ЭО механического цеха. Курсач. Федеральное государственное бюджетнное образовательное учреждение высшего образования
 Скачать 118.98 Kb.
|
|
МИНОБРНАУКИ РОССИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «САРАТОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ ГАГАРИНА Ю.А » (СГТУ ИМЕНИЕ ГАГАРИНА Ю.А.) САРАТОВСКИЙ КОЛЛЕДЖ МАШИНОСТРОЕНИЯ И ЭНЕРГЕТИКИ Курсовая работа Специальность: 13.02.07 Электроснабжение (по отраслям) По дисциплине МДК.02.01.Устройство и техническое обсулживание электрических подстанций ПМ.02. Техническое обслуживание оборудования электрических подстанций и сетей.  Руководитель: __Акимов В.В.____________ «____» ___________2023 _____________/Подпись/ Выполнил студент: Пшеничный Владимир Денисович Группа ЭСН-31 Оценка______________________ Саратов 2023 г. СОДЕРЖАНИЕВВЕДЕНИЕ Исходные данные 1. Расчет мощности трансформаторной подстанции 2. Расчет рабочих токов 3. Расчет токов короткого замыкания 4. Выбор и проверка оборудования 4.1 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения подстанции. 5. В результате курсового проектирования должны быть представлены: 5.1 Техника безопасности при выполнении монтажных работ измерительных трансформаторов напряжения подстанции 5.2 Проверка и испытания измерительных трансформаторов напряжения подстанции Заключение Список используемых источников Графическая часть формата А1. 1. Принципиальная электрическая схема подстанции А2 2. План расположение оборудования подстанции А2 Исходные данные Краткая характеристика производства и потребителей ЭЭ Механический цех (МЦ) является вспомогательным и выполняет заказы основных цехов предприятия. Он предназначен для выполнения различных операций по обслуживанию, ремонту электротермического и станочного оборудования. Для этой цели в цехе предусмотрены: станочное отделение, сварочный участок, компрессорная, производственные, служебные и бытовые помещения. Основное оборудование установлено в станочном отделении: станки различного назначения и подъемно-транспортные механизмы. МЦ получает электроснабжение (ЭСН) от собственной цеховой трансформаторной под- станции (ТП). ТП находится на расстоянии 1,5 км от ГПП предприятия, напряжение 6 или 10 кВ. От энергосистемы (ЭНС) до ГПП-12 км. Количество рабочих смен 2. – Потребители ЭЭ относятся по надежности и бесперебойности ЭСН к 2 и 3 категории. Грунт в районе цеха супесь с температурой 0°С, окружающая среда не агрессивная. – Каркас здания сооружен из блоков-секций длиной 8 и 6 м каждый. Размеры цеха 4 x В x H = 48 x 30 x 7 м. Все помещения, кроме станочного отделения, двухэтажные высотой 3,2 м. Перечень ЭО цеха дан в таблице 3.12. Мощность электропотребления (P10) указана для одного электроприемника. Расположение основного 30 показано на плане (рис. 3.12). Таблица 1 Перечень ЭО механического цеха серийного производства
Расчет мощности трансформаторной подстанции При проектировании трансформаторной подстанции, на которой установлены двухобмоточные трансформаторы, расчет мощности производится по формулам (1-5). Расчет полной мощности подстанции с двухобмоточными трансформаторами Расчет максимальной активной мощности районных потребителей Рмакс = Кс · Руст , (1) где: Руст – установленная мощность районного потребителя, кВт; Кс – коэффициент спроса. Рмакс1 = Кс1 · Руст1 = 79,2 × 0,7 + 79,2 × 0,8 = 118,8; Рмакс2 = Кс2 · Руст2 = 0,25 × 194 = 48,5; Рмакс3 = Кс3 · Руст3 = 1,73 × 240 + 0,2 × 240 = 463,2; Рмакс4 = Кс4 · Руст4 = 0,25 × 122 + 0,16 × 122 = 50,02; Рмакс5 = Кс5 · Руст5 = 0,8 × 72 + 0,16 × 72 = 69,12; Рмакс6 = Кс6 · Руст6 = 0,25 × 39 + 0,16 × 39 = 16; ΣРмакс = Рмакс1 + Рмакс2 + Рмакс3+ Рмакс4+ Рмакс5+ Рмакс6 = ΣРмакс = 118,8 + 48,5 + 463,2 + 50,02 + 69,12 + 16 = 765,04. 5.1.1.2. Расчет максимальной реактивной мощности районных потребителей Qмакс = tgφ · Рмакс, (2) где: Руст – максимальная мощность районного потребителя, кВт; tgφ – тангенс угла, определяется по заданному коэффициенту мощности: tgφ φ =  .Qмакс = tgφ1· Рмакс1 = 0,75 × 118,8 = 89,1 Qмакс2 = tgφ2· Рмакс2 = 1,17 × 48,5 = 56,7 Qмакс3 = tgφ3· Рмакс3 = 1,73 × 463,2 = 801,3 Qмакс4 = tgφ4· Рмакс4 = 2,30 × 50,02 = 115 Qмакс5 = tgφ5 · Рмакс5 = 2,30 × 69,12 = 159 Qмакс6 = tgφ6· Рмакс6 = 2,30 × 16 = 36,8 ΣQмакс = Qмакс1 + Qмакс2 + Qмакс3+ Qмакс4+ Qмакс5+ Qмакс6 = ΣQмакс = 89,1 + 56,7 + 801,3 + 115 + 159 + 36,8 = 1258. 5.1.1.3. Расчет полной мощности районных потребителей: Sрп=Крм×  (3)= Sрп= 0,95 × (1+ (2 + 8) / 100) √(765,04² + 1258² = 1923,125 кВА. где: Рпост–постоянные потери в стали трансформатора, Р пост=1 -2%, (в расчет Р пост = 2%); Р пер – переменные потери в меди трансформатора, Р пер = 6 – 10%, ( в расчет пер Р = 8%); ΣРмакс – максимальная суммарная активная мощность районных потребителей, кВт; ΣQмакс – максимальная суммарная реактивная мощность районных потребителей, квар; Крм – коэффициент разновременного наступления максимумов нагрузок, Крм=0,95. 5.1.1.4. Расчет мощности собственных нужд подстанции Мощность собственных нужд подстанции составляет 0,5 – 0,8 % от мощности районных потребителей: Sсн =  × Sрп = = (0,8) / 100 × 1923,125 = 15,4 кВА. (4) где Sрп – мощность районных потребителей, кВА. 5.1.1.5. Расчет полной мощности трансформаторной подстанции Sп/ст = Sрп + Sсн = = 1538,5 + 12,3 = 1550,8. (5) где Sсн – мощность собственных нужд подстанции, кВА. 5.1.2. Выбор силовых трансформаторов 5.1.2.1. Выбор главного понижающего трансформатора Условие выбора: Sн.тр ≤  , (6)где Кав – коэффициент перегрузки трансформатора в аварийном режиме, Кав = 1,4; n – число трансформаторов, n = 2. К установке принимается главный понижающий трансформатор марки ТС160/10 (указывается марка трансформатора). Основные характеристики главного понижающего трансформатора необходимо представить в виде таблицы, образец которой приведен ниже. Таблица 1- Характеристики главного понижающего трансформатора
Sн.тр = кВА > Sрасч.п/ст = кВА. Электрические характеристики главных понижающих трансформаторов приведены в таблицах 3 и 4. 5.2. Расчет рабочих токов Токоведущие части и электрическое оборудование подстанции выбираются по условия их длительной работы при номинальной нагрузке. Для этих целей необходимо рассчитать максимальные рабочие токи основных присоединений проектируемой подстанции. Значения рабочих токов необходимы для определения допустимых токов токоведущих частей и электрического оборудования. При расчете рабочих максимальных токов учитывается запас на перспективу развития подстанции, который принимается равным 30 % расчетной мощности, возможные аварийные перегрузки до 40 %. Расчет рабочих токов основных присоединений транзитной трансформаторной подстанции с двухобмоточным трансформатором производится в соответствии с рисунком 3 и по формулам (13 – 20). СХЕМА Рисунок 3 – Расчетная схема для определения рабочих токов 5. 2.1. Расчет полной мощности трансформаторной подстанции Sтп = (nтр٠Sн.тр + Σ Sтранз)·Кр, (13) где Sн.тр – номинальная мощность главного понижающего трансформатора, кВА; Σ Sтранз - сумма мощностей подстанций, питающихся через шины рассматриваемой подстанции, кВА (количество подстанций, питающихся транзитом от проектируемой, определяется по схеме внешнего электроснабжения. Число этих подстанций необходимо умножить на номинальную мощность главного понижающего трансформатора. Таким образом определяется сумма мощностей Σ Sтранз); nтр – число главных понижающих трансформаторов, установленных на подстанции (как правило, на подстанции устанавливают два трансформатора, т.е. в расчет принять nтр=2); Кр – коэффициент разновременности максимальных нагрузок, Кр =0,75. Sтп = (2٠160 + …)·0,75 = 5.2.2. Расчет рабочих токов на вводах транзитной подстанции Iраб1 =  , (14)где Sтп – полная мощность подстанции, кВА; Uн1 – номинальное напряжение первичной обмотки главного понижающего трансформатора, кВ; Кпр – коэффициент перспективного развития подстанции, Кпр=1,3. 5.2.3. Расчет рабочего тока транзитной и ремонтной перемычек Iраб2=Iраб3 =  (15)где Крн – коэффициент распределения нагрузки, Крн= 0,7. 5.2.4. Расчет рабочего тока первичной обмотки главного понижающего трансформатора Iраб4 =  , (16)где Кав – коэффициент аварийной перегрузки трансформатора, Кав = 1,4. 5.2.5. Расчет рабочего тока на вводе в распределительное устройство вторичного напряжения Iраб5 =  , (17)где Uн2 - номинальное напряжение вторичной обмотки главного понижающего трансформатора, кВ. 5.2.6. Расчет рабочего тока на сборных шинах распределительного устройства вторичного напряжения Iраб6 =  , (18)где ΣSн.тр – суммарная мощность главных понижающих трансформаторов проектируемой подстанции, кВА (ΣSн.тр= 2·Sн.тр); Крн- коэффициент распределения нагрузки на шинах, равный: Крн = 0,5 при пяти и более присоединениях к шинам; Крн = 0,7 менее пяти присоединений к шинам. 5.2.7. Расчет рабочего тока на вводе в трансформатор собственных нужд Iраб7=  , (19)где Sн.тсн – номинальная мощность трансформатора собственных нужд, кВА; Uн1.тсн– номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора собственных нужд, кВ. 5.2.8. Расчет рабочих токов питающих линий районных потребителей Iраб8=  , (20)где Рmax – максимальная активная мощность районного потребителя, кВт; cosφ – коэффициент мощности потребителя. Расчет рабочих токов основных присоединений тупиковой трансформаторной подстанции с двухобмоточным трансформатором производится в соответствии с рисунком 4 и по формулам (21 – 28).  Рисунок 4 - Расчетная схема для определения рабочих токов 5.2.9. Расчет рабочих токов на вводах тупиковой подстанции Iраб1 =  , (21)где ΣSн.тр – суммарная мощность главных понижающих трансформаторов проектируемой подстанции, кВА (ΣSн.тр= 2·Sн.тр); Sн.тр – номинальная мощность главного понижающего трансформатора, кВА; Uн1 – номинальное напряжение первичной обмотки главного понижающего трансформатора, кВ; Кав – коэффициент аварийной перегрузки трансформатора, Кав = 1,4. 5.2.10. Расчет полной мощности подстанции Sтп= nтр٠Sн.тр, (22) где nтр – число главных понижающих трансформаторов, nтр=2. 5.2.11. Расчет рабочего тока ремонтной перемычки Iраб2= Iрем = , (23)где Крн – коэффициент распределения нагрузки, Крн= 0,7. 5.2.12. Расчет рабочего тока первичной обмотки главного понижающего трансформатора Iраб3= , (24)где Кав – коэффициент аварийной перегрузки трансформатора, Кав = 1,4. 5.2.13. Расчет рабочего тока на вводе в распределительное устройство вторичного напряжения Iраб4= , (25)где Uн2 - номинальное напряжение вторичной обмотки главного понижающего трансформатора, кВ. 5.2.14. Расчет рабочего тока на сборных шинах распределительного устройства вторичного напряжения Iраб5 = , (26)где ΣSн.тр – суммарная мощность главных понижающих трансформаторов проектируемой подстанции, кВА (ΣSн.тр= 2·Sн.тр); Крн - коэффициент распределения нагрузки на шинах, равный: Крн = 0,5 при пяти и более присоединениях к шинам; Крн = 0,7 менее пяти присоединений к шинам. 5.2.15. Расчет рабочего тока на вводе в трансформатор собственных нужд Iраб6=  , (27)где Sн.тсн – номинальная мощность трансформатора собственных нужд, кВА; Uн1.тсн– номинальное напряжение первичной обмотки трансформаторасобственных нужд, кВ. 5.2.16. Расчет рабочих токов питающих линий районных потребителей Iраб7=  , (28)где Рmax – максимальная активная мощность районного потребителя, кВт; cosφ – коэффициент мощности потребителя. 5.3. Расчет токов короткого замыкания Расчет параметров цепи короткого замыкания необходим для дальнейшей проверки выбранных токоведущих частей и оборудования подстанции на термическую и электродинамическую стойкости. Последствиями термического и электродинамического действия токов короткого замыкания могут быть механическое разрушение токоведущих частей, частей аппаратов, оплавление контактов коммутационной аппаратуры, разрушение изоляторов в местах крепления жестких токоведущих частей. Расчет токов короткого замыкания проводится методом относительных единиц при базисных условиях. По этому методу расчет параметров трехфазного короткого замыкания выполняется в следующей последовательности: - по заданной схеме внешнего электроснабжения подстанций составляется расчетная схема, на которой указываются все номинальные параметры- мощности короткого замыкания на шинах районных подстанция, которые питают проектируемую; длины линий электропередачи, номинальные мощности и напряжения короткого замыкания трансформаторов; точки короткого замыкания, для которых определяются токи короткого замыкания, уровни напряжений на шинах подстанций; - на основании расчетной схемы составляется схема замещения, на которой все элементы расчетной схемы изображаются в виде индуктивных сопротивлений, т.к. при коротком замыкании в цепи преобладает индуктивный характер нагрузки; все сопротивления нумеруются и указывается их значение (в числителе дроби ставится номер относительного сопротивления, в знаменателе – рассчитанное значение); - производится расчет относительных сопротивлений; - схема замещения преобразуется к элементарному виду, в результате преобразования рассчитываются относительные сопротивления в точках короткого замыкания; - рассчитываются базисные токи, установившиеся значения трехфазных токов, ударные токи и мощности короткого замыкания. Относительное сопротивление в расчетных формулах обозначается Х*б1, где Х обозначает индуктивное сопротивление, * - сопротивление выражено в относительных единицах (без единицы измерения), б – рассчитано при базисных условиях, 1- порядковый номер, который имеет сопротивление в схеме замещения. |
, кВт
