ЭСН и ЭО механосборочный. Штр 110,13,14,15,35. Штр 2
 Скачать 0.53 Mb.
|
 Электроприемники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания. Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания. Потребители II категории надежности подключаются от двух автономных вводов с возможностью активации второго ввода в случае аварийного отключения с помощью дежурного или аварийной бригады. Если используется воздушная линия электропередач, допускается использование одной линии с возможностью гарантированного ремонта в течение одних суток. Потребители III категории электроснабжения могут быть подключены только к одному источнику электроснабжения, если аварийный ремонт возможно осуществить в течение 1 суток. Исходя из требований надёжности, удобства, экономичности, безопасности эксплуатации, обеспечение необходимого качества электроэнергии у приёмников, выбираем схему электроснабжения 3 категории.  Категория 3 Радиальная схема ЭСН с РП Q – силовой выключатель ВН SF – автоматический выключатель НН РП – распределительный пункт ЩО – щит освещения (рабочего) УАВР – устройства автоматического включения резерва УАРТ – устройства автоматической разгрузки по току. ШТР 1-10,13,14,15,35. ШТР 2- 1,2,3,4,5,6,7,8,9,11,12,18,19,20. ШР 1-16,17,21,25,26,27,31,32,33,34. ШР 2 –22,23,24,28,29,30. 2.2 Расчет электрических нагрузок, компенсирующего устройства и выбор трансформатора Расчет электрических нагрузок группы электроприемников. Расчеты ведутся методом коэффициента максимума. Это основной метод расчета электрических нагрузок, который сводится к определению максимальных (Рм, Qм, Sм) рассчитанных нагрузок группы электроприемников. Рм. = Ки · Рсм.; Qм. = Км' · Qсм.; S  = .где Рм. - максимальная активная нагрузка, кВт; Qм. - максимальная реактивная нагрузка, квар; Sм. - максимальная полная нагрузка, кВА; Км. - коэффициент максимума активной нагрузки, определяется по и зависит от коэффициента использования и эффективного числа электроприемников; Км' - коэффициент максимума реактивной нагрузки; Рсм. - средняя активная мощность за наиболее нагруженную смену, кВт; Qсм. - средняя реактивная мощность за наиболее загруженную смену, квар. Рсм = Ки · ∑Р  н; Qсм. = Рсм · tg φ;где Ки - коэффициент использования электроприемников, определяется на основании опыта эксплуатации; Рн. - номинальная активная групповая мощность, приведенная к длительному режиму, без учета резервных электроприемников, кВт; tgφ - коэффициент реактивной мощности; nэ = F(n, m, Ки ср, Рн) - эффективное число электроприемников, может быть определено по упрощенным вариантам (8, табл.1.5.2); Ки ср - средний коэффициент использования группы электроприемников, Средний коэффициент мощности cos и средний коэффициент реактивной мощности tg φ. m - показатель силовой сборки в группе m = Рн. нб. / Рн. нм., где Рннб, Рннм - номинальные приведенные к длительному режиму активные мощности электроприемников наибольшего и наименьшего в группе. В соответствии с практикой проектирования принимается Км' = 1,1 при nэ< 10; Км' = 1 при nэ> 10. Производим расчет нагрузок и составляем сводную ведомость нагрузок по электромеханическому цеху ∑Р м = Км · ∑Р см ;где Pм - максимальная активная нагрузка,(кВт) Kм - коэффициент максимума активной нагрузки Произведем расчет нагрузок на ШТР – 1, ШТР-2, ШР-1, ШР-2. Кран мостовой работает в повторно-кратковременном режиме, с ПВ = 60%, приведем мощность электроприемника к длительному режиму: Рн. = Рп. · √ПВ = 46000 · √0,60 = 36 Определяем среднюю активную, реактивную и полную мощности за наиболее нагруженную смену: Рсм = Ки · ∑Р н ; Qсм = Рсм tgφ; S = ; Для примера возьмём кран мостовой: Ки = 0,1; Рсм. = 0,1 · 36 = 3,6 кВт; Qсм. = 3,6 · 1,73 = 6 кВар; Sсм.=  = 7 кВ · А;Iм. = Sм. (ШТР-1) / √3 · Uн. = 7 / 1,73 · 0,38 = 11 А. Номинальная мощность трансформатора. Наивыгоднейшая мощность трансформатора зависит от многих факторов: величины и характера графика электрической нагрузки; длительности нарастания нагрузки по годам; числа часов работы объекта электроснабжения; стоимости энергии и др. Указанные факторы сочетаются различным образом и изменяются во времени. Определяем расчетную мощность трансформатора с учетом потерь но без компенсации реактивной мощности: Sт ≥ Sр = 0,7Sвн = 0,7 · 169,9 = 118,9кВ · А. Sт ≥ 118,9кВ · А По выбираем трехфазный масляный трансформатор типа ТМ – 160/ 35/ 0,4. Рассчитываем коэффициент загрузки трансформатора Кз = Sнн/ Sт; Кз = 157,9 / 160 = 0,9. U1н = 35; 10 U2н = 10; 0.4 Uк = 4,5%. Мощность потерь: Рхх = 510 кВт; Ркз = 2650кВт; Lхх = 2.4%. Выбрана цеховая КТП 160 – 35/0.4; Кз = 0.9. Передача значительного количества реактивной мощности из энергосистемы к потребителям нерациональна по следующим причинам: возникают дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения, обусловленные загрузкой их реактивной мощностью, и дополнительные потери напряжения в питательных сетях. Ввод источника реактивной мощности приводит к снижению потерь в период максимума нагрузки в среднем на 0,081 кВт/квар. В настоящее время степень компенсации в период максимума составляет 0,25 квар/кВт, что значительно меньше экономически целесообразной компенсации, равной 0,6квар/кВт. При выборе средств компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий необходимо различать по функциональным признакам две группы промышленных сетей в зависимости от состава их нагрузок: первая группа - сети общего назначения (сети с режимом прямой последовательности основной частоты 50 Гц.); вторая группа – сети со специфическими нелинейными, несимметричными и резко переменными нагрузками. Наибольшая суммарная реактивная нагрузка предприятия, принимаемая для определения мощности компенсирующей установки равна: QM1=KHCQP, где KHC – коэффициент учитывающий несовпадения по времени наибольшей активной нагрузки энергосистемы и реактивной нагрузки предприятия. По входной реактивной мощности QЭ1 определяют суммарную мощность компенсирующего устройства предприятия, а по назначению QЭ2 регулируемую часть компенсирующего устройства. Суммарную мощность компенсирующего устройства QЭ1 определяют по балансу реактивной мощности на границе электрического раздела предприятия и энергосистемы в период наибольшей активной нагрузки энергосистемы: QK1=QM1+QЭ2. Для промышленных предприятий с присоединяемой суммарной мощностью трансформаторов менее 750 кВ*А, значение мощности компенсирующего устройства QЭ1 задается энергосистемой и является обязательным при выполнении проекта электроснабжения предприятия. По согласованию с энергосистемой, выдавшей технические условия на присоединение потребителей, допускается принимать большую по сравнению с QЭ1 суммарную мощность компенсирующего устройства, если это снижает приведенные затраты на систему электроснабжения предприятия в целом. Средствами компенсации реактивной мощности являются в сетях общего назначения батареи конденсаторов (низшего напряжения – НБК и высшего напряжения – ВБК) и синхронные двигатели в сетях со специфическими нагрузками, дополнительно к указанным средствам, силовые резонансные фильтры (СРФ), симметрирующие и фильтросимметрирующие устройства, устройства динамической и статической компенсации реактивной мощности с быстродействующими системами управления (СТК) и специальные быстродействующие синхронные компенсаторы (ССК). РсмΣ = 21,6 + 96 + 25 + 27 = 169,6 кВт; QсмΣ = 23 + 104 + 29 + 38 = 194 кВар; SсмΣ =  √169,62 + 1942 = 257 кВ · А;РсмΣ = 169,6 кВт; QмΣ = 194 кВар; SмΣ = 257 кВ ·А; cosφ = PсмΣ / SсмΣ = 169,6 / 257 = 0,65 ; tgφ = QсмΣ / PсмΣ = 194 / 169,6 = 1,1 Исходные данные для выбора компенсирующего устройства приведены в (табл. 4) Таблица 4 Исходные данные
Определяем расчетную мощность компенсирующего устройства: Qкр = α · Рсм · (tgφ – tgφк) α = 0.9; Рсм = 169,6 кВт; Qкр = 0.9 · 169,6 (1,1– 0,65) = 69 кВар; Применяется cosφк = 0.9, тогда tgφк = 1,1; Из (7, табл. 31.24) выбирается 5× КС-0,38-18-ЗУЗ(1УЗ) Определяется фактическое значение tgφф и cosφф после компенсации реактивной мощности:  Qкст = 5×18; Pм = 169,6; tgφф= 1,1 - (5 · 18 / 0,6 · 169,6) = 0,51 cosφф = 0,6; Результаты расчетов заносятся в сводную ведомость нагрузок (табл. 3.1). Таблица 4.1 Сводная ведомость нагрузок
Определяется расчетная мощность трансформатора с учетом потерь.  Рт = 0.02 Sнн = 0.02 · 157,9 = 3,16 кВт; Qт = 0.1 Sнн = 0,1 · 157,9 = 15,8кВар; Sт =  √ 3,162 + 15,82 = 16,11кВ · А.По (5) выбираем трансформатор типа ТМ 160 – 35 / 0,4; U1н. = 35;10 кВ; U2н. = 10;0.4кВ; Мощность потерь: Pх.х. = 510 кВт; Pкз. = 2650 кВт; Lх.х. = 2,4%. Рассчитываем коэффициент загрузки трансформатора: Кз = Sнн/ Sт; Кз = 105,5 / 160 = 0,65. Рекомендуемый коэффициент загрузки трансформатора 0.5 – 0.7. 2.3 Расчёт и выбор элементов ЭСН 2.3.1 Выбор аппаратов защиты и распределительных устройств При эксплуатации электросетей длительные перегрузки проводов и кабелей, КЗ вызывают повышение температуры токопроводящих жил больше допустимой. Это приводит к преждевременному износу их изоляции, следствием чего может быть пожар, взрыв во взрывоопасных помещениях, поражение персонала. Для предотвращения этого линия ЭСН имеет аппарат защиты, отключающий поврежденный участок. Аппаратами защиты являются: автоматические выключатели, предохранители с плавкими вставками и тепловые реле, встраиваемые в магнитные пускатели. Автоматические выключатели являются наиболее совершенными аппаратами защиты, надежными, срабатывающими при перегрузках и КЗв защищаемой линии. ВА 51 имеют среднюю коммутационную способность. ВА 52 — повышенную. Автоматические выключатели выбираются согласно условиям: для линии без ЭД - Iн.а.≥ Iн.р.; Iн.р.≥ Iдл; для линии с одним ЭД - Iн.а.≥ Iн.р.; Iн.р.≥ 1,25 Iдл; для групповой линии с несколькими ЭД - Iн.а.≥ Iн.р.; Iн.р.≥ 1,1Iдл. Производим расчет и выбор ШТР-1, ШТР-2, ШР-1, ШР-2, РП1и вводных выключателей: Исходные данные для расчетов аппаратов защиты берутся из сводной ведомости нагрузок. Линия Т – ШНН - 1SF (без ЭД): Определяем ток в линии: Sт. = 160кВ · А; Iт. = Sт. /  3 · Uн.;Iт = 160 / 1.73 · 0.4 = 231 А; Iн.р. >231 А; АВ на ШТР и ШР ΣSна ШТР-1=32,8/1.73×0.4=47,5кВ×A ВА ΣSна ШТР-2=77,8/0.69=112,7кВ×A ΣSна ШР-1=19,4/0.69=28,11кВ×A ΣSна ШР-2=21,4/0.69=31кВ×A IОбрШТР-1 Im / √3Uнк Продольно-строгальный станок: Iобр=3,1/ 0,69=4,5 А Продольно фрезерный станок: Iобр=3 / 0,69=4,3 Кран мостовой: Iобр=1,1 / 0,69=1.6 IОбрна ШТР-2 Карусельный фрезерный станок: Iобр=1,7/ 0,69=2,5 Станок заточный: Iобр=0,4 / 0,69=0,6 Станок наждачный: Iобр=0,2 / 0,69=0,3 Вентилятор приточный: Iобр=5,3 / 0,69=7,7 Вентилятор вытяжной: Iобр=5,1 / 0,69=7,4 Плоскошлифовальный станок: Iобр=3,1 / 0,69=4,5 Резьбонарезной станок: Iобр=0,2 / 0,69=0,3 Токарно-револьверный станок: Iобр=2,5 / 0,69=3,8 IОбр на ШР-1 Резьбонарезной станок: Iобр=0,5 / 0,69=0.7 Полуавтомат фрезерный: Iобр=2,2 / 0/69=3,2 Полуавтомат зубофрезерный: Iобр=1.5 / 0,69=2,6 IОбр на ШР-2 Полуавтомат фрезерный: Iобр=2,2 / 0,69=3,2 Зубофрезерный станок: Iобр=2,4 / 0,69=3,5 Выбираем автоматический выключатель на каждый станок. ШТР-1 ВА 51-25 Iн.а=25 Iн.р=5 Iоткл КА=1.5 ШР-1 ВА 51-25 Iна=25 Iнр=1 Iоткл КА=1.5 Uн=220/380 ПР-8706 ШРМ-68 Вводной кабель: ВВГ 3×16 Uн=220/380 ПР-9179 ШРМ-95 2.4 Расчёт токов КЗ и проверка элементов в характерной линии ЭСН 2.4.1 Выбор точек и расчёт токов КЗ Произведем расчет токов короткого замыкания (трехфазное КЗ) в следующих точках: на линейных вводах высшего напряжения трансформатора ППЭ; на секции шин 6 кВ ППЭ и РП; на шинах 0,4 кВ наиболее мощной цеховой подстанции (Рис 7.1)  Рисунок 1. Расчетная схема ТКЗ и схема замещения Расчет ТКЗ в точке К1. Принимаем базисные условия: Sб=Sс=1700 МВА; Uб=115 кВ; Хс=0,15;Ес=1. Определим базисный ток:  Сопротивление воздушной линии    Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке  Ударный ток КЗ  Расчет токов короткого замыкания в точке К-2 Принимаем базисные условия: Sб=Sс=1700 МВА; Uб=6,3 кВ; Хс=0,15;Ес=1. Определим базисный ток  Сопротивление трансформатора  Результирующее сопротивление схемы замещения до точки К-2  Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-2  Найдем токи подпитки от синхронных двигателей. Синхронные двигатели на 6 кВ располагаются в цехе (по 4 синхронных двигателя Рн = 800 кВт, Sн = 800 кВА; Рн = 630 кВт, Sн =630 кВА).   Сопротивление кабельных линий   Ток подпитки от СД цеха № 6 :  Ударный ток короткого замыкания в точке К-2  Расчет токов короткого замыкания в точке К-3 Сопротивление кабельной линии   Результирующее сопротивление схемы замещения до точки КЗ К-3  Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-3.  Ударный ток КЗ  Расчет токов короткого замыкания в точке К-4 Систему принимаем системой бесконечной мощности, сопротивление системы равно 0 (Sс =∞; хс =0) Сопротивление силового трансформатора ТП-1 rтр =9,4 мОм; хтр =27,2 мОм. Сопротивление трансформатора тока rтр - 0,05 мОм; хтр = 0,07 мОм. Сопротивление автоматического выключателя rав =0,41 мОм; хав =0,13м0м. Сопротивление контактов rк =0,01 мОм - для контактных соединений шинопроводов, rк = 1 мОм - для контактных соединений коммутационных аппаратов. Сопротивление шин rш = 0,033 мОм; хш =0,015 мОм. Сопротивление дуги rд =4 мОм. Результирующее сопротивление схемы замещения  Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-3.  Ударный ток КЗ  Таблица 5 Сводная ведомость токов КЗ.
2.4.2 Проверка элементов по токам Кз Ток в питающей линии ВЛЭП в нормальном режиме Iн.р. = 88 А; послеаварийном режиме - Iпар = 176 А. Предварительно выбираем выключатель ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1. Вк = I2 (t + Та) = (0,01 + 0,04 + 0,05)12,052 = 14,52кА2/с Таблица 6
Выключатель по условиям проверки проходит. Принимаем его к установке Выбор и проверка разъединителей, отделителей и короткозамыкателей предварительно выбираем разъединитель РНД-110/630Т1. Таблица 6.2
Разъединитель по условиям проверки проходит. Предварительно выбираем короткозамыкатель КЗ- 110Б-У1 Таблица 6.3
Короткозамыкатель по условиям проверки проходит Выбор и проверка выключателей на стороне 6кВ Выбираем выключатель на отводе трансформатора ТРДН -25000/110. Максимальный рабочий ток трансформатора с расщепленной вторичной обмоткой   Предварительно выбираем выключатель марки ВЭЭ-6-40/2500УЗ(ТЗ). Вк =I2 (t + Та ) = (0,08 + 0,1 + 0,05)  2 = 99,9Таблица 6.4
Данный выключатель по условиям проверки проходит. Для установки на ПГВ (РУНН), а также на РП принимаем ячейки марки К-98. Выбор и проверка трансформаторов тока По напряжению и току в первичной обмотки трансформатора тока выбираем трансформатор тока марки ТШЛ-10 КУЗ, Таблица 6.5
Проверку на динамическую стойкость не делаем, т.к. это - шинный трансформатор тока. Трансформаторы тока включены в сеть по схеме "неполной звезды" на разность токов двух фаз Чтобы трансформатор тока не вышел за заданные пределы класса точности, необходимо выполнение условия z2ном > z2 z2 = r2 = rпри.б + rпр + rк Для определения сопротивления приборов, питающихся от трансформаторов тока, необходимо составить таблицу - перечень электроизмерительных приборов, устанавливаемых в данном присоединении. Суммарное сопротивление приборов рассчитывается по суммарной мощности:  Таблица 6.6
Сопротивление соединительного проводов определяем по площади сечения и длине проводов (при установке приборов в шкафах КРУ l = 6 м, т.к. схема соединения - неполная звезда, то Iр =  I): Трансформатор тока по условиям проверки подходит Выбор и проверка трансформаторов напряжения Трансформатор напряжения на ПГВ (РУНН) выбираем по конструкции, схеме соединения; Ucном = U1ном, где Ucном - номинальное напряжение сети, к которой присоединяется трансформатор напряжения, кВ; U1ном - номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора, кВ; классу точности; S2ном > S2расч, где S2расч - расчетная мощность, потребляемая вторичной цепью, ВА; S2ном - номинальная мощность вторичной цепи трансформатора напряжения, обеспечивающая его работу в заданном классе точности, В А. Выбираем трансформатор напряжения марки НАМИ - 6. Таблица 6.7
Класс точности 1; S2ном =200 ВА > S2расч =33 ВА, трансформатор напряжения подобран правильно. Проверка кабельных линий на термическую стойкость Определим минимальное сечение кабельной линии отходящей от ПГВ к РП1 (для кабельных линий с бумажной изоляции и алюминиевыми жилами С = 85)  Выбор и проверка коммутационных аппаратов 0.4 кВ Выбираем автоматический выключатель на стороне 0,4 кВ трансформаторной подстанции № 1 (литейный цех). Таблица 6.8
Выключатель по условиям проверки подобран правильно. Уставка тока срабатывания защиты от перегрузки: Принимаем уставку Ірасц = 2500А. 2.4.3 Определение потери напряжения Расчёт потерь линейного (между фазами) напряжения в кабеле для мостового крана при трёхфазном переменном токе производится по формулам:  или (если известен ток)  где P – активная мощность, Вт; Q – реактивная мощность передаваемая по линии, ВАр; R – удельное активное сопротивление кабельной линии, Ом/м; X – удельное индуктивное сопротивление кабельной линии, Ом/м; L – длина кабельной линии, м; Uл – линейное напряжение сети, В; Uф – фазное напряжение сети, В. Таблица 7 Сводная ведомость по потерям напряжения
|