.
По допустимому току термической устойчивости:
; (5.6)
где и - ток и время термической устойчивости.
, (5.7)
где =0,1с - время отключения линии;
=0,01с - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з.
.
.
.
Выключатель подходит по результатам проверки.
Проверка кабеля 10 кВ (проверяется один самый нагруженный по току кабель, т.к. все сечения одинаковые).
Минимальное сечение проводника должно отвечать требованиям по термической стойкости:
; (5.8)
Минимальное сечение проводника, :
, (5.9)
где - импульс квадратичного тока к.з., ;
С = 98 - тепловая функция при номинальных условиях [7].
Импульс квадратичного тока к.з., :
. (5.10)
= 22493900;
= 28,4 ; ; , следовательно, кабель подходит.
Проверка основного оборудования на 35 кВ.
Для защиты трансформатора ГПП на ВН используется выключатель ВБНТ-35-20/630УХЛ1.
По напряжению электроустановки:
; .
По длительному току:
; .
По несимметричному току отключения:
,
где ;
.
По апериодической составляющей расчетного тока:
.
= 0,01+0,01=0,02 с,
где - собственное время отключения выключателя с приводом;
- условное наименьшее время срабатывания релейной защиты;
- содержание апериодической составляющей.
.
По предельному сквозному току к.з. на электродинамическую устойчивость:
;
;
;
.
По допустимому току термической устойчивости:
;
где и - ток и время термической устойчивости.
,
где =0,1с - время отключения линии;
=0,01 с - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з.
,
,
.
Выключатель подходит по результатам проверки.
Проверка разъединителя РДЗ-35/630У1.
По напряжению электроустановки:
; .
По длительному току:
; .
По предельному сквозному току к.з. на электродинамическую устойчивость:
;
.
По допустимому току термической устойчивости:
;
где и - ток и время термической устойчивости.
,
где = 0,1 с - время отключения линии;
=0,01 с - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з.
,
,
.
Разъединитель подходит по результатам проверки.
6. Качество электроэнергии в сети напряжением выше 1000 В
6.1 Расчет потерь напряжения в сети напряжением выше 1000 В и цеховых трансформаторах
Произведем расчет отклонения напряжения для подстанции ТП-1, питающей подробно проектируемый цех в максимальном режиме работы.
Определяем падение напряжения в высоковольтной воздушной линии ВЛ1:
= (6.1)
Определяем напряжение в конце воздушной линии 35 кВ.
В (6.2)
Определим параметры трансформатора для определения потери напряжения в нем:
Ом;
Ом.
Определяем потерю напряжения в трансформаторе ГПП:
Определяем напряжение на низкой стороне трансформатора ГПП, приведенное к высокой стороне:
В.
Определим отклонение напряжения на шинах 10 кВ ГПП.
% (6.3)
Определяем падение напряжения в высоковольтной кабельной линии КЛ1:
где , - это активная и реактивная мощности, передаваемые по одной КЛ в максимальном режиме работы.
Отрегулируем напряжение на трансформаторе устройством ПБВ - «поднимем» напряжение на величину +2,5%.
6.2 Оценка отклонения напряжения на зажимах высоковольтных потребителей электроэнергии и шинах низкого напряжения цеховых трансформаторов
Расчеты для КТП и высоковольтных электроприемников сведем в таблицу 6.1.
В минимальном режиме работы расчетная нагрузка равна .
Согласно произведенным расчетам на всех трансформаторах всех КТП в режиме максимальной нагрузки и режиме минимальной нагрузки, а также в послеаварийном режиме работы напряжение на стороне НН «поднято» устройством ПБВ на ступень +2,5.
Таблица 6.1 - Определение отклонения напряжения в максимальном режиме работы
|
№ КТП/электроприемника |
ТП-1 |
||
|
1 |
2 |
||
|
Режим макс/мин/ПА |
макс |
||
|
напряжение в узле, В. |
10500 |
||
|
отклонение напряжения, % |
4,92 |
||
|
параметры кабеля 10 кВ |
r, ом/км |
0,59 |
|
|
х, ом/км |
0,09 |
||
|
L, км |
0,100 |
||
|
нагрузка кабеля |
Р, кВт. |
836 |
|
|
Q, кВАр. |
431 |
||
|
напряжение в узле, В. |
10036 |
||
|
отклонение напряжения, % |
4,61 |
||
|
параметры кабеля 10 кВ |
r, ом/км |
||
|
х, ом/км |
|||
|
L, км |
|||
|
нагрузка кабеля |
Р, кВт. |
||
|
Q, кВАр. |
|||
|
напряжение в узле, В. |
|||
|
отклонение напряжения, % |
|||
|
с учетом регулирования |
напряжение в узле, В. |
10031 |
|
|
отклонение напряжения, % |
2,82 |
||
|
параметры т-ра |
r, ом |
0,8 |
|
|
х, ом |
4,0 |
||
|
нагрузка т-ра |
Р, кВт. |
836 |
|
|
Q, кВАр. |
431 |
||
|
напряжение в узле, В. |
10278,7 |
||
|
отклонение напряжения, % |
1,60 |
Таблица 6.2 - Определение отклонения напряжения в минимальном режиме работы
|
№ КТП/электроприемника |
ТП-1 |
||
|
1 |
2 |
||
|
Режим макс/мин/ПА |
макс |
||
|
напряжение в узле, В. |
10000 |
||
|
отклонение напряжения, % |
-0,015 |
||
|
параметры кабеля 10 кВ |
r, ом/км |
0,59 |
|
|
х, ом/км |
0,09 |
||
|
L, км |
0,088 |
||
|
нагрузка кабеля |
Р, кВт. |
337,3 |
|
|
Q, кВАр. |
230,6 |
||
|
напряжение в узле, В. |
9997,88 |
||
|
отклонение напряжения, % |
-0,021 |
||
|
параметры кабеля 6 кВ |
r, ом/км |
||
|
х, ом/км |
|||
|
L, км |
|||
|
нагрузка кабеля |
Р, кВт. |
||
|
Q, кВАр. |
|||
|
напряжение в узле, В. |
|||
|
отклонение напряжения, % |
|||
|
с учетом регулирования |
напряжение в узле, В. |
10247,83 |
|
|
отклонение напряжения, % |
2,48 |
||
|
параметры т-ра |
r, ом |
0,71 |
|
|
х, ом |
3,79 |
||
|
нагрузка т-ра |
Р, кВт. |
337,3 |
|
|
Q, кВАр. |
230,6 |
||
|
напряжение в узле, В. |
10095,01 |
||
|
отклонение напряжения, % |
0,95 |
Таблица 6.3 - Определение отклонения напряжения в послеаварийном режиме работы
|
№ КТП/электроприемника |
ТП-1 |
||
|
1 |
2 |
||
|
Режим макс/мин/ПА |
макс |
||
|
напряжение в узле, В. |
10500 |
||
|
отклонение напряжения, % |
4,99 |
||
|
параметры кабеля 10 кВ |
r, ом/км |
0,59 |
|
|
х, ом/км |
0,09 |
||
|
L, км |
0,088 |
||
|
нагрузка кабеля |
Р, кВт. |
1574,58 |
|
|
Q, кВАр. |
961,2 |
||
|
напряжение в узле, В. |
10486,55 |
||
|
отклонение напряжения, % |
4,87 |
||
|
параметры кабеля 10 кВ |
r, ом/км |
||
|
х, ом/км |
|||
|
L, км |
|||
|
нагрузка кабеля |
Р, кВт. |
||
|
Q, кВАр. |
|||
|
напряжение в узле, В. |
|||
|
отклонение напряжения, % |
|||
|
с учетом регулирования |
напряжение в узле, В. |
10748,71 |
|
|
отклонение напряжения, % |
7,49 |
||
|
параметры т-ра |
r, ом |
0,8 |
|
|
х, ом |
4,0 |
||
|
нагрузка т-ра |
Р, кВт. |
1574,58 |
|
|
Q, кВАр. |
961,2 |
||
|
напряжение в узле, В. |
9783,78 |
||
|
отклонение напряжения, % |
-2,2 |
6.3 Выбор схемы пуска высоковольтных двигателей
Синхронные двигатели на предприятии не установлены.
7. Конструктивное исполнение системы электроснабжения
Существующая схема электроснабжения включает в себя следующие элементы:
Кабельные линии 10 кВ: трехжильный кабель марки ААШв.
Вводной высоковольтный выключатель типа ВВТЭ-М-10-12,5/630 защищает питающую шину 10 кВ ГПП.
На трансформаторных подстанциях установлены двухобмоточные трансформаторы типа ТМ-630/10.
С учетом необходимости, а также наличия оборудования схема заполнения РУ 6-10 кВ может иметь различные варианты по числу ячеек, виду оборудования.
Предлагаемая схема электрических соединений шин 10 кВ ГПП представлена на однолинейной схеме. Схема электрических соединений на стороне 10 кВ выполнена с одной секционированной системой шин.
Комплектное распределительное устройство (далее - КРУ), состоящее из шкафов бронированного типа (с разделением на отсеки) и шинных мостов к ним, предназначенных для приема и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 Гц на номинальное напряжение до 10 кВ в сетях с изолированной или компенсированной нейтралью и могут использоваться для комплектования закрытых распределительных устройств электростанций, трансформаторных подстанций и распределительных пунктов.
В ЗРУ - 10 кВ предлагается установить вакуумные выключатели серии ВВТЭ. Вакуумные выключатели предназначены для работы в распределительных устройствах (КРУ) и камерах стационарных одностороннего обслуживания (КСО).
Такая конструкция дает ряд преимуществ над традиционными выключателями:
- высокий механический ресурс;
- малое потребление по цепям включения и отключения;
- малые габариты и вес;
- низкая трудоемкость производства и как следствие умеренная цена.
8. Расчет заземления и грозозащиты подстанции
Выбор конструкции и расчет параметров защитного заземления
Заземляющее устройство для установок 35 кВ и выше выполняется из вертикальных заземлителей, соединительных полос, полос, уложенных вдоль рядов оборудования, и выравнивающих полос, уложенных в поперечном направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом. Расстояние между полосами должно быть не более 30 м [3].
Напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на землю не должно, как правило, превышать 10 кВ, в противном случае возникает опасность пробоя изоляции кабелей низкого напряжения.
Исходные данные:
1) площадь подстанции: ,
2) удельное сопротивление верхнего слоя грунта: ;
3) удельное сопротивление нижнего слоя грунта: ;
4) глубина промерзания грунта: ;
5) глубина заложения заземлителя: ;
6) длина вертикального заземлителя: ;
7) расстояние между вертикальными заземлителями: .
Расчет производится в следующем порядке:
Намечается схема заземляющего устройства.
Сложный заземлитель заменяется расчетной квадратной моделью (рисунок 8.1) при условии равенства их площадей S, общей длины горизонтальных проводников, глубины их заложения t, числа и длины вертикальных заземлителей l и глубины их заложения. При проведении расчета многослойный грунт заменяется двухслойным: верхний толщиной h1 с удельным сопротивлением с1 (слой сезонных изменений), нижний - с удельным сопротивлением с2.
В замен деревянному забору ограду ПС выполним металлической сеткой, стойки ограды электрически соединены с металической сеткой. Для исключения электрической связи внешней ограды с заземляющим устройством расстояние от ограды до элементов заземляющего устройства, расположенных вдоль нее с внутренней, стороны не менее 2 м. [3]
Общая длина горизонтальных полос составляет .
Определяется время фв и находится допустимое напряжение прикосновения.
. (8.1)
Допустимое напряжение прикосновения (таблица 8.1):
;
определяется коэффициент напряжения прикосновения по формуле:
, (8.2)
где - параметр, зависящий от ;
- коэффициент, учитывающий сопротивление стекания тока со ступней на землю;
- длина вертикального заземлителя;
- суммарная длина горизонтальных заземлителей;
а - расстояние между вертикальными заземлителями;
S - площадь заземляющего устройства.
, (8.3)
где - сопротивление тела человека, при расчетах принимают равным ;
- сопротивление растеканию тока от ступней в землю, принимают ;
- удельное сопротивление верхнего слоя земли Ом?м.
.
Рисунок 8.1 - Расположение заземляющего устройства: 1 - площадь, занятая оборудованием; 2 - заземляющий контур; 3 - ограждение подстанции
Величина параметра [17]:
;
.
Для контура выбираю вертикальные заземлители длиной 4 м. Суммарная длина горизонтальных заземлителей 650 м. Расстояние между вертикальными заземлителями 3 м.
;
напряжение на заземлителе:
. (8.4)
, что в пределах допустимого (меньше 10 кВ);
находится допустимое сопротивление заземляющего устройства:
, (8.5)
где - ток, стекающий с заземлителя проектируемого заземляющего устройства при однофазном коротком замыкании (с некоторым запасом может быть принят равным току трехфазного КЗ, ).
.
заземляющее устройство преобразуется в расчетную модель квадратной формы, площадь которой и суммарная длина горизонтальных заземлителей такие же, как в реальной модели рисунок 9.1.
Сторона квадратной модели .
Число ячеек по стороне модели:
; (8.6)
,
принимаю (принимается ближайшее целое).
Длина стороны ячейки:
; (8.7)
;
Число вертикальных заземлителей по периметру контура:
; (8.8)
принимаю . Общая длина вертикальных заземлителей:
; (8.9)
.
По расчетной модели определяется сопротивление реального заземляющего устройства, для чего рассчитывается относительная глубина заложения заземлителя:
Относительная глубина:
,
где - глубина заложения заземлителя.
Нахожу значение параметра А, необходимого для уточненного значения сопротивления заземляющего устройства:
; (8.10)
;
.
Определяю относительное эквивалентное удельное сопротивление грунта расчетной модели . Относительное эквивалентное удельное сопротивление для сеток с вертикальными заземлителями , тогда
, (8.11)
.
Затем находится:
; (8.12)
,
что меньше допустимого .
Нахожу напряжение прикосновения:
; (8.13)
,
что меньше допустимого значения 450 В.
Определяю наибольший ток, стекающий с заземлителей подстанции при однофазном коротком замыкании:
; (8.14)
.
Проверяю термическую стойкость полосы 50x5 мм2. Минимальное сечение полосы по условиям термической стойкости при замыкании на землю при приведенном времени прохождения тока замыкания tп = 2 с
(8.15)
где С=74 - коэффициент шин, постоянный для стали.
.
Таким образом, полоса 50х5 ммІ удовлетворяет условию термической стойкости.
Окончательно принимаем число вертикальных заземлителей - 63 шт. Расстояние между вертикальными заземлителями - 3 м. В качестве вертикальных заземлителей применяем круглые стальные стержни диаметром 20 мм, в качестве горизонтальных заземлителей - стальные полосы 50Ч5 мм.
Напряжение на заземляющем устройстве менее 10 кВ, поэтому дополнительные меры по защите изоляции отходящих кабелей связи и телемеханики не предусматриваются.
Из расчетов видно, что спроектированный контур заземления удовлетворяет всем необходимым требованиям по обеспечению электробезопасности. Следовательно, может быть использован на спроектированной подстанции совместно с существующим контуром заземления, который используется как искусственный или повторный заземлитель.
Расчёт молниезащиты
Согласно требованиям таблицы 1 РД 34.21.122-87 для ряда объектов ожидаемое количество поражений молнией является показателем, определяющим необходимость выполнения молниезащиты и ее надежность.
Подсчет ожидаемого количества N поражений молнией в год производится по формуле:
для зданий и сооружений прямоугольной формы
, (8.16)
где - наибольшая высота здания или сооружения, м;
- соответственно ширина и длина здания или сооружения, м;
- среднегодовое число ударов молнии в 1 км земной поверхности (удельная плотность, ударов молнии в землю) в месте нахождения здания или сооружения.
Для зданий и сооружений сложной конфигурации в качестве и рассматриваются ширина и длина наименьшего прямоугольника, в который может быть вписано здание или сооружение в плане.
Для произвольного пункта на территории России удельная плотность ударов молнии в землю n определяется исходя из среднегодовой продолжительности гроз в часах. Для заданного региона она составляет 55 ч/год, тогда n=4 и .
Расчет и построение зон защиты молниеотводов. Трансформаторная подстанция согласно ПУЭ создает зону класса В-I (защита от прямых ударов молнии). В соответствии с таблицей 1 РД 34.21.122-87 тип зоны защиты - зона А; категория молниезащиты II. Защита подстанции от прямых ударов молнии осуществляется стержневыми молниеотводами М1, М2, и М3. Зона защиты трех стержневых молниеотводов М1, М2 и М3 представлена на рисунке 8.2. Заземлители - естественные (ж/б основания молниеприемников).
Рисунок 8.2 - Зона защиты трех стержневых молниеотводов
На рисунке 8.2 представлены две зоны: 1 - это зона защиты на уровне земли, 2 - зона защиты на высоте 5 м.
Согласно РД 34.21.122-87 расчет молниеотводов подобной конфигурации производится для каждого молниеотвода по отдельности, а определение rcx попарно для молниеотводов в зависимости от конфигурации.
Проводим расчет молниеотводов:
; ; ; высота защищаемых зон - высота основного коммутационного оборудования ОРУ 35 кВ; - высота основного токоведущего оборудования ОРУ 35 кВ; - высота вводных порталов ВЛ 35 кВ и вводных порталов силовых трансформаторов; расстояние между молниеотводами М1 и М2 составляет , а между М1 и М3 (М2 и М3) . [140211-10-ПЛ.06.00]
Для первого молниеотвода и, соответственно, для второго и третьего:
Габаритные размеры торцевых областей зон защиты на уровне земли:
; (8.17)
м;
м;
; (8.18)
м;
м;
Габаритные размеры торцевых областей зон защиты на уровне hкj:
; (8.19)
м;
м;
м.
Для молниеотводов М1 и М2 Определяю и . Для случая, когда , согласно РД 34.21.122-87:
; (8.20)
м;
; (8.21)
м; м; м.
Для молниеотводов М1 и М3 (М2 и М3) определяем и . Согласно РД 34.21.122-87, этот случай характеризуется как . Тогда параметры зоны защиты определяются как:
; (8.22)
м;
м;
; (8.23)
Технические характеристики молниезащиты:
1) Категория молниезащиты II; зона защиты типа А;
2) высота молниеотводов м;
3) материал молниеприёмников - сталь, основания молниеприёмников железобетонные.
Вывод: таким образом, была рассчитана молниезащита из 3 молниеотводов, которые защищают данную подстанцию от прямых попаданий молнии.
9. Проектирование цехового электроснабжения
9.1 Характеристика цеха и технические показатели электроприемников
Перечень оборудования ремонтно-механического цеха дан в таблице 9.1.
Технологическое оборудование, потребляющее электроэнергию, размещено с учётом соблюдения норм и правил эксплуатации. Размещение в цехе электрооборудования является компактным и удобным с точки зрения условий работы рабочего персонала.
По производственному назначению: все электроприемники относятся к двигателям силовых общепромышленных установок и производственных механизмов. Все электроприёмники цеха рассчитаны на трёхфазный переменный ток, напряжение питания 380 В и частоту питающей сети 50 Гц.
Мощность электропотребления (Рэп) указана для одного электроприемника.
Расположение основного оборудования показано на рисунках ниже (при составлении вариантов электроснабжения цеха).
Таблица 9.1 - Электрические нагрузки подробно-проектируемого цеха
|
№ |
наименование э/п |
Рпасп, кВт |
ПВ, % |
cos ф |
Ки |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
1 |
Токарный горизонтальный полуавтомат |
24,5 |
100 |
0,5 |
0,14 |
|
|
2 |
Токарный горизонтальный полуавтомат |
24,5 |
100 |
0,5 |
0,14 |
|
|
3 |
Токарный горизонтальный полуавтомат |
24,5 |
100 |
0,5 |
0,14 |
|
|
4 |
Токарно-револьверный станок |
11,5 |
100 |
0,6 |
0,14 |
|
|
5 |
Токарно-револьверный станок |
11,5 |
100 |
0,6 |
0,14 |
|
|
6 |
Токарно-винторезный станок |
9,0 |
100 |
0,6 |
0,14 |
|
|
7 |
Токарно-револьверный станок |
11,5 |
100 |
0,6 |
0,14 |
|
|
8 |
Токарно-револьверный станок |
11,5 |
100 |
0,6 |
0,14 |
|
|
9 |
Вертикально-сверлильный станок |
4,1 |
100 |
0,6 |
0,14 |
|
|
10 |
Вертикально-сверлильный станок |
4,1 |
100 |
0,6 |
0,14 |
|
|
11 |
Вертикально-сверлильный станок |
5,65 |
100 |
0,6 |
0,14 |
|
|
12 |
Вертикально-сверлильный станок |
4,1 |
100 |
0,6 |
0,14 |
|
|
13 |
Центровальный станок |
1,5 |
100 |
0,6 |
0,14 |
|
|
14 |
Токарный полуавтомат |
9,4 |
100 |
0,5 |
0,14 |
|
|
15 |
Токарный полуавтомат |
9,4 |
100 |
0,5 |
0,14 |
|
|
16 |
Токарный полуавтомат |
9,4 |
100 |
0,5 |
0,14 |
|
|
17 |
Токарный полуавтомат |
9,4 |
100 |
0,5 |
0,14 |
|
|
18 |
Заточный станок |
1,5 |
100 |
0,6 |
0,14 |
|
|
19 |
Токарный горизонтальный полуавтомат |
24,5 |
100 |
0,5 |
0,14 |
|
|
20 |
Токарный горизонтальный полуавтомат |
24,5 |
100 |
0,5 |
0,14 |
|
|
21 |
Заточный станок |
1,5 |
100 |
0,6 |
0,14 |
|
|
22 |
Заточный станок |
1,5 |
100 |
0,6 |
0,14 |
|
|
23 |
Заточный станок |
1,5 |
100 |
0,6 |
0,14 |
|
|
24 |
Токарно-револьверный станок |
11,5 |
100 |
0,6 |
0,14 |
|
|
25 |
Алмазно-расточной станок |
4,0 |
100 |
0,6 |
0,14 |
|
|
26 |
Токарный горизонтальный полуавтомат |
24,5 |
100 |
0,5 |
0,14 |
|
|
27 |
Токарный горизонтальный полуавтомат |
24,5 |
100 |
0,5 |
0,14 |
|
|
28 |
Токарно-винторезный станок |
14,2 |
100 |
0,6 |
0,14 |
|
|
29 |
Токарно-винторезный станок |
14,2 |
100 |
0,6 |
0,14 |
|
|
30 |
Токарно-винторезный станок |
14,2 |
100 |
0,6 |
0,14 |
|
|
31 |
Токарно-винторезный станок |
14,2 |
100 |
0,6 |
0,14 |
|
|
32 |
Алмазно-расточной станок |
4,0 |
100 |
0,6 |
0,14 |
|
|
33 |
Алмазно-расточной станок |
4,0 |
100 |
0,6 |
0,14 |
|
|
34 |
Преобразователь дуговой электросварки |
20 |
40 |
0,5 |
0,3 |
|
|
35 |
Сварочный трансформатор |
35 |
40 |
0,35 |
0,3 |
|
|
36 |
Токарно-винторезный станок |
14,9 |
100 |
0,6 |
0,14 |
|
|
37 |
Автомат импульсно-дуговой наплавки |
20 |
100 |
0,5 |
0,14 |
|
|
38 |
Выпрямитель сварочный |
24 |
40 |
0,5 |
0,25 |
|
|
39 |
Выпрямитель сварочный |
24 |
40 |
0,5 |
0,25 |
9.2 Светотехнический и электротехнический расчет осветительной сети
Правильное выполнение осветительных установок способствует рациональному использованию электроэнергии, улучшению качества выпускаемой продукции, повышению производительности труда, уменьшению количества аварий и случаев травматизма, снижению утомляемости рабочих.
При проектировании осветительных установок большое значение имеет правильное определение требуемой освещённости объекта. Для этой цели разработаны нормы промышленного освещения. Освещение по своему назначению и использованию делится на рабочее, аварийное и эвакуационное.
Размещение светильников определяется следующими размерами:
hС- расстояние светильника от перекрытия,
hП=H-hС- высота светильника над полом,
hР- высота расчетной поверхности над полом,
h=hП-hР- расчетная высота,
L- расстояние между соседними светильниками или рядами ламп,
l- расстояние от крайних светильников или рядов светильников до стены.
Основное требование при выборе расположения светильников заключается в доступности при их обслуживании. Кроме того, размещение светильников определяется условие экономичности. Важное значение имеет отношение расстояния между светильниками или рядами светильников к расчетной высоте
л=L/h,
уменьшение его приводит к удорожанию осветительной установки и усложнению ее обслуживания, а чрезмерное увеличение приводит к резкой неравномерности освещения и к возрастанию расходов энергии.
Рисунок 9.1
Для рабочего освещения нужно применить лампы типа ДРЛ, для аварийного - лампы накаливания.
Размеры цеха: Высота расчётной поверхности расстояние от перекрытия до светильника
Расстояние от светильников до рабочей поверхности (расчётная высота):
- расстояние между светильниками к расчётной высоте. Принимаем для светильников типа РСП 05 [10].
В ряду можно разместить светильников, тогда расстояние от крайних светильников до стены . Принимаем число рядов , тогда , . В итоге общее число светильников в цехе (рис.4.2).
Отношение
.
Рисунок 9.3
Расчет рабочего освещения
Задачей расчета осветительной установки является определение числа и мощности источника света или определение фактической освещенности, создаваемой спроектированной установкой.
Расчет освещения выполняется методом коэффициента использования светового потока, т.к. нет крупных затеняющих предметов. При расчете по этому методу световой поток ламп в каждом светильнике, необходимый для создания заданной минимальной освещенности, определяется по формуле:
Ф=(ЕН*КЗАП*F*z)/(N* з), (9.8)
где КЗАП- коэффициент запаса,
F- площадь освещаемой поверхности, м2,
z=ЕСР/ЕН- коэффициент минимальной освещенности ( для ламп ДРЛ z=1,15),
N- число светильников,
з- коэффициент использования светового потока источника света, доли единиц.
По значению Ф выбирается стандартная лампа так, чтобы ее поток отличался от расчетного значения на -10% +20%
Индекс помещения определяется по [2] при условии, что L/B 3,5
По [2] принимаем сП = 0,7; сСТ = 0,5; сР = 0,1.
сП,сСТ,сР- коэффициенты отражения поверхностей (потолка, стен, рабочей поверхности) необходимы для выбора з.
Коэффициент использования светового потока является функцией индекса помещения:
.
- коэффициент использования светового потока.
Световой поток ламп в каждом светильнике, необходимый для создания заданной минимальной освещённости определяется по формуле:
, (9.9)
где = 150 лк - норма освещённости, - коэффициент запаса, - площадь освещаемой поверхности,
- коэффициент минимальной освещённости ( - средняя освещённость), N - число светильников.
.
По Ф в [2] подбираем лампу типа ДРЛ мощностью 700 Вт со
световым потоком ФНОМ = 35000 лм.
Отклонение светового потока определяется по формуле: .
< 20 %.
различие между ФНОМ и Фр - 5,2 % , что допустимо.
Выбираем светильники марки РСП 05-700 для ламп ДРЛ.
Расчет аварийного освещения
Аварийная освещенность рабочей поверхности должна составлять не менее 5% нормы и не менее 2 лк внутри зданий. Исходя из этих требований, пересчитаем количество ламп, необходимых для аварийного освещения.
Высота подвеса аварийного освещения составляет 6 метров. По этому параметру согласно [4] устанавливаются лампы типа Б-220-235-200 и соответственно лс=1,5; светильники типа НСП.
Расчет освещения будем производить методом коэффициента использования.
1. Расчетная высота:
h=H-hР-hС=10-0,8-3,2 = 6 м.
2. Для принятого светильника, имеющего значение лэ=Lа/ h=1,5.
LА= лЭ*h = 1,5*6 = 9 м.
3. При LА = 9 м в ряду можно разместить 3 светильника, тогда
2l = 36 - 3*9 = 9; l = 4,5 м.
4. Принимаем число светильников 3, тогда LВ= 6 м;
2l= 24 - 3*6 = 6; l = 3 м.
LА/LВ=9/6=1,5.
5. Число светильников в цехе N = 9.
Индекс помещения определяется по [2] при условии, что L/B 3,5
По [2] принимаем сП=0,5; сСТ=0,5; сР=0,1.
i == 2,4.
Из [2] находим з = 0,59.
По [2] принимаем ЕН = 15 лк, КЗАП = 1,3.
Ф == 3648,81 лм.
По Ф в [2] подбираем лампу типа Б-220-235-500 мощностью 500 Вт со световым потоком ФНОМ = 3550 лм;
Отклонение от допустимого значения
< 20 %.
различие между ФНОМ и Фр - 5% , что допустимо.
По результатам расчетов данного пункта спроектировано рабочее освещение цеха, аварийное освещение и определены потери напряжения в рабочей и аварийной осветительной сети. Выбор ламп и светильников, а также их расположение произведен с максимальным приближением к экономически наиболее эффективному соотношению расстояния между светильниками.
Электротехнический расчет электрического освещения цеха
Для светильников общего освещения применяется напряжение 220 В. Электроснабжение рабочего и аварийного освещения выполняется самостоятельными линиями от главного щита освещения и главного щита аварийного освещения, подключенных к шинам низкого напряжения подстанции. При этом электроэнергия от подстанции передаётся питающими линиями на групповые осветительные щитки. Питание источников света осуществляется от групповых щитков групповыми линиями.
Для взрывоопасных помещений ПУЭ требуют применять от групповых щитков до светильников трехпроводные однофазные линии с обязательным заземлением светильника третьим проводником. Использование трехфазной четырехпроводной групповой линии возможно только для освещения РТП.
Распределение светильников по фазам по длине групповой линии выполняется для снижения потерь мощности и напряжения в проводе, уменьшения стробоскопического эффекта и снижения ущерба при исчезновении напряжения в одной из фаз. Нагрузку можно считать равномерной, если моменты нагрузок отличаются незначительно.
Задачей данного раздела является оптимальное распределение светильников по фазам, выбор осветительного щита и питающего кабеля. Лампы распределяются относительно фаз таким образом, чтобы суммарная нагрузка фаз была равномерной. Нагрузку можно считать равномерной, если моменты нагрузок отличаются незначительно.
Проведем расчет для рабочего освещения [2].
М = ? Рi • li , (9.10)
где Рi - мощность лампы ,кВт
li - расстояние от ИП до лампы, м.
?Ма ? ?Мв ? ?Мс
Такое размещение позволяет выравнивать нагрузку по фазам.
Выбор сечения проводников осветительной сети.
Выбор сечения осуществляется с учетом рекомендаций:
1. Должна обеспечиваться достаточная механическая прочность.
2. Прохождение тока нагрузки не должно вызвать перегрев проводников Iдоп ? Iраб.
3. У источника света должен поддерживаться необходимый уровень напряжения.
Рассмотрим цех (36х24) м2, в котором установлено 12 светильников (3 ряда по 4 светильника).
Распределение нагрузки по каждой из 3-х линий показано на рис.9.4).
Рисунок 9.4
Р = 700 Вт.
?Ма= Pl1 + P(l1+l) + P(l1+2l) + P(l1+3l) = P(4l1+6l).
?Мв= P(l1+l) + Pl1 + P(l1+3l) + P(l1+2l) = P(4l1+6l).
?Мс = P(l1+2l) + P(l1+3l) + Pl1 + P(l1+l) = P(4l1+6l).
Значение результирующего момента по каждой фазе:
?М = 700*(4*2+6*8) = 39,2 кВт*м.
Выберем сечение:
S = (9.11)
S = мм2.
Выбираем минимально допустимое по механической прочности сечение жилы медного провода марки ВВГ S = 2,5 мм2. Определяем значение
коэффициента Кс по [2] таб. 10.7. Kc=12.
?U =
?U% =
Рассчитаем токи в фазах, А:
(9.12)
где Р - расчетная нагрузка, кВт, cos() = 0,57 - для ламп типа ДРЛ.
Проверка по допустимому нагреву участков осветительной сети:
Должно выполняться условие:
Iн ? Ip (9.13)
Iн = 24 A [4]
Данное условие выполняется.
Аварийное освещение
Для аварийного освещения имеем 3 ряда по 3 светильника.
Аналогично: Р = 500 Вт.
?Ма= Pl1 + P(l1+2l) + P(l1+l) = 3P(l1+l).
?Мв= P(l1+l) + Pl1 + P(l1+2l) = 3P(l1+l).
?Мс = P(l1+2l) + P(l1+l) + Pl1 = 3P(l1+l).
Значение результирующего момента по каждой фазе:
?М = 3*500*(2,5 + 9) = 17,25 кВт*м.
Рассчитаем сечение по формуле (5.11).
S = мм2.
Рисунок 9.5
Выбираем минимально допустимое по механической прочности сечение жилы медного провода марки ВВГ s=2,5 мм2. Определяем значение коэффициента Кс по [1] таб. 10.7. Kc=12.
?U =
?U% =
Рассчитаем токи в фазах
Проверка по допустимому нагреву участков осветительной сети:
Должно выполняться условие: Iн ? Ip
Iн= 24 A [4]. Данное условие выполняется.
9.3 Разработка вариантов схем цехового электроснабжения
В соответствии с [1] производственные помещения в зависимости от характера окружающей среды делят на следующие классы: помещения с нормальной средой, жаркой, влажной, сырой, особо сырой, пыльной, химически активной, с пожароопасными и взрывоопасными зонами. При проектировании системы электроснабжения необходимо правильно установить характер среды, которая окажет решающее влияние на степень защиты применяемого оборудования.
Характерной особенностью схем внутрицехового распределения электроэнергии является большая разветвленность сети и наличие большого количества коммутационно-защитной аппаратуры, что оказывает значительное влияние на технико-экономические показатели и на надежность системы электроснабжения. На выбор схемы и конструктивное исполнение цеховой сети оказывают влияние такие факторы, как степень ответственности приемников электроэнергии, режимы их работы и размещение по территории цеха, номинальные токи и напряжения.
Для получения наиболее экономически выгодной проектируемой схемы электроснабжения, дальнейший расчет произведем по двум вариантам:
Вариант №1 - Распределение электроэнергии по цеху с помощью распределительных пунктов (рис.9.1).
Вариант №2 - Распределение электроэнергии по цеху с помощью шинопроводов (рис.9.2).
Рисунок 9.1 - Первый вариант
Рисунок 9.2 - Второй вариант
9.4 Определение расчетных электрических нагрузок и токов для выбора параметров защитных аппаратов и токоведущих элементов цеховой сети
9.4.1 Расчет первого уровня электроснабжения
Расчет электрической нагрузки на первом уровне производится для каждого электроприемника в отдельности.
По исходным данным определяется номинальная активная мощность приемника электроэнергии.
Для установок работающих в длительном режиме:
Рном = Рпасп, так как ПВ = 100% (9.1)
Для установок работающих в повторно-кратковременном режиме:
(9.2)
Полная мощность находится из выражения:
. (9.3)
Пример. Расчет номинальной мощности, активной и реактивной мощностей первого уровня и полной мощности ЭП №39.
В соответствии с НТП ЭПП-94 [18] расчетная нагрузка 1УР принимается равной номинальной нагрузке. По формулам (9.2) - (9.3) определяем:
,
При отсутствии исходных данных принимаем кратность пускового тока КП = 5; для сварочных машин и трансформаторов КП = 3.
Для остальных электроприемников расчеты аналогичны (табл.9.4).
Таблица 9.4 - Расчет электрических нагрузок на первом уровне
|
№ |
Наименование ЭП |
Рном, кВт |
Рр1, кВт |
Qр1, кВар |
Sр1, кВА |
Iр, А |
Кп |
I пуск, А |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
|
1 |
Токарный горизонтальный полуавтомат |
24,5 |
24,5 |
19,19 |
22,16 |
33,7 |
5 |
168,5 |
|
|
2 |
Токарный горизонтальный полуавтомат |
24,5 |
24,5 |
19,19 |
22,16 |
33,7 |
5 |
168,5 |
|
|
3 |
Токарный горизонтальный полуавтомат |
24,5 |
24,5 |
19,19 |
22,16 |
33,7 |
5 |
168,5 |
|
