отчет диодам. Отчет. казанский государственный энергетический университет
 Скачать 412.32 Kb.
|
Институт электроэнергетики и электроники Кафедра «Электроснабжение промышленных предприятий» О Т Ч Е Т по производственной практике (проектной) ________________Билялова Зульфата Илфатовича_________, Фамилия И.О. обучающегося в род. падеже обучающего(ей)ся в группе ЭП-1-18 по образовательной программе направления подготовки _________13.03.02 Электроэнергетика и электротехника________ код и наименование направления подготовки направленность (профиль) программы _________________ Электроснабжение__________________ указывается наименование направленности (профиля) программы ОТЧЕТ ПРОВЕРИЛ Руководитель практики: _______________/_ Доломанюк Л.В._____ (подпись) (Ф.И.О.) «29» декабря 2021 г. ОЦЕНКА при защите отчета: _____________________________________ Председатель комиссии: _______________/__ Ившин И.В._______ (подпись) (Ф.И.О.) Члены комиссии: _______________/___ Доломанюк Л.В.__ (подпись) (Ф.И.О.) _______________/___ _____ (подпись) (Ф.И.О.) _______________/____________________ (подпись) (Ф.И.О.) «29» декабря 2021 г. Казань, 2021 г. СодержаниеВведение 3 1. Сбор и анализ данных для проектирования систем электроснабжения 4 2. Нормативно-техническая и эксплуатационная документация, стандарты, правила и нормы, применяемые при проектировании систем электроснабжения. 7 3.Выбор схемы электроснабжения 8 4.Выбор рационального напряжения 10 5.Выбор числа и мощности силовых трансформаторов 16 6.Расчёт тока короткого замыкания 18 7.Расчет и выбор питающей линии 21 8.Выбор шин 22 9.Релейная защита силового трансформатора 24 Заключение 24 Список литературы 26 ВведениеСистемы электроснабжения промышленных предприятий должны строиться таким образом, чтобы удовлетворять основным требованиям электроприемников в отношении надёжности электроснабжения, качества и экономичности. Надёжность электроснабжения достигается благодаря бесперебойной работе всех элементов энергосистемы и применению ряда технических устройств, как в системе, так и у потребителей: устройств релейной защиты и автоматики, автоматического ввода резерва и повторного включения, контроля и сигнализации. Целью курсового проекта является закрепление теоретических знаний, умения пользования технической литературой, а также ознакомление и приобретение навыков проектирования элементов системы электроснабжения. Основные задачи в области развития электроэнергетики в нашей стране, является решением ряда вопросов по проектированию главной подстанции промышленного предприятия: обеспечить надёжное и бесперебойное питание; уменьшить потери электроэнергии; обеспечить минимум затрат на монтаж и эксплуатацию оборудования; обеспечить техническую безопасность и удобство эксплуатации. 1. Сбор и анализ данных для проектирования систем электроснабжения Рисунок 1 – генеральный план 1 — сталеплавильный цех; 2— обжимно-заготовочный стан; 3 — мелкосортнопроволочный станок; 4— трубопрокатный цех; 5— цех горячей прокатки листа; 6— цех холодной прокатки листа; 7— блок ремонтных цехов Как видно, большинство цехов объединены в единый блок. Они имеют технологическую связь с помощью мостовых кранов и наземных механизмов без применения железнодорожного и автомобильного транспорта. Цеха горячей и холодной прокатки связаны между собой подземной конвейерной передачей. Железнодорожный транспорт выполняет лишь роль коммуникационной связи между цехами. Таблица 1
Электрические нагрузки  Рисунок 2 –активной и реактивной нагрузок Определяем Smax по формуле: Smax = Pmax / cosφ (1) Smax = 13100 / 0,81 ≈ 16173 кВА Определяем Qmax по формуле:  (2) Определяем tgφ по формуле: tgφ = Q max / P max . (3) tgφ = 9485 кВАр / 13100 кВт ≈ 0,72 Определяем sinφ по формуле: sinφ = tgφ * cosφ (4) sinφ = 0,72 * 0,81 ≈ 0,6 Определяем расход активной энергии за сутки по площади графика активной нагрузки: W а. сут = ∑P · t. (3) W а.сут = 10480 * 8 + 13100 * 2 + 10480 * 2 + 10800 * 1 + 10480 * 1 + 10300 * 1+ 10500* 1 = 173080 кВт · ч Определяем среднюю активную мощность за сутки по формуле: Pср = Wсут / 24. (4) Pср = 173080 / 24 ≈ 7212 кВт. Рассчитываем коэффициент заполнения графика: Kз.г. = Pср / Pмакс . (5) Kз.г. = 7212 / 13100 ≈ 0,6. 2. Нормативно-техническая и эксплуатационная документация, стандарты, правила и нормы, применяемые при проектировании систем электроснабжения.ГОСТ 464-79 Заземления для стационарных установок проводной связи, радиорелейных станций, радиотрансляционных узлов проводного вещания и антенн систем коллективного приема телевидения. Нормы сопротивления; ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения; ГОСТ 14254-96 Степени защиты, обеспечиваемые оболочками. Межгосударственный стандарт (Код IP) ; ГОСТ 16617-87* Электроприборы отопительные бытовые. Общие технические условия; ГОСТ 7677-82* Светильники. Общие технические условия; ГОСТ 30206-94 (МЭК 687-92) Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 02 S и 05 S) ; ГОСТ 30207-94 (МЭК 1036-90) Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 1 и 2) ; ГОСТ Р 50571.8-94 (МЭК 364-4-47-81) Электроустановки зданий. Часть 4. Требования по обеспечению безопасности. Общие требования по применению мер защиты для обеспечения безопасности. Требования по применению мер защиты от поражения электрическим током; ГОСТ Р 50571.11-96 (МЭК 364-7-701-84) Электроустановки зданий. Часть 7. Требования к специальным электроустановкам. Раздел 701. Ванные и душевые помещения; ГОСТ Р 50571.15-97 (МЭК 364-5-52-93) Электроустановки зданий. Часть 5. Выбор и монтаж электрооборудования. Глава 52. Электропроводки; ГОСТ Р 50807-95 (МЭК 755-83) Устройства защитные, управляемые дифференциальным (остаточным) током. Общие требования и методы испытаний; СНиП 2.08.02-89*  Общественные здания и сооружения;СНиП 3.05.06-85 Электротехнические устройства; СНиП 23-05-95* Естественное и искусственное освещение; СНиП 21-01-97* Пожарная безопасность зданий и сооружений; 3.Выбор схемы электроснабженияДля питания чугунолитейного завода с максимальной нагрузкой принимается глубокий ввод двумя воздушными линиями электропередачи. Система шин РУ вторичного напряжения 10 кВ одинарная, секционированная по числу силовых трансформаторов. Для уменьшения стоимости подстанции принимают схему без выключателей на стороне высшего напряжения (при напряжении 110 кВ) с перемычкой, оборудованной отделителями в соответствии с рисунком 2а, или с выключателями на стороне высшего напряжения при вводе напряжением 35 кВ в соответствии с рисунком 2б. Резерв линий и трансформаторов неявный. В нормальном режиме линии и трансформаторы работают раздельно. а)  б)  Рисунок 3 – Схема электроснабжения 4.Выбор рационального напряженияCледует определить величину рационального напряжения глубокого ввода (35 кВ;110 кВ; 220 кВ). Намечаю два наиболее вероятных в данных условиях задания варианта: 35/10 кВ, 110/10 кВ. При выборе возможных вариантов учитываю величину нагрузки и расстояние от ГПП до питающей подстанции. Для каждого варианта в соответствии со схемой на рисунке 2 ориентировочно выбирается основное оборудование: линия, силовые трансформаторы, выключатели, отделители, короткозамыкатели. Сечение провода определяется экономической плотностью с учётом потерь на корону. При двух линиях, работающих в неявном резерве, расчёт ведётся по току рабочего режима. Силовые трансформаторы выбираются ориентировочно по полной мощности потребителя с учётом резерва. Наиболее экономичны двух трансформаторные подстанции. Электрические аппараты выбираются по току нагрузки аварийного режима с учётом схемы. Например: для схемы а) на рисунке 2 следует выбрать четыре отделителя и два короткозамыкателя, а для схемы б) — три выключателя на напряжение 35 кВ. Капитальные затраты считаем по формуле: K = Kл + Kтр + Kоб., (6) где Kл – затраты на сооружение линий, тысячи рублей; Kтр – затраты на приобретение и монтаж трансформаторов, тысячи рублей; Kоб – затраты на приобретение и монтаж основного оборудования, тысячи рублей. Эксплуатационные расходы определяем по формуле: Cэ = Cп + Cа + Cэп, (7) где Cп – стоимость потерь электрической энергии, тысячи рублей; Cа – амортизационные отчисления, тысячи рублей; Cэп – стоимость содержания эксплуатационного персонала, тысячи рублей. Стоимость потерь определяем по формуле: Cп = ΔWгод · C0,, (8) где C0 – стоимость 1 кВт · ч электрической энергии, рубли; ΔWгод – потери активной энергии в год, кВт · ч. Потери энергии в год определяем как сумма потерь в линиях и силовых трансформаторах: ΔWгод = ΔWл + ΔWтр. (9) Потери в линиях определяются или по максимальному току, или по удельным потерям. Потери активной энергии в трансформаторах определяются по приведённым потерям мощности. Общие затраты определяем при числе вариантов больше двух по формуле: З = Сэ + 0,15 К, (10) где 0,15 – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений (для расчётов в электроэнергетике). Выбрать рациональное напряжение ввода на ГПП. 1) вариант 1 – 35/10 кВ; 2) вариант 2 – 110/10 кВ. Определяем технико-экономические показатели для каждого варианта. а) Расчётный ток (при максимальной нагрузке): Iрасч = Sмакс / (√3 · Uн). (12) Вариант 1. Iрасч = 16173 /( √3 · 35) ≈ 270 А. Вариант 2. Iрасч = 16173 /( √3 · 110) ≈ 85 А. б) Сечение проводов воздушной линии по экономической плотности тока: Sэк = Iрасч / (2 · iэк), (13) где iэк – экономическая плотность тока Вариант 1. Sэк = 270 / (2 · 1,3) ≈ 104 мм2. Вариант 2. Sэк = 85 /(2 · 1,1) ≈ 38 мм2. Таблица 2 – Каталожные данные трансформаторов
Таблица 3 –Капитальные затраты ( К ) по варианту 1
Таблица 4 – Капитальные затраты ( К ) по варианту 2
е) Эксплуатационные расходы. Потери активной энергии в линиях определяются по формуле: ΔWл.год. = n · ΔPл · L · K2з.л. · τ, (14) где n – число линий; ΔPл – потери мощности на 1 км линии АС-150 ([8], таблица 26-10); Kз.л – коэффициент загрузки линии при максимальной нагрузке. Kз.л. = Iмакс / Iдоп , (15) где Iмакс = Iрасч /2 – ток одной линии в рабочем режиме, А; Iдоп – длительно допускаемый ток на провод, А; τ – время потерь, ч, определяется в зависимости от cos φ и годового использования максимума нагрузки в год ([2], стр. 115, рисунок 4, 8). Вариант 1. Iмакс = 270 А / 2 = 135 А Kз.л = 135 А / 330 А ≈ 0,4. ΔWл.год. = 2 · 134 · 17,3 · 0,42 · 2000 = 1902800 кВт · ч. Вариант 2. Iмакс = 85 А / 2 = 43 А Kз.л. = 43 А / 265 = 0,2 ΔWл. год = 2 · 125 · 17,3 · 0,22 · 2000 = 284000 кВт · ч. Приведённые потери активной энергии в трансформаторах определяем по формуле: ΔWтр. год. = n(ΔPх.х + Kэ · (Iх.х. · Sн / 100)) · T + n · K2з.т. (ΔPк.з. + Kэ (Uк · Sн / 100)) · τ, (16) где ΔPх.х, ΔPк.з., Ix.x., Uк – каталожные данные трансформатора из таблицы 2; Kэ – экономический эквивалент реактивной мощности (коэффициент изменения потерь) по таблице 1; T – действительное время работы трансформатора в год (принимается равным количеству часов в не високосном году), ч; Kз.т. – коэффициент загрузки трансформатора при максимальной нагрузке. Kз.т. = Sмакс /( n · Sн), (17) где n – количество работающих трансформаторов. Вариант 1. Kз.т. = 16173 / (2 · 10000) ≈ 0,8. ΔWтр.год. = 2 (14,5 + 0,19 ( 0,8 ∙ 10000 / 100)) 8760 + 2 · 0,82 (65 + + 0,19 (7,5 · 10000 / 100)) 2000 = 889016 кВт·ч. Вариант 2. Kз.т. = 16173 / (2 · 10000) ≈ 0,8. ΔWтр. год. = 2(18 + 0,19 (0,9 · 10000 / 100)) 8760 + 2 · 0,82 (60 + + 0,19 (10,5 · 10000 / 100)) 2000 = 1056216 кВт · ч. Стоимость потерь активной энергии определяем по формуле: Cп = C0 (ΔWл + ΔWтр). (18) Вариант 1. Cп = 10.49 (1902800 + 889016) = 4969433 копеек. ≈ 50 тыс. руб. Вариант 2. Cп = 10.49 (284000 + 1056216) = 2385585 копеек. ≈ 24 тыс. руб. Амортизационные отчисления определяем по формуле: Cа = (Pл / 100) · Kл + (Pтр / 100) Kтр. + (Pв / 100) Kв , (19) где Pл , Pтр , Pв – амортизационные отчисления на линии, трансформаторы, выключатели, % ([2], таблица 6.1). Вариант 1. Cа = (3,5 / 100) · 249 + (6,3 / 100) · 26,4 + (6,3 / 100) ·15,5 ≈ 9,8 тыс. руб. Вариант 2. Cа = (3,5 / 100) · 194 + (6,3 / 100) · 50 + (6,3 / 100) ·30,2 ≈ 10,6 тыс. руб. Отчисления на обслуживание оборудования определяем по формуле: Cэп = (Pл / 100) Kл + (Pтр / 100) Kтр. + (Pв / 100) Kв, (20) где Pл , Pтр , Pв - отчисления на текущий ремонт и обслуживание, % ([2], таблица 6.1). Вариант 1. Cэп = (2,0 / 100) · 249+ (3,0 / 100) · 26,4 + (3,0 / 100) · 15,5 ≈ 5,4 тыс. руб. Вариант 2. Cэп = (2 / 100) · 194 + (3 / 100) · 50 + (3 / 100) · 30,2 ≈ 5,6 тыс. руб. Общие эксплутационные расходы определяем по формуле: Сэ = Сп + Са + Сэ.п. . (21) Вариант 1. Сэ = 50+ 9,8 + 5,4 = 65,2 тыс. руб. Вариант 2. Сэ = 24+ 10,6 + 5,6 = 40,2 тыс. руб. ж) Общие затраты при нормативном коэффициенте эффективности капиталовложений 0,15 рассчитываем по формуле: З = Сэ + 0,15К . (22) Вариант 1. З = 65,2 + 0,15 · 291 ≈ 109 тыс. руб. Вариант 2. З = 40,2 + 0,15 · 274 ≈ 81 тыс. руб. Данные расчетов для удобства сравнения сводятся в таблицу 5. Таблица 5
Из таблицы 5 видно, что показатели второго варианта (ввод напряжением 110/10 кВ ) ниже, следовательно, рациональным напряжением ввода для данных условий будет ввод 110кВ. 5.Выбор числа и мощности силовых трансформаторовВыбрать число и мощность трансформаторов для ГПП завода с условиями: Вариант 1. Два трансформатора по 10 МВ · А. В нормальном режиме трансформаторы будут работать с неполной нагрузкой. Коэффициент загрузки в часы максимума определяется по формуле (17): Kз.т. = 16,2 /(2 · 10) ≈ 0,8. Допустимая перегрузка в послеаварийный период составит: 1,4 · 10 = 14 МВ · А > 0,5 · 16,2 ≈ 8 МВ · А, что приемлемо (0,5 – 50% потребители первой категории). Вариант 2. Два трансформатора мощностью по 16 МВ · А. В нормальном режиме трансформаторы будут работать с недогрузкой. Коэффициент нагрузки в часы максимума: Kз.т. = 16,2 / (2 · 16) = 0,5. Допускаемая нагрузка в послеаварийный период составит: 1,4 · 16 = 22,4 > 16,2 МВ · А, что приемлемо. Вариант 3. Два трансформатора мощностью по 6,3 МВ · А. Допустимая максимальная мощность с учётом перегрузки 1,18 составит: Sмакс.т. = Kд.п. · 2 · Sном.т. (23) Sмакс.т. = 1,18 · 2 · 6,3 = 14,9 < 16,2 МВ · А. Третий вариант не удовлетворяет условию допускаемой систематической перегрузки, поэтому в дальнейшем не рассматривается. Таблица 6 – Каталожные данные трансформаторов
в) Определяем капитальные затраты . Вариант 1. К1 = 2 · 25 = 50 тыс. руб. Вариант 2. К2 = 2 · 27 = 54 тыс. руб. г) Определяем стоимость потерь электрической энергии в год по формуле: Cп = C0 · n (ΔPх.х. + Kэ (Iх.х. · Sн / 100)) T + C0 · n · K2з.т. (ΔPк.з. + + Kэ (Uк · Sн / 100)) τ. (24) Вариант 1. Cп = 10,49 · 2 (18+ 0,19 (0,9 · 10000 / 100)) 8760 + 10,49 · 2 · 0,82 · (60 + + 0,19 (10,5 · 10000 / 100)) · 2000= 1793599 копеек ≈ 18 тыс. руб. Вариант 2. Cп = 10,49 · 2 (58 + 0,19 (2,8 · 16000 / 100)) 8760 + 10,49 · 2 · 0,52 (104 + + 0,19 (10,5 · 16000 / 100)) 2000= 3903070 копеек ≈ 39 тыс. руб. д) Определяем амортизационные отчисления: Cа = 0,063K, (25) где 0,063 – амортизационные отчисления на оборудование подстанции – 6,3%. Вариант 1. Cа = 0,063 · 50 ≈ 3,2 тыс. руб. Вариант 2. Cа = 0,063 · 54 ≈ 3,4 тысяч рублей. е) Определяем общие эксплутационные расходы: Cэ = Cп + Cа. (26) Вариант 1. Cэ = 18 + 3,2 = 21,2 тыс. руб. Вариант 2. Cэ = 39 + 3,4 = 42,4 тыс. руб. Данные расчётов сводятся в таблицу 7. Таблица 7 – Сводная таблица для сравнения вариантов
При разнице эксплуатационных расходов по вариантам: (21,2 – 42,4) = -21,2 тыс. руб. первый вариант с установкой двух трансформаторов по 10 МВ · А является наиболее рациональным. В послеаварийном режиме один трансформатор может взять нагрузку: 1,4 · 10 =14 МВА. Потребители первой категории составляют: 0,5 · 16,2 ≈ 8 МВА. Потребители второй и третьей категорий допускают перерыв в питании на время, необходимое для восстановления нормального режима электроснабжения для второй категории не более 0,5 ч, для третьей не более 24 ч). Принимаются к установке два трансформатора мощностью по 10 МВА. 6.Расчёт тока короткого замыканияОсновные данные для расчёта указаны на схеме (рисунок 3). Мощность короткого замыкания на шинах вторичного напряжения питающей подстанции Sк = 1200 МВ · А. Составляется расчётная схема и схема замещения. Линии и трансформаторы работают раздельно. а)  S0 = SK =1200 МВ·А 115 кВ L = 17,3 км X0 = 0,4 Ом / км К 110 кВ SН1=SН2=16,2МВ·А К1 uк = 10,5 % б)  Рисунок 4 – Для расчёта токов короткого замыкания а) расчетная схема; б) схема замещения Принимается: Sб = 100 МВ · А; Uб1 = 110 кВ; Uб2 = 10 кВ. Определяем базисные токи: Iб1 = Sб / (√3 · Uб1). (28) Iб1 = 100 /( √3 · 110) = 0,5 кА. Iб2 = Sб /( √3 · Uб2). (29) Iб2 = 100 /( √3 · 10) = 6 кА. Определяется относительные базисные сопротивления элементов схемы по формуле (27): – системы Хб.1 = 100 / 1200 = 0,08; – линии Хб.2 = x0 · L · Sб / U2б1; (30) Хб.2 = 0,4 · 17,3· 100 / 1102 ≈ 0,05; – трансформатора Хб.3 = uк Sб /( 100·Sн.т) ; (31). Хб.3 = 10,5 · 100 / (100 · 16,2) ≈ 0,6. Определяем результирующее сопротивление: Хб рез. к1 = x*б1 + x*б2; (32) Хб рез. к1 = 0,08 + 0,05 = 0,13; Хб рез. к2 = x*б рез. к1 + x*б3; (33) Хб рез. к2 = 0,11 + 0,6 = 0,71. Определяется токи и мощности короткого замыкания для точки K1: Iп1 = I∞1 = Iб1 / Хрез. к1; (34) Iп1 = I∞1 = 0,5 / 0,13 = 3,9 кА; iу =√2·Ку ·Iп =2,55 · Iп- ударный ток, Ку – ударный коэффициент; (35) iу1 = 2,55 · 3,9 ≈ 10 кА; Sк = √3 · Uб · Iп; (36) Sк1 = √3 · 110 · 3,9 = 743 МВ · А. Определяем токи и мощности короткого замыкания для точки K2: Iп2 = I∞2 = Iб2 / x*рез. к2; (37) Iп2 = I∞2 = 6 / 0,71 = 8,5 кА; iу2 = 2,55 · 8,5 ≈ 21,7 кА; Sк2 = √3 · 10 · 8,5 ≈ 147 МВ · А. Данные расчётов заносят в таблицу 8. Таблица 8
7.Расчет и выбор питающей линииIрасч = 16173 /( 2 · √3 · 110) ≈ 49 А. Определяем экономически наивыгоднейшее сечение: Sэк = Iрасч / Iэ. (43) Sэк = 49 / 1,3 ≈ 38 мм2. Выбираем провод АС-70. Условию нагрева длительным током провод А-70 удовлетворяет, так как Iдоп = 265А > 49 * 2А. Определяем потерю напряжения: ΔUрасч= ΔU% = (√3 · Iрасч · L · 100 (r0cosφ + x0sinφ)) / Uн , (44) где r0 = 1000 /(γ · S), Ом/км; x0 = 0,4 Ом/км – для воздушных линий электропередач (ЛЭП) напряжением выше 1 кВ. r0 = 1000 / (32 · 70) = 0,5 Ом/км. ΔUрасч= ΔU% = (√3 · 49· 17,3 · 100 · (0,5 · 0,81 + 0,4 · 0,6)) / 110 000 = 0,45%. Выбранное сечение условию ΔUрасч < ΔUдоп удовлетворяет, так как ΔUрасч = 0,45%, а ΔUдоп = 5%, даже при аварийном режиме, по которому вёлся расчёт. Расчёт на потерю напряжения допускается вести по рабочему режиму. Выключатели для отходящих линий при нагрузках на вводах до 1000 А принимаются такими же, что и для ввода. Трансформаторы тока выбираются для ввода. Трансформаторы тока и трансформаторы напряжения по вторичной нагрузке можно не выбирать, так как для выбора нет данных. 8.Выбор шинДля распределительных устройств 6 кВ следует выбирать алюминиевые шины. Медь применяется только в исключительных случаях, когда по условиям внешней среды использование алюминия невозможно. Сечение шин должно удовлетворять условию нагрева длительным током, а также условию термической и динамической устойчивости при протекании по шинам токов короткого замыкания. Для распределительных устройств серии КРУ выбор шин сводится к проверке по вышеназванным условиям сечения, указанного в характеристике, принимаемой к установке ячейки. Сечение шин выбираеться по условию нагрева током нагрузки послеаварийного режима. Выбираем сечение шин вторичного напряжения.  Рисунок 5 –для выбора шин Определяется расчётный ток при максимальной нагрузке в послеаварийном режиме (действие автоматического ввода резерва (АВР) при отключении одного из трансформаторов) по формуле (12). Iрасч = 16173 / (√3 · 10) = 1102 А. Используя справочные таблицы ([4], таблица 1-33, стр. 41), выбирают алюминиевые шины марки АТ 8 x 80, с размером полосы (80 8) мм сечением 640 мм2, с допускаемым током 1320 А. Полоса установлена на ребро, как показано на рисунке 6. Расстояние между опорными изоляторами (пролёт) принимается: ℓ = 1000 мм. Расстояние между фазами а = 350 мм.  Рисунок 6 – Расположение полос на изоляторах Усилие, действующее между фазами, при трёхфазном коротком замыкании: F = 1,76 · i2y · (1 / a) · 10-1. (50) F = 1,76 · 11,5 2 (1 / 0,35) · 10-1 = 67 Н. Определяют механическое напряжение в шинах: σрасч = F · 1 / (10 · W), (51) где W – момент сопротивления шин. W = 0,17 · b2 · h, где b и h в см . (52) W = 0,17 · 0,82 · 8 ≈ 0,9 см3. σрасч = 67 · 1 /(10 · 2) = 3,35 МПа<σдоп=65МПа, Шины сечением 880 удовлетворяют условию динамической устойчивости. Пользуясь кривыми, находим температуру шин, до которой они нагреваются при коротком замыкании. Для этого определяем значение Ак при коротком замыкании. Aк = Aн + (I∞ / S)2 · tк, (53) где Ан – нормированный коэффициент (принимаем равным 0,5 · 104); tк = 1 с. Aк = 0,5 · 104 + (10000 / 1200)2 ·1 = 0,52 · 104A2· с/мм2. По кривой определяется температура к = 800С. Выбранные шины удовлетворяют условию термической устойчивости, т.к. к = 800С доп. = 2000С (7, таблица 5–11). 9.Релейная защита силового трансформатораВ зависимости от мощности трансформаторов, пользуясь правилами устройства электроустановок, следует наметить виды защит, которые должен иметь каждый трансформатор. Затем с учётом характера оперативного тока, выбранного для проектируемой подстанции и оборудования первичного напряжения следует выбрать схему защиты силового трансформатора. ЗаключениеСпроектированная ГПП чугунолитейного завода имеет следующую структуру. Предприятие получает питание от энергосистемы по одноцепной воздушной линии электропередачи длиной 17,3 км напряжением 110 кВ. в качестве пункта приема электроэнергии используется двухтрансформаторная подстанция глубокого ввода с трансформаторами мощностью 10000 кВА. Вся электроэнергия распределяется на напряжения 10 кВ по кабельным линиям. Были выбраны силовые трансформаторы типа ТМН-10000/110. Питающие линии марки АС-70, которые прокладываются на железобетонных опорах. Также выполнили поставленные цели и задачи, а имеено: обеспечили надёжное и бесперебойное питание; уменьшили потери электроэнергии; обеспечили минимум затрат на монтаж и эксплуатацию оборудования; обеспечили техническую безопасность и удобство эксплуатации. Список литературы1. Конюхова, Е.А. Проектирование систем электроснабжения промышленных предприятий (теория и примеры) : учебное пособие / Конюхова Е.А. — Москва : Русайнс, 2016. — 159 с. — ISBN 978-5-4365-0628-9. — URL: https://book.ru/book/919408 (дата обращения: 28.10.2021). — Текст : электронный. 2. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебник для студентов высших учебных заведений/Б.И. Кудрин. - М.: Интермет Инжиниринг, 2005. - 672 с: ил. 3. Дорошев К. И. Новые комплектные распределительные устройства напряжением до 35 кВ / К.И. Дорошев. – М.: Энергия, 1972. 4. Рожкова Л. Д. Электрооборудование станций и подстанций / Л.Д. Рожкова. – М.: Энергия, 1980. 5. Справочник по проектированию электроснабжения, линий электропередачи и сетей / Под редакцией Я. М. Большама, В. И. Круповича, М. Л. Самовера. – Изд. 2-е. – М.: Энергия, 1974. 6. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: Проектно-расчётные сведения. – Книга первая / Под общей редакцией А. А. Федорова и Г. В. Сербиновского. – М.: Энергия, 1980. 7. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования / Под редакцией Б. Н. Неклепаева. – Изд. 3-е. – М.: Энергия, 1978. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
