- •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
3.2 Выбор количества и мощности трансформаторов
На районных понизительных подстанциях число трансформаторов в большинстве случаев принимается равным двум. Однотрансформаторные подстанции могут применяться для питания неответственных потребителей, чаще всего в сельской местности, при возможности обеспечения послеаварийного питания нагрузок первой категории по связям вторичного напряжения с соседних подстанций или других источников питания.
Подстанции с числом трансформаторов более двух применяются по условиям дальнейшего роста нагрузок или обеспечения высокой надежности питания особо ответственных потребителей с соответствующим технико-экономическим обоснованием.
В зависимости от напряжений и мощности подключаемых потребителей применяются двухобмоточные трансформаторы (на два напряжения ВН/НН), трехобмоточные или автотрансформаторы (на три напряжения ВН/СН/НН)
Двухобмоточные трансформаторы мощностью выше 25 МВА выпускаются с расщепленной обмоткой НН.
Выбор номинальной мощности трансформатора производится с учетом его перегрузочной способности:
(3.6)
где SНОМ.Т- номинальная мощность трансформатора; SРАСЧ. Т- расчетная мощность трансформатора.
(3.7)
где SТР.РАСЧ- суммарная расчетная мощность, передаваемая через трансформаторы (трансформируемая);
kп. ав - допускаемый коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийном режиме.
При трехобмоточных трансформаторах SТР.РАСЧопределяется суммарной нагрузкой потребителей среднего и низшего напряжений (СН и НН).
Допускаемый коэффициент перегрузки принимается kП. АВ=1,4 (ГОСТ 1429-85). Такая перегрузка допустима не более 5 суток при условии, что длительность максимума нагрузки не более 6 часов в сутки.
При выборе автотрансформаторов следует иметь в виду, что мощность обмотки НН не может быть больше типовой мощности SТИП. Типовая мощность составляет часть номинальной мощности, которая определяется коэффициентом выгодности Квыг (или коэффициентом типовой мощности КТИП).
КТИП= КВЫГ=SТИП/SНОМ= (UВН–UСН)/UВН (3.8)
После выбора номинальной мощности трансформатора определяется фактический коэффициент загрузки в номинальном и аварийном режиме (Кз.н и Кз.ав) и проверяется выполнение условия:
(3.9)
;(3.10)
Для автотрансформаторов дополнительно проверяется загрузка обмотки НН:
КЗ.Н =SНН/(2хSТИП); КЗ.АВ =SНН/SТИП (3.11)
В пояснительной записке приводятся паспортные данные выбранных трансформаторов.
3.3 Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов короткого замыкания производится для выбора аппаратов, проводов, шин и кабелей. Поэтому расчетным является наиболее тяжелый эксплуатационный режим (форсированный).
Нагрузки в расчете токов к.з. не учитываются, т.к. они значительно электрически удалены от расчетных точек короткого замыкания.
Для выбора аппаратов и проводников в качестве расчетных точек к.з. принимаются: сборные шины ВН или выводы трансформаторов со стороны ВН, сборные шины СН и НН.
Для выбора аппаратов и проводников рассчитываются:
а) I'' - действующее значение периодической составляющей начального (сверхпереходного) тока трехфазного короткого замыкания;
б) iУ - ударный ток,
, (3.12)
где КУ - ударный коэффициент;
в) ia.t - действующее значение апериодической составляющей тока к.з. в момент начала расхождений дугогасительных контактов выключателя. На данном этапе этот расчет выполняется ориентировочно по данным об усредненных значениях собственного времени отключения выключателей и корректируется после выбора выключателей в разделе 4):
(3.13)
где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей;
г) ВК– тепловой импульс тока,
ВК= (I'')2 ∙ (t ОТК+Та) (3.14)
где tОТК – время отключения тока короткого замыкания
t ОТК = t Р.З + t ОТК.В. (3.15)
где t Р.З – время действия основной релейной защиты;
t ОТК.В – полное время отключения выключателя.
Время действия релейной защиты задается руководителем дипломного проекта для конкретной схемы. Расчет окончательно уточняется после выбора выключателей. Результаты расчета токов короткого замыкания сводятся в таблицу 3.3.
Таблица 3.3 – Результаты расчета токов короткого замыкания
Расчетная точка короткого замыкания |
I”, кА |
IУ , кА |
IА. , кА |
ВК, кА2с |
|
|
|
|
|