Размещено на http://www.allbest.ru/

Тема ”Электроснабжение завода цветной металлургии”

Исходные данные на проектирование:

Схема генерального плана завода (генплан № 39, с.62).

Сведения об электрических нагрузках по цехам завода.

Питание может быть осуществлено от подстанции энергосистем неограниченной мощности, на которой установлены два трехобмоточных трансформатора мощностью по 100 МВА, напряжением 235/37/6,3 кВ. Трансформаторы работают раздельно. Мощность КЗ на стороне 230 кВ составляет 1800 МВА.

Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 4,6 км.

Стоимость электроэнергии за 1 кВтч задает преподаватель.

Завод работает в три смены.

Таблица Электрические загрузки завода цветной металлургии.

Наименование	Количество электроприемников	Установленная мощность электроприемников, кВт
		Одного	Суммарная
1. Цех электролиза	150	1-100	12000
2. Насосная № 1: а) 0,4 кВ; б) синхронный двигатель 6 кВ	15 4	10-80 550	400 2200
3. Цех регенерации	30	20-50	1300
4. Разливочная	40	1-40	900
5. Компрессорная: а) 0,4 кВ; б) синхронный двигатель 6 кВ	10 4	20-40 720	200 2880
6. Механический цех	См. прил. 6.
7. Электроремонтный цех	30	1-40	280
8. Склад леса	10	1-10	30
9. Склад глинозема	30	1-20	300
10. Склад подсобных материалов	5	10	50
11. Литейный цех	50	10-40	900
12. Склад № 2	10	3-10	60
13. Склад строительных материалов	5	5-10	30
14. Магазин	10	1-10	40
15. Заводоуправление	30	1-28	150
Насосная № 2: синхронный двигатель 6 кВ	4	680	2720
17. Котельная	30	10-40	400
18. Склад горючего	4	10-14	42
19. Транспортный цех	20	1-20	280
20. Склад хлорной извести	6	5	30

Освещение цехов и территории определить по площади.

Таблица Ведомость нагрузок ремонтно-механического цеха.

№	Наименование оборудования	Установленная мощность, кВт
1, 8	Круглошлифовальный станок	5,5+3+0,8
2, 9	Плоскошлифовальный станок	3+1,1+0,8
3, 4, 5	Токарно-винторезный станок	3+1,1+0,8
6, 7	Универсальный фрезерный станок	2,2+0,8+0,4
10, 11, 19, 20, 29, 30	Сверлильный станок	2,2+0,6
12-16, 24, 25	Токарно-винторезный станок	13+1,5+0,4
17	Пресс гидравлический	7
18, 21	Кран мостовой с ПВ=25%, 5 т	11+7,5+2,2
22, 23	Пресс холодного выдавливания	55
26, 29	Точильный станок	2,2
27, 31	Вентилятор калорифера	7
28, 34	Пресс кривошипный	22
32, 33	Долбежный станок	5,5
35 - 38	Токарно-винторезный станок	10+3+1,1
40, 43	Сварочный преобразователь-500	28
41, 42, 45	Вентилятор вытяжной	10
44	Ножницы	13



Введение

В настоящее время, несмотря на произошедший спад производства и тяжелое финансовое состояние, перед промышленной энергетикой стоят ответственные задачи по рациональному применению электрической энергии во всех отраслях производства.

Тенденции максимально четкого и точного учета и контроля над расходом электрической энергии требуют от проектировщиков нахождения таких технических решений, которые были бы максимально рациональными и при этом бы не снижали уровня надежности энергосистемы.

Одной из главных задач проектирования является выбор наиболее рациональной схемы электроснабжения, отвечающей современным требованиям энергопотребления и возможностью перспективного роста предприятия. Проектирование системы электроснабжения должно удовлетворять не только техническим требованиям данного производства, но и должно быть рациональным с точки зрения экономических затрат на строительство такой системы электроснабжения. Курсовой проект по дисциплине «Электроснабжения промышленных предприятий» является завершающим проектом из всего цикла курсового проектирования. Он обобщает практически все изученные дисциплины, являясь наиболее полным учебным проектом по нашей специальности. Целью настоящего курсового проекта является спроектировать систему внутреннего и внешнего электроснабжения, на основании задания на проект, которая отвечала бы современным требованиям и была бы наиболее рациональной и экономичной.

1. Определение расчетных электрических нагрузок предприятия в целом

1.1 Определение расчетных нагрузок цехов

Для расчетов на стадии проектного задания при сравнении вариантов и других ориентировочных расчетах, когда отсутствуют точные данные об электроприемниках, расчетную активную нагрузку определим по формуле, кВт

,

где Кс - коэффициент спроса;

Pном - суммарная номинальная мощность электроприемников цеха, кВт.

Расчетную реактивную нагрузку определим по формуле

,

где tg - коэффициент реактивной мощности, который соответствует cos данной группы приемников.

Расчетная нагрузка освещения вычисляется по формуле

,

где Ксо- коэффициент спроса на осветительную установку;

Рно-суммарная номинальная мощность осветительной нагрузки

,

где Руд, о- удельная плотность нагрузки на 1м2 производственной площади, кВт/м2;

F-площадь соответствующего цеха,м2.

Полная расчетная мощность цеха, кВА

Коэффициенты cos,Кс, Ксо выбираются по справочным таблицам в зависимости от технологического процесса, режима работы цехов (см.4). Рассмотрим расчет на примере материального склада.

Расчетная активная нагрузка, кВт

Расчетная реактивная нагрузка, квар

Номинальная мощность осветительной нагрузки, кВт

Нагрузка освещения, кВт

Полная расчетная мощность цеха, кВ·А

Расчёт для остальных цехов проводим аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 3.

1.2 Определение расчетной нагрузки завода с учетом компенсации реактивной мощности и потерь в трансформаторах

Из таблицы 3 полная расчетная мощность нагрузки

кВА

Так как цеховые трансформаторы и трансформаторы ГПП еще не выбранны, то потери активной и реактивной мощности в них определим приближенно:

;

,

тогда для цеховых трансформаторов:

кВт;

квар.

Реактивная мощность, выдаваемая предприятию:

квар.

Мощность компенсирующих устройств:

квар.

Нескомпенсированная реактивная мощность завода, отнесенная к шинам 10 кВ ГПП с учетом коэффициента разновременности максимума силовой нагрузки, будет равна:

квар.

где - коэффициент разновременности максимумов.

квар.

Потери активной мощности в батареях статических конденсаторов

кВт

Активная суммарная мощность завода, отнесенная к шинам 10 кВ ГПП с учетом разновременности максимумов силовой нагрузки и с учетом потерь в компенсирующих устройствах:

кВт

Полная мощность на шинах 10 кВ ГПП:

кВА

Потери мощности в трансформаторах ГПП:

кВт.

квар.

Полная расчетная мощность завода на стороне высокого напряжения:

кВА.

2. 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 определяют по формуле

,

где - расчетная активная нагрузка i-го цеха, кВт;

- масштаб для определения площади круга, кВт/мм2.

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

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

,

где - осветительная нагрузка цеха, кВт.

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 - координаты центра электрической нагрузки -го цеха

Расчет центра нагрузок приводится в таблице 1.

Таблица 1 - Определение центра электрических нагрузок

№ цеха по генплану	Рр+Рр о, кВт	Рр о, кВт	r, мм	б,град.	X,м	Y, м	(Рр+Рр о)·Х	(Рр+Рр о)·Y
Потребители 0,4 кВ
1	9109,14	109,14	34,06	4,31	143	252	1302606,90	2295503,07
2 а	314,90	14,90	6,33	17,03	387,3	252	121961,10	79355,01
3	663,26	13,26	9,19	7,2	71,6	183,1	47489,51	121443,13
4	657,10	27,10	9,15	14,84	160	191,6	105135,21	125899,41
5 а	158,85	8,85	4,50	20,06	256,8	193,7	40793,05	30769,53
6	407,91	12,27	7,21	10,83	332,6	193,7	135671,87	79012,75
7	206,20	10,20	5,13	17,81	372,7	193,7	76851,10	39941,13
8	21,38	6,38	1,65	107,38	71,6	134,7	1530,49	2879,29
9	159,56	9,56	4,51	21,58	151,6	134,7	24189,81	21493,19
10	29,46	4,46	1,94	54,53	193,7	138,9	5706,97	4092,40
11	435,02	30,02	7,44	24,84	290,5	140,2	126372,73	60989,52
12	33,73	3,73	2,07	39,8	75,7	92,6	2553,31	3123,34
13	16,91	1,91	1,47	40,67	189,5	21,1	3204,48	356,80
14	35,56	15,56	2,13	157,51	286,3	92,6	10179,91	3292,56
15	126,74	21,74	4,02	61,75	378,9	16,8	48020,94	2129,19
17	308,16	8,16	6,27	9,53	113,7	54,7	35037,43	16856,18
18	24,83	3,83	1,78	55,47	391,5	75,8	9719,13	1881,76
19	230,65	6,65	5,42	10,38	265,2	50,5	61168,52	11647,85
20	18,18	3,18	1,52	63,02	357,9	50,5	6507,61	918,23
Освещение	6,65	6,65	0,92	360	223,1	143,1	1484,09	951,92
Итого	12964,18	317,54					2166184,15	2902536,28
Потребители 6-10 кВ
2 б	1540,00	0	22,15	0
5 б	1960,00	0	24,98
16	1904,00	0	24,62	0	44,2	54,7	84156,8	104148,8
Итого	5404,00	0					84156,8	104148,8
Всего	18368,18	317,54					2250340,95	3006685,08
Координаты центров нагрузок:
X о	122,51
Y о	163,69

3. Определение числа и мощности трансформаторов ГПП

В системах электроснабжения промышленных предприятий мощность силовых трансформаторов должна обеспечить в нормальных условиях питание всех приемников. Надежность электроснабжения предприятия достигается за счет установки на подстанции двух трансформаторов. При аварии одного трансформатора, другой будет покрывать всю мощность потребителей 1-ой и 2-ой категории с учетом перегрузочной способности трансформатора.

Мощность трансформаторов ГПП выбирается по формуле

кВА,

где Кз-коэффициент загрузки трансформаторов;

nт-число трансформаторов.

Стандартная мощность трансформатора Sст.тр=16000 кВ·А

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме

Коэффициент загрузки трансформаторов в аварийном режиме

Определеним рациональное напряжение системы внешнего электроснабжения по формуле Стила:

кВ

Рассчитываем два варианта по технико-экономическим затратам 35 и 220кВ.

Критерием выбора оптимального напряжения, как и других параметров систем электроснабжения, является:

, р./год.

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.

Согласно условию задания берем два варианта стандартного напряжения для их технико-экономического сравнения.

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 1 - ой категории, то предусматривают секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии, т.к. для потребителей электроэнергии, относящихсяк 1-ой категории, в соответствии с ПУЭ предусматривают двух независимых источников питания. Независимым источником питания называют источник питания приемника ( группы приемников электроэнергии) , на котором напряжения для после аварийного режима не снижается более 5% по сравнениюс нормальным режимом работы при исчезновении его на другом или на других источниках питания этих приемников.

Таблица 2 - Каталожные данные трансформатора (см.4стр.142 табл.3.5).

Тип	Sном, МВА	Напряжение обм.	Потери, кВт	Uк,% ВН-НН	Iхх,%
		ВН	СН	НН	Рхх	Ркз
ТДНС-16000/35	16	36,75	-	6,3	17	85	10	0,7

4. Технико-экономическое сравнение вариантов внешнего электроснабжения

4.1 Сравнение вариантов схемы внешнего электроснабжения

Наивыгоднейший вариант схемы электроснабжения промышленного предприятия выбирают по условию минимальных приведенных затрат, рассчитанных по формуле:

где К,И - соответственно капитальные затраты и ежегодные расходы в рассматриваемых вариантах схем электроснабжения промышленных предприятий;

pн- нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, pн = 0,125 1/год.

Рисунок 1. Варианты схем электроснабжения

4.2 Первый вариант внешнего электроснабжения

4.2.1 Капитальные затраты

Определяем расчетный ток воздушной линии высокого напряжения в нормальном режиме, А

А

где n - число цепей.

По величине расчетного тока и экономической плотности тока найдем расчетное сечение проводов линии 230кВ, мм2

где jэ-экономическая плотность тока, А/мм2(см. 4 табл.10.1).

Проверяем расчетный ток воздушных линий высокого напряжения в аварийном режиме, А

А

По условиям короны принимаемсечение для 220 кВFмин.доп.=Fст=60 мм2; Iдоп=215А.(см. 4 табл.7.35)1,3•Iдоп?Iр.

Стоимость внешнего выключателя, тыс. руб.; (см. 1 табл.9.14)

где nЯЧ - количество ячеек;КЯЧ - стоимость одной ячейки, тыс. руб

Стоимость сооружения воздушной линии 220кВ на железобетонных опораходноцепные, тыс. руб.(см. 1 табл.9.4)

,

где Куд - стоимость сооружения одного км линии, тыс. руб.;

l - длина линии, км.

Стоимость двух трансформаторов ТРДН 16000/220, тыс. руб.(см. 1табл. 9.18)

где КТ0 - стоимость одного трансформатора, тыс. руб.;

nТ - число трансформаторов.

Стоимость ячеек ОРУ схемы мостик, тыс. руб. (1)

,

где Кяч0 - стоимость ячейки ОРУ, тыс. руб.

Суммарные затраты по первому варианту, тыс. руб.

.

4.2.2 Ежегодные затраты

Величину амортизационных отчислений определяют в процентах от капитальных затрат по элементам схемы внешнего электроснабжения, тыс. руб.

,

где аi - норматив амортизационных отчислений для i-го элемента схемы электроснабжения, %;

Ki - капитальные затраты по i-му элементу схемы электроснабжения, тыс. руб.

m - число элементов схемы.

Норма амортизации аi для линий=2,8, для выключателей,ячеек ОРУ и трансформаторов=6,3.

Амортизационные отчисления, тыс. руб.

Расходы на обслуживание определяют в процентах от капитальных затрат, тыс. руб.

,

где оi- норматив расходов на обслуживание i-го элемента схемы внешнего электроснабжения, %.

Для линии 220кВ, О=0,4%; для оборудования подстанций О=3%.

Суммарные затраты на обслуживание по первому варианту, тыс. руб.

,

Стоимость годовых потерь электроэнергии рассчитывается по формуле

,

где - стоимость электроэнергии в базовых ценах, коп.;

- годовые потери электроэнергии в элементах схемы электроснабжения, кВт·ч/год.

,

где - годовые потери электроэнергии соответственно в линиях и трансформаторах, кВт·ч/год.

Годовые потери электроэнергии в воздушных линиях, кВт·ч/год

,

где ДР - потери активной мощности в воздушной линии, кВт;

- время максимальных потерь, ч

где r0 -погонное сопротивление линии, Ом/км (см. 4 табл. 7.38);

n- число цепей.

По (см.1 стр.62 табл. 2.14) годовое число часов использования максимума нагрузки Tm=7200 ч.

Время максимальных потерь, ч



Годовые потери электроэнергии в трансформаторах, кВт·ч/год

Суммарные потери электроэнергии в первом варианте, тыс. кВт·ч/год

Стоимость годовых потерь электроэнергии, тыс. руб./год

Суммарные ежегодные затраты по первому варианту, тыс. руб./год

4.2.3 Приведенные затраты

Приведенные затраты по первому варианту, тыс. руб.

4.3 Второй вариант внешнего электроснабжения

4.3.1 Капитальные затраты

Определяем расчетный ток воздушной линии высокого напряжения в нормальном режиме, А

А

где n - число цепей.

По величине расчетного тока и экономической плотности тока найдем расчетное сечение проводов линии 35кВ, мм2

где jэ-экономическая плотность тока, А/мм2(см. 4 табл.10.1).

Проверяем расчетный ток воздушных линий высокого напряжения в аварийном режиме, А

А

По условиям короны принимаем сечение для 35 кВ Fмин.доп.=Fст=120 мм2; Iдоп=365А.(см. 4 табл.7.35)1,3•Iдоп?Iр.

Стоимость внешнего выключателя, тыс. руб.; (см. 1 табл.9.14)

где nЯЧ - количество ячеек;КЯЧ - стоимость одной ячейки, тыс. руб

Стоимость сооружения воздушной линии 35кВ на железобетонных опораходноцепные, тыс. руб.(см. 1 табл.9.4)

,

где Куд - стоимость сооружения одного км линии, тыс. руб.;

l - длина линии, км.

Стоимость двух трансформаторов ТДНС-16000/35, тыс. руб.(см. 1табл. 9.18)

где КТ0 - стоимость одного трансформатора, тыс. руб.;

nТ - число трансформаторов.

Стоимость ячеек ОРУ схемы мостик, тыс. руб. (1)

,

где Кяч0 - стоимость ячейки ОРУ, тыс. руб.

Суммарные затраты по первому варианту, тыс. руб.

.

4.3.2 Ежегодные затраты

Величину амортизационных отчислений определяют в процентах от капитальных затрат по элементам схемы внешнего электроснабжения, тыс. руб.

,

где аi - норматив амортизационных отчислений для i-го элемента схемы электроснабжения, %;

Ki - капитальные затраты по i-му элементу схемы электроснабжения, тыс. руб. электрический трансформатор высоковольтный конденсатор

m - число элементов схемы.

Норма амортизации аi для линий=2,8, для выключателей,ячеек ОРУ и трансформаторов=6,3.

Амортизационные отчисления, тыс. руб.

Расходы на обслуживание определяют в процентах от капитальных затрат, тыс. руб.

,

где оi- норматив расходов на обслуживание i-го элемента схемы внешнего электроснабжения, %.

Для линии 35кВ, О=0,4%; для оборудования подстанций О=3%.

Суммарные затраты на обслуживание по первому варианту, тыс. руб.

,

Стоимость годовых потерь электроэнергии рассчитывается по формуле

,

где - стоимость электроэнергии в базовых ценах, коп.;

- годовые потери электроэнергии в элементах схемы электроснабжения, кВт·ч/год.

,

где - годовые потери электроэнергии соответственно в линиях и трансформаторах, кВт·ч/год.

Годовые потери электроэнергии в воздушных линиях, кВт·ч/год

,

где ДР - потери активной мощности в воздушной линии, кВт;

- время максимальных потерь, ч

где r0 -погонное сопротивление линии, Ом/км (см. 4 табл. 7.38);

n- число цепей.

По (см.1 стр.62 табл. 2.14) годовое число часов использования максимума нагрузки Tm=7200 ч.

Время максимальных потерь, ч

Годовые потери электроэнергии в трансформаторах, кВт·ч/год

Суммарные потери электроэнергии в первом варианте, тыс. кВт·ч/год

Стоимость годовых потерь электроэнергии, тыс. руб./год

Суммарные ежегодные затраты по первому варианту, тыс. руб./год

4.3.3 Приведенные затраты

Приведенные затраты по первому варианту, тыс. руб.

Таблица 3 - Сравнение вариантов внешнего электроснабжения предприятия

№ варианта	Капитальные затраты, тыс. руб.	Ежегодные расходы, тыс. руб./год	Приведенные затраты, тыс. руб./год
		Иа	Ио	Ипэ
230кВ	809	42,11	17,69	48,73	184,622
35кВ	341,96	17,58	7,31	38,81	118,66

По приведенным затратам видно, что вариант 2 более экономичен, чем вариант 1. Исходя из этого для внешнего электроснабжения выбираем вариант 2.

5. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов и выбор компенсирующих устройств

Двухтрансформаторные подстанции рекомендуется применять в следующих случаях: при преобладании потребителей 1 категории; для сосредоточенной цеховой нагрузки; для цехов с высокой удельной плотностью нагрузок.

Ориентировочный выбор числа и мощности цеховых трансформаторов производится по удельной плотности нагрузки:

,кВ·А/м2

где - расчетная нагрузка цеха, кВА;

F-площадь цеха,м2.

При ?0,2 применяют трансформаторы мощностью до 1000 и 1600кВА.

При 0,2<<0,5 применяют трансформаторы мощностью 1600 кВА.

При >0,5 применяют трансформаторы мощностью 1600-2500 кВА.

(см. 8 табл. Стр 8-9);

Минимальное число цеховых трансформаторов для питания технологически связанных нагрузок определяется по формуле

,

где Кз - коэффициент загрузки трансформатора (при преобладаниинагрузок первой категории для двухтрансформаторных ТП Кз=0,65-0,7; при преобладаний нагрузок 2-й категории Кз=0,7-0,8; при преобладаний нагрузок 3-й категории Кз=0,9);

-добавка до ближайшего целого числа.

Оптимальное число трансформаторов:

,

где m-дополнительные трансформаторы

Правильный, технически и экономически обоснованный выбор числа и мощности трансформаторов для ГПП и ТП имеет существенное значение для рационального построения схемы электроснабжения.

На ГПП число трансформаторов в большинстве случаев принимается не более двух. Это, как правило, обеспечивает надежное питание потребителей всех категорий и значительно упрощает схему и конструкцию подстанций.

Однотрансформаторные ГПП применяются лишь в тех случаях, когда имеется возможность восстановления питания основных нагрузок по связям вторичного напряжения с соседними ГПП или другими источниками, а также возможность быстрой замены или ремонта поврежденного трансформатора.

Подстанции с числом трансформаторов более двух применяют, когда нельзя обеспечить надежное питание разнородных потребителей данного предприятия.

Число трансформаторов на ТП обусловлено величиной и характером нагрузок, надежностью их питания и размещения по территории предприятия, а также производственными и эксплуатационными требованиями.

Однотрансформаторные ТП целесообразно применять при наличии в цехах небольших (до 20%) нагрузок I категории при условии резервирования их питания по низкой стороне ТП. В данном случае необходимо предусматривать обязательный складской резерв трансформаторов.

Двухтрансформаторные ТП широко применяются в случае преобладания потребителей I и II категории и отсутствия резервирования по сетям низкого напряжения.

Выбор мощности трансформаторов ГПП производится по расчетной мощности предприятия с учетом коэффициента загрузки трансформатора в нормальном и аварийном режимах, а также с учетом допустимой

перегрузочной способности трансформатора:

,

,

где - номинальная мощность трансформатора; - расчетная мощность предприятия; n - число трансформаторов на ГПП;Кз - коэффициент загрузки трансформатора ( в среднем можно принять ).

Первым условием, которое необходимо учитывать при расчетах мощности трансформаторов для ТП, является величина средней мощности за наиболее загруженную смену с учетом нагрузки от освещения и потерь мощности в трансформаторе, т.е. нагрузка на стороне высшего напряжения.

Для ориентировочной оценки необходимой мощности трансформатора на ТП используется показатель плотности нагрузки, который определяется отношением установленной мощности всех приемников к площади цеха.

Вторым условием, которое необходимо учитывать при расчетах мощности трансформаторов для ТП, является их наивыгоднейшая загрузка, зависящая от категорий питаемых электроприемников. Рекомендуется применять следующие коэффициенты загрузки трансформаторов:

А) при преобладании нагрузок I категории при двухтрансформаторных подстанциях ;

Б) при преобладании нагрузок II категории при однотрансформаторных подстанциях и взаимном резервировании трансформаторов на вторичном напряжении ;

В) при преобладании нагрузок III категории при наличии централизованного ( складского) резерва трансформаторов .

Третьим условием выбора цеховых трансформаторов является фактор использования одного типоразмера трансформаторов и применение комплектных трансформаторных подстанций (КТП). В случае невозможности выполнения данного условия допускается увеличение числа типоразмеров трансформаторов для цеховых ТП до двух-трех, но не более.

Таблица 4 - Выбор цеховых трансформаторов

Наименование пункта питания	Потребите-ли Эл. энергии	Месторасположение пункта питания	Pр, кВт	без Nдоп	с Nдоп	Nотп
Uном =0,4 кВ
ТП 1-3	Цех №1	Цех №1	9109,14	5,21	6	6
ТП 4	Цех№	Цех № 2	1087,87	0,97	1	1
	5,6,7,2
ТП 5	Цех№ 4,3,8	Цех № 4	1341,73	1,20	2	2
ТП 6	Цех№ 9,10,12,17,13	Цех №10	547,82	0,78	1	1
ТП 7	Цех№ 11,14,18,19,20,15	Цех № 11	870,97	1,24	2	2

5.1 Выбор мощности конденсаторных батарей для снижения потерь мощности в трансформаторах

Наибольшую реактивную мощность, которую целесообразно передавать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ, определяют по формуле:

.

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 коэффициента удельных потерь , который принимается по (см. 8 табл. Стр 13-15);

Cуммарная мощность НБК цеха составляет:

.

Результаты расчётов представлены в таблице 8.

Таблица 5 Расчет мощности конденсаторных батарей

Наименование ТП	QP, квар	QMAX.T, квар	QHK, квар	QФАКТ, квар
ТП 1-3	7833,86	5222,41	2222,41	4833,86
ТП 4	868,01	266,36	53,64	548,01
ТП 5	1191,15	1793,70	1793,70	1191,15
ТП 6	509,47	435,76	35,76	109,47
ТП 7	902,22	1096,09	970,09	776,22

5.2 Выбор высоковольтных батарей конденсаторов

Суммарная расчетная мощность высоковольтных батарей конденсаторов (ВБК) для всего предприятия определяется из условия баланса реактивной мощности, квар



где Qр - расчетная реактивная мощность (см. таблицу 3), квар;

Qнкф - реактивная мощность низковольтных конденсаторных батарей (см. таблицу 8), квар.

Реактивная мощность двигателя, квар

Суммарная расчетная мощность ВБК для всего завода, квар

Таблица 6 Выбор мощности высоковольтных конденсаторных батарей

Тип ВБК	Количество	Qфакт, квар
УКЛ 56-10,5-1800 У3(У1)	9	16200

6. Выбор кабелей

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

Результаты расчетов сведем в таблицу 10.

Таблица 7 - Выбор кабелей для схемы внутреннего электроснабжения

7. Расчет токов короткого замыкания

Электрооборудование, устанавливаемое в системе электроснабжения, должно быть устойчивое к токам короткого замыкания и выбирается с учетом величин этих токов, поскольку различные виды коротких замыканий сопровождаются резким увеличением тока и приводят к нагреву токоведущих частей.

В современных электросистемах расчет токов короткого замыкания с учетом всех действительных условий очень сложен. Для выбора токоведущих частей и аппаратов достаточно приближённого определения токов КЗ.

На практике расчет токов КЗ проводят с рядом допущений.

1. Отсутствие насыщения магнитных систем.

2. Сохранение симметрии трёхфазной системы.

3. Пренебрежение ёмкостными проводимостями.

4. Пренебрежение влияния ёмкостных сопротивлений элементов расчётной схемы на периодическую составляющую тока КЗ если суммарное активное сопротивление схемы до точки КЗ не превышает 30 - 35% суммарного индуктивного сопротивления.

5. Пренебрежение различием значений сверх переходных индуктивных сопротивлений по продольной и поперечным осям синхронных машин.

Для расчёта токов КЗ составляем расчётную схему, соответствующую нормальному режиму работы систем электроснабжения. В расчётную схему вводим сверхпереходными сопротивлениями крупные синхронные двигатели, трансформаторы, воздушные и кабельные линии, которые связывают источники с местом КЗ. Схема для расчета токов КЗ представлена на рисунке 2.



Рисунок 2. Схема замещения

Расчет проводим в относительных единицах, используя приближенные приведения к одной ступени напряжения, при базисных условиях

Расчет токов КЗ в указанных точках проведен с помощью программы MathCAD2000 Professional и представлены в приложении 1. Результаты расчетов приведены в таблице 11.

Таблица 8 Результаты расчетов токов КЗ

Точка КЗ	UБ, кВ	IБ, кА	IКЗ, кА	КУД	IУД, кА
К1	35	1,65	3,394	1,8	10,015
К2	6,3	9,164	9,018	1,8	22,956
K3	0,4	8,36	8,849	1,8	22,526
K4	0,4	0,13	0,222	1,02	0,32

8. Выбор оборудования

8.1 Выбор выключателя и разъединителя на 35 кВ

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

Разъединитель - это коммутационный аппарат, предназначенный для создания видимого разрыва в электрической цепи без нагрузки (предварительно выключенной выключателем).

Выбор выключателей допустимо производить по важнейшим параметрам:

1. по напряжению установки Uуст.? Uном ;

2. по длительному току Iраб.max ? Iном.;

3. по току отключения Iкз ? Iном. откл.;

4. по термической стойкости iуд.? Imax. доп..

Определим максимальный рабочий ток в цепи трансформатора

Выбор и проверка разъединителя производится аналогично выключателей, но без учета отключаемого тока.

Выбираем по[4] выключатель ВЭК-110-40/2000У1 (выключатель элегазовый, наружной установки), разъедини тель Разъединитель РДЗ-35/1000 У1

Привод ПР-У1 (разъединитель для наружной установки) .

В таблице приведены расчетные величины и каталожные данные выключателя, разъединителя на напряжение 35 кВ.

Таблица 9. Выбор выключателя, разъединителя на 35 кВ.

Условия выбора	Расчетные величины	Каталожные данные
		Выключателя ВГТ-35-50/3150У1	Разъединитель РДЗ-35/1000 У1 Привод ПР-У1
Uуст.?Uном	35 кВ	35 кВ	35 кВ
Iраб.max?Iном	264,24 А	3150 А	1000 А
Iкз??Iоткл.ном.	3,934кА	50 кА	-
iу?iпр.с	10,015кА	127 кА	63кА

8.2 Выбор выключателя и разъединителя на 6 кВ

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

Выбираем вакуумный выключатель МЭК 56;

Наибольший рабочий ток максимального режима, А

Таблица 10 Выбор выключателя, разъединителя на 6 кВ

Условия выбора	Расчетные величины	Каталожные данные
		Выключателя МЭК 56	Разъединителя РВ-10/1000УЗ
Uуст.?Uном	6,3 кВ	6,3 кВ	10,5 кВ
Iраб.max?Iном	1468,03 А	2500 А	2000 А
Iкз??Iоткл.ном.	9,018кА	25 кА	-
iу?iпр.с	22,956кА	---	100 кА

8.3 Выбор автоматических выключателей на стороне 0,4 кВ ЦТ

Автоматический воздушный выключатель предназначен для автоматического размыкания электрических цепей при ненормальных режимах и для редких оперативных переключений при нормальных режимах работы.

Выбор автоматических выключателей допустимо производить по важнейшим параметрам:

1. по напряжению установки Uуст.? Uном ;

2. по длительному току Iраб.max ? Iном.;

3. по току отключения Iкз ? Iном. откл.;

4. быстродействующие автоматы благодаря токоограничивающему эффекту на электродинамическую стойкость не проверяются.

Наибольший рабочий ток максимального режима, А

Выбираем автоматический выключатель Э40В «Электрон» (см. 4 табл. 6.12);

Таблица 11 Проверка условий выбора автоматического выключателя

Условия выбора	Расчетные величины	Каталожные данные
Uуст. ? Uном	0,4 кВ	0,4 кВ
Iраб.max?Iном	3608,4 А	5000 А
Iкз ? Iоткл.ном	42,09 кА	70000 А

8.4 Защита от перенапряжений

Для защиты от атмосферных перенапряжений и кратковременных внутренних напряжений изоляции ВЛ и трансформаторов на сторонах ВН, НН устанавливают ограничители перенапряжений типа: ОПН-35, ОПН-6.

Ограничители перенапряжений в фарфоровых покрышках на основе оксидно-цинковых варисторов без искровых промежутков предназначены для защиты электрооборудования сетейот атмосферных и коммутационных перенапряжений.

Таблица 12 Каталожные данные ОПН

Тип	Uном, кВ	Наибольшее Uдоп, кВ	Номинальный разрядный ток, кА
ОПНп-35 КВ	35	40,5	10
ОПН-10 УХЛ2	10	12	10

8.5 Выбор измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения

Выбор трансформаторов тока.

Таблица 13 Каталожные данные трансформаторов тока

Тип	Uном, кВ	Uнаиб. раб. кВ	Iном, А	Ток эл. динам.стойк.кА
			первичный	вторичный
GDS 40,5	35	40,5	150	5	381
GIS 12	6	12	3000	5	305,4
ТОЛ-СЭЩ-10	6	12	2000	5	100

Выбор трансформаторов напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираются:

-по напряжению установки ;

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке:



где - номинальная мощность в выбранном классе точности; - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, В*А.

Таблица 14 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	Потребляемая мощность катушки В*А	Число катушек	COS	SIN	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, Вт
Вольтметр Ваттметр Варметр Датчик активной мощности Датчик реактивной мощности Счетчик активной энергии Ваттметр Частотомер	Э-335 Д-335 Д-335 Е-829 Е-830 И-680 Д-305 Э-371	2,0 1,5 1,5 10 10 2,0 2,0 3,0	1 2 2 - - 2 2 1	1 1 1 1 1 0,38 1 1	0 0 0 0 0 0,925 0 0	1 1 1 1 1 1 1 1	2,0 3,0 3,0 10,0 10,0 4,0 4,0 3,0	- - - - - 9,7 -
Итого:							39,0	9,7

Вторичная нагрузка:

В*А,

Выбираем трансформатор НОМ-10-66У2 (4, табл. 5.13 ) имеющий номинальную мощность в классе точности 0,5, необходимом для присоединения счетчиков, 75 В*А. Таким образом, = 40,1 < 75 В*А, трансформатор будет работать в выбранном классе точности.

Таблица 15 Каталожные данные трансформаторов напряжения

Тип	Uном, кВ	Uном обмоток, кВ
		Первичной	вторичной
НАМИ-10-95	6	10000	100

8.6 Выбор предохранителей

Предохранителем называется аппарат, предназначенный для автоматического однократного отключения электрической цепи при КЗ или перегрузке. Отключение цепи предохранителем осуществляется путём расплавления плавкой вставки, которая нагревается протекающим по ней током защищаемой цепи. После отключения цепи плавкая вставка должна быть заменена вручную.

Условия выбора:

1. по напряжению установки Uуст.? Uном ;

2. по длительному току Iраб.max ? Iном.;

3. по току отключения Iкз ? Iном. откл.;

По (4, таблица 5.4) выбираем предохранители ПКТ101-10-20-20УЗ.

Таблица 16 Каталожные данные предохранителей

Тип	Uном, кВ	Uном. раб. кВ	Iном, А	Iном.откл. кА
ПКТ 101-10-20-20У1	6	12	20	20

8.7 Выбор шин на ЗРУ

В закрытых РУ 6 кВ ошиновка выполняется жесткими алюминиевыми шинами.

Расчетный ток в нормальном режиме, А:



Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима, А:

При токах до 3000 А применяются одно и двух полосные шины прямоугольного сечения.

Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, поэтому сечение выбираем по допустимому току:

.

Выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения, одна полоса на фазу, А, размеры шин - 60х6 мм.

1.Механический расчет однополосных шин:

Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ, Н/м, определяется по формуле:

,

где - ударный ток трехфазного КЗ, А;

а - расстояние между соседними фазами, м;

- коэффициент формы.

Н/м.

Равномерно распределенная сила создает изгибающий момент, Н*м (шина рассматривается как многопролетная балка, свободно лежащая на опорах ):

Н*м

где - расстояние между опорными изоляторами, м.

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента, Мпа:

,

где - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см3.

см3.

Тогда

Мпа.

Шины механически прочны, так как MPA

2. Проверка на термическую стойкость при КЗ производится по условию:

,

где - температура шин при нагреве током КЗ;

- допустимая температура нагрева шин при КЗ.

Температура проводника в предшествующем режиме равна:

где - температура окружающей среды;

- длительно допускаемая температура проводника;

- номинальная температура окружающей среды.

По (см.8, рис. 4.5) определяем, что к моменту начала КЗ.

Тепловое состояние проводника во время КЗ количественно определяется по формуле:

- интеграл Джоуля, находится по формуле:

Тогда:

По (см. 8, рисунок 4.5) определяем ,, таким образом проверяем соблюдение условия проверки: .

8.8 Выбор изоляторов

1.

2.Допустимая нагрузка на головку изолятора, Н

,

где - сила, действующая на изолятор ; -допустимая нагрузка на головку изолятора:

;

-разрушающая нагрузка на изгиб.

.

Условие 2 соблюдается, изолятор выбран правильно.

Выбираем изоляторы ИО-10/630-750 ХЛ1 /4/.

Таблица 17 Каталожные данные изоляторов

Тип	Напряжение, кВ
	Uном, кВ	Наибольшее Uдоп, кВ	Испытательное грозового импульса
ИП-10/630-750УХЛ1	10	630	750

8.9 Выбор трансформаторов собственных нужд

Состав потребителей с.н. подстанций зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования. Наименьшее количество потребителей с.н. на подстанциях выполненных по упрощенным схемам, без синхронных компенсаторов, без постоянного дежурства. Это - электродвигатели обдува трансформаторов, шкафов КРУ, а так же освещение подстанции.

Наиболее ответственными по...