- •Г.Я. Вагин, е.Н.Соснина,
- •А.М. Мамонов, е.В.Бородин
- •Пособие по дипломному проектированию
- •Комплекс учебно-методических материалов
- •603950, Гсп-41, г. Нижний Новгород, ул. Минина, 24.
- •Содержание
- •Предисловие
- •Тематика дипломных проектов
- •Требования к заданиям на дипломное проектирование
- •1.2. Содержание задания проекта «Электроснабжение завода»
- •1.3. Содержание задания проекта «Реконструкция системы электроснабжения завода»
- •1.4. Содержание задания проекта «Энергоснабжение цеха или корпуса»
- •1.5. Содержание задания проекта «Энергоаудит завода или фирмы»
- •1.6. Содержание задания проекта «Энергоаудит газокомпрессорной или нефтеперекачивающей станции»
- •1.7. Содержание задания проекта «Энергоаудит цеха или корпуса»
- •1.8. Содержание задания проекта «Электрооборудование районной подстанции»
- •1.9. Содержание задания проекта «Реконструкция понизительной подстанции»
- •1.10. Содержание задания проекта «Разработка схемы электросетевого района»
- •1.11. Содержание заданий проектов научно-исследовательского характера
- •2 Методические рекомендации по выполнению проекта «электроснабжение завода»
- •2.1 Описание технологии завода
- •2.2 Выбор количества и мощности цеховых трансформаторов
- •2.3 Расчет компенсации реактивной мощности в сети 0,4 кВ цехов
- •2.4 Определение расчетных нагрузок по заводу
- •2.5 Построение картограммы нагрузок завода, определение места расположения гпп, рп и цеховых трансформаторных подстанций, выбор мощности трансформаторов гпп
- •2.6 Выбор схемы электроснабжения завода с технико-экономическим обоснованием
- •2.7 Расчет компенсации реактивной мощности в целом по заводу
- •2.8 Расчет токов короткого замыкания
- •2.8.1 Общие положения
- •2.8.2 Расчет тока короткого замыкания в точке к1
- •2.8.3 Расчет тока короткого замыкания в точке к2
- •2.8.4 Расчет тока короткого замыкания в точке к3
- •2.8.5 Расчет тока короткого замыкания в точке к4
- •2.9 Выбор оборудования на гпп и рп
- •2.9.1 Выбор схемы и оборудования ору 110 кВ
- •2.9.2 Выбор схемы и оборудования зру 6(10) кВ
- •2.10 Выбор сетей напряжением выше 1000 в
- •2.10.1 Выбор воздушных линий 110 кВ
- •2.10.2 Выбор способа прокладки и сечения сетей 6(10) кВ
- •2.11 Расчет показателей качества электроэнергии
- •2.11.1 Вводные замечания
- •2.11.2 Расчет отклонений напряжения
- •2.11.3 Расчет колебаний напряжения
- •2.11.4 Расчет несинусоидальности напряжения
- •2.12 Выбор релейной защиты
- •2.12.1 Защита понижающих трансформаторов
- •2.12.2 Расчет токов замыканий для цепей релейной защиты
- •2.12.3 Защита отходящих линий
- •2.12.4 Защита электропечных установок
- •2.12.5 Защита синхронных и асинхронных электродвигателей напряжением выше 1 кВ
- •2.12.6 Микропроцессорные защиты
- •2.13 Учет и измерение электроэнергии
- •2.14 Мероприятия по энергосбережению
- •3 Методические рекомендации по выполнению проекта «электрооборудование районной подстанции»
- •3.1 Расчет электрических нагрузок на шинах подстанции
- •3.2 Выбор количества и мощности трансформаторов
- •3.3 Расчет токов короткого замыкания
- •3.4 Выбор оборудования подстанции
- •3.5 Выбор оперативного тока и автоматики
- •3.6 Расчет заземления подстанции
- •3.7Расчет молниезащиты подстанции
- •3.8 Расчет и выбор релейной защиты
- •3.9 Измерения и учет электроэнергии
- •4. Методические рекомендации по выполнению организационно-экономической части дипломного проекта*
- •4.1 Общая часть
- •4.2 Проекты реконструкции или строительства объектов
- •4.2.1 Разработка календарного плана-графика выполнения работ
- •4.2.2 Определение капитальных затрат
- •4.2.3 Определение годовых издержек эксплуатации
- •Затраты на ремонт и обслуживание Сро складываются из следующих составляющих:
- •Где, - затраты на капитальные ремонты, руб./год;
- •4.2.4 Расчет поступлений по проекту
- •4.2.5 Расчет показателей достоинства проекта
- •4 .3 Проектирование системы электроснабжения промышленного предприятия
- •4.3.1 Технико-экономическое обоснование вариантов технических решений.
- •4.3.2 Определение технико-экономических показателей
- •4.3.3 Графическая часть
- •4.4 Организационно-экономическая часть научно-исследовательских работ
- •4.4.1 График основных этапов проведения нир и расчет затрат
- •4.4.2 Определение капитальных затрат сравниваемых вариантов
- •4.4.3 Определение эксплуатационных затрат сравниваемых вариантов
- •4.4.4 Определение экономического эффекта от применения пк
- •4.4.5 Определение срока окупаемости проекта
- •4.4 Энергоаудит
- •Приложение а
- •Шкафы кру серии к-104м и к-104мс1
- •Типовые схемы главных цепей шкафов кру к-104м и к-104мс1
- •Шкафы кру серии к-105 и к-105с1
- •Основное оборудование, встраиваемое в шкафы к-105 и к-105с1
- •Типовые схемы главных цепей шкафов кру к-105 и к-105с1
- •Трансформаторы тока измерительные на 6 и 10 кВ с номинальным вторичным током 1 а, 5 а
- •Трансформаторы напряжения
- •Приложение б Пример выполнения локальной сметы
- •Приложение в
- •Приложение г Пример технико-экономического сравнения двух вариантов электроснабжения цехов машиностроительного завода
- •Приложение д Пример технико-экономического сравнения двух вариантов системы электроснабжения предприятия
3.6 Расчет заземления подстанции
На РПП предусматривается защитное заземление, обеспечивающее защиту обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения к металлическим частям, которые нормально не находятся под напряжением, но могут оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции.
В расчете заземления не учитываются естественные заземлители, которые на РПП, как правило, отсутствуют. Поэтому расчет осуществляется только для заземлений, выполняемых искусственно.
Искусственное заземляющее устройство может выполняться из прутковой или полосовой стали в виде сетки на глубине 0,5 0.7 м, к которой присоединяется заземляемое оборудование. Расстояние между полосами сетки должно быть не более 6м. Граница заземляющего устройства должна находиться на территории подстанции на расстоянии не менее 3 м от ограждения.
Если сопротивление сетки превышает допускаемое по нормам ПУЭ, то к сетке добавляют вертикальные электроды длиной 3-5 м. Расстояние между электродами принимается не менее их длины.
Для закрытых РУ заземление выполняется в виде контура из горизонтального проводника или контура с вертикальными электродами по периметру здания на расстоянии 0,8 -1,0 м от фундамента.
Расчет заземляющего устройства РПП осуществляется в соответствии с рекомендациями [4], исходя из условия, что в любое время года его сопротивление RЗ не должно превышать допустимого значения.
3.7Расчет молниезащиты подстанции
Защита открытых распределительных устройств РПП осуществляется стержневыми молниеотводами. Небольшие подстанции 35/6-10 кВ могут быть защищены одним молниеотводом. На выcoтe hx защищаемого объекта (наиболее выступающих элементов ОРУ) радиус действия гх молниеотвода определяется по формуле:
гх = ha [1.6 / (1 + ( hx / h ) ∙ p )], (3.34)
где h - высота молниеотвода;
ha - активная высота молниеотвода;
р - коэффициент, равный:
р = 1 для молниеотводов при h < 30 м;
р = 5.5 / h для молниеотводов при h > 30 м.
ha = h- hx. (3.35)
Пользуясь формулой (10.1), подбирают высоту h молниеотвода так. чтобы зона его действия (круг площадью π ∙ rх2) полностью закрывала площадь подстанции на высоте hx.
На подстанциях, имеющих ОРУ 110 кB и выше, применяют два, три и большее число молниеотводов. При этом рекомендуется следующая последовательность расчета: намечается к установке минимальное количество молниеотводов (2, 3 или 4).строится общая зона действия молниеотводов и проверяется условие защищенности всей площади ОРУ. Если не удается добиться этого условия даже при увеличении высоты, молниеотводов, то принимают большее количество молниеотводов, заново строят общую зону защиты и т. д. Не следует идти по пути максимального увеличения высоты молниеотводов. Лучше установить больше молниеотводов средней высоты, что проще при монтаже и эксплуатации.
Общая зона действия двух стержневых молниеотводов показана на ри.2
Рисунок 3.2 – Зона защиты двух стержневых молниеотводов
Радиус действия rxопределяется по формуле (3.34), аbx– по формуле
bx = 4 ∙ rx [(7∙ha – a) / (14∙ha – a)] (3.36)
Зона действия трех и четырех молниеотводов показана на рисунках 3.3 и 3.4.
Рисунок
3.3 – Зона защиты трех
стержневых
молниеотводов Рисунок
3.4 – Зона защиты четырех
стержневых
молниеотводов
Внешние области зоны действия трех и четырех молниеотводов гх и bх определяются по формулах (3.34) в (3.36).
Объект высотой hx внутри гоны защиты будет защищен,если выполняется условие:
D ≤ 8 ∙ ha ∙ р, (3.37)
где D - диаметр окружности, проходящей через вершины треугольника, соединяющего основания молниеотводов (рисунок 3) или диагональ прямоугольника (рисунок 3.4).
Стержневые молниеотводы устанавливаются, как правило, на конструкциях ОРУ. Высота молниеотвода при этом определяется с учетом высоты несущих конструкций. При необходимости используются отдельно стоящие молниеотводы. На трансформаторных порталах молниеотводы могут быть установлены при соблюдении некоторых условий [8,15].
Токопроводящий спуск молниеотвода соединяется с заземляющим устройством ОРУ, если молниеотвод установлен на конструкции ОРУ .При этом должно быть установлено два - три или один - два вертикальных электрода длиной 3 - 5 м соответственно на таком же расстоянии от стойки с молниеотводом. Отдельно стоящие молниеотводы могут иметь собственные заземлители.
Защита зданий ЗРУ и закрытых подстанций, имеющих металлические покрытия кровли или железобетонные конструкции кровли, осуществляется заземлением этих покрытий или конструкции. Если такая защита невозможна, устанавливаются стержневые молниеотводы на крыше и заземляются.