Проектирование системы электроснабжения предприятия

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

95,29 kb
Опубликовано:

2012-02-26

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

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Проектирование системы электроснабжения предприятия

1. Описание технологического процесса

Машиностроительная фирма является предприятием, выпускающим подъёмно-транспортное оборудование и механизмы, а также запасные части к ним.

Цехами основного производства на заводе являются экспериментальные цеха:

Лаборатория низких температур

Корпус высоких напряжений

Машинный корпус

Электрофизический корпус

Лаборатория специальных работ

Главный корпус опытного завода

Они оборудованы большим количеством электроприёмников напряжением 0,4 кВ, так и оборудованием на напряжение 6 кВ.

Остальные цеха играют вспомогательную роль, обеспечивают необходимый технологический процесс по изготовлению оборудования для машиностроительного завода.

Сырье необходимое для организации технологического процесса на заводе, поступает на Центральный материальный склад, а затем в необходимых количествах в Лабораторию низких температур. Здесь происходит плавка металла. Заготовки поступают в Корпус высоких напряжений и после химического анализа поступают в штамповочные цеха (Машинный корпус и Электрофизический корпус).

В Машинном корпусе установлено кузнечное и прессовое оборудование (молоты, прессы, ковочные машины) и производятся кузнечные работы, а в Электрофизическом корпусе термическое, травильное и заготовительное отделения. Здесь происходит обработка опоков и отливок, в результате чего им придается соответствующая форма детали, также проводят закалку деталей.

Готовые детали из Электрофизического корпуса поступают в Лабораторию специальных работ, где проводят покрытие деталей металлами с декоративной целью и для предохранения деталей от коррозии, а также для защиты от науглероживания отдельных поверхностей.

Главный корпус опытного завода состоит из станочного отделения, склада материалов и заготовок, контрольного отделения, инструментально-раздаточного склада и отделения для заточки инструментов. Выполняют слесарную обработку деталей, узловую и общую сборку и проводят регулирование собранных узлов.

В блок вспомогательных цехов входят:

Ремонтно-механический - для ремонта оборудования всех цехов завода, со станочным отделением.

Ремонтно-строительный - для ремонта зданий и санитарно-технических устройств.

Испытательный - для проведения экспериментальных работ по созданию опытных конструкций машин и их отдельных узлов, модернизации объектов производства.

Котельная необходима для обеспечения соответствующего температурного режима во всех помещениях завода.

Насосная станция снабжает завод водой для хозяйственно-бытовых нужд и технологического процесса.

Гараж для хранения и отгрузки готовой продукции и сырья.

Административно-хозяйственный корпус нужен для размещения дирекции, технической, административно-финансовой, снабженческой и хозяйственной служб.

Также в производственном процессе задействованы электроприемники напряжением 6 кВ, а именно асинхронные двигатели (АД), которые установлены в некоторых основных цехах и насосной станции.

2. Проектирование системы электроснабжения предприятия

.1 Определение расчетных электрических нагрузок

Электрические нагрузки рассчитываются в связи с необходимостью выбора количества и мощности трансформаторов, проверки токоведущих элементов по нагреву и потери напряжения, правильного выбора защитных устройств и компенсирующих установок.

Расчет нагрузки электроприемников напряжением до 1000 В

Расчетная активная нагрузка цеха определяется методом установленной мощности и коэффициента спроса по формуле:

где К_с - средний коэффициент спроса для данного цеха, учитывающий - неодновременность включения, неравномерность загрузки, К.П.Д. потребителей. Значения коэффициента спроса зависят от технологии производства и приводятся в отраслевых инструкциях и справочниках.

Р_ном.нн - суммарная установленная мощность всех приемников низшего напряжения цеха, кВт.

Расчетная реактивная нагрузка определяется:

где tgj - коэффициент реактивной мощности для данного цеха.

Определим нагрузку ремонтно-механического цеха.

Расчётная активная мощность цеха составит:

кВт

где К_с - средний коэффициент спроса для ремонтно-механического цеха.

Коэффициент реактивной мощности цеха равен:

Расчётная реактивная мощность цеха:

квар

Полная расчётная мощность цеха определяется по формуле:

кВА

Для остальных цехов расчет выполняется аналогично, полученные результаты заносим в таблицу 2.1

Расчет нагрузки электроприемников напряжением выше 1 кВ

Расчетная нагрузка электроприемников напряжением выше 1 кВ, подключенных к распределительной подстанции напряжением 6-10 кВ, принимается равной средней мощности.

Расчетная нагрузка группы высоковольтных приемников цеха определяется из соотношений:

где К_с- коэффициент спроса электроприемников напряжением выше 1 кВ

Р_ном.вн - активная установленная (номинальная) мощность электроприемника высшего напряжения.

tgj - коэффициент реактивной мощности.

Расчетная реактивная нагрузка определяется:

где tgj - коэффициент реактивной мощности для данного цеха.

Определим нагрузку насосной.

Расчётная активная мощность цеха составит:

кВт

где К_с - средний коэффициент спроса для насосной.

Коэффициент реактивной мощности цеха равен:

Расчётная реактивная мощность цеха:

квар

Полная расчётная мощность цеха определяется по формуле:

кВА

Таблица 2.1. Расчет нагрузки завода

№	Наименование цеха	Рн, кВт	Кс	cosφ	tgφ	Рр, кВт	Qр, квар	Sр, кВА
Электроприемники напряжением 0,4 кВ
1	Административно-хозяйственный корпус	150	0,5	0,8	0,75	75	56,25	93,75
2	Столовая	160	0,5	0,9	0,48	80	38,75	88,89
3	Корпус высоких напряжений	2500	0,5	0,8	0,75	1250	937,50	1562,50
4	Ремонтно-механический цех	700	0,4	0,7	1,02	280	285,66	400,00
5	Лаборатория низких температур	1600	0,6	0,85	0,62	960	594,95	1129,41
6	Электрофизический корпус	2200	0,4	0,75	0,88	880	776,09	1173,33
7	Машинный корпус	3500	0,5	0,8	0,75	1750	1312,50	2187,50
8	Лаборатория специальных работ	1100	0,35	0,7	1,02	385	392,78	550,00
9	Центральный материальный склад	200	0,3	0,7	1,02	60	61,21	85,71
10	Котельная	2500	0,6	0,8	0,75	1500	1125,00	1875,00
11	Насосная	700	0,7	0,85	0,62	490	303,67	576,47
12	Ремонтно-строительный цех	620	0,4	0,7	1,02	248	253,01	354,29
13	Главный корпус опытного завода	4200	0,4	0,7	1,02	1680	1713,94	2400,00
14	Пожарное депо	130	0,4	0,8	0,75	52	39,00	65,00
15	Гараж	180	0,4	0,8	0,75	72	54,00	90,00
16	Испытательный цех	2450	0,4	0,7	1,02	980	999,80	1400,00
17	Бытовой корпус №1	130	0,4	0,9	0,48	52	25,18	57,78
18	Бытовой корпус №2	150	0,4	0,9	0,48	60	29,06	66,67
19	Проходная	10	0,5	0,9	0,48	5	2,42	5,56
20	Медпункт	80	0,5	0,9	0,48	40	19,37	44,44
Итого по НН:		23260	-	0,77	0,83	10899	9020,15	14147,49
Электроприемники напряжением 6 кВ
5	Лаборатория низких температур	3900	0,6	0,85	0,62	2340	1450,20	2752,94
7	Машинный корпус	3700	0,5	0,8	0,75	1850	1387,50	2312,50
8	Лаборатория специальных работ	3400	0,35	0,7	1,02	1190	1214,04	1700,00
11	Насосная	4800	0,7	0,85	0,62	3360	2082,34	3952,94
13	Главный корпус опытного завода	2660	0,4	0,7	1,02	1064	1085,50	1520,00
Итого по ВН:		18460	-	0,81	0,74	9804	7219,58	12175,42
ИТОГО по предприятию:				0,79	0,78	20703	16239,73	26312,42

Так как нагрузка некоторых цехов небольшая, то предусматриваем их питание от рядом стоящих цеховых ТП крупных потребителей, а именно:

Административно-хозяйственный корпус, столовую и бытовые корпуса №1 и №2 от ЦТП Лаборатории низких температур.

Медпункт от ЦТП Корпуса высоких напряжений.

Гараж от ЦТП Машинного корпуса.

Центральный материальный склад и пожарное депо от ЦТП Лабораторий специальных работ.

Проходную от ЦТП Испытательного цеха.

Таблица 2.2. Нагрузки подстанции завода

№ТП	№Цехов	Рм, кВт	Qм, квар	Sм, кВА	cos φ	tg φ
Электроприемники напряжением 0,4кВ
1	1,2,5,17,18	1227	744,19	1435,05	0,86	0,61
2	3,20	1290	1606,15	0,80	0,74
3	4	280	285,66	400,00	0,70	1,02
4	6	880	776,09	1173,33	0,75	0,88
5	7,15	1822	1366,50	2277,50	0,80	0,75
6	8,9,14	497	492,99	700,03	0,71	0,99
7	10	1500	1125,00	1875,00	0,80	0,75
8	11	490	303,67	576,47	0,85	0,62
9	12	248	253,01	354,29	0,70	1,02
10	13	1680	1713,94	2400,00	0,70	1,02
11	16,19	985	1002,22	1405,23	0,70	1,02
Итого по НН:		10899	9020,15	14147,49	0,77	0,83
Электроприемники напряжением 6 кВ
1	5	2340	1450,20	2752,94	0,85	0,62
5	7	1850	1387,50	2312,50	0,80	0,75
6	8	1190	1214,04	1700,00	0,70	1,02
8	11	3360	2082,34	3952,94	0,85	0,62
10	13	1064	1085,50	1520,00	0,70	1,02
Итого по ВН:		9804	7219,58	12175,42	0,81	0,74
ИТОГО по предприятию:		20703	16239,73	26312,42	0,79	0,78

Расчет электрической нагрузки предприятия

Максимальная полная S_м, активная Р_ми реактивная Q_м мощности промышленного предприятия, отнесенные к шинам вторичного напряжения главной понижающей подстанции ГПП, вычисляются по расчетным активным и реактивным нагрузкам цехов (как силовым до 1 кВ, так и выше).

Полная расчетная нагрузка предприятия определяется по формуле:

Суммарная нагрузка завода без компенсации потерь составляет:

кВт

квар

кВА

И соответственно коэффициенты мощности:

2.2 Компенсация реактивной мощности

В последние годы наблюдается значительный рост производства и развитие инфраструктуры городов. В связи с этим увеличивается число и мощности электроприемников, использующихся на производствах в основных технологических и вспомогательных циклах, а объекты инфраструктуры применяют все большее количество осветительных аппаратов для рабочего освещения, рекламы и дизайна. Соответственно увеличивается потребляемая электрическая мощность.

Реактивный ток дополнительно нагружает линии электропередачи, что приводит к увеличению сечений проводов и кабелей и соответственно к увеличению капитальных затрат на внешние и внутриплощадочные сети. Реактивная мощность наряду с активной мощностью учитывается поставщиком электроэнергии, а следовательно, подлежит оплате по действующим тарифам, поэтому составляет значительную часть счета за электроэнергию.

Наиболее действенным и эффективным способом снижения потребляемой из сети реактивной мощности является применение установок компенсации реактивной мощности (конденсаторных установок). Использование конденсаторных установок позволяет:

· разгрузить питающие линии электропередачи, трансформаторы и распределительные устройства;

· снизить расходы на оплату электроэнергии;

· при использовании определенного типа установок снизить уровень высших гармоник;

· подавить сетевые помехи, снизить несимметрию фаз;

· сделать распределительные сети более надежными и экономичными.

На практике коэффициент мощности после компенсации находится в пределах от 0,93 до 0,99.

Преимущества использования конденсаторных установок для компенсации реактивной мощности:

· малые удельные потери активной мощности (собственные потери современных низковольтных косинусных конденсаторов не превышают 0,5 Вт на 1000 ВАр);

· отсутствие вращающихся частей;

· простой монтаж и эксплуатация (не нужно фундамента);

· относительно невысокие капиталовложения;

· возможность подбора любой необходимой мощности компенсации;

· возможность установки и подключения в любой точке электросети;

· отсутствие шума во время работы;

Виды компенсации

Единичная компенсация предпочтительна там, где:

· требуется компенсация мощных (свыше 20 кВт) потребителей;

· потребляемая мощность постоянна в течение длительного времени.

Групповая компенсация применяется для случая компенсации нескольких расположенных рядом и включаемых одновременно индуктивных нагрузок, подключенных к одному распределительному устройству и компенсируемых одной конденсаторной батареей.

Для предприятий с изменяющейся потребностью в реактивной мощности, постоянно включенные батареи конденсаторов не приемлемы, т.к. при этом может возникнуть режим недокомпенсации или перекомпенсации. В этом случае конденсаторная установка оснащается специализированным контроллером и коммутационно-защитной аппаратурой. При отклонении значения сos φ от заданного значения контроллер подключает или отключает ступени конденсаторов. Преимущество централизованной компенсации заключается в следующем: включенная мощность конденсаторов соответствует потребляемой в конкретный момент времени реактивной мощности без перекомпенсации или недокомпенсации.

Централизованная компенсация

Компенсация выполняется комплектными компенсирующими установками (ККУ) на напряжение 380 В. Выбор ККУ выполняем для каждой трансформаторной подстанции. По заданию оптимальный коэффициент мощности равен 0,94.

Для ТП №3 определяем мощность ККУ.

квар

Выбираем две установки ККУ - 0,38-90/4-10-21У3 мощностью 180 квар. Полная мощность цеховой подстанций после установки ККУ:

кВА

Коэффициент мощности после компенсации равен:

Для остальных подстанций расчёт выполняется аналогично.

Так же необходимо установить КУ на 6 кВ, компенсацию выполним компенсирующими установками серии KLV - 6,6 и установим их на стороне ВН трансформаторных подстанций. Расчет выполняется так же, как и на напряжение 380 В. Результаты заносятся в таблицу 2.3.

Таблица 2.3. Выбор компенсирующих устройств

№ТП	P_м, кВт	tg φ₁	tg φ₂	Q_рку, квар	Тип КУ	Q_ку, квар	Q'_м, квар	S'_м, кВА	cos'φ
Электроприемники напряжением 0,4 кВ
1	1227	0,61	0,36	298,85	4хККУ - 0,38-70	280,00	464,19	1311,87	0,94
2	1290	0,74	0,36	488,67	2хККУ - 0,38-240	480,00	476,87	1375,32	0,94
3	280	1,02	0,36	184,03	2хККУ - 0,38-90	180,00	105,66	299,27	0,94
4	880	0,88	0,36	456,69	3хККУ - 0,38-150	450,00	326,09	938,47	0,94
5	1822	0,75	0,36	705,20	2хККУ - 0,38-340	680,00	686,50	1947,04	0,94
6	497	0,99	0,36	312,60	2хККУ - 0,38-150	300,00	192,99	533,16	0,93
7	1500	0,75	0,36	580,57	2хККУ - 0,38-280	560,00	565,00	1602,88	0,94
8	490	0,62	0,36	125,83	2хККУ - 0,38-60	120,00	183,67	523,29	0,94
9	248	1,02	0,36	163,00	2хККУ - 0,38-80	160,00	93,01	264,87	0,94
10	1680	1,02	0,36	1104,18	6хККУ - 0,38-180	1080,00	633,94	1795,63	0,94
11	985	1,02	0,36	644,71	2хККУ - 0,38-320	640,00	362,22	1049,49	0,94
Итого по НН:	10899					4930,00	4090,15	11641,20	0,94
Электроприемники напряжением 6 кВ
1	2340	0,62	0,36	600,90	2хKLV - 6,6-300	600,00	850,20	2489,67	0,94
5	1850	0,75	0,36	716,04	2хKLV - 6,6-360	720,00	667,50	1966,74	0,94
6	1190	1,02	0,36	782,13	3хKLV - 6,6-250	750,00	464,04	1277,28	0,93
8	3360	0,62	0,36	862,82	6хKLV - 6,6-150	900,00	1182,34	3561,96	0,94
10	1064	1,02	0,36	699,32	7хKLV - 6,6-100	700,00	385,50	1131,68	0,94
Итого по ВН:	9804					3670,00	3549,58	0,94
ИТОГО по заводу:	20703,00					8600,00	7639,73	22067,62	0,94

После компенсации, средневзвешенный коэффициент мощности завода равен оптимальному коэффициенту, данному по заданию.

2.3 Определение полной мощности завода

Нагрузка после компенсации представлена в таблице 2.4.

Таблица 2.4. Полная мощность завода

№ТП	Pм, кВт	Qм, квар	Sм, кВА	cos φ	tg φ
Электроприемники напряжением 0,4 кВ
1	1227	464,19	1311,87	0,94	0,38
2	1290	476,87	1375,32	0,94	0,37
3	280	105,66	299,27	0,94	0,38
4	880	326,09	938,47	0,94	0,37
5	1822	686,50	1947,04	0,94	0,38
6	497	192,99	533,16	0,93	0,39
7	1500	565,00	1602,88	0,94	0,38
8	490	183,67	523,29	0,94	0,37
9	248	93,01	264,87	0,94	0,38
10	1680	633,94	1795,63	0,94	0,38
11	985	362,22	1049,49	0,94	0,37
Итого по НН:	10899	4090,15	11641,20	0,94	0,38
Электроприемники напряжением 6 кВ
1	2340	850,20	2489,67	0,94	0,36
5	1850	667,50	1966,74	0,94	0,36
6	1190	464,04	1277,28	0,93	0,39
8	3360	1182,34	3561,96	0,94	0,35
10	1064	385,50	1131,68	0,94	0,36
Итого по ВН:	9804	3549,58	10426,79	0,94	0,36
ИТОГО по заводу:	20703,00	7639,73	22067,62	0,94	0,37

Максимальная полная S_м.п., активная Р_м.п.и реактивная Q_м.п. мощности промышленного предприятия, отнесенные к шинам вторичного напряжения ГПП, вычисляются по активным и реактивным нагрузкам цехов после компенсации.

Полная нагрузка предприятия определяется по формуле:

Суммарная нагрузка завода без компенсации потерь составляет:

кВт

квар

кВА

И соответственно коэффициенты мощности:

2.4 Определение центра электрических нагрузок

Местоположение, тип мощность и другие параметры ГПП в основном обуславливаются величиной и характером электрических нагрузок, размещением на генеральном плане, а также производственными, архитектурно-строительными требованиями. Важно, чтобы ГПП находилось как можно ближе к центу питаемых от нее нагрузок. Это сокращает протяженность, следовательно, стоимость и потери в питающих, и распределительных сетях электроснабжения предприятия. Определить местоположения подстанции, значит найти координаты центра электрических нагрузок.

Для выбора места расположения главной понизительной подстанции на генеральном плане завода находится центр электрических нагрузок.

Сначала на генеральном плане строятся оси координат Х и Y и наносятся центры электрических нагрузок каждого цеха (обычно центр электрических нагрузок цеха совмещают с геометрическим центром зданий).

Расчётные данные для построения ЦЭН представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.5. Данные для построения ЦЭН

№ТП	x, мм	y, мм	Х, м	У, м	P_м, кВт	Р_м·Х, кВт·м	Р_м·У, кВт·м
Электроприемники напряжением 0,4 кВ
1	56	202	224	808	1227	274848	991416
2	120	97	480	388	1290	619200	500520
3	106	26	424	104	280	118720	29120
4	73	161	292	644	880	256960	566720
5	68	102	272	408	1822	495584	743376
6	60	50	240	200	497	119280	99400
7	13	204	52	816	1500	78000	1224000
8	16	172	64	688	490	31360	337120
9	14	130	56	520	248	13888	128960
10	17	68	68	272	1680	114240	456960
11	116	26	464	104	985	457040	102440
					10899	2579120	5180032
Электроприемники напряжением 6 кВ
1	56	202	224	808	2340	524160	1890720
5	68	102	272	408	1850	503200	754800
6	60	50	240	200	1190	285600	238000
8	16	172	64	688	3360	215040	2311680
10	17	68	68	272	1064	72352	289408
					9804	1600352	5484608
ИТОГО:					20703	4179472	10664640

Координаты ЦЭН определяются по формулам:

где Хi; Yi - координаты ЦЭН i - го цеха

Р_м_i - нагрузка i - го цеха

При подстановке расчетных данных для построения ЦЭН в формулы, получим:

м; м;

Центр нагрузки имеет координаты: Х_о = 201 м, Y_o = 515 м.

При расположении главной понизительной подстанции в центре нагрузок, затраты на кабельную продукцию и потери электроэнергии будут наименьшими.

Поэтому проектируем расположение ГПП рядом с Машинным корпусом.

2.5 Обоснование системы электроснабжения

2.5.1 Выбор рационального напряжения системы питания

Систему электроснабжения можно подразделить на:

· систему внешнего электроснабжения (воздушные и кабельные линии от узловых подстанций энергосистемы до ПГВ, ГПП, ГРП)

· систему внутреннего электроснабжения (распределительные линии от ПГВ, ГПП, ЦРП до цеховых трансформаторных подстанций)

При выборе номинального напряжения внешнего участка сети принимаются во внимание существующее напряжение возможных источников питания энергосистемы, расстояние от этих источников до предприятия и нагрузка предприятия в целом. От выбора рационального напряжения схемы зависят параметры линии электропередач, выбираемое оборудование подстанции, размеры капитальных вложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы.

Питание крупных энергоемких предприятий от сетей энергосистемы следует осуществлять на напряжении 110, 220 или 330 кВ.

Напряжение 220 кВ и выше целесообразно применять при потребляемой мощности более 120 - 150 МВ·А.

Напряжение 110 кВ - при потребляемой мощности 10 - 150 МВ·А,

Напряжение 35 кВ имеет экономические преимущества при передаваемой мощности не более 10 МВ·А.

Рациональное напряжение можно определить аналитическим путем с помощью эмпирической формулы Илларионова:

или по формуле Симона:

где P - передаваемая максимальная мощность, МВт

l - расстояние от точки подключения линии до подстанции, км.

При подстановке расчетных данных в формулы, получим:

кВ

Из полученных формул выходит то, что рациональным для нас является напряжение 110 кВ, так как напряжения, полученные по этим формулам необходимо округлять в большую сторону до стандартного номинального значения.

Так же потребляемая мощность нашего завода входит в интервал от 10 до 150 МВ·А, то и по этому условию нам выгодно выбрать за рациональное напряжение - 110 кВ.

2.5.2 Выбор ЛЭП

Выбор сечения проводов воздушных линий производится по экономическим токовым интервалам. Расчетная токовая нагрузка линии в проекте определяется по выражению:

где α_т - коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки T_м и коэффициент её попадания в максимум энергосистемы К_м, (α_т = 1);

I_A- ток в линии, А;

Сечение проводов ВЛ 35 - 220 кВ выбирается в зависимости от:

· напряжения,

· расчетной токовой нагрузки I_р,

· района по гололеду,

· материала опоры,

· числа цепей опоры.

Для исключения общей короны и радиопомех необходимо, чтобы напряженность поля у поверхности любого провода не превышала определенного допустимого значения. Это достигается путем увеличения диаметров проводов и расщепления проводов в фазе линий. Поэтому выбранные по условиям экономичности, сечения проводов следует при необходимости увеличивать до минимально допустимых значений по условиям короны. В соответствии с ПУЭ минимально допустимые сечения (и соответствующие диаметры проводов) следующие:

· для линий 110 кВ - АС-70 (11,3 мм);

· для линий 220 кВ - АС-240 (21,6 мм);

· для линий 330 кВ - 2 провода АС-300 (2 х 23,5 мм).

Провода линий не должны нагреваться до недопустимой температуры в послеаварийных режимах, когда на отдельных участках линий ток может быть значительно больше, чем в нормальном режиме. Поэтому проверка выбранных сечений проводов по условию нагрева обязательна.

Условие проверки:

где I_р.тах - максимальный рабочий ток линии в наиболее тяжелом послеаварийном режиме (например, отключение одной цепи двухцепной линии, отключение одного из головных участков линии с двусторонним питанием);

_доп - допустимый ток для соответствующего сечения.

Если выбранное сечение не удовлетворяет данному условию, то необходимо выбрать большее сечение, для которого условие проверки выполняется.

где S_м- мощность по линии в режиме максимальных нагрузок, кВ·А;

U_н - номинальное напряжение линий, кВ;

n - количество цепей линий электропередачи;

Расчетный ток по одной цепи линии тогда равен:

По известным значениям напряжения, расчетной токовой нагрузки, района по гололёду, материала и числа цепей опоры выберем сечение провода - 120 мм².

Проверка экономически целесообразного сечения провода по условию короны показывает, что выбранное сечение удовлетворяет требованиям снижения короны.

Проверим провод по условию нагрева. При выходе из строя одной цепи линии по оставшейся в работе цепи должна передаваться прежняя мощность, т.е. ток линии увеличится, в два раза по сравнению с нормальным режимом.

Для провода марки АС - 120 допустимый ток составляет 390 А. , т.е. данный провод проходит по условиям нагрева.

Выбранное сечение по длительному току должно быть проверено на потерю напряжения. Нормированных значений потери напряжения нет, однако в ГОСТ 13109-97 указаны предельные значения отклонений напряжения от номинального значения.

Расчет потери напряжения с учетом продольной составляющей падения напряжения:

Найдем активное сопротивление линии:

где r_o - удельное активное сопротивление линии (Ом/км)

L - длина линии, (км)

(Ом·мм²)/км - удельная проводимость материала для алюминия

F - сечение проводника, (мм²)

Индуктивное сопротивление линии

Х = х_о·L = 0,427·43,8 = 18,7 Ом

где х_о= 0,47 (Ом/км) - удельное индуктивное сопротивление линии [2].

L - длина линии, (км)

Падение напряжения в линии составит:

Нормальный режим (работают обе линии):

Так как работают две линии то надо сопротивления R и Х разделить на два.

Определение продольной составляющей падения напряжения:

Определение поперечной составляющей падения напряжения:

Определим падение напряжения ∆U_расч.:

что составляет в процентах:

Выбранное сечение 120 мм² удовлетворяет условию

Аварийный режим (при отключении одной линии):

Определение продольной составляющей падения напряжения:

Определение поперечной составляющей падения напряжения:

Определим падение напряжения ∆U_расч.:

что составляет в процентах:

Выбранное сечение 120 мм² удовлетворяет условию:

Для воздушной линии выбираем железобетонные опоры (двухцепные). Двухцепные воздушные линии сооружаются по соображениям надёжности электроснабжения нагрузок предприятия при радиальной схеме сети.

2.5.3 Выбор силовых трансформаторов

Главные понизительные подстанции (ГПП) предприятий, как правило, сооружают двухтрансформаторными.

Обычно на подстанции выбирают один или два трансформатора.

Два трансформатора устанавливают на подстанциях, питающих электроприемники I или II категории и не имеющих на вторичном напряжении связи с другими подстанциями.

Чтобы оба трансформатора могли надежно резервировать друг друга, их запитывают от независимых источников по не зависящим друг от друга линиям. Ввиду того, что взаимное резервирование трансформаторов должно быть равнозначным, их выбирают одинаковой мощности.

Двухтрансформаторные подстанции рекомендуется применять в следующих случаях:

при преобладании потребителей I категории и наличии потребителей особой группы (последним необходим третий источник);

для сосредоточенной цеховой нагрузки и отдельно стоящих объектов общезаводского назначения (компрессорные и насосные подстанции);

для цехов с высокой удельной плотностью нагрузок (выше 0,5-0,7 кВА/м²).

Основным фактором, определяющим требуемую номинальную мощность трансформатора согласно /3/, является допустимая относительная аварийная нагрузка. По ГОСТ 14209-97 она определяется по соображениям допустимого дополнительного теплового износа изоляции трансформатора за время аварийного режима с учетом температуры охлаждающей среды, типа трансформатора и формы суточного графика нагрузки в аварийных условиях.

В зависимости от исходных данных различают два метода выбора номинальной мощности трансформаторов:

) по заданному суточному графику нагрузки за характерные сутки года для нормальных и аварийных режимов;

) по расчетной мощности для тех же режимов.

Определяем расчетную мощность трансформатора для ГПП с учетом 40% перегрузки. При отключении одного трансформатора, оставшийся в работе должен обеспечивать потребителей, перегружаясь не более чем на 40%, что допустимо в течение 5 суток, не более 6 часов в сутки

кВА

Произведем расчет для двух вариантов.

1-й вариант: для электроснабжения выбираем два трансформатора типа ТДН - 16000/110.

Коэффициент загрузки в аварийном режиме:

K_з - допустимый.

2-й вариант: для электроснабжения выбираем два трансформатора типа ТРДН - 25000/110.

Коэффициент загрузки в аварийном режиме:

K_з - допустимый.

Результаты остальных расчетов сведены в таблицу.

Таблица 2.6. Выбор трансформаторов ГПП

S_макс, кВА	U_нв	S_расч, кВА	S_н, кВА	Тип	К_н	K_з
22067,62	110	15762,58	16000	2хТДН-16000/110	0,69	1,38
22067,62	110	15762,58	25000	2хТРДН-25000/110	0,44	0,88

Таблица 2.7. Технические данные трансформаторов.

Тип	S_н, кВА	U_вн, кВ	U_нн, кВ	∆P_кз, кВт	∆P_хх, кВт	U_кз, %	I_хх, %
ТДН-16000/110	16000	115	6,6	85	19	10,5	0,7
ТРДН-25000/110	25000	115	6,3/6,5	120	27	10,5	0,7

2.5.4 Выбор РУВН

Главная схема электрических соединений подстанции является тем основным элементом, который определяет все свойства, особенности и техническую характеристику подстанции в целом. При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования и аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме, а также принципиальное решение вопросов защиты, степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции.

Описать откуда получает питание электроэнергией завод.

Классифицировать подстанцию по её месту в энергосистеме (тупиковая, проходная и т.д.)

Выбрать схему главной понизительной подстанции со стороны высшего напряжения, указать критерии выбора и описать её работу в различных режимах.

Указать достоинства и недостатки схемы.

Основными требованиями, которыми должна удовлетворять главная схема электрических соединений подстанции являются:

1. Надежность электроснабжения

2. Экономичность

3. Сохранение устойчивости электропередачи.

При выборе схемы электроснабжения завода учитывались следующие требования:

· схема должна обеспечивать необходимую надежность питания потребителей,

· быть простой и удобной в эксплуатации,

· все элементы схемы должны иметь такие параметры, чтобы при аварийном выходе из строя какого либо основного элемента оставшиеся в работе могли принять на себя нагрузку отключившегося элемента с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме,

· должны учитываться перспективы развития предприятия,

· схема должна обеспечивать автоматическое восстановление питания,

· обеспечивать возможность свободного проведения ремонтных и послеаварийных работ,

· снижение токов КЗ и выбор облегченных конструкций электрических аппаратов.

Произведем замену отделителей и короткозамыкателей на выключатели в соответствии с «Рекомендациями по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 - 750 кВ» (Издательство НЦ ЭНАС, 2004 г.). В котором указано, что при проектировании применять схему с отделителем и короткозамыкателем не рекомендуется, а при реконструкции и техническом перевооружении подстанций предусматривать замену этих аппаратов на выключатели.

В соответствии с этим предусматриваем питание ГПП от районной подстанции «Восход» по двум ВЛ - 110 кВ, каждая из которых подключена к отдельной секции шин. На ВН ГПП применяем одиночную секционированную систему шин. Секционный выключатель в нормальном состоянии отключен. На нем предусмотрено АВР, которое включает секционный выключатель при исчезновении напряжения на одной из секций шин. К каждой из секций шин через вводный выключатель подключен силовой трансформатор. При такой схеме силовые трансформаторы работают раздельно, что уменьшаются возможные токи КЗ.

Для ВН используем стандартные комплектные распределительные устройства, в которых предусмотрены - ячейка трансформатора напряжения, ремонтный заземлитель шин.

2.5.5 Технико-экономическое сравнение

Сравнение будем выполнять методом дисконтированных затрат. По заданию стоимость электроэнергии 155 коп/кВт*час. На год издания стоимость ЭЭ составляла 4 коп/кВт*час, значит увеличиваем стоимость капитальных затрат для обоих вариантов в

Вариант I

Питание выполняется от двух трансформаторов ТДН - 16000/110.

Определим по справочнику стоимость ГПП.

Вычислим суммарные издержки.

И = И_а+ И_р+ И_Δ_W

где И_а - издержки на амортизацию.

И_р- издержки на ремонт.

И_Δ_W - издержки на оплату потерь ЭЭ.

Издержки на амортизацию

где α_а - общая норма амортизационных отчислений.

Издержки на ремонт

где α_р - норма отчислений на капитальный ремонт.

Определим время максимальных потерь:

часов

Коэффициент нагрузки равен:

Потери ЭЭ в трансформаторе:

Издержки на оплату потерь ЭЭ.

Суммарные издержки будут равны:

И=529,82 + 252,3 + 729,92=1512,04 тыс. руб.

Общие затраты З = К + И = 8409,91 + 1512,04 = 9921,95 тыс. руб

Вариант II

Питание выполняется от двух трансформаторов ТРДН - 25000/110.

Определим по справочнику стоимость ГПП.

Вычислим суммарные издержки.

И = И_а+ И_р+ И_Δ_W

где И_а - издержки на амортизацию.

И_р- издержки на ремонт.

И_Δ_W - издержки на оплату потерь ЭЭ.

Издержки на амортизацию

где α_а - общая норма амортизационных отчислений.

Издержки на ремонт

где α_р - норма отчислений на капитальный ремонт.

Коэффициент нагрузки равен:

Потери ЭЭ в трансформаторе при τ_макс = 3411 часов:

Издержки на оплату потерь ЭЭ.

Суммарные издержки будут равны:

И = 738,28 + 351,56 + 856,04= 1945,88 тыс. руб.

Общие затраты З = К + И = 11718,78 + 1945,88 = 13664,66 тыс. руб

Результаты технико-экономического расчета занесем в таблицу

Таблица 2.8. Варианты технико-экономического сравнения

№ Варианта	К, тыс. руб.	И_а, тыс. руб.	И_р, тыс. руб.	И_Δ_W, тыс. руб.	З, тыс. руб.
1	8409,91	529,82	252,3	729,92	9921,95
2	11718,78	738,28	351,56	856,04	13664,66

Так как З₁ < З₂, то выбираем 1 вариант с установкой на ГПП двух трансформаторов типа ТДН - 16000/110.

2.5.6 Выбор РУНН

На стороне 6 кВ подстанции принимаем к установке комплектное распределительное устройство наружного исполнения КРУ 2-10.

КРУ предназначено для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока промышленной частоты 50 Гц на номинальное напряжение 6-10 кВ и комплектования распределительных устройств 6 и 10 кВ подстанции.

КРУ не предназначено для работы в среде, подвергающейся усиленному загрязнению, действию газов, испарений и химических отложений, вредных для изоляции, а также в среде, опасной в отношении взрыва и пожара.

Распределительное устройство КРУ в закрытом распределительном устройстве.

КРУ изготовляется в виде полностью собранного блока из шкафов с выполненным монтажом электрических схем. Единая жесткая конструкция собирается с помощью болтовых соединений, вертикальных стоек и продольно-поперечных связей.

Шкаф трансформатора собственных нужд - ТСН (при наличии его в заказе) может выполнятся в двух модификациях:

) ТСН встроен в шкаф.

При этом мощность трансформатора не более 40 кВА и шкафы с ТСН должны быть крайние по расположению, а вводные шкафы вторые от краев РУ.

) ТСН отдельно стоящий (устанавливается под проводами, идущими к вводной траверсе РУ), при этом мощность не ограничивается. В шкаф ТСН устанавливаются разъединитель высоковольтный и предохранители. Блок шкафов КРУ представляет собой корпус, разделенный вертикальными поперечными перегородками на несколько параллельных шкафов сборной конструкции. Основанием блока шкафов служит горизонтальная рама, на которой приварены направляющие для перемещения выдвижного элемента, узлы фиксации и заземления его. К этому основанию также прикреплены вертикальные поперечные перегородки - боковые стенки шкафов КРУ. В каждом шкафу смонтирована средняя вертикальная рама, на которой закреплены проходные изоляторы с неподвижными разъемными контактами главной цепи, трансформаторы тока, заземляющий разъединитель, а со стороны выдвижного элемента - шторочный механизм.

Шкаф состоит как бы из трех отделений: корпуса, выдвижного элемента и релейного шкафа. Корпус разделен на отсеки: сборных шин, линейный и выдвижного элемента.

С наружной стороны отсек сборных и линейных шин закрыты стенками. В верхней части имеется люк для возможности безопасного осмотра оборудования без снятия напряжения. Линейный отсек больше отсека сборных шин на величину, необходимую для прохода силовых кабелей, установки трансформаторов тока защиты от замыканий на землю. На вертикальной стенке отсека размещен заземляющий разъединитель. При выполнении каких-либо работ в линейном отсеке с целью обеспечения безопасности заземляющий разъединитель включается ручным приводом, который имеет все необходимые блокировки, а доступ к нему (к приводу) возможен только при выведении выдвижного элемента в ремонтное положение. Блокирование заземляющего разъединителя с элементами внешних присоединений и других шкафов выполняется с помощью электромагнитных замков и механических блокировок.

В КРУ в качестве шкафов применяются современные шкафы базовых серий К-61, которые адаптированы для установки в них высоконадежных высоковольтных вакуумных выключателей типа «EVOLIS». Масляные выключатели не применяются.

Применяются вакуумные выключатели с дополнительными расцепителями работающими в режиме дешунтирования. Выключатель высоковольтный со встроенным приводом монтируется на выкатном элементе (тележке) шкафа. В верхней и нижней частях выкатного элемента расположены подвижные разъединяющие контакты главной цепи, которые при вкатывании элемента в шкаф замыкаются с шинным (верхним) и линейным (нижним) неподвижными контактами. При выкатывании тележки с предварительно отключенным выключателем разъемные контакты отключаются, и выключатель при этом будет отключен от сборных шин и кабельных присоединений.

Когда тележка находится вне корпуса шкафа, обеспечивается удобный доступ к выключателю и его приводу для ремонта, а при необходимости - быстрая замена выключателя другим аналогичным, установленным на такой же тележке.

В отсеке выкатного элемента также размещены нагревательный элемент (по заказу), разгрузочный клапан и фототиристор-датчик, срабатывающий при возникновении дуги во время короткого замыкания в отсеке и отключающий высоковольтный выключатель.

Выкатной элемент шкафа (тележка) имеет три положения:

· рабочее - тележка находится в корпусе шкафа, первичные и вторичные цепи замкнуты;

· контрольное - тележка в корпусе шкафа, первичные цепи разомкнуты;

· ремонтное - тележка находится вне корпуса шкафа, первичные и вторичные цепи разомкнуты.

В рабочем и контрольном положении выкатной элемент имеет механизм фиксации. Для облегчения перемещения тележки в рабочее положение имеется рычажной механизм, управляемый съемной рукояткой. При выкатывании тележки из шкафа автоматически изоляционными шторками закрываются отсеки шинного и линейного разъединяющих контактов, что исключает возможность случайного прикосновения к токоведущим частям, оставшимся под напряжением.

Выкатной элемент шкафа имеет блокировку, не допускающую перемещение тележки из рабочего положения в контрольное и обратно при включенном высоковольтном выключателе. (При включенном выключателе тяга блокировки, находящейся ниже выключателя упирается в педаль и не дает возможности нажать педаль, высвободить фиксатор положения тележки, тем самым предотвращая перемещение выкатного элемента).

После отключения выключателя, при перемещении выкатного элемента из рабочего положения в контрольное, фиксатор положения тележки передвигается вверх и упирается в тягу блокировки, которая блокирует вал механизма выключателя, тем самым препятствуя его включению.

На педали установлен конечный выключатель, включенный в электрическую схему вспомогательных цепей и не допускающий включения выключателя при положении выкатного элемента в промежутке между рабочим и контрольным положениями.

Ножи заземляющего разъединителя (З.Н.) шкафа КРУ имеют блокировку, не допускающую включение З.Н. при рабочем положении выкатного элемента и отключения З.Н. при вкатывании тележки из контрольного (или ремонтного) положения. Конструкция - на неподвижной пластине имеется два отверстия: одно - для крепления блок-замка, второе - для запирания З.Н. во включенном (или отключенном) положении. На валу З.Н. расположен диск с идентичными отверстиями. При повороте вала З.Н. отверстия совмещаются, что позволяет фиксировать его в том или ином положении. На валу привода

З.Н. имеется штырь, который при повороте З.Н. в положение «ЗАЗЕМЛЕНО» своим вертикальным положением препятствует вкату тележки.

Выкатной элемент оснащен защитным экраном и включить ножи заземляющего разъединителя в шкафу, возможно, только при полностью выкаченной из шкафа тележки.

В секционных, вводных шкафах и в шкафах с трансформаторами напряжения включению заземления шкафа и выкату тележки при включенном выключателе дополнительно препятствует электромагнитный блок-замок, включенный в электрическую схему блокировки.

Шторочный механизм шкафа при полностью выкаченной из шкафа тележки закрывает доступ к неподвижным разъемным контактам, остающимся под напряжением.

Пластина-фиксатор механизма не позволяет открыть шторки вручную. Рычаг открывания шторок механически связан с пластиной-фиксатором и при закрытых штоках имеют совмещенные отверстия для запирания замком.

При вкатывании тележки шторочный механизм автоматически открывает шторки и фиксирует их.

В шкафах КРУ в зависимости от назначения, предусмотрены следующие механические блокировки, в соответствии в ГОСТ 12.2.007.4 -75:

блокировка, не допускающая вкатывания выдвижного элемента в рабочее положение и выкатывание из рабочего положения при включенном высоковольтном выключателе;

блокировка, не допускающая вкатывание и выкатывание выдвижного элемента при включенных разъединяющих контактах под нагрузкой (для шкафов без выключателей);

блокировку включения выключателя с двух мест (местного и дистанционного);

блокировку против повторного включения при отказе механизма, удерживающего выключатель во включенном положении;

блокировка, не допускающая включения коммутационного аппарата, установленного на выдвижном элементе, при положении выдвижного элемента в промежутке между рабочим и контрольным положениями;

- блокировка, не допускающая перемещения выдвижного элемента из контрольного (разобщенного) в рабочее положение при включенных ножах заземляющего разъединителя;

блокировка, не допускающая включение заземляющего разъединителя в шкафу секционирования с разъединителем или разъединяющими контактами при рабочем положении выдвижного элемента секционного выключателя.

В шкафах КРУ, которые снабжены заземляющими разъединителями, должны быть установлены необходимые устройства для осуществления следующих блокировок:

блокировки, не допускающей включения заземляющего разъединителя при условии, что в других шкафах КРУ, от которых возможна подача напряжения на участок главной цепи шкафа, где размещен заземляющий разъединитель, выдвижные элементы находятся в рабочем положении (или любые коммутационные аппараты находятся во включенном положении);

- блокировки, не допускающей при включенном положении заземляющего разъединителя перемещения в рабочее положение выдвижных элементов (при включении любых коммутационных аппаратов) в других шкафах КРУ, от которых возможна подача напряжения на участок главной цепи шкафа, где размещен заземляющий разъединитель.

На выкатной тележке монтируются также трансформаторы напряжения, предохранители и другие аппараты (в соответствии с заказом).

Коридор обслуживания и управления предназначен для обслуживания элементов КРУ, защиты персонала от атмосферных воздействий в ненастную погоду, а также размещения общеподстанционных устройств защиты и питания элементов КРУ (релейные шкафы с аппаратурой вспомогательных цепей собственных нужд, центральной сигнализации, АЧР, ЗМН, стабилизатора напряжения для питания цепей управления, сигнализации и приводов выключателей - количество и типы шкафов определяется заказом).

Шкафы КРУ комплектуются электрооборудованием на номинальное напряжение 6 кВ: трансформаторы напряжения, разрядники, силовые предохранители, трансформаторы с.н. устанавливаются на напряжение 6 кВ.

2.6 Проектирование системы распределения

2.6.1 Выбор рационального напряжения системы распределения

Напряжение 10 кВ рекомендуется в качестве основного для распределения электроэнергии по территории предприятия.

Использование напряжения 6 кВ следует ограничивать и применять при следующих обстоятельствах:

· при питании предприятия от собственной электростанции на генераторном напряжении

· при большом числе электродвигателей небольшой мощности (до 500 кВт)

· при реконструкции или расширении действующего предприятия, ранее запроектированного на данное напряжение

При наличии нагрузки электроприемников напряжением 6 кВ менее 15% от суммарной мощности предприятия, то можно принять без технико-экономического расчёта рациональное напряжение системы распределения -10 кВ.

Если нагрузка 6 кВ составляет 40% и более от суммарной мощности, то можно без технико-экономического расчета принять рациональное напряжение системы распределения - 6 кВ.

В интервале 15 - 40% технико-экономическое сравнение вариантов системы с 6 или 10 кВ обязательно.

Процентное содержание нагрузки 6 кВ в общей нагрузке предприятия можно определить по формуле:

где S_м - полная мощность предприятия, кВА;

- полная нагрузка напряжением 6 кВ, кВА.

С использованием данных пункта 2.3 получим:

кВА

тогда

Таким образом, для нашего предприятия целесообразно принять рациональное напряжение распределительной сети U_pau = 6 кВ, так как:

· предприятие до реконструкций было запроектировано на данное напряжение

· 47% суммарной мощности предприятия составляют АД на напряжение 6 кВ.

2.6.2 Выбор типа ТП и мест их расположения

От правильного выбора категорий электроприёмников по степени бесперебойного питания для конкретного технологического производства во многом зависит выбор надёжной схемы электроснабжения, обеспечивающей в условиях эксплуатации минимальные затраты.

Число трансформаторов цеховой ТП зависит от требования надежности питания потребителей. Питание электроприемников первой категории следует предусматривать от двух- и трехтрансформаторных подстанций. Трехтрансформаторные подстанции рекомендуется применять в случаях, когда возможно равномерное распределение подключаемой нагрузки по секциям РУНН подстанции.

Двух- и трехтрансформаторные подстанции рекомендуется также применять для питания электроприемников второй категории. При сосредоточенной нагрузке предпочтение следует отдавать трехтрансформаторным подстанциям. Однотрансформаторные подстанции могут быть применены для питания электроприемников второй категории, если требуемая степень резервирования потребителей обеспечивается линиями низкого напряжения от другого трансформатора и время замены вышедшего из строя трансформатора не превышает сутки.

Для питания электроприемников третьей категории рекомендуется применять однотрансформаторные подстанции, если перерыв электроснабжения, необходимый для замены поврежденного трансформатора, не превышает сутки. При значительной сосредоточенной нагрузке электроприемников третьей категории вместо двух однотрансформаторных подстанций может быть установлена одна двухтрансформаторная подстанция без устройства АВР с полной загрузкой трансформатора.

Мощность трансформаторов двух- и трехтрансформаторных подстанций определяется таким образом, чтобы при отключении одного трансформатора было обеспечено питание требующих резервирования электроприемников в послеаварийном режиме с учетом перегрузочной способности трансформатора.

Выбор единичной мощности трансформаторов при значительном числе устанавливаемых цеховых трансформаторных подстанций и рассредоточенной нагрузке следует делать на основании технико-экономического расчета. Определяющими факторами при выборе единичной мощности трансформатора являются затраты на питающую сеть 0,4 кВ, потери мощности в питающей сети и в трансформаторах, затраты на строительную часть ТП.

Схемы соединения обмоток трансформаторов. Трансформаторы цеховых ТП мощностью 400-2500 кВА выпускаются со схемами соединения обмоток «звезда-звезда» с допустимым током нулевого вывода равным 25% номинального тока трансформатора, или со схемой «треугольник - звезда» - 75% номинального тока трансформатора. По условиям надежности действия защиты от однофазных коротких замыканий в сетях напряжением до 1 кВ и возможности подключения несимметричных нагрузок предпочтительным является трансформатор с схемой соединения обмоток «треугольник-звезда».

Выбор исполнения трансформатора по способу охлаждения обмоток (масляный, сухой, заполненный негорючим жидким диэлектриком) зависит от условий окружающей среды, противопожарных требований объемно - планировочных решений производственного здания.

Распределительное устройство со стороны высокого напряжения подстанции для КТП промышленного типа выполняется обычно в виде высоковольтного шкафа без сборных шин со встроенными в шкаф коммутационными аппаратами или без них (глухой ввод). Высоковольтный шкаф называется устройством со стороны высшего напряжения подстанции (УВН).

Установка отключающего аппарата перед цеховым трансформатором при магистральной схеме питания обязательна. Глухое присоединение цехового трансформатора может применяться при радиальной схеме питания трансформатора кабельными линиями по схеме блок «линия-трансформатор», за исключением питания от пункта, находящегося в ведении другой эксплуатирующей организации, а также при необходимости установки отключающего аппарата по условиям защиты. В качестве отключающих аппаратов могут применяться разъединители с предохранителями, выключатели нагрузки, выключатели нагрузки с предохранителями. В последнее время появились УВН с вакуумными выключателями.

Распределительным устройством со стороны низшего напряжения подстанции называется устройство для распределения электроэнергии напряжением до 690В, состоящее из одного или нескольких шкафов со встроенными в них аппаратами для коммутации, управления, измерения и защиты. РУНН двухтрансформаторной подстанции выполняется с одиночной секционированной системой шин с фиксированным подключением каждого трансформатора к своей секции шин через коммутационный аппарат.

В промышленных электрических сетях применяются комплектные трансформаторные подстанции:

· для внутренней установки - КТП промышленного типа;

· для наружной установки - КТП промышленного типа в модульном здании, КТП модульного типа; КТП в бетонной оболочке КТП городского типа и др.

На заводе устанавливается 11 цеховых подстанций с напряжением 6/0,4 кВ. Число трансформаторов определяется категорией надёжности.

В ЦТП №1, 2, 4, 5, 6 и 10 находятся потребители 1 категорий.

В ЦТП №3, 7, 8, 9, и 11 потребители 2 категорий.

Потребителей 3 категории нет.

Следовательно, для всех цехов необходима установка на подстанциях не менее двух трансформаторов.

Определяем расчетную мощность трансформатора для подстанции №4 с учётом 40% перегрузки. При отключении одного трансформаторов, оставшийся в работе должен обеспечивать потребителей, перегружаясь не более чем 40%, что допустимо в течение 5 суток не более чем 6 часов в сутки.

Для электрофизического корпуса:

Выбираем два трансформатора типа ТМЗ-630/6.

Коэффициент загрузки в аварийном режиме:

K_з - не допустимый.

Поэтому выберем три трансформатора типа ТМЗ-400/6.

Коэффициент загрузки в аварийном режиме:

K_з - допустимый.

Таблица 2.9. Выбор цеховых трансформаторов

№ТП	Категория	Кол-во тр-ров	Sм, кВА	Sрасч, кВА	Sном, кВА	Кз	Тип
1	1	2	1311,87	937,05	1000	1,31	ТМЗ-1000/6
2	1	2	1375,32	982,37	1000	1,38	ТМЗ-1000/6
3	2	2	299,27	213,77	250	1,20	ТМЗ-250/6	1	3	938,47	670,34	400	1,17	ТМЗ-400/6
5	1	2	1947,04	1390,74	1600	1,22	ТМЗ-1600/6
6	1	2	533,16	380,83	400	1,33	ТМЗ-400/6
7	2	2	1602,88	1144,91	1600	1,00	ТМЗ-1600/6
8	2	2	523,29	373,78	400	1,31	ТМЗ-400/6
9	2	2	264,87	189,19	250	1,06	ТМЗ-250/6
10	1	2	1795,63	1282,59	1600	1,12	ТМЗ-1600/6
11	2	2	1049,49	749,64	1000	1,05	ТМЗ-1000/6

Таблица 2.10. Технические данные цеховых трансформаторов

Тип	Sн, кВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	∆Pкз, кВт	∆Pхх, кВт	Uкз, %	Iхх, %
ТМЗ-250/6	250	6	0,4	3,70	0,74	4,5	2,3
ТМЗ-400/6	400	6	0,4	5,50	0,95	4,5	2,1
ТМЗ-1000/6	1000	6	0,4	10,80	1,90	5,5	1,2
ТМЗ-1600/6	1600	6	0,4	16,50	2,65	6,0	1,0

2.6.3 Выбор сечения и марки проводников системы распределения

Выбираем кабель по экономической плотности тока и проверяем по нагреву в аварийном режиме. Тип кабеля - АСБ.

Для насосной станции рассчитаем ток:

Определяем ток в одном кабеле:

Определим экономическое сечение:

где J_э=1,4 (А/мм²) - экономическая плотность тока, [].

Стандартное сечение будет F_ст =120 мм²

При проверке на нагрев считаем, что один кабель отключен и весь ток протекает по одному кабелю

I_доп =260 А < I_расч =393,09 А

Этот кабель по нагреву не проходит.

Выбираем кабель -

При проверке на нагрев считаем, что один кабель отключен и весь ток протекает по оставшимся в работе двум кабелям.

I_доп =450 А > I_расч =393,1 А

что удовлетворяет условиям нагрева.

Для остальных подстанции расчет выполняется аналогично. Результаты заносятся в таблицу.

Таблица 2.11. Расчет кабелей

№ТП	S_расч, кВА	I_расч, А	n	I'_расч, А	j_э	F_э, мм²	F_ст, мм²	I_доп, А	Марка кабеля
1	3801,54	365,80	2	182,90	1,4	130,64	240	390	2хАСБ-3х50
2	1375,32	132,34	2	66,17	1,4	47,26	50	155	2хАСБ-3х50
3	299,27	28,80	2	14,40	1,4	10,28	10	60	2хАСБ-3х10
4	938,47	90,30	2	45,15	1,4	32,25	25	105	2хАСБ-3х25
5	3913,78	376,60	2	188,30	1,4	134,50	240	390	2хАСБ-3х70
6	1810,43	174,21	2	87,10	1,4	62,22	70	190	2xАСБ-3х16
7	1602,88	154,24	2	77,12	1,4	55,08	50	155	2хАСБ-3х50
8	4085,25	393,10	2	196,55	1,4	140,39	95	225	4xАСБ-3х95
9	264,87	25,49	2	12,74	1,4	9,10	10	60	2хАСБ-3х10
10	2927,31	281,68	2	140,84	1,4	100,60	150	300	2хАСБ-3х70
11	1049,49	100,99	2	50,49	1,4	36,07	35	125	2хАСБ-3х35

.6.4 Выбор комплектных трансформаторных подстанции (КТП)

КТП промышленного типа выпускаются в соответствии с ГОСТ 14695-80 мощностью 250; 400; 1000; 1600 кВА с одним и двумя трансформаторами внутренней установки. Номинальное напряжение на стороне ВН - 6 кВ, номинальное напряжение на стороне НН - 0,4 кВ. Подстанции выпускаются с масляными трансформаторами с нормальной изоляцией, с сухими трансформаторами и трансформаторами, заполненными негорючим жидким диэлектриком - с облегченной изоляцией. Конструкция и исполнение КТП позволяют устанавливать их в производственных цехах без ограждений или с простейшими сетчатыми ограждениями. КТП в модульных зданиях устанавливаются на открытом воздухе.

КТП выпускаются с одним и двумя трансформаторами. Возможно однорядное, двухрядное или на разных уровнях расположение двухтрансформаторных КТП.

КТП состоит из: УВН, силового трансформатора, РУНН, соединительных элементов высокого и низкого напряжений, шинопровода (при двухрядном расположении КТП).

Устройство со стороны высшего напряжения подстанции выполняется без сборных шин в виде высоковольтного шкафа или кожуха с кабельным вводом. Как правило, предприятия-изготовители предлагают несколько вариантов схем УВН. Выбор той или иной схемы определяется конкретными условиями проектирования.

На КТП устанавливаются специальные силовые трансформаторы типа ТМЗ и ТМФ имеющие баки повышенной прочности, боковые выводы, защищенные от прикосновения, с расширителями для масла (ТМФ) и без них (ТМЗ).

Комплектные трансформаторные подстанции Хмельницкого трансформаторного завода КТП-250…1600/6/0,4 УЗ применяются в системах электроснабжения промышленных предприятий в районах с умеренным климатом (от минус 40 до плюс 40 ^оС для КТП с масляными трансформаторами; от плюс 1 до плюс 40°С для КТП с сухими трансформаторами).

УВН может быть выполнено в виде шкафа:

• глухого присоединения (короба для кабельного ввода);

• с выключателем нагрузки ВНП с дистанционным отключением;

• с выключателем нагрузки ВНПР с ручным приводом;

• с вакуумным выключателем BB/TEL с МТЗ.

На КТП устанавливается силовой трансформатор типа ТМЗ исполнения У1. Схема и группа соединения обмоток: для масляного трансформатора Y/Y_H-0 или Д/Y-l 1.

Однотрансформаторные КТП выпускаются левого и правого исполнения, двухтрансформаторные - однорядного или двухрядного исполнения.

Комплектные трансформаторные подстанции 6/0,4 кВ ОАО «Самарский завод «Электрощит»» выпускаются с масляными и сухими трансформаторами. С глухозаземленной и изолированной нейтралью на стороне НН. Климатическое исполнение и категория размещения: УЗ; ТЗ (У1; Т1 - для УВН и шинного моста, по специальному заказу - ТВЗ). Расположение подстанции может быть однорядным, двухрядным, на разных уровнях. Вся номенклатура применяемого оборудования - отечественная.

Ввод КТП со стороны ВН осуществляется непосредственным подключением сверху или снизу высоковольтного кабеля от питающей сети 10 (6) кВ через выключатель нагрузки, размещаемый в шкафу УВН. В РУНН КТП применяется схема с одной системой сборных шин, секционированная с помощью автоматического выключателя.

В УВН (шкаф УВН-СТ) установлены выключатель нагрузки, плавкий предохранитель и заземляющий разъединитель.

На подстанции могут быть установлены силовые трансформаторы ТМФ мощностью 250 - 400 кВА, ТМЗ мощностью 1000-1600 кВА.

РУНН состоит из одной, двух или более транспортных групп, каждая группа состоит из нескольких шкафов РУНН. Шкаф разделен на следующие отсеки: отсек выключателей; релейный отсек с аппаратурой управления; отсек автоматики и учета электроэнергии; отсек шин и кабелей, где размещены сборные шины, шинные ответвления для кабельных и шинных присоединений и трансформаторы тока.

КТП могут устанавливаться в блочно-модульном здании (БРИ КТП), где поддерживаются условия, соответствующие условиям эксплуатации КТП. БМ КТП выпускаются в климатическом исполнении УХЛ1 по ГОСТ 15150 и представляют собой один или несколько блок-модулей, установленных на фундаменты с полностью смонтированными в пределах блока электрическими соединениями. Пример компоновки КТП в блочно-модульном здании представлен на рис.

Таблица 2.12. Выбор типов КТП

№ТП	Тип установки	Марка	Мощность трансформатора, кВА	Тип трансформатора

1	БМЗ	2хКТП-1000-6/0,4	2х1000	ТМЗ - 1000/6
2	ВУ	2хКТП-1000-6/0,4	2х1000	ТМЗ - 1000/6
3	ВУ	2хКТП-250-6/0,4	2х250	ТМЗ - 250/6
4	ВУ	2хКТП-400-6/0,4	2х400	ТМЗ - 400/6
5	БМЗ	2хКТП-1600-6/0,4	2х1600	ТМЗ - 1600/6
6	БМЗ	2хКТП-400-6/0,4	2х400	ТМФ - 400/6
7	ВУ	2хКТП-1600-6/0,4	2х1600	ТМЗ - 1600/6
8	БМЗ	2хКТП-400-6/0,4	3х400	ТМФ - 400/6
9	ВУ	2хКТП-250-6/0,4	2х250	ТМЗ - 250/6
10	БМЗ	2хКТП-1600-6/0,4	2х1600	ТМЗ - 1600/6
11	ВУ	2хКТП-1000-6/0,4	2х1000	ТМЗ - 1000/6

2.7 Расчет токов короткого замыкания

нагрузка электрический мощность завод

Расчет токов КЗ зависит от требований к точности и назначения, а также от исходных данных. В общем случае токи КЗ определяются переходными процессами в электрических цепях, которые рассматриваются при изучении теоретических основ электротехники. Возможность задавать однозначные исходные данные и необходимость обеспечить безопасность при работе элементов электрической сети и сети в целом позволяют проводить расчеты токов КЗ на основе жестких допущений и формул первой научной картины мира. Расчет токов КЗ в электрических сетях промышленных предприятий несколько отличается от расчетов КЗ для электрических сетей и систем, так как можно не учитывать турбо- и гидрогенераторы электростанций, подпитку от нескольких источников питания, работу разветвленных сложных кольцевых схем, свойства дальних ЛЭП, действительные коэффициенты трансформации.

Для электроустановок напряжением выше 1 кВ учитывают индуктивные сопротивления электрических машин, силовых трансформаторов и автотрансформаторов, реакторов, воздушных и кабельных линий, токопроводов. Активное сопротивление следует учитывать только для воздушных линий с проводами малых площадей сечений и стальными проводами, а также для протяженных кабельных сетей малых сечений с большим активным сопротивлением.

Расчетная схема для определения токов КЗ представляет собой схему в однолинейном исполнении, в которую введены генераторы, компенсаторы, синхронные и асинхронные электродвигатели, оказывающие влияние на ток КЗ, а также элементы системы электроснабжения (линии, трансформаторы, реакторы), связывающие источники электроэнергии с местом КЗ. При составлении расчетной схемы для выбора электрических аппаратов и проводников и определения при этом токов КЗ следует исходить из предусматриваемых для данной электроустановки условий длительной ее работы. При этом не нужно учитывать кратковременные видоизменения схемы этой электроустановки, например при переключениях. Ремонтные и послеаварийные режимы работы электроустановки к кратковременным изменениям схемы не относят. Кроме того, расчетная схема должна учитывать перспективу развития внешних сетей и генерирующих источников, с которыми электрически связывается рассматриваемая установка (не менее чем на 5 лет от запланированного срока ввода в эксплуатацию).

По расчетной схеме составляют схему замещения, в которой трансформаторные связи заменяют электрическими. Элементы системы электроснабжения, связывающие источники электроэнергии с местом КЗ, вводят в схему замещения как сопротивления, а источники энергии - как сопротивления и ЭДС. Сопротивления и ЭДС схемы замещения должны быть приведены к одной ступени напряжения (основная ступень). В практических расчетах за основную удобно принимать ступень, где определяются токи КЗ. Параметры элементов схемы замещения можно выражать в именованных или относительных единицах.

При составлении схемы замещения в относительных единицах значения ЭДС и сопротивлений схемы приводят в долях выбранных значений базовых величин. В качестве базовых величин принимают базовую мощность S_б (в расчетах обычно S_б = 100 MBA) и базовое напряжение U_б. Для основной ступени, для которой производится расчет токов КЗ, U_б = U_cp. При этом базовые токи и сопротивления на основной ступени определяют по выражениям:

В расчетных формулах для определения сопротивления элементов схемы в именованных и относительных единицах (Х_б.л, Х_б.т и т.д.) используют параметры расчетной схемы.

Расчет выполняем методом относительных базисных единиц

Исходные данные для расчета токов КЗ:

S_б = 3000 МВА - базисная мощность

Х^*_с = 0,8 - сопротивление системы

Определяем реактивные сопротивления каждого элемента схемы замещения, которая включает следующие элементы:

· Систему

Х^*₁ = Х^*_с = 0,8

· Линию связи

где Х^*_л - реактивное сопротивление линий в относительных единицах

х_о - погонное реактивное сопротивление линии,

l - длина питающей линий, км

· Трансформатор

где Х^*_т - реактивное сопротивление трансформатора в о.е.

ΔU_кз - напряжение короткого замыкания, %

S_н - номинальная мощность трансформатора, МВА

Расчет тока короткого замыкания в точке К-1

Задаемся базисным напряжением для точки К-1: U_б = 115 кВ

Рассчитываем результирующее сопротивление для точки К-1

Х_рез = Х^*₁ + Х^*₁₉ = 0,8 + 4,91 = 5,71

Так как S_б = S_с, то расчетное сопротивление равно результирующему сопротивлению: Х_расч = Х_рез = 5,71

Так как Х_расч > 3, то ток КЗ рассчитываем по методике, принятой для систем с бесконечной мощностью.

Определяем базисный ток:

кА

Определяем ток КЗ в точке К-1:

кА

Амплитудное значение ударного тока в точке К-1:

где К_у = 1,8 - ударный коэффициент тока КЗ, при времени затухания апериодической составляющей тока КЗ: Т_а = 0,05с

Расчет тока короткого замыкания в точке К-2

Задаемся базисным напряжением для точки К-2:

U_б = 6,3 кВ

Рассчитываем результирующее сопротивление для точки К-2

Х_рез = Х^*₁ + Х^*₁₀ + Х^*₁₉ = 0,8 + 19,69 + 4,91 = 25,4

Так как S_б = S_с, то расчетное сопротивление равно результирующему сопротивлению: Х_расч = Х_рез = 25,4

Так как Х_расч > 3, то ток КЗ рассчитываем по методике, принятой для систем с бесконечной мощностью.

Определяем базисный ток:

Определяем ток КЗ в точке К-2:

Амплитудное значение ударного тока в точке К-1:

где К_у = 1,8 - ударный коэффициент тока КЗ, при времени затухания апериодической составляющей тока КЗ: Т_а = 0,05 с.

2.8 Выбор и проверка элементов СЭС

Электрические аппараты, изоляторы и токоведущие устройства работают в трех основных режимах: в длительном режиме, в режиме перегрузки и в режиме короткого замыкания.

В длительном режиме надежная работа аппаратов и других устройств электрических установок обеспечивается ограничением значения и длительности повышения напряжения или тока в таких пределах, при которых гарантируется нормальная работа электрических установок за счет запаса прочности.

В режиме короткого замыкания надежная работа аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается соответствием выбранных параметров устройств по условиям термической и электродинамической стойкости. Для выключателей, предохранителей и выключателей нагрузки добавляется условие выбора по отключающей способности.

При выборе аппаратов и параметров токоведущих частей следует обязательно учитывать род установки, температуру окружающей среды, влажность и загрязненность её и высоту установки аппаратов над уровнем моря.

2.8.1 Выбор аппаратов напряжением 110 кВ

Выбор электрических аппаратов необходимо производить в цепи всех присоединений.

Выбор рассмотрим на приеме аппаратов, установленных в цепи линии W₁ (выключателя Q₁, разъединителя SQ₁, трансформатора тока TA₁), а так же измерительного трансформатора напряжения TV₁, подключенного к сборным шинам 110 кВ.

Выбор выключателя

Выбор выключателя производят:

по номинальному напряжению кВ

по номинальному току

где S_м - полная мощность в цепи линии W₁ в предельно максимальном режиме.

Выбираем в РУ 110 кВ выключатель серии ВГП

Тип	U_н_Q, кВ	U_max, кВ	I_н_Q, А	I_но, кА	i_пс, кА	I_пс, кА	i_пв, кА	I_пв, кА	I_тс, кА	t_тс, c	t_ов, c	t_св, c
ВГП - 110II-20/2500УХЛ1	110	126	2500	20	50	20	50	20	40	3	0,055	0,035

Проверка выключателя на термическую стойкость. В качестве расчетного тока для этой проверки принимают трехфазное К.З. Необходимо проверить выполнение условия . Рассчитаем допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрам выключателя.

кА²·с

где I_тс - ток термической стойкости выключателя

t_тс - время термической стойкости

Определим максимальное время существования КЗ:

где t_рз_max - максимальное время действия РЗ

Определим тепловой импульс тока КЗ:

кА²·с

где I_кз - ток КЗ

t_отк - максимальное время существования КЗ

Т_а - время затухания апериодической составляющей тока КЗ

т.е. условие проверки на термическую стойкость выполнено.

Проверка выключателя на динамическую стойкость. Расчет производится при трехфазном КЗ:

i_пс = 50 кА > i_у = 6,72 кА

I_пс = 20 кА > I_кз = 2,64 кА

т.е. условие проверки выполнены.

Таблица 2.13

Параметры выключателя	Соотношение	Расчетные величины для выбора выключателя
U_н = 110 кВ	=	U_н = 110 кВ
I_н = 2500 А	>	I_{раб.фарс.} = 115,82 А
В_{т доп} = 4800 кА²·с	>	В_{т расч} = 1,43 кА²·с
i_пс = 50 кА	>	i_у = 6,72 кА
I_пс = 20 кА	>	I_кз = 2,64 кА

Выбор разъединителя в цепи линии W₁

Разъединитель выбирается по номинальному току, номинальному напряжению, конструкции и по роду установки, а проверяют на динамическую и термическую стойкость в режиме КЗ.

Так как разъединитель стоит в одной цепи с выключателем, то расчетные величины для него те же, что и для выключателя.

Тип	U_н, кВ	I_н, А	i_пс, кА	I_тс, кА	t_тс, с
РНДЗ-2-110/1000 У1	110	1000	80	31,5	4

Рассчитаем допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрам разъединителя

кА²·с

Номинальные параметры, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними приведены в таблице

Таблица 2.14

Параметры разъединителя	Соотношение	Расчетные величины для выбора разъединителя
U_н = 110 кВ	=	U_н = 110 кВ
I_н = 1000 А	>	I_{раб.фарс.} = 115,82 А
В_{т доп} = 3969 кА²·с	>	В_{т расч} = 1,43 кА²·с
i_пс = 50 кА	>	i_у = 6,72 кА

Выбор трансформатора тока в цепи линии W₁

Трансформатор тока выбирают по номинальному напряжению, току и классу точности. В режиме КЗ проверяют на электродинамическую и термическую стойкость. Так как трансформатор тока стоит в одной цепи с выключателем, то расчетные величины для него такие же, что и для выключателя.

Выбираем в РУ 110 кВ трансформатор тока типа ТФЗМ-110-Б1-У1

Тип	U_н, кВ	I_1н, А	I_2н, А	Варианты исполнения вторичных обмоток	Номинальная нагрузка в классе 0,5, Ом
ТФЗМ-110-Б1У1	110	150	5	0,5/10Р/10Р	1,2

Рассмотрим подробнее выбор трансформатора по классу точности.

Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля, соединяющего трансформатор с подключенными к нему приборами.

Допустимое сечение кабеля определим по формуле:

где - номинальная вторичная нагрузка

- сопротивление приборов, подключенных к трансформатору

S_пр - мощность всех приборов в наиболее нагруженной фазе

r_к - сопротивление контактных соединений [2]

l_расч - расчетная длина контрольного кабеля [2]

ρ - удельное сопротивление жил контрольного кабеля (для алюминия )

Для определения мощности, потребляемой приборами в цепи трансформатора тока, необходимо определить потребляемую каждым прибором мощность [2]. Результаты занесем в таблицу.

Таблица 2.15

№	Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы, В∙А
			А	В	С
1	Амперметр	Э-335	0,5	-	-
2	Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
3	Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
4	Счетчик активной энергии	СА3-И681	2,5	2,5	-
5	Счетчик реактивной энергии	СР4-И676	-	2,5	2,5
S_пр, В·А			4	5	3,5

На основании данных полученных из таблицы определим допустимое сечение кабеля.

Сопротивление приборов, подключенных к трансформатору равно:

Ом

мм²

Примем к установке кабель АКВВГ с алюминиевыми жилами сечением 4 мм². Определим сопротивление выбранного кабеля:

Определим вторичное расчетное сопротивление:

Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

Номинальные параметры трансформатора, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними сведем в таблицу

Таблица 2.16

Параметры ТТ	Соотношение	Расчетные величины для выбора ТТ
U_н = 110 кВ	=	U_н = 110 кВ
I_н = 150 А	>	I_{раб.фарс.} = 115,82 А
В_{т доп} = 108 кА²·с	>	В_{т расч} = 1,43 кА²·с
i_дин = 30 кА	>	i_у = 6,72 кА
Z₂_н = 1,2 Ом	>	Z₂_расч = 0,89 Ом

Таким образом, выбранный трансформатор удовлетворяет условиям выбора и проверки в данной цепи.

Выбор трансформатора напряжения в ОРУ - 110 кВ

Трансформатор напряжения выбирают по напряжению, конструкции и схеме соединений обмоток.

Проверку работы ТН в классе точности производится по его суммарной нагрузке, которая определяется подключаемыми приборами. ТН в ОРУ 110 кВ питает обмотки напряжения приборов, сборных шин, линий.

Определим набор приборов для каждой группы присоединений [2]. Подсчет мощности произведем отдельно по активной и реактивной составляющим. При этом учтем, что cosφ обмоток приборов, кроме счетчиков, равен единице. У счетчиков активной и реактивной энергии cosφ=0,38, а sinφ=0,93

Составим таблицу для подсчета мощности.

Таблица 2.17

№	Место установки и перечень приборов	Число присое-динений	Тип прибора	S_н.обм, В∙А	Число обмоток	cosφ	sinφ	Общее число приборов	Р, Вт	Q, вар
ЛЭП
1	Ваттметр	2	Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
	Варметр		Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
	ФИП			3	1	1	0		6	-
	Счетчик активной энергии		СА4-И681	2	2	0,38	0,93	2	3	7,4
	Счетчик реактивной энергии		СР4-И676	3	2	0,38	0,93	2	4,6	11,1
Сборные шины
2	Вольтметр	1	Э-335	2	1	1	0	1	2	-
	Вольтметр регистрирующий		Н-393	10	1	1	0	1	10	-
	Ваттметр регистрирующий		Н-395	10	1	1	0	1	10	-
	Частотомер регистрирующий		Н-397	7	1	1	0	1	7	-	10	1	1	0	1	10	-
Итого									64,6	18,5

Определим полную суммарную потребляемую мощность:

Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа НКФ-110-58У1 с номинальной мощностью в классе

соединенные в группу

т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

Тип	Uн, кВ	U1н, В	U2н, В	Схема соединения	Номинальная мощность в классе 0,5, В∙А
3ЧНКФ-110-58 У1	110	63584	58	1/1/1-0-0	400

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКВВГ с сечением жил 2,5мм² по условию механической прочности.

Выбор сборных шин 110 кВ

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае мощности нагрузки:

Учитывая, что сборные шины будут расположены в РУ открытого типа, выбираем по справочнику для каждой фазы шин сталеалюминевые провода АС. В соответствии с ПУЭ минимально допустимое сечение для напряжения 110 кВ АС - 70 с допустимым током 265 А.

Проверка на термическую стойкость при КЗ.

Проверка производится при трехфазном КЗ и заключается в сравнении температуры проводов в момент отключения КЗ и допустимой температуры для сталеалюминевых проводов это 200.

Для вычисления предварительно определим начальную температуру проводов:

где - температура воздуха,

- нормированная температура воздуха,

- допустимая температура проводов в длительном режиме,

- рабочий ток нормального режима

I_доп - допустимый длительный ток, А

Зная и материал провода по кривым для определения температуры нагрева проводников [] определяем начальное значение удельного теплового импульса:

Конечное значение удельного теплового импульса определим по выражению

где F = 68 мм² - сечение провода

Зная Ак, по той же кривой определим конечную температуру

таким образом, провода сборных шин РУ - 110 кВ удовлетворяют условию проверки по термической стойкости.

Проверка проводов фаз сборных шин РУ - 110 кВ на схлестывание. Так как в нашем примере ток КЗ на шинах меньше 20 кА, то необходимость проверки на схлестывание нет.

Проверка по условию коронного разряда. В нашем случае эта проверка не производится, т.к. сечение выбранных проводов сборных шин больше минимального допустимого по условию короны.

Выбор ограничителей перенапряжения на 110 кВ

Ограничители перенапряжений являются основным средством ограничения атмосферных перенапряжений.

Выбор ограничителей перенапряжения производится в соответствии с номинальным напряжением защищаемого оборудования, уровнем электрической прочности его изоляции и наибольшей возможной величиной напряжения частотой 50Гц между проводом и землёй в месте присоединения ограничителя перенапряжений к сети.

Выбираем ограничитель перенапряжения типа ОПН -110/86/10/2-III УХЛ1.

2.8.2 Выбор аппаратов напряжением 6 кВ

Выбор выключателей на стороне НН.

Так как РУНН принято внутреннего исполнения, будем устанавливать перспективные ячейки серии К-61 с выкатными тележками с параметрами U_ном = 6 кВ, I_ном = 3150 А, I_н.отк = 40 кА, I_дин = 128 кА, тип выключателей EVOLIS - 6.

Выбор выключателя для ячеек ввода и секционных выключателей производят:

по номинальному напряжению

по номинальному току

где S_н.тр - номинальная мощность трансформатора ГПП.

Выбираем малогабаритные ячейки серии «К» с выкатными тележками типа К-61 с вакуумными выключателями EVOLIS 7P3-7,2-40/2500.

Тип	U_н_Q, кВ	U_max, кВ	I_н_Q, А	I_но, кА	i_пс, кА	I_пс, кА	i_пв, кА	I_пв, кА	I_тс, кА	t_тс, c	t_ов, c	t_св, c
EVOLIS 7P3-7,2-40/2500	6	7,2	2500	40	102	40	102	40	40	3	0,06	0,05

Проверка выключателя на термическую стойкость. В качестве расчетного тока для этой проверки принимают трехфазное К.З в точке К-2. Необходимо проверить выполнение условия . Рассчитаем допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрам выключателя.

кА²·с

где I_тс - ток термической стойкости выключателя

t_тс - время термической стойкости

Определим максимальное время существования КЗ:

где t_рз_max - максимальное время действия РЗ

Определим тепловой импульс тока КЗ:

где I_кз - ток КЗ в точке К-2

t_отк - максимальное время существования КЗ

Т_а - время затухания апериодической составляющей тока КЗ

т.е. условие проверки на термическую стойкость выполнено.

Проверка выключателя на динамическую стойкость. Расчет производится при трехфазном КЗ:

i_пс = 102 кА > i_у = 27,54 кА

I_пс = 40 кА > I_кз = 10,82 кА

т.е. условие проверки выполнены.

Выбор выключателя для отходящих линий производят:

по номинальному напряжению

по номинальному току

где S_м.пр - максимальная мощность из всех присоединений.

Выбираем малогабаритные ячейки серии «К» с выкатными тележками типа К-61 с вакуумными выключателями EVOLIS 7P3-7,2-40/630.

Тип	U_н_Q, кВ	U_max, кВ	I_н_Q, А	I_но, кА	i_пс, кА	I_пс, кА	i_пв, кА	I_пв, кА	I_тс, кА	t_тс, c	t_ов, c	t_св, c
EVOLIS 7P3-7,2-40/630	6	7,2	630	40	102	40	102	40	40	3	0,06	0,05

кА²·с

где I_тс - ток термической стойкости выключателя

t_тс - время термической стойкости

Определим максимальное время существования КЗ:

где t_рз_max - максимальное время действия РЗ

Определим тепловой импульс тока КЗ:

где I_кз - ток КЗ в точке К-2

t_отк - максимальное время существования КЗ

Т_а - время затухания апериодической составляющей тока КЗ

т.е. условие проверки на термическую стойкость выполнено.

Проверка выключателя на динамическую стойкость. Расчет производится при трехфазном КЗ:

i_пс = 102 кА > i_у = 27,54 кА

I_пс = 40 кА > I_кз = 10,82 кА

т.е. условие проверки выполнены.

Параметры выключателей и соответствующие расчетные величины сведем в таблиц

Таблица 2.18

Расчетные величины	Соотношение	Каталожные данные выключателя для ячеек ввода и секционных выключателей EVOLIS 7P3-7,2-40/2500	Каталожные данные выключателя для ячеек ввода и секционных выключателей EVOLIS 7P3-7,2-40/630
U_н = 6 кВ	=	U_н = 6 кВ	U_н = 6 кВ
I_м = 2500 А I_м = 630 А	> >	I_н = 2500 А -	- I_н = 630 А
В_{т расч} = 6,01кА²·с	>	В_{т расч} = 4800 кА²·с	В_{т расч} = 4800 кА²·с
i_у = 27,54 кА	>	i_пс = 102 кА	i_пс = 102 кА
I_кз = 10,82 кА	>	I_пс = 40 кА	I_пс = 40 кА

Расчётные величины меньше паспортных данных выключателей, поэтому выбираем выключатели этого типа.

Выбор трансформатора тока

Выбираем в РУ 6 кВ трансформатор тока типа ТФЗМ-110-Б1-У1

Тип	U_н, кВ	I_1н, А	I_2н, А	Варианты исполнения вторичных обмоток	Номинальная нагрузка в классе 0,5, Ом
ТЛ-10-II	10	3000	5	0,5/10Р/10Р	0,8

Рассмотрим подробнее выбор трансформатора по классу точности.

Допустимое сечение кабеля определим по формуле:

где - номинальная вторичная нагрузка

- сопротивление приборов, подключенных к трансформатору

S_пр - мощность всех приборов в наиболее нагруженной фазе

r_к - сопротивление контактных соединений [2]

l_расч - расчетная длина контрольного кабеля [2]

ρ - удельное сопротивление жил контрольного кабеля (для алюминия )

Таблица 2.19

№	Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы, В∙А
			А	В	С
1	Амперметр	Э-335	0,5	-	-
2	Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
3	Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
4	Счетчик активной энергии	СА3-И681	2,5	2,5	-
5	Счетчик реактивной энергии	СР4-И676	-	2,5	2,5
S_пр, В·А			4	5	3,5

На основании данных полученных из таблицы определим допустимое сечение кабеля.

Сопротивление приборов, подключенных к трансформатору равно:

Ом

Примем к установке кабель АКВВГ с алюминиевыми жилами сечением 6 мм². Определим сопротивление выбранного кабеля:

Определим вторичное расчетное сопротивление:

Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

Таблица 2.20

Параметры ТЛ-10-II	Соотношение	Расчетные величины для выбора ТТ
U_н = 10 кВ	>	U_н = 6 кВ
I_н = 3000 А	>	I_{раб.фарс.} = 2155 А
В_{т доп} = 4800 кА²·с	>	В_{т расч} = 6,01 кА²·с
i_дин = 128 кА	>	i_у = 27,54 кА
Z_2н = 0,8 Ом	>	Z_2расч = 0,69 Ом

Таким образом, выбранный трансформатор удовлетворяет условиям выбора и проверки в данной цепи.

Выбор трансформатора напряжения в КРУ - 6 кВ

Трансформатор напряжения выбирают по напряжению, конструкции и схеме соединений обмоток.

Проверку работы ТН в классе точности производится по его суммарной нагрузке, которая определяется подключаемыми приборами.

Составим таблицу для подсчета мощности.

Таблица 2.21

№	Место установки и перечень приборов	Число присоединений	Тип прибора	S_{н обм}, В∙А	Число обмоток	cosφ	sinφ	Общее число приборов	Р, Вт	Q, кВар
ЛЭП
1	Ваттметр	2	Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
	Варметр		Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
	ФИП			3	1	1	0		6	-
	Сч.акт. энергии		СА4-И681	2	2	0,38	0,93	2	3	7,4
	Сч.реакт. энергии		СР4-И676	3	2	0,38	0,93	4,6	11,1
Сборные шины
2	Вольтметр	1	Э-335	2	1	1	0	1	2	-
	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения		Н-393	10	1	1	0	1	10	-
Итого									37,6	18,5

Определим полную суммарную потребляемую мощность:

Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа НТМИ-6-66 У3 с номинальной мощностью в классе

соединенные в группу

Тип	U_н, кВ	U_1н, В	U_2н, В	Схема соединения	Номинальная мощность в классе 0,5, В∙А
НТМИ-6-66 У3	10	3000	100	Y₀/Y₀/∆-0	50

т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

Выбор трансформаторов собственных нужд

Питание потребителей собственных нужд может быть индивидуальное, групповое, смешанное. В настоящее время широко применяют смешанное питание, когда наиболее ответственные потребители подключаются непосредственно к шинам источников собственных нужд.

Расчет собственных нужд подстанции сводится к расчету мощности и выбору типа трансформатора собственных нужд. Расчетная максимальная мощность для питания приемников собственных нужд, приходящаяся на один трансформатор определяется суммой мощностей всех электроприемников, которые присоединены к данному трансформатору.

При приближенных расчетах мощность, расходуемая на собственные нужды подстанции, составляет приблизительно 1% от номинальной мощности силового трансформатора:

где S_сн - мощность собственных нужд подстанции

S_н - номинальная мощность силового трансформатора

Выберем трансформатор собственных нужд типа ТМ - 160/6/0,4. Технические данные трансформатора представим в таблице.

Таблица 2.22. Технические данные трансформатора собственных нужд

Тип трансформатора	n	S_н кВА	U_внкВ	U_ннкВ	∆Р_ххкВт	∆Р_кзкВт	U_кз%	I_хх %
ТМ - 160/6	2	160	6	0,4	0,46	2,65	4,5	2,4

Выбор ограничителей перенапряжения на 6 кВ

Ограничители перенапряжений являются основным средством ограничения атмосферных перенапряжений.

Выбираем ограничитель перенапряжения типа ОПН - 6/7,2/10/1-III УХЛ1.

2.8.3 Проверка КЛЭП на термическую стойкость

Выбранные ранее кабели необходимо проверить на термическую стойкость при КЗ. Термическая стойкость параллельно соединенных кабелей проверяется по току КЗ непосредственно за пучком кабелей. Сопротивление системы по расчетному току КЗ равно:

Проверим на термическую стойкость кабели ТП №1.

Определим сопротивление кабельной линий:

где - удельное активное сопротивление кабеля

l - длина кабеля, км

где - удельное индуктивное сопротивление кабеля

l - длина кабеля, км

Результирующее сопротивление за пучком кабелей:

Ом

Ток КЗ в конце линии будет равен:

Тепловой импульс от тока КЗ равен:

Минимальное сечение кабеля по термической стойкости равно:

где α = 85 - тепловой коэффициент для алюминиевых кабелей с бумажной изоляцией.

Так как минимальное сечение кабеля по термической стойкости меньше выбранного по экономической плотности, то оставляем сечение кабеля без изменения F = 240 мм².

Для остальных кабелей трансформаторных подстанции расчет производится аналогично. Результаты расчета по термической стойкости сводим в таблицу.

Таблица 2.23

№ТП	r_о, Ом/км	х_о, Ом/км	R, Ом	Х, Ом	L, км	Z_рез, Ом	I_кзк, кА	*В_т, кА²с**	F_мин, мм²	Марка кабеля
1	0,13	0,07	0,05	0,02	0,34	0,35	9,92	103,37	119,61	2хАСБ-3-240
2	0,63	0,08	0,22	0,03	0,36	0,37	9,40	92,85	113,36	2хАСБ-3-120
3	3,15	0,11	1,63	0,06	0,52	0,89	3,88	15,84	46,82	2хАСБ-3-50
4	1,26	0,09	0,26	0,02	0,21	0,37	9,37	92,22	112,98	2хАСБ-3-120
5	0,13	0,07	0,02	0,01	0,18	0,34	10,11	107,31	121,87	2хАСБ-3-240
6	0,45	0,08	0,17	0,03	0,37	0,36	9,61	97,00	115,87	2хАСБ-3-120
7	0,63	0,08	0,24	0,03	0,39	0,37	9,30	90,72	112,06	2хАСБ-3-120
8	0,33	0,08	0,09	0,02	0,27	0,34	10,05	106,15	121,21	3хАСБ-3-150
9	3,15	0,11	0,62	0,02	0,20	0,46	7,46	58,50	89,99	2хАСБ-3-95
10	0,21	0,07	0,07	0,02	0,33	0,35	9,90	102,84	119,31	2хАСБ-3-150
11	0,90	0,09	0,48	0,05	0,54	0,43	8,00	67,13	96,40	2хАСБ-3-120

Список литературы

1. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

2. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учеб. пособие для студентов электроэнергет. спец. вузов, 2-е изд., перераб. и доп./ В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно и др.; Под ред. В.М. Блок. - М.: Высш. шк., 1990. - 383 с.

. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2 т. Т.1. Электроснабжение / Под общ. Ред. А.А. Федорова. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 568 с.

. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энерго-атомиздат, 1985. - 352 с.

. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2 т. Т.2. Электрооборудование / Под общ. Ред. А.А. Федорова. - М.: Энергоатом-издат, 1987. - 592 с.

. Федоров А.А., Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энерго-атомиздат, 1984. - 472 с.

. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 368 с.

. ФедоровА.А., Сербиновский Г.В. - Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. Москва «Энергия» 1980 г. 576 стр.

. Голоднов Ю.М., Самозапуск электродвигателей, Москва Энергоатомиздат 1985 г. 135 стр.

. Сыромятников И.А., Режимы работы асинхронных и синхронных двигателей. Москва Энергоатомиздат 1984 г. 243 стр.

. Ополева Г.Н., Схемы и подстанции электроснабжения. Справочник. Москва Форум-Инфра 2006 г.

. Кудрин Б.И., Электроснабжение промышленных предприятий. Москва «Интермет Инжиниринг» 2006 г. 669 стр.

Проектирование системы электроснабжения предприятия

Проектирование системы электроснабжения предприятия

Похожие работы на - Проектирование системы электроснабжения предприятия