Курсач мой 2.2 по госту 2.105

Введение.

Развитие основной электрической сети ЕЭС России в ближайшей перспективе будет связано, в первую очередь, с обеспечением энергетической независимости отдельных регионов России, обеспечением надежной выдачи мощности электростанций и надежного электроснабжения потребителей, а также с усилением межсистемных связей в объеме, повышающем уровень взаимного резервирования объединенных электроэнергетических систем. Для выдачи мощности электростанций, повышения надежности электроснабжения потребителей и эффективности функционирования формирующегося рынка электроэнергии и мощности потребуется ввод линий электропередачи напряжением 330, 500, 750 и 1150 кВ, сооружение которых намечено или уже частично осуществляется в различных регионах России. необходимый объем вводов электрических сетей напряжением 330 кВ и выше оценивается величиной более 20 тыс. км. Намечаемые масштабы развития электроэнергетики потребуют значительных инвестиций, которые за период до 2015 года оцениваются величиной более 70 млрд долл. США.

Курсовой проект состоит из пояснительной записки, в которой содержится: общая часть, характеристика объекта проектирования, категории потребителей электроснабжения, ведомость электрических нагрузок, специальная часть, расчет электрических нагрузок «методом коэффициента использования», компенсация реактивной мощности, расчет и выбор силового трансформатора, выбор типа КТП, расчет ЦЭН и выбор схемы электроснабжения, расчет и выбор сечения токоведущих частей, выбор оборудования ниже 1000 В, расчет токов короткого замыкания, выбор высоковольтного электрооборудования, охрана труда, меры безопасности при обслуживании оборудования КТП.

Графическая часть представлена на двух листах план эл. оборудования и схема электроснабжения.

1. Общая часть

1.1. Характеристика объекта проектирования

Прессовый участок (ПУ) предназначен для штамповки деталей электротехнической промышленности. Он является составной частью крупного завода электроизделий. На нем предусмотрены: станочное отделение, где размещен станочный парк; ремонтная мастерская, служебные, вспомогательные и бытовые помещения. Транспортные операции выполняются с помощью кран-балки и наземных электротележек.

Участок получает электроснабжение (ЭСН) от собственной транспортной подстанции (ТП) 10/0,4 кВ, расположенной в пристройке здания. Распределительные устройства (РУ) потребителей ЭЭ размещены в станочном отделении. От этой же ТП получают ЭСН еще два участка с дополнительной нагрузкой каждый (S=250 кВ*А, cosφ=0,8; Кп=0,5).

Все электроприемники относятся к 2 категории надежности ЭСН. Количество рабочих смен – 3.

Грунт в районе здания – глина с температурой +15 С. Каркас здания сооружен из блоков-секций длиной 8 и 6 м каждый. Размеры здания A*B*H=48*30*7 м. Все помещения, кроме станочного отделения, двухэтажные высотой 3,2 м. Перечень ЭО цеха металлорежущих станков дан в таблице 3.17. Мощность электропотребления (Рэп) указана для одного электроприемника. Расположение основного ЭО показано на плане

Пожароопасной зоной называется пространство внутри и вне помещений в пределах которого постоянно или периодически обращается горючие (сгораемой) вещества. Пожарная категория В – производства, связанные с применением жидкостей с температурой вспышки паров выше 61 C; Горючих пылей или волокон, нижний предел волокон, нижний предел воспламенения которых более 65 г/см3; веществ, способных гореть при взаимодействии с водой, кислородом воздуха или одно с другим; твердых, сгораемых веществ и материалов. К этой категории относят большинство промышленных производств.

Взрывоопасной считается зоны в помещении в пределах до 5 м по горизонтали и вертикале от технологического оборудования (аппаратов), из которого возможно выделение горячих газов или паров ЛВЖ при условии, если объем взрывоопасных смеси равен 5% или более свободного помещения. Взрывоопасные зоны согласно ПУЭ подразделяется на следующие классы. Зоны класса В-IIа – зоны. распложенные в помещениях, в которых опасные состояния, характеризующие класс В-II, не имеют места при нормальной эксплуатации, а возможны только в результате аварий или неисправностей.

1.2 Категории потребителей электроснабжения

Согласно Правилам Устройства Электроустановок (ПУЭ) все потребители электроэнергии делятся на три категории. Ко второй категории относятся менее ответственные потребители. Их электроснабжение должно производится от двух независимых источников питания. Но для этой категории потребителей допустим более длительный разрыв электропитания, достаточный для переключения вручную оперативным персоналом или выездной аварийной бригадой. Ко второй категории потребителей относятся больницы и узлы связи, крупные предприятия и др.

1.3 Ведомость электрических нагрузок

Ведомость потребителей механического цеха представлена в таблице 1

Таблица 1 Перечень электрооборудования подстанции механического цеха серийного производства

№ на плане	Наименование ЭО подстанции	вариант	Примечание
		2
		Рэп, кВт
1	2	4
1…3	Кузнечно-штамповочные автоматы	21,7
4…8	Прессы электромеханические	13,9
9…12	Прессы фрикционные	17,2
13	Кран-балка	8,5	ПВ=40%
14…18	Молоты ковочные	12,3
19,20	Вентиляторы	5
21…26	Прессы кривошипные	20	ПВ=60%
27,28	Насосы масляные	4
29,30	Наждачные станки	2,5	1 - фазные
31,32	Шлифовальные станки	11,5
33,34	Сверлильные станки	2,5

2 Расчетная часть

2.1 Расчет электрических нагрузок

Расчет произведем методом упорядоченных диаграмм, так как этот метод является наиболее точным в расчетах, и применяется для вновь проектируемых или реконструируемых объектов, на основании плана – расположения электроприемников. Для расчета возьмем данные всех электроприемников из ведомости электрических нагрузок.

Определим номинальную установленную мощность, Pну, кВт, приведенную к ПВ=100% для каждого электроприемника, по формуле

(1)

где Pн1 – номинальная мощность одного электроприемника, кВт;

n – количество, шт.

Определим модуль сборки m, для групп электроприемников, по формуле

(2)

где Pн1max – максимальная номинальная мощность одного электроприемника, кВт;

Pн1min – минимальная номинальная мощность одного электроприемника, кВт.

Определим активную среднюю мощность за максимально нагруженную смену, Pcm, кВт, по формуле

(3)

где Pну - номинальная установленная мощность, кВт;

Ки – коэффициент использования, [3, ст.82].

Определяем реактивную среднюю мощность за максимально нагруженную смену, Qcm, кВАр, по формуле

(4)

где Pcm - активная средняя мощность за максимально нагруженную смену, кВт.

Определим средний коэффициент использования, Ки, для группы электроприемников, по формуле

(5)

где ΣPcm – сумма средних мощностей группы электроприемников, кВт;

ΣPну – сумма номинальных установленных мощностей группы электроприемников, кВт.

Определим эффективное число электроприемников, nэ, для группы А по формуле

(6)

где ΣPcm – сумма средних мощностей группы электроприемников, кВт;

Pн1max – максимальная номинальная мощность одного электроприемника, кВт.

Определим эффективное число электроприемников, nэ, для группы Б, по формуле

(7)

где nд – количество ЭП, шт.

Определим расчетную максимальную активную мощность, Pраст, кВт для группы электроприемников, по формуле

(8)

где ΣPcm – сумма средних активных мощностей группы электроприемников, кВт;

Kм – коэффициент максимума [3, ст.90]

Определим расчетную максимальную реактивную мощность, Qраст, кВАр для группы электроприемников, по формуле

(9)

где ΣQcm – сумма средних реактивных мощностей, кВАр;

Км’ – коэффициент максимума, Kм=1.

Определим полную расчетную мощность, Sp, кВА, для группы электроприемников, по формуле

(10)

где Pp - расчетную максимальную активную мощность, кВт;

Qp - расчетную максимальную реактивную мощность, кВАр.

Определим ток расчетный, Iр, А, для группы электроприемников, по формуле

(11)

где Pн1 – номинальная мощность одного электроприемника, кВТ;

Uн – номинальное напряжение сети, В;

cos φ – коэффициент активной мощности, [3, ст.82].

Результаты расчета обеспечивают правильный выбор токоведущих частей и силовых трансформаторов.

Результаты расчетов нагрузок по коэффициенту расчетной активной мощности сводят в таблицу 2

2.2 Компенсация реактивной мощности

Реактивной мощностью называют часть полной мощности, вырабатываемой генератором, которая расходуется на создание электромагнитных полей в электродвигателях, трансформаторах, линиях передач.

Определим коэффициент мощности cosφ, по формуле

(12)

где P – активная мощность, кВт;

S – полная мощность, кВА.

Физическая сущность коэффициента мощности заключается в том, что он показывает какую часть активной мощности потребляют приемники от полной мощности, подводимой к ним. Существует также нормативный коэффициент мощности cosφн, с которым сравнивают cosφр. Нормативный коэффициент мощности задается энергоснабжающей организацией. Cosφн = 0.92…0.95.

Определим расчетный коэффициент мощности молотового цеха, cosφр, по формуле

(13)

где Pp – максимальная расчетная активная мощность, кВт;

Sp – максимальная расчетная полная мощность, кВт.

Cosφp получился меньше cosφн следовательно рассчитаем сколько реактивной мощности нужно отдать в сеть, ΔQку, кВАр, чтобы повысить cosφр до нормы, по формуле

(14)

где Pcm – средняя активная мощность за максимально загруженную смену, кВт;

tgφр – расчетный коэффициент реактивной мощности;

tgφн – номинальный коэффициент реактивной мощности.

После определения ΔQку, выберем тип, число и мощность компенсационных устройств. Число зависит от категорий элетроприемников.

Рассчитаем два варианта выбора конденсаторных батарей, так как приемники первой и второй категорий.

Определим номинальную мощность конденсаторных батарей Qнб, кВАр, для двух вариантов, по формуле

(15)

где Qky – потери реактивной мощности, кВАр;

nt – количество конденсаторных батарей.

1в) nt=2

2в) nt=3

Определим вид конденсаторных батарей, [1, ст.306]:

1в) УКБН – 0,38 – 200 – 50УЗ;

2в) УКБ – 0,38 – 150УЗ;

Определим реактивную мощность всех конденсаторных батарей, Qнку, кВАр по формуле

, (16)

где nб – число батарей

Qнб1 – номинальная мощность одной батареи, [1, cт.306], кВт;

1в)

2в)

Возьмем три конденсаторных батареи типа УКБ – 0,38 – 150УЗ, так как их мощность значительно приблизит коэффициент мощности расчетный, сosφp к нормативному cosφн.

2.3 Расчет и выбор силового трансформатора

Мощность силовых трансформаторов выбирается по полной мощности средней за максимально загруженную смену с учетом компенсации реактивной мощности Sсм кВА, по формуле:

(10)

где - активная средняя мощность за максимально загруженную смену, кВт

Qсм – реактивная средняя мощность за максимально загруженную смену кВАр

- сумма номинальной реактивной мощности выбранных конденсаторных батарей; кВАр

Определяем расчетную мощность Sт, кВА одного трансформатора по формуле

(11)

где: - число силовых трансформаторов; шт

По справочнику выбираем два трансформатора, для их сравнения и выбора более подходящего:

ТМ-400/10

Оформляют таблицу с паспортными данными трансформаторов по выбранной номинальной мощности.

Таблица 3 – Паспортные данные трансформаторов.

∆Рхх, кВт	∆Ркз, кВт	Uкз, %	Iкз, %	u * 35 руб
1,05	5,5	4,5	2,1	179000

Проверяют выбранные трансформаторы по коэффициенту загрузки в нормальном режиме работы, Кз, по формуле

(12)

Где Nт- количество трансформаторов, шт;

Sнт- номинальная мощность трансформатора, кВА;

К=(0,6÷0,8),

Учитывая перспективу развития производства данного объекта коэффициент загрузки в нормальном режиме работы, Кз, может увеличиваться. Коэффициент загрузки в аварийном режиме работы, Кзав, получился меньше 1,4, поэтому трансформатор может работать по 6 часов в течение 5 суток.

Определяют потери реактивной мощности при холостом ходе в трансформаторе, ∆Qхх, кВАр, по формуле

(14)

где: Iхх- ток холостого хода в трансформаторе, %, таблица 2;

Определяют потери реактивной мощности при коротком замыкании в трансформаторе, ∆Qкз, кВАр, по формуле

(15)

где Uкз- напряжение короткого замыкания в трансформаторе, %, таблица 2;

Определяют приведенные потери активной мощности при коротком замыкании в трансформаторе, ∆Р'кз, кВт, по формуле

(16)

где ∆Ркз- потери мощности при коротком замыкании в трансформаторе, кВт;

=5,5+0,03×18=6,04 кВт

Кэп- коэффициент эквивалентных потерь;

Кэп=0,01 ÷ 0,12

Определяют приведенные потери активной мощности при холостом ходе в трансформаторе, ∆Р'хх, кВт, по формуле

(17)

где ∆Рхх- потери мощности при холостом ходе в трансформаторе, кВт;

=1,05+0,03×8,4=1,302кВт

Кэп- коэффициент эквивалентных потерь;

Определяют полные приведенные потери активной мощности в трансформаторе, ∆Р'т, кВт, по формуле

(18)

где: Кз- коэффициент загрузки трансформатора;

Nт- количество трансформаторов, шт;

=(1,302+1,96×11,83)×2=26,28кВт

Определяют капитальные затраты на приобретение и эксплуатацию трансформатора, К, руб, по формуле

К=Ц ×Nт, руб (19)

где Ц- стоимость трансформатора, руб;

Nт- количество трансформаторов, шт;

К=179×2=358 тыс.руб

Определяют потерянную электроэнергию в трансформаторе, Ип,ээ, руб по формуле

Ип,ээ = ∆Р'т ×Тг ×Со, руб (20)

где ∆Р'т- полные приведенные потери активной мощности в трансформаторе, кВт;

Тг- число часов работы трансформатора в год;

Со- стоимость одного кВт энергии, руб;

Ип,ээ ==26,2*4304*17216=1941358796 руб.

Определяют издержки на амортизацию при эксплуатации трансформатора, Иа, руб, по формуле

Иа = Na*К/100, руб.

(21)

где К- капитальные затраты на приобретение и эксплуатацию трансформатора, руб;

Nа- норма амортизации трансформатора, %;

Nа=10%

Иа =10*358/100=35,8руб

Определяют затраты на приобретение и эксплуатацию трансформатора, З, руб, по формуле

З=N+Рн ×К, руб (22)

где N- издержки при эксплуатации трансформатора, руб;

К- капитальные затраты на приобретение и эксплуатацию трансформатора, руб;

Рн- нормативный коэффициент эффективного внедрения новой техники;

рн=0,15

З=35,8+0,15×358=89,5,руб

На основание выбора силового трансформатора выбираю КТП 400 со следующими данными.

2.4 Выбор типа КТП

Выбор КТП трансформатора представлен в таблице 4

Таблица 4- выбор КТП трансформатора

Показатель	КТП-400,
Номинальная мощность кВ*А Тип силового трасформаторов Тип шкафа на стороне 6 (10)кВ Тип шкафа на стороне 0,4кВ; -для ввода -линейные -секционные Тип коммутационного аппарата; -на стороне 6(10) кВ -на вводах и секционных 0,4 кВ -на отходящих линиях 0,4кВ	400 ТМФ ВВ (1,2 и 3) КБ(1,2 и 3) КБ-5(1,2 и 3) КБ-4 РВ-10\600 ПК-6(10) АВМ10СВ БПВ (1 и 2) с ПН-2

Трансформаторные подстанции являются одним из основных элементов СЭС. Они служат для приема, преобразования и распределения электроэнергии.

Подстанции и распределительные пункты классифицируются: по назначению: УРП, ГПП, ПГВ, ТП, ПП, ЦРП,РП; по конструктивному выполнению: открытые ( с оборудованием для наружной установки) и закрытые ( с оборудованием для установки в помещениях); по количеству трансформаторов: одно- и двух- трансформаторная; по расположению на территории предприятия.

Схема КТП представлена на рисунке 1

Рисунок 1 схема КТП

7