Электроснабжение электроаппаратного завода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

Кафедра «ЭТК и С»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ЭЛЕКТРОАППАРАТНОГО ЗАВОДА

Руководитель Л. С. Синенко

Студент, ЭМ 08-03 А.А. Качаев



ЗАДАНИЕ

на курсовой проект по теме ”Электроснабжение электроаппаратного завода”

Исходные данные на проектирование:

1. Схема генерального плана завода (1, стр. 17).

2. Сведения об электрических нагрузках по цехам завода (1, стр. 16).

3. Питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы, на которой установлены два трехобмоточных трансформатора мощностью по 40,5 МВА, напряжением 115/37/10,5 кВ. Трансформаторы работают раздельно. Мощность системы составляет 800 МВА, реактивное сопротивление системы на стороне 115 кВ, отнесенное к мощности системы 0,4.

4. Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 3,0 км.

5. Стоимость электроэнергии за 1 кВтч задает преподаватель.

6. Завод работает в две смены.

Электрические нагрузки электроаппаратного завода:

Наименование	Количество электроприемников	Установленная мощность электроприемников, кВт
		Одного	Суммарная
1. Цех магнитных станций	280	1-100	6500
2.Заготовительно-сварочный цех	200	10-100	8200
3. Цех пластмасс	100	1-120	2100
4. Аппаратный цех	100	10-80	1700
5. Цех нормалей	70	1-50	1850
6. Штамповочный цех	100	10-100	3800
7. Цех асбоцементных плит	50	10-40	850
8. Склад готовой продукции	15	1-20	85
9.Склад металлических отходов	15	1-14	70
10. Гальванический цех	50	10-40	1200
11. Ремонтно-механический цех	См. прил. 2.
12. Станция нейтрализации	10	10	100
13.Очистка кислотной канализации	3	10	30
14. Насосная	8	40-100	560
15. Столовая	30	1-40	270
16. Электроцех	25	1-40	150
17. Заводоуправление	20	1-20	130
18. Градирня.	2	10-20	30
19. Склад кислот	2	10-20	30
20. Компрессорная: а) 0,4 кВ; б) синхронные двигатели 6 кВ	15 4	10-40 720	200 2880



1. Расчет электрических нагрузок предприятия

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.

Расчет ведется по установленной мощности и коэффициенту спроса.

Для определения расчетных нагрузок по данному методу необходимо знать установленную мощность группы электроприёмников, коэффициенты мощности и спроса данной группы, определяемые по справочным материалам.

На заданном предприятии оборудование питается от двух классов напряжения. Силовая нагрузка обоих классов определяется аналогично, а на напряжение 0,4 кВ необходимо также рассчитать осветительную нагрузку.

Расчетная силовая нагрузка

Расчетная осветительная нагрузка

где КСО - коэффициент спроса для осветительной нагрузки (2, таблица 2.3);

Рно - установленная мощность осветительной нагрузки, кВт.

,

где - удельная осветительная нагрузка, отнесенная к площади пола цеха, кВт/м2 (1, табл. 2.4); F - площадь пола цеха, м2.

Таким образом, полная нагрузка цеха

Расчеты проводятся по каждому из цехов предприятия, результаты расчетов приведены в таблице 1 (Приложение А).



2. Определение расчетных электрических нагрузок предприятия

Из таблицы 1 полная расчетная мощность нагрузки по 0,4 кВ

кВА

Потери активной и реактивной мощности в цеховых трансформаторах

кВт;

кВар

Оптимальная реактивная мощность, передаваемая из энергосистемы в часы максимума активных нагрузок

кВар

Мощность компенсирующих устройств

,

где кВар

кВар

Реактивная нагрузка, отнесенная к шинам 6-10 кВ ГПП с учетом коэффициента разновременности максимума силовой нагрузки

кВар,

где - коэффициент разновременности максимума силовой нагрузки, равный 0,9.

Некомпенсированная мощность на шинах 6-10 кВ ГПП

кВар

Потери активной мощности в батареях статических конденсаторов

кВт,

где - удельные потери в БСК, равные 0,002 (0,2%), кВт/кВар.

Общая активная мощность завода, отнесенная к шинам 6-10 кВ ГПП с учетом разновременности максимумов силовой нагрузки и потерь в КУ

Полная мощность на шинах 6-10 кВ ГПП с учетом компенсации реактивной мощности

кВА

Потери мощности в трансформаторах ГПП

кВт;

кВар



Полная расчетная мощность завода на стороне высшего напряжения ГПП



3. Определение центра электрических нагрузок

Главная понизительная подстанция (ГПП) является одним из основных звеньев системы электроснабжения любого промышленного предприятия.

Для определения местоположения ГПП при проектировании системы электроснабжения на генплан промышленного предприятия наносится картограмма нагрузок. Картограмма нагрузок предприятия представляет собой размещенные по генплану окружности, причем площади, ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов.

Для каждого цеха наносится своя окружность, центр которой совпадает с центром нагрузок цеха.

Радиус окружности

,

где - активная расчетная нагрузка i-го цеха, кВт; - осветительная нагрузка i-го цеха, кВт; - масштаб.

Картограмма электрических нагрузок позволяет наглядно представить распределение нагрузок по территории завода.

Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга. Угол сектора определяется из соотношения активной суммарной нагрузки цеха и осветительной нагрузки по формуле

Показатели и приведены по цехам в таблице 2.

При определении центра электрических нагрузок считается, что нагрузка распределена равномерно по площади цеха. Тогда центр нагрузок цеха будет совпадать с центром тяжести фигуры, изображающей цех в генплане. В этом случае центр нагрузок предприятия можно определить по формулам:

,

где xi, yi- координаты центра электрической нагрузки i-го цеха.

Расчет центра нагрузок приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Расчет центра электрических нагрузок

№ цеха на генплане	PркВт	Pро, кВт	R, м	??град	X, м	Y, м	PрX, кВтм	PрY, кВтм
1	4021,6445	121,64453	36	11	204	194	821085,8	779193,6
2	3467,0313	187,03125	33	19	77	210	267250,3	729521,2
3	1318,2715	58,271484	20	16	350	213	461395,0	280132,7
4	1068,8086	48,808594	18	16	390	213	416390,0	227121,8
5	1150,7292	40,729167	19	13	296	213	340424,0	244529,9
6	2359,7604	79,760417	27	12	342	96	806251,5	226143,7
7	539,4401	29,440104	13	20	204	102	110135,7	55067,8
8	44,302083	18,802083	4	153	121	102	5353,2	4522,5
9	24,375	3,375	3	50	192	25	4671,9	609,4
10	733,42882	13,428819	15	7	204	283	149741,7	207804,8
11	208,94038	8,7803819	8	15	460	88	96199,6	18282,3
12	54,604167	4,6041667	4	30	379	15	20704,1	796,3
13	21,375	6,375	3	107	333	15	7125,0	311,7
14	396,875	4,875	11	4	146	25	57877,6	9921,9
15	202,5	13,5	8	24	471	179	95343,8	36281,3
16	85,625	10,625	5	45	460	56	39423,2	4816,4
17	107,98438	3,984375	6	13	427	15	46118,3	1574,8
18	32,13151	23,13151	3	259	471	238	15128,6	7631,2
19	13,375	4,375	2	118	217	25	2897,9	334,4
20	105,3125	5,3125	6	18	275	25	28960,9	2632,8
21	29	29			0	0	0,0	0,0
Итого по 0,4	15985,5						3792478,1	2837230,6
20	1440	0	21		275	25	396000	36000
Итого по 6 (10)	1440	0					396000	36000
Всего	17425,5						4188478,1	2873230,6
X =	240
Y=	165



4. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП

Наиболее часто ГПП промышленных предприятий выполняются двух трансформаторными.

Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учетом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности. В послеаварийном режиме, при отключении одного трансформатора, для надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.

Если на ГПП устанавливаются два трансформатора, то номинальная мощность каждого из них определяется по условию

кВА,

где КЗ - коэффициент загрузки трансформатора.

Выбираем два трансформатора ТДН-16000/110 и ТДН-16000/35.

Проверяем коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах

;



Таблица 3 - Каталожные данные трансформатора

Тип трансформатора	UВ,кВ	UН,кВ	PХХ,кВт	РКЗ, кВт	Uк,%	Iхх,%
ТДН-16000/110	115	10,5	26	115	10,5	0,85
ТДН-16000/35	36,75	10,5	21	90	8	0,75



5. Выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения

Номинальное напряжение - один из важнейших пространственных параметров системы электроснабжения, определяющий её размер, а следовательно и мощность.

В качестве начального шага к выбору оптимального напряжения внешнего электроснабжения , кВ можно применить формулу Стилла

,

где - расстояние до центра питания, км; Р - расчетная мощность, МВт.

Таким образом

кВ

Определив , следует рассчитать приведенные затраты на электрические сети и подстанции при стандартных напряжениях в области и выбрать , при котором

В приведенные затраты следует включать только составляющие, характерные для варианта напряжения, но не включать одинаковые элементы для всех напряжений.

цеховый трансформатор трехфазный ток



6. Технико-экономическое сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения

В зависимости от установленной мощности приемников электроэнергии различают объекты большой, средней и малой мощности. Рассматриваемое предприятие относится к объектам средней мощности, для которых, как правило, применяют схемы электроснабжения с одним приёмным пунктом электроэнергии (ГПП). Если имеются потребители I категории, то предусматривают секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии. Согласно заданию питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы с трехобмоточными трансформаторами 115/37/10,5 кВ. Для технико-экономического сравнения выбираем два варианта электроснабжения: от шин подстанции энергосистемы 110 кВ воздушной линией (1-й вариант) и воздушной линией 35 кВ (2-ой вариант). Схемы электроснабжения согласно вариантам представлены на рисунке. Итогом технико-экономического сравнения двух вариантов электроснабжения является сравнение приведенных затрат двух вариантов. Приведенные затраты

,

где - суммарные капвложения в схему электроснабжения, тыс.руб.;

Суммарные издержки

,

где - суммарные издержки на амортизационные отчисления, тыс. руб.;

- суммарные издержки на обслуживание объекта, тыс. руб.;

- суммарные издержки на потери электроэнергии, тыс. руб.

Рисунок 1 - Варианты схем электроснабжения

6.1 Технико-экономический расчет первого варианта схемы электроснабжения. Питание от шин 110 кВ

6.1.1 Выбор сечения проводов ВЛ

Определяем расчетные токи в нормальном и аварийном (обрыв одной цепи) режимах

А;

А.

Соответствующее этому току расчетное сечение проводов ВЛ

мм2

где - экономическая плотность тока, равная 1,4 А/ мм2.

По (4, таблица 7.35) выбираем провод АС-70/11.

Для линии 110 кВ сечение проводов 70 мм2 является минимально допустимым по условию короны.

6.1.2 Определение капитальных вложений на сооружение схемы электроснабжения

Капитальные вложения в ЛЭП

,

Стоимость ячейки элегазового выключателя ВГБУ-110 составляет 16,5 тыс. руб, разъединителя РНДЗ-110У/1000 равна 0,46 тыс. руб. (4, таблица 5.2, 5.5).

Тогда общая стоимость

тыс. руб

Стоимость сооружения 1 км воздушной линии 110 кВ на стальных опорах с подвеской одной цепи и проводом марки АС-70/11 равна 14,5 тыс.руб. (4, таблица 10.15).

Капитальные вложения в сооружение 3 км ЛЭП

тыс.руб.

Суммарные капитальные вложения в ЛЭП

тыс.руб.

Капитальные вложения в ГПП

Стоимость двух трансформаторов ТДН-16000/110 (4, таблица 8.21)

тыс.руб.

Суммарные затраты на ГПП

тыс.руб.

Суммарные капиталовложения по первому варианту

тыс.руб.

6.1.3 Расчет ежегодных издержек на амортизацию, обслуживание и потери электроэнергии

Ежегодные издержки на амортизацию, и обслуживание составят:

тыс.руб.

тыс. руб.

Нормы амортизационных отчислений для силового оборудования и ВЛ из (2, таблица 6.2).

Ежегодные издержки на покрытие потерь электроэнергии

,

где - потери электроэнергии, кВт/ч;- стоимость 1 кВт/ч электроэнергии.

,

где - потери мощности в элементе системы электроснабжения, кВт; - время потерь, ч.

Время потерь

,

где - число часов использования максимума, равное для электротехнических заводов 4280 ч (2, таблица 4.2).

ч.

Потери мощности в воздушной линии

,

где - активное сопротивление 1 км воздушной линии, Ом/км;- длина воздушной линии, км; - количество параллельно подключенных цепей.

кВт

Годовые потери энергии в линиях

кВтч

Годовые потери энергии в трансформаторах

где - потери холостого хода трансформатора, кВт(4, таблица 3.6);

- потери короткого замыкания трансформатора, кВт(4, таблица 3.6).

Годовые потери энергии

кВтч/год

Ежегодные издержки на потери электроэнергии

руб.

Суммарные годовые издержки

тыс.руб/год

Приведенные затраты по первому варианту

тыс.руб/год



6.2 Технико-экономический расчет второго варианта схемы электроснабжения. Питание от шин 35 кВ

6.2.1 Выбор сечения проводов ВЛ

Определяем расчетные токи в нормальном и аварийном (обрыв одной цепи) режимах

А;

А.

Соответствующее этому току расчетное сечение проводов ВЛ

мм2

где - экономическая плотность тока, равная 1,4 А/ мм2.

По (4, таблица 7.35) выбираем провод АС-120/19.

Для линии 35 кВ сечение проводов 120 мм2 по условию короны не проверяется.

6.2.2 Определение капитальных вложений на сооружение схемы электроснабжения

Капитальные вложения в ЛЭП

,

Стоимость ячейки элегазового выключателя ВБЭТ-35III-25/630 составляет 9 тыс.руб, разъединителя РДЗ.2-35/1000 УХЛ1 равна 0,23 тыс. руб. (4, таблица 5.2, 5.5).

Тогда общая стоимость

тыс.руб

Стоимость сооружения 1 км воздушной линии 35 кВ на стальных опорах с одной цепи и проводом марки АС-120/19 равна 13,1 тыс.руб. (4, таблица 10.14).

Капитальные вложения в сооружение 3 км ЛЭП

тыс.руб.

Суммарные капитальные вложения в ЛЭП

тыс.руб.

Капитальные вложения в ГПП

Стоимость двух трансформаторов ТДН-16000/35 (4, таблица 8.21)

тыс.руб.

Суммарные затраты на ГПП

тыс.руб.

Суммарные капиталовложения по первому варианту

тыс.руб.

6.2.3 Расчет ежегодных издержек на амортизацию, обслуживание и потери электроэнергии

Ежегодные издержки на амортизацию, и обслуживание составят:

тыс.руб.

тыс.руб.

Нормы амортизационных отчислений для силового оборудования и ВЛ из (2, таблица 6.2).

Ежегодные издержки на покрытие потерь электроэнергии

где - потери электроэнергии, кВт/ч;- стоимость 1 кВт/ч электроэнергии.

,

где - потери мощности в элементе системы электроснабжения, кВт; - время потерь, ч.

Время потерь

,

где - число часов использования максимума, равное для электротехнических заводов 4280 ч (2, таблица 4.2).

ч.

Потери мощности в воздушной линии



где - активное сопротивление 1 км воздушной линии, Ом/км;- длина воздушной линии, км; - количество параллельно подключенных цепей.

кВт

Годовые потери энергии в линиях

кВтч

Годовые потери энергии в трансформаторах

где - потери холостого хода трансформатора, кВт(4, таблица 3.6);

- потери короткого замыкания трансформатора, кВт(4, таблица 3.6).

Годовые потери энергии

кВтч/год

Ежегодные издержки на потери электроэнергии

руб.

Суммарные годовые издержки

тыс.руб/год

Приведенные затраты по второму варианту

тыс.руб/год

Таблица 4 - Сравнение вариантов внешнего электроснабжения

№ вар.	К?, тыс. р./год	Ежегодные издержки, р./год	З?, р./год
		И?АМ	И?О	ИПЭ
1(110)	331,76	17240	10500	10199	79410
2 (35)	216,02	13040	5672	11739	57455

Вывод: предпочтение отдаем второму варианту, в котором питание ГПП предприятия осуществляется по ВЛ от шин 35 кВ подстанции энергосистемы. Разница приведенных затрат сравниваемых вариантов составляет 27,6%.



7. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности

При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно должен решаться вопрос об экономически целесообразной величине реактивной мощности, передаваемой через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ.

Суммарную расчетную мощность конденсаторных батарей низшего напряжения (НБК), устанавливаемых в цеховой сети, определяют в два этапа:

1. Выбирают экономически оптимальное число цеховых трансформаторов;

2. Определяют дополнительную мощность НБК в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 10 кВ предприятия.

Суммарная расчетная мощность НБК

,

где и - суммарные мощности НБК, определенные на двух указанных этапах расчета.

7.1 Выбор оптимального числа цеховых трансформаторов

Минимальное число цеховых трансформаторов одинаковой мощности, предназначенных для питания технологически связанных нагрузок



где - средняя активная мощность технологически связанных нагрузок за наиболее нагруженную смену, принимаем равной ; - рекомендуемый коэффициент загрузки трансформатора, о.е.; - добавка до ближайшего целого числа.

Экономически оптимальное число трансформаторов определяется удельными затратами на передачу реактивной мощности и отличается от на величину m

,

где m - дополнительно установленные трансформаторы (8, рис.4.7).

Рассчитаем число и мощность силовых трансформаторов для цеха магнитных станций №1, который является потребителем II категории, цеховые трансформаторы питаются по радиальной линии.

1 Учитывая величину нагрузки, принимаем к установке трансформаторы с номинальной мощностью и с коэффициентом загрузки 0,85.

2 Определяем минимальное число цеховых трансформаторов

3 Оптимальное число трансформаторов



m - дополнительно установленные трансформаторы, определенные по (8, рис.4.7).

Результаты расчета для остальных цехов представлены в таблицах 5 и 6.

Таблица 5 - Результаты расчета количества трансформаторов в цехах.

Подстанции	Nmin	Nдоп	m	Nопт
	без Nдоп	с Nдоп
ТП цех 1	4,73	5	0,27	0	5
ТП цеха 2+8+освещение территории	4,17	5	0,83	0	5
ТП цеха 10+5	3,52	4	0,48	0	4
ТП цех 3	2,46	3	0,54	0	3
ТП цеха 4+15+18+11+16	2,98	3	0,02	0	3
ТП цеха 6+17+12+13+20	4,95	5	0,05	0	5
ТП цеха 7+14+9+19	1,82	2	0,18	0	2

Сведем в таблицу результаты выбора цеховых трансформаторов.

Таблица 6 - Выбор цеховых трансформаторов

Наименование пункта питания	Потребители	Место расположения пункта питания	РР кВт	QР, кВар	SНОМ.Т, кВА	КЗ	Nопт
ТП-1, ТП-2, ТП-3	Цех №1	Цех №1	4021,64	2983,92	1000	0,85	5
ТП-4, ТП-5, ТП-6	Цех №2, 8,освещение территории	Цех № 2	3540,33	3494,0	1000	0,85	5
ТП-7, ТП-8	Цех №10, 5	Цех № 5	1884,16	1632,26	630	0,85	4
ТП-9, ТП-10	Цех №3	Цех №3	1318,27	973,22	630	0,85	3
ТП-11, ТП-12	Цех №4, 15, 18, 11, 16	Цех №4	1598,01	1235,57	630	0,85	3
ТП-13, ТП-14, ТП-15	Цех №6, 17, 12, 13, 20	Цех №6	2649,04	2070,19	630	0,85	5
ТП-16	Цех №7, 14, 9, 19	Цех №7	974,07	741,06	630	0,85	2



7.2 Выбор мощности конденсаторных батарей для снижения потерь мощности в трансформаторах

Рассчитаем компенсацию реактивной мощности для цеха магнитных конструкций, используя данные таблиц 5 и 6.

Наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передавать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ

Суммарная мощность конденсаторных батарей на напряжение до 1 кВ составит

Дополнительная мощность НБК для данной группы трансформаторов определяется по формуле

,

где - расчетный коэффициент, зависящий от расчетных параметров (Сибирь) и (длина питающей линии 50 м) и радиальной схемы питания цеховой ТП (8, таблица 4.6, 4.7), равный 0,65 (3, рис.4.8).

Так как , то для данной группы трансформаторов реактивная мощность принимается равной нулю.

Суммарная мощность НБК цеха составит

Расчетную мощность НБК округляем до стандартной ближайшей мощности комплектных конденсаторных установок с помощью (3, таблица 6.1).

Результаты расчета компенсации реактивной мощности для остальных цехов сведем в таблицу 7.

Таблица 7 - Выбор мощности комплектных конденсаторных установок напряжением 0,4 кВ с автоматическим регулированием

Наименование ТП	QP, кВар	QHK1, кВар	QHK2, кВар	QHK РАСЧ ,кВар	QНК ФАКТ, кВар	Кол. шт.	Тип НБК
ТП-1, ТП-2, ТП-3	2983,9	1609,5	0	1609,5	1608	3	УКМ 58-0,4-603-67У3
ТП-4, ТП-5, ТП-6	3494,0	1142,7	0	1142,7	1206	3	УКМ 58-0,4-402-67У3
ТП-7, ТП-8	1632,3	613,38	0	613,38	668	4	УКМ 58-0,4-167-33,3У3
ТП-9, ТП-10	973,22	55,07	0	55,07	60	3	УКМ 58-0,4-20-10У3
ТП-11, ТП-12	1235,6	1070,6	0	1070,6	1125	5	УКМ 58-0,4-225-37,5У3
ТП-13, ТП-14, ТП-15	2070,2	1680,8	0	1680,8	1687,5	5	УКМ 58-0,4-337,5-37,5У3
ТП-16	741,06	295,82	0	295,82	300	2	УКМ 58-0,4-150-30У3



8. Компенсация реактивной мощности в сетях общего назначения напряжением 6-10 кВ

При выборе КУ при допущении о незначительной длине линий на предприятии можно представить все предприятие как узел сети 10 кВ, к которому подключены реактивная нагрузка и три типа источников реактивной мощности: синхронные двигатели 10 кВ, энергосистема и высоковольтные конденсаторные батареи.

Баланс реактивной мощности в узле 10 кВ предприятия имеет вид

Каждый установленный синхронный двигатель является источником реактивной мощности, минимальную величину которой по условию устойчивой работы СД определяют по формуле

где - коэффициент загрузки по активной мощности.

Суммарные реактивные потери в цеховом трансформаторе определяются по (3, таблица 6.4).

Таким образом, требуемая мощность ВБК определяется из формулы

Устанавливаем 4 УКЛ 57-10,5-450УЗ(У1), по 2 на каждую систему шин.



9. Выбор кабельных линий

Перед расчетом токов КЗ, необходимо выбрать кабели, которые соединяют ГПП с цеховыми трансформаторами и трансформаторы, соединенные по магистральной схеме.

В качестве примера произведем расчет самого нагруженного участка.

ГПП - ТП 1

Для бесперебойного питания спроектированы две параллельно проложенные в траншее кабельные линии с расстоянием между ними 100 мм.

Расчетный рабочий ток в нормальном режиме

Расчетный рабочий ток в аварийном режиме

По справочным материалам выбираем кабель марки АПвП из сшитого полиэтилена с алюминиевой жилой (2, таблица 4.12). Определяем сечение жил кабельных линий, учитывая допустимую перегрузку в аварийном режиме и снижение допустимого тока в нормальном режиме при прокладке кабелей в одной траншее.

По (2, таблица 4.6) находим, что допустимая перегрузка К3 составляет 1,25. Коэффициент К2 снижения токовой нагрузки принимаем по (2, таблица 4.4) равным 0,9. Коэффициент К1 принимаем равным 1, считая, что температура соответствует расчетной температуре среды, для которой составлены таблицы по определению Iдоп.

Допустимый ток кабельной линии определяется из соотношения

По (2, таблица 4.12) и на основе проведенных расчетов выбираем кабель АПвП с сечением жилы 95 мм2 с Iдоп = 263 А.

Следовательно, выполняется условие

Результаты расчетов кабелей на 10 кВ сведем в таблицу 8.

Таблица 8 - Выбор кабелей на 10 кВ

Участок	nц	Sр, кВА	Iраб, А	Iраб.макс, А	Iдоп.расч, А	Марка кабеля	Fст, мм2	Iдоп, А
ГПП-Цех 1	2	5000	144,34	288,68	256,6	АПвП	95	263
ГПП-Цех 2	2	5000	144,34	288,68	256,6	АПвП	95	263
ГПП-Цех 3	2	1890	54,56	109,12	96,99	АПвП	50	195
ГПП-Цех 4	2	1890	54,56	109,12	96,99	АПвП	50	195
ГПП-Цех 5	2	2520	72,75	145,49	129,33	АПвП	50	195
ГПП-Цех 6	2	3150	90,93	181,87	161,66	АПвП	50	195
ГПП-Цех 7	2	1260	38,37	72,75	64,66	АПвП	50	195
ГПП-Цех 20	2	2880	83,14	166,28	147,8	АПвП	50	195
ТП1 -ТП2+ТП3	2	3000	86,6	173,21	153,96	АПвП	50	195
ТП2-ТП3	2	1000	28,87	57,74	51,32	АПвП	50	195
ТП4 -ТП5+ТП6	2	3000	86,6	173,21	153,96	АПвП	50	195
ТП5-ТП6	2	1000	28,87	57,74	51,32	АПвП	50	195
ТП7-ТП8	2	1260	36,37	72,75	64,66	АПвП	50	195
ТП9-ТП10	2	630	18,19	36,37	32,33	АПвП	50	195
ТП11-ТП12	2	630	18,19	36,37	32,33	АПвП	50	195
ТП4 -ТП5+ТП6	2	1890	54,56	109,12	96,99	АПвП	50	195
ТП14-ТП15	2	630	18,19	36,37	32,33	АПвП	50	195
ТП12-ТП13	2	630	18,19	36,37	32,33	АПвП	50	195
ТП14-ТП15	2	1260	36,37	72,75	64,66	АПвП	50	195
ТП15-ТП16	2	630	18,19	36,37	32,33	АПвП	50	195



Выбор кабелей на 0,4 кВ производится аналогично. По справочным материалам принимаем кабель АВВГ, а расчет проводим учитывая экономическую плотность тока, по (2, таблица 4.1) равную 1,7 А/мм2.

Расчетное сечение кабеля по экономической плотности тока

Результаты расчетов приведены в таблице 9.

Таблица 9 - Выбор кабелей на 0,4 кВ

Участок	nц	Sр, кВА	Iраб, А	Iраб.макс, А	Iдоп.расч, А	Марка кабеля	Fст, мм2	Iдоп, А
Цех2-РП12	2	61,8	44,6	89,2	79,29	АВВГ	10	85
Цех5-РП13	6	1042,6	250,82	300,98	264,54	АВВГ	70	265
Цех4-РП2	4	289,03	104,29	139,06	123,61	АВВГ	35	175
РП2-РП1	2	38,05	27,46	54,92	48,82	АВВГ	10	85
Цех4-РП3	4	406,5	146,68	195,58	173,85	АВВГ	35	175
РП3-РП4	2	105,36	76,04	152,07	135,18	АВВГ	35	175
Цех6-РП5	4	227,61	82,13	109,51	97,34	АВВГ	25	150
РП5-РП6	2	93,26	67,3	134,61	119,65	АВВГ	25	150
РП6-РП7	2	25,74	18,58	37,15	33,02	АВВГ	10	85
Цех6-РП8	4	152,17	54,91	73,21	65,08	АВВГ	10	85
Цех7-РП11	4	556,64	200,86	267,81	238,06	АВВГ	70	265
РП11-РП10	2	61,03	44,04	88,09	78,3	АВВГ	10	85
РП10-РП9	2	22,67	16,36	32,72	29,09	АВВГ	10	85



10. Расчет трехфазных токов короткого замыкания

Переходные процессы возникают в электроэнергетических системах (ЭЭС) как при нормальной эксплуатации (включение или отключение нагрузки, линий, источников питания и др.), так и при аварийных режимах: короткие замыкания, обрыв нагруженной цепи линии или её фазы, выпадение вращающихся машин из синхронизма и т. д. При этом переходный процесс характеризуется совокупностью электромагнитных и механических изменений в ЭЭС, которые взаимосвязаны.

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение КЗ в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала.

Для расчета токов КЗ составляют схему замещения, в которой все магнитные связи заменены электрическими и все элементы системы электроснабжения представлены сопротивлениями. При определении параметров схемы замещения ЭЭС приняты допущения.

Расчет проводим в относительных единицах, используя приближенное привидение к одной ступени напряжения [6], при базисных условиях.

Для выбора и проверки электрооборудования допускаются упрощенные методы расчета токов КЗ , если их погрешность не превышает 5-10%. При этом определяют:

начальное значение периодической составляющей тока КЗ и значение этой составляющей в произвольный момент времени, вплоть до расчетного времени размыкания поврежденной цепи;

начальное значение апериодической составляющей тока КЗ и значение этой составляющей в произвольный момент времени, вплоть до расчетного времени размыкания поврежденной цепи;

ударный ток КЗ.

Исходная схема замещения для расчета токов КЗ с указанными точками КЗ представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 - Исходная схема и схема замещения для расчета токов КЗ

Расчет токов КЗ в указанных точках проведен с помощью программы MathCAD2000 Professional и представлен в Приложении Б. Результаты расчетов приведены в таблице 10.



Таблица 10 - Результаты расчета токов КЗ

Точка КЗ
К1	37	2,094	4,146
К2	10,5	4,319	10,078
К3	10,5	4,285	9,999
К4	0,4	11,622	24,654
К5	10,5	4,264	9,347



11. Выбор оборудования

11.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения электрических цепей в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа.

Условия выбора:

1) Напряжение установки ;

2) Условие длительного нагрева ;

3) Ток отключения выключателя ;

4) Динамическое действие тока КЗ ;

5) Тепловой импульс тока КЗ .

Выбор выключателей и разъединителей на стороне 35 кВ в цепи ВН трансформатора ТДН-16000/35

Токи нормального и аварийного режимов работы трансформатора

;

Таблица 11 - Проверка условий выбора выключателя и разъединителя

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		Выключатель ВБЭК-35III-25/630	Разъединители РДЗ.1-35/1000 УХЛ1
			-

Выключатель ВБЭК-35-25/630 предназначен для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в ячейках комплектных распределительных устройств в электрических сетях трёхфазного переменного тока частотой 50Гц с напряжением 35 кВ с изолированной или заземлённой нейтралью.

Разъединители высоковольтные типа РДЗ-2-35/1000 УХЛ1, предназначены для включения и отключения находящихся под напряжением обесточенных участков электрических цепей высокого напряжения 35 кВ, а также заземления отключенных участков при помощи заземлителей.

Выбор выключателей в КРУ на стороне 10 кВ в цепи НН трансформатора ТДН-16000/35

Токи нормального и аварийного режимов работы трансформатора

;

В цепи НН трансформатора и секционной перемычки принимаем к установке комплектные распределительные устройства серии К-63. Произведем проверку выключателей ВБЭК-10-20/1600 У2 по (10, таблица 6.3.4) , установленных в КРУ.

Таблица 12 - Проверка условий выбора выключателя в К-63

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		Выключатель ВБЭК-10-20/1600 У2

Выключатели предназначены для частых коммутаций электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в ячейках комплектных распределительных устройств в электрических сетях трехфазного переменного тока частотой 50Гц с напряжением 6-10 кВ с изолированной или компенсированной нейтралью.

Выключатели соответствуют требованиям ГОСТ 687-78, ГОСТ 18397-86, КУЮЖ.674152.001ТУ.

Выбор выключателей в КРУ на стороне 10 кВ в цепи кабельных линий ЗРУ и КРУ обеспечивающих присоединение синхронных двигателей РУ1

Для унификации оборудования выбор производим по наиболее нагруженной КЛ ГПП-ТП1.

Токи нормального и аварийного режимов работы кабельной линии

;

Рабочий максимальный ток цепи синхронного двигателя

В цепи КЛ и двигателей принимаем к установке комплектные распределительные устройства серии К-63. Произведем проверку выключателей ВБЭК-10-20/630 У2 , установленных в КРУ.



Таблица 13 - Проверка условий выбора выключателя в К-63

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		Выключатель ВБЭК-10-20/630 У2	Разъединитель РВЗ-1-10/400 У2
			-

Для комплектования остальных КРУ К-63 используем рассчитанные выше выключатели ВБЭК-10-20/630 У2.

11.2 Выбор измерительных трансформаторов тока

Рисунок 3 - Измерительные приборы в цепи подстанции



На ВН и НН трансформаторы тока встроены в силовые трансформаторы.

Таблица 14 - Подсчет нагрузки трансформаторов тока на ВН в цепи силового трансформатора

Прибор	Нагрузка по фазам	Тип
	А	В	С
Амперметр	0,5	0,5	0,5	Э335
Ваттметр	0,5		0,5	Д335
Варметр	0,5		0,5	Д335
Счетчик активной мощности	0,05		0,05	СЭТ3
Счетчик реактивной мощности	0,05		0,05	СЭТ3
Итого:	1,6		1,6

Таблица 15 - Подсчет нагрузки трансформаторов тока на НН в цепи силового трансформатора

Прибор	Нагрузка по фазам	Тип
	А	В	С
Амперметр	0,5	0,5	0,5	Э335
Ваттметр	0,5		0,5	Д335
Варметр	0,5		0,5	Д335
Итого:	1,5		1,5

Полная мощность приборов

Сопротивление приборов

где I2 - вторичный номинальный ток.

На стороне ВН принимаем ТВТ-35-I-600/5

;

Вторичная нагрузка трансформатора

,

где rk - сопротивление контактов (rk=0,1 Ом, при большом числе приборов; rk=0,05 при малом количестве приборов).

;

Принимаем провод марки АКВРГ 4 мм2. В соответствие с qст найдем сопротивление проводов

,

где ? - удельное сопротивление повода (для алюминия ?=0,0283).

Вторичная нагрузка



Таблица 16 - Расчетные и каталожные данные трансформаторов тока на стороне высшего напряжения

	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные ТВТ-35-I-600/5
ВН	Uуст?Uном	Uуст=35 кВ	Uном=35 кВ
	Iраб.мах?Iном	Iраб.мах=349,6 А	I1ном=600 А
	Z2?Z2ном	Z2=0,69 Ом	Z2ном=1,2 Ом
	Вк?(ктI1ном)2tтер	Вк=3,747 кА2с	Вк=846,72 кА2с

На стороне НН принимаем ТВТ-10-I-2000/5

;

Вторичная нагрузка трансформатора

,

где rk - сопротивление контактов (rk=0,1 Ом, при большом числе приборов; rk=0,05 при малом количестве приборов).

;

Принимаем провод марки АКВРГ 4 мм2. В соответствие с qст найдем сопротивление проводов

где ? - удельное сопротивление п...