Электроснабжение завода высоковольтной аппаратуры

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

556,66 Кб
Опубликовано:

2015-05-30

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Электроснабжение завода высоковольтной аппаратуры

Электроснабжение завода высоковольтной аппаратуры

Исходные данные

Питание может быть осуществлено от ТЭЦ мощностью 400 МВт (4 турбогенератора по 100 МВт). Напряжение на шинах 10,5 кВ. На ТЭЦ имеется повысительная подстанция из двух трансформаторов мощностью по 40 МВА, напряжением 10,5/115 кВ. Мощность к.з. на шинах 10,5 кВ ТЭЦ равна 500 МВА.

Расстояние от ТЭЦ до завода 6 км.

Стоимость электроэнергии 2,0 руб. за 1 кВт ч.

Предприятие работает в две смены.

Рисунок И1 - Генеральный план завода высоковольтной аппаратуры

Таблица И1 - Характеристика цехов автомобильного завода

№	Наименование	Количество эл. приемников, n	Установленная мощность, кВт.
			одного эл. приемника, Рn.	суммарная
1	Механический корпус	500	1 - 100	12800
2	Термический цех	51	0,8-60	740
3	Опытный цех	30	1 - 70	1450
4	Блок вспомогательных цехов	70	3 - 40	1900
5	Лабораторный корпус	60	1 - 150	2500
6	Компрессорная: а) 0,4 кВ б) синхронный двигатель 10 кВ	15 4	10 2000	150 8000
7	Заводоуправление, столовая	40	1 - 40	380
8	Деревообрабатывающий цех	25	10 - 40	250
9	Кислородная станция	7	30	210
10	Водородная станция	10	20	200
11	Главный магазин	4	10	40
12	Транспортный цех	15	1-20	120
13	Склад фарфора	3	10	30
14	Зарядная станция	10	10-30	210
15	Склад готовой продукции	5	10-40	80
16	Склад масел	4	5	20
17	Насосная	6	1000	600
18	Склад запчастей	4	10	40

Рисунок И2 - План отделения термического цеха

Таблица И2 - Оборудование и нагрузки термического цеха

Номер по плану	Наименование оборудования	Установленная мощность, кВт
1, 2	Галтовочный барабан	3,0
3, 4	Пресс кривошипный холодного выдавливания	40
5, 6	Пресс чеканочный	30
7	Автомат многопозиционный	10
8, 9, 45	Обдирочно-шлифовальный станок	1,5
10	Автомат резьбонакатный	22 + 1,5 + 0,8
11-16, 19, 26, 31-35	Пресс кривошипный	3,0
17, 22, 24, 25	Пресс фрикционный	7,5
18, 29, 30	Печь сопротивления	20
20, 21	Пресс кривошипный	5,5
23, 41, 42	Электропечь камерная	50
38, 39, 43, 44	Электропечь-ванна	25
46	Твердометр шариковый	0,8
47, 49	Электропечь	20
48, 51	Вентилятор	7,5
50	Установка высокой частоты, кВА	60
27, 28	Механические ножницы	7,5
36	Отрезной полуавтомат	4,0 + 1,5 + 0,4
37, 40	Шахтная электропечь	40

Введение

трансформатор электроснабжение замыкание релейный

В дипломном проекте рассматривается вариант электроснабжения отделения термического цеха, вариант электроснабжения завода высоковольтной аппаратуры. Исходными данными для разработки являются: генеральный план предприятия, сменность предприятия, номинальные нагрузки цехов, сведения об источнике питания, план цеха, номинальные нагрузки цеха.

На предприятии имеются цеха, относящиеся к 1-й, 2-й и 3-й категории по надежности электроснабжения. Для предприятия принята смешанная схема электроснабжения. Что обеспечивает достаточную надежность питания потребителей 1-й категории, но позволяет избежать излишних затрат материалов.

Произведен расчет компенсации реактивной мощности с учётом нагрузок с резкопеременным графиком работы, расчёт токов короткого замыкания на шинах распределительных устройств. На основе проведенного расчета токов к.з. выбрано оборудование. Рассчитана релейная защита трансформатора ГПП и синхронного двигателя 10 кВ. Рассмотрены вопросы охраны окружающей среды и техники безопасности.

1. Описание технологического процесса

.1 Описание основных цехов завода высоковольтной аппаратуры

Завод высоковольтной аппаратуры изготавливает оборудование такое как: высоковольтные выключатели, разъединители, отделители, трансформаторы тока и напряжения, ограничители перенапряжение, разрядники, трансформаторы.

На территории проектируемого завода существует несколько складов, в том числе:

склад фарфора - фарфор используется для производства изоляторов, устанавливаемых на высоковольтные аппараты, поставляется от завода-изготовителя фарфора.

склад масел - масла используются трансформаторах.

склад запчастей - складируются запчасти, необходимые для изготовления продукции.

склад готовой продукции - конечный пункт складирования изготовленной продукции.

Опишем также функции цехов на проектируемом заводе:

термический цех - используется для термической обработки деталей в печах, где их куют и закаляют.

деревообрабатывающий цех - используется для изготовления деревянных конструкций.

транспортный цех - место хранения легкового и грузового автотранспорта, погрузки и разгрузки продукции.

механический корпус - используется дл механической обработки деталей.

лабораторный корпус - используется для контроля основных характеристик продукции, проведения высоковольтных испытаний.

опытный цех - используется для проверки качества продукции.

На проектируемом заводе присутствует также насосная, основной функцией которой является питание пожарных насосов. В компрессорной же изготавливают сжатый воздух, необходимый для пневматических приводов и пневматического инструмента.

Кислородная станция применяется для обжига, термической резки и газовых горелок. Водородная станция используется для охлаждения и электролиза в процессе производства.

1.2 Характеристика электроприемников

Согласно [4, п. 1.2.18] в отношении обеспечения надёжности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие три категории.

Электроприемники первой категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных объектов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения.

Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Электроприемники второй категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

Электроприемники второй категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Электроприемники третьей категории - все остальные электроприемники, не подпадающие под определения первой и второй категорий.

Для электроприемников третьей категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.

При определении категории надёжности электроснабжения цехов автомобильного завода учтём изложенное выше описание технологии основного производства, возможные характеристики приёмников электрической энергии, рекомендации, изложенные в [5], а также данные о продолжительности перерывов электроснабжения, не вызывающих ущерба для отдельных производств [6]; результаты сводим в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 - Распределение цехов по категориям надежности электроснабжения

Наименование приемника	Категория по бесперебойности электроснабжения
Механический корпус	1
Термический цех	1
Опытный цех	2
Блок вспомогательных цехов	2
Лабораторный корпус	2
Компрессорная: а) 0,4 кВ	1
б) синхронный двигатель 10 кВ	1
Заводоуправление, столовая	3
Деревообрабатывающий цех	2
Кислородная станция	1
Водородная станция	1
Главный магазин	3
Транспортный цех	2
Склад фарфора	3
Зарядная станция	1
Склад готовой продукции	3
Склад масел	3
Насосная	1
Склад запчастей	3

2. Проектирование электроснабжения термического цеха

.1 Определение центра электрических нагрузок отделения термического цеха завода высоковольтной аппаратуры

По категории бесперебойности электроснабжения данный цех относится ко II категории. Исходя из этого, выбираем двухтрансформаторную цеховую подстанцию.

Все силовые потребители электроэнергии являются потребителями трёхфазного тока, напряжением 380 В. Осветительная нагрузка равномерно распределена по фазам.

Выбор схемы цеховой сети начинаем с определения месторасположения КТП цеха. КТП в целях экономии металла и электроэнергии рекомендуется устанавливать в центре электрических нагрузок. Координаты центра определяются из соотношений

; (2.1)

, (2.2)

где - расчетная мощность i-гоэлектроприемника, кВт;

- координаты i-го электроприемника, м.

Для упрощения расчеты сведем в таблицу 2.1. В этой таблице представлены координаты приемников термического цеха, их установленные мощности, коэффициенты использования, а также активная расчетная нагрузка каждого приемника. Активную расчетную нагрузку i-го электроприемника определяем методом, основанным на использовании коэффициента использования по формуле:

, (2.3)

где - коэффициент использования;

- номинальная активная мощность i-го приемника.

Таблица 2.1 - Определение центра электрических нагрузок цеха

№	Наименование оборудования	X (м)	Y (м)	Kc	Pн, кВт	Pр, кВт	Pр*X		Pр*Y
1	Галтовочный барабан	3	28,3	0,2	3	0,6	1,8		16,98
2	Галтовочный барабан	8	28,3	0,2	3	0,6	4,8		16,98
3	Пресс кривошипный холодного выдавливания	13	28,3	0,2	40	8	104		226,4
4	Пресс кривошипный холодного выдавливания	18,2	28,3	0,2	40	8	145,6		226,4
5	Пресс чеканочный	23,2	28,3	0,2	30	6	139,2		169,8
6	Пресс чеканочный	28,2	28,3	0,2	30	6	169,2		169,8
7	Автомат многопозиционный	33,2	28,3	0,2	10	2	66,4		56,6
8	Обдирочно-шлифовальный станок	1,8	24,5	0,2	1,1	0,22	0,396		5,39
9	Обдирочно-шлифовальный станок	1,8	21,7	0,2	1,1	0,22	0,396		4,774
10	Автомат резьбонакатный	2,3	19,1	0,2	33,3	15,32		127,21
11	Пресс кривошипный	8,2	23	0,2	1,5	0,3	2,46		6,9
12	Пресс кривошипный	8,2	19,2	0,2	1,5	0,3	2,46		5,76
13	Пресс кривошипный	11,4	23	0,2	1,5	0,3	3,42		6,9
14	Пресс кривошипный	11,4	19,2	0,2	1,5	0,3	3,42		5,76
15	Пресс кривошипный	15	23	0,2	1,5	0,3	4,5		6,9
16	Пресс кривошипный	15	19,2	0,2	1,5	0,3	4,5		5,76
17	Пресс фрикционный	18,4	23	0,2	7,5	1,5	27,6		34,5
18	Печь сопротивления	21,8	23	0,7	20	14	305,2		322
19	Пресс кривошипный	5,8	13,2	0,2	1,5	0,3	1,74		3,96
20	Пресс кривошипный	8,1	14,1	0,2	5,5	1,1	8,91		15,51
21	Пресс кривошипный	10,7	14,1	0,2	5,5	1,1	11,77		15,51
22	Пресс фрикционный	13,8	13,7	0,2	7,5	1,5	20,7		20,55
23	Электропечь камерная t=1600°C	16,5	14	0,7	50	35	577,5		490
24	Пресс фрикционный	19,4	13,7	0,2	7,5	1,5	29,1		20,55
25	Пресс фрикционный	24,8	13,7	0,2	7,5	1,5	37,2		20,55
26	Пресс кривошипный	25,8	10,4	0,2	1,5	0,3	7,74		3,12
27	Механические ножницы	26,2	7,2	0,15	7,5	1,125	29,48		8,1
28	Механические ножницы	26,2	4,2	0,15	7,5	1,125	29,48		4,73
29	Печь сопротивления	25,8	1,8	0,7	20	14	361,2		25,2
30	Печь сопротивления	29,6	1,8	0,7	20	14	414,4		25,2
31	Пресс кривошипный	34,1	1,7	0,2	1,5	0,3	10,23		0,51
32	Пресс кривошипный	34,1	4,1	0,2	1,5	0,3	10,23		1,23
33	Пресс кривошипный	34,1	6,5	0,2	1,5	0,3	10,23		1,95
34	Пресс кривошипный	34,1	8,9	0,2	1,5	0,3	10,23		2,67
35	Пресс кривошипный	34,1	11,3	0,2	1,5	0,3	10,23		3,39
№	Наименование оборудования	X (м)	Y (м)	Kc	Pн, кВт	Pр, кВт	Pр*X		Pр*Y
36	Отрезной полуавтомат	30,5	11,8	0,15	5,9	0,885	26,99		10,44
37	Шахтная электропечь	2,2	11,2	0,7	30	21	21		46,2
38	Электропечь-ванна t=850°C	2,3	7,5	0,7	20	14	32,2		105
39	Электропечь-ванна t=850°C	2,3	5,5	0,7	20	14	32,2		77
40	Шахтная электропечь	2,2	1,8	0,7	30	21	46,20		37,8
41	Электропечь камерная t=1600°C	5,1	10,8	0,7	50	35	178,5		378
42	Электропечь камерная t=1600°C	10,3	10,6	0,7	50	35	360,5		371
43	Электропечь-ванна t=850°C	14	11	0,7	20	14	196		154
44	Электропечь-ванна t=850°C	17	11	0,7	20	14	238		154
45	Обдирочно-шлифовальный станок	23,9	11,5	0,2	1,1	0,22	5,26		2,53
46	Твердометр шариковый	23,8	7,6	0,15	0,8	0,12	2,86		0,91
47	Электропечь	13,6	2,3	0,7	20	14	190,4		32,2
48	Вентилятор	17,8	6	0,62	7,5	82,77		27,9
49	Электропечь	17,5	2,6	0,7	20	14	245		36,4
50	Установка высокой частоты	23,4	3,5	0,65	60	39	912,6		136,5
51	Вентилятор	5	1,8	0,62	7,5	4,65	23,25		8,37
Сумма		400,3						5633	4172,96

Координаты ЦЭН для цеха: ;

Центр электрических нагрузок термического цеха расположен в точке (14. 07,10.42). Установка распределительного пункта в этой точке невозможна из-за установленного в этом месте технологического оборудования, поэтому распределительный пункт переносим к стене цеха в сторону расположения ТП6.

2.2 Определение расчетных электрических нагрузок отделения термического цеха завода высоковольтной аппаратуры

Расчётную нагрузку электроприёмников определяем методом упорядоченных диаграмм [1]. Расчетная активная нагрузка цеха определяется по формуле

(2.4)

где - групповой коэффициент максимума,

- групповой коэффициент использования активной мощности,

, (2.5)

где - индивидуальный коэффициент использования,

- номинальная мощность электроприёмника,

- суммарная номинальная мощность данной группы электроприёмников,

- средняя нагрузка группы электроприёмников за наиболее загруженную смену, определяется по формуле

. (2.6)

Для определения группового коэффициента максимума необходимо найти эффективное число электроприёмников :

. (2.7)

Средняя реактивная мощность группы электроприёмников за наиболее загруженную смену определяется по формуле

. (2.8)

Нагрузки электрического освещения учитываются по формулам

, (2.9)

, (2.10)

где - нагрузка производственной площади, для высоты помещений 4-6 м и требуемой для таких цехов освещённости 300 лк, ,

- площадь цеха(),

- для ламп ДРЛ, (),

- коэффициент спроса на осветительную нагрузку, для производственных зданий, состоящих из ряда пролётов, ,

Максимальная расчётная реактивная мощность от силовых нагрузок принимается равной:

а) при ,

б) при .

Полная мощность группы электроприёмников за наиболее загруженную смену определяется по формуле

. (2.11)

Расчётный максимум полной мощности силовых нагрузок на разных ступенях системы электроснабжения определяется по формуле

. (2.12)

Расчётный максимум полной мощности цеха определяется по формуле

. (2.13)

Расчетный максимальный ток определяется по формуле

. (2.14)

Расчеты сведем в таблицу 2.2;

Питание светильников общего освещения осуществляется на напряжении 380 В переменным током при заземленной нейтрали.

Электроснабжение рабочего освещения выполняется самостоятельными линиями от секции 2 РУ. При этом электроэнергия от распределительного устройства передается питающими линиями на осветительные магистральные пункты, а от них - групповым осветительным щиткам. Питание источников света осуществляется от групповых щитков групповыми линиями.

Электроснабжение аварийного освещения выполняется от секции 1 РУ.

На линиях, отходящих на питание светильников, устанавливаем выключатели серии ВА55−29М 3Р, .

Рисунок 2.1 - Внутрицеховая сеть

Таблица 2.2 - Определение расчетных электрических нагрузок цеха

№	Узлы питания и группы электроприемников	n, шт.	Pn, кВт	Сум Рн, кВт	Ки	КиСумPn	cosj	tgj	Pсм, кВт	Qсм, квар	nэ	Kм	Pp, кВт	Qp, квар	Sp, кВА	Ip, А
Т-1
3	Пресс кривошипный холодного выдавливания	1	40	40	0,2	8	0,5	1,73	8	13,84			8	15,22	17,20	121,55
6	Пресс чеканочный	1	30	30	0,2	6	0,5	1,73	6	10,38			6	11,42	12,90	91,16
40	Шахтная электропечь	1	30	30	0,7	21	0,8	0,75	21	15,75			21	17,33	27,22	56,98
42	Электропечь камерная t=1600°C	1	50	50	0,7	35	0,8	0,75	35	26,25			35	28,88	45,37	94,96
50	Установка высокой частоты	1	60	60	0,65	39	0,8	0,75	39	39			39	39	55,15	113,95
СП-1
2	Галтовочный барабан	1	3	3	0,2	0,6	0,5	1,73	0,6	1,04						9,12
8	Обдирочно-шлифовальный станок	1	1,1	1,1	0,2	0,22	0,5	1,73	0,22	0,38						3,34
14,15, 16,26	Пресс кривошипный	4	1,5	6	0,2	1,2	0,5	1,73	1,2	2,08						18,23
21	Пресс кривошипный	1	5,5	5,5	0,2	1,1	0,5	1,73	1,1	1,90						16,71
	Итого СП-1	7	1,1-11	15,6	0,2	3,12			3,12	5,40	3	3,23	10,08	5,94	11,70	17,77
СП-2
7	Автомат многопозиционный	1	10	10	0,2	2	0,5	1,73	2	3,46						30,39
18	Печь сопротивления	1	20	20	0,7	14	0,8	0,75	14	10,5						37,98
43,44	Электропечь-ванна t=850°C	2	20	40	0,7	28	0,8	0,75	28	21						75,97
49	Электопечь	1	20	20	0,7	14	0,8	0,75	14	10,5						37,98
	Итого СП-2	5	10-20	90	0,64	58			58	45,46	4	1,46	84,68	50,01	98,34	149,42
СП-3
24,25	Пресс фрикционный	2	7,5	15	0,2	3	0,5	1,73	3	5,19						45,58
27	Механические ножницы	1	7,5	7,5	0,15	1,13	0,5	1,73	1,13	1,95						22,79
34,35	Пресс кривошипный	2	1,5	3	0,2	0,60	0,5	1,73	0,6	1,04						9,12
36	Отрезной полуавтомат	1	5,9	5,9	0,15	0,89	0,5	1,73	0,89	1,53						17,93
45	Обдирочно-шлифовальный станок	1	1,1	0,2	0,22	0,5	1,73	0,22	0,38						3,34
46	Твердометр шариковый	1	0,8	0,8	0,15	0,12	0,5	1,73	0,12	0,21						2,43
48	Вентилятор	1	7,5	7,5	0,62	4,65	0,8	0,75	4,65	3,49						14,24
	Итого СП-3	9	0,8-11	40,8	0,24	10,6			10,6	13,78	5	2,88	30,53	15,16	34,08	51,79
	Итого по Т-1	26		356,4					180,7	169,8			234,2	182,9	297,2	451,63

2.3 Выбор сечения проводов и кабелей

Питание к распределительным пунктам подводится кабелем АВВГ, проложенным в каналах. Питание к отдельным приемникам подводится следующим образом: кабели проложены в каналах, а ответвления на станки выполнено в винипластовой трубе для механической защиты. АВВГ - кабель с алюминиевой жилой, поливинилхлоридной оболочкой и изоляцией, без защитного покрова.

Сечение проводов и жил кабелей цеховой сети выбираем по нагреву длительным расчетным током:

(2.14)

где - расчетный ток линии;

=0,75 - поправочный коэффициент на условия прокладки проводов и кабелей в канале [9];

- длительно допустимый ток проводника.

В качестве СП используется силовые пункты с автоматическими выключателями. Автоматические выключатели обладают рядом преимуществ: после срабатывания автоматический выключатель снова готов к работе, в то время как в предохранителе требуется замена калиброванной плавкой вставки, увеличивающая время простоя ЭП; более точные защитные характеристики; совмещение функций коммутации электрических цепей и их защиты; наличие в некоторых автоматических выключателях независимых расцепителей и др.

Номинальный ток теплового расцепителя автоматического выключателя выбирают по длительному расчетному току линии

I_т > I_дл. (2.15)

Номинальный ток электромагнитного I_эл или комбинированного расцепителя автоматических выключателей выбирают также по длительному расчетному току линии

I_эл ≥ I_дл. (2.16)

Диаметр труб находим по формуле

[2], (2.17)

где d₁, d₂,…, d_n - наружный диаметр провода;₁, n₂,…, n_n - число проводов и кабелей данного размера.

Для выбранных проводников по заданному сечению определяем удельное активное и реактивное сопротивление проводников. Длину проводников определяем по плану цеха.

Потери напряжения:

(2.18)

Относительные потери напряжения:

% (2.19)

Если потери напряжения превышают 5%, то необходимо увеличить сечение кабеля.

Для упрощения расчетов сведем расчет в таблицу 2.3:

Таблица 2.3 - Выбор кабелей

Наименование участка	Передаваемая мощность Р_ном, кВт/соsφ; S_p, кВА	Расчетные токи	Допустимый ток А	марка		Сечение, мм2	Длина, м	Rуд, Ом/км	Xуд, Ом/км	Потери U, %	Способ прокладки	Диаметр трубы (мм)	Стоимость сети, тыс. руб.
		I_дл, А	I_кр, А		АВВГ
СП1-2	3/0,5	9,13	45,63	19		4 × 2,5	15	7,74	0,095	0,20164	в канале, в трубе	10	0,01605
СП1-8	1,1/0,5	3,35	16,73	19		4 × 2,5	18	7,74	0,095	0,08872	в канале, в трубе	10	0,01926
СП1-14	1,5/0,5	4,56	22,8	19		4 × 2,5	3	7,74	0,095	0,06091	в канале, в трубе	10	0,00321
СП1-15	1,5/0,5	4,56	22,8	19		4 × 2,5	8	7,74	0,095	0,16242	в канале, в трубе	10	0,00856
СП1-16	1,5/0,5	4,56	22,8	19		4 × 2,5	4	7,74	0,095	0,08121	в канале, в трубе	10	0,00428
СП1-26	1,5/0,5	4,56	22,8	19		4 × 2,5	22	7,74	0,095	0,44664	в канале, в трубе	10	0,02354
СП1-21	5,5/0,5	16,73	83,66	19		4 × 2,5	8	7,74	0,095	0,19716	в канале, в трубе	10	0,00856
РУ1-СП1	11,7	17,7	44,42	19		4 × 2,5	27	7,74	0,095	0,83345	в канале	-	0,02889
СП2-7	10/0,5	30,42	152,11	32		4 × 6	30	5,17	0,09	0,90573	в канале, в трубе	25	0,0321
СП2-18	20/0,8	38,03	190,14	42		4 × 10	15	3,1	0,073	0,53652	в канале, в трубе	40	0,01725
СП2-43	20/0,8	38,03	190,14	42		4 × 10	7	3,1	0,073	0,25038	в канале, в трубе	40	0,00805
СП2-44	20/0,8	38,03	190,14	42		4 × 10	4	3,1	0,073	0,14307	в канале, в трубе	40	0,0046
СП2-49	20/0,8	38,03	190,14	42		4 × 10	16	3,1	0,073	0,57229	в канале, в трубе	40	0,0184
РУ1-СП2	98,34	149,42	332,14	170		3× 95-1 × 75	16	0,326	0,0602	0,33109	в канале	-	0,03888
СП3-24	7,5/0,5	22,82	114,09	27		4 × 4	11	7,74	0,095	0,36968	в канале, в трубе	16	0,01177
СП3-25	7,5/0,5	22,82	114,09	27		4 × 4	7	7,74	0,095	0,23525	в канале, в трубе	16	0,00749
СП3-27	7,5/0,5	22,82	114,09	27		4 × 4	4	7,74	0,095	0,13443	в канале, в трубе	16	0,00428
СП3-36	5,9/0,5	17,95	89,75	19		4 × 2,5	9	7,74	0,095	0,23794	в канале, в трубе	10	0,00963
СП3-45	1,1/0,5	3,35	16,73	19		4 × 2,5	4	7,74	0,095	0,01972	в канале, в трубе	10	0,00428
СП3-46	0,8/0,5	2,43	12,17	19		4 × 2,5	4	7,74	0,095	0,01434	10	0,00428
СП3-48	7,5/0,8	14,26	71,3	19		4 × 2,5	11	7,74	0,095	0,36532	в канале, в трубе	10	0,01177
СП1-34	1,5/0,5	4,56	22,8	19		4 × 2,5	11	7,74	0,095	0,2213	в канале, в трубе	10	0,01177
СП1-35	1,5/0,5	4,56	22,8	19		4 × 2,5	13	7,74	0,095	0,26154	в канале, в трубе	10	0,01391
РУ1-СП3	34,08	51,79	129,46	75		3 × 25-1 × 16	19	1,24	0,0662	0,65481	в канале	-	0,02413
СП4-1	3/0,5	9,13	45,63	19		4 × 2,5	22	7,74	0,095	0,29574	в канале, в трубе	10	0,02354
СП4-9	1,1/0,5	3,35	16,73	19		4 × 2,5	18	7,74	0,095	0,08872	в канале, в трубе	10	0,01926
СП4-11	1,5/0,5	4,56	22,8	19		4 × 2,5	13	7,74	0,095	0,26154	в канале, в трубе	10	0,01391
СП4-12	1,5/0,5	4,56	22,8	19		4 × 2,5	9	7,74	0,095	0,18107	в канале, в трубе	10	0,00963
СП4-13	1,5/0,5	4,56	22,8	19		4 × 2,5	13	7,74	0,095	0,26154	в канале, в трубе	10	0,01391
СП4-17	7,5/0,5	22,82	114,09	27		4 × 4	20	7,74	0,095	0,67214	в канале, в трубе	16	0,0214
СП4-22	7,5/0,5	22,82	114,09	27		4 × 4	5	7,74	0,095	0,16803	в канале, в трубе	16	0,00535
СП4-20	5,5/0,5	16,73	83,66	19		4 × 2,5	3	7,74	0,095	0,07394	в канале, в трубе	10	0,00321
СП4-28	7,5/0,5	22,82	114,09	27		4 × 4	28	7,74	0,095	0,94099	в канале, в трубе	16	0,02996
СП4-51	7,5/0,8	14,26	71,3	19		4 × 2,5	17	7,74	0,095	0,56459	в канале, в трубе	10	0,01819
РУ2-СП4	37,5	56,97	142,42	75		3 × 25-1 × 16	19	1,24	0,0662	0,61536	в канале	-	0,02413

2.4 Выбор аппаратов защиты цеховой сети

Выбор силовых распределительных пунктов

Для цехов с нормальными условиями окружающей среды используем распределительные пункты серии ПР компании ЭТМ. Они предназначены для приема и распределения электроэнергии к группам потребителей трехфазного переменного тока промышленной частоты.

Параметры выбранных распределительных пунктов сведем в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 - Параметры распределительных пунктов

№СП	Iр, (A)	Распределительный пункт		Выключатель
		серия	Iном, (A)	тип	Iуст, (A)
СП-1	17,7	ПР8513-31-10-1ХХ-21-1ХХ-54	100	ВА55-31/100	25
СП-2	149,42	ПР8513-33-10-1ХХ-21-1ХХ-54	160	ВА55-33/160	160
СП-3	51,79	ПР8513-31-10-1ХХ-21-1ХХ-54	100	ВА55-31/100	100
СП-4	56,97	ПР8513-31-10-1ХХ-21-1ХХ-54	100	ВА55-31/100	100
СП-5	142,69	ПР8513-33-10-1ХХ-21-1ХХ-54	160	ВА55-33/160	160
СП-6	90,35	ПР8513-33-10-1ХХ-21-1ХХ-54	100	ВА55-31/100	100
РУ-1	451,63	ПР8513-39-00-1ХХ-21-1ХХ-54	630	ВА55-39/630	630
РУ-2	519,21	ПР8513-39-00-1ХХ-21-1ХХ-54	630	ВА55-39/630	630

Эти шкафы предназначены для распределения электроэнергии, защиты электроустановок при перегрузках и токах к.з.

Выбор автоматических выключателей

Для защиты цеховой сети от перегрузок, коротких замыканий используем автоматические выключатели серии ВА. Основными параметрами, характеризующими автоматический выключатель, являются:

номинальный ток автоматического выключателя I_НОМ.А наибольший ток, при котором выключатель может работать в течение неограниченно длительного времени;

номинальное напряжение выключателя U_HOM - напряжение электрической сети, для работы в которой он предназначен;

номинальный ток расцепителя I_ном.р - ток, длительное прохождение которого не вызывает срабатывания расцепителя;

Условия выбора:

Выбор автоматических выключателей сведем в таблицу 2.5.

Таблица 2.5 - Выбор автоматических выключателей

№	Наименование оборудования	Ip, А	Марка	I_ном.р, А
1	Галтовочный барабан	9,12	ВА55-25	10
2	Галтовочный барабан	9,12	ВА55-25	10
3	Пресс кривошипный холодного выдавливания	121,55	ВА55-35	125
4	Пресс кривошипный холодного выдавливания	121,55	ВА55-35	125
5	Пресс чеканочный	91,16	ВА55-31	100
6	Пресс чеканочный	91,16	ВА55-31	100
7	Автомат многопозиционный	30,39	ВА55-31	31,5
8	Обдирочно-шлифовальный станок	3,34	ВА55-25	6,3
9	Обдирочно-шлифовальный станок	3,34	ВА55-25	6,3
10	Автомат резьбонакатный	101,19	ВА55-35	125
11	Пресс кривошипный	4,56	ВА55-25	6,3
12	Пресс кривошипный	4,56	ВА55-25	6,3
13	Пресс кривошипный	4,56	ВА55-25	6,3
14	Пресс кривошипный	4,56	ВА55-25	6,3
15	Пресс кривошипный	4,56	ВА55-25	6,3
16	4,56	ВА55-25	6,3
17	Пресс фрикционный	22,79	ВА55-31	25
18	Печь сопротивления	37,98	ВА55-31	40
19	Пресс кривошипный	4,56	ВА55-25	6,3
20	Пресс кривошипный	16,71	ВА55-31	20
21	Пресс кривошипный	16,71	ВА55-31	20
22	Пресс фрикционный	22,79	ВА55-31	25
Продолжение таблицы2.5
№	Наименование оборудования	Ip, А	Марка	I_ном.р, А
23	Электропечь камерная t=1600°C	94,96	ВА55-31	100
24	Пресс фрикционный	22,79	ВА55-31	25
25	Пресс фрикционный	22,79	ВА55-31	25
26	Пресс кривошипный	4,56	ВА55-25	6,3
27	Механические ножницы	22,79	ВА55-31	25
28	Механические ножницы	22,79	ВА55-31	25
29	Печь сопротивления	37,98	ВА55-31	40
30	Печь сопротивления	37,98	ВА55-31	40
31	Пресс кривошипный	4,56	ВА55-25	6,3
32	Пресс кривошипный	4,56	ВА55-25	6,3
33	Пресс кривошипный	4,56	ВА55-25	6,3
34	Пресс кривошипный	4,56	ВА55-25	6,3
35	Пресс кривошипный	4,56	ВА55-25	6,3
36	Отрезной полуавтомат	17,93	ВА55-31	20
37	Шахтная электропечь	56,98	ВА55-31	60
38	Электропечь-ванна t=850°C	37,98	ВА55-31	40
39	Электропечь-ванна t=850°C	37,98	ВА55-31	40
40	Шахтная электропечь	56,98	ВА55-31	60
41	Электропечь камерная t=1600°C	94,96	ВА55-31	100
42	Электропечь камерная t=1600°C	94,96	ВА55-31	100
43	Электропечь-ванна t=850°C	37,98	ВА55-31	40
44	Электропечь-ванна t=850°C	37,98	ВА55-31	40
45	Обдирочно-шлифовальный станок	3,34	ВА55-25	6,3
46	Твердометр шариковый	2,43	ВА55-25	6,3
47	Электопечь	37,98	ВА55-31	40
48	Вентилятор	14,24	ВА55-31	16
49	Электопечь	37,98	ВА55-31	40
50	Установка высокой частоты	113,95	ВА55-35	125
51	Вентилятор	14,24	ВА55-31	16

3. Проектирование электроснабжения завода высоковольтной аппаратуры

.1 Определение центра электрических нагрузок

По категории бесперебойности электроснабжения данный завод относится к приемникам I категории. Исходя из этого, выбираем двухтрансформаторную понижающую подстанцию.

Выбор схемы электроснабжения начинаем с определения местоположения ГПП предприятия. ГПП в целях экономии металла и электроэнергии рекомендуется устанавливать в центре электрических нагрузок. Координаты центра определяются из соотношений [1]:

; (3.1)

, (3.2)

где - расчетная мощность i-го электроприемника, кВт;

- координаты i-го электроприемника, м.

Для упрощения расчеты сведем в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Определение центра электрических нагрузок предприятия

N	Наименование цеха	Установленная мощность, кВт	x	y	Кс	Рр
1	Механический корпус	12800	137	140	0,4	5120
2	Термический цех	740	371	172	0,7	518
3	Опытный цех	1450	336	96	0,5	725
4	Блок вспомогательных цехов	1900	38	26	0,5	950
5	Лабораторный корпус	2500	365	254	0,6	1500
6	Компрессорная: а) 0,4 кВ	150	324	196	0,7	105
	б) синхронный двигатель 10 кВ	8000	324	196	0,8	6400
7	Заводоуправление, столовая	380	412	140	0,60	246,8
8	Деревообрабатывающий цех	250	330	164	0,4	100
9	Кислородная станция	210	155	272	0,6	126
10	Водородная станция	200	155	242	0,6	120
11	Главный магазин	40	393	26	0,5	20
12	Транспортный цех	120	21	262	0,4	48
13	Склад фарфора	30	117	21	0,35	10,5
14	Зарядная станция	210	149	21	0,4	84
15	Склад готовой продукции	80	225	26	0,5	40
16	Склад масел	20	231	260	0,35	7
17	Насосная	600	70	262	0,8	480
18	Склад запчастей	40	202	260	0,35	14

Σ P_iX_i = 6579,2 кВт∙ед

Σ P_iY_i = 4406,4 кВт∙ед

Σ P = 29720 кВт

Координаты центра X _ц = 221 м Y _ц = 148 м

Место для строительства ГПП согласно генплану здесь занято поэтому строим ГПП на свободном ближайшем месте. (см. проектирование внутренней системы электроснабжения)

3.2 Определение расчетных нагрузок предприятия

Расчетные нагрузки для цехов предприятия определяем методом коэффициента спроса.

В качестве примера рассмотрим определение расчётной лабораторного корпуса: номинальная мощность P_н= 2500 кВт. Находим значение коэффициента использования для типового цеха К_и=0,5 и коэффициент мощности cosj=0,8 [2]. Находим значение коэффициента спроса К_c=0,6 [1].

tgj= tg (arccos(cosj)) = tg (arccos(0,8)) = 0,75.

Определим расчетную активную мощность цеха по формуле

, (3.3)

= 0,6×2500 = 1500 кВт.

Определим расчетную реактивную мощность цеха по формуле

Q_p=K_cP_нtgj, (3.4)

= 1500×0,75 = 1125,0 кВАр.

Нагрузки электрического освещения определяются по формулам

; (3.5)

где - нагрузка производственной площади, Вт/м²;

F - площадь цеха, м²;

tgj определяется по cosj.

Для освещения цехов выбираем люминесцентные лампы. Коэффициент мощности с учетом местной компенсации равен 0,9, тогда tgj=0,48;- коэффициент спроса на осветительную установку, . Площадь цехов определяем по генплану предприятия с учетом масштаба.

При расчёте будем учитывать, что осветительная нагрузка производственной площади равна 10 Вт/м² для данного цеха.

= 0,9×0,01×6232 = 56,1 кВт;

= 56,1×tg (arccos(0,9))=42,1 кВАр.

Определим суммарную активную нагрузку механического корпуса по:

∑Р_р= P_p+ P_p_о, (3.7)

∑Р_р =1500+56,1 =1556,1 кВт.

Определим суммарную реактивную нагрузку прядильного цеха по:

∑Q_р= Q_p+ Q_p_о, (3.8)

∑Q_р= 1125,0+42,1 =1167,1 кВАр.

Определим полную нагрузку по:

(3.9)

Аналогичным образом рассчитываются остальные цеха и здания. Результаты расчетов сведены в таблице 3.2.

Для освещения территории предприятия используем лампы ДРЛ. Коэффициент мощности с учетом местной компенсации cosj_о=0,9. Значение удельной мощности освещенности на единицу производственной площади находим согласно[2]. Для уличного освещения =2 Вт/м². Площадь территории предприятия определяем по генплану предприятия за вычетом площади цехов, F= 57460 м². - коэффициент спроса на осветительную установку. cosj для осветительной нагрузки равен 0,9, тогда tgj=0,48.

P_p_о=0,9×0,002×57460= 1034,29 кВт;

Q_ро= 1034,29×tg (arccos(0,9))= 496,46 кВАр. Таблица 3.2 - Расчет нагрузок предприятия

№	Цеха и узлы питания группы эл. приемников	P_нкВт	К_с	cosφ	tgφ	P_р, кВт	Q_рс кВАр	p₀ Вт/м^2	F м²	К_со	P_р0 кВт	Q_р0 кВАр	Сумма P_р кВт	Сумма Q_р кВАр	цеховая S_ркВA
1	Механический корпус	12800	0,4	0,7	1	5120	5120,00	10	37350	0,9	336,15	336,15	5456,15	5456,15	7716,16
2	Термический цех	740	0,7	0,75	0,88	507	393,2	10	890	0,9	10,5	5,04	518,01	393,24	650,63
3	Опытный цех	1450	0,5	0,8	0,75	725	543,75	8	4035	0,9	29,10	21,82	754,10	565,57	942,62
4	Блок вспомогательных цехов	1900	0,5	0,7	1	950	950,00	8	2405	0,9	17,30	17,30	967,30	967,30	1367,97
5	Лабораторный корпус	2500	0,6	0,8	0,75	1500	1125,00	10	6232	0,9	56,09	42,07	1556,09	1167,07	1945,11
6	Компрессорная: а) 0,4 кВ	150	0,7	0,8	0,75	105	78,75	8	335	0,9	2,41	1,91	107,41	80,66	7236,25
	б) синхронный двигатель 10кВ	8000	0,8	0,9	0,48	6400	3072,00			0,9	2,55	1,22	6402,55	3073,22
7	Заводоуправление, столовая	380	0,60	0,8	0,62	246,8	153,02	10	3530	0,9	31,77	19,70	278,57	172,72	327,77
8	Деревообрабатывающий цех	250	0,4	0,8	0,75	100	75,00	8	705	0,9	5,08	3,81	105,08	78,81	131,35
9	Кислородная станция	210	0,6	0,8	0,75	126	94,50	8	405	0,9	2,92	2,19	128,92	96,69	161,15
10	Водородная станция	200	0,6	0,8	0,75	120	90,00	8	370	0,9	2,66	1,99	122,66	91,99	153,33
11	Главный магазин	40	0,5	0,8	0,75	20	15,00	8	1210	0,9	8,71	6,53	28,71	21,53	35,89
12	Транспортный цех	120	0,4	0,5	1,73	48	83,04	8	540	0,9	3,89	6,73	51,89	89,77	103,69
13	Склад фарфора	30	0,35	0,65	1,17	10,5	12,29	6	810	0,6	2,92	3,42	13,42	15,71	20,66
14	Зарядная станция	210	0,4	0,8	0,75	84	63,00	8	300	0,9	2,16	1,62	86,16	64,62	107,70
15	Склад готовой продукции	80	0,5	0,8	0,75	40	30,00	6	3130	0,6	11,27	8,45	51,27	38,45	64,08
16	Склад масел	20	0,35	0,65	1,17	7	8,19	6	510	0,6	1,84	2,15	8,84	10,34	13,60
17	Насосная	600	0,8	0,6	1,33	480	638,40	8	390	0,9	2,81	3,94	482,96	642,34	803,65
18	Склад запчастей	40	0,35	0,65	1,17	14	16,38	6	910	0,6	3,28	3,84	17,28	20,22	26,60
	Освещение по заводу		0,45	0,8	0,75	9	6,8	2,00	57460	0,9	1034,29	496,46	1034,29	1034,29	1462,7	18176,98	14149,00	23034

Картограмма нагрузок представляет собой план предприятия с нанесенными на нем окружностями, площади которых пропорциональны величине расчетных нагрузок цехов. Радиус окружности определяется как:

, (3.10)

где R - радиус окружности;

- расчетная мощность цеха;

- масштаб мощности, ;

Для представления о том, какая часть мощности используется для освещения цеха, на окружности выделяют сектор, угол которого пропорционален общей нагрузке цеха. Угол сектора определяется по формуле

; (3.11)

Результаты расчетов сведены в таблицу 3.3.

Таблица 3.3 - Построение картограммы нагрузок

N	Наименование цеха	P_р, кВт	P_ро, кВт	R	Угол сектора на освещение
1	Механический корпус	5120	336,15	23,64	41,68
2	Термический цех	507	10,5	5,47	12,94
3	Опытный цех	725	29,10	14,45	15,50
4	Блок вспомогательных цехов	950	17,30	6,56	17,55
5	Лабораторный корпус	1500	56,09	13,46	22,26
6	Компрессорная: а) 0,4 кВ	105	2,41	8,27	45,53
	б) синхронный двигатель 10 кВ	6400	2,55
7	Заводоуправление, столовая	246,8	31,77	46,34	9,42
8	Деревообрабатывающий цех	100	5,08	18,27	5,78
9	Кислородная станция	126	2,92	8,33	6,40
10	Водородная станция	120	2,66	7,99	6,25
11	Главный магазин	20	8,71	156,82	3,02
12	Транспортный цех	48	3,89	29,16	4,07
13	Склад фарфора	10,5	2,92	99,98	2,07
14	Зарядная станция	84	2,16	9,26	5,24
15	Склад готовой продукции	40	11,27	101,41	4,04
16	Склад масел	7	1,84	94,42	1,68
17	Насосная	480	2,81	2,11	12,40
18	Склад запчастей	14	3,28	84,24	2,35

Рисунок 3.1 - Генплан с картограммой нагрузок трансформаторостроительного завода3.3 Выбор номинального напряжения линии электропередач их числа, сечения и марки проводов

Выбор номинального напряжения линии электропередач

Питание завода осуществляется от ТЭЦ, на которой установлены трансформатора мощностью по 40 МВА, напряжением 10,5/115 кВ. Мощность к.з. на стороне 10,5 кВ подстанции равна 500 МВА.

Существует несколько вариантов - 10,5 или 115 кВ, по выбору питающего напряжения. Произведем сравнение этих вариантов.

Оценим по формуле Стилла величину нестандартного напряжения:

(3.12)

где - длина линии,

- передаваемая мощность, кВт. Принимается равной расчетной активной нагрузке предприятия

Полученное значение напряжения находится между двух стандартных 35 кВ и 110 кВ. Среди выбранных напряжений только одно удовлетворяет исходным данным - это 110 кВ.

Т.к. на предприятии имеются потребители I и II категории выбираем двухцепную ВЛ.

Исходя из расчетной полной нагрузки и выбранного значения номинального напряжения, рассчитываем значение расчетного тока по формуле

, (3.13)

где - полная расчетная нагрузка предприятия, кВА;

- количество линий питающих завод.

Чтобы исключить случаи простоя в электроснабжении, когда одна из линий повреждена необходимо каждую линию рассчитать на полную нагрузку предприятия.

По величине номинального тока и экономической плотности тока , определяем нестандартные сечения проводов линий высокого напряжения:

, (3.14)

Значение экономической плотности тока принимаем равным 1,1, .

Выбранные сечения проводов проверяем по:

допустимому нагреву проводников рабочим током;

потере напряжения;

для линии 110 кВ проводим проверку по условиям коронирования.

Проверка по нагреву сводится к сравнению рабочего (расчетного) тока с табличным допустимым током для провода:

;

Потеря напряжения определяется по формуле

, (3.15)

где , - активная и реактивная мощности, передаваемые по линии, соответственно;

, - активное и индуктивное сопротивления линии соответственно.

- номинальное напряжение линии.

Расчёт линии 110 кВ

Номинальный ток в каждой цепи линии по (3.13):

;

Определяем нестандартное сечение провода по (3.14):

Выбираем двухцепную линию с проводом марки АС-70, на 2ПС 110П-6П промежуточных двухцепных свободностоящих опорах. Выбранный провод удовлетворяет условиям коронирования.

Для АС-70 ;.

;

В случае аварийного режима при работе по одной цепи общий ток составит для ВЛ: 60,45×2 = 120,9 (120,9 < 260) что также удовлетворяет условию проверки по допустимому нагреву.

Расчет сведем в таблицу 3.4

Таблица 3.4 Выбор сечения проводов, проверка по падению напряжения

U_h.kВ	I_p, A	I_доп. A	F, мм²	Марка провода	r_уд, Ом/км	Х_уд, Ом/км	L, км	DU. В	DU/U %
110	60,45	120,9	54,96	АС-70	0,458	0,276	6	98,4	0.1

Так как потери в линии не превышают допустимые 5%, то будем проектировать электроснабжение на напряжении 110 кВ.

Оценим приведенные затраты на строительство линии. Приведенные затраты на строительство линий для 110 кВ:

Затраты определяются по формуле

З = р_нК + И, (3.16)

где р_н= 0,12 - нормативный коэффициент.

К = Кв + Кл - капитальные вложения

Кв - стоимость трех выключателей

Кв = 4500 тыс. руб.

Кл - стоимость линии:

Кл = Кл1 + Ко, (3.17)

где Кл1 - затраты на строительство линии,

Ко - затраты на строительство опор

Кл = 37,5*6 + 200*30= 6225 тыс. руб.

И - годовые эксплуатационные издержки:

И = Иэ + Иа + Ио, (3.18)

где Иэ - стоимость потерь электроэнергии

Иа - амортизационные отчисления

Ио - отчисления на обслуживание, т.к. в рассматриваемых вариантах они изменяются незначительно, то Ио не учитываем.

Иэ = n∙ΔP_ном∙l_л∙Т_п∙С₀, (3.19)

где ΔP_ном - потери мощности в линии ΔP_ном=8.89 кВт/км.

Т_п - время использования энергии.

Т_п=24·365=8760 часов

С₀=0,02 руб. - стоимость энергии.

Иэ = 2·8.89·6·8760·0,02 = 18,690 тыс. руб./год

Иа = Ка·Кл, (3.20)

где Ка = 0,05 - норма амортизационных отчислений.

Иа = 0,05·6225 = 311,25 тыс. руб./год.

З = 0,12·(4500 + 6225) + 18,690 + 311,25 = 1616,94 тыс. руб./год.

Принимаем, что питание осуществляется по двухцепной линии с проводом марки АС-70, опоры железобетонные с подвеской одной цепи для улучшения надежности электроснабжения. На ГПП для гибкости схемы примем к установке 3 элегазовых выключателя марки ВЭК

3.4 Выбор мощности трансформаторов ГПП, электрической схемы ГПП

На заводе большинство потребителей относится ко 2 категории, поэтому принимаем число трансформаторов равное двум.

При отсутствии резервных трансформаторов возможен выбор двухтрансформаторной подстанции по условию

(3.21)

где n - число трансформаторов цеховой ТП, n = 2;

- доля потребителей 1 и 2 категории в общей нагрузке предприятия, = 1;

- коэффициент аварийной допустимой перегрузки трансформатора, =1,4.

Принимаем мощность трансформатора S_т=25 МВА, выбираем трансформатор типа ТДН-25000/115 с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха.

Таким образом, принимаем к установке на ГПП два трансформатора типа ТДН-25000/115.

Для строительства ГПП выбираем свободную территорию с учетом того, чтобы она была как можно ближе к центру нагрузок завода, не находилась на месте транспортных коммуникаций.

Под строительство ГПП отведём площадь 32х38,5 м².

Проверяем трансформатор по перегрузочной способности при аварийном отключении второго трансформатора:

,4 S_н³S_р, (3.22)

Трансформаторы проходят по перегрузочной способности.

Принципиальная схема электроснабжения предприятия приведена на рисунке 3.2. Здесь Q1, Q2, Q3 - элегазовые выключатели. Роль разъединителей в данной схеме - условия безопасного проведения ремонта, секционный выключатель на стороне 10 кВ в нормальном режиме выключен.

Рисунок 3.2 - Принципиальная схема ГПП предприятия

Выберем схему с выключателем в перемычке, учитывая высокий показатель надежности. К минусам можно отнести её повышенную стоимость, но примем во внимание, что проектируемый завод изготавливает высоковольтное оборудование, в том числе и выключатели, поэтому окончательно принимаем к установке данную схему.

3.5 Определение числа и мощности цеховых трансформаторов, выбор схемы внутреннего электроснабжения

Выбор схемы внутреннего электроснабжения завода определяется размещением ГПП и цеховых подстанций на территории предприятия и зависит от числа цеховых подстанций. Схема внутреннего электроснабжения включает в себя распределительную сеть высокого напряжения и распределительную сеть низкого напряжения.

Выбор схемы соединения конкретной группы электроприёмников определяется их взаиморасположением и расположением их по отношению к источнику энергии, требуемой надежностью электроснабжения, мощностью потребителей и т.д.

При проектировании схемы внутреннего электроснабжения предприятия необходимо учитывать следующие факторы:

- наличие на предприятии собственных источников питания;

наличие транспортных коммуникаций;

требуемая надежность электроснабжения потребителей;

- наличие цехов с малой потребляемой мощностью.

Так как на предприятии есть потребители напряжением 10 кВ, то внутреннее электроснабжение будем выполнять напряжением 10 кВ. Питание цехов малой мощности будет осуществлять от соседних ТП. Для надежного электроснабжения цехов, в каждой ТП устанавливаем по два трансформатора, если это требует надежность. Каждую ТП запитаем по двум кабельным линиям, присоединённым к разным секциям шин на ГПП.

Выбор конкретной схемы внутреннего электроснабжения выполняется на основе технико-экономического сравнение вариантов. Рассмотрим два варианта схем, которые изображены на рисунках 3.3 и 3.4. Наилучший вариант электроснабжения выбирают из условия минимума приведенных затрат.

Рисунок 3.3 - Первый вариант электроснабжения завода высоковольтной аппаратуры

Рисунок 3.4 - Второй вариант электроснабжения трансформаторостроительного завода

В таблице 3.5 произведён расчет мощности и стоимости КТП по первому варианту, в таблице 3.6 произведён расчет мощности и стоимости КТП по второму варианту. В таблицах 3.7 и 3.8 произведена оценка стоимости кабельной сети и параметров её использования по первому и по второму вариантам. Выберем кабель и цены на кабель, трансформаторы, КТП и цены [18].

Номинальную мощность трансформаторов ТП определяем по:

(3.26)

где n - количество устанавливаемых трансформаторов;

K_з - коэффициент загрузки.

Полная стоимость подстанции складывается из стоимости трансформатора и стоимости КТП.

Расчетный ток определяется по:

(3.27)

где 1,25 коэффициент допустимой перегрузки.

Определим потери напряжения по (3.18).

Стоимость сети определяется:

(3.28)

где - количество кабелей;

- стоимость одного километра кабеля.

Годовые потери электрической энергии определяются:

(3.29)

где - время использования максимума потерь.

Стоимость потерь энергии в линии в год определяется по формуле

(3.30)

где - стоимость 1 кВтч потерь электроэнергии, руб.

Таблица 3.5 - Расчет мощности и стоимости КТП по первому варианту

№ЦП	Питаемые цеха	P_р, кВт	Q_р, кВАр	S_р, кВА	Расчетная мощность трансформатора, кВА	Выбранная КТП	Полная стоимость тыс. руб.
1	Механический корпус	5456,15	5456,15	7716,161	5401,313	2КТП 10/0,4-2*3200	1416
17	Насосная	482,96	642,34
	Склад фарфора	13,42	15,71
	Итого	496,38	658,05	824,2711	576,9898	КТП 10/0,4-2*630	308,8
19	Кислородная станция	128,92	96,69
	Водородная станция	122,66	91,99
	Склад запчастей	17,28	20,22
	Склад масел	8,84	10,34
	Итого	277,7	219,24	353,8128	247,6689	КТП 10/0,4-2*250	171,4
6	Компрессорная: а) 0,4 кВ	107,41	80,66
	Деревообрабатывающий цех	105,08	78,81
	Итого	212,49	159,47	265,674	185,9718	КТП 10/0,4-2*250	171,4
5	Лабораторный корпус	1556,09	1167,07	1945,114	1361,58	КТП 10/0,4-2*1600	404
2	Термический цех	525,88	462,77	490,3528	КТП 10/0,4-2*630	308,8
7	Заводоуправление, столовая	278,57	172,72
	Главный магазин	28,71	21,53
	Итого	307,28	194,25	363,53	236,2945	КТП 10/0,4-2*250	171,4
3	Опытный цех	754,1	565,57	942,622	659,8354	КТП 10/0,4-2*1000	306
4	Блок вспомогательных цехов	967,3	967,3
	Склад фарфора	13,42	15,71
	Зарядная станция	86,16	64,62
	Склад готовой продукции	51,27	38,45
	Итого	1118,15	1086,08	1558,791	1091,154	КТП 10/0,4-2*1600	404
	Итого стоимость						3661,8

Таблица 3.6 - Расчет мощности и стоимости КТП по второму варианту

№ЦП	Питаемые цеха	P_р, кВт	Q_р, кВАр	S_р, кВА	Расчетная мощность трансформатора кВА	Выбранная КТП	Полная стоимость тыс. руб.
1	Механический корпус	5456,15	5456,15	7716,161	5401,313	2КТП 10/0,4-2*3200	1416
17	Насосная	482,96	642,34
	Склад фарфора	13,42	15,71
	Кислородная станция	128,92	96,69
	Водородная станция	122,66	91,99
	Склад запчастей	17,28	20,22
	Склад масел	8,84	10,34
	Итого	774,08	877,29	1169,973	818,9813	КТП 10/0,4-2*1000	306
6	Компрессорная: а) 0,4 кВ	107,41	80,66
	Деревообрабатывающий цех	105,08	78,81
	Итого	212,49	159,47	265,674	185,9718	КТП 10/0,4-2*250	171,4
2	Термический цех	525,88	462,77	700,504	490,3528	КТП 10/0,4-2*630	308,8
5	Лабораторный корпус	1556,09	1167,07
	Заводоуправление, столовая	278,57	172,72
	Итого	1834,66	1339,79	2271,787	1590,251	КТП 10/0,4-2*1600	404
3	Опытный цех	754,1	565,57
	Главный магазин	28,71	21,53
	Склад готовой продукции	51,27	38,45
	Итого	834,08	625,55	1042,594	729,8158	КТП 10/0,4-2*1000	306
4	Блок вспомогательных цехов	967,3	967,3
	Склад фарфора	13,42	15,71
	Зарядная станция	86,16	64,62
	Итого	1066,88	1047,63	1495,246	1046,672	КТП 10/0,4-2*1600	404
	Итого стоимость						3316,2

Таблица 3.7 - Оценка стоимости кабельной сети и параметров её использования по первому варианту

Участок сети	Длина участка сети, м	S_р, кВА	Расчётный ток, А	Допуст. ток, А	Число кабелей	Марка	Сечение, мм²	R ом/км	X ом/км	Потери напряж., %	Стоимость участка сети, тыс. руб.	Годовые потери эл. энергии, кВт*ч
кабели на 10 кВ
ГПП - ТП1	80	7716	343,0858	355	2	ААБ	3х240	0,129	0,075	0,212969	13,728	15961,75
ГПП - ТП4	200	1560	72,13873	75	2	ААБ	3х16	1,94	0,113	1,401863	34,32	26531,64
ГПП - ТП6	250	4083	188,8092	205	2	ААБ	3х95	0,326	0,083	0,793943	42,9	38176,8
ГПП - ТП17	100	908	41,98844	75	2	ААБ	3х16	1,94	0,113	0,407978	17,16	4494,243
ГПП - ТП19	100	355	16,41618	75	2	ААБ	3х16	1,94	0,113	0,159507	17,16	686,976
ТП6 - ТП5	60	3141	145,2486	165	2	ААБ	3х70	0,443	0,08	0,196158	10,296	7368,413
ТП6 - ТП3	140	942	43,56069	75	2	ААБ	3х16	1,94	0,113	0,592557	24,024	6771,965
ТП6 - ТП2	70	832	38,47399	75	2	ААБ	3х16	1,94	0,113	0,261681	12,012	2641,372
ТП6 - ТП7	130	364	16,83237	75	2	ААБ	3х16	1,94	0,113	0,212616	22,308	938,9252
кабели на 0,4 кВ
ТП2 - РП8	60	131	151,4451	165	2	ААВГ	3х50+1х35	0,62	0,062	0,283093	10,296	11211,11
ТП4 - РП13	120	21	24,27746	45	1	ААВГ	4х6	5,17	0,09	1,506402	10,296	9609,56
ТП4 - РП14	150	172	198,8439	135	2	ААВГ	3х35+1х25	0,89	0,063	1,330604	25,74	69358,76
РП14 - РП15	100	64	73,98844	90	1	ААВГ	3х16+1х10	1,94	0,068	1,436257	8,58	27909,68
ТП17 - РП12	75	104	135	2	ААВГ	3х35+1х25	0,89	0,063	0,402276	12,87	12678,89
ТП7 - РП11	140	36	41,6185	45	2	ААВГ	4х6	5,17	0,09	1,506402	24,024	16473,53
ТП17 - РП9	80	161	186,1272	200	2	ААВГ	3х70+1х50	0,443	0,0612	0,33295	13,728	16132,76
ТП17 - РП16	100	14	16,18497	45	1	ААВГ	4х6	5,17	0,09	0,83689	8,58	3559,096
ТП19 - РП18	75	27	31,21387	45	1	ААВГ	4х6	5,17	0,09	1,210501	6,435	9928,245
											314,46	280433,7

Таблица 3.8 - Оценка стоимости кабельной сети и параметров её использования по второму варианту

Участок сети	Длина участка сети, м	Sр, кВА	Расчётный ток, А	Допуст. ток, А	Число кабелей	Марка	Сечение, мм²	R ом/км	X ом/км	Потери напряж., %	Стоимость участка сети, тыс. руб.	Годовые потери эл. энергии, кВт*ч
кабели на 10 кВ
ГПП-ТП1	30	7716	343,09	355	2	ААБ	3х240	0,129	0,075	0,079864	5,148	5985,657
ГПП-ТП2	300	832	38,47	75	2	ААБ	3х16	1,94	0,113	1,121491	51,48	11320,17
ГПП-ТП3	340	1043	48,23	75	2	ААБ	3х16	1,94	0,113	1,593362	58,344	20161,94
ГПП-ТП4	280	1497	69,22	75	2	ААБ	3х16	1,94	0,113	1,88335	48,048	34204,76
ГПП-ТП5	285	2273	105,11	115	2	ААБ	3х35	0,89	0,095	1,340628	48,906	36822,81
ГПП-ТП6	225	7236	334,61	355	2	ААБ	3х240	0,129	0,075	0,561715	38,61	42702,42
ГПП-ТП17	45	1263	58,40	75	2	ААБ	3х16	1,94	0,113	0,170246	5,148	2608,632
кабели на 0,4 кВ
ТП2 - РП8	40	131	151,44	165	2	ААВГ	3х50+1х35	0,62	0,062	0,188729	6,864	7474,074
ТП3 - РП11	180	36	41,61	45	2	ААВГ	4х6	5,17	0,09	1,936802	30,888	21180,26
ТП3 - РП15	120	64	73,98	90	1	ААВГ	3х16+1х10	1,94	0,068	1,723509	10,296	33491,61
ТП4 - РП13	120	21	24,27	45	1	ААВГ	4х6	5,17	0,09	1,506402	10,296	9609,56
ТП4 - РП14	150	108	124,85	135	2	ААВГ	3х35+1х25	0,89	0,063	0,835496	25,74	27345,88
ТП5 - РП7	100	328	379,19	240	2	ААВГ	3х95+1х70	0,326	0,06	0,628462	17,16	61592,59
ТП17 - РП9	65	161	186,12	200	2	ААВГ	3х70+1х50	0,443	0,0612	0,270522	11,154	13107,87
ТП17 - РП10	65	153	176,87	200	2	ААВГ	3х70+1х50	0,443	0,0612	0,25708	11,154	11837,58
ТП17 - РП12	75	104	120,23	135	2	ААВГ	3х35+1х25	0,89	0,063	0,386185	12,355	12171,73
ТП17 - РП16	170	14	16,18	45	1	ААВГ	4х6	5,17	0,09	1,422713	14,586	6050,464
ГПП - РП18	90	27	31,21	45	1	ААВГ	4х6	5,17	0,09	1,452602	7,722	11913,89
Итого											413,9	369581,9

Наилучший вариант схемы электроснабжения промышленного предприятия выбирают по условию минимальных приведённых затрат:

, (3.31)

где р_н - нормативный коэффициент капитальных вложений, р_н=0,12;

К - капитальные вложения;

И - годовые эксплутационные издержки.

Капитальные вложения складываются из суммы капитальных вложений в устройство цеховых подстанций и стоимости кабельной сети.

Годовые эксплуатационные издержки состоят из отчислений от капитальных затрат на амортизацию, ремонт и обслуживание линий и подстанций и стоимости годовых потерь электроэнергии в кабельной сети, рассчитываются по:

(3.32)

где К_л, К_п - капитальные вложения на строительство кабельных линий и трансформаторных подстанций соответственно;

а_а.л, а_р.л, а_о.л - отчисления соответственно на амортизацию, ремонт и обслуживание кабельных линий, %, ,[2];

а_а.п, а_р.п, а_о.п-то же подстанций, %, , [2].

Рассчитанные технико-экономические показатели для всех вариантов схем внутреннего электроснабжения сведены в таблицу 3.11.

Таблица 3.9 - Технико-экономическое сравнение схем электроснабжения

№	Стоимость подстанций тыс. руб.	Стоимость сети тыс. руб.	Суммарные капиталовложения тыс. руб.	Амортизационные отчисления тыс. руб.	Годовые потери эл. энергии кВт*ч	Стоимость потерь тыс. руб.	Приведенные затраты тыс. руб.
1	3661,8	314,46	3976,3	198,81	369581	4,065	481,22
2	3316,2	413,9	3730,1	186,51	3,085	450,7

Как видно из таблицы, минимуму приведенных затрат соответствует второй вариант схемы внутреннего электроснабжения. Его и принимаем в качестве основного.

3.6 Выбор компенсирующих устройств

Компенсация реактивной мощности на предприятиях применяется с целью уменьшения активных потерь, уменьшению токовой нагрузки на сети предприятия, частичной разгрузки трансформаторов.

Источниками реактивной мощности могут служить:

) Воздушные и кабельные линии электрических сетей;

) Генераторы электрических сетей и синхронные двигатели;

) Дополнительно устанавливаемые компенсирующие установки - синхроные компенсаторы, батареи конденсаторов поперечного включения, вентильные установки со специальными регуляторами. Кабельные линии и воздушные линии электропередач как источники реактивной энергии не рассматриваются в виду их малой протяжённости и низкого уровня напряжения питающей сети.

Компенсация реактивной мощности позволяет:

снизить общие расходы на электроэнергию;

уменьшить нагрузку элементов распределительной сети (подводящих линий, трансформаторов и распределительных устройств), тем самым продлевая их срок службы;

исключить генерацию реактивной энергии в сеть в часы минимальной нагрузки;

увеличить пропускную способность системы электроснабжения потребителя, что позволит подключить дополнительные нагрузки без увеличения стоимости сетей.

Во вновь создаваемых сетях компенсация реактивной мощности позволяет уменьшить мощность подстанций и сечения кабельных линий, что снижает их стои-мость.

Таблица 3.10 Распределение реактивной мощности по ЦП предприятия

№ЦП	Сум. Q_р, кВАр
1	5456,15
7	877,29
6	159,47
2	462,77
5	1339,79
3	625,55
4	1047,63
СД цеха 6	3072

Q_р = 14149 кВар - расчетная реактивная мощность

Мощность конденсаторов Q_к определяется по формуле:

Q_к=Q_р-Q_сд,(3.33)

где Q_сд - максимальная величина реактивной мощности, которую может генерировать СД.

Оценим величину генерируемой реактивной мощности синхронными двигателями по формуле:

, (3.34)

где - коэффициент загрузки по активной мощности определяется по [1]

синхронные двигатели компрессорной.

кВар

За счет этой реактивной мощности можно покрыть потребление реактивной мощности подстанций 17,6,2,5,3 - 4341,87 кВар. Для остальных необходимо применение компенсирующих устройств. В их качестве рассмотрим применение конденсаторов на 10 кВ и 0,4 кВ.

Мощность конденсаторов:

Q_к=Q_р-Q_рсд-Q_сд=14149-4216-3072=6861 кВар

Выбираем вариант установки конденсаторных батарей в зависимости от экономической целесообразности

, (3.35)

где К₀ - стоимость вводного устройства. На уровне напряжения 10кВ на всех трансформаторных подстанциях предусматриваем установку ячеек КРУ стоимостью 1800 рублей. На напряжении 0,4кВ стоимость вводного устройства равна нулю;.

Е - суммарные ежегодные отчисления от стоимости вводного устройства (Е=0,223);

К_у - удельная стоимость батарей конденсаторов.

Компенсация на стороне 10 кВ.

Компенсация на ГПП - две батареи марки УКЛ-10 - 3150 У1 [13]

- номинальное напряжение U_н=10кВ,

компенсируемая мощность Q_бк=3150кВар,

удельная стоимость батареи конденсаторов К_у=30,7 руб./кВар.

По результатам видно, что скомпенсированная мощность составила 6200 кВар, что меньше расчетной на 661 кВар.

Компенсация на стороне 0,4 кВ.

а) ЦП №1-1и 1-2 - восемь батарей марки КРМ 0,4-700 [13]

- номинальное напряжение U_н=0,4кВ,

компенсируемая мощность Q_бк=700кВар,

кдельная стоимость батареи конденсаторов К_у=40,5 руб./кВар.

б) ЦП №4 - две батареи марки КРМ 0,4-600 [13]

- номинальное напряжение U_н=0,4кВ,

компенсируемая мощность Q_бк=600кВар,

удельная стоимость батареи конденсаторов К_у=40,5 руб./кВар.

По результатам видно, что скомпенсированная мощность составила 6800 кВар, что меньше расчетной на 61 кВар. Общая стоимость составила 61414,2 руб.

Как видно стоимость установки батарей в сети 0,4 кВ обойдется незначительно дороже, чем на 10 кВ, но обслуживание этих батарей проще. Кроме того, целесообразно компенсировать реактивную мощность именно на низкой стороне, так как это позволит разгрузить трансформаторы. Поэтому предлагаем к установке конденсаторные батареи на 0,4 кВ.

4. Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов КЗ производится для выбора и проверки параметров электрических аппаратов, устанавливаемых на НПЗ, а также для определения устройств релейной защиты и автоматики.

Для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей будем определять токи трехфазного КЗ.

Расчет произведет с использованием программного комплекса EnergyCS ТКЗ, разработанного компанией CSoft Development.

Программный комплекс EnergyCS ТКЗ предназначен для выполнения расчетов токов короткого замыкания при проектировании и эксплуатации электроэнергетических систем любой сложности.

Ввод исходной модели осуществляется путем составления схемы сети с использованием встроенного редактора расчетных схем и визуально соответствует электрической однолинейной схеме.

В процессе составления модели проверяются связность сети и классы напряжения узлов. Модель сети состоит из объектов, соответствующих элементам сети: трансформаторов, линий, реакторов и т.д. Типы и марки элементов выбираются из встроенной справочной базы данных, параметры схемы замещения рассчитываются автоматически с учетом настройки элементов, числа секций батарей конденсаторов и т.д.

Параметры расчетной модели вносятся в программном комплексе EnergyCS ТКЗ. Программный комплекс EnergyCS ТКЗ содержит встроенные справочники оборудования: кабели, провода, трансформаторы, СД и т.д. В случае отсутствия необходимого элемента во встроенном справочнике, его данные добавляются в программный комплекс вручную с использованием данных из справочной литературы.

Оборудование, которое было использовано при расчете токов короткого замыкания в расчетной модели, а также его параметры, занесенные в программный комплекс EnergyCS ТКЗ, представлено в таблицах 4.1 - 4.6.

Рисунок 4.1 - Схема замещенияТаблица 4.1 - Трехобмоточные трансформаторы

ТИП	S, МВА	обмоток, кВ			, %			, кВт	, кВт
		ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н
АТДЦТН- 63000/230	63	230	115	37	11	35,7	21,9	215	45

Таблица 4.2 - Двухобмоточные трансформаторы

ТИП	S, МВА	обмоток, кВ		, %	, кВт	, кВт	R, Ом	Х, Ом
		ВН	НН
ТДНС-16000/35	16	35	10	10	85	18	0,45	8,45
ТМ-2500/10/6	2,5	10	6	6,5	23,5	3,85	0,92	2,3
ТМГ-1600/10	1,6	10	0,4	6,0	18	2,35	0,625	2,06
ТМГ-1000/10	1,0	10	0,4	5,5	12,2	1,9	1,22	5,36
ТМГ-630/10	0,63	10	0,4	4,5	7,6	1,42	1,91	6,88
ТМГ-400/10	0,4	10	0,4	4,5	5,5	0,92	3,44	10,7
ТМГ-160/10	0,16	10	0,4	4,5	2,65	0,46	10,4	26,2

Таблица 4.3 - Провода

Марка провода	Жила	Сечение, , Ом/км, Ом/км, А
АС-120	Алюминий	120	0,249	0,414	390

Таблица 4.4 - Кабели на 6, 10 кВ

Марка кабеля	Жила	, Ом/км, Ом/км, А
ААБл	Алюминий	120	3	0,24	0,081	218
ААБл	Алюминий	70	3	0,42	0,086	162
ААБл	Алюминий	50	3	0,62	0,083	134
ААБл	Алюминий	25	3	1,17	0,099	91
ААБл	Алюминий	16	3	1,94	0,102	74

Таблица 4.5 - Кабели на 0,4 кВ

Марка кабеля	Жила	, Ом/км, Ом/км, А
АВБбШв	Алюминий	240	3	0,089	0,06	330
АВБбШв	Алюминий	120	3	0,18	0,062	241
АВБбШв	Алюминий	70	3	0,25	0,07	178
АВБбШв	Алюминий	16	3	1,33	0,082	77

Таблица 4.6 - Синхронные двигатели

Марка	, кВ, кВт, %
СДН	6	750	0,9	4,9	91

Количество двигателей, трансформаторов, протяженность линий отражены на расчетной модели. Расчет параметров элементов схемы производится автоматически.

В качестве точек короткого замыкания рассматриваем шины высокого напряжения цеховых подстанций, где необходим коммутационный аппарат, а также шины высокого и низкого напряжения ГПП. Расчет будем вести для самых тяжелых режимов работы схемы электроснабжения - замкнутым секционным выключателем и замкнутым разъединителем в перемычке на ГПП на стороне 110 кВ.

Токи короткого замыкания обозначены на схеме, значения токов трехфазного КЗ, двухфазного КЗ, а также ударного тока обозначены в табл. 4.7.

4.1 Расчет токов КЗ на стороне 0,4 кВ цеховых подстанций

По режиму короткого замыкания в сетях до 1 кВ проверяются только распределительные щиты подстанции, токопроводы и силовые шкафы. Расчет КЗ на всех РП производится при включенном секционном выключателе.

При расчете токов КЗ в электроустановках до 1 кВ учитываются:

индуктивное сопротивление всех элементов короткозамкнутой цепи, включая силовые трансформаторы, проводники, трансформаторы тока, реакторы, токовые катушки автоматических выключателей;

активные сопротивления элементов короткозамкнутой цепи;

активные сопротивления различных контактов и контактных соединений;

значения параметров синхронных и асинхронных электродвигателей.

Таблица 4.7 - Токи КЗ

Точка КЗ
К1	7,95	6,88	19,7
К2	7,4	6,41	16,8
К3	7,57	6,55	18,8
К4	7,4	6,41	16,8
К5	7,28	6,3	15,7
К6	7,23	6,26	15,3
К7	7,43	6,43	17,3
К8	7,18	6,22	15
К9	7,42	6,42	17,5
К10	7,41	6,42	17,4
К11	6,9	5,98	12,9
Продолжение таблицы 4.7
Точка КЗ
К12	6,28	5,44	10,8
К13	5,92	5,12	9,79
К14	22,8	19,7	49,1
К15	22,7	19,7	48,1
К16	22,7	19,7	48,6
К17	15,7	32,6
К18	31,6	27,4	71,4
К19	12,4	10,7	19,1
К20	31,4	27,2	69,6
К21	21,9	19	37,8
К22	4,95	4,28	9,38
К23	0,946	0,82	1,34
К24	3,51	3,04	8,15
К25	4,94	4,27	9,31
К26	11,8	10,2	23,1
К27	11,7	10,2	22,9
К28	3,61	3,13	5,17
К29	7,89	6,83	12,5

5. Выбор и проверка электрических аппаратов

.1 Выбор аппаратов на стороне 110 кВ

Выбор выключателей

Выберем и проверим выключатель ВЭК-110-40/1250У1 - выключатель элегазовый генераторный, трехполюсный, на номинальное напряжение 110 кВ, номинальный ток отключения 40 кА, номинальный ток 1250 А, для умеренного климата [18]. Технические характеристики выключателя приведены в таблице 5.1. Данный выключатель комплектуется встроенными трансформаторами тока, первичный ток которого выбирает заказчик.

Выбор выключателя на стороне 110 кВ:

По напряжению:

(5.1)

где - номинальное напряжение выключателя;

- номинальное напряжение сети, =110 кВ.

По току:

(5.2)

где - ток форсированного режима;

- длительный номинальный ток.

(5.3)

Таблица 5.1-Параметры выключателя ВЭК-110-40/1250У1

Номинальное напряжение , кВ		110
Номинальный ток , А		1250
Номинальный ток отключения, кА		40
Нормированное содержание апериодической составляющейβ, %		40
Ток термической стойкости, кА /допустимое время его действия , с		25/3
Предельный сквозной ток, кА	Наибольший пик	102
	Начальное действующее значение периодической составляющей	40
Номинальный ток включения, кА	Наибольший пик	102
	Начальное действующее значение периодической составляющей	40
Собственное время отключения выключателя, , с		0,04
Время отключения выключателя, , с		0,05

Проверка выключателя на отключающую способность:

по действующему значению тока КЗ в данный момент времени

(5.4)

где - номинальный ток отключения, кА;

- периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент времени τ.

Данный выключатель установлен в линии питания, что соответствует точке 1:

кА [табл. 4.8].

кА.

Условие выполняется.

(5.5)

где - время срабатывания релейной защиты, с;

- собственное время отключения выключателя, с;

с;

по апериодической составляющей тока КЗ в данный момент времени

(5.6)

где - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени , кА, вычисляют по формуле:

(5.7)

где - нормированное содержание апериодической составляющей, ;

- апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов, кА определяется по формуле:

(5.8)

Условие выполняется.

Проверка выключателя по динамической стойкости:

(5.9)

где - предельный сквозной ток, кА;

I_по - действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания, I_по = кА;

,5 кАкА.

Условие выполняется.

(5.10)

где - ударный ток, кА [табл. 4.6];

- наибольший пик сквозного тока, кА;

кА.

Условие выполняется.

Проверка выключателя по термической стойкости:

(5.11)

(5.12)

(5.13)

где - ток термической стойкости, кА;

- допустимое время действия тока термической стойкости, с;

- тепловой импульс, возникающий при КЗ;

- время срабатывания релейной защиты для проверки по термической стойкости, с;

- полное время отключения выключателя, с;

- постоянная времени, с.

Условие выполняется.

Все условия выполняются. Окончательно принимаем к установке выключатель типа ВЭК-110-40/1250У1.

Выбор разъединителей и отделителей

Выберем и проверим разъединитель РНДЗ-1-110/1000 У1 - для наружной установки, двухколонковый, с одним заземляющим ножом, для умеренного климата [18]. Комплектующий привод ПР-11У1.

И отделитель ОДЗ-1-110Б/1000У1.

Паспортные данные аппаратов представлены в таблице 5.2

Таблица 5.2 - Паспортные данные на разъединитель РНДЗ-110/1000 У1

Номинальное напряжение , кВ	110
Номинальный ток , А	1000
Предельный сквозной ток , кА	31,5
Ток термической стойкости , кА	31,5
Время протекания тока термической стойкости , с	3

Таблица 5.3 - Проверка выбранных аппаратов

Условие для проверки	Расчетные данные	РНДЗ-1-110/1000У1	ОДЗ-1-110Б/1000У1
Номинальное напряжение Uуст < Uном	Uуст =110 кВ	Uном = 110 кВ	Uном = 110 кВ
Длительный макс. ток Iраб.форс < Iном	Iраб.форс = 115,77 А	Iном = 1000 А	Iном = 1000 А
Ном. ток динам. стойк периодический Iу < Iпр.ск полный iу < iуск	Iу =4,66 кА iу =6,55 кА	Iпр.ск = 31,5 кА iуск = 80 кА	Iпр.ск = 31,5 кА iуск = 80 кА
Номинальный тепловой импульс В_К <В_{К ДОП}	В_К = 31,42*10⁶А²с	В_{К ДОП} = 3969*10⁶ А²с	В_{К ДОП} = 3969*10⁶ А²с

Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке данный разъединитель и отделитель.

Выбор трансформаторов тока

ТТ выбираются по номинальному току, напряжению и допустимой нагрузке вторичной цепи. Проверка трансформаторов тока осуществляется по динамической и термической стойкости.

При питании от системы требуется установка на ГПП как трансформаторов тока для счетчиков с классом точности 0,5, так и трансформаторов тока для питания цепей релейной защиты с классом 10Р.

Для первой цели будут установлены встроенные ТТ. Для второй встроенные в силовые трансформаторы марки ТВТ110-1-200/5 [18].

Технические характеристики приведены в таблице 5.4. Проверка выбранного трансформатора тока сведена в таблицу 5.5

Таблица 5.4 - Паспортные данные выбранных трансформаторов тока

Номинальное напряжение , кВ	110
Номинальный первичный ток , А	200
Номинальный вторичный ток , А	5
Коэффициент трансформации K_т	200/5
Ток электродинамической стойкости , кА	10
Допустимый ток термической стойкости , кА10
Время протекания тока термической стойкости , с	4

Таблица 5.5 - Проверка выбранного трансформатора тока

Марка трансформатора тока	I_{p, А}	I_{н, А}	i_{уд, кА}	i_{дин, кА}	B_{К, кА2*м}	В_{К ДОП, кА2*м}
ТВТ110-1-200/5	115,77	200	4,66	35	11,66	168,75

Все условия выбора выполняются. Во вторичную обмотку трансформатора тока включаем показывающий амперметр CA3021 и счетчик электрической энергии Меркурий 230 АRT. Счетчики предназначены для учета активной и реактивной электрической энергии и мощности в одном направлении в трехфазных 3-х и 4-х проводных сетях переменного тока частотой 50 Гц через измерительные трансформаторы или непосредственно с возможностью тарифного учёта по зонам суток, учёта потерь и передачи измерений и накопленной информации об энергопотреблении по цифровым интерфейсным каналам.

Выбор трансформаторов напряжения

Произведём выбор трансформаторов напряжения [18]. Принимаем трансформатор типа НАМИ-110У1 - антирезонансный трехобмоточный трансформатор напряжения с естественной циркуляцией воздуха и масла. Класс точности - 0,5, что соответствует требованиям по учету электроэнергии. Обмотки трансформатора соединены как Y₀/Y₀/L - 0, к неполному треугольнику присоединяются приборы защиты от токов нулевой последовательности.

Данный трансформатор подходит по номинальному напряжению, классу точности и схеме соединения обмоток. Принимаем к установке трансформатор напряжения данного типа. Устанавливаем его на каждую секцию шин. Во вторичную обмотку трансформатора напряжения включаем вольтметр СВ 3021 и подключаем к счетчику электрической энергии Меркурий 230 АRT. Для защиты оборудования подстанции от набегающих волн перенапряжений следует установить ограничитель перенапряжения (ОПН). Принимаем ОПН/TEL110 - У1. Для защиты трансформаторов напряжения выберем предохранитель ПКН-110 на номинальное напряжение 110кВ.

5.2 Выбор аппаратов на стороне 10 кВ

Выбор выключателей ввода

Выбор выключателей на стороне низкого напряжения 10 кВ производится аналогично выбору выключателей на стороне 110 кВ.

Предварительно выбираем элегазовый выключатель серии LF-10-31,5/1600 У1 [18]. Параметры выбранного выключателя сведем в таблицу 5.6.

Таблица 5.6 - Техническая характеристика LF-10-31,5/1600 У1

Номинальное напряжение , кВ		10
Номинальный ток , А		1600
Номинальный ток отключения, кА		31,5
Нормированное содержание апериодической составляющейβ, %		55
Ток термической стойкости, кА /допустимое время его действия , с		31,5/3
Предельный сквозной ток, кА	Наибольший пик	52
	Начальное действующее значение периодической составляющей	20
Номинальный ток включения, кА	Наибольший пик	52
	Начальное действующее значение периодической составляющей	20
Собственное время отключения выключателя, , с		0,015
Время отключения выключателя, , с		0,025

Таблица 5.7 - Проверка выбранного вводного выключателя LF-10-31,5/1600 У1

Характеристика	Обозначение и формулы	Расчет
Номинальное напряжение, кВ	10 > 10 (выполняется)

Длительный максимальный ток, А 1600

(выполняется)

Номинальный ток динамической стойкости, кА: Периодический (действующее значение) Полный (максимальное значение)

1,79 ≤ 31,5 (выполняется)

4, 66 ≤

4,66 ≤

(выполняется)

Номинальный ток отключения, кА: Периодический (действующее значение) Полный (максимальное значение)

1,79 ≤ 20 (выполняется)

≤

7,7958,71 (выполняется)

Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), А²∙с ,

≤

4,8 ≤ 2700 (выполняется)

Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке высоковольтный выключатель LF-10-31,5/1600 У1.

Выбор секционного выключателя

Выбираем элегазовый выключатель марки LF-10-31,5/1600 У1 [18]. Параметры выбранного выключателя сведем в таблицу 5.8.

Таблица 5.8 - Техническая характеристика LF-10-31,5/1600 У1

Номинальное напряжение , кВ		10
Номинальный ток , А		1600
Номинальный ток отключения, кА		31,5
Нормированное содержание апериодической составляющейβ, %		55
Ток термической стойкости, кА /допустимое время его действия , с		31,5/3
Предельный сквозной ток, кА	Наибольший пик	52
	Начальное действующее значение периодической составляющей	20
Номинальный ток включения, кА	Наибольший пик	52
	Начальное действующее значение периодической составляющей	20
Собственное время отключения выключателя, , с		0,015
Время отключения выключателя, , с		0,025

Таблица 5.9 - Проверка выбранного вводного выключателя LF-10-31,5/1600 У1

Характеристика	Обозначение и формулы	Расчет
Номинальное напряжение, кВ	10 > 10 (выполняется)

Длительный максимальный ток, А 1600

(выполняется)

1,79 ≤ 31,5 (выполняется)

, 66 ≤

4,66 ≤

(выполняется)

Номинальный ток отключения, кА: Периодический (действующее значение) Полный (максимальное значение)

1,79 ≤ 20 (выполняется)

≤

7,7958,71 (выполняется)

Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), А²∙с ,

≤

4,8 ≤ 2700 (выполняется)

Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке высоковольтный выключатель LF-10-31,5/1600 У1.

Выбор выключателей на отходящие линии от ГПП

Осуществим выбор линейных выключателей по следующим параметрам I_р<I_ном; I_по<I_пр.ск. Выбор сведен в таблицу 5.10.

Таблица 5.10 - Выбор выключателей на отходящие линии 10 кВ

Отходящая линия	I_max, А	I_по, кА	Марка выключателя
ТП1-1	343,09	10,4	LF-10-31.5/630 У3
ТП1-2	343,09	10,4	LF-10-31.5/630 У3
ТП2	38,47	10,4	LF-10-31.5/630 У3
ТП3	48,23	10,4	LF-10-31.5/630 У3
ТП4	69,22	10,4	LF-10-31.5/630 У3
ТП5	105,11	10,4	LF-10-31.5/630 У3
ТП6	334,61	LF-10-31.5/630 У3
ТП17	58,40	10,4	LF-10-31.5/630 У3

Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке данные выключатели.

Выбор вводных выключателей трансформаторных подстанций

Осуществим выбор выключателей по следующим параметрам I_р<I_ном; I_по<I_пр.ск. Выбор сведен в таблицу 5.11.

До ТП-1 и ТП-17 расстояние составляет 110 и 45 м соответственно, поэтому не устанавливаем на них вводные выключатели.

Таблица 5.11 - Выбор выключателей 10 кВ

Выключатель	I_max, А	Точка КЗ	I_по, кА	Марка выключателя
Ввод в ТП4	69,22	К16	33,3	LF-10-31.5/630 У3
Ввод в ТП5	105,11	К17	33,5	LF-10-31.5/630 У3
Ввод в ТП2	38,47	К18	18,6	LF-10-31.5/630 У3
Ввод в ТП3	48,23	К19	23, 8	LF-10-31.5/630 У3
Ввод в ТП6	334,61	К15	7,92	LF-10-31.5/630 У3

Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке данные выключатели.

Выбор ячеек в распределительные устройства для ГПП

Выбираем ячейку КРУ серии D-12P [11].

Выключатели ввода на шинах 10 кВ помещаем в ячейку КРУ серии D-12P. Характеристики приведены в таблице 5.13.

Таблица 5.12 - Техническая характеристика КРУ D-12P

Номинальное напряжение, кВ	10
Номинальный ток главных цепей, А	1600
Номинальный ток отключения выключателя, кА	31,5
Ток термической стойкости кА /допустимое время его действия с31,5/3

Секционный выключатель на шинах РУ ГПП 10 кВ помещаем в ячейку КРУ серии D-12P. Характеристики приведены в таблице 5.13.

Таблица 5.13 - Техническая характеристика КРУ D-12P

Номинальное напряжение, кВ10
Номинальный ток главных цепей, А	1600
Номинальный ток отключения выключателя, кА	31,5
Ток термической стойкости кА /допустимое время его действия с31,5/3

Выключатели отходящих линий от РУ ГПП, выключатели вводные в РУ 10 кВ, секционные выключатели РУ, выключатели отходящих линий РУ помещаем в ячейку КРУ серии D-12P. Характеристики приведены в таблице 5.14.

Таблица 5.14 - Техническая характеристика КРУ D-12P

Номинальное напряжение, кВ	10
Номинальный ток главных цепей, А	1600
Номинальный ток отключения выключателя, кА	31,5
Ток термической стойкости кА /допустимое время его действия с31,5/3

На РУ 10 кВ предусматриваем резерв в каждой секции на отходящую линию.

Выбор трансформаторов тока 10 кВ

Выберем и проверим трансформатор тока типа ТПЛК-10-0.5/10Р-2000/5 У3 [18]. Обмотки трансформатора ТПЛК находятся в литой изоляции. Она является главной изоляцией и обеспечивает защиту обмоток от климатических и механических воздействий. ТПЛК выпускаются с двумя вторичными обмотками одна для технического учета и вторая обмотка для релейной защиты.

Таблица 5.15 - Паспортные данные выбранного трансформатора тока

Номинальное напряжение , кВ	10
Номинальный первичный ток , А	2000
Номинальный вторичный ток , А	5
Ток электродинамической стойкости , кА	40
Допустимый ток термической стойкости , кА40
Время протекания тока термической стойкости , с	3

Таблица 5.16 - Проверка выбранного трансформатора тока

Характеристика

Обозначение и формулы

Расчет

Номинальное напряжение, кВ 10 = 10

(выполняется)

Номинальный ток, А

2000 ≥ =664

Динамическая стойкость, кА 4026,3

(выполняется)
Термическая стойкость, А²∙с	≤ (выполняется)

Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке трансформатор тока данного типа.

Окончательно принимаем к установке в КРУ отходящих линий трансформаторы тока ТПЛК-10-0.5/10Р-2000/5 У3,

В КРУ секционного выключателя выбираем трансформатор тока ТПЛК-10-0.5/10Р-2000/5 У3

Таблица 5.17 - Паспортные данные выбранного трансформатора тока

Номинальное напряжение , кВ	10
Номинальный первичный ток , А	2000
Номинальный вторичный ток , А	5
Ток электродинамической стойкости , кА40
Допустимый ток термической стойкости , кА40
Время протекания тока термической стойкости , с	3

Таблица 5.18 - Проверка выбранного трансформатора тока

Характеристика	Обозначение и формулы	Расчет
Номинальное напряжение, кВ	10 = 10 (выполняется)

Номинальный ток, А

1,22000≥

Динамическая стойкость, кА 4026,3

(выполняется)
Характеристика	Обозначение и формулы	Расчет

Термическая стойкость, А²∙с ≤

(выполняется)

Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке трансформатор тока данного типа.

Окончательно принимаем к установке в КРУ секционного выключателя трансформаторы тока ТПЛК-10-0.5/10Р-2000/5 У3, во вторичные обмотки которых подключены амперметры СА 3021, а также трехфазные счетчики электроэнергии Меркурий 230 ART.

Выберем трансформаторы тока на отходящие линии к ТП. Трансформаторы тока выбираются по номинальному току, напряжению и допустимой нагрузке вторичной цепи. Проверка трансформаторов тока осуществляется по динамической и термической стойкости по следующим условиям: I_р<I_ном; i_уд<i_дин; В_К<В_к
доп. В таблице 5.19 произведён выбор трансформаторов тока.

Таблица 5.19 - Выбор трансформаторов тока

ТТ для линии	Марка трансформатора тока	I_{p, А}	I_{н, А}	i_{уд, кА}	i_{дин, кА}	B_{К, кА2*м}	В_{К ДОП, кА2*м}
ГПП-ТП1-1	ТПЛК-10	171	200	26,3	74,5	291,84	1071.63
ГПП-ТП1-2	ТПЛК-10	171	200	26,3	74,5	291,84	1071.63
ГПП-ТП2	ТПЛК-10	38,47	100	26,3	74.5	291,84	1071.63
ГПП-ТП3	ТПЛК-10	48,23	100	26,3	74.5	291,84	1071.63
ГПП-ТП4	ТПЛК-10	69,22	100	26,3	74.5	291,84	1071.63
ГПП-ТП5	ТПЛК-10	105,10	100	26,3	74.5	291,84	1071.63
ГПП-ТП6	ТПЛК-10	334,61	400	26,3	74,5	291,84	1517,2
ГПП-ТП17	ТПЛК-10	58,40	100	26,3	74.5	291,84	1071.63

Выбор трансформаторов собственных нужд

Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от мощности трансформаторов, типа электрооборудования.

Состав потребителей собственных нужд проектируемой подстанции:

а) Электродвигатели обдува трансформаторов;

б) Обогрев приводов выключателей, отделителей, шкафов КРУ;

в) Освещение подстанции (ЗРУ и ОРУ);

г) Оперативные цепи;

д) Аппаратура связи и телемеханика;

е) Система пожаротушения;

ж) Аварийное освещение;

з) Электроотопление помещений.

Используя [18], определим нагрузки собственных нужд ГПП. Данные сведем в таблицу 5.20.

Таблица 5.20 - Расчет мощности трансформатора собственных нужд

Вид потребителя	Мощность, кВт х кол-во
Подогрев шкафов КРУ	1х15
Наружное освещение	6
Подогрев приводов разъединителей	0,6х8
Отопление, освещение, вентиляция	80
Суммарная нагрузка	105,8

Мощность ТСН определим по суммарной мощности. Нагрузка на один трансформатор определяется по:

(5.14)

где - коэффициент одновременности, равен 0,7.

Согласно [11] принимаем в качестве трансформатора ТСЗ-160/10.

Принимаем к установке 2 трансформатора.

Выбор трансформатора напряжения

Для измерения напряжения линейного и фазного на шинах РУ 10 кВ на каждой секции установим трансформатор напряжения.

Выберем НАМИ-10-95УХЛ2 - антирезонансный трехобмоточный трансформатор напряжения с естественной циркуляцией воздуха и масла для контроля изоляции сети [18]. Класс точности - 0,5. Обмотки трансформатора соединены как Y₀/Y₀/L - 0, к неполному треугольнику присоединяются приборы защиты от токов нулевой последовательности.

5.3 Выбор оборудования на стороне 0,4 кВ

Выбор автоматических выключателей в ТП и РП.

Выбор автоматических выключателей производим по номинальному току. Выбираем автоматические выключатели [16]. Осуществим выбор вводных и линейных автоматических выключателей на ТП и РП. Выбор сведен в таблицу 5.21.

Таблица 5.21 - Выбор вводных и линейных автоматических выключателей 0,4 кВ

Место установки	I_max, А	Марка автоматического выключателя	I_ном, А
ТП
ТП1-1	5568,7	Э40С-У3	6000
ТП1-2	5568,7	Э40С-У3	6000
ТП2	1200,9	ВА-51-39	1500
ТП3	1505,5	ВА-55-45	2000
ТП4	2160,8	ВА-55-45	2500
ТП5	3280,9	ВА-55-45	4000
ТП6	267,1	ВА-51-39	400
ТП17	1823	ВА-55-45	2000
РП
РП8	189,1	ВА-51-39	200
РП11	52,0	ВА-51-39	100
РП15	92,4	ВА-51-39	100
РП13	30,3	ВА-51-39	100
РП14	155,9	ВА-51-39	200
РП7	473,4	ВА-55-39	600
РП9	232,4	ВА-55-39	400
РП10	220,8	ВА-55-39	400
РП12	150,1	ВА-55-39	200
РП16	20,2	ВА-51-39	100
РП18	39,0	ВА-51-39	100

Осуществим выбор секционных автоматических выключателей на ТП и РП. Выбор сведен в таблицу 5.22.

Таблица 5.22 - Выбор секционных автоматических выключателей 0,4 кВ

Место установки	I_max, А	Марка автоматического выключателя	I_ном, А
ТП
ТП1-1	2784,4	Э40С-У3	3000
ТП1-2	2784,4	Э40С-У3	3000
ТП2	600,4	ВА-51-39	1000
ТП3	752,7	ВА-55-45	1000
ТП4	1080,4	1600
ТП5	1640,4	ВА-55-45	2000
ТП6	133,5	ВА-51-39	200
ТП17	911,5	ВА-55-45	1000
РП
РП7	236,72	ВА-55-39	400
РП9	116,2	ВА-55-39	200
РП10	110,4	ВА-55-39	200
РП8	89,8	ВА-51-39	100
РП14	74,7	ВА-51-39	100

Осуществим выбор автоматических выключателей на конденсаторных батареях. Выбор сведен в таблицу 5.23.

Таблица 5.23 - Выбор автоматических выключателей на БК 0,4 кВ

Место установки	I_max, А	Марка автоматического выключателя	I_ном, А
ТП
ТП1-1	2784,4	ВА-55-45	3000
ТП1-2	2784,4	ВА-55-45	3000
ТП4	1080,4	ВА-55-45	1600

6. Расчет и выбор устройств релейной защиты и автоматики

Произведём выбор устройств и расчет параметров срабатывания релейной защиты силового трансформатора ГПП и присоединения 10 кВ ЦТП-12, расчетная схема представлена на (рисунке 6.1).

Рисунок 6.1 - Расчётная схема и схема замещения для расчета токов КЗ

6.1 Защита трансформатора ГПП

Согласно ПУЭ, для трансформаторов предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

многофазных замыканий в обмотках и на выводах - продольная дифференциальная защита;

однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах присоединенных к сети глухо заземленной нейтрали;

витковых замыканий в обмотках - газовая защита;

токов в обмотках, обусловленных внешними к.з.;

токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

понижения уровня масла.

Использование устройства Micom Р632 для защиты трансформатора позволяет выполнить практически полный набор устройств защиты требуемый ПУЭ для понижающих трансформаторов:

дифференциальную защиту с характеристиками, близкими к ДЗТ-21;

максимальную токовую защиту для каждой из сторон;

трехступенчатую токовую защиту нулевой последовательности для двух сторон трансформатора;

защиту от перегрузки, с действием на сигнал;

УРОВ.

Ряд внешних защит и сигналов: газовая защита, повышение температуры масла трансформатора, подаются на дискретные входа устройств защит вводов Micom P123 в котором производится их фиксация и обработка.

В качестве токовых реле для пуска устройств автоматики: пуск охлаждения, блокировка РПН, используем свободные ступени токовой защиты устройства соответствующей стороны, а также ступени неиспользуемой токовой защиты от замыканий на землю, трансформатор тока которой должен быть переключен на фазный ток.

Расчет дифференциальной защиты трансформатора

Выбираем блок микропроцессорной релейной защиты Micom P632 фирмы «Alstom».

Амплитудное согласование.

Определяем базисный ток для стороны ВН и НН:

На стороне 110 кВ:

На стороне 10 кВ:

Определяем амплитудные коэффициенты для стороны ВН и НН:

На стороне 110 кВ:

На стороне 10 кВ:

Проверим соотношение амплитудных коэффициентов:

Выбор параметров срабатывания Micom Р632.

Первый участок характеристики срабатывания:

где k_отс- коэффициент отстройки, учитывающий погрешность терминала, ошибки расчета и необходимый запас, k_отс= 1,5;

Ток небаланса в номинальном режиме:

где k_пер- коэффициент, учитывающий переходный режим, k_пер= 1; k_одн- коэффициент однотипности ТТ, k_одн= 1;

ε - относительное значение полной погрешности ТТ, ε = 0,05; ΔU - относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на сторонах защищаемого объекта, ΔU = 0,05;

Δf - коэффициент, учитывающий погрешность цифрового выравнивания, Δf = 5%; - номинальный нагрузочный ток,

Уставка первичного участка характеристики срабатывания по формуле (6.3):

Выбираем уставку:

Блокировка по второй гармонике:

Ток начала торможения:

Коэффициент торможения первого наклонного участка:

где k_отс- коэффициент отстройки, учитывающий погрешность терминала, ошибки расчета и необходимый запас, k_отс= 1,2; I_{НБ.ПЕРЕГР.} - ток небаланса в режиме перегрузки; .

Ток небаланса в режиме перегрузки:

где k_пер- коэффициент, учитывающий переходный режим, k_пер= 1;

k_одн- коэффициент однотипности ТТ, k_одн= 1;

ε - относительное значение полной погрешности ТТ, ε = 0,065; ΔU - относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на сторонах защищаемого объекта, ΔU = 0,05;

Δf - коэффициент, учитывающий погрешность цифрового выравнивания, Δf = 5%; .

Коэффициент торможения первого наклонного участка по формуле (6.6):

Принимаем уставку: m₁= 0,2.

Третий участок характеристики срабатывания

Коэффициент торможения второго наклонного участка:

где k_отс- коэффициент отстройки, учитывающий погрешность терминала, ошибки расчета и необходимый запас, k_отс= 1,5; I_{НБ.ВНЕШ.КЗ.} - ток небаланса в режиме внешнего к.з.

Ток небаланса в режиме внешнего К.З.:

где k_пер- коэффициент, учитывающий переходный режим, k_пер= 1,5;

k_одн- коэффициент однотипности ТТ, k_одн= 1;

ε - относительное значение полной погрешности ТТ, ε = 0,1;

ΔU - относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на сторонах защищаемого объекта, ΔU = 0,05;

Δf - коэффициент, учитывающий погрешность цифрового выравнивания, Δf = 5%; - максимальный ток внешнего трехфазного короткого замыкания, приведенный к высокой стороне.

Ток небаланса в режиме внешнего К.З. по формуле (6.7):

Tок начала торможения второго наклонного участка:

Коэффициент торможения первого наклонного участка по формуле (6.8):

Принимаем уставку: m₂= 0,8.

Проверка чувствительности:

Проверим чувствительность первой ступени продольной дифференциальной защиты при минимальном токе однофазного К.З. на вводах 110 кВ, нормальный режим:

Ток минимального однофазного К.З. на стороне 110 кВ:

Ток минимального однофазного К.З. на стороне 110 кВ в базисных единицах:

Коэффициент чувствительности по формуле (6.12):

Проверим чувствительность второй ступени продольной дифференциальной защиты при минимальном токе двухфазного К.З. на вводах 10 кВ, режим опробования:

Ток минимального двухфазного к.з. на стороне 10 кВ:

Ток минимального двухфазного к.з. на стороне 10кВ в базисных единицах:

Коэффициент чувствительности по формуле (6.15):

Чувствительность обеспечивается/

Характеристика срабатывания дифференциальной защиты на рисунке (6.2).

Рисунок 6.2 - Характеристика срабатывания дифференциальной защиты

Расчет дифференциальной отсечки.

Первичный ток срабатывания определяется отстройкой от максимального первичного тока намагничивания при включение ненагруженного трансформатора.

Принимаем уставку:

По условию отстройки от тока небаланса при внешнем КЗ:

где k_отс- коэффициент отстройки, учитывающий погрешность терминала, ошибки расчета и необходимый запас, k_отс= 1,1; - коэффициент небаланса,

- максимальный сквозной ток КЗ на стороне 110 кВ,

Максимальный сквозной ток КЗ на стороне 110 кВ в базисных единицах:

Значение уставки по условию отстройки от тока небаланса при внешнем КЗ по формуле (6.20):

Из полученных значений принимаем большее. Принимаем уставку: .

Расчет резервной защиты трансформатора

Выбираем блок микропроцессорной релейной защиты присоединения фирмы «Alstom» MICOM P120.

Максимальная токовая защита ANSI (50/51)

Ток срабатывания отстраивается от максимального тока нагрузки с учетом самозапуска двигателей, подключенных к шинам НН.

Так как нет информации о k_сп и I_раб._max, то ток срабатывания рассчитываем на основании номинального тока трансформатора:

где k_{перегр.} - коэффициент перегрузки для масленых трансформаторов, k_{перегр.}= 1,4.

Рассчитаем ток срабатывания защиты:

Ток срабатывания защиты в базисных единицах:

Для микропроцессорной РЗ ток уставки равен току срабатывания защиты:

Выбор времени срабатывания:

Время срабатывания этой ступени защиты отстраиваем от наибольшего времени срабатывания защит линий, отходящих от шин, присоединённых к низкой стороне напряжения:

где - время срабатывания предыдущей защиты на ЦТП6 и время отключения выключателей ВВЭ (0,016 с.) и автомата серии ВА-51-39 на РП8 (0,13 с.), ; - ступень селективности,

Оценка чувствительности:

Оценку чувствительности производим по первичным токам.

Коэффициент чувствительности для ближнего резервирования:

(согласно ПУЭ 1,5) (6.26)

где - ток минимального двухфазного К.З. на выводах НН, приведенный к стороне ВН:

Из (6.16)

Приведем к стороне ВН:

().

Коэффициент чувствительности удовлетворяет требованиям ПУЭ, поэтому чувствительность для ближнего резервирования обеспечена.

Тепловая защита от перегрузки

Время отключения трансформатора в защите:

где T - термоконстанта нагрева для реле, Т = 15 мин;

- базисный ток; - ток, проходящий через трансформатор;

DT - нагрев в предыдущем режиме, DT =1;

DTn - нагрев при длительно допустимом токе нагрузке, DTn =1,1.

Газовая защита

На трансформаторы с мощностью 6300 кВА и выше необходимо устанавливать газовые защиты.

Реализуем защиту на основе двухпоплавкового реле РЗТ-80. Реле устанавливается в расширительную трубу между баком трансформатора и расширителем. Реле имеет два поплавка - первый работает на сигнал, второй - на отключение. Защита реагирует на скопление газа, либо на понижение уровня масла. Также реле имеет клапанный затвор, который срабатывает в случае появления течения масла в соединительной трубе, работает на отключение трансформатора.

6.2 Расчет защиты ответственного синхронного двигателя мощностью 2000 кВт

Выбираем синхронный двигатель СДН-16-74-16 У1 10 кВ с параметрами , .

Токовая отсечка ANSI (50/51)

По ПУЭ для двигателей мощностью до 2000 кВт можно использовать защиту от междуфазных КЗ на основании токовой отсечки без выдержки времени.

Ток срабатывания:

Ток срабатывания отсечки отстраивается от максимального пускового тока электродвигателя:

где номинальная мощность синхронного двигателя; коэффициент мощности синхронного двигателя; кратность пускового тока синхронного двигателя, принимаемые по паспортным данным; коэффициент отстройки реле, который для реле MiCOM серии Р241 равен 1,2.

Для микропроцессорной РЗ ток уставки равен току срабатывания защиты:

Для оценки чувствительности ТО необходимо определить ток минимального двухфазного КЗ на выводах обмотки статора.

Коэффициент чувствительности защиты по ПУЭ должен быть больше 2:

Коэффициент чувствительности удовлетворяет требованиям ПУЭ, поэтому чувствительность обеспечена.

Защита от перегрузки (МТЗ)

Ток срабатывания:

Ток срабатывания МТЗ отстраивается от номинального тока двигателя:

где k_в - коэффициент возврата, для реле Micom k_в = 0,95;

k_отс- коэффициент отстройки, k_отс = 1,2.

В соответствии с ПУЭ, номинальная мощность электродвигателя должна сохраняться при отклонении напряжения :

Ток срабатывания защиты по формуле (6.32):

Выбор тока уставки: I_у =188,8 А.

Выдержку времени отстраиваем от времени пуска.

где - коэффициент запаса, - время пуска для электродвигателя,

Коэффициент чувствительности защиты от перегрузки не определяем, поскольку защита не предназначена для действия при КЗ.

Защита от асинхронного режима

Ток срабатывания:

где k_отс- коэффициент отстройки, k_отс = 1,2.

Выбор тока уставки: I_у =163,1 А

Уставка времени срабатывания, рекомендуемая производителем:

Защита от замыканий на землю

Ток срабатывания защиты рассчитывается из условия несрабатывания при внешнем замыкании на землю:

где k_отс- коэффициент отстройки, k_отс = 1,2; k_бр- коэффициент, учитывающий бросок емкостного тока двигателя при внешних перемежающихся замыканиях на землю, = 2.

Емкостной ток двигателя:

где С_Д- емкость фазы двигателя. Емкость фазы двигателя рассчитаем по формуле:

где кВА.

Емкостной ток двигателя определяем по (6.38):

Защита минимального напряжения (защита от потери питания)

Так как двигатель является ответственным, то он должен быть отключен только при длительном отсутствии напряжения на шинах РУ. Неответственные механизмы отключаются первой ступенью защиты минимального напряжения с целью обеспечения самозапуска ответственных. Затем спустя определённое время при отсутствии напряжения отключаются и ответственные механизмы, самозапуск которых недопустим по условиям техники безопасности или технологическим причинам.

Напряжение срабатывания:

Напряжение уставки: U_у= 7 кВ

Время срабатывания защиты:

Защита минимальной частоты

Уставка по частоте отстраивается от минимально возможного значения частоты:

Время срабатывания защиты:

Защита от потери нагрузки

Выдержка времени

Ток срабатывания защиты:

где - ток холостого хода двигателя, определяется во время испытаний, не задан, принимаем

Количество пусков двигателя

Уставку выбираем исходя из требований ПТЭ-ЭП. Уставка по времени, в течение которого считаются пуски: 30 мин. Количество горячих пусков: 1. Количество холодных пусков: 2.

Затяжной пуск

Ток срабатывания защиты:

Время срабатывания защиты:

Защита от заклинивания ротора

Выдержка времени

Ток срабатывания защиты:

Защита от несимметрии

Ток срабатывания защиты:

Время срабатывания защиты:

Заключение

В данном дипломе рассмотрен проект системы электроснабжения завода высоковольтной аппаратуры.

На основе исходных данных были рассчитаны электрические нагрузки. По электрическим нагрузкам выбраны комплектные трансформаторные подстанции с трансформаторами марки ТМ-1600, 1000, 630, 400, 160, 100 кВА - 10 кВ.

Выбраны марка и сечение питающих кабелей для цехов завода, а также кабели для питания электроприемников в отделении сборочного цеха. Проводники проверены по потерям напряжения.

Рассчитаны токи короткого замыкания для сетей 110, 10 и 0,4 кВ. На основании расчета токов короткого замыкания выбрано оборудование, проверено на термическую и электродинамическую стойкость.

Произведен выбор устройств релейной защиты, с использованием устройств Alstom MicomP632 для защиты трансформатора ГПП и Alstom MicomP120 для защиты синхронного двигателя `10 кВ.

Сделан расчет затрат на систему электроснабжения.

Рассмотрены вопросы безопасности жизнедеятельности и охраны труда.

Список использованных источников

1 Фёдоров А.А. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В2 т. Т.1. Электроснабжени А.А Фёдоров - М.: Энергоатомиздат, 1986 - 568 с.: ил.

2 Волков В.М. Электроснабжение промышленных предприятий: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию / Волков В.М. - Архангельск: Изд-во АГТУ, 2005.

Соловьёв И.И. Электрическая часть электростанций и подстанций [Текст]:/ Учеб.пособие. - Архангельск: АГТУ, 2008.-Ч.I. -180 с.

4 Андреев В.А. Релейная защита, автоматика и телемеханика систем электроснабжения / Андреев В.А. - М.: Высш.шк., 1985. - 390 с.

5 Мокеев А.В. Релейная защита и автоматизация систем электроснабжения: Методические указания по выполнению курсового проекта / Мокеев А.В. - Архангельск: Изд-во АГТУ, 2006.

Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций/ Неклепаев Б.Н. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 640 с.

7 Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов / Рожкова Л.Д., Козулин В.С. - М.: Энергоатомиздат, 3-е изд., перераб. и доп. 1987. - 648 с.: ил.

9 ПУЭ. 7-е издание. Правила устройства электроустановок - Введ. 2006. - М.: Госстандарт России: Изд-во стандартов, 1993. - Х, 53 с.

10 Технология и оборудование производства трансформаторов. Учебник для техникумов. Под общей ред. Л.С. Герасимова и И.А. Дейнега - М., «Энергия», 1972. -264 с.

Электронный каталог «СпецТехРесурс»: база данных электрооборудования. [Электронный ресурс]. - Электронные данные - Режим доступа: http://www.laborant.ru/index.shtml/. Загл. с экрана.

Комплектные трансформаторные подстанции ЗАО «Элтком»: каталог [Электронный ресурс]. - Электронные данные - Режим доступа: http://www.cat.n4a.ru/site/444/. Загл. с экрана.

13 Силовые конденсаторы и конденсаторные установки «Поликонд»: каталог [Электронный ресурс]. - Электронные данные - Режим доступа: http:// www.policond.ru/kuv1.shtml/. Загл. с экрана.

Электротехническая оборудование, автоматические выключатели ЗАО «В-Комплект»: каталог [Электронный ресурс]. - Электронные данные - Режим доступа: http:// www.vkomplekt.spb.ru/el/avtomat_vikl/va8832.html/. Загл. с экрана.

ООО «Электрокабель»: каталог [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.elcable-spb.ru/

16 ЗАО «Электрощит»: каталог [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.electroshield.ru/catalog/

17 Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей: Изд. - Москва: Энергосетьпроект, 2007. - 44 с.

Электронный каталог электрического оборудования: база данных содержит сведения о документации и высоковольтной аппаратуре [Электронный ресурс]. - Электрон. дан. - М., [2007]. - Режим доступа: http://forca.ru. Загл. с экрана.

Электроснабжение завода высоковольтной аппаратуры

Электроснабжение завода высоковольтной аппаратуры

Выбираем ячейку КРУ серии D-12P [11].

Похожие работы на - Электроснабжение завода высоковольтной аппаратуры