Электроснабжение и электропривод насосной станции

(2.72)

Где - принятая кратность меры рассеяния.

При выборе параметров токоведущих частей без учета теплового износа изоляции принимается расчетное значение р = +2.5, то есть расчетная нагрузка в этом случае равна:

Рр = Рср + 2,5 ср.кв.. (2.73)

Средняя нагрузка определяется по формуле:

(2.74)



Среднеквадратичная нагрузка определяется по выражению:

(2.75)

Среднеквадратичное отклонение для группового графика нагрузок определяется по формуле:

(2.76)

Суточный график нагрузок насосной станции представлен на рис. 2.12 (табл. 2.9). По суточному графику нагрузок определяем значения Рср и Рср.кв.

При расчете нагрузок методом математической статистики в качестве максимальной (100% - ной) нагрузке принимаем сумму номинальных мощностей всех электроприемников насосной станции (см. табл. 2.11).

Таблица 2.11

Часы	Р,%	Р,кВт	Часы	Р,%	Р,кВт
0	98,91887	16218,961	12	99,00769	16233,525
1	98,91887	16218,961	13	99,81548	16365,972
2	98,91887	16218,961	14	99,75114	16355,422
3	98,91887	16218,961	15	99,32982	16286,342
4	98,91887	16218,961	16	100,0000	16396,226
5	98,91887	16218,961	17	100,0000	16396,226
6	98,91887	16218,961	18	99,44982	16306,017
7	98,91887	16218,961	19	99,38539	16295,453
8	100,0000	16396,226	20	99,06326	16242,636
9	100,0000	16396,226	21	99,80674	16364,539
10	99,39423	16296,903	22	99,74231	16353,975
11	99,32982	16286,342	23	99,09548	16247,919



Средняя нагрузка по (2.74):

Среднеквадратичная нагрузка по (2.75):

Среднеквадратичное отклонение по (2.76):

Расчетная нагрузка по (2.73):

Расчётное значение нагрузки по методу математической статистики получилось больше, чем по методу коэффициента спроса поэтому в дальнейших расчетах будем использовать значение расчетной нагрузки, определенное по методу коэффициента спроса.

3. Выбор системы питания

3.1 Выбор типа пункта приема электроэнергии

Система электроснабжения любого промышленного предприятия может быть разделена на две подсистемы: питания, распределения энергии внутри предприятия.

В систему питания входят питающие линии электропередач (ЛЭП) и пункт приема электроэнергии (ППЭ), состоящий из устройства высшего напряжения (УВН), силовых трансформаторов и распределительного устройства низшего напряжения (РУНН).

ППЭ называется электроустановка, служащая для приема электроэнергии от источника питания (ИП) и распределяющая (или преобразующая и распределяющая) ее между электроприемниками предприятия непосредственно или с помощью других электроустановок. Число и тип ППЭ зависят от мощности потребляемой предприятием и от характера размещения электрических нагрузок на его территории.

При близости ИП к потребителям электроэнергии с суммарной потребляемой мощностью в пределах пропускной способности линий 6-10 кВ электроэнергия подводится к РП, которые служат для приема и распределения электроэнергии без ее преобразования или трансформации. От РП электроэнергия распределяется по цеховым ТП 6-10/0,4-0,69 кВ и подводится также к высоковольтным электроприемникам 6 -10 кВ. В этих случаях напряжения питающей и распределительных сетей совпадают.

ГПП называется подстанция, получающая питание от энергосистемы и преобразующая и распределяющая электроэнергию на более низком напряжении (6-35 кВ) по предприятию или по отдельным его районам.

ПГВ называется подстанция с первичным напряжением 35 - 220 кВ, выполненная, как правило, по упрощенным схемам коммутации на первичном напряжении, получающая питание непосредственно от энергосистемы или от УРП данного предприятия или предназначенная для питания отдельного объекта (цеха) или района.

В качестве ППЭ выбираем ПГВ.

3.2 Выбор трансформаторов ППЭ

Выбор трансформаторов ППЭ производится согласно ГОСТ 14209-85, то есть по расчетному максимуму нагрузки Sm по насосной станции намечаются два стандартных трансформатора (первичное напряжение 35-220 кВ, вторичное 6-10 кВ).

Намеченные трансформаторы проверяются на эксплуатационную (систематическую) и послеаварийную перегрузки. В ряде случаев проверка на эксплуатационную перегрузку не имеет смысла, тогда проверка ведется только по послеаварийному режиму.

Трансформаторы ПГВ могут иметь мощности 4-80 МВА и всегда принимаются с регулированием под нагрузкой (РПН).

Определяем номинальную мощность трансформаторов по условию [5]:

Предварительно принимаем к установке трансформаторы типа ТДН-10000 с Sном.m = 10 000 кВА.

Определим среднеквадратичную полную мощность по суточному графику нагрузок насосной станции (рис.2.12) по одной из следующих формул [12]:



(3.1)

(3.2)

где cosс.в. - средневзвешенный коэффициент мощности.

Полная среднеквадратичная мощность по (3.2)

Так как, Scp.кв (17502,7 кВА) < 2Sном.т (20000 кВА), то проверки на эксплуатационную перегрузку не требуется.

Проверка по послеаварийному режиму.

Определим начальную нагрузку К1 эквивалентного графика из выражения [13]:

(3.3)

где Si - полные мощности (из графика нагрузок) при которых трансформатор недогружен, то есть Si < Sном.m;

ti - интервачы времени, в которые трансформатор недогружен.

В данном случае К1 = 0.

Определим предварительное значение нагрузки К2' эквивалентного графика нагрузки из выражения [13]:



где Si' - полные мощности (из графика нагрузок) при которых трансформатор перегружен, то есть Si' > Sном.m;

hi - интервалы времени, в которые трансформатор перегружен.

В данном случае

Сравним предварительное значение К2' с Кmах исходного графика; если К2'0,9 Кmах, то принимаем К2 = К2'; если К2' < 0,9 Кmах, то принимаем К2 = 0,9 Кmах.

Тогда К2 = К2' = 1,75

Для перегрузки tп = 24 часа (по графику нагрузок), К1 = 0, системы охлаждения трансформатора «Д» и среднегодовой температуры региона +8.4°С (для Омска) К2доп = 1,4 [13, 14].

В данном случае К2 К2доп. Таким образом, трансформаторы типа ТДН-10000 не удовлетворяют условиям выбора. Берём более мощный трансформатор ТДН - 16000 с Sном.т = 16000 кВА.

Scp.кв (17502,7 кВА) < 2Sном.т (32000 кВА).



Тогда К1 = 0, а , отсюда:

Так как К2' 0,9 Кmax , то К2 = К2' = 1,09.

Выбранный трансформатор ТДН - 16000 удовлетворяет условию К2 К2доп.

3.3 Выбор УВН и рационального напряжения

Для выбора УВН и рационального напряжения питания необходимо наметить несколько вариантов возможных технических решений, лучший из которых определяется на основании технико-экономического расчета (ТЭР).

Чтобы наметить варианты рационального напряжения для ТЭР воспользуемся формулой [15]:

где Pm - расчетная активная мощность, МВт;

l - расстояние от ИП до ППЭ, км.

Рациональное напряжение для расстояния 1 = 4 км и расчетного максисмума PM =16,190 МВт находится в пределах 35 -110 кВ, таким образомдля рассмотрения намечаем варианты с напряжением 35 и 110 кВ.

При выборе УВН учитываются следующие факторы:

- расстояние до системы;

- уровень надежности потребителей;

- вид схемы питания: радиальная, магистральная и т.п.;

- окружающая среда:

- особые условия надежности.

При проектировании схемы электроснабжения предприятия наряду с надежностью и экономичностью необходимо учитывать такие требования, как характер размещения нагрузок на территории предприятии, потребляемую мощность, наличие собственного источника питания.

Для предприятий средней и большой мощности, получающих питание от районных сетей 35, 110, 220 и 330кВ, широко применяют схему глубокого ввода. Такая схема характеризуется максимально возможным приближением высшего напряжения к электроустановкам потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов.

Линии глубоких вводов проходят по территории предприятия и имеют ответвления к нескольким подстанциям глубоких вводов (ПГВ), расположенных близко от питаемых ими нагрузок. Обычно ПГВ выполняются на первичном напряжении 35-220кВ без сборных шин.

Наибольшее распространение получили следующие схемы:

схема отделитель-короткозамыкатель при питании предприятия по магистральной линии и разъединитель-короткозамыкатель при питании по радиальной линии. В данной схеме отключающий импульс от релейной защиты подается на короткозамыкатель, который создает искусственное короткое замыкание, что приводит к отключению головного выключателя линии. При питании по магистральной линии отделитель во время безтоковой паузы срабатывает, отделяя УВН от линии, и через выдержку времени устройство автоматического повторного включения (АПВ) на головном выключателе подает на него включающий импульс и линия вновь включается, обеспечивая электроснабжение оставшихся потребителей. При радиальной схеме устройство АПВ на головном выключателе не устанавливается, следовательно отделитель в схеме не нужен. Применение данной схемы, при малых расстояниях от подстанции до короткозамыкателя (до 5 км), не рекомендуется из-за возникновения километрического эффекта;

схема глухого присоединения линии к трансформатору через разъединитель является более дешевой по сравнению с предыдущей при малых расстояниях (рис.3.1а). Отключающий импульс в данной схеме подается по контрольному кабелю на головной выключатель;

в последнее время широкое распространение получила схема с выключателем на стороне высокого напряжения (рис.3.1б).

В нашем случае, при длине ЛЭП до насосной станции равное 4 км, потребители электроэнергии I категории, подходят две последние, выше указанные, схемы (рис.3.1). Питание осуществляется по радиальным схемам с нормальной окружающей средой.

С учётом вышеперечисленного для рассмотрения в ТЭР намечаем четыре варианта:

U = 110 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1а;

U = 35 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1а;

U = 110 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1б;

U = 35 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1б.

Окончательный вариант выберем на основании технико-экономического расчета (ТЭР).

Целью технико-экономического расчета является определение приведенных годовых затрат на монтаж и эксплуатацию оборудования. Наиболее экономичным решением электроснабжения является вариант, отвечающий требованиям и имеющий наименьшие приведенные затраты. Если приведенные затраты отличаются на 5-10% (возможная точность расчетов), предпочтение следует отдавать варианту с меньшими капиталовложениями, с лучшими качественными показателями.

При проведении ТЭР критерием оптимальности решения являются меньшие расчетные (приведенные) затраты, определяемые по следующему выражению [14]:



Зi = Иi + Ен · Кi + Уi, (3.5)

где Ен = 0,12 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, 1/год;

К - капиталовложения в электроустановку, руб/год;

И - годовые издержки производства, руб/год:

И = Иа.о+ Ипот, (3.6)

Иа,о = а.о К -амортизационные отчисления и издержки на обслуживание электроустановки (текущий ремонт и зарплата персонала), руб/год;

а.о - норма отчислений, о.е;

Иnom - издержки, вызванные потерями электроэнергии в проектируемой электроустановке, руб/год:

Ипот = Ипот.т - Ипот.л (3.7)

Ипот.т и Ипот.л. - издержки, вызванные потерями электроэнергии в трансформаторах и линиях электропередач (ЛЭП) соответственно, руб год.

Стоимость потерь энергии группы одинаковых параллельно включенных трансформаторов, руб/год [16]:

(3.8)

где n - число трансформаторов в группе;

Рх и Рк - соответственно номинальные потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

Сэ.х и Сэ.к - стоимость 1 кВтч потерь энергии холостого хода и короткого замыкания соответственно (см. рис.6.2[16]), руб/(кВт-ч);

Т - время работы трансформаторов (при его работе круглый год Т = 8760 ч/год), ч/год;

Sm - расчетная полная мощность, протекающая по всем трансформаторам группы, кВА;

Shom - номинальная мощность трансформатора, кВА;

- время максимальных потерь, ч/год [5]:

(3.9)

Стоимость потерь энергии для линий, руб/год [16]:

Ипот.л = Эл Сэ(3.10)

Потери энергии в ЛЭП, кВтч/год

(3.11)

где S - полная мощность, передаваемая по ЛЭП, ВА;

U - номинальное напряжение ЛЭП, кВ;

го - удельное активное сопротивление ЛЭП, Ом/км;

L - длина ЛЭП, км;

n - число параллельно включенных ЛЭП.

Потери энергии в трансформаторах



(3.12)

Ущерб от перерыва электроснабжения определяется по формуле:

У = Тпер Рр Уо,(3.13)

где Уо - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии, руб/(кВт-ч);

Тпер - среднегодовое время перерыва электроснабжения, ч/год;

Рр - расчетная активная мощность, потребляемая предприятием, кВт.

Для определения времени перерыва электроснабжения необходимо произвести оценку надежности элементов электроснабжения по следующим выражениям [10]:

параметр потока отказов линии или присоединения

(3.14)

среднее время восстановления после отказа одной линии или присоединения

(3.15)

коэффициент аварийного простоя

ka = a Tв, (3.16)



коэффициент планового простоя

kn = 1,2 kni.max; (3.17)

коэффициент аварийного простоя, когда первая линия отключена для планового ремонта и в это время вторая отключается из-за повреждения, соответственно для второй линии

k2a.n = 0,5 a kn npu kn Tв; (3.18)

k2a.n = ka (kn 0,5 Tв) npu kn > Tв;(3.19)

коэффициент аварийного простоя двух линий или присоединений при одинаковых параметрах надежности

knep = ka2 + 2 * k2a.n, (3.20)

среднегодовое время перерыва электроснабжения

Тпер = knep * 8760, (3.21)

где ai - параметр потока отказов одного элемента системы электроснабжения (СЭС), 1/год;

Tвi - среднее время восстановления после отказа, лет;

kni.max - максимальный коэффициент аварийного простоя одного элемента СЭС входящего в данное присоединение, о.е.

ТЭР для варианта №1.

Для того, чтобы учесть капитальные затраты на ЛЭП, необходимо предварительно выбрать сечение провода. При выборе сечения провода необходимо учесть потери мощности в трансформаторах ППЭ.



Каталожные данные трансформатора ТДН-16000/110 [14]:

Рх = 18 кВт; Рк = 85 кВт; Uк = 10,5%; Ix = 0,7%; Sном = 16000 кВА.

Потери мощности при работе двух трансформаторов

Потери мощности при работе одного трансформатора

Расчетная мощность, с учетом потерь мощности в трансформаторах ППЭ, в нормальном и послеаварийном режимах

Выбор сечения проводов ЛЭП.

Выбор сечений проводов для напряжений 35 кВ и выше, согласно ПУЭ, производится по нагреву расчетным током. Проверка проводится по экономической плотности тока и по условиям короны. Принимается большее из полученных значений. При этом проводники любых назначений должны удовлетворять условиям выбора по нагреву как в нормальных, так и послеаварийных режимах, а также в период ремонта и возможной неравномерности распределения токов между линиями.

Определим расчетный ток нормального и послеаварийного режимов соответственно

(3.22)

Выбираем провод марки АС-70/11 с Iдоп = 265 А и сечением F = 70 мм2, так как минимально допустимое сечение по условию потерь на корону согласно ПУЭ 70 мм2.

Сечение провода по экономической плотности тока

(3.23)

где jэ = 1 - экономическая плотность тока при Тmах > 5000 ч [17], А/мм2.

Определим потери напряжения в ЛЭП в послеаварийном режиме:

Для послеаварийного режима допускаются потери напряжения до 10% .

Окончательно выбираем провода марки АС-70/11 с Iдоп = 265 А.

ЛЭП на железобетонных опорах.

Капитальные затраты.

К = Ктр + Кору + Клэп + Ккл.эп = (2 53000) + (2 11500) + (2 7700 4) + (2 470 4) = = 194360 руб.

Издержки.

Время максимальных потерь по (3.9):

Потери энергии в ЛЭП по (3.11):

По (3.10): Ипот.л = 169183,48 * 0,0075 = 1268,876 руб/год.

Потери энергии в трансформаторах

В данном случае Сэх Сэк = 0,0075 руб/(кВт-ч), тогда

Ипот.т = Эт * Сэ = 729730,74 * 0,0075 = 5472,98 руб / год.

Издержки на обслуживание и амортизационные отчисления



Иа,о = а.оору Кору + а.о.тр Ктр + а.о.лэп Клэп + а.о.кл Ккл = 0,094 * 23000 + 0,094 * 106000 + 0.028 * 61600 + 0,073 3760 = 14125,28 руб/год.

Годовые издержки по (3.6):

И =14125,28 + (5472,98 + 1268,876) = 20867,13 руб /год.

Ущерб.

По (3.13): а = 0,01 + 0,088 + 0,008 + 0,06 + 0,01 + 0,2 = 0,332 1/год.

По (3.14):

По (3.15): ka = 0,332 * 0,01129 = 0,00375 о.е.

По (3.16): kn = 1,2 * 0,074 = 0,0888 о.е.

По (3.18): k2a.n = 0,00375 * (0,0888 - 0.5 * 0,01129) = 0,00031 о.е.

По (3.19): knep = 0,003752 + 2 * 0,00031 = 0,0000634 о.е.

По (3.20): Тпер = 0,0000634 * 8760 = 5,55 ч/ год.

По (3.12): У =5,55 * (16169,243 + 87,518) * 0,6 = 54135 руб/ год.

Приведенные затраты по (3.5):

3 = 0,12 * 194360 + 20867,14 +54135 = 98325,34 руб/год.

Для остальных вариантов расчеты сведены в табл.3.1 и табл.3.2.

Согласно рекомендации СН174-75, если затраты варианта с большим напряжением превосходят на 10-12%, то следует принимать вариант с большим напряжением, как наиболее перспективный. В данном случае по результатам ТЭР проходит четвёртый вариант.

Таблица 3.2 - Результаты ТЭР

№ варианта	Наименование оборудования	Стоимость, руб	n шт	Kaп. затраты, руб.	Издержки	Ущерб руб/год	Затраты, руб/год
					а.о, о.е.	Иа.о, руб/год	Сэ, руб/ (кВт ч)	Э, (кВт ч)/ год	Ипот, руб/год
1	AC - 70/11	30800	2	61600	0,028	1724,8	0,0075	169183,5	1268,87	54135	98325,3
	ТДН-16000/110	53000	2	106000	0,094	9964
	ОРУ	11500	2	23000	0,094	2162		729730,7	5472,98
	Контр. Кабель	1880		3760	0,073	274,48
2	AC - 150/19	9200	2	18400	0,028	515,2	0,0075	3098510	23238,83	53257	86926,9
	ТДНС-16000/35	37000	2	74000	0,094	6956
	ОРУ	2400	2	4800	0,094	451,2		297891,5	2234,19
	Контр. Кабель	1880		3760	0,073	274,48
3	AC - 70/11	30800	2	61600	0,028	1724,8	0,0075	169183,5	1268,88	7218	6116,68
	ТДН -16000/110	53000	2	106000	0,094	9964
	ОРУ	36000	2	72000	0,094	6768		729760,7	5473
4	AC- 150/19	9200	2	18400	0,028	515,2	0,0075	3098510	2323,83	4272,27	50615,7
	ТДНС-16000/35	37000	2	74000	0,094	6956
	ОРУ	5400	2	10800	0,094	1015,2		297891,5	2234,18

4. Выбор системы распределения электроэнергии

4.1 Выбор рационального напряжения распределения электроэнергии выше 1000 В

Рациональное напряжение Upaц распределения электроэнергии выше 1000В предприятия определяется в основном значениями мощности ЭП напряжением 6кВ и 10кВ.

Если мощность ЭП 6кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 10-15%, то Upaц распределения принимается равным 10кВ, а ЭП 6кВ получают питание через понижающие трансформаторы 10/6 кВ.

Если мощность ЭП 6кВ составляет от суммарной мощности предприятия более 40%, то Upaц распределения принимается равным 6кВ.

Если мощность ЭП 6кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 15-40%, то необходимо произвести ТЭР.

Кроме того, при выборе Upaц распределения электроэнергии на напряжении выше 1000В следует учитывать напряжение распределения электроэнергии в электрических сетях до 1000В. В случае применения в последних напряжения 660В предпочтение во многих случаях отдается напряжению 10 кВ.

В данном случае доля мощности ЭП 10 кВ составляет:

поэтому в качестве напряжения распределения принимаем Upaц = 10 кВ.



4.2 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций

Число трансформаторных подстанций (ТП) и мощность их трансформаторов определяется средней нагрузкой цеха (цехов) за наиболее загруженную смену (Scm), удельной плотностью нагрузки (при мощности цеха более 1500 кВА) и требованиями надежности электроснабжения.

Для цехов I и II категории принимают двухтрансформаторные ТП, для цехов III категории принимают однотрансформаторные ТП.

Средняя нагрузка цеха за наиболее загруженную смену определяется по следующим формулам

; (4.1)

(4.2)

(4.3)

где Ки - коэффициент использования активной мощности одного или группы ЭП;

Рн - номинальная (установленная) мощность одного или группы ЭП, кВт;

tg - коэффициент мощности.

Расчет средней нагрузки Scm сведен в табл.4.1.

Потребители электроэнергии насосной станции относятся к I, II и III категориям, поэтому ТП принимается двухтрансформаторной.

Определение мощности трансформаторов ТП должно производиться с учетом перегрузочной способности трансформаторов.

При преобладании ЭП I -II категории коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме должен быть в пределах 0,65 - 0,75. Для однотрансформаторных подстанций коэффициент загрузки трансформаторов должен быть в пределах 0.9-1.0.

Номинальная мощность трансформатора определяется по выражению [5]:

(4.4)

где N - количество трансформаторов на ТП;

Кз - коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме.

По расчетному значению Sном.т =125,08 кВА выбираем трансформатор типаТМЗ-160/10

Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме

(4.5)

Коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме

(4.6)

Каталожные данные трансформатора ТМЗ-160/10:

SHOM = 160 кВА; Рх = 0,51 кВт; Рк = 2,65 кВт; Ix = 2.4%; UK = 4,5%.

Потери мощности в трансформаторах KТП:



Расчетная нагрузка на стороне ВН цеховой ТП [5]:

4.3 Выбор способа канализации электроэнергии на напряжении выше 1000 В, сечения ЛЭП и токопроводов

В промышленных распределительных электрических сетях выше 1000 В в качестве основных способов канализации электроэнергии на напряжение выше 1000 В применяют кабельные ЛЭП и токопроводы.

При незначительных передаваемых мощностях, как правило, применяют кабельные ЛЭП. Если передаваемая в одном направлении мощность при напряжении 6 кВ более (15...20)МВА, а при напряжении 10 кВ - более (25...30)МВА, то без проведения ТЭР принимают токопроводы. При значительных мощностях, передаваемых в одном направлении, но менее вышеуказанных, способ канализации электроэнергии выбирается на основании ТЭР.

Распределение энергии на территории предприятия осуществляется кабельными линиями электропередач (КЛЭП). Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с требованиями ПУЭ с учетом нормальных и после аварийных режимов работы электрической сети и перегрузочной способности кабелей различной конструкции.

Допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля в нормальном режиме определяется по выражению:



Iдоп = К1 · К2 ·IТ(4.7)

где К1 - поправочный коэффициент для кабелей в зависимости от удельного теплового сопротивления земли.

К2 - поправочный коэффициент на количество работающих кабелей лежащих рядом в земле.

Iт - допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля, по ПУЭ, для разных марок кабеля.

При прокладке КЛЭП в воздухе поправочные коэффициенты не применяются.

При проверке сечения кабеля по условиям послеаварийного режима для кабелей напряжением до 10кВ необходимо учитывать допускаемую в течение пяти суток на время ликвидации аварии перегрузку в зависимости от вида изоляции.

Допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля в послеаварийном режиме определяется по выражению:

Iдоп.ПАР .= К1 · К2 · К3 · IТ ,(4.8)

где КЗ =1,1 - коэффициент допустимой после аварийной перегрузки [17].

Расчетный ток находится по следующему выражению:

(4.8)

где n - число ЛЭП, работающих в нормальном режиме.



(4.9)

Результаты расчетов сведены в таблицу 4.2.

Схема распределения электроэнергии в насосной станции представлена на рис. 4.1.

Кабели прокладываем в каналах пола.

4.4 Выбор числа силовых пунктов и мест их расположения

Для приема и распределения электроэнергии к группам потребителей трехфазного переменного тока промышленной частоты напряжением 380В применяют силовые распределительные шкафы и пункты.

Для цехов с нормальными условиями окружающей среды изготовляют шкафы серии СП-62 и ШРС1-20УЗ защищенного исполнения, а для пыльных и влажных - шкафы серии СПУ-62 и ШРС1-50УЗ закрытого исполнения. Шкафы имеют на вводе рубильник, а на выводах - предохранители типа ПН2 или НПН. Номинальные токи шкафов СП-62 и ШРС1-20УЗ составляют 250 и 400А, шкафов СПУ-62 и ШРС1-50УЗ - 175 и 280А.

Силовые пункты и шкафы выбираются с учетом условий воздуха рабочей зоны, числа подключаемых приемников электроэнергии к силовому пункту и их расчетной нагрузки (расчетный ток группы приемников, подключаемых к силовому пункту, должен быть не больше номинального тока пункта).

Машинный зал.

Потребителями электроэнергии в машинном зале насосной станции являются пожарные насосы, вентиляторы, мостовой кран, калориферы и освещение. Все приемники электроэнергии рассчитаны на трехфазный переменный ток и напряжение 380 В промышленной частоты, по надежности электроснабжения относятся к I, II и III категориям.

Микроклимат на участке нормальный, то есть температура не превышает +30°С, отсутствует технологическая пыль, газы и пары, способные нарушить нормальную работу оборудования.

Учитывая расположение приемников электроэнергии на плане, можно выделить два узла потребителей: первый узел включает в себя три вентилятора машинного зала, вентилятор мастерской, калорифер, пожарный; второй - мостовой кран, вентилятор машинного зала, калорифер, осветительные приборы машинного зала и пожарный насос.

Таблица 4.2 - Выбор кабельных ЛЭП

№	Назначение КЛЭП	n	Snpиc (Sp), кВА	Ip, A	jэ, А/мм2	мм2	Fct, мм2	Iдоп, А	КЗ	Iд.нр А	Iд.пар А	U, кВ	L, м	Марка кабеля
				Н.Р.	П.А.Р.
1	ПГВ-СД1	1	2109,73	122	-	1,2	101,6	120	240	-	240	-	10	13	ААШв 3х120
2	ПГВ-СД2	1	2109,73	122	-	1,2	101,6	120	240	-	240	-	10	3	ААШв 3х120
3	ПГВ-СДЗ	1	2109,73	122	-	1,2	101,6	120	240	-	240	-	10	10	ААШв 3х120
4	ПГВ-СД4	1	2109,73	122	-	1,2	101,6	120	240	-	240	-	10	20	ААШв 3х120
5	ПГВ-СД5	1	2109,73	122	-	1,2	101,6	120	240	-	240	-	10	30	ААШв 3х120
6	ПГВ-СД6	1	2109,73	122	-	1,2	101,6	120	240	-	240	-	10	19	ААШв 3х120
7	ПГВ-СД7	1	2109,73	122	-	1,2	101,6	120	240		240	-	10	25	ААШв 3х120
8	ПГВ-СД8	1	2109,73	122	-	1,2	101,6	120	240		240	-	10	35	ААШв 3х120
9	ПГВ-КТП	2	194,6	5,62	11,25	1,2	4,68	16	75	1,1	69,7	76,7	10	31	ААШв 3х16

Для распределения электроэнергии по отдельным электроприемникам устанавливаются два силовых пункта СП-4 и СП-3 типа ШРС1-20У3.

Расчетные токи линий, питающих отдельные электроприемники, определяем как сумму номинальных токов двигателей, установленных на электроприемнике, а линий, питающих СП, - по расчетной мощности.

(4.10)

где Рн(пв = 100%) - номинальная мощность ЭП приведенная к ПВ = 100%, кВт;

Uн - номинальное напряжение, кВ;

- к.п.д. электроприемника;

cos - коэффициент мощности электроприемника.

Iпуск = Кп Iн(4.11)

где Кп - кратность пускового тока;

Iн- номинальный ток ЭП, А.

Чтобы определить ток плавской вставки для группы электроприёмников, воспользуемся следующими формулами:

(4.12)

где In.вc. - ток плавкой вставки. А;

Inуск.мах - наибольший из пусковых токов двигателей группы приёмников, определяемый по паспортным данным;

Iгр.р - расчётный ток группы ЭП,А;

Ки.а. - коэффициент использования, характерный для двигателя, имеющего наибольший пусковой ток (0,12 - 0,14);

Iном.мах - номинальный ток двигателя (приведённый к ПВ=1) с наибольшим пусковым током.

Номинальный ток для группы ЭП, А:

(4.13)

где - среднеарифметическое значение;

- расчётное значение мощности по паспортным данным;

n - количество группы ЭП.

Ток плавкой вставки, защищающей один электродвигатель, определяется по формуле [5]:

(4.14)

- коэффициент перегрузки, = 2,5 - при легких пусках.

Все расчеты по выбору СП-4 сведены в табл. 4.3.

Таблица 4.3

СП - 4	Наименование оборудования	Рн, кВт (ПВ=1)	Iн, А	Iпуск, А	Ibct.p, А	In.вс, А	Тип предо-хранителя
	Вентилятор мастерской; Калорифер	2,2	4,63	30,1 -	37,1	40	1хНПН2 - 63
		2	3,039
	Вентиляторы в машинном зале	15	28,5	213,8	85,52	100	3хПН2-100
	Пожарный насос	7,5	14,8	111	44,4	50	1хпн2-100

Определим расчетный ток линии, питающей СП-4.

Расчетную мощность определяем по методу коэффициента спроса (см. гл.2 табл. 2.1).

Расчетный ток линии, питающей СП-4:

(4.15)

Окончательно выбираем шкаф типа ШРС1-55УЗ с каталожными данными:

степень защиты IP54;

номинальный ток шкафа 280 А;

число отходящих линий и токи предохранителей 4х60+4х100 А;

размеры (высотахширинахглубина) 1600х500х580 мм.

Произведем аналогичный расчет для СП-3 используя формулы (4.4 - 4.7).

Таблица 4.4

СП - 3	Наименование оборудования	Рн, кВт (ПВ=1)	Iн, А	Iпуск, А	Ibct.p, А	In.вс, А	Тип предо-хранителя
	Вентилятор машинного зала; калорифер	15	28,5	213,8	240,72	250	1хПН2 - 250
		2	3,039	-
	Освещение машинного зала	8,36	25,43	-	25,43	16	1хНПН2-63
	Пожарный насос	7,5	14,8	111	44,4	50	1хпн2-100
Я БПУ	Мостовой кран: - механизм подъёма	47,43	111	222	468,88	500	ПП-57-31
	-механизм передвижения тележки	3,48	8,41	16,82
	-механизм передвижения моста	13,91	37,78	75,56



Определим расчетный ток линии, питающей СП-3.

Расчетная мощность определяется по методу коэффициента спроса (см. гл.2 табл. 2.1).

Расчетный ток линии, питающей СП-3:

Окончательно выбираем шкаф типа ШРС1-27УЗ с каталожными данными:

- степень защиты IP22;

- номинальный ток шкафа 400А;

- число отходящих линий и токи предохранителей 5х100-2х250 А;

- размеры (высотахширинахглубина) 1600х700х580 мм.

Мостовой кран запитывается отдельно от шкафа типа ЯБПУ со встроенным предохранителем типа ПП - 57.

Расчёт тока плавкой вставки предохранителя осуществляется с помощью формул (4.11-4.13):

Iпуск = (2 - 2,5)Iн.дв.мах = 2 111 = 222 А

Расчетный ток линии, питающей ЯБПУ:



Распределительную сеть выполняем проводом марки АПВ (алюминиевые жилы, поливинилхлоридная изоляция). Для питания силовых пунктов выбираем кабель марки АПВГ (алюминиевые жилы, изоляция из полиэтилена, оболочка из поливинилхлоридного пластика). Провода и кабели прокладываем в газовых трубах, уложенных в каналах пола. Сечения проводов и жил кабелей выбираем по (4.8) и приводим в табл. 4.5.

Таблица 4.5

Наименование Оборудования	Pном, кВт (Sр, кВА)	Сos	КПД	Iном, А (Iр, А)	Iдоп, А	S, мм2
Вентилятор мастерской	2,2	0,87	0,83	4,63	18	3х2
Вентилятор в машинном зале	15	0,91	0,88	28,5	30	3х5
Калорифер в мастерской	2	1	-	3,039	18	3х2
Калорифер в машинном зале	2	1	-	3,039	18	3х2
Пожарный насос	7,5	0,88	0,875	14,8	18	3х2
Освещение машинного зала	(15,882)	-	-	24,15	28	4х5
ЯБПУ	(41)	0,753	-	260,2	285	3х120+1х50
СП -4	(56,681)	-	-	(86,22)	90	3х16+1х6
СП -3	(76,91)	-	-	(117)	130	3х50+1х16

Мастерская.

Потребителями электроэнергии в мастерской насосной станции являются станки, сварочные трансформаторы, вентилятор и калорифер. Все приемники электроэнергии рассчитаны на трехфазный переменный ток и напряжение 380В промышленной частоты, по надежности электроснабжения относятся к III категории.

Микроклимат на участке нормальный, то есть температура не превышает +30°С, отсутствует технологическая пыль, газы и пары, способные нарушить нормальную работу оборудования.

Учитывая расположение приемников электроэнергии на плане, можно выделить три узла потребителей: первый узел включает в себя токарновинторезный станок, круглошлифовальный станок, обдирочношлифовальный станок и освещение мастерской; второй - сверлильный станок, токарновинторезный станок, фрезерный станок; третий - два сварочных трансформатора, вентилятор и калорифер мастерской.

Для распределения электроэнергии по отдельным электроприемникам устанавливаем три силовых пункта СП-2, СП-1 и СП-5 типа ШРС1-20/У3.

Расчетные токи линий, питающих отдельные электроприемники, определяем как сумму номинальных токов двигателей, установленных на электроприемнике, а линий, питающих СП, - по расчетной мощности.

Произведем расчет для СП-2 используя формулы (4.4 - 4.7).

Все расчеты сведем в табл. 4.6.

Таблица 4.6

СП - 2	Наименование оборудования	Рн, кВт (ПВ=1)	Iн, А	Iпуск, А	Ibct.p, А	In.вс, А	Тип предо-хранителя
	Токарновинторезный станок	16,22	37,7	205	239,2	250	1хПН2 - 250
	Круглошлифовальный станок	9,87	23,68	113,7	135,6	160	1хПН2-250
	Обдирочношлифовальный станок	7,5	15,16	113,7	45,48	63	1хНпн2-63
	Освещение мастерской	5,616	9,5	-	9,5	10	1хНпн2-63

Определим расчетный ток линии, питающей СП-2. Расчетную мощность определяем по методу коэффициента спроса (см. гл2. табл. 2.1).

Расчетный ток линии, питающей СП-2:



насосный станция электроэнергия питание

Окончательно выбираем шкаф типа ШРС1-58УЗ с каталожными данными:

- степень защиты IP54;

- номинальный ток шкафа 280А;

- число отходящих линий и токи предохранителей 2х60+4х100+2х250А;

- размеры (высотахширинахглубина) 1600х700х580 мм.

Произведем расчет для СП-1 используя формулы (4.4-4.8).

Все расчеты сведем в табл. 4.7.

Таблица 4.7

СП - 1	Наименование оборудования	Рн, кВт (ПВ=1)	Iн, А	Iпуск, А	Ibct.p, А	In.вс, А	Тип предо-хранителя
	Сверлильный станок	7,62	17,09	113,7	128,9	160	1хПН2 - 250
	Токарновинторезный станок	16,22	37,7	205	239,2	250	1хПН2-250
	Фрезерный станок	19	38,4	205	239,8	250	1хпн2-250

Определим расчетный ток линии, питающей СП-1.

Расчетную мощность определяем по методу коэффициента спроса (см. гл.2 табл. 2.1).

Расчетный ток линии, питающей СП-1:

Окончательно выбираем шкаф типа ШРС1-56У3 с каталожными данными:

- степень защиты IP54;

- номинальный ток шкафа 280А;

- число отходящих линий и токи предохранителей 5х250А;

размеры (высотахширинахглубина) 1600х700х580 мм.

Произведем расчет для СП-5 используя формулы (4.4-4.8).

Все расчеты сведем в таблицу 4.8.

Таблица 4.8

СП - 5	Наименование оборудования	Рн, кВт (ПВ=1)	Iн, А	Iпуск, А	Ibct.p, А	In.вс, А	Тип предо-хранителя
	Сварочный трансформатор	100,44	212	-	212	250	2хПН2 -250
	Вентиляторы в мастерской	2,2	4,63	30,12	36,46	40	1хПН2-100
	Калорифер мастерской	2,0	3,039	-

Определим расчетный ток линии, питающей СП-5.

Расчетную мощность определяем по методу коэффициента спроса (см. гл.2 табл. 2.1).

Расчетный ток линии, питающей СП-5:

Окончательно выбираем шкаф типа ШРС1-57У3 с каталожными данными:

-степень защиты IР54;

-номинальный ток шкафа 280А;

-число отходящих линий и токи предохранителей 5х100+2х250А;

-размеры (высота х ширина х глубина) 1600х700х5 80.мм.

Распределительную сеть выполняем проводом марки АПВ (алюминиевые жилы, поливинилхлоридная изоляция). Для питания силовых пунктов выбираем кабель марки АПВГ (алюминиевые жилы, изоляция из полиэтилена, оболочка из поливинилхлоридного пластика). Провода и кабели прокладываем в газовых- трубах, уложенных в каналах пола. Сечения проводов и жил кабелей выбираем по (4.8) и приводим в таблице 4.9.

Таблица 4.9

Наименование оборудования	Pном, кВт (Sр, кВА)	Сos	КПД	Iном, А (Iр, А)	Iдоп, А	S, мм2
Освещение мастерской	(6,24)	-	-	9,5	15	4х2
Вентилятор мастерсокй	2,2	0,87	0,83	4,63	18	3х2
Калорифер мастерской	2,0	1	-	3,039	18	3х2
Токарновинторезный станок	16,22	0,79	-	31,7	40	3х8
Круглошлифовальный станок	9,87	0,758	-	23,68	28	3х4
Обдирочношлифовальный станок	7,5	0,86	0,875	15,16	18	3х2
Сверлильный станок	7,62	0,78	-	17,09	18	3х2
Фрезерный станок	19	0,86	-	33,6	40	3х8
Сварочный трансформатор	104,44	0,62	0,9	212	220	3х120
СП - 2	(12,45)	-	-	18,9	21	4х3
СП - 1	(9,97)	-	-	15,16	19	4х2,5
СП - 5	(103,09)	-	-	156,8	165	3х70+1х25
СП - 1,2	(22,42)	-	-	34,1	40	3х8+1х2,5



5. Расчет токов короткого замыкания

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение короткого замыкания (КЗ) в сети или элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения (СЭС) необходимо правильно определять токи КЗ и по ним выбирать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.

При возникновении КЗ имеет место увеличение токов в фазах СЭС или электроустановок по сравнению с их значением в нормальном режиме работы. В свою очередь, это вызывает снижение напряжений в системе, которое особенно велико вблизи места КЗ.

В трехфазной сети различают следующие виды КЗ: трехфазные, двухфазные, однофазные и двойное замыкание на землю.

Трехфазные КЗ являются симметричными, так как в этом случае все фазы находятся в одинаковых условиях. Все остальные виды КЗ являются несимметричными, поскольку при каждом из них фазы находятся не в одинаковых условиях и значения токов и напряжений в той или иной мере искажаются.

Расчетным видом КЗ для выбора или проверки параметров электрооборудования обычно считают трехфазное КЗ. Однако для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики требуется определение и несимметричных токов КЗ.

Расчет токов КЗ с учетом действительных характеристик и действительных режимов работы всех элементов СЭС сложен. Поэтому для решения большинства практических задач вводят допущения, которые не дают существенных погрешностей:

не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчетную схему;

трехфазная сеть принимается симметричной;

не учитываются токи нагрузки;

не учитываются емкости, а следовательно, и емкостные токи в воздушной и кабельной сетях:

не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и независящими от тока индуктивные сопротивления во всех элементах короткозамкнутой цепи;

не учитываются токи намагничивания трансформаторов.

В зависимости от назначения расчета токов КЗ выбирают расчетную схему сети, определяют вид КЗ, местоположение точек КЗ на схеме и сопротивления элементов схемы замещения.

5.1 Расчёт токов короткого замыкания в установках напряжением выше 1000В

Расчёт токов КЗ в установках напряжением выше 1кВ имеет ряд особенностей по сравнению с расчётом токов КЗ в установках напряжением до 1кВ. Эти особенности заключается в следующем:

активные сопротивления элементов системы электроснабжения при определении тока КЗ не учитывают, если выполняется условие:

R<(X/3),(5.1)

где R и X суммарные активные и реактивные сопротивления элементов системы электроснабжения до точки КЗ;

при определении токов КЗ учитывают подпитку от присоединенных к данной сети синхронных компенсаторов, синхронных и асинхронных электродвигателей. Влияние асинхронных электродвигателей на токи КЗ не учитывается при мощности электродвигателей до 100кВт в единице, если электродвигатели отделены от места КЗ одной ступенью трансформации, а также при любой мощности, если они отделены от места КЗ двумя и более ступенями трансформации либо если ток от них может поступать к месту КЗ только через те элементы, через которые проходит основной ток КЗ от сети и которые имеют существенное сопротивление (линии, трансформаторы и т.п.) [17].

Расчёт токов КЗ будем вести в относительных единицах. При этом все величины сравнивают с базисными, в качестве которых принимают базисную мощность Sб и базисное напряжение Uб. За базисную мощность принимаем мощность энергосистемы, то есть Sб = 1300 МВА, а сопротивление системы Хс=0,48 о.е. В качестве базисного напряжения принимают среднее напряжение той ступени, на которой имеет место КЗ. Сопротивление элементов системы электроснабжения приводят к базисным условиям.

Электрическая схема и схема замещения для расчетов токов КЗ приведены на рис. 5.1-5.2.

Расчет токов КЗ в точке К-1.

Базисное напряжение: UБ(К-1) = 37,5 кВ.

Базисный ток: (5.2)

Сопротивление системы, приведенное к базисным условиям:

(5.3)



Сопротивления воздушных ЛЭП [16]:

(5.4)

Постоянная времени затухания апериодического тока для точки К-1 [5,10,16]:

(5.5)

где X(k-i), R(k-i) - соответственно индуктивное и активное сопротивления цепи КЗ;

(5.6)

Ударный коэффициент для точки К-1 [16]:

(5.7)

Полное сопротивление схемы замещения до точки К-1:

(5.8)

Начальное значение периодической составляющей тока К.3. в точке К-1:



(5.9)

где Е"с - приведенное значение сверхпереходной ЭДС системы.

Действующее значение периодической составляющей тока К.3. от источника электроснабжения (системы) к моменту времени размыкания силовых контактов выключателя принимается равным начальномузначению периодической составляющей [10]:

I" Пt(К1) = I”ПO(К1).

Ударный ток КЗ в точке К-1 [5,10,16]:

(5.10)

Расчет токов КЗ в точке К-2.

Базисное напряжение: UБ(К2) = 10,5 кВ.

Базисный ток:

Сопротивление тpaнcфopмaтopa ТДН - 16000/110

Постоянная времени затухания апериодического тока для точки К-2 [5,10,16]:



Ударный коэффициент для точки К-2 [16]:

Полное сопротивление схемы замещения до точки К - 2:

Начальное значение периодической со...