Электроснабжение прядильной фабрики

Электроснабжение прядильной фабрики

Электроснабжение прядильной фабрики

Содержание

Введение

. Определение электрических нагрузок

. Выбор цеховых трансформаторов и расчёт компенсации реактивной мощности

. Построение картограммы и определение условного центра электрических нагрузок

. Разработка схемы электроснабжения предприятия на напряжение выше 1 кВ

. Расчёт токов короткого замыкания

. Выбор сечений токоведущих элементов и электрических аппаратов напряжением выше 1 кВ

. Электрические измерения и учёт электроэнергии

. Литература

Введение

электроснабжение фабрика трансформатор ток замыкание

Системы электроснабжения, обеспечивающие электрической энергией промышленные объекты, оказывают существенное влияние на работу электроприводов, осветительных, преобразовательных и электротехнологических установок и, в конечном счёте, на производственный процесс в целом.

Система электроснабжения (СЭС) - это совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электроэнергией. В нее входят сети напряжением как до 1 кВ, так и выше 1 кВ. Электроснабжение предприятий принято делить на внешнее и внутреннее. В систему внутреннего электроснабжения входит комплекс электротехнических сооружений от точки присоединения к энергосистеме до пункта приёма электроэнергии предприятия: главной понизительной подстанции (ГПП) или центрального (главного) распределительного пункта (ЦРП, ГРП). Система внутреннего (внутризаводского) электроснабжения - это комплекс сетей и подстанций, расположенных на территории предприятия. Особенностью промышленного предприятия как потребителя электроэнергии является то, что для осуществления технологического процесса используется большое число разнообразных электроприёмников различных мощностей и номинальных напряжений, однофазного и трёхфазного переменного тока различной частоты, а также электроприёмников постоянного тока.

Надёжное и экономичное снабжение электроприёмников электроэнергией требуемого качества - необходимое условие нормального функционирования любого промышленного предприятия.

1. Определение электрических нагрузок

Электрические нагрузки промышленных предприятий определяют выбор всех элементов системы электроснабжения: линий электропередачи, трансформаторных подстанций (ТП), питающих и распределительных сетей. Расчет силовых нагрузок по цехам прядильной фабрики будем производить по методу расчетных коэффициентов.

Для определения электрической нагрузки нашей фабрики необходимо знать электроприемники, которые будут установлены в наших цехах и их технические параметры. Таким образом, для каждого цеха выберем основное оборудование, которое будет установлено в цехах.

Таблица 1.1

Электрооборудование завода и его технические характеристики

Наименование цеха	Установленное оборудование	Руст, кВт	Ки	cosφ	tgφ	Рном. мах, кВт
1. Административный корпус	Вентиляция	400	0,8	0,8	0,75	60
	Лифты	500	0,35	0,5	1,73
	Оргтехника	300	0,6	0,9	0,48
	Вспомогательное оборудование	200	0,14	0,5	1,73
2. Блок цехов основного производства	Вентиляция	1000	0,8	0,8	0,75	120
	Ткацкие станки	500	0,6	0,6	1,33
	Прядильные станки	600	0,6	0,7	1
	Мотальные станки	500	0,5	0,6	1,33
	Чесальные станки	700	0,45	0,5	1,73
	Трепальные станки	400	0,55	0,6	1,33
	Вспомогательное оборудование	200	0,14	0,5	1,73
3. Инженерный корпус	Вентиляция	600	0,8	0,8	0,75	65
	Испытательные стенды	500	0,2	0,5	1,73
	Оргтехника	300	0,6	0,9	0,48
	Вспомогательное оборудование	200	0,14	0,5	1,73
4. Склад готовой продукции	Вентиляция	400	0,8	0,8	0,75	70
	ПТУ	300	0,35	0,5	1,73
	Вспомогательное оборудование	100	0,14	0,5	1,73
5. Ремонтно-механический цех	Вентиляция	400	0,8	0,8	0,75	100
	ПТУ	200	0,35	0,5	1,73
	Токарные станки	550	0,14	0,5	1,73
	Металлорежущие станки	350	0,14	0,5	1,73
6. Склад химикатов	Вентиляция	350	0,8	0,8	0,75	35
	ПТУ	200	0,35	0,5	1,73
	Вспомогательное оборудование	50	0,14	0,5	1,73
7. Компрессорная	Вентиляция	320	0,8	0,8	0,75	100
	ПТУ	200	0,35	0,5	1,73
	Компрессоры	800	0,7	0,85	0,62
	Электропривод различных задвижек	80	0,05	0,75	0,88
8. Склад хлопка	Вентиляция	500	0,8	0,8	0,75	80
	ПТУ	300	0,35	0,5	1,73
	Вспомогательное оборудование	200	0,14	0,5	1,73
9. Холодильная станция	Вентиляция	320	0,8	0,8	0,75	90
	ПТУ	200	0,35	0,5	1,73
	Компрессоры	700	0,7	0,85	0,62
	Электропривод различных задвижек	80	0,05	0,75	0,88

Для примера произведем расчет электрической нагрузки ремонтно-механического цеха. Расчетную активную силовую нагрузку группы электроприемников находим по следующей формуле:

, (1.1)

где - коэффициент расчетной нагрузки, принимаем по , в

зависимости от среднего значения Ки и эффективного числа электроприемников ;

- коэффициент использования i-го электроприемника;

- номинальная мощность i-го электроприемника;

n - число электроприемников.

Для того чтобы найти расчетный коэффициент  нам необходимо найти среднее значение коэффициента использования Ки и эффективное число электроприемников . Среднее значение Ки находим по следующей формуле:

, (1.2)

.

Эффективное число электроприемников находим по следующей формуле:

, (1.3)

.

По  принимаем =0,75.

 кВт.

Расчетную реактивную силовую нагрузку группы электроприемников находим по следующей формуле:

 ,  (1.4)

где - средне значение коэффициента реактивной мощности i-го электроприемника.

 квар.

Расчетную активную осветительную нагрузку для цеха определяем по формуле:

 (1.5)

где Ефакт - фактическая (требуемая) освещенность;

Енорм - нормируемая освещенность;

Руд - удельная мощность общего равномерного освещения на 1 м2 площади при освещенности Е=100 лк, Вт/м2;

F - площадь цеха, м2 .

Для определения нагрузки освещения используем следующие данные:

площадь цеха F = 80*120 = 9600 м2;

освещенность цеха принимаем в зависимости от вида цеха, Ефакт = 400 лк.

Принимаем лампы ДРЛ и светильники РСП-08, для них тип кривой света Д, η = 80 %. При высоте подвеса 8-12 м и площади цеха свыше 1500 м2 Ртабл = 3,3 Вт/м2.

По выражению (1.6) произведем пересчет удельной нагрузки:

Расчетную реактивную осветительную нагрузку для цеха определяем по формуле:

, (1.6)

где tgφо - коэффициент реактивной мощности освещения.

Расчетная активная мощность цеха определяется по выражению:

. (1.7)

Расчетная реактивная мощность цеха определяется по выражению:

. (1.8)

Полную мощность расчетной нагрузки вычисляем по формуле:

 (1.9)

 кВА .

Расчетный ток нагрузки находим по формуле:

 (1.10)

 А.

Расчет нагрузки остальных цехов произведем аналогично, результаты расчетов сводим в таблицу 1.2.

Таблица 1.2

Результаты расчета силовых нагрузок цехов

Наименование цеха	, кВт, квар
1. Административный корпус	46	0,50	0,80	562,40	542,07
2. Блок цехов основного производства	65	0,58	0,79	1 795,67	2 036,22
3. Инженерный корпус	49	0,49	0,80	630,40	534,27
4. Склад готовой продукции	22	0,55	0,88	386,32	392,37
5. Ремонтно-механический цех	30	0,34	0,75	387,00	434,31
6. Склад химикатов	34	0,60	0,85	303,45	291,73
7. Компрессорная	28	0,64	0,85	756,50	564,25
8. Склад хлопка	25	0,53	0,82	437,06	434,67
9. Холодильная станция	28	0,63	0,85	697,00	527,36

Таблица 1.3

Результаты расчета осветительных нагрузок цехов

№ цеха	Ефакт, лк	F, м2 (1этаж)	Тип ламп	Тип свет-ка	η	cosφо	Ртабл, Вт/м2	Руд, Вт/м2	Рро, кВт	Qро, квар
1	400	5600	ЛЛ	0,7	0,9	2,8	3,73	83,63	40,50
2	300	39600	ЛЛ	ЛСП-18	0,7	0,9	2,8	3,73	443,52	214,81
3	300	5400	ЛЛ	ЛСП-18	0,7	0,9	2,8	3,73	60,48	29,29
4	75	4800	ЛЛ	ЛСП-13	0,7	0,9	2,8	3,73	13,44	6,51
5	400	9600	ДРЛ	РСП-08	0,8	0,5	3,3	3,85	147,84	256,07
6	75	1400	ЛЛ	ЛСП-13	0,7	0,9	2,8	3,73	3,92	1,90
7	200	2800	ДРЛ	РСП-08	0,8	0,5	3,3	3,85	21,56	37,34
8	75	6000	ЛЛ	ЛСП-13	0,7	0,9	2,8	3,73	16,80	8,14
9	150	2400	ДРЛ	РСП-08	0,8	0,5	3,3	3,85	13,86	24,01

Таблица 1.4

Результаты расчета нагрузок цехов

№ цеха	Ррс, кВт	Qрс, квар	Рро, кВт	Qро, квар	Рр, кВт	Qр, квар	Sр, кВ∙А	Iр, А
1	562,4	542,07	83,63	40,5	646,03	582,57	869,91	1321,69
2	1 795,67	2 036,22	443,52	214,81	2239,19	2251,03	3175,08	4824,03
3	630,4	534,27	60,48	29,29	690,88	563,56	891,58	1354,62
4	386,32	392,37	13,44	6,51	399,76	398,88	564,72	858,01
5	387	434,31	147,84	256,07	534,84	690,38	873,31	1326,86
6	303,45	291,73	3,92	1,9	307,37	293,63	425,08	645,85
7	756,5	564,25	21,56	37,34	778,06	601,59	983,51	1494,29
8	437,06	434,67	16,8	8,14	453,86	442,81	634,09	963,40
9	697	527,36	13,86	24,01	710,86	551,37	899,63	1366,84

2. Выбор цеховых трансформаторов и расчет компенсации реактивной мощности

.1 Выбор цеховых трансформаторов

Произведем выбор количества и мощности силовых трансформаторов для ремонтно-механического цеха.

Так как данный цех относится ко второй категории по надежности электроснабжения, то предварительно можно предположить, что для питания нашего цеха можно установить как однотрансформаторную так и двухтрансформаторную подстанцию.

Число трансформаторов вычисляем по формуле

, (3.1)

где - коэффициент загрузки трансформатора;

- номинальная мощность трансформатора, кВА;

- расчетная активная нагрузка цеха, по таблице 1.2.

Предварительно считаем, что питание цеха будет осуществляться от однотранс-форматорной подстанцией с мощностью трансформатора 630 кВА и = 0,8.

.

Окончательно принимаем однотрансформаторную подстанцию с трансформатором типа ТМГ-630/10.

Выбор числа и мощности трансформаторов для остальных цехов производим аналогично, результаты расчетов сводим в таблицу 2.1.

Таблица 3.1

Технические характеристики выбранных трансформаторов

Наименование цеха	Тип и кол-во тр-ров	Sном, кВА	ΔРх	ΔРк	Uк, %	Iх, %
1. Административный корпус	ТМГ-1000/10 (1 тр-р)	1000	1,55	10,8	5,5	1,2
2. Блок цехов основного производства	ТМГ-1600/10 (2 тр-ра)	1600	2,05	16	6	1
3. Инженерный корпус	ТМГ-1000/10 (1 тр-р)	1000	1,55	10,8	5,5	1,2
4. Склад готовой продукции	ТМГ-630/10 (1 тр-р)	630	1,05	7,6	5,5	1,6
5. Ремонтно-механический цех	ТМГ-630/10 (1 тр-р)	630	1,05	7,6	5,5	1,6
6. Склад химикатов	ТМГ-630/10 (1 тр-р)	630	1,05	7,6	5,5	1,6
7. Компрессорная	ТМГ-630/10 (2 тр-ра)	630	1,05	7,6	5,5	1,6
8. Склад хлопка	ТМГ-630/10 (1 тр-р)	630	1,05	7,6	5,5	1,6
9. Холодильная станция	ТМГ-1000/10 (1 тр-р)	1000	1,55	10,8	5,5	1,2

.2 Расчет компенсации реактивной мощности

Элементы СЭС и электроприемники переменного тока, обладающие индуктивностью (электродвигатели, трансформаторы, токопроводы, линии электропередач), потребляют наряду с активной и реактивную мощность. Ее передача по электрическим сетям снижает пропускную способность линий и трансформаторов по активной мощности и вызывает дополнительные потери активной мощности и напряжения.

Существует много способов для снижения потребляемой реактивной мощности (установка высоковольтных синхронных двигателей, конденсаторные установки и т.д.). В нашей курсовой работе для снижения потребляемой реактивной мощности будем устанавливать батареи низковольтных конденсаторов (БНК).

Расчет для ремонтно-механического цеха.

Наибольшее значение реактивной мощности, которое может быть передано через трансформаторы в сеть до 1 кВ определяется по следующему выражению

, (2.2)

Суммарная реактивная мощность, которую необходимо скомпенсировать с помощью установки БНК

, (2.3)

Мощность БНК, приходящаяся на один трансформатор:

 (2.4)

Принимаем к установке батарею марки УКМ58 - 0,4 - 536 - 67У3.

Суммарная установленная мощность БНК в данном цеху:

Расчет компенсации реактивной мощности для остальных цехов производим аналогично, а результаты расчетов сводим в таблицу 3.2.

Таблица 2.5

Расчет мощности низковольтных батарей

№ цеха	Qт, квар	Qнк1, квар	Вывод	Qґнк1, квар	Тип батареи	Qнкф1,квар
1	597,53	-14,96	не требуется	-	-	-
2	1707,60	543,43	требуется	271,72	2*АКУ - 0,4 - 275- 25У3	550
3	545,05	18,51	не требуется	-	-	-
4	384,12	14,76	не требуется	-	-	-
5	145,96	544,42	требуется	544,42	УКМ58 - 0,4 - 536 - 67У3	536
6	461,39	-167,76	не требуется	-	-	-
7	579,58	22,01	не требуется	-	-	-
8	318,39	124,42	требуется	АКУ - 0,4 - 125- 25У3	125
9	518,73	32,64	не требуется	-	-	-

Суммарная мощность Qнк1=550+536+125 =1211 квар.

Произведем пересчет расчетной полной мощности с учетом установленных низковольтных конденсаторных батарей по (2.7) и рассчитаем действительные значения коэффициентов загрузки трансформаторов по (2.6). Результаты расчетов сведем в таблицу 2.6.

Таблица 2.6

Действительные коэффициенты загрузки трансформаторов с учетом Qнк1

№ цеха	Тип трансформатора	Кол-во	βт	Sр, кВ∙А
1	ТМГ-1000/10	1	0,87	869,91
2	ТМГ-1600/10	2	0,88	2812,02
3	ТМГ-1000/10	1	0,89	891,58
4	ТМГ-630/10	1	0,90	564,72
5	ТМГ-630/10	1	0,88	556,67
6	ТМГ-630/10	1	0,67	425,08
7	ТМГ-630/10	2	0,78	983,51
8	ТМГ-630/10	1	0,88	554,07
9	ТМГ-1000/10	1	0,90	899,63

2.3 Определение потерь мощности в трансформаторах

Потери активной мощности в трансформаторе рассчитываются по формуле:

 (2.5)

где ΔРх - потери холостого хода, кВт;

ΔРн - нагрузочные потери, кВт;

 - фактический коэффициент загрузки трансформатора.

 (2.6)

где Sp - полная расчетная мощность с учетом низковольтных батарей.

Расчетная полная мощность с учетом БНК определяется по выражению:

 (2.7)

Нагрузочные потери в трансформаторе определяются по выражению:

 (2.8)

где ΔРк - мощность потерь короткого замыкания, кВт.

Потери реактивной мощности в трансформаторе определяются по выражению:

Uк), (2.9)

где Sном - номинальная мощность трансформатора, кВ∙А;

Iх - ток холостого хода в процентах;

Uк - напряжение короткого замыкания в процентах.

Пример расчета активных и реактивных потерь в трансформаторах рассмотрим на цехе №5, расчет активных и реактивных потерь в трансформаторах других цехов производиться аналогично по формулам (2.5) - (2.9). Результаты расчетов сводим в таблицу 2.7.

Расчетная полная мощность цеха с учетом БНК по выражению (2.7):

Фактический коэффициент загрузки трансформатора по выражению (2.6):

Потери активной мощности в трансформаторе по выражениям (2.5) и (2.8):

кВт.

Потери реактивной мощности в трансформаторе по выражению (2.9):

квар.

Для расчета суммарных потерь активной и реактивной мощности умножаем потери в трансформаторе на количество трансформаторов в цеху, результаты заносим в таблицу 2.7.

Таблица 2.7

Результаты расчета потерь в цеховых трансформаторах

№ цеха	Тип трансформатора	Кол-во	ΔРт, кВт	ΔQт, квар	ΔРтΣ, кВт	ΔQтΣ, квар
1	ТМГ-1000/10	1	9,72	53,62	9,72	53,62
2	ТМГ-1600/10	2	14,41	90,13	28,81	180,27
3	ТМГ-1000/10	1	10,14	55,72	10,14	55,72
4	ТМГ-630/10	1	7,16	37,92	7,16	37,92
5	ТМГ-630/10	1	6,98	37,13	6,98	37,13
6	ТМГ-630/10	1	4,51	25,85	4,51	25,85
7	ТМГ-630/10	2	5,68	31,19	11,36	62,38
8	ТМГ-630/10	1	6,93	36,88	6,93	36,88
9	ТМГ-1000/10	1	10,29	56,51	10,29	56,51

.4 Определение нагрузок на КТП и РП

.4.1 Определение нагрузок на КТП

Для определения расчетных нагрузок на КТП суммируем расчетную силовую нагрузку с нагрузкой освещения и потерями в трансформаторах.

Расчетная активная мощность определяется по выражению:

. (2.10)

Расчетная реактивная мощность определяется по выражению:

, (2.11)

где Ррс и Qрс - расчетная силовая активная и реактивная нагрузка цеха.

Пример расчета рассмотрим на цехе №5, для которого рассчитаем расчетную активную и реактивную нагрузки по выражениям (2.10) и (2.11):

кВт.

Результаты расчета нагрузок остальных цехов сводим в таблицу 2.8.

Таблица 2.8

Результаты расчета нагрузок на КТП

№ цеха	Ррс, кВт	Qрс, квар	Рро, кВт	Qро, квар	ΔРтΣ, кВт	ΔQтΣ, квар	Qнк1, квар	Рр, кВт	Qр, квар
1	562,4	542,07	83,63	40,5	9,72	53,62	-	655,75	636,19
2	1 795,67	2 036,22	443,52	214,81	28,81	180,27	550	2268,00	1881,30
3	630,4	534,27	60,48	29,29	10,14	55,72	-	701,02	619,28
4	386,32	392,37	13,44	6,51	7,16	37,92	-	406,92	436,80
5	387	434,31	147,84	256,07	6,98	37,13	536	541,82	191,51
6	303,45	291,73	3,92	1,9	4,51	25,85	-	311,88	319,48
7	756,5	564,25	21,56	37,34	11,36	62,38	-	789,42	663,97
8	437,06	434,67	16,8	8,14	6,93	36,88	125	460,79	354,69
9	697	527,36	13,86	24,01	10,29	56,51	-	721,15	607,88

2.4.2 Определение нагрузок на РП

Расчетная активная мощность на шинах РП определяется по выражению:

. (2.12)

Расчетная реактивная мощность на шинах РП определяется по выражению:

 (2.13)

где Ко - коэффициент одновременности, Ко = f(N,Ки);

m - число цехов.

Таблица 2.9

Расчет нагрузок на РП

№ цеха    ,

кВт,

кварРро, кВтQро, кварΔРтΣ, кВтΔQтΣ, кварРр, кВтQр, квар
1	700,00	933,33	83,63	40,5	9,72	53,62	7471,85	6913,86
2	2262,00	2307,70	443,52	214,81	28,81	180,27
3	784,00	588,00	60,48	29,29	10,14	55,72
4	440,00	213,10	13,44	6,51	7,16	37,92
5	510,00	520,30	147,84	256,07	6,98	37,13
6	360,00	174,36	3,92	1,9	4,51	25,85
7	896,00	672,00	21,56	37,34	11,36	62,38
8	530,00	256,69	16,8	8,14	6,93	36,88
9	819,00	722,29	24,01	10,29	56,51
сумма	7301,00	6387,78	805,05	618,57	95,90	546,29

Определяем коэффициент одновременности при числе присоединений к РП N=9 и средневзвешенном коэффициенте использования Ки = 0,54, значение Ко = 0,9. Рассчитываем значения расчетной активной и реактивной мощности на шинах РП по выражениям (2.12) и (2.13):

.5 Расчет экономического значения реактивной мощности, потребляемой из сети энергосистемы

Экономически целесообразное значение реактивной мощности, потребляемой из энергосистемы, определяется по выражению:

 (2.14)

где  - математическое ожидание расчетной активной нагрузки на шинах РП;

tgφэ - максимальное значение экономического коэффициента реактивной мощности.

Математическое ожидание расчетной активной и реактивной нагрузок на шинах РП определяется по выражениям:

 (2.15)

 (2.16)

где Рр и Qр - расчетная активная и реактивная мощность предприятия с учетом потерь в трансформаторах;

,9 - коэффициент приведения расчетной нагрузки к математическому ожиданию.

Экономический коэффициент реактивной мощности определяется по выражению:

 (2.17)

где tgφб - базовый коэффициент реактивной мощности, принимаем tgφб = 0,3;

а - основная ставка действующего тарифа на активную мощность, а =248880 руб/(кВт∙год);

b - дополнительная ставка действующего тарифа на активную мощность, b=188 руб/кВт∙ч;

dmax - отношение потребления энергии в квартале максимальной нагрузки энергосистемы к потреблению в квартале максимальной нагрузки предприятия, при отсутствии сведений принимаем dmax = 1;

k1 - коэффициент отражающий изменение цен на конденсаторные установки, его величина может быть принята равной коэффициенту увеличения ставки двухставочного тарифа на электроэнергию kw .

, (2.18)

где kw1 и kw2 - коэффициенты увеличения основной и дополнительной ставок тарифа на электроэнергию, данные коэффициенты определяются делением действующих ставок тарифа на а = 60 руб/(кВт∙год) и b=1,8∙ 10-2 руб/кВт∙ч соответственно, kw1 = 4148 и kw2 = 10444;

Tmax - число часов использования предприятием максимальной нагрузки, для двухсменного предприятия принимаем Tmax = 4300ч.

Определяем коэффициент удорожания конденсаторных установок, равный коэффициенту увеличения ставки двухставочного тарифа на электроэнергию по выражению (2.18):

 .

Определяем значение экономического коэффициента реактивной мощности по формуле (2.17):

 .

Определяем математические ожидания расчетных активных и реактивных нагрузок на шинах РП по формулам (2.15) и (2.16):

Определяем экономически целесообразное значение реактивной мощности, потребляемой из энергосистемы, по выражению (2.14):

Уравнение баланса реактивной мощности на шинах РП завода:

 (2.19)

Из уравнения баланса реактивной мощности видно, что баланс реактивной мощности на границе раздела завода и энергосистемы не соблюдается. Следовательно, требуется произведение расчета о целесообразности дополнительного потребления реактивной мощности сверх экономического значения из энергосистемы или дополнительной установки батарей низковольтных конденсаторов.

.6 Определение целесообразности дополнительной установки БНК

Определяем удельную стоимость потерь активной мощности и энергии в конденсаторных установках при годовом фонде рабочего времени для двухсменного предприятия Тг = 4000ч:

, (2.20)

.

Вычисляем степень компенсации реактивной мощности по выражению:

, (2.21)

Принимаем удельную стоимость БНК Снк = 9 руб/квар,  и с учетом k1 = kw = определяем удельные затраты на компенсацию реактивной мощности по выражению:

, (2.22)

Принимаем для двухсменного предприятия значение kм = 0,8 , определяем годовое число часов использования максимальной реактивной мощности ТМQП. Так как  (0,7 < 0,8), то значение ТМQП определяется по выражению:

 (2.23)

 ч.

Определяем удельную стоимость потребления реактивной мощности и энергии, превышающую экономическое значение, по выражению:

 (2.24)

где d2 - плата за 1 квар∙ч потребляемой реактивной энергии, превышающей экономическое значение, принимается равной 0,2 коп/квар∙ч. Удельная стоимость потребления мощности и энергии сверх экономического значения:

Из приведенного расчета видно, что СQП > Знк ( > 20090,1 руб/квар), следовательно потребление дополнительной реактивной мощности из энергосистемы не выгодно. Поэтому дальнейший расчет является нецелесообразным, и для компенсации реактивной мощности устанавливаем батареи низковольтных конденсаторов суммарной мощностью Qнк2= квар.

Распределим полученную мощность по цехам завода пропорционально расчетным реактивным мощностям по выражению:

. (2.25)

Приведем пример расчета для цеха N5:

.

В расчете на один трансформатор:

.

Аналогично производим расчет для других цехов, результаты расчета заносим в таблицу 2.10.

Таблица 2.10

Распределение Qнк2 по цехам и трансформаторам

№ цеха	Qр, квар	Qнк2, квар	Nmin	Qґнк2, квар	Qґнк1, квар	QґнкΣ, квар	Тип батареи	QнкΣ, квар
1	582,57	169,12	1	169,12	-	169,12	АКУ - 0,4 - 175- 25У3	175
2	2251,03	653,47	2	326,74	275	601,74	2*АКУ - 0,4 - 400- 25У3	1200
3	563,56	163,60	1	163,60	-	163,60	АКУ - 0,4 - 175- 25У3	175
4	398,88	115,79	1	115,79	-	115,79	АКУ - 0,4 - 100- 25У3	100
5	690,38	200,42	1	200,42	536	736,42	2*АКУ - 0,4 - 375- 25У3	750
6	293,63	85,24	1	85,24	-	85,24	АКУ - 0,4 -100- 10У3	100
7	601,59	174,64	2	87,32	-	87,32	АКУ - 0,4 -175- 25У3	175
8	442,81	128,55	1	128,55	125	253,55	АКУ - 0,4 - 250- 20У3	250
9	551,37	160,06	1	160,06	-	160,06	АКУ - 0,4 -150- 25У3	150
сумма	6375,82	1850,88	-	-	-	-	-	3075

Проверим баланс реактивной мощности на границе раздела с энергосистемой:

Из приведенного расчета видно, что можно увеличить величину реактивной мощности, потребляемой из энергосистемы, на значение Q=13,12 квар. Произведем пересчет расчетных полных мощностей и действительных коэффициентов загрузки цеховых трансформаторов после установки конденсаторных батарей. Результаты расчета сведем в таблицу 2.11.

Таблица 2.11

Действительные коэффициенты загрузки цеховых трансформаторов

№ цеха	Тип трансформатора	Кол-во	βт	Sр, кВ∙А
1	ТМГ-1000/10	1	0,76	763,85
2	ТМГ-1600/10	2	0,77	2473,59
3	ТМГ-1000/10	1	0,79	792,65
4	ТМГ-630/10	1	0,79	499,14
5	ТМГ-630/10	1	0,85	538,15
6	ТМГ-630/10	1	0,58	363,28
7	ТМГ-630/10	2	0,70	887,33
8	ТМГ-630/10	1	0,78	493,12
9	ТМГ-1000/10	1	0,82	816,35

Как видно из таблицы 2.11, значения действительных коэффициентов загрузки цеховых трансформаторов находятся в нормальных пределах.

3. Построение картограммы и определение условного центра электрических нагрузок

Выбор места расположения ГПП, РП и цеховых ТП удобно производить с помощью картограммы нагрузок, которая представляет собой размещенные на генеральном плане предприятия окружности. Площади, ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе отражают расчетные нагрузки цехов. Картограмма электрических нагрузок позволяет визуально оценить нагрузки того или иного цеха, а также ту часть, которая приходится на освещение. При этом расчетная мощность цеха представляется в виде круга радиусом r, а площадь сектора на этом круге равна в масштабе расчетной нагрузке освещения.

Расчетная активная нагрузка цеха, представленная в виде окружности радиуса r, может быть определена по выражению:

, (3.1)

где - масштаб, кВт/мм2,принимаем масштаб 2 кВт/мм2;

 - радиус окружности, мм.

Откуда требуемый радиус окружности выразим в виде:

. (3.2)

Угол сектора расчетной нагрузки освещения определяется по выражению:

 (3.3)

Приведем пример расчета для цеха N5, расчет для остальных цехов будет аналогичным. Результаты расчетов заносим в таблицу 3.1.

Радиус окружности по формуле (3.2):

 мм.

Угол сектора расчетной нагрузки освещения по формуле (3.3):

°.

Таблица 3.1

Расчет картограммы нагрузок

№ цеха    Название цеха   Ррс, кВт                Рро, кВт               Рр, кВт  ,

мм,

град
1	Административный корпус	562,4	83,63	646,03	10,14	46,60
2	Блок цехов основного производства	1 795,67	443,52	2239,19	18,88	71,31
3	Инженерный корпус	630,4	60,48	690,88	10,49	31,51
4	Склад готовой продукции	386,32	13,44	399,76	7,98	12,10
5	Ремонтно-механический цех	387	147,84	534,84	9,23	99,51
6	Склад химикатов	303,45	3,92	307,37	6,99	4,59
7	Компрессорная	756,5	21,56	778,06	11,13	9,98
8	Склад хлопка	437,06	16,8	453,86	8,50	13,33
9	Холодильная станция	697	13,86	710,86	10,64	7,02

Как и для плоского тела, координаты условного центра нагрузки завода определяются по выражениям, известным из курса теоретической механики:

, (4.1)

, (4.2)

где и - координаты центра нагрузок i-того цеха, при равномерном распределении нагрузки по площади цеха принимаются равными геометрическому центру i-го цеха и определяются по генплану предприятия.

Произведем замеры центров нагрузок каждого из цехов и результаты замеров сведем в таблицу 4.1.

Таблица 4.1

Координаты центров нагрузок цехов

№ цеха	Название цеха	Рр, кВт	Хi	Yi
1	Административный корпус	646,03	27,00	84,00
2	Блок цехов основного производства	2239,19	104,00	67,00
3	Инженерный корпус	690,88	171,00	44,00
4	Склад готовой продукции	399,76	22,00	165,00
5	Ремонтно-механический цех	534,84	86,00	160,00
6	Склад химикатов	148,00	175,00
7	Компрессорная	778,06	148,00	151,00
8	Склад хлопка	453,86	210,00	168,00
9	Холодильная станция	710,86	171,00	102,00

Рассчитаем координаты условного центра электрических нагрузок по выражениям (4.1)-(4.2):

.

Зная место расположения ЦЭН по рассчитанным координатам по рис. 4.1. можно определить место расположения РП. При выборе месторасположения распределительного пункта смещаем РП в сторону источника питания.

Картограмма электрических нагрузок прядильной фабрики приведена на рис.3.1.

Рис. 3.1 Картограмма электрических нагрузок

4. Разработка схемы электроснабжения предприятия на напряжение выше 1 кВ

Для приёма и распределения электроэнергии на напряжении 6…35 кВ на больших и средних предприятиях, как правило, предусматриваются распределительные пункты (РП). Количество РП на предприятиях зависит от суммарной нагрузки. На напряжении 6…10 кВ РП комплектуются камерами КСО-385, КСО-285, КСО-292, КСО-298 и т.п. На проектируемом предприятии предусматриваем один РП с камерами КСО-298, которые комплектуются вакуумными выключателями ВВ/TEL.

В схемах должно обеспечиваться глубокое секционирование всех звеньев от источника питания до шин низкого напряжения цеховых ТП, что значительно повышает надёжность электроснабжения. Схемы распределительных сетей 6 - 10 кВ системы внутризаводского электроснабжения предназначены для питания электроприёмников и потребителей электроэнергии, расположенных на территории промышленного объекта. Они могут быть радиальными, магистральными и смешанными (комбинированными) в зависимости от расположения потребителей, их мощности и требуемой степени бесперебойности питания.

Для электроснабжения предприятия применяем смешанную схему, при которой питание крупных и ответственных потребителей осуществляется по радиальной схеме, а средних и мелких, менее ответственных, при упорядоченном расположении ТП, - по магистральным линиям. Достоинствами радиальных схем являются: удобство эксплуатации, высокая надёжность работы, возможность применения простой и надёжной защиты и автоматики, а недостатками - большое количество коммутационных аппаратов и линий 6 - 10 кВ. Достоинства магистральных схем: меньшее число звеньев коммутации, недостатки - усложнение конструктивного исполнения высоковольтного вводного устройства цеховых ТП и одновременное отключение нескольких трансформаторов, подключаемых к одной магистрали, при ее повреждении. Число трансформаторов, подключаемых к одной магистрали, обычно не превышает 2-3 при мощности трансформаторов 1000-2500 кВ∙А.

Цеховые трансформаторы могут присоединяться через выключатель нагрузки или разъединитель - при магистральной схеме, либо наглухо - при радиальной схеме. Взаимное резервирование однотрансформаторных ТП осуществляется при помощи кабельных или шинных перемычек на вторичном напряжении. Пропускная способность перемычек должна составлять 20…30 % мощности трансформатора.

Распределительная сеть напряжением 6 - 10 кВ обычно выполняется кабелями марки ААШвУ, ААШв, ААБ и др. Трассы кабельных линий намечаются вдоль зданий и проездов с учётом наименьшего расхода кабельной линии. Наиболее экономичной и простой является прокладка кабеля в траншеях. В одной траншее рекомендуется размещать не более 6 кабелей напряжением 6 - 10 кВ. Глубина заложения кабельных линий от планировочной отметки должна быть не менее 0,7 м.

Внутри зданий кабельные линии можно прокладывать непосредственно по конструкциям зданий (открыто, в коробах или трубах, в каналах, блоках, туннелях, шахтах, кабельных этажах и двойных полах).

Исходя из вышеизложенного, произведём разработку и проектирование схемы электроснабжения предприятия напряжением выше 1 кВ. Упрощенная схема электроснабжения напряжением выше 1 кВ представлена на рисунке 4.1.

Рис. 4.1. Упрощенная схема электроснабжения прядильной фабрики

Определение нагрузок и выбор кабелей

Рассчитаем нагрузки по участкам сети, пересчитав потери в трансформаторах с учетом действительных коэффициентов загрузки трансформаторов.

Коэффициент загрузки трансформатора определяем по выражению:

, (4.3)

где Sрн - расчетная полная мощность, приходящаяся на один трансформатор;

Sном - номинальная мощность трансформатора.

Расчетная полная мощность определяется по выражению:

, (4.4)

где  и  - соответственно расчетная активная и реактивная мощности, приходящиеся на один трансформатор.

Расчетная активная мощность в расчете на один трансформатор определяется по выражению:

, (4.5)

Расчетная реактивная мощность в расчете на один трансформатор определяется по выражению:

, (4.6)

где - число трансформаторов на в цеху.

Таблица 4.2

Расчетные нагрузки по цехам

№ цеха	Nт	Sтном, кВ∙А	Рр, кВт	Qр, квар	Qнк, квар	Ррн, кВт	Qрн, квар
1	1	1000	646,03	582,57	175	404,33	180,27
2	2	1600	2239,19	2251,03	1200	462,31	148,58
3	1	1000	690,88	563,56	175	360,10	243,27
4	1	630	399,76	398,88	100	330,66	304,19
5	1	630	534,84	690,38	750	266,09	350,96
6	1	630	307,37	293,63	100	508,49	137,82
7	2	630	778,06	601,59	175	451,96	81,79
8	1	630	453,86	442,81	250	457,71	83,42
9	1	1000	710,86	551,37	150	311,45	343,88

Рис. 4.2 Расчет нагрузки на ТП.

Приведем пример расчета нагрузок для цеха N1 по формулам (4.3) - (4.6). Расчет нагрузок для остальных цехов осуществляется аналогичным образом. Результаты расчета заносим в таблицу 4.3.

Расчетная активная мощность на один трансформатор:

 кВт.

Расчетная реактивная мощность на один трансформатор:

 квар.

Расчетная полная мощность на один трансформатор:

 кВ∙А.

Коэффициент загрузки трансформатора:

.

Потери активной мощности в трансформаторе:

 кВт.

Потери реактивной мощности в трансформаторе:

квар.

Расчетная полная мощность с учетом потерь мощности в трансформаторе:

 кВ∙А.

 кВ∙А.

Таблица 4.3

Результаты расчета нагрузок трансформаторов

№ цеха	Sрн, кВ∙А	тΔРт, кВт	ΔQт, квар	Sр, кВ∙А
1	646,03 + j407,57 763,85	0,76	7,85	44,09	653,88+j451,66 794,71
2	1119,6+j525,52 1236,79	0,77	11,61	73,36	1131,21+j598,88 1279,95
3	690,88+j388,56 792,65	0,79	8,34	46,56	699,22+j435,12 823,55
4	399,76+j298,88 499,14	0,79	5,82	31,83	405,58+j330,71 523,32
5	534,84-j59,62 538,15	0,85	6,60	35,36	541,44-j24,26 541,98
6	307,37+j193,63 363,28	0,58	3,58	21,60	310,95+j215,23 378,17
7	389,03+j213,3 443,67	0,70	4,82	27,26	393,85+j240,56 461,5
8	453,86+j192,81 493,12	0,78	5,71	31,31	459,57+j224,12 511,3
9	710,86+j401,37 816,37	0,82	8,75	48,65	719,61+j450,02 848,74

Выбор кабелей линии РП-ТП2.

Выбираем кабели линии РП-ТП2 по экономической плотности тока исходя из условия:

, (4.7)

где - экономическая плотность тока, принимается в зависимости от Тmax, для двухсменного предприятия Тmax =4300 ч и экономическую плотность тока принимаем  = 1,4 А/мм2;

 - расчетный ток линии, А.

Расчетный ток линии определяется по выражению:

, (4.8)

 А.

Экономическое сечение жилы кабеля по выражению (5.7):

 мм2.

Принимаем условия прокладки кабеля: кабель прокладывается в земле. Принимаем нормальные условия прокладки. Принимаем к прокладке кабель ААШвУ-3х70-10 с А.

Проверяем выбранное сечение кабеля по допустимому нагреву рабочими токами по условию:

, (4.9)

> 73,9 А,

следовательно, выбранное сечение кабеля по условию нагрева рабочими токами проходит.

Произведем проверку по нагреву токами послеаварийного режима исходя из условия:

, (4.10)

где Iрла - расчетный ток линии в послеаварийном режиме;

Кпер- коэффициент перегрузки, принимаем равным 1,25.

Данная подстанция является двухтрансформаторной, поэтому аварийным режимом для нее будет являться отключение одного из кабелей, при котором вся нагрузка будет передаваться по одному из кабелей

Производим перерасчет нагрузоклиниипо формулам (4.3)-(4.6):

 кВ∙А.

 А.

.

Выбранное сечение кабеля проходит по условиям нагрева токами послеаварийного режима, так как 165 > 118,24 А. Аналогично, производим расчет и выбор кабелей других линий, результаты расчетов заносим в таблицы (4.4) и (4.5). При расчете принимаем во внимание, что в некоторых случаях на 2-х трансформаторных ТП при повреждении КЛ или одного трансформатора, когда вся нагрузка цеха передается через один оставшийся в работе трансформатор, значение действительного коэффициента загрузки трансформатора может превысить значение 1,4. В таком случае должны приниматься меры для автоматического и неавтоматического отключения части наименее ответственных потребителей с целью снижения нагрузки на трансформатор до значения, при котором коэффициент загрузки станет меньше или равен 1,4.

Расчет для остальных кабельных линий является аналогичным вышеприведенному расчету. Результаты расчета и выбора сечений жил кабелей по экономической плотности тока и нагреву в послеаварийном режиме заносим в таблицы 4.4 и 4.5.

Таблица 4.4

Выбор кабелей

Линия      Sрл, кВ∙А             Iрл, А    F, мм2    Марка кабеля    ,

А
РП-ТП1	794,71	45,88	32,77	ААШвУ-3х35-10	80
РП-ТП2	1279,95	73,90	52,78	ААШвУ-3х70-10	165
ТП9-ТП3	823,55	47,55	33,96	ААШвУ-3х35-10	115
РП-ТП9	1672,28	96,55	68,96	ААШвУ-3х70-10	165
ТП4-ТП5	541,98	31,29	22,35	ААШвУ-3х25-10	90
РП-ТП4	995,37	57,47	41,05	ААШвУ-3х50-10	140
РП-ТП6	378,17	21,83	15,60	ААШвУ-3х16-10	75
РП-ТП7	839,33	48,46	34,61	ААШвУ-3х35-10	115
РП-ТП8	511,30	29,52	21,09	ААШвУ-3х25-10	90

Таблица 4.5

Проверка кабелей токами нагрева в послеаварийном режиме

Линия      Sна, кВ∙А             βт           Iрла, А  ,АВывод,

марка кабеля,

, А
РП-ТП1	794,71	1,4	45,88	45,88	проходит ААШвУ-3х35-10 80
РП-ТП2	2559,9	1,4	147,8	118,24	проходит ААШвУ-3х70-10 165
ТП9-ТП3	823,55	1,4	30,21	30,21	проходит ААШвУ-3х35-10 115
РП-ТП9	1672,28	1,4	57,47	57,47	проходит ААШвУ-3х70-10 165
ТП4-ТП5	541,98	1,4	47,55	47,55	проходит ААШвУ-3х25-10 90
РП-ТП4	995,37	1,0	96,55	96,55	проходит ААШвУ-3х50-10 140
РП-ТП6	378,17	1,4	53,28	42,62	проходит ААШвУ-3х16-10 75
РП-ТП7	1678,66	1,4	96,92	77,54	проходит ААШвУ-3х35-10 115
РП-ТП8	511,30	1,0	51,21	проходит ААШвУ-3х25-10 90

Определение нагрузок на шинах РП.

Определяем расчетные нагрузки на шинах РП.

Расчетная активная мощность на шинах РП определяется по выражению:

, (4.11)

Расчетная реактивная мощность на шинах РП определяется по выражению:

, (4.12)

где - число трансформаторов на i-той ТП;

Ррi, Qрi - расчетные активная и реактивная нагрузка трансформаторов с учетом потерь;

 - коэффициент одновременности, Ко=0,95 при числе присоединений к РП n=8 и средневзвешенном коэффициенте использования Ки = 0,54.

Определим значения расчетной активной и реактивной мощности на шинах РП по формулам (4.11) и (4.12):

кВт

квар

Определим расчетную полную мощность на шинах РП по формуле:

,

 кВ∙А.

Определим ток линии в нормальном режиме по формуле:

. (4.13)

 А.

Определяем сечение кабеля по экономической плотности тока:

 мм2.

Принимаем кабель ГПП-РП с бумажной изоляцией марки ААБ-3х185-10 с допустимым током А.

Проверяем выбранное сечение кабеля по условию нагрева током послеаварийного режима:

, (4.14)

где  - поправочный коэффициент;

 - коэффициент допустимой перегрузки, принимается в зависимости от загрузки кабеля.

Ток послеаварийного режима определяется по формуле:

. (4.15)

Определяем коэффициент загрузки кабеля по выражению:

, (4.16)

.

Приняв коэффициент допустимой перегрузки кабеля Кпер=1,25, проверим кабель по условию нагрева:

 А.

Так как допустимый ток кабеля Iдоп=310 А < 327,52 А, то условие не соблюдается и выбранный кабель по условию нагрева послеаварийным током не проходит. Поэтому принимаем к прокладке кабель марки ААБ-3х240-10 с допустимым током  А, прокладываемый в земле.

Проверим новое выбранное сечение кабеля по условию нагрева током послеаварийного режима по формуле (4.14):

 А.

Допустимый ток кабеля  А > 343,68 А, значит выбранное сечение кабеля проходит по условию нагрева в послеаварийном режиме. Выбранный кабель принимаем к прокладке.

5. Расчет токов короткого замыкания

Вычисление токов короткого замыкания производится с целью:

·        выбора электрических аппаратов;

·        проверки устойчивости элементов схемы при электродинамическом и термическом действии токов КЗ;

·        расчета релейной защиты.

Расчетным видом КЗ является трехфазное, так как при нем обычно получаются большие значения сверхпереходного и ударного токов, чем при двухфазном и однофазном.

Для вычисления токов КЗ составляем расчётную схему (рис.5.1), включающую в себя все элементы, по которым протекают токи к выбранным точкам. На схеме приводим основные параметры оборудования, которое потребуется для последующего расчёта. По расчётной схеме составляем схему замещения (рис. 5.2), в которой каждый элемент заменяется своим сопротивлением. Генераторы, трансформаторы, высоковольтные линии и короткие участки распределительных сетей представляем индуктивным сопротивлением.

Рис. 5.1. Расчетная схема для определения токов КЗ

Рис. 5.2. Схема замещения

Расчет производим в относительных единицах, при этом все расчетные величины приводятся к базисным напряжению и мощности. Принимаем за базисное напряжение среднее номинальное напряжение сети Uб=Uср.ном=10,5 кВ. Базисную мощность принимаем равной Sб=100 МВ∙А. Мощность трезфазного КЗ на стороне 110 кВ по заданию на курсовой проект SК=700 МВ∙А.

Базисный ток определяется по выражению, кА:

;(5.5)

.

Сопротивление системы в относительных единицах, приведенное к базисным условиям, определяется по выражению:

;(5.6)

.

Предполагаем, что на подстанции энергосистемы установлены трансформаторы ТРДН-25000/110 с расщепленной обмоткой низшего напряжения. Сопротивление одного луча трансформатора с расщепленной обмоткой вычисляется по формуле:

,(5.7)

где UК - напряжение короткого замыкания, % (для трансформатора ТРДН-25000/110 UК=10,5 %); SНТ - номинальная мощность трансформатора, МВ∙А (SНТ=25 МВ∙А).

Сопротивление трансформатора по (5.7) равно:

.

Индуктивное сопротивление кабельной линии от подстанции энергосистемы до РП предприятия определяется по выражению:

,(5.8)

где x0 - индуктивное сопротивление одного км кабельной линии (индуктивное сопротивление 1 км кабельной линии, выполненной кабелями ААБ-3Ч240-10, равно x0=0,075 Ом/км); l - длина линии, которая равна l=1,2 км.

Активное сопротивление кабельной линии от подстанции энергосистемы до РП:

,(5.9)

где r0 - активное сопротивление одного км кабельной линии (активное сопротивление 1 км кабельной линии, выполненной кабелями ААБ-3Ч240-10, равно r0=0,13 Ом/км).

По (5.8) и (5.9) находим сопротивления кабельных линий, питающих предприятие:

;

.

Ток короткого замыкания при питании от энергосистемы определяется по выражению, кА:

,(5.10)

где Xрез - результирующее сопротивление между ИП и точкой КЗ.

Ударный ток КЗ определяется по формуле, кА:

,(5.11)

где Ку - ударный коэффициент (Ку=1,8).

Выполним расчет токов КЗ для точки К1. Находим результирующее сопротивление между ИП и точкой К1:

.

Тогда ток КЗ по (5.10) составит:

.

По (5.11) определяем ударный ток:

.

Расчет токов КЗ для точки К2. Результирующее сопротивление между ИП и точкой К2:

Определяем токи КЗ в точке К2:

;

.

6. Выбор сечений токоведущих элементов и электрических аппаратов напряжением выше 1 кВ

Произведем проверку ранее выбранных кабелей напряжением 10 кВ по термической стойкости. Для линии ГПП-РП, которая состоит из двух параллельно проложенных кабелей, проверку производим по току КЗ в начале линии. Для остальных линий проверку производим аналогично.

Тепловой импульс тока КЗ определяется по выражению:

, (6.1)

где - время отключения тока КЗ;

 - время затухания апериодической составляющей тока КЗ.

Минимальное сечение по термической стойкости определяется по выражению:

, (6.2)

где С - коэффициент, для кабелей 10 кВ с бумажной изоляцией принимается С = 100.

Рассчитаем минимальное сечение проводника для линии ГПП-РП:

Тепловой импульс тока короткого замыкания:

 кА2∙с.

Минимальное сечение по термической стойкости:

 мм2.

Линия ГПП-РП имеет выбранное сечение 240 мм2, которое больше минимального сечения по термической стойкости, поэтому кабель термически стоек. Аналогично проверяем выбранные сечения остальных кабелей и результаты проверки сводим в таблицу 6.1.

Таблица 6.1

Результаты выбора кабелей выше 1 кВ

Линия	, сBк, кА2∙сFmin, мм2Марка кабеля
ГПП-РП	1,6+0,01	165,87	128,8	ААБ-3х240-10
РП-ТП1	0,6+0,01	54,47	73,8	ААШвУ-3х95-10
РП-ТП2	0,6+0,01	54,47	73,8	ААШвУ-3х95-10
ТП9-ТП3	0,6+0,01	54,47	73,8	ААШвУ-3х95-10
РП-ТП9	0,6+0,01	54,47	73,8	ААШвУ-3х95-10
ТП4-ТП5	0,6+0,01	54,47	73,8	ААШвУ-3х95-10
РП-ТП4	0,6+0,01	54,47	73,8	ААШвУ-3х95-10
РП-ТП6	0,6+0,01	54,47	73,8	ААШвУ-3х95-10
РП-ТП7	0,6+0,01	54,47	73,8	ААШвУ-3х95-10
РП-ТП8	0,6+0,01	54,47	73,8	ААШвУ-3х95-10

Выбор электрических аппаратов напряжением выше 1 кВ

Электрические аппараты в условиях эксплуатации работают в трех основных режимах: длительном, перегрузки и режиме короткого замыкания.

В длительном режиме надёжная работа аппаратов обеспечивается правильным выбором их по номинальному току и номинальному напряжению.

В режиме перегрузки - ограничением величины и длительности повышения напряжения или тока в таких пределах, при которых гарантируется нормальная работа за счёт запаса прочности.

При коротких замыканиях надёжная работа аппаратов обеспечивается их термической и электродинамической стойкостью.

.        Выбор высоковольтных выключателей и разъединителей

Условия выбора электрических выключателей и разъединителей представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2

Условия выбора выключателей и разъединителей

Расчетные данные	Каталожные данные		Условие выбора
	Выключатель	Разъединитель
Uр, кВ	Uн, кВ	Uн, кВ	Uн ≥Uр
Iр.м, А	Iн, А	Iн, А	Iн ≥Iр
iу, кА	iдин, кА	iдин, кА	iдин≥ iу
IК, кА	Iотк, кА	-	Iотк ≥IК
BК, кА2∙с	ВТ=It2∙t	ВТ=It2∙t	ВТ ≥BК
SК, МВ∙А	SОТК, МВ∙А	-	SОТК ≥SК

В таблице 6.2 приняты следующие обозначения:

Uн, - номинальное напряжение аппарата, кВ; Iн - номинальный ток аппарата, А; Uр - напряжение сети, в которой установлен аппарат, кВ; Iр.м - наибольший рабочий ток сети, в которой установлен аппарат, А; iдин - ток электродинамической стойкости аппарата, кА; iу - ударный ток короткого замыкания, кА; Bt=It2∙t - тепловой импульс аппарата, нормированный заводом изготовителем, кА2∙с;  - расчетный тепловой импульс, кА2∙с; SОТК - номинальная мощность отключения, МВ∙А; Kдин - кратность электродинамической стойкости; Iотк - номинальный ток отключения, кА.

РП 10 кВ предприятия состоит из ячеек КСО-298, которые комплектуются вакуумным выключателем BB/TEL, шинным разъединителем РВФЗ и линейным разъединителем РВЗ.

Выбор выключателей и разъединителей на вводе в РП представлен в таблице 6.3, выбор выключателей и разъединителей на отходящих линиях - в таблице 6.4, выбор секционного выключателя, шинного и секционного разъединителей - в таблице 6.5.

Таблица 6.3

Выбор выключателей и разъединителей на вводе РП

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		Выключатель	Шинный разъединитель	Линейный разъединитель
		ВВ/TEL-10-12,5/630У3	РВФЗ-10/630У3	РВЗ-10/630У3
Uн ≥Uр	Uр=10 кВ	Uн=10 кВ	Uн=10 кВ	Uн=10 кВ
Iн ≥Iр.м	Iр.м=428,16 А	Iн=630 А	Iн=630 А	Iн=630 А
iдин≥ iу	iу=22,541 кА	iдин=32 кА	iдин=81 кА	iдин=81 кА
Iотк ≥IК	IК=8,855 кА	Iотк =12,5 кА	-	-
ВТ ≥BК	BК=47,831 кА2∙с	ВТ=202∙3=1200 кА2∙с	ВТ=31,52∙4=3969 кА2∙с	ВТ=31,52∙4=3969 кА2∙с
SОТК ≥SК	--

Таблица 6.4

Выбор выключателей и разъединителей на отходящих линиях

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		Выключатель	Шинный разъединитель	Линейный разъединитель
Линия РП-ТП1; ТП9-ТП3; РП-ТП9
		ВВ/TEL-10-12,5/630У3	РВФЗ-10/630У3	РВЗ-10/630У3
Uн ≥Uр	Uр=10 кВ	Uн=10 кВ	Uн=10 кВ	Uн=10 кВ
Iн ≥Iр.м	Iр.м=57,74 А	Iн=630 А	Iн=630 А	Iн=630 А
iдин≥ iу	iу=22,541 кА	iдин=32 кА	iдин=52 кА	iдин=52 кА
Iотк ≥IК	IК=8,855 кА	Iотк =12,5 кА	-	-
ВТ ≥BК	BК=47,831 кА2∙с	ВТ=202∙3=1200 кА2∙с	ВТ=202∙4=1600 кА2∙с	ВТ=202∙4=1600 кА2∙с
SОТК ≥SК	--
Линия РП-ТП2
		ВВ/TEL-10-12,5/630У3	РВФЗ-10/630У3	РВЗ-10/630У3
Uн ≥Uр	Uр=10 кВ	Uн=10 кВ	Uн=10 кВ	Uн=10 кВ
Iн ≥Iр.м	Iр.м=129,33 А	Iн=630 А	Iн=630 А	Iн=630 А
iдин≥ iу	iу=22,541 кА	iдин=32 кА	iдин=52 кА	iдин=52 кА
Iотк ≥IК	IК=8,855 кА	Iотк =12,5 кА	-	-
ВТ ≥BК	BК=47,831 кА2∙с	ВТ=202∙3=1200 кА2∙с	ВТ=202∙4=1600 кА2∙с	ВТ=202∙4=1600 кА2∙с
SОТК ≥SК	--
Линия РП-ТП7
		ВВ/TEL-10-12,5/630У3	РВФЗ-10/630У3	РВЗ-10/630У3
Uн ≥Uр	Uр=10 кВ	Uн=10 кВ	Uн=10 кВ	Uн=10 кВ
Iн ≥Iр.м	Iр.м=50,92 А	Iн=630 А	Iн=630 А	Iн=630 А
iдин≥ iу	iу=22,541 кА	iдин=32 кА	iдин=52 кА	iдин=52 кА
Iотк ≥IК	IК=8,855 кА	Iотк =12,5 кА	-	-
ВТ ≥BК	BК=47,831 кА2∙с	ВТ=202∙3=1200 кА2∙с	ВТ=202∙4=1600 кА2∙с	ВТ=202∙4=1600 кА2∙с
SОТК ≥SК	--
Линия РП-ТП4; ТП4-ТП5; РП-ТП6; РП-ТП8
		ВВ/TEL-10-12,5/630У3	РВФЗ-10/630У3	РВЗ-10/630У3
Uн ≥Uр	Uр=10 кВ	Uн=10 кВ	Uн=10 кВ	Uн=10 кВ
Iн ≥Iр.м	Iр.м=36,37 А	Iн=630 А	Iн=630 А	Iн=630 А	iу=22,541 кА	iдин=32 кА	iдин=52 кА	iдин=52 кА
Iотк ≥IК	IК=8,855 кА	Iотк =12,5 кА	-	-
ВТ ≥BК	BК=47,831 кА2∙с	ВТ=202∙3=1200 кА2∙с	ВТ=202∙4=1600 кА2∙с	ВТ=202∙4=1600 кА2∙с
SОТК ≥SК	--

Таблица 6.5

Выбор секционного выключателя и разъединителей

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		Выключатель	Шинный разъединитель	Секционный разъединитель
		ВВ/TEL-10-12,5/630У3	РВФЗ-10/630У3	РВЗ-10/630У3
Uн ≥Uр	Uр=10 кВ	Uн=10 кВ	Uн=10 кВ	Uн=10 кВ
Iн ≥Iр.м	Iр.м=299,71 А	Iн=630 А	Iн=630 А	Iн=630 А
iдин≥ iу	iу=22,541 кА	iдин=32 кА	iдин=52 кА	iдин=52 кА
Iотк ≥IК	IК=8,855 кА	Iотк =12,5 кА	-	-
ВТ ≥BК	BК=47,831 кА2∙с	ВТ=202∙3=1200 кА2∙с	ВТ=202∙4=1600 кА2∙с	ВТ=202∙4=1600 кА2∙с
SОТК ≥SК	--

2.     
Выбор трансформаторов тока и напряжения выше 1 кВ

Трансформаторы тока выбираются по:

·        номинальному напряжению:

;(6.8)

·        номинальному току первичной цепи:

;(6.9)

·        конструкции и классу точности;

·        номинальному току вторичной цепи;

·        электродинамической стойкости:

,(6.10)

где Kдин - кратность электродинамической стойкости по каталогу.

·        термической стойкости:

,(6.11)

где Ктер - кратность термической стойкости по каталогу; tтер - допустимое время термической стойкости по каталогу, с; Iтер - допустимый ток термической стойкости по каталогу, кА.

·        номинальной мощности вторичной обмотки трансформатора тока, которая должна быть не меньше суммы мощности Sпр, потребляемой приборами, и мощности, теряемой в проводах и контактах:

,(6.12)

где rпр - сопротивление проводов, Ом; rкон - сопротивление контактов, которое принимаем равным rкон=0,1 Ом; I2 - ток вторичной обмотки, который принимаем равным I2=5 А.

Сопротивление проводов между трансформатором тока и измерительными приборами равно:

.(6.13)

Сечение соединительных проводов, мм2, при соединении трансформаторов тока в неполную звезду:

,(6.14)

где  - удельное сопротивление соединительных проводов, мкОм (для алюминиевых проводов принимаем ); l - длина соединительных проводов, которую принимаем равной l=5 м.

Трансформаторы напряжения выбираются по:

·        номинальному напряжению по условию (6.8);

·        классу точности;

·        вторичной нагрузке:

,(6.15)

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

Пример.

. Выберем трансформатор тока в цепи кабельной линии 10 кВ, питающей РП предприятия. Ячейки КСО-298 комплектуются трансформаторами тока типа ТПОЛ-10. Принимаем к установке трансформатор тока ТПОЛ-10-0,5/10Р-600/5У3:

;

;

;

.

Проверим трансформатор тока по номинальной мощности вторичной обмотки. В таблице 6.6 представлен перечень приборов, подключаемых к трансформатору тока, и их нагрузка.

Таблица 6.6

Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	Нагрузка, В·А, фазы
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	-	-
Счетчик активной энергии	САЗ-И681	2,5	-	2,5
Счетчик реактивной энергии	СРИ-И671М	2,5	-	2,5
Итого:		5,5	-	5

Наиболее загруженной является фаза А. Нагрузка приборов на фазу А составляет Sпр=5,5 В∙А. Номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора тока составляет S2=10 В∙А. Тогда сопротивление проводов между трансформатором тока и измерительными приборами по (6.13) равно:

.

Сечение соединительных проводов по (6.14):

.

Принимаем контрольный кабель АКРВГ сечением 3 мм2. Сопротивление соединительных проводов при этом составит:

.

Проверим выполнение условия (6.12):

.

Таким образом. выбранный трансформатор тока ТПОЛ-10-0,5/10Р-600/5У3 подходит по номинальной мощности вторичной обмотки.

Аналогично выбираем остальные трансформаторы тока. Выбранные трансформаторы тока указаны в графической части проекта.

На отходящих к потребителям кабельных линиях предусматриваем установку трансформаторов тока нулевой последовательности типа ТЗЛМ-У3 для релейной защиты.

. Выберем трансформатор напряжения на шинах РП 10 кВ предприятия. Ячейки КСО-298 комплектуются трансформаторами напряжения типа ЗНОЛ.06-10У3:

.

Проверим трансформатор по вторичной нагрузке. В таблице 6.7 представлен перечень приборов, подключаемых к трансформатору напряжения, и их нагрузка.

Таблица 6.7

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	S одной обмотки, В·А	Число обмоток	cosφ	sinφ	Число приборов	Общая потреб-ляемая мощность
							P, Вт	Q, В·А
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	4	8	-
Счетчик активной энергии	САЗ-И681	8	2	0,38	0,925	1	6,08	14,8
Счетчик реактивной мощности	СРИ-И671М	12	2	0,38	0,925	2	18,24	44,4
Итого:							32,32	59,2

По таблице (6.7) находим вторичную нагрузку трансформатора напряжения:

.

Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-10У3 имеет номинальную мощность 75 В∙А в классе точности 0,5. Таким образом:

.

Таким образом, выбранный трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-10У3 проходит по номинальной мощности вторичной обмотки.

3.      Выбор шин распределительного устройства 10 кВ

Шины распределительных устройств выбираются по нагреву максимальным расчётным током Iр.м и проверяются на электродинамическую и термическую стойкость.

При выборе шин по нагреву учитываются наиболее тяжёлые послеаварийные и ремонтные режимы. Допустимый ток шины Iдоп должен быть не менее

.(6.16)

При расположении шин плашмя (большая грань полосы находится в горизонтальной плоскости) допустимый ток, указанный в табл. П7.6 [3], должен быть уменьшен на 5% для полос шириной до 60 мм и на 8% - для полос большей ширины.

Проверка шин на электродинамическую стойкость выполняется сравнением механического напряжения в материале шины σр с допустимыми значениями σдоп (табл. П7.7 [3]):

.(6.17)

Механические напряжения в материале шины, возникающие под действием изгибающего момента, кг·с/см2:

,(6.18)

где iу - ударный ток КЗ, кА; l - расстояние между опорными изоляторами, которое принимаем равным l=100 см; a - расстояние между осями шин смежных фаз, которое принимаем равным а=25 см; W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см3, который при расположении шин плашмя вычисляется по выражению:

,(6.19)

где b и h - соответственно меньший и больший размеры сторон поперечного сечения шины, см.

Проверка шин на термическую стойкость сводится к определению минимального допустимого сечения, мм2:

,(6.20)

где С - расчетный коэффициент, принимаемый для алюминиевых шин по таблице 4.7 [3] равным С=91 А∙с0,5/мм2.

Пример. Выберем шины РП 10 кВ предприятия и проверим их на электродинамическую и термическую стойкость.

Выбираем по нагреву шины шириной до 60 мм. В этом случае условие выбора по (6.16) примет вид:

.

По таблице П7.6 [3] принимаем шины размером 40Ч4 мм, имеющие площадь сечения 160 мм2 и Iдоп=480 А.

Проверим выбранные шины на электродинамическую стойкость.

Момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия по (6.19) будет равен:

.

По (6.18) определим механическое напряжение в материале шины, возникающее под действием изгибающего момента:

,

что составляет примерно 38,1 МПа.

Для материала шин марки АД31Т по таблице 7.7 [3] . Так как , то выбранные шины динамически устойчивы.

Проверим шины на термическую стойкость. Для этого по (6.20) определим минимальное допустимое сечения по термической стойкости:

,

что меньше выбранного сечения шин 160 мм2.

4.      Выбор выключателей нагрузки

Выключатели нагрузки выбираются по номинальному напряжению (Uн≥Uр) и номинальному току (Iн≥Iр.м). В качестве примера выберем выключатель нагрузки на ТП3. Наибольший рабочий ток Iр.м определяется по выражению (6.4) и для трансформатора мощностью 1000 кВ∙А составляет Iр.м=57,7 А. Принимаем к установке выключатель нагрузки ВНРп-10з/400У3 с Iн=400 А>Iр.м=57,7 А и Uн=Uр=10 кВ.

Аналогично выбираем выключатели нагрузки для ТП4, ТП5, ТП9. На указанных трансформаторных подстанциях также принимаем к установке выключатели нагрузки ВНРп-10з/400У3.

5.      Выбор автоматических выключателей 0,4 кВ

Автоматические выключатели 0,4 кВ выбираем по номинальному току выключателя по условию:

для однотрансформаторных цеховых подстанций:

;(6.21)

для двухтрансформаторных цеховых подстанций:

.(6.22)

Секционный выключатель двухтрансформаторной подстанции выбирается по условию:

.(6.23)

Выбор выключателей в цепи КУ производится по следующему условию:

.(6.24)

Произведем выбор автоматических выключателей по условию (6.21) для однотрансформаторных подстанций с:

трансформатором 630 кВ∙А:

Выбираем автоматический выключатель ВА53-41 с Iн=1000 А.

трансформатором 1000 кВ∙А:

Выбираем автоматический выключатель ВА55-41 с Iн=1600 А.

Произведем выбор автоматических выключателей по условию (6.22) для двухтрансформаторных подстанций с:

трансформаторами 630 кВ∙А:

Выбираем автоматический выключатель ВА55-41 с Iн=1600 А.

трансформаторами 1600 кВ∙А:

Выбираем автоматический выключатель ВА75-47 с Iн=4000 А.

По (6.23) выбираем секционный выключатель на двухтрансформаторных подстанциях с:

трансформаторами 630 кВ∙А:

Выбираем автоматический выключатель ВА53-41 с Iн=1000 А.

трансформаторами 1600 кВ∙А:

Выбираем автоматический выключатель ВА53-43 с Iн=2500 А.

.

Выберем автоматические выключатели по (6.24) в цепях КУ:

АКУ 0,4-100-25У3:

.

Выбираем автоматический выключатель ВА53-39 с Iн=250 А.

АКУ 0,4-150-25У3:

;

Выбираем автоматический выключатель ВА53-39 с Iн=400 А.

АКУ 0,4-175-25У3:

;

Выбираем автоматический выключатель ВА53-39 с Iн=400 А.

АКУ 0,4-250-20У3:

;

Выбираем автоматический выключатель ВА53-39 с Iн=630 А.

АКУ 0,4-375-25У3:

;

Выбираем автоматический выключатель ВА53-41 с Iн=1000 А.

АКУ 0,4-400-20У3:

;

Выбираем автоматический выключатель ВА53-41 с Iн=1000 А.

7. Электрические измерения и учет электроэнергии

В системе электроснабжения промышленного предприятия следует измерять текущие значения величин токов, напряжения и мощности, характеризующие режим работы, как самой системы, так и ее элементов, а также осуществлять учет потребляемой и вырабатываемой электроэнергии.

Амперметры устанавливаются в цепях, в которых необходим контроль тока (ввод РП, трансформаторы, отходящие линии, перемычки между секциями сборных шин, некоторые электроприемники и т.д.). Как правило, измеряется ток одной фазы. Измерение тока каждой фазы выполняется при неравномерной нагрузке фаз, в цепях дуговых электропечей, а также мощных комплектных конденсаторных установок, что позволяет заметить отключение части конденсаторов при перегорании предохранителей.

Напряжение измеряется на каждой секции сборных шин РП и ТП. На понижающих подстанциях допускается измерять напряжение только на стороне высшего напряжения, если установка трансформатора напряжения на первичной стороне не требуется для других целей. В трехфазных электроустановках обычно производится измерение одного междуфазного напряжения. В сетях с изолированной нейтралью (напряжением 6…35 кВ) вольтметры используются также для контроля изоляции. Для этой цели применяют три вольтметра (или один вольтметр с переключателем), включаемые на фазные напряжения через измерительный трансформатор типа ЗНОЛ.06, присоединенный к секции РП.

Измерение мощности выполняется в цепях понижающих трансформаторов ГПП. При напряжении первичной стороны 220 кВ и выше измеряется активная и реактивная мощность, при 110 кВ - только активная. В цепях двухобмоточных трансформаторов измерение производиться со стороны низшего напряжения, трехобмоточных - со стороны среднего и низшего напряжения.

Учет электроэнергии на промышленных предприятиях подразделяется на расчетный (коммерческий) и технический (контрольный).

Расчетный учет электроэнергии предназначен для осуществления денежных расчетов за выработанную, а также отпущенную потребителям электроэнергию. Устанавливаемые для этой электрические счетчики называются расчетными. Основные положения по организации и осуществлению расчетного учета на предприятиях заключаются в следующем:

1)   расчетные счетчики активной и реактивной энергии рекомендуется устанавливать на границе раздела (по балансовой принадлежности) электроснабжающей организации и предприятия;

2)   счетчики реактивной энергии устанавливаются на тех же элементах схемы, что и счетчики активной электроэнергии;

3)   учет электроэнергии трехфазного тока должен производиться с помощью трехфазных счетчиков;

4)   если со стороны предприятия с согласия энергосистемы производится выдача реактивной мощности в сеть энергосистемы, необходимо устанавливать два счетчика реактивной энергии со стопорами, в других случаях должен устанавливаться один счетчик реактивной энергии со стопором;

5)   счетчики активной энергии должны иметь класс точности не ниже 0,2; класс точности счетчика реактивной энергии должен выбираться на одну ступень ниже класса точности счетчика активной энергии;

6)   для предприятия, рассчитывающегося с электроснабжающей организацией по двухставочному (с оплатой как максимальной нагрузки, так и потребленной электроэнергии), следует предусматривать установку счетчика с указанием максимума нагрузки при наличии одного пункта учета, при двух и более пунктах - применение автоматизированных систем учета электроэнергии.

Технический учет предназначен для контроля расхода электроэнергии внутри предприятия. Для предприятия следует предусматривать возможность установки стационарных или переносных счетчиков с целью контроля за соблюдением лимитов расхода электроэнергии цехами, линиями и агрегатами, для определения расхода электроэнергии на единицу выпускаемой продукции. Приборы технического учета находятся в ведении самих потребителей. Для их установки и снятия разрешения электроснабжающей организации не требуется.

Для учета и контроля электропотребления устанавливаем информационно-измерительную многоуровневую систему энергоконтроля ИСТОК. Она позволяет обеспечивать расчетный и технический учет электроэнергии, контроль и фиксацию превышения лимита электропотребления и максимальной получасовой мощности, а также позволяет обрабатывать исходную информацию по сменной программе с выдачей результатов на дисплей или печатающее устройство.

Правильное построение системы учета и контроля электропотребления способствует снижению нерационального расхода электроэнергии и облегчает составление электрических балансов, являющихся основой для анализа состояния электрического хозяйства и выявления возможных резервов экономии энергоресурсов на предприятии.

Перечень измерительных приборов и места их установки указаны в таблице 7.1.

Таблица 7.1

Контрольно-измерительные приборы и места их установки

№	Цепь	Перечень приборов
1	Кабельная линия 10 кВ, питающая РП	Амперметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии
2	Кабельная линия 10 кВ, питающая ТП цеха	Амперметр
3	Сборные шины 10 кВ	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения, три вольтметра для измерения фазного напряжения
4	Трансформатор цеховой подстанции	Амперметр в каждой фазе, счетчик активной энергии
5	Сборные шины 0,4/0,23 кВ	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения
6	Секционный выключатель между шинами 10 кВ	Амперметр

8. Литература

.        Справочные данные по расчетным коэффициентам электрических нагрузок. - М.: Тяжпромэлектропроект, 1990

.        Радкевич В. Н. Проектирование систем электроснабжения: Учеб. пособие. - Мн.: НПООО «ПИОН», 2001

.        Королев О.П., Радкевич В.Н., Сацукевич В.Н. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебно-метод. пособие по курсовому и дипломному проектированию. - Мн.: БГПА, 1998

.        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

.        Справочник по проектированию электроснабжения/Под ред. В. И. Круповича, Ю. Г. Барыбина, М. Л. Самовера. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергия, 1980