МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ ПО КУРСОВОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ МДК.01.02 ОСНОВЫ ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ОБСЛУЖИВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО И ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПМ.01 Организация технического обслуживания и ремонта электрического и электромеханического о
методическая разработка на тему

Министерство образования Саратовской области

Государственное автономное профессиональное образовательное учреждение Саратовской области

«Саратовский областной химико-технологический техникум»

МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ

 ПО КУРСОВОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ

МДК.01.02

ОСНОВЫ ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ОБСЛУЖИВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО И ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

ПМ.01 Организация технического обслуживания и ремонта электрического и электромеханического оборудования

в рамках программы подготовки специалистов среднего звена (ППССЗ)

по специальности

13.02.11 Техническая эксплуатация и обслуживание

электрического и электромеханического оборудования

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение…………………….……………………………………………..……..…………4

1. Методические указания…………….……………………..………….….…………..5

2. Расчет мощности нагрузки…………………………………….………..…..………7

2.1 Расчет мощности ЭО цеха……………………………………………..……. 7

2.2 Расчет мощности осветительной нагрузки ………………………..…….. 8

2.3 Расчет мощности цеха………………………………………………..……….. 9

3. Выбор источников электропитания……………………………….…………..….18

3.1 Варианты источников электроснабжения……………………....……..… 12

3.2 Выбор трансформаторов при смешанной нагрузке………….…..….…12

3.3 Компенсация реактивной мощности……………….…………….……..…13

4. Разработка схемы электроснабжения………………….…………………...…..…14

4.1 Выбор трансформаторов……….………………………...…………...………14

4.2 Схемы подключения трансформаторов……….…………………...……...15

4.3 Выбор конструкции распределительного устройства…………...….…16

4.4 Выбор линий электроснабжения……….…………..……………….………17

4.5 Оформление схем электроснабжения………….…………..................……19

5. Выбор автоматических выключателей (и уставок защиты)……..………..…20

5.1 Параметры автоматических выключателей…………..….………….....…20

5.2 Выбор автоматических выключателей………………………...…...…...…22

5.3 Выбор уставок защит………………………………………………..…………22

6. Выбор проводов и кабелей……………………….……………………………….…23

6.1 Виды линий электрической передачи……….……………………….…….23

6.2 Выбор сечения линии электрической передачи…………………...…….24

6.3 Проверка выбранных проводников ЛЭП……….………………..……..… 25

7. Выбор магнитных пускателейи контакторов……………….…………......……26

8. Темы для вопроса глубокого изучения……….…...………...………………….… 26

Заключение…………………………………………………….…………………..……..…28

Приложения ………………………………………………….……..………….…..……..…29

1. Принятые сокращения ………………………..………….………...……..…..……..…29

2. Требования к оформлению курсового проекта........……………..…...…………30

3. Примерное содержание КП ........…………………………………………..………… 31

Литература…………………………………………………….………………...…...………32

ВВЕДЕНИЕ

Развитие промышленных предприятий, изменение мощности и графиков потребления электроэнергии приводят к усложнению систем электроснабжения, ужесточению требований к надежности и экономичности их работы. Особенностью электрической энергии является равенство вырабатываемой и потребляемой электрической мощности в любой момент времени. Важное место в подготовке высококвалифицированных специалистов по специальности 13.02.11 принадлежит изучению проблем электроснабжения промышленных объектов. 

Важнейшим этапом в развитии творческой деятельности будущих специалистов являются курсовые проекты.

В методическом пособии  кратко изложен комплекс вопросов по проектированию систем электроснабжения объектов теплоэнергетики и цехов промышленных предприятий на напряжение до 1 кВ, выбора источников питания и электротехнического оборудования. Имеются примеры расчетов. В приложениях приведены необходимые справочные данные оборудования проектируемой системы электроснабжения. Как правило это расчет распределительных сетей до 1 кВ, для не очень мощного оборудования (до 200 кВА). Рационально спроектированная система электроснабжения должна удовлетворять требованиям надежности, требуемого качества электроэнергиирезервирования и основным руководящим материалам [ 1, 2 ].  

Курсовой проект содержит:

1. расчет электрических нагрузок, выборчисла и мощности силовых трансформаторов, места расположения трансформаторной подстанции, разработку схемы электроснабжения, расчет токов электропотребителей и выбор электрических аппаратов;

2. раздел глубокого изучения. Проектные решения должны соответствовать требованиям основных нормативных документов и учитывать категорию электрооборудования.Объем пояснительной записки (ПЗ) проекта 25 листов А4, набранных в текстовом редакторе Word и 2 листа графической части.

1. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

Исходными данными для курсового проекта по МДК.01.02  «Основы технической эксплуатации и обслуживания электрического и электромеханического оборудования»   являются технические характеристики электрооборудования, установленного в цехе. Необходимые сведения о мощности, напряжении и загрузке оборудования выбираются, согласно варианта, из задания, выданного преподавателем. Все характеристики оформляют в виде таблицы, примерный вид которой показан в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Ведомость электрических нагрузок

В таблицу помещают: номинальную мощность РН и напряжение UH, коэффициент использования активной мощности КИ, коэффициент полезного действия η, коэффициент мощности cosφ, кратность пускового тока и количество электропотребителей. Мощность осветительной нагрузки определяют в процессе расчета. После таблицы указывают возможные источники питания, резервные источники, и рабочее напряжение.  

Для распределения электрической энергии в цехе применяют кабельные линии, токопроводы и проводки. Воздушные линии (ВЛ) применяют для внешнего электроснабжения цеха.Кабельные линии (КЛ)применяют для ЛЭП до 110 кВ. В основномКЛ используют для внутренних распределительных сетей. Они не требуют большой площади цеха на отчуждение, компактны. Промышленность выпускает кабели, нанагрузку до 300 А, этого вполне достаточно для подключения электрооборудования(ЭО) цеха [3]. Если ток нагрузки превышает указанную величину, то нужно выбирать шинопровод, его предельные токи лежат в пределах 250–10000 А.

Для напряжения до 600 В широко используют шинопроводы ШМА 73, ШМА 16, ШМА 5-1250 до 2500 Ас минимальной защитой IP20. При напряжении 6–35 кВ используют токопроводы ТЭНЕ СЭЩ, ШЗК СЭЩ, рассчитанные на рабочие токи 630–10000 А. Шинопроводы изготавливают с нулевым рабочим проводникомN и нулевым защитным проводникомРЕ. Шинопроводы имеют высокую термическую и электродинамическую стойкость.

В случае, если для электроснабжения выбрана ВЛ, то для выбора сечения проводовнужно учитывать условия эксплуатации – район по гололеду – Саратов относится к III району[3].

Некоторые аппараты (насосы и задвижки системы подпитки и др.) работают в кратковременном и повторно-кратковременном режимах, это значительно снижает среднюю потребляемую нагрузкой мощность. Поэтому даже при большой установленной мощности ЭО, используют трансформатор меньшей мощности. Режим работы может быть охарактеризован параметрами: время повторного включения ПВ%, или коэффициентом использования КИ.

Важно помнить, что отнесение ЭО к какой-либо категории по надежности электроснабжения влияет на схему подключения ЭО, числосиловых трансформаторов, а также на принимаемый коэффициент загрузки трансформаторов. Все эти особенности учитывают в схеме электроснабжения.

Коэффициент загрузки трансформатора КЗ рекомендуется принимать в следующих пределах:

– КЗ =0,65-0,7 –двухтрансформаторные ТП(ЭО I и IIкатегории);

– КЗ =0,8-0,85 – двухтрансформаторные ТП (ЭОII и IIIкатегории);

– КЗ =0,9-0,95 –однотрансформаторные ТП (ЭО III категории).

Если коэффициент загрузки будет больше выбранного, то трансформаторы не смогут выполнять в аварийном режиме работы функцию резерва. Поэтому, для разгрузки трансформаторов, необходимо применить компенсацию реактивной мощности.  

Типовые коэффициенты использования КИи коэффициент мощности cosφприведены в [ 3 ]. Сведения, не вошедшие в данную таблицу (условия эксплуатации), приводят в текстовой части пункта ПЗ «Исходные данные» курсового проекта.

Пояснительную запискуделят на разделы и подпункты. Каждый подпункт должен иметь номер и название. В конце раздела нужно сделать вывод о полученных результатах.

Графическая часть курсового проекта содержит два листа формата А1, напечатанные в масштабе на формате А3. Первый лист – электрическая принципиальная схема электроснабжения цеха (Э3), второй – схема расположения (Э7).

Графические документы оформляют в соответствии с требованиями ЕСКД. Принятые в пособии сокращения приведены в приложении I, требования к оформлению пояснительной записки – в приложении II.

Децимальный номер (СОХТТ  13.02.11. 00.ХХ. ###), где 00- число листов, ХХ- последние две цифры года,  ###- номер зачетной книжки студента

2. РАСЧЕТ МОЩНОСТИ НАГРУЗКИ

Расчет электрической нагрузки осуществляют во второмразделеПЗ по методу упорядоченных диаграмм. Определение расчетных нагрузок ЭО цеха с применением расчетных коэффициентов, по методу упорядоченных диаграмм [3,4, 5, 6 ], позволяет по номинальной мощности ЭОопределить среднюю мощность нагрузки (которая всегда меньше установленной мощности).

2.1 Расчет мощности ЭО цеха

Для группы ЭО можно определить установленную мощность, как сумму номинальных мощностей. Если расход электроэнергии за наиболее загруженную смену длительностью ТСМ составляет WСМкВт·ч, то среднюю нагрузку за наиболее загруженную сменуопределяют по формуле 2.1.

( 2.1 )

При расчете средней мощности нагрузки необходимо учитывать мощность потерь ЭО (по известному КПД), т.к. потери в двигателях, например, могут составлять до 15–20% РН.  

Средняя мощность нагрузки при повторно-кратковременном режиме работы может быть получена по формуле 2.2. Эту мощность пересчитывают для ПВ=100% (к продолжительному режиму работы) по выражению 2.2.  

 =    ( 2.2 )

Нормированное значение ПВН для продолжительного режима равно 100%. Определение средней ожидаемой мощности нагрузки очень ответственный этап проектирования, т.к. ее занижение приводит к перегрузке ЭО системы электроснабжения, а завышение – к снижению экономической эффективности системы электроснабжения.  

Определение средней ожидаемой мощности нагрузки, формулы и оформление расчета нормированы в руководящих технических материалах «Указания по расчету электрических нагрузок» (РТМ 36.1832.4-92). Расчет проводится в табличной форме. Для этого используют стандартную таблицу (см. таблицу 2.1) по Ф636-92 [3,4].

В столбцы 1, 2, 3 и 4 таблицы 2.1 помещают соответственно наименование и количество однотипного ЭО, номинальную мощность РНединицы ЭОи общую активную мощность РО с учетом КПД для вентиляторов и насосов, и без учета КПД, для сложных многодвигательных агрегатов и комплексов. Расчет проводят по формуле 2.3.  

.                                         ( 2.3 )

В столбцы 5 и 6 помещают коэффициент использования КИ, и коэффициент мощности cosφ каждого электропотребителя. Значения коэффициента КИ берут из справочной литературы [ 3 ], сosφ – по паспортным данным электродвигателей (все перечисленные параметры можно взять из таблицы 2.1. «Ведомость электрических нагрузок» раздела «Исходные данные»).  

Средняя активная мощность РС (столбец 7) нагрузки на всех ступенях распределительных сетей УР1–УРЗ, определяется по выражению:

 , кВт.                                     ( 2.4 )

Средняя реактивная QС мощность  (столбец 8) определяется по выражению:

QС = РС·tgφ   ( 2.5 )

В итоговую строку 3-го столбца – запишем дробь (в числителе – наибольшая мощность ЭП, а в знаменателе – наименьшая):

( 2.6 )

2.2 Расчет мощности осветительной нагрузки

2.2.1. Мощность основного освещения

Расчет проводят по с удельной мощности освещения, которая из[ 7 ] равна Руд = 14Вт/м2, и площади цехаF = а∙b, гдеaи bлинейные размеры цеха (по генплану).

Расчетную активную мощность основного освещенияопределим по формуле 2.6.  

( 2.7 )

По справочнику [7 ] выбираем светильник конкретного типа (например, ВЗТ 200, с ртутной дугоразрядной лампой ДРЛ-250, мощностью РЛ =250 Вт, с рабочим световым потоком Ф=13000 Лм).

Количество светильников необходимых для освещения корпуса равно:

( 2.8 )

Для создания симметричной нагрузки двух фидеров осветительной 3-х фазной сети цеха, количество светильников принимают кратным 6 и не менее полученного N.

Установленную мощность освещения рассчитывают по формуле 2.8:

РУСТ=РЛ·N кВт                                             ( 2.9 )

Средняя активная мощность основного освещения, за счет периодического отключения будет меньше установленной. Ее значение определяют по коэффициенту спроса из [7 ]. Средняя активная мощность равна:

РСО=РУСТ·КИ,кВт                                         ( 2.10 )

Средняя реактивная мощность основного освещения равна:

QСО=РОС·tgφ ,квар                                         ( 2.11 )

Где tgφ – коэффициент реактивной мощности определяют по паспортным данным выбранного светильника. В настоящее время выпускают как некомпенсированые светильники (cosφ<0,65), так и светильники, в которые уже вмонтированы конденсаторы, повышающие коэффициент мощности cosφ до номинального значения cosφ=0,8.

2.2.2. Мощность аварийного освещения

В производственных помещениях предусматривают аварийное освещение. Оно необходимо для выхода людей из цеха при аварии без создания опасности для их жизни. Лампы аварийного освещениягорят постоянно, их устанавливают в узких проходах, местах, близких к подвижным частям технологического оборудования, в коридорах, над входом и выходом из цеха. Лампы аварийного освещения подключают к отдельным щитам питания, используя отдельную осветительную проводку, и оснащаютиндивидуальным автоматическим выключателем. Активная мощность аварийного освещения равна:

РА=РЛ·N,кВт                                             ( 2.12 )

Реактивную мощность аварийного освещения принимают равной нулю
QА= 0, т.к. для аварийного освещения применяют лампы накаливания (tgφ = 0).

Активную и реактивную мощности освещенияопределим по формулам:

РОб= РУСТ+ РА ,кВт (4 столбец таблицы 2.1);                    ( 2.13 )

РО= РСО+ РА ,кВт(7 столбец таблицы 2.1);                      ( 2.14 )

QО = QСО+ QА ,квар (8 столбец таблицы 2.1)                   ( 2.15 )

Полученные значения при расчете мощности освещения производственного цеха заносим в таблицу 2.1.

2.3. Расчет мощностицеха

Итоговую строку столбцов 4, 7 и 8 заполним суммой мощностей, составляющих ячейки столбца.

Итоговая строка 6 столбца (cosφ) не заполняется. Итог 5 столбца – средневзвешенное значение коэффициента использования по расчетному узлу
(цеху) вычисляют по формуле 2.16.

 .                                             ( 2.16 )

Столбец 9 табл. 2.1 не заполняется, а в 10 столбце значениеnэ помещают лишь в итоговую строку. Эффективное (приведенное) число электропотребителей – это такое число  nэ  однородных по режиму работы электропотребителей одинаковой мощности, которое дает то же значение расчетного максимума РМ, что и группа электропотребителей, различных по мощности [3,4]. Эффективное число электроприемников nЭ , определяют по формуле 2.17:

( 2.17 )

Таблица 2.1.

Расчет электрической нагрузки (по форме Ф636-92)

где  n – количество ЭО в цехе;

РН– номинальная, паспортная мощность каждого ЭО.

Кроме точной формулы 2.17, при некоторых частных случаях, можно использовать упрощенные формулы:

– если значение дроби  m<3 , то принимают  nэ = n ;

– если число электропотребителей в цехе велико (более 12–15), то расчет ведется по упрощенной формуле 2.18.  

                                                ( 2.18 )

если в результате расчета получается  nЭ >n ,  то принимают  nЭ=n.

Групповой расчетный коэффициент КР (столбец 11) вписывают только в итоговую строку, его выбирают по средневзвешенному коэффициенту использованияКИ и эффективному числу электроприемниковnЭ. Коэффициент определяется поп. 2.11 РТМ 36.18.32.4-92  [ 3, 4 ].  

Расчетную активную мощность нагрузки определяют по средней мощности (столбец 12) по формуле 2.19.

РР = КР·(КИ·Р0)=КР·РС                                     ( 2.19 )

Для бὀльшей достоверности расчета необходимо в ведомости электрических нагрузок количество строк (таблица 1.1) должно быть больше 10. Чем больше ЭО учтено в расчете, тем точнее будет расчетная мощность, выше экономическая эффективность системы электроснабжения.

Расчетная реактивная мощность нагрузки (столбец 13) определяется по формуле 2.20.  

QР = КР·QС                                    ( 2.20 )

Полная мощность нагрузки цеха (столбец 14) определяется по расчетным активной и реактивной мощностям по формуле 2.21:

( 2.21 )

Где РΣР, QΣР – суммарные расчетные активная и реактивная мощности нагрузки и освещения объекта.Расчетный ток, потребляемый ЭО цеха, рассчитывают по формуле 2.22:

( 2.22 )

Расчет мощности, потребляемой ЭО цеха проводят в табличной форме, т.е. приводят пример расчет для одной строки таблицы, а остальные потребители «рассчитывают аналогично», а результаты сразу помещают в таблицу 2.1. Результаты расчетов должны иметь 2 десятичных знака.

3. ВЫБОРИСТОЧНИКОВ ЭЛЕКТРОПИТАНИЯ

3.1 Варианты источников электроснабжения

Рабочее напряжение ЭО цеха – 0,4 кВ, в случае использования мощных (более 120кВт) двигателей – 6,3 кВ. Если мощность трансформатора большая (более 1600 кВА), то для снижения токов короткого замыкания нужно выбирать трансформаторы с расщепленной обмоткой.

Автономные генераторы могут использоваться в курсовом проекте для повышения надежности питания особоважногоЭО цеха, отнесенного к особой группе. В этом случае генератор приводится во вращение от двигателя внутреннего сгорания, его мощность выбирают соответствующей мощности потребителей особой группы. Для него в схеме электроснабжения предусматривается третья секция шины РУ. Схема управления генератором должна обеспечивать режим горячего резерва.

ЭОв большинстве случаев относят,по беспрерывности электроснабжения, к Iи/или II категории. Для питания такого ЭО, для резервирования, используют не менее двух трансформаторов, подключенных, для обеспечения независимости, к разным секциям ТП, шинам ОРУ, разным электростанциям (например, к ТЭЦ и ГЭС). Вводы питания этих трансформаторов прокладывают по разным трассам, вторичные обмотки подключают к разным секциям шин, РУ между которыми включен секционный выключатель со схемой АВР.

При проектировании новой ТП для ЭО цеха, большая часть которых отнесена к I и II категории, расчетнаяноминальная мощность трансформатора
SНТ определяется по формуле 3.1:

 .                  ( 3.1 )

где SР – средняя расчетная мощность нагрузкицеха;

N – количество трансформаторов на ТП, принимают равным N=2;

       КЗ – коэффициент загрузки трансформаторов, его принимают равным: КЗ=0,65-0,7 для двухтрансформаторныхТП при наличии ЭОIи IIкатегории;КЗ =0,8-0,85 для двухтрансформаторныхТП при наличии ЭОIIи IIIкатегории;КЗ =0,9-0,95 для однотрансформаторныхТП.

Коэффициент загрузки 0,7,при номинальном режиме работы трансформатора, позволяет, в аварийном режиме подключить к одному трансформаторувсеЭО Iи IIкатегории. При этом трансформаторы являются друг для друга взаимным неявным резервом. Трансформатор будет перегруженным на 40% (КЗ=0,7+0,7=1,4). Такой установившийся послеаварийный режим является допустимым в течении 5 суток если суточное время максимальной нагрузки,по графику, не превышает 6 часов. Так оценивают перегрузочную способность силовых трансформаторов, если отсутствуют детальные данные.

3.2 Выбор трансформаторов при смешанной нагрузке

Если состав нагрузки смешанный – имеется нагрузка всех трех категорий, то доля ЭП  Iи II категории задается коэффициентом  α. При большом значении  α>0,7  всю нагрузку можно рассматривать как ЭП   I и II категорий, а мощность трансформаторов определяют по формуле 3.1. При  α<0,7  выбор мощноститрансформаторовосуществляют по двум критериям:

– для номинального режимаSHT1– по формуле 3.1 по расчетной мощности при КЗ = 0,9;

– для послеаварийного режима SHT2 – по формуле 3.2по суммарной мощности ЭО Iи IIкатегории, при КЗ = 1.4, N=1(предполагая, что ЭП  IIIкатегории в послеаварийном режиме отключаются до устранения причины аварии);

 .                                              ( 3.2 )

Трансформаторы для установки на ТП выбирают по максимальному значению мощности SНТ. Коэффициентαопределяют по формуле 3.3:

α=(SI+SII)/SP          (3.3)

3.3 Компенсация реактивной мощности

Выбранные трансформаторы проверяютпо реактивной мощности (РМ).РасполагаемуюРМ трансформаторовQТопределяют по формуле:

 .                     ( 3.4 )

Если QТ≥ QP, то через выбранные трансформаторы можно пропустить РМ нагрузки и компенсация РМне требуется. Если компенсация РМ требуется, то из [3]выбирают тип и количество компенсирующих устройств (КУ) по реактивноймощностиQКУ:

QКУ= QP– QТ.                          ( 3.5 )

N – количество КУ должно быть четным(равномерно распределяется по шинам РУ). Потребляемую полную расчетную мощность SРопределяют:

( 3.6 )

Проверка фактического коэффициента загрузки трансформаторов после компенсации РМ осуществляется по выражению 3.7:

( 3.7 )

Полученное значение должно соответствовать условию выбора, т.е. формулам 3.1, или 3.2:

0.9>КЗ>0.7,                              ( 3.8 )

Технические характеристики выбранных трансформаторов из справочника выписывают в виде таблицы 3.1.  

Таблица 3.1

Характеристики трансформатора собственных нужд

4. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Выбор схемы электроснабжения выполняют на таком этапе проектирования, когда известен состав будущей схемы (ЭОцеха– перечислено в исходных данных, источники питания и компенсирующие устройства выбраны в предыдущемразделе). Схемы электроснабжения выполняют однолинейным способом – трехфазные электрические линии показывают одной линией. На схеме указывают все элементы системы электроснабжения в виде стандартных условных графических изображений (УГО),их позиционные (Т3, QF2, W1, M5 …) обозначения и показывают электрические связи между ними. По классификации
[8] такие схемы относят к виду – схемы электрические, по типу – схема принципиальная. Полное обозначение документа – «Схема электрическая принципиальная Э3».Кроме принципиальной схемы составляют также схемы расположения Э7. На этих схемах показывают те же элементы схемы электро-
снабжения, но их «накладывают» на генплан цеха. На схеме расположения приводят: схему здания, расположение технологического ЭО, трассы прокладки кабельных линий, ТП, распределительных щитов.

Текстовая часть данного разделаПЗ содержит системное описание технических требований к схеме электроснабжения цеха. И все перечисленные особенности должны быть реализованы в оформленной схеме. Примерная очередность разработки схемы следующая[ 9 ]:

– необходимое число трансформаторов;

– наличие дополнительных источников питания;

– количество вводов ВН и шин РУ НН;

– схема подключения трансформаторов к ЛЭП на стороне ВН;

– секционирование шин РУ НН, наличие АВР, его функционирование;

– распределение мощности нагрузки между шинами РУ НН;

– наличие выключателей, тип ячеек РУ (выдвижные/КСО);

– защита от перегрузок и коротких замыканий;  

– выбор вида и типа линий питанияЭО;

– условие прокладки линий электропередачи;

– средства оперативного управления ЭО.

По мере анализа этих требований обосновывают выбор элементов схемы электроснабжения с соответствующими характеристиками (исполнение, степень защиты от внешней среды).

4.1 Выбор трансформаторов

При наличии в составе потребителей I и IIкатегорий по надежности электроснабжения необходимо использовать не менее 2 независимых источников питания (трансформаторов). Независимым источником питания (ИП) называют ИП, на котором напряжение для послеаварийного режима не снижается более чем на 5% по сравнению с нормальным режимом работы при исчезновении его на другом ИП. К числу независимых ИП относят:разные местные электростанции;разные блоки ТЭС; секции ТП;ОРУ, РУ,при одновременном соблюдении следующих двух условий:

1)каждая секция или система шин, в свою очередь, имеют на высшем уровне схемы независимоепитание;  

2)секции (системы) шин не связаны между собой или имеют связь, автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы одной секции (системы) шин.

Для резервированияустанавливают не менее двух трансформаторов, с двумя отдельными вводами, подключеннымик независимым ИП. Вводы ВН, для снижения вероятности вывода линий из строя, должны прокладываться по разным трассам.У электроприемников со сложным непрерывным технологическим процессом (особой группы) предусматривают дополнительные меры, например, переход на электропитание от третьего резервного бесперебойногоИП (горячего резерва), который подключается при срабатывании АВР.

Устройства АВРдолжны удовлетворять следующим требованиям:

– исключать ложные срабатывания пускового органа защитыминимального напряжения;

– обеспечивать автоматическую разгрузку трансформаторов – отключение электропотребителей III категории при срабатывании АВРв случае недостаточной мощности ИП или по условиям самозапуска электродвигателей;

– проверять состояние выключателей (ВКЛ/ВЫКЛ) для исключения ложного срабатывания АВРпри выключенном выключателе обесточенной секции;

– отсутствие КЗ в цепи включения выключателей, накоторые действуют устройства АВР.

Для ЭОII категории применение двух ИП допускается только в экономически обоснованных случаях. Электропотребители III категории всегда подключают к одному ИПпри этом ремонт или замена поврежденного элемента системы электроснабжения на складской резерв не должен превышать 24 часа.

4.2 Схемы подключения трансформаторов

Для питания ЭО на ТП со стороны ВН применяются блочные схемы. Блочной схемой (рис. 4.1) называется схема без сборных шин и с выключателями между двумя блоками[ 9, 10]. Блочные схемы экономичны, применяются на стороне ВН тупиковых,ответвительных ипроходных ТП, присоединяемых к одной или к двум линиям,до 220 кВ включительно.Схемы «блок линия-трансформатор» могут выполняться без коммутационных аппаратов (схема глухого присоединения)или только с разъединителем и редко с отделителем и с выключателем.

Рис. 4.1 Схема «блок линия-трансформатор»: а – без коммутационных
аппаратовс кабельным вводом (схема глухого присоединения);
б – с разъединителем

Для питания трансформаторов следует использовать кабельные линии или ВЛ ВН, при открытой установке трансформаторов.Для защиты трансформатора предусматривается передача отключающего сигнала на головной
выключатель, который обеспечивает отключение питающей линии в случае повреждения трансформатора.

Для повышения надежности и гибкого управления на стороне ВН применяют также и РУ с двумя рабочими и 3-ейобходной секциями шин.

4.3 Выбор конструкции распределительного устройства

РУ всех напряжений, осуществляющиеприем и распределение электрической энергии. РУТП, предназначенные только для приема электрической энергии выполняют по мостиковым и другим схемам с обходными цепями.

Сборными шинами называются короткие участки шин жесткой илигибкой конструкции, обладающие малым электрическим сопротивлением. Для сложных схем шины формируют из алюминиевых полос прямоугольного сечения. Для простых схем выгоднее использовать комплектные распределительные щиты и пункты. Таким образом, РУ на стороне НН ТП можно оформить в виде нескольких комплектных распределительных пунктов[10, 11, 12].

Отходящие линии подключаются к сборным шинамчерез выключатели. Выключатель служит для включения и отключения линии в нормальных и аварийных режимах. Шинный разъединитель предназначен для создания видимого отключения сети и созданиябезопасных условий для проведения контроля и ремонта выключателя. Линейный разъединитель предусматривается там, где линия может оказаться под напряжением инеобходимовидимое отключение линии для ремонта выключателя. Полный комплект коммутационных элементов применяют для главных схем, ОРУ электростанций.

При использовании комплектных РУ выкатного исполнения выключатели, трансформаторы напряжения и другое оборудование устанавливаются на выкатных ячейках. В этом случае на схеме указываются штепсельные разъемы.

Секционированиевыполняетсятак, чтобы каждая секция шин получала питание от разных, независимыхИП. Мощности присоединенной нагрузкина секциях шин должныбыть по возможности равными. Баланс мощности подтверждается таблицей 4.1.

Таблицей 4.1

Распределение нагрузки на шинах РУ 0,4 кВ

В нормальном режиме секционный выключатель – АВРотключен (раздельная работа шин), но может быть и включен (параллельная работа шин).

Систему шин нужно секционировать по числу ИП. Мощность нагрузки между шинами в общем случае делится равномерно. При наличии третьего ИП к нему подключают нагрузку особой группы – меньшей мощности. Распределение мощности нужно подтверждать при помощи таблицы.

Для уменьшения капитальных вложений,РУ можно скомпоновать из стандартных распределительных шкафов (пунктов) в комплект которых включены несколько автоматических выключателей. Конструкция распределительного шкафа гарантирует его термическую и динамическую стойкость при указанных паспортных параметрах [ 3 ].

4.4 Выбор линий электроснабжения

Известны три вида линий электрических передач: радиальные, магистральные, смешанные. Радиальные линии реализованы по схеме, при которой одна линия питает один электропотребитель. С целью повышения надежности электроснабжения приемников I категории, прокладывают двухцепные линии и подключают их к разным независимым ИП. В качестве распределительных используются шкафы типа ШР11 (СП62 и СПУ62) с вводным разъединителем и автоматами на 6-8 отходящих к ЭОлиний. А также новые серии распределительных пунктов ПР24, с автоматическими выключателями АЗ7 и АЕ.

Магистральная линия – это линия, питающая несколько приемников, т.е. она имеет распределение энергии по длине. Для повышения надежности электроснабжения магистральные линии секционируют. Для этого в пунктах отбора мощности целесообразно предусматривать на отходящих линиях автоматические выключатели с защитой по току короткого замыкания при помощи реклоузера. Это способствует локализации поврежденного участка и ограничения количества отключаемых потребителей. В качестве магистральных шинопроводов используется комплектный шинопровод типа ШМА. в качестве распределительного – ШРА. Их технические данные приведены вприложенияхП 11.2–П 11.6. Другое направление повышения надежности электроснабжения – применение двухстороннего питания (кольцевые линии), или двухцепных линий.

Достоинство радиальных линий: максимальная простота; авария (отключение) на одной линии не вызывает отключения других потребителей. Недостаток – большой расход меди и/или алюминия. выключателей.

Достоинство магистральных линий: высокая эффективность. Недостатком является трудность в отыскании места повреждения, а также низкая надежность простой магистральной линии. Повышение надежности электроснабжения приводит к удорожанию магистральных линий.

Сравнительный анализ показывает, что: 1) радиальные линии без резервирования более всего подходят для электроснабжения потребителей IIIкатегории; 2) для потребителей II категории наилучшими являются магистральные улучшенные линии (петлевые, или двухцепные); 3) электроснабжение потребителей I категории лучше производить по двухцепным радиальным линиям (с резервированием), при этом обязательно применяют АВР.

Кабельные линии реализуют с использованием кабелей. Кабели выпускают на весь спектр напряжений до 110 кВ, и токов нагрузки до 300 А. Недостатком кабельных линий является высокая стоимость кабелей и их прокладки, сложность в обслуживании и ремонте (поиск места повреждения).

Токопроводы и шинопроводы обладают повышенной плотностью монтажа (как КЛ), проще в обслуживании и ремонте (немного сложнее ВЛ). Дополнительным достоинством токопроводов и шинопроводов являются большие рабочие токи, которые достигают нескольких килоампер. И при токах более 300 Ав проекте необходимо использовать шинопроводы.  

Чем более жесткие условия эксплуатации(пожаро- и взрывобезопасные), тем более закрытыми выполняют ЛЭП. Закрытое исполнение линий ухудшает отвод тепла от проводников, поэтому высокая плотность монтажа влечет снижение допустимого тока. Уменьшение допустимого тока линии (по сравнению с паспортным) необходимо учитывать при проверке проводов и кабелей.

Для оперативного управления потребителями, обеспечения требуемых функций технологического оборудования и повышения надежности работы ЭО, в схеме электроснабжения предусматривают коммутационные устройства: выключатели, контакторы и магнитные пускатели.  

Одна из важнейших функций коммутационных устройств – защитная. Для защиты можно выбирать устройства разового действия (предохранители) и многократного (автоматические выключатели). Различают перегрузку – незначительное (до 25%) превышение номинального тока (защита – тепловые расцепители), и короткое замыкание – многократное превышение номинального тока (защита – предохранители и электромагнитные расцепители). Уставку (ток срабатывания) выбирают после расчета токов ЭО.

Автоматические выключатели выполняют функции АВР и АПВ. Если выключатель выполняет одну из этих функций, то рядом с условным графическим обозначением на схеме проставляют соответствующую аббревиатуру. При схемы приводят описание процедуры реализации этих функций.

4.5 Оформление схем электроснабжения

Текст данного пункта раздела электроснабжение ПЗ должен содержать описание выбранной схемы электроснабжения и необходимые конструкторские документы (см. таблицу 4.2).

Таблица 4.2

Номенклатура конструкторских документов к проекту

В раздел, на правах рисунка, прикладывается принципиальная схема электроснабжения цеха. Однолинейная схема электроснабжения выполняется на отдельном листе (формата А4 или А3) применяя УГО элементов стандартных размеров [3].

Разработанная схема является основаниемдля расчета рабочих токов и токов перегрузкии выбора всех элементов схемы. В дальнейших расчетах нужно ссылаться на позиционные обозначения, присвоенные элементам в схеме электрической принципиальной Э3.

Кроме того, схема – как чертеж, выполняется на формате А1, с полным оформлением основных и дополнительных надписей согласно ЕСКД. Этусхему распечатывают на формате А3 для публичной защиты.В основной надписи схему называют, например, «Схема электроснабжения механического цеха. Схема электрическая принципиальная». К ней прилагают перечень элементов (код ПЭ) в виде отдельного текстового документа[13](его помещают в приложении к ПЗ), или таблицу ПЭ размещают на поле схемы над основной надписью [ 3 ].Компоненты схемы электроснабжения Э3 в ПЭ помещают в порядке, указанном в [ 3 ].

5. ВЫБОР АВТОМАТИЧЕСКИХ
ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ (И УСТАВОК ЗАЩИТЫ)

5.1 Параметры автоматических выключателей

Автоматические выключатели предназначены для коммутации рабочих токов и токов короткого замыкания. Автоматические выключатели выпускаются двухполюсными и трехполюсными в открытом исполнении. Выключатели изготовляются невыдвижные (ячейки КСО) – с передним присоединением шин и выдвижные – с втычными контактами, расположенными сзади.

Автоматические выключатели используют на стороне ВН ТП и на стороне НН ТП – для включения АВР, для подключения/отключения потребителей, для осуществления защиты при КЗ и перегрузке. Наиболее распространены выключатели типов: АВ, ВА, А3700, и др.

Защита от перегрузки обеспечивается:

1. Тепловым расцепителем, действующим с выдержкой времени, обратно зависимой от величины тока перегрузки;

2. Расцепителем с задержкой, с обратно зависимой характеристикой.

3. Электромагнитными расцепителями с выдержкой времени, достаточной для снижения пускового тока электродвигателя до нормального.

4. Тепловыми реле с нагревательными элементами.

Для защиты от коротких замыканий применяются автоматические выключатели с электромагнитными расцепителями мгновенного действия или с выдержкой времени, обеспечивающей избирательность действия (не реагируют на пусковые токи).Для обеспечения селективностизащиты наименьшая выдержка времени устанавливается у электроприемника.

Номинальный токIНвыключателя, это тепловая уставка автоматического выключателя. Поэтому номинальный ток выключателя выбирается по току перегрузки. Ток перегрузки  IП  определяют по расчетному току IP, по формуле:

IП=k∙IР ,         ( 5.1 )

где k –коэффициент который для линий без пусковых токов выбирают
k= (1.0-1.2), для линий с двигателем коэффициент равенk = (4-6).

Номинальный ток IН защитывыключателя определяют по формуле 5.2.

IЗТ = IН ≥IП /k         ( 5.2)

где k – эмпирический коэффициент который для цепей без пусковых токов равенk = (0,8–1), для цепей с пусковыми токами двигателя k = 2,5 для легкого пуска, k = 1,6 – для тяжелого пуска.  

Номинальный токIЗЭэлектромагнитного расцепителя автоматических выключателей выбирается по максимальному кратковременному току линии из соотношения:

IЗЭ ≥1,5·IП(5.3)

Коэффициент 1,5 учитывает неточность в определении максимального кратковременного тока линии при разбросе характеристик электромагнитных расцепителей автоматов.  

1. Для радиальной линии к одиночному электродвигателю расчетный (номинальный) ток определяется по формуле:

,(5.4)

где: РНД– номинальная мощность двигателя;

η – коэффициент полезного действия двигателя.  

2. Длительный расчетный ток узла потребления определяется по формуле:

(5.5)

где: ∑Рi – суммарная активная мощность в узле нагрузки;

      ∑Qi – суммарная реактивная мощность в узле нагрузки.  

Для линии, питающей группу потребителей (узел нагрузки) максимальный кратковременный ток определяют по формуле:

IП=IP–IH.MAX·kИ+ki·IH.MAX ,  ( 5.6 )

где IP  – расчетный ток линии;

IH.MAXи ki·– номинальный ток и кратность пускового тока двигателянаибольшей мощности на данной линии;

kИ – коэффициент использования данного ЭО.

3. Для линий, питающих ТП 10(6)/0,4 кВ, длительный ток определяется по мощности нагрузки со стороны ВН, с учетом мощности КУ 0,4 кВ и потерь в трансформаторах. Длительный послеаварийный режим возникает при плановом, или аварийном отключении одного из двух трансформаторов ТП. Ток послеаварийного режима рассчитывают по формуле 5.7:

,(5.7)

где: PР, QР – активная и реактивная расчетная мощность нагрузки НН;

ΔPТ, ΔQТ – активная и реактивная мощность потерь в трансформаторе;

QКУ – реактивная мощность выбранныхКУ.

Потери в трансформаторе определяют по формуле:  

– потери активной мощности–  ;( 5.8 )

– потери реактивной мощности– ( 5.9 )

где: NТ – число трансформаторов;

IХ%, UК% – ток холостого хода и напряжение короткого замыкания трансформатора из таблицы 3.1;

ΔРХ, ΔРК – потери мощности в сердечнике и меди трансформаторов;

SНТ – номинальная мощность трансформатора;

kЗ – коэффициент загрузки трансформатора с учетом мощности КУ.

Уставки автоматических выключателей напряжением 0,4 кВ следует проверить, чтобы электромагнитный расцепитель не срабатывал при кратковременных перегрузках. Для теплового расцепителя с обратно зависимой от тока характеристикой должно выполняться условие IЗТ≥IP.  

5.2 Выбор автоматических выключателей

Защитные и коммутационные аппараты (масляные выключатели на напряжение 6–10 кВ, автоматические выключатели на 0,4 кВ) выбираются по номинальному напряжению и наибольшим расчетным токам в линиях исходя из условий:  

UH≥UР,    IH≥IЗТ,  ( 5.10 )

гдеUH,IH– номинальные напряжение и ток защитного аппарата;

UР, IЗТ– линейное напряжение и ток тепловой уставки линии.

Автоматические выключатели проверяют по следующим условиям:

1) По номинальному току теплового расцепителя:

,             (5.11)

гдеIЗТ – номинальный ток теплового расцепителявыключателя, А;

2) По номинальному току электромагнитного расцепителя:

,             (5.12)

где IЗЭ – номинальный ток электромагнитного расцепителя (для некоторых
автоматических выключателей может принимать несколько значений, кратных IH, коэффициент пропорциональности – паспортная величина),А;

IП – пиковый (пусковой) ток защищаемого ЭО, А.

3)По отключающей способности:

,                (5.13)

где I0 – отключающая способность автоматического выключателя максимальный ток, который выключатель может коммутировать многократно, кА;

 – ток трехфазного КЗ защищаемой линии (при расчете контрольная точка КЗ выбирается по условию максимума тока КЗ), кА.

5.3 Выбор уставок защит

Номинальные токи расцепителей автоматических выключателей, последовательно включенных в цепь на разных уровнях СЭС, должны различаться не менее чем на одну ступень стандартной сетки токов. Уставки расцепителей выключателя, ближайшего к вводу питания, должны быть не менее чем в 1,5 раза выше по сравнению с наиболее удаленным от ввода выключателем. Выполнение этих условий обеспечивает селективность срабатывания защиты.

Технические характеристики, необходимые для выбора автоматических выключателей, приведены в [3].

Выбор уставок автоматических выключателей выполняют, при проектировании, в отдельном подпункте ПЗ, составляют отдельную таблицу суставками всех автоматических выключателей СЭС. Это удобно обслуживающему персоналу при наладке ТП, т.к. параметры защиты всех выключателей сведены в единую базу, что облегчают работу и снижает вероятность ошибок. Рекомендуемая форма таблицы приведена ниже.

Таблица 6.2

Выбор защит питающих отходящие линии

С учетом изложенного выбор уставок аппаратов зашиты производится потрем основным условиям на основании технических условий и каталожных данных автоматических выключателей:

1) Номинальный ток расцепителей автоматических выключателей
не долженбыть меньше расчетного тока при наибольшей мощности IНБлинии.

2)Чтобы ЭОошибочно не отключалось при пусковых токах (перегрузках (IПИК), уставка выключателя должна выбираться с учетом перегрузок.

3) Уставки защиты должны быть селективными (для последовательно включенных выключателей и предохранителей) – чтобы при каждом нарушении нормального режима отключался только поврежденный участок.

Число ступеней защиты не должно быть более трех-четырех, например: трансформатор, магистраль или шинопровод, распределительный шкаф и ответвление к ЭО. Выключатели выпускаются с регулируемыми электромагнитными расцепителями.Окончательную проверку уставок делают после выборасечения проводников.

6. ВЫБОР ПРОВОДОВ  И  КАБЕЛЕЙ

6.1 Виды линий электрической передачи

Для выполнения электрических сетей напряжением до 1 кВ и выше применяются воздушные линии, кабели, шино- и токопроводы.

Воздушные линии применяют на весь спектр рабочих напряжений, для внешнего электроснабжения. Область примененияВЛ ограничивается их габаритами. Для ВЛшироко используют сталеалюминиевые провода, которые позволяют передаватьток до 1180 А (F=700 мм2)по одному проводу.

Шинопроводы – устройства, состоящие из неизолированных или изолированных проводников, изоляторов, защитных оболочек, поддерживающих и опорных конструкций. Шинопроводы применяют для передачи больших токов – до 1–30кА. Согласно ПУЭ, для передачи больших токов следует отдавать предпочтение шинопроводам вместо большого числа параллельно работающих кабелей.

В РУ для подключения нагрузки к трансформаторам используют шины.Шины – это неизолированные проводники, закрепленные с помощью изоляторов.Шины могут быть заменены силовыми шкафами, например, ШР11, ПР11. Эти изделия являются комплектными и поэтому не требуют проверки на термическую и электродинамическую стойкость к токам КЗ.

Сечения проводников выбираются: 1) по экономической плотности тока; 2) по допустимому току.

Согласно ПУЭ по экономической плотности тока не выбираются: сети промышленных предприятий до 1 кВ при ТМ< 4000 ч; ответвления к отдельным приемникам и пускорегулирующим элементам напряжением до 1 кВ; осветительные сети; сборные шины и ошиновка ОРУ иЗРУ всех напряжений; сети временных сооружений, а также устройств со сроком службы 3–5 лет [ 1 ].

В курсовом проекте решается вопрос электроснабжения ЭО цеха 0,4 кВ. Следовательно, сечение ЛЭП ВН необходимо выбирать по экономической плотности тока, а длявнутреннего электроснабжения – по допустимому току. Справочные данные сталеалюминиевых проводов, кабелей, проводов и шинопроводов представленыв[3].

6.2 Выбор сечения линии электрической передачи

Для внешнего электроснабжения цеха сечение проводов и кабелей выбирают по экономической плотности тока. Выбор проводов входящей линии на стороне ВН выполняют с учетом потерь мощности ΔРТ и ΔQТ втрансформаторе. Для этого используют паспортные данные трансформаторов и расчетные мощности ЭО (PPи QP).Зная экономическую плотность тока JЭ[3], определяют экономическое сечение проводаFЭ , которое округляют до ближайшего стандартного. Сечение проводов определяется по формуле:

FЭ=IР / jЭ  ( 6.1 )

Найденное экономическое сечение проводовЛЭП нужно проверить на соответствие технические критериям: по механической прочности, по термической стойкости, по потерям на корону.  

Для распределительной сети цеха сечение проводников выбирают по нагреву. Допустимый ток кабеля определяют с учетом условий прокладки, при помощи поправочного коэффициентаkП.

,  ( 6.2 )

где –паспортный допустимый ток кабеля;

 – допустимый ток кабеля с учетом условий прокладки;

КП– поправочный коэффициент на количество кабелей, проложенных в одной траншее;

n–количество кабелей.

В условиях промышленного предприятия как правило, прокладку кабелей производят в кабельных сооружениях с числом кабелей до 100 и более. Поэтому для сохранения допустимого теплового режима кабели всегда работают со значительной недогрузкой.

6.3 Проверка выбранных проводников ЛЭП

Проверка по механической прочности. Провода ВЛ подвергаются значительным ветровым и гололедным нагрузкам. В справочниках для каждого климатического района приводится минимальное сечение проводов, при котором линия работает с требуемой надежностью. Поэтому экономическое сечение сравнивают с минимальным сечением Fmin мех. Условие проверки:

FЭ>Fminмех.                   ( 6.3 )

Кабельные линии такой проверки не требуют.

Проверка по допустимому нагревуосуществляется сравнением среднестатистического допустимого токаIД (приводится в справочниках) с максимальнымтоком IРпослеаварийного режима работы электрической сети.

IР ≤ IД.( 6.4)

Проверка по допустимому току выполняется для ВЛ  и  КЛ.

Проверка по условиям короны. Корона –приводит к дополнительным потерям активной мощности, вызывает коррозию проводов, арматуры, изоляторов, создает помехи работе каналов связи. Проверку на корону выполняют для ВЛ класса 110 кВ и выше. Потери от короны снижают увеличивая радиуспровода. Поэтому минимальное допустимое сечение провода сравнивают с расчетным сечением.

Условие проверки: FЭ>Fminкор       ( 6.5 )

При невыполнении какого-либо условия, экономическое сечение увеличивают на столько, чтобы данное условие выполнялось.

Кроме указанных условий, выбранное сечение проводов всех ЛЭП, проверяют на селективность срабатывания защиты. Проверка проводится по коэффициенту защиты:

 .  ( 6.6 )

Где:IЗТ– номинальный ток тепловой уставки;

IДОПКСИ –  допустимый ток кабеля с учетом условий прокладки.

Выполнение условия  КЗ≤1  означает, что при перегрузке линии, защита автоматического выключателя быстрееотключитаварийную линию, чем проводник ЛЭП нагреется до максимальной допустимой температуры.

Результаты расчетов выполнения условия  КЗ≤1  для всех линий помещают в таблицу6.1.

Таблица6.1

Выбор сечения проводников

В данном разделе ПЗ (5) приводят подробный расчет одной строки таблицы для каждого вида используемых линий (ВЛ, КЛ, шинопровод). В оставшиеся строки помещают результаты подобного расчета.

7. ВЫБОР МАГНИТНЫХ ПУСКАТЕЛЕЙ
И КОНТАКТОРОВ

Дляоперативного управления двигателями технологических механизмов (задвижками, вентиляторами, вентилями, подъемными механизмами и др.) в схеме электроснабжения предусматривают магнитные пускатели(контакторы –для коммутации токов нагрузки более 100 А). При необходимости, магнитные пускатели выбирают реверсивными. Если рабочая среда – взрывоопасная, то для установки выбирают магнитные пускатели с высокой степенью защиты – IP56, IP66, в противном случае – открытого исполнения (до IP33).

Магнитные пускатели выбирают по номинальному напряжению катушки управления (220 или 380 Впеременного тока) и расчетному току принаибольшей нагрузке по условию:

UН ≥ UР         IН ≥ IР.  ( 7.1 )

где UH,IH– номинальные напряжение и ток магнитного пускателя;

UР, IР – наибольшие расчетные напряжение и ток.

Паспортные данные магнитных пускателей и контакторов приведены в приложении[3, 14].  

8. ТЕМЫ ДЛЯ ВОПРОСА ГЛУБОКОГО ИЗУЧЕНИЯ

1. Классификация потребителей электроэнергии.

2. Параметры качества электроэнергии.  

3. Графики потребления электроэнергии КИ, Т, τ.

4. Конструкция воздушных линий.  

5. Конструктивные особенности КЛ.  

6. Прокладка КЛ.  

7. Защита КЛ от коррозии.  

8. Обслуживание КЛ.  

9. Токопроводы и шинопроводы.  

10. Конструкция проводов, кабелей и шин.  

11. Схемы замещения ЛЭП, их параметры.  

12. Режимы работы нейтрали электрических сетей.  

13. Выбор проводников и кабелей для проводок.  

14. Выбор сечения проводов по экономической плотности тока.  

15. Выбор сечения проводов методом экономических интервалов.  

16. Проверка сечения проводов линии по техническим критериям.  

17. Продольная компенсация сопротивления линии.  

18. Конструктивные части масляного трансформатора.

19. Потери и КПД трансформатора (опыт ХХ и КЗ).

20. Выбор номинального напряжения ЛЭП.

21. Виды регулирования напряжения.  

22. Регулирование вторичного напряжения силовых трансформаторов.

23. Регулирование напряжения. Линейные регулирующие и вольтодобавочные трансформаторы.  

24. Параллельная работа силовых трансформаторов.

25. Измерительные трансформаторы.  

26. Работа синхронного генератора под нагрузкой.

27. Параллельная работа синхронных генераторов.

28. Компенсация реактивной мощности.  

29. Компенсирующие устройства, БСК.

30. Компенсирующие устройства, СК.

31. Асинхронный двигатель.  

32. Способы пуска асинхронного двигателя.  

33. Защита СЭС от перенапряжений: разрядники, молниеотводы.

34. Реле, магнитные пускатели.  

35. Методы гашения дуги.

36. Автоматические высоковольтные выключатели.

37. Ограничение токов КЗ. Реакторы.

38. Пути и методы экономии электроэнергии.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В последнее время увеличивается мощность электростанций, работающих в энергетической системе, усложняется энергетическое оборудование. Это повышает требования к экономичности и надежности работы элементов энергосистемы. Такие задачи решаются на стадии проектирования электроэнергетических объектов. Будущему специалисту: технику- электрику необходимо обладать навыками оценки характеристик электротехнического оборудования; решения задач расширения практического применения электроэнергии; проектирования и оформления конструкторской документациисхем электроснабжения.

В методическом пособии приведены критерии оптимизации параметров энергетических объектов, выбора электротехнического оборудования и схем распределительной сети, последовательность действий для отдельных этапов проектирования. Все это позволит студенту самостоятельно выполнить курсовой проект по МДК.01.02 Основы технической эксплуатации и обслуживания электрического и электромеханического оборудования.

Курсовой проект завершается заключением, вкотором подводят краткие итоги проектирования электроснабжения ЭО цеха. Приводят основные технические характеристики полученной схемы электроснабжения.

ПРИЛОЖЕНИЕ I

ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

АВР – автоматическое включение резерва на РУ ТП

АПВ – автоматическое повторное включение линии

ВЛ – воздушная линия

ВН – высшее напряжение подстанции (трансформатора)

ГЭС – гидроэлектростанция

ЕСКД – единая система конструкторской документации

ЗРУ – закрытое распределительное устройство ТП

ИП – источник питания (ТП, электростанция)

КЗ – короткое замыкание (ток)

КЛ – кабельная линия

КПД – коэффициент полезного действия

КСО – ячейки РУ – с передним присоединением шин (альтернативные –
выдвижные ячейки, с втычными контактами, расположенными сзади)

КУ – компенсирующее устройство

ЛЭП – линия электрической передачи

НН – низшее напряжение подстанции (трансформатора)

ОРУ – открытое распределительное устройство ТП

ПВН – нормированное время повторного включения (по графику)

ПВР – рабочее время повторного включения (по графику)

ПЗ – пояснительная записка

ПУЭ – правила устройства электроустановок

ПЭ – перечень элементов (к электрической принципиальной схеме)

РУ – распределительное устройство ТП

СЭС – система электроснабжения

ТП – трансформаторная подстанция

ТЭЦ – теплоэлектроцентраль (электростанция, вырабатывающая электрическую и тепловую энергию)

УГО – условные графические обозначения элементов на электрических схемах

ЭО – электрооборудование цеха

ТМ – эквивалентное время потребления максимальной активной мощности

КЗ – коэффициент загрузки трансформаторов

ТСМ – длительность самой нагруженной смены предприятия

КИ – коэффициент использования активной мощности

QКУ – реактивная мощность компенсирующего устройства, квар

SHT – полная номинальная мощность трансформатора, кВА

РУД – удельная мощность при расчете осветительной нагрузки,кВт/м2

F – площадь сечения проводов, проводящей жилы кабеля, мм2

α – суммарная доля нагрузки потребителей первой и второй категорий

cosφ – коэффициент мощности линии, сети, ЭО

tgφ – коэффициент реактивной мощности линии, сети, ЭО

ПРИЛОЖЕНИЕ II

ТРЕБОВАНИЯ К ОФОРМЛЕНИЮ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

Поля: левое – 30, правое – 15, верх, низ – 20 мм.

Абзац: форматировать по ширине, с красной строкой (отступ первой строки) 1–1,5 см, отступы перед и после абзаца равны нулю.  

Оформление: Шрифт – Times, кегль 14, интервал – 1,5. Включить автоматический перенос, выключка названий разделов – по центру, подпунктов – по ширине, названия разделов и подразделов набирать полужирным шрифтом, точек в конце названий не ставить. Внутри разделов материал размещают в «подбор», не оставляя на страницесвободного места. Нумерация таблиц и рисунков должна содержать номер раздела, и порядковый номер таблицы в данном разделе (2.1, 2.2, 3.7). Рисунки вставлять в текст из отдельных файлов формата  *.jpg. Нумерация страниц – снизу, справа.  

Расчеты делают в табличной форме. Пример расчета должен содержать формулу, расшифровку символов, входящих в формулу, подстановку числовых значений строго в соответствии сформулой, результат с указанием единицы измерения. Значение результата должно содержать два десятичных знака.

Рисунки высокого качества выполняют в любом графическом редакторе на РС, и конвертируют в формат  *.jpg. При этом задают качество сохранения файла – 8, разрешение – 300 dpi. На каждый рисунок в тексте ПЗ должна быть ссылка и пояснения о содержании рисунка.

Графическая часть выполняется с помощью графических редакторов
AutoCAD, «Компас»…, на листе формата А1. Толщина основной линии должна быть 0,7 мм. Изображение схем необходимо равномерно распределить по полю, чтобы на чертеже не было свободного места. Название чертежа должно состоять из двух частей. Первая – название по существу («Схема электроснабжения механического цеха»), вторая – классификация документа («Схема электрическая принципиальная Э3»). Второе название пишут шрифтом 3,5 мм (одной строкой). Одновременно с графической частью выполняется текстовый документ – ведомость проекта, которая является последним листом ПЗ.

Сдаватьна хранение необходимо бумажный и электронный варианты. На диск нужно записать: каталог, именем которого является фамилия студента, набранная латинскими символами и название группы «Ivanov-TEE-31». В этот каталог помещают: текстовый файл ПЗ в формате Word 2003 со вставленными в текст рисунками, скан задания на курсовой проект и листа ведомости проекта (формат  *.jpg), файлы графической части в двух форматах: редактора, в котором схемы выполнены, и в формате  *.jpg. а также каталог «PIC», в котором размещают файлы рисунков в формате  *.jpg, вставленных в текст ПЗ. Диск подписывают фломастером черного цвета – фамилия студента, группа, название работы, год защиты/сдачи.  

ПРИЛОЖЕНИЕ III

ПРИМЕРНОЕ СОДЕРЖАНИЕ КП

Реферат

Введение

Задание на проектирование

Исходные данные

1. Определение расчетной нагрузки цеха

1.1 Расчет мощности оборудования цеха

1.2. Расчет мощности осветительной нагрузки

1.3 Расчет мощности цеха

2. Выбор силовых трансформаторов

2.1 Расчет мощности трансформаторов

2.2. Выбор компенсирующих устройств

2.3Расчет мощности и тока, потребляемых цехом

3. Разработка схемы электроснабжения

4. Выбор автоматических выключателей

4.1 Выбор выключателей Q1–Q3

4.2 Выбор выключателей Q4–Q8

4.3 …

5. Выбор уставок защит

5.1 Расчет уставок защит

5.2 Выбор предохранителей КУ

6. Выбор проводов и кабелей

6.1 Выбор линий W1, W2

6.2 Выбор линий W3–W6

6.3. Выбор линий W7–W9

7. Выбор магнитных пускателей

8. Вопрос глубокого изучения

8.1

8.2

8.3.

Заключение

Список литературы

ЛИТЕРАТУРА

1. Правила устройства электроустановок. 7-е изд.СПб., 2006. 928 с.

2.Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. СПб.: АНО ОУ УМПТЦ. 2003.

3. Электроснабжение промышленных объектов. 116 с. Саратов. 2016.

4. Указания по расчету электрических нагрузок (РТМ 36.18.32.4-92). ВНИИ Тяжпромэлектропроект. 1992.

5. Справочные данные по расчетным коэффициентам электрических нагрузок, шифр М7881069/ ВНИПИ Тяжпромэлектропроект. 1990.

6. Справочные данные по расчетным коэффициентам электрических нагрузок, шифр М7881069/ ВНИПИ Тяжпромэлектропроект. 1990.

7. Справочная книга для проектирования электрического освещения / Под ред. Г.М. Кнорринга. Л., Энергия. 1976.

8. ГОСТ 2.701-2008:ЕСКД. Правила выполнения схем.

9. Орлов Ф.П. Электроснабжение промышленных объектов: Учебное пособие. – Саратов. Амирит: 2016. – 116 с.

10. Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. В.И. Кру-
повича. М., 1980. 456 с.

11. Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: Справочник. М.: Форум. 2006. 408 с.

12. Аппараты распредустройств низкого напряжения: Справочник / ч.1. Вып. 1 и 2. Автоматические выключатели до и свыше 630 A. M.: 1992. 308с.

13. Неклепаев Б.Н, Крючков И.Л. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат, 1989. 608 с.  

14. ГОСТ 2.702-75: Правила выполнения схем.

15. Костин В.Н., Распопов Е.В., Родченко Е.А. Передача и распределение электроэнергии. СПб.: СЗТУ, 2003. 147 с.

16. ГОСТ 2.102-68: ЕСКД. Виды и комплектность конструкторских документов.

17. ГОСТ 2.104-68: ЕСКД. Основные надписи.  

18. ГОСТ 2.108-68:ЕСКД. Спецификация.

19. ГОСТ 2.725-68: Обозначения условные графические в схемах. Устройства коммутирующие.  

20. ГОСТ 21.614-88:Изображения условные графические электрооборудования и проводок на планах.

21. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат, 1987. 648 с.