Электроснабжение электровозоремонтного завода
Введение
электроснабжение
трансформатор подстанция цеховой
Под электроснабжением согласно ГОСТу
19431-84 понимается обеспечение потребителей электрической энергии.
СЭС как и другие объекты должны
отвечать определенным технико-экономическим требованиям. Они должны обладать
минимальными затратами при обеспечении всех технических требований,
обеспечивать требуемую надежность, быть удобными в эксплуатации и безопасными в
обслуживании, обладать гибкостью, обеспечивающей оптимальный режим эксплуатации
в нормальных условиях и близкие к ним в послеаварийных ситуациях.
При построении СЭС нужно учитывать
большое число факторов, оказывающих влияние на структуру СЭС и типы
применяемого в них оборудования.
К ним относятся:
потребляемая мощность;
категории надежности питания;
характер графиков нагрузок
потребителей;
размещение электрических нагрузок на
территории предприятия;
условия окружающей среды;
месторасположение и параметры
источников питания;
наземные и подземные коммуникации.
Сравнение отечественных и передовых
зарубежных технологий и решений
Заземление - электрическое
соединение предмета из проводящего материала с землёй. Заземление состоит из
заземлителя (части электрической цепи, непосредственно соприкасающейся с
землёй) и заземляющего проводника, соединяющего заземляемое устройство с
заземлителем.
Большая часть методов была
разработана еще в советские времена проектными институтами, но в наше время их
использование зачастую связано с повышенными экономическими затратами. Кроме
того, с приходом рыночных отношений и расширением импорта продукции, появилось
некоторое количество технологических новинок в сфере устройства контуров
заземления.
Современное электронное оборудование
предъявляет более высокие требования к характеристикам заземляющих и защитных
устройств (заземлению и защите), чем раньше. Высокая чувствительность к
импульсным помехам является особенностью современной цифровой аппаратуры,
воздействие электростатических потенциалов на аппаратуру без защиты и
заземления часто приводит к сбоям в ее работе и даже выходу из строя. Еще
большую опасность для аппаратуры представляют импульсные помехи при разрядах
молний и коммутациях в питающей сети и интерфейсных цепях, работающих без
соответствующей защиты и заземления. Для защиты от этих помех придуманы
встроенные и внешние элементы защиты от перенапряжений, которые в свою очередь,
без надежного заземления не работают.
Торговая марка ZandZ®
объединяет оборудование и технологии, позволяющие создавать современные
высококачественные и долговечные системы заземления в условиях разнообразных
климатических зон и грунтов, встречающихся на территории РФ.
На подготовительном этапе проекта,
занявшем около двух лет, разработчики ZandZ® отбирали оборудование и
технологии, в которых учтены все современные знания, отечественный и иностранный
опыт в области строительства и эксплуатации заземляющих устройств. Встречаясь
со специалистами проектных организаций и участвуя в монтаже систем заземления,
разработчики ZandZ® систематизировали задачи, возникающие перед
предприятиями, а также характерные проблемы, поднимающиеся в связи с
конструктивными особенностями заземляющих устройств. Был собран обширный
фактический материал о специфике строительства объектов заземления, конкретных
характеристиках грунтов, ведомственных норм и правил.
Опираясь на всю совокупность данных,
проект ZandZ® позволил выбрать решения, в наибольшей степени
отвечающие требованиям и условиям применения в нашей стране. Все продукты с
маркой ZandZ® имеют заложенную избыточность, так сказать - «запас
прочности от неожиданностей и случайностей», что позволяет говорить о
действительно надежных и долговечных системах, позволяющих решать любые задачи
в области защитного и рабочего заземления.
Линейка продуктов ZandZ®
позволяет построить системы заземления двух основных разновидностей:
модульно-штыревой и электролитической.
Модульная штыревая система
заземления ZandZ® - это стандартное решение для всех типов
грунта, за исключением каменистых и скальных грунтов, а так же условий вечной
мерзлоты. Модульно-штыревая конструкция заземлителя позволяет провести
монтаж в рекордно короткие сроки. Типовое время монтажа заземлителя - три часа,
при этом не требуется масштабных строительных (в том числе земляных) работ.
Конструкция заземлителя занимает минимум места и может быть организована внутри
существующего здания. Материалы и конструктивные элементы ZandZ®
обеспечивают постоянство электрического сопротивления на срок более 30 лет вне
зависимости от характеристик грунта.
Электролитическая система заземления
ZandZ® находит применение в местах с проблемными грунтами
(вечномерзлый, песчаный, скальный). Специальная конструкция заземлителя с
электролитическим наполнением и сухой смесью для заполнения околоэлектродного
пространства позволяют организовать систему заземления со стабильно высокими
параметрами практически в любых условиях.
Модульно-штыревая система
представляет собой стальные омедненные стержни. Эти системы - аналог польского
Galmar, однако превосходят его по качеству (толщина, стойкость медного
покрытия). ООО «СвязьКомплект» поставляет комплектами (15, 30, 45 метров, а
также комплекты для заземления контейнеров 6*4 метра и 6*6 метров), в которых
есть все необходимое для монтажа.
Преимуществами такой системы
является технологичность монтажа и возможность монтажа в подвалах зданий.
Электролитические системы - медные
полые перфорированные трубы, заполняемые солью, которая не вызывает коррозии
электрода. Притом состав соли не дает ей сразу вымываться, процесс растворения
происходит постепенно. Такие системы также поставляются комплектами и
применяются на участках со сложным грунтом (горная местность, где глубина
грунта до скалы не позволяет смонтировать традиционные системы, вечная мерзлота
и т.д.)
Технический паспорт проекта
Суммарная установленная
мощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1 кВ: 19969 кВт.
2 Суммарная установленная
мощность электроприемников предприятия напряжением свыше 1 кВ: 2236,2 кВт.
4 синхронных двигателя СТД-630 (Рном
= 630 кВт);
Категория основных потребителей по
надежности электроснабжения:
Потребители 1 категории: Котельная
Потребители 2 категории:
Электровозосборочный цех;
Аппаратный цех;
Тележечный цех;
Участок рессор;
Колёсный цех;
Колёсный цех;
Электромашинный цех;
Якорный цех;
Секционный цех;
Разборочный цех;
Цех кабин;
Контрольно-испытательная станция
(КИС);
Компрессорная;
Ремонтно-механический цех.
Потребители 3 категории:
Инструментальный цех;
Очистные сооружения;
Столовая;
Заводоуправление.
Полная расчетная мощность на шинах
главной понизительной подстанции: 20518 кВА;
Коэффициент реактивной мощности:
Расчетный: tg=0,468
Заданный энергосистемой:
tg=
0,5
6 Напряжение внешнего
электроснабжения: 110 кВ;
Мощность короткого замыкания в точке
присоединения к энергосистеме: МВА, тип и сечение питающих линий: Sк=3784,5 МВА, ВЛ АС-95/16
8 Расстояние от предприятия до
питающей подстанции энергосистемы: 5 км;
9 Количество, тип и мощность
трансформаторов главной понизительной подстанции: 2×ТДН-10000/110;
Напряжение внутреннего электроснабжения
предприятия: 10 кВ;
Типы принятых ячеек
распределительных устройств, в главной понизительной подстанции: К-63;
На территории устанавливаются
комплектные трансформаторные подстанции с трансформаторами типа ТМЗ, мощностью
400,630,1000 кВА;
Тип и сечение кабельных линий: ААШв
(3*25; 50; 70; 95).
Исходные данные
Необходимо выполнить проект по
электроснабжению цехов электровозоремонтного завода в объеме, указанном в
содержании. Завод расположен на Южном Урале (Челябэнерго).
Генеральный план предприятия
представлен на листе 2. Сведения об установленной мощности электроприемников,
как отдельного цеха, так и группы цехов приведены в таблицах 1 и 2.
. Расстояние от предприятия
до энергосистемы 5 км;
. Уровни напряжения на
подстанции энергосистемы: 110 и 35 кВ;
. Мощность короткого
замыкания на шинах подстанции энергосистемы:
для U1 -3784,53 МВА;
для U2 -1089,46 МВА;
. Стоимость электроэнергии
по двухставочному тарифу:
основная ставка 218,58 руб./кВт∙мес;
дополнительная 1,153 руб./кВт∙ч
. Наивысшая температура:
окружающего воздуха 22,6 ˚С;
почвы (на глубине 0,7 м) 15 ˚С;
. Коррозийная активность
грунта предприятия средняя;
. Наличие блуждающих токов в
грунте предприятия;
. Наличие колебаний и
растягивающих усилий в грунте предприятия.
1.
Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия
.1 Расчет электрических
нагрузок ремонтно-механического цеха
Расчетная номинальная мощность
трехфазных электроприемников рассчитывается по формуле (1):
Рном* = n ∙ Рном, (1)
где n - число электроприемников;
Рном - номинальная
мощность одного электроприемника, кВт.
Средняя мощность - постоянная во
времени мощность, при которой в течении периода наблюдений потребляется столько
же энергии, что и при реально изменяющемся во времени графике нагрузок за тот
же период.
Средняя активная нагрузка за
наиболее загруженную смену для каждого электроприемника или подгруппы
электроприемников определяется по формуле:
Рср = kиа ∙ Рном, (2)
где kиа - коэффициент использования по активной мощности, характеризует
степень использования установленной мощности за весь период наблюдений. Его
значение для отдельных электроприемников приводится в электрических
справочниках [1].
Средняя реактивная нагрузка за
наиболее загруженную смену:
Qср = Рном∙
tgφ, (3)
где tgφ определяется из справочных
данных.
Определение приведенного числа
электроприемников nэ зависит от kиа.
Если kиа0,2,
то
nэ
= (4)
Если kиа < 0,2, то
nэ
= (5)
где Рном мах
- максимальная мощность одного электроприемника;
n∙
- среднеквадратичная мощность.
Расчетные мощности Рр
и Qр определяются по формулам:
Рр = kра ∙ Рср, (6)
Qр = kрр ∙ Qср, (7)
где kра - расчетный коэффициент активной мощности; определяется по
справочным материалам, kра =f(nэ; kиа);
kрр - расчетный коэффициент
реактивной мощности.
Если Рср < 200 кВт, то
kрр = 1, при nэ > 10 (8)
kрр = 1,1, при nэ ≤ 10
Если Рср ≥ 200 кВт,
то kрр = 1
Полная расчетная нагрузка группы
трехфазных электроприемников определяется выражением:
Sp
= (9)
Расчетный ток:
Iр
= ,
(10)
где Uн - номинальное напряжение сети, Uн
= 380 кВ.
Значения соsφ, tgφ
и kиа
определяются из справочных данных [1].
Значения величин n, Рном, и в
итоговой строке таблицы 1 определяются суммированием величин каждой нагрузки:
;
Суммарный коэффициент
использования по активной мощности и tgφ
определяются по соответствующим формулам:
kиаΣ
= ;
tgφΣ
=
В результате
произведенных расчетов по формулам (1) - (10) полученные данные сводим в
таблицы 1.1-1.5.
В конце таблиц был
произведен расчет электрических нагрузок по цеху.
Таблица 1.1
Таблица 1.2
Таблица 1.3
Таблица 1.4
Таблица 1.5
Таблица 1.6 - Освещение
1.2 Расчет электрических
нагрузок по предприятию
Расчет начинается с определения
низковольтных нагрузок по цехам.
По справочникам находятся
коэффициенты kиа и соsφ. Для
каждого цеха вычисляются средние активная Рср и реактивная Qср нагрузки. Затем с использованием значений nэ и kиа по таблицам находится
коэффициент максимума kра, и определяются
расчетные активная Рр и реактивная Qр нагрузки.
Расчетная осветительная нагрузка Рр.осв
цеха вычисляется по выражению (11) с учетом площади производственной
поверхности пола Fц цеха, определяемой по
генплану предприятия, удельной осветительной нагрузки Руд.осв и
коэффициента спроса на освещение Кс.осв.
Рр.осв = Кс.осв∙
Руд.осв ∙ Fц (11)
После суммирования нагрузок Рр
и Рр.осв с учетом нагрузки Qр вычисляется полная
расчетная низковольтная нагрузка цеха Sр.
После нахождения нагрузок всех
цехов, рассчитывается строка «Итого по 0,4 кВ», в которой суммируются по
колонкам номинальные активные мощности Рн, средние активные Рср
и реактивные Qср нагрузки и расчетные
осветительные нагрузки Рр.осв.
Далее вычисляются коэффициенты kиа, tgφ и соsφ по
формулам (12), (13), (14). Приведенное число электроприемников по (4) или (5) и
находится коэффициент максимума kра для электроприемников напряжением
до 1000 В.
kиа
= (12)
tgφ
= (13)
соsφ = аrctg φ (14)
Определение расчетной
нагрузки высоковольтных электроприемников производится так же, как и
низковольтных. В результате вычислений записывается строка «Итого на 10 кВ».
Таблицу заканчивает строка «Итого по предприятию», в которой записываются
суммарные данные по низковольтным и высоковольтным ЭП: номинальная активная
мощность, средние и расчетные активная и реактивная нагрузки, полная расчетная
нагрузка, а также среднее для всего предприятия значения коэффициентов.
Произведен расчет
электрических нагрузок по предприятию, полученные данные сведены в таблицу
1.2.1.
Расчетные данные по
отдельным цехам в дальнейшем используются при выборе числа и мощности цеховых
понижающих трансформаторов и затем с учетом потерь мощности в указанных
трансформаторах для расчета питающих линий. Расчетные данные по предприятию в
целом с учетом потерь мощности в цеховых трансформаторах используются при
выборе трансформаторов главной понизительной подстанции (ГПП) и расчете схемы
внешнего электроснабжения.
1.3 Расчет картограммы
электрических нагрузок предприятия
Картограмма нагрузок
представляет собой размещенные на генеральном плане окружностей, центры которых
совпадают с центрами нагрузок цехов, а площади окружностей пропорциональны
расчетным активным нагрузкам. Каждая окружность делится на секторы, площади
которых пропорциональны активным нагрузкам электроприемников с напряжением до 1
кВ, электроприемников с напряжением свыше 1 кВ и электрического освещения. При
этом радиус окружности и углы секторов для каждого цеха соответственно
определяются:
Ri
= (15)
где Ррi, Ррнi,
Ррвi,
Рроi
- расчетные активные нагрузки соответственно всего цеха, электроприемников до 1
кВ, электроприемников свыше 1 кВ, электрического освещения, кВт;
m
- масштаб площадей картограммы нагрузок, кВт∙м2.
m
=,
где Рmin p - минимальная расчетная активная мощность одного цеха;
Rmin
- минимальный радиус, Rmin
= 5 мм.
Углы секторов для
каждого цеха определяются по формулам:
; ;
(16)
Центр электрических
нагрузок предприятия является символическим центром потребления электрической
энергии (активной мощности) предприятия, координаты которого находятся по
выражениям:
хо = (17)
уо = (18)
где хi, уi - координаты центра i-го
цеха на плане предприятия, м.
Главную понизительную
подстанцию следует расположить в центре электрических нагрузок. Но так как это
невозможно, мы смещаем ГПП в сторону источникам питания - подстанции
энергосистемы. Расчет был произведен по формулам (15) - (18) и сведен в таблицу
1.3.1.
Таблица 1.3.1 - Расчет
картограммы электрических нагрузок
Наименование цехов
|
Рр∑, кВт
|
Ррн/в, кВт
|
Ррв/в, кВт
|
Рросв, кВт
|
Xi, м
|
yi, м
|
r, мм
|
αн/в, град
|
αв/в, град
|
αосв, град
|
1. Электровозосборочный цех
|
824,0
|
739,5
|
0
|
84,5
|
345
|
180
|
31
|
323,1
|
0,0
|
36,9
|
2. Аппаратный цех
|
403,8
|
374,0
|
0
|
29,8
|
345
|
134
|
21
|
333,4
|
0,0
|
26,6
|
3. Тележечный цех
|
567,2
|
520,0
|
0
|
47,8
|
345
|
132
|
25
|
330,0
|
0,0
|
30,4
|
4. Участок рессор
|
276,3
|
270,0
|
0
|
6,4
|
483
|
152
|
18
|
351,8
|
0,0
|
8,3
|
5. Колесный цех
|
1573,9
|
1512,0
|
0
|
62,0
|
230
|
212
|
42
|
345,8
|
0,0
|
14,2
|
6. Механический цех
|
542,4
|
522,0
|
0
|
20,4
|
369
|
73
|
25
|
346,5
|
0,0
|
13,5
|
7. Электромашинный цех
|
852,5
|
820,0
|
0
|
32,5
|
369
|
57
|
31
|
346,3
|
0,0
|
13,7
|
8. Якорный цех
|
1401,0
|
1380,0
|
0
|
21,0
|
369
|
40,5
|
40
|
354,6
|
0,0
|
5,4
|
9. Секционный цех
|
641,2
|
594,0
|
0
|
47,2
|
347
|
22
|
27
|
333,5
|
0,0
|
26,5
|
10. Разборочный цех
|
787,3
|
765,0
|
0
|
22,4
|
458
|
172
|
30
|
349,8
|
0,0
|
10,2
|
11. Цех кабин
|
257,2
|
230,9
|
0
|
26,4
|
249
|
297
|
17
|
323,1
|
0,0
|
36,9
|
12. Котельная
|
216,7
|
211,7
|
0
|
5,1
|
247
|
252
|
16
|
351,6
|
0,0
|
8,4
|
13. КИС
|
2342,4
|
2332,8
|
0
|
9,7
|
260
|
55
|
52
|
358,5
|
0,0
|
1,5
|
14. Инструментальный цех
|
141,3
|
125,5
|
0
|
15,9
|
187
|
70
|
13
|
319,6
|
0,0
|
40,6
|
15. Компрессорная
|
2289,9
|
269,1
|
2016
|
4,9
|
531
|
150
|
51
|
42,3
|
316,9
|
0,8
|
16. Очистные сооружения
|
175,1
|
172,6
|
0
|
2,6
|
551
|
38
|
14
|
354,8
|
0,0
|
5,3
|
61,9
|
52,4
|
0
|
9,5
|
484
|
296
|
8
|
305,0
|
0,0
|
55,4
|
18. Заводоуправление
|
82,5
|
53,8
|
0
|
28,8
|
131
|
243
|
10
|
234,6
|
0,0
|
125,8
|
19. Ремонтно-механич. цех
|
468,8
|
425,9
|
0
|
42,9
|
387
|
293
|
23
|
327,1
|
0,0
|
32,9
|
Итого:
|
13905,4
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Координаты центра электрических нагрузок.
|
|
|
|
|
348
|
115
|
|
|
|
|
В данном месте наиболее
целесообразно установить ГПП, но т.к. место между цехами не имеется, то ГПП
(60-70 м.) не возможно разместить её в данном месте. Ввиду всего вышесказанного
ГПП следует перенести в место с координатами Х = 80, Y= 120, то есть в сторону питания.
2. Выбор числа, мощности
и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия
При выборе числа, типа и мощности
трансформаторов учитываются следующие факторы: категорийность
электроприёмников, питающихся от этих трансформаторов, условия охлаждения,
удельную плотность нагрузки, размеры цеха, расчетные мощности и т.д. При выборе
трансформаторов рассматриваются мощности ближайших цехов для взаимного
объединения их питания от одной подстанции. В этом случае экономическим
обоснованием выгодности объединения будет следующее:
SP.L < 15000кВА
Где SP - полная расчетная
нагрузка цеха.
L - расстояние от ТП до РПН
Таблица 2.1 - Экономическое
обоснование
Номер цеховой ТП
|
Номер низковольтного РПН
|
Произведение SpL,
кВАм
|
ТП2
|
РПН1
|
4508
|
|
РПН2
|
13344
|
ТП8
|
РПН3
|
8492
|
|
РПН4
|
10341
|
ТП3
|
РПН5
|
10928
|
ТП15
|
РПН6
|
11085
|
При выборе трансформаторов
необходимо учесть: часть реактивной мощности возможно компенсировать на стороне
низшего напряжения и применить трансформатор меньшего габарита. При этом
величина пропускаемой трансформатором реактивной мощности составит:
Q1Pi=
Где: ni - число трансформаторов цеховой ТП.
КЗДОПi - допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном
режиме.
SНтi - номинальная мощность трансформаторов в ТП.
Ррi - расчетная активная нагрузка на ТП.
На предприятии
наличествуют потребители I,
II и III категории,
принимаем цеховые ТП двухтрансформаторные (I
и II катег., для которых КЗДОП= 0,7 и 0,9 соответственно
при наличии централизованного (складского) резерва тр-ов) и
однотрансформаторные (III
катег., Кзд=0,95) [1, стр. 26]. Выбор экономически целесообразной мощности
трансформатора осуществляется по удельной плотности нагрузки цеха:
s=
Таблица 2.2 - Связь между
экономически целесообразной мощностью отдельного трансформатора цеховой ТП и σ
Плотность электрической нагрузки цеха σ,
кВА/м2
|
0,03…0,05
|
0,05…0,06
|
0,06…0,08
|
0,08…0,11
|
0,11…0,14
|
0,14…0,18
|
0,18…0,25
|
0,25…0,34
|
0,34…0,5
|
0,5… выше
|
Экономически целесообразная мощность 1-го тр-ра цеховой ТП Sэ.т, кВА
|
250
|
400
|
500
|
630
|
800
|
1000
|
1250
|
1600
|
2000
|
2500
|
Значения SЭ.Т в зависимости от s
представлены в [1, табл. 4.3.]. Коэффициенты загрузки выбранных трансформаторов
в нормальном и послеаварийном режиме будут определяться:
КЗ.Н=
КЗ.П=
SPT=
где SPTi - полная расчетная нагрузка, приходящаяся на один трансформатор
ТП,
М - число
двухтрасформаторных подстанций,
Q1
реактивная нагрузка трансформаторов.
Q1i=
Q1Pi, если Q1Pi < QPi
QPi,
если Q1Pi ³ QPi,
где QPi - расчетная реактивная нагрузка на
ТП.
Поскольку трансформаторы цеховых ТП
расположены в цехах, и никаких ограничений к установке масляных трансформаторов
не имеется, то принимаем к установке трансформаторы типа ТМЗ. которые входят в
состав КТП. В связи с тем, что трансформаторное масло является горючим
веществом, накладываются следующие ограничения:
·
при открытой установке внутрицеховой ТП суммарная мощность
трансформаторов не должна превышать 3,2 МВА
·
в одном помещении внутрицеховой ТП рекомендуется устанавливать
одну КТП (допускается не более 3-х КТП) с суммарной мощностью не более 6,5 МВА.
·
установка ТП с масляными трансформаторами выше второго этажа не
допускается.
При выборе ТП следует стремиться к
применению не более чем 3-х типогабаритов трансформаторов.
Приведем подробный расчет по выбору
трансформаторов ремонтно-механического цеха. Для остальных цехов результаты
расчетов сведены в таблицу 2.3.
Расчетная нагрузка
ремонтно-механического цеха:
Категория электроснабжения - II
РР=468,8 кВт QP=358,9 кВАр SP=590,4 кВА
Площадь цеха FЦ=3010 м2, следовательно:
s=
кВт/м2
Принимаем SЭ.Т=400 кВА.
Число трансформаторов в
цехе:
Nэт
min===2
Nт.опт
= Nэт
min+Δm = 2+0 = 2
КЗ.ДОП=0.7,
т.к. цех относится ко второй категории электроснабжения
Реактивная мощность,
пропускаемая трансформаторами:
Q1Pi===306,311
кВАр
Необходимо
компенсировать реактивную мощность с помощью низковольтных конденсаторных
батарей
QК=358,9-306,311=
52,59 кВАр
Коэффициенты загрузки:
Нормальный режим:
КЗ.Н===0,699
Послеаварийный режим:
(послеаварийным режимом
считаем выход из строя одного трансформатора)
КЗ.П==1,39
<
1,4
По справочнику для
трансформатора ТМЗ -400/10:
РХХ=0,92 кВт РКЗ
=5,5 кВт IХХ=3,5% UКЗ =4,5%
Потери в
трансформаторах:
DРТ=РХХ +
КЗ.НОМ2РКЗ = 0,92+0.69 2*5,5=3,615*2=
7,23 кВт
DQТ===22,795*2=45,589
кВАр
Мощность потребляемая
подстанцией:
РТП=РР
+ DР=468,8+ 7,23 = 476,03 кВт
QТП=Q1 + DQ=358,9
+ 45,589 = 404,489 кВАр
SТП===624,673
кВА
3. Выбор напряжения,
схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов ГПП предприятия
Величина напряжения питания главной
понизительной подстанции предприятия определяется наличием конкретных
источников питания, уровнями напряжения на них, расстоянием от главной
понизительной подстанции до этих источников, возможность сооружения воздушных
линий для передачи электроэнергии и другими факторами.
Из всех возможных вариантов внешнего
электроснабжения нужно выбрать оптимальный, т.е. имеющий наилучшие
технико-экономические показатели. Для этого, прежде всего, следует найти
величину рационального напряжения, которую возможно оценить по приближенной
формуле Стилла:
Uр.рац
= 4,34∙
(27)
где l - длина питающей линии главной понизительной подстанции, км;
Рр.n -
расчетная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения, кВт.
Расчетная активная
нагрузка предприятия:
Рр.n = (Рр.н + Рр.В + ∆РmΣ)
+ Рр.о (28)
где Рр.н, Рр.В-расчетные
низковольтная и высоковольтная нагрузка всех цехов предприятия, кВт;
∆РmΣ
- суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых трансформаторных
подстанций, кВт;
Рр.о -
расчетная активная освещения цехов и территории, кВт.
Рр.n = (11371+2016+156,5)+576,8 =14120,3 кВт
Подставив все найденные
данные в формулу (27) найдем рациональное напряжение:
Uр.рац
= 4,34∙
Для сравнения заданы два
варианта внешнего электроснабжения предприятия 35 и 110 кВ.
Полная расчетная
нагрузка предприятия. необходимая для выбора трансформаторов ГПП:
Sр
= (29)
где Qэс1 - экономически целесообразная реактивная мощность на стороне
внешнего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы (tgφ35
= 0,4; tgφ110 = 0,5);
Qэс1
= Рр.n∙
tgφ (30)
где ∆Qгпп - потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП, кВАр.
∆Qгпп = 0,07∙
Рассчитаем нагрузку на
сборных шинах 10 кВ ГПП:
где m - число узлов, питающихся от шин ГПП
N
- кол-во высоковольтных приемников
По таблице определяем
коэффициент одновремённости максимумов нагрузки:
Ком=0,9 (при
Киапред.=0,55 nэ=19)
На пятом уровне СЭС:
кВт
Для 110 кВ:
Qэс1
= 12710,43∙0,5 =6355,215 кВАр
∆Qгпп = 0,07∙ кВАр
Sр
= кВА.
На ГПП устанавливается два
трансформатора, что обеспечивает необходимую надежность питания при простой
схеме и конструкции понизительной подстанции.
Номинальная мощность каждого
трансформатора определяется из соотношения:
SТ
= и
SН.Т ³ ST
где: n = 2 - число трансформаторов ГПП.
КЗ.Н = 0,7 -
коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме (определяется из
условия резервирования).
SТ
= кВА.
Таким образом, к
установке на ГПП принимаем два трансформатора
ТДНС - 10000/110 с КЗ.Н
= 0,58 и КЗ.П =1,153.
Для 35 кВ:
Qэс1 = 12710,43∙0,4=5084,172
кВАр
∆Qгпп = 0,07∙ кВАр
Sр
= кВА.
SТ
= кВА
К установке на ГПП принимаем два
трансформатора ТДНС - 10000/35 с КЗ.Н = 0,668 и КЗ.П =
1,34
Варианты схем электроснабжения
предприятия на напряжение 35 и 110 кВ представлены на рисунках 3.1 и 3.2
соответственно.
Таблица 3.1 - Сравнение вариантов
целесообразного напряжения
Параметры
|
Напряжение сети, кВ
|
|
35
|
110
|
Экономически целесообразная реактивная мощность Qэс, кВА
|
5084,172
|
6355,215
|
Полная расчетная нагрузка Sр,
кВА
|
13363,312
|
11525,106
|
Мощность трансформаторов ГПП Sт,
кВА
|
9545,223
|
8232,22
|
Тип трансформаторов ГПП
|
ТДНС-10000/35
|
ТДН-10000/110
|
Номинальная мощность тр-ра, кВА
|
10000
|
10000
|
Напряжение на высокой стороне Uвн,
кВ
|
37
|
115
|
Напряжение на низкой стороне Uнн,
кВ
|
10,5
|
11
|
Потери холостого хода Рхх, кВт
|
12
|
14
|
Потери короткого замыкания Рк, кВт
|
60
|
58
|
Напряжение короткого замыкания Uк,
%
|
8
|
10,5
|
Ток холостого хода Iхх,
%
|
0,75
|
0,9
|
Коэф-т загрузки в нормальном режиме Кз.норм
|
0,668
|
0,58
|
Коэф-т загрузки в послеаварийном режиме Кз.авар
|
1,34
|
1,153
|
Рисунок 1. Вариант схемы
электроснабжения предприятия на напряжение 35 кВ
Рисунок 2. Вариант схемы
электроснабжения предприятия на напряжение 110 кВ
4. Технико-экономическое
обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия
.1 Вариант 35 кВ
Определим потери мощности в силовых
трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТДНС-10000/35: Рхх =
12 кВт, Ркз = 60 кВт, Iхх = 0,75%, Uк=8%.
Потери мощности в трансформаторах
находим по формулам:
DРТ=РХХ +
КЗ.НОМ2РКЗ
DQТ=
(32)
∆Рт = 2∙(12+0,6682∙60)
= 77,55 кВт
∆Qт =
Потери электрической
энергии в трансформаторах:
∆Ат = N∙(∆Рхх ∙ Тг + ∙∆Ркз∙τ)
(33)
где Тг = 8760
часов - годовое число часов работы предприятия;
τ - годовое
число часов максимальных потерь, определяется из соотношения:
τ = (0,124 + =
(0,124 +
где Тм -
годовое число использования 30 минутного максимума активной нагрузки Тм
= 3560 часов (Л1. Таблица 2.3).
∆Ат = 2∙(12
∙8760 + 0,668 2∙60∙2018,3) =
372,03∙103 кВт∙ч
Рассчитаем линию
электропередачи от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной
подстанции. Нагрузка в начале линии:
Sр.л
= (34)
Sр.л
= МВА
Расчетный ток одной цепи линии:
Iр.л
= (35)
Iр.л
=
Ток в послеаварийном
режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи):
Iп.а
= 2∙Iр.л (36)
Iп.а
= 2∙116,65 = 233,3 А
Сечение проводов линии
находим по экономической плотности тока
jэ=1,1
А/мм2:
Fэ
= (37)
Fэ
=
Выбираем провод
АС-185/128, Iдоп=515А, r0=0,169
Ом/км, х0=0,0596 Ом/км.
Проверяем провод по
нагреву в послеаварийном режиме: 515 > 246,63 А
Потери активной энергии
в проводах линии за 1 год:
(38)
Рассчитаем токи
короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на
вводах ГПП.
Исходная схема и схема
замещения для расчетов короткого замыкания приведены на рисунке 4.1.1.
Определяем параметры схемы замещения. Нам задана мощность короткого замыкания
на шинах подстанции энергосистемы
Sк
= 1089,46 MBA.
Принимаем базисную
мощность Sб = 1000 MBА,
и базисное напряжение Uб
= 37 кВ.
Суммарное сопротивление
системы в относительных единицах:
ХСΣ
= (39)
ХСΣ
=
Сопротивление воздушной
линии 35 кВ в относительных единицах:
Хл = (40)
Хл = о.е.
Iраб.утяж
= (41)
Iраб.утяж
=
а) б)
Рисунок 4.1.1- Исходная
схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания
Определим ток короткого
замыкания в точке К-1 (X1
= XСΣ = 0,918 о.е.).
Ток короткого замыкания
в точке К-1 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса
замыкания):
Iк1
= Int = In0
= (42)
Iк1
=
Ударный ток короткого
замыкания:
Iу
= (43)
где Ку =1,72
- ударный коэффициент (Л2 таблица 2.45)
Iу
=
Выбираем коммутационную
аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе в
главную понизительную подстанцию.
τ =
(44)
tc.в-
собственное время отключения (с приводом) выключателя.
τ = 0,01 + 0,04
= 0,0516
Апериодическая
составляющая:
Ia.t = (45)
где Та -
постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установок
напряжением выше 1000 В Та = 0,05 с.
Ia.t =
К установке на стороне
35 кВ принимаем выключатель элегазовый
ВГБЭ-35Б - 12,5/630УХЛ1 и
разъединитель РДЗ.1-35/630У1, РДЗ.2-35/630У1.
Вк = Iпо2 (t0 + Ta) (46)
Вк = 172 (0,05
+ 0,05) = 28,9 кА2 ∙ с
Определим ток короткого замыкания в
точке К-2:
Х2 = (47)
Х2 = Iк2 =
Iу
=
Iat
=
Вк = Iпо2 (t0 + Ta)
Вк = 13,72
∙ (0,05 + 0,05) = 18,769 кА2 ∙ с
Согласно завода
изготовителя апериодическая составляющая в отключаемом токе для времени τ
равна
iаном
= √2∙(1+βн/100)∙Iоткл.ном. = √2∙(1+32/100)∙12,5
= 23,3 кА
где βн
- содержание апериодической составляющей = 32%
Выбранные типы аппаратов
и их паспортные данные сведены в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 - Оборудование 35 кВ
Расчетные данные
|
Каталожные данные
|
|
Выключатель
|
Разъединитель
|
|
ВГБЭ-35-12,5/630УХЛ1
|
РДЗ.1-35/630У1 РД3.2-35/630У1
|
Uс=
35 кВ
|
Uн
=35 кВ
|
35 кВ
|
Iраб.утяж
=231,21 А
|
Iн
=630 А
|
630А
|
Iп,о=Iп,τ=17
кА
|
Iоткл.ном
=12,5 кА
|
-
|
Iа,τ
= 8,84 кА
|
iа
ном =23,3 кА
|
-
|
iуд
=41,35 кА
|
iдин
=89 кА
|
iдин
= 64 кА
|
Bк
= 28,9 кстер∙tтер=470,3
кА2стер∙tтер=1600
кс
|
|
|
Для защиты трансформаторов от
перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-35У1.
4.2 Вариант 110 Кв
Определим потери мощности в силовых
трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТДН-10000/110: Рхх=14
кВт, Ркз=58 кВт, Ixx=0,9%, Uк=10,5%. Потери мощности
в трансформаторах находим по формулам (32):
∆Рm = 2 ∙ (14+ 0,582
∙58) = 67,02 кВт
∆Qm =
Потери электрической
энергии в трансформаторах находим по формуле (33):
∆Ат = 2
∙ (14 ∙ 8760 + 0,58 2 ∙ 58 ∙2018,3) = 324,04
∙ 103 кВт ∙ ч
Рассчитаем линию
электропередачи от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной
подстанции. Нагрузка в начале линии рассчитывается по формуле (34):
Sр.л
= кBA
Расчетный ток одной цепи
линии определим по формуле (35):
Iр.л
=
Ток в послеаварийном
режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи) рассчитаем по формуле
(36):
Iп.а
= 2 ∙ 38,7 = 77,4 А
(jэ=1,1 А/мм2) по формуле (37):
Fэ
=
Минимально допустимое
сечение провода по короне для 110 кВ равно 70 мм. Выбираю провод АС-95/16, Iдоп=330А, r0=0,329
Ом/км, х0=0,0602 Ом/км.
Проверяем провод по
нагреву в послеаварийном режиме: 330 > 77,4 А
Потери активной энергии
в проводах линии за 1 год определим по формуле (38):
Рассчитаем токи
короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на
вводах ГПП.
Исходная схема и схема
замещения для расчетов короткого замыкания приведены на рисунке 4. Определяем
параметры схемы замещения. Нам известна мощность короткого замыкания на шинах
подстанции энергосистемы
Sк=3784,5
МВА. Принимаем базисную мощность Sб
=1000 МВА, и базисное напряжение Uб=115
кВ.
Суммарное сопротивление
системы в относительных единицах определим по формуле (39):
ХСΣ
=
Сопротивление воздушной
линии 110 кВ в относительных единицах определяем по формуле (40):
Хл = Iраб.утяж =
Рисунок 4.2.1- Исходная
схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания
Определим ток короткого
замыкания в точке К-1 (X1
= ХСΣ = 0,264 о.е.). Ток короткого замыкания в точке К-1 (периодическая
составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания)
определим по формуле (42):
Iк1
=
Ударный ток короткого
замыкания определим по формуле (43):
Iу
=
Выбираем коммутационную
аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе
главную понизительную подстанцию.
Устанавливаем элегазовый
выключатель типа: ВГБ-110I-40/2000У1.
Апериодическая
составляющая: ia.τ
=
где Та -
постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установок
напряжением выше 1000 В Та = 0,02 с.
τ =
где tc.з
= 0,01 - время срабатывания защиты;
tc.в
=0,03 - собственное время отключения выключателя.
τ = 0,01 + 0,03=
0,04 с.
ia.τ = =
13.34 кА
Тепловой импульс:
Вк = Iпо2 (t0 + Ta)
t0
= tрз +tов = 0,5 +0,055 = 0,555
с
где tрз - время срабатывания релейной защиты (МТЗ)
tов
- полное время отключения выключателя
Вк = 192
(0,555 +0,02) = 207.575 кА2 с
Определим ток короткого
замыкания в точке К-2:
Х2 =
Х2 =
0,264+0,023=0,287 о.е.
Iк2
=
iу
=
iaτ =
Вк = 17.52(0,555
+0,05) = 185.28 кА2 с
Согласно завода
изготовителя апериодическая составляющая в отключаемом токе для времени
τ равна
iаном
= √2∙(βн/100)∙Iоткл.ном. = √2∙(36/100)∙40
=20,4 кА
где βн - содержание
апериодической составляющей = 36%
Выбранные типы аппаратов и их
паспортные данные сведены в таблицу 4.2.1.
Таблица 4.2.1 - Оборудование 110 кВ
Расчетные данные
|
Каталожные данные
|
|
Выключатель
|
Разъединитель
|
|
ВГБ-110I-40/2000У1
|
РГП-110/2000УХЛ1
|
Uс=
110 кВ
|
Uн
=110 кВ
|
Uн
=110 кВ
|
Iраб.утяж
= 112,46 А
|
Iн
=2000 А
|
Iн
=2000 А
|
Iп,о=Iп,τ=
17,55 кА
|
Iоткл.ном
= 40 кА
|
-
|
Iа,τ
= 7,8 кА
|
iа
ном = 23,758 кА
|
-
|
iуд
= 42,69 кА
|
iдин
= 102 кА
|
iдин
= 100 кА
|
Bк
= 146,3 кстер∙tтер=
3200 к∙стер∙tтер=
3200 к∙с
|
|
|
Для защиты
трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-110У1, в
нейтраль силового трансформатора включаем 2×ОПН-110У1,
ЗОН-110У-IУ1 (Iн =
400 А, tтер
= 119,07 кА2с).
4.3
Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения
При сравнении вариантов
учитываются: коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции
энергосистемы, воздушные линии, вводные коммутационные аппараты главной
понизительной подстанции, силовые трансформаторы главной понизительной
подстанции.
Годовые приведенные
затраты находятся по формуле:
З = (59)
Еi =
Ен + Еаi
+ Еmрi (60)
где Еi - общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, являющиеся
суммой нормативного коэффициента эффективности Ен = 0,12, отчислений
на амортизацию Еаi и расходов на текущий ремонт. Отчисления на амортизацию,
обслуживание, текущий ремонт принимаются по [Л12];
Кi - сумма капитальных затрат i-ой
группы одинаковых электроприемников. Стоимости отдельных элементов схемы
электроснабжения определяются по [Л12];
Сэ -
стоимость годовых потерь электроэнергии.
При проектировании сетей
электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь
электроэнергии по двухставочному тарифу: Сэ = (∆Ат
+ ∆Ал)∙С0 (48)
С0 =
δ
(49)
где С0 -
удельная стоимость потерь электроэнергии;
α - основная
ставка тарифа;
β - стоимость
1 кВт∙ч электроэнергии;
Для 35 кВ:
α = 225,51 ∙ 12 = 2706,12 руб./кВт год; β=
1,261 руб./кВ∙ч;
Для 110 кВ: α
= 218,58 ∙ 12 = 2622,96 руб./кВт год; β=
1,153 руб./кВ∙ч;
Км = ∆Рэ/∆Рм
= 0,86 - отношение потерь активной мощности предприятия ∆ Рэ в
момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям ∆Рм
активной мощности предприятия.
∆ - поправочный
коэффициент коэффициент δ = 1,04 для 110 кВ;
δ = 1,03 для
35 кВ.
Сэ110 =
(324,04+29,8)∙103∙2,361=835416,24
Сэ35 =
(372,03 + 139,2)∙103∙2,487=1271429,01
Результаты сравнения
вариантов 35 и 110 кВ сведены в таблицу 4.2.2.
Таблица 4.2.2 -
Экономические показатели варианта 35; 110 кВ
Наименование оборудования
|
Единицы измерения
|
Количество
|
Стоимость единицы, тыс. руб
|
Капиталовложения, тыс. руб
|
Отчисления Е, о.е.
|
Затраты К*Е, тыс. руб
|
Потери электроэнергии ∆А, кВт*ч
|
Стоимость потерь электроэнергии Сэ
|
35 кВ
|
Разъеденитель РДЗ.1-35/630У1
|
полюс
|
18
|
6,99
|
125,82
|
0,193
|
24,283
|
|
|
Выключатель ВГБЭ-35Б - 12,5/630УХЛ1
|
шт
|
4
|
400
|
1600
|
0,193
|
308,8
|
|
|
ОПН-У-35
|
шт
|
6
|
15
|
90
|
0,193
|
17,37
|
|
|
Трансформатор силовой ТДНС-10000/35
|
шт
|
2
|
1800
|
3600
|
0,193
|
694,8
|
372030
|
|
Трансформатор тока ТФЗМ-35М-У1
|
шт
|
6
|
41,92
|
251,52
|
0,193
|
48,54
|
|
|
ВЛ-35 на ЖБ опорах (двухцепная)
|
км
|
5
|
2484,3
|
12421,5
|
0,152
|
1888,1
|
13920
|
|
Итого
|
|
|
|
18088,84
|
|
2981,893
|
385950
|
1271,429
|
110 кВ
|
Разъединитель РГП-110/2000УХЛ1
|
полюс
|
18
|
9,708
|
138,744
|
0,193
|
26,78
|
|
|
Выключатель ВГБ-110I-40/2000У1
|
шт
|
4
|
600
|
2400
|
0,193
|
463,2
|
|
|
ОПН-У110/56 ОПН-У110/77
|
шт
|
8
|
25
|
200
|
0,193
|
38,6
|
|
|
Трансформатор ТДН-10000/110
|
шт
|
2
|
3000
|
6000
|
0,193
|
1158
|
324040
|
|
Трансформатор тока ТФЗМ110Б-1У1
|
шт
|
6
|
6,96
|
41,76
|
0,193
|
8,06
|
|
|
ЗОН-110У
|
полюс
|
6
|
15
|
90
|
0,193
|
17,37
|
|
|
ВЛ-110 на ЖБ опорах (двухцепная)
|
км
|
5
|
2887,5
|
14437,5
|
0,152
|
2194,5
|
29800
|
|
Итого
|
|
|
|
23308
|
|
3906,51
|
353840
|
835,416
|
Результаты сравнения вариантов
сведены в таблицу 4.2.3.
Таблица 4.2.3 - Сравнение
экономических показателей
Вариант
|
Капитальные затраты К, тыс. руб.
|
Приведенные капитальные затраты ΣЕiКi,
тыс. руб.
|
Потери электроэнергии Σ∆А,
кВт*ч
|
Стоимость потерь электроэнергии Сэ, тыс. руб.
|
Приведенные затраты З, тыс. руб.
|
35кВ
|
18088,84
|
2981,893
|
385950
|
1271,429
|
2487
|
110 кВ
|
23308
|
3906,51
|
353840
|
835,416
|
2361
|
В результате расчетов видим, что
приведенные затраты по варианту 35 кВ превышают приведенные затраты по варианту
110 кВ в 1,05 раза. В качестве напряжения внешнего электроснабжения, мы
принимаем напряжение равное 110 кВ (рисунок 3.2).
Примечание. Расчет стоимости
воздушных линий на ЖБ опорах (двухцепных) произведён по справочным материалам
для курсового и дипломного проектирования Б.Н. Неклепаева, И.П. Крючкова в
ценах 1984 г., по справочнику ЧелСцена часть II «Стоимость работ, услуг
и объектов строительства» 2007 г. через индекс к ценам 1984 г. (инд.=76,51).
5. Выбор величины
напряжения и схемы внутреннего электроснабжения предприятия, расчет питающих
линий
.1 Выбор величины
напряжения
Выбор величины напряжения
распределительных сетей предприятия зависит от величины нагрузок 6 и 10 кВ.
Критерием выбора являются технико-экономические показатели, в первую очередь
приведенные затраты, которые рассчитываются как для сети, так и для понижающих
подстанций.
В данном курсовом проекте согласно:
«Инструкции по проектированию электроснабжения промышленных предприятий. СН
174-75», так как отсутствует нагрузка 6 кВ, принимаем напряжение внутреннего
электроснабжения предприятия на напряжение 10 кВ.
5.2 Построение схемы
внутреннего электроснабжения предприятия
Схемы распределения электроэнергии
на первой ступени от главной понизительной подстанции до распределительных
пунктов на напряжение 10 кВ применяем магистральные при последовательном
линейном расположении подстанций, для группы технологически связанных цехов,
число присоединенных подстанций две, три и радиальные при нагрузках,
располагаемых в разных направлениях от источника питания. При этом
одноступенчатыми радиальными схемами в основном нужно выполнять при питании
больших сосредоточенных нагрузок.
5.3 Конструктивное
выполнение электрической сети
Выбор способа распределения
электроэнергии зависит от величины электрических нагрузок, их размещения,
плотности застройки предприятия, конфигурации, технологических, транспортных и
других коммуникаций, типа грунта на территории предприятия.
По территории предприятия прокладку
кабелей производим в проходном тоннеле типа ТЛ150х210, что обусловлено
удобством эксплуатации и контроля питающих кабелей. Также выбираем прокладку
кабелей в траншее, как очень простой и экономически выгодный способ,
применяемый при прокладке до шести кабелей. С учетом отсутствия растягивающих
усилий в грунте и средней коррозионной активности для прокладки используем
кабель марки ААШв.
5.4 Расчет питающих
линий
Сечение кабелей напряжением 10 кВ.
определяем по экономической плотности тока и проверяются по допустимому току
кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий по его прокладке, по току
перегрузки, потери напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к
токам короткого замыкания. Все результаты расчетов приведены в таблице 5.4.1.
Расчетный ток в кабельной линии в
нормальном режиме:
Iр.к
= ,
(50)
где Sр.к − мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в
нормальном режиме, кВА.
Например, при питании
двухтрансформаторной подстанции − расчетная нагрузка, приходящаяся на
один трансформатор. Для магистральной линии мощность Sр.к
должна определяться для каждого участка путем суммирования расчетных нагрузок
соответствующих трансформаторов, питающихся по данному участку магистральной
линии.
Сечение кабельной линии,
определяется по экономической плотности тока:
Fэ
= (51)
где jэ - экономическая плотность тока, зависящая от типа кабеля и
продолжительности максимальной нагрузки [Л6]. jэ
= 1,4 А/мм2
По результатам расчета
выбирается кабель, имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к
экономически целесообразному.
Допустимый ток кабеля с
учетом условий его прокладки:
>
(52)
где Кп -
поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [Л2];
Kt
- поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель
[Л2];
Nк
- число параллельно прокладываемых кабелей.
Допустимая перегрузка
кабеля в послеаварийном режиме:
>
(53)
где КАВ -
коэффициент перегрузки [Л2].
Потеря напряжения в
кабельной линии определяется по формуле:
(54)
где Рр, Qp - расчетная активная и реактивная
нагрузки.
xо,
rо - удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля, Ом/км
[Л5].
6. Расчет токов
короткого замыкания
Мощность короткого замыкания в месте
присоединения линии, питающей главную понизительную подстанцию значительно
больше мощности потребляемой предприятием, поэтому допускается принимать
периодическую составляющую тока к.з. от энергосистемы неизменной во времени:
Iк = In.o = In.t.
Для расчетов токов короткого
замыкания составляется исходная электрическая схема, на которой показываются
источники питания точек короткого замыкания, расчетные точки и токи между ними.
Схема приведена на рисунке 6.1.
Расчет ведется для наиболее тяжелого
воздействия токов к.з., в режиме, когда один из трансформаторов главной
понизительной подстанции отключен для проведения профилактических работ
(аварии) и включен секционный выключатель в распределительном устройстве 10 кВ,
то есть все электроприемники питаются от одного трансформатора.
Рисунок 6.1- Электрическая схема для
расчета токов к.з
Для выбора
электрооборудования СЭС предприятия производим расчет токов к.з. в следующих
точках:
К-1 и К-2 - в схеме
внешнего электроснабжения;
К-3 - в
распределительном устройстве напряжением 10 кВ ГПП;
К-4 - в электрической
сети напряжением 0,4 кВ.
Расчет токов к.з. в
точках К-1 и К-2 проводился в разделе «Технико-экономическое обоснование схемы
внешнего электроснабжения предприятия».
Расчет токов к.з. в
точке К-3. Сопротивление трансформатора главной понизительной подстанции:
Хт = Х3
= о.е.
(55)
Сопротивление кабельных
линий находим по формуле:
Хл = (56)
Хл4 = о.е.
Хл5 = о.е.
Хл6= о.е.
Хл7 =
о.е.
Сопротивление СД
определяется по формуле:
Хсд = (57)
ХСД1-СД4= о.е.
Х4= Хл4+
ХСД4=0,449 +226,98=227,429 о.е.
Х5= Хл5+
ХСД2=0,467 +226,98=227,447 о.е.
Х6= Хл6+
ХСД3=0,485 +226,98=227,465 о.е.
Х7= Хл7+
ХСД4=0,503 +226,98=227,483 о.е.
Преобразуем схему:
Рисунок 6.2 - Схема для
расчета токов к.з.
Х8=
Х9=
После преобразования
получили эквивалентную схему замещения:
Х10=0,264+0,287
+10,5=11,051
Рисунок 6.3- Эквивалентная схема замещения
Базисный ток в точке К-3:
. (58)
кА.
Ток короткого замыкания в точке К-3
(периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса
замыкания) определим как:
.
(59)
кА.
. (60)
кА.
. (61)
кА.
Определим ударный ток и
наибольшее действующее значение тока к.з. в точке К-3:
. (62)
где Ку3 =
1,92 - ударный коэффициент (Барыбин, таблица 2.45).
кА.
Вычислим сечение кабелей
по условию термической стойкости:
– тепловой
импульс для ТП (tрз = 0,5 сек, Та
= 0,12 сек):
кА2∙с.
– сечение
кабеля для ТП:
, (63)
где С - тепловая функция при
номинальных условиях (Л2, таблица 2.72)
.
В результате, для
кабельных линий, питающих ТП: Fmin = 53 мм.
Определим сечение кабеля
для СД по условию термической стойкости к токам КЗ
кА2.с
мм2
Расчет тока короткого
замыкания в точке К-4 (на СШ РПН).
В сети с напряжением до 1000 В
необходимо учитывать и активные сопротивления.
Полное сопротивление трансформаторов
цеховой ТП1 ТМЗ-400
Zт1=
(64)
Активное сопротивление
тр-ра
rт1=
(65)
Индуктивное
сопротивление тр-ра
Хт1= (66)
В распред. устройствах
цеховых ТП переходное сопротивление контактов принимаем равным 0,015 Ом. Это
сопротивление в относительных единицах.
r2=rkr*=
(67)
Суммарное активное
сопротивление
rع=r1+r2= 34,375+93,75=128,125 (68)
Суммарное индуктивное
сопротивление
хع=õ*л+хТ1+х10=
74,06+107,12+11,051=192,231 (69)
х*л=
Полное сопротивление
Z4=
(70)
Мощность КЗ в точке К-4
Sкз4=
(71)
Ток КЗ при базисном
напряжении 0,4кВ находим по формуле:
Iк4=Iп,о=Iпt=
кА
(72)
Ударный ток КЗ
iуд4=
кА
(73)
Ку=1.6 (таб.
2.45 Барыбин)
Все результаты расчетов
приведены в таблице 6.1.
Ðàñ÷åòíàÿ
òî÷êà
|
Íàïðÿæåíèå
Uñð ðàñ÷åòíîé
òî÷êè, êÂ
|
Òîêè, êÀ
|
Ìîùíîñòü ê.ç.
ñòóïåíè Sê.ñò=∙Ucp∙Ino,
MBA
|
|
|
Iïî
|
Iït
|
ió
|
|
Ê-1
|
115
|
19
|
19
|
46,22
|
3784,53
|
Ê-2
|
115
|
17,5
|
17,5
|
44,55
|
3485,752210,96
|
Ê-3
|
10,5
|
5,944
|
5,944
|
16,14
|
108,101
|
Ê-4
|
0,4
|
6,248
|
6,248
|
14,138
|
4,329
|
Äëÿ îöåíêè
òåïëîâîãî èìïóëüñà
âîçäåéñòâèÿ
òîêà ÊÇ íà îòäåëüíûå
ýëåìåíòû ñõåìû
ýë. ñíàáæåíèÿ
íåîáõîäèìî íàéòè
âðåìÿ îòêëþ÷åíèÿ
ÊÇ. Ñ ýòîé öåëüþ
ïîñòðîèì äèàãðàììó
ñåëåêòèâíîñòè
äåéñòâèÿ ìàêñèìàëüíîé
òîêîâîé çàùèòû,
ñòóïåíü ñåëåêòèâíîñòè
ïðèìåì ðàâíîé
0,5 ñ.
Ðèñóíîê
6.4-Äèàãðàììà ñåëåêòèâíîñòè
7. Âûáîð
ýëåêòðîîáîðóäîâàíèÿ
ñèñòåìû ýëåêòðîñíàáæåíèÿ
ïðåäïðèÿòèÿ
.1 Âûáîð
òðàíñôîðìàòîðîâ
ñîáñòâåííûõ
íóæä ãëàâíîé
ïîíèçèòåëüíîé
ïîäñòàíöèè
Ïðèåìíèêàìè
ñîáñòâåííûõ
íóæä ïîäñòàíöèè
ÿâëÿþòñÿ îïåðàòèâíûå
öåïè, ýëåêòðîäâèãàòåëè
ñèñòåì îõëàæäåíèÿ
òðàíñôîðìàòîðîâ,
îñâåùåíèå, ýëåêòðîïîäîãðåâ
êîììóòàöèîííîé
àïïàðàòóðû ÂÍ
è øêàôîâ, óñòàíîâëåííûõ
íà îòêðûòîì âîçäóõå,
ñâÿçü, ñèãíàëèçàöèÿ,
ñèñòåìà ïîæàðîòóøåíèÿ,
ñèñòåìà òåëåìåõàíèêè
è ò.ä. Ìîùíîñòü
ïîòðåáèòåëåé
ÑÍ íåâåëèêà, ïîýòîìó
îíè ïðèñîåäèíÿþòñÿ
ê ñåòè 380/220 Â, êîòîðàÿ
ïîëó÷àåò ïèòàíèå
îò ïîíèæàþùèõ
òðàíñôîðìàòîðîâ.
Sòñí = Sí.ò ∙ 0,5% (74)
Ïðèíèìàåì
ê óñòàíîâêå äâà
òðàíñôîðìàòîðà
ÒÑÊÑ-40/145/10Ó3 ìîùíîñòüþ
38êÂÀ, êîòîðûé ïðèñîåäèíÿåòñÿ
ê øèíàì 10 ê ÷åðåç
ïðåäîõðàíèòåëè,
òàê êàê Sòñí
< 200 êÂÀ.
Òîê ïðåäîõðàíèòåëÿ:
Iï
= (75)
Iï
= À
Óñòàíàâëèâàåì
ïðåäîõðàíèòåëü
òèïà: ÏÊÒ-101-10-10-31,5Ó3
7.2 Âûáîð
ÿ÷ååê êîìïëåêòíîãî
ðàñïðåäåëèòåëüíîãî
óñòðîéñòâà ÃÏÏ
ÐÓ ÍÍ ÃÏÏ
âûïîëíÿåòñÿ êîìïëåêòíûì
èç øêàôîâ ñåðèè
Ê-63 äëÿ âíóòðåííåé
óñòàíîâêè. Øêàô
Ê-63 êîìïëåêòóåòñÿ
âàêóóìíûìè âûêëþ÷àòåëÿìè
òèïà ÂÁÊÝ-10-31,5, âñòðîåííûìè
ðàçúåäèíèòåëÿìè
âòû÷íîãî òèïà,
ñáîðíûìè øèíàìè
è òðàíñôîðìàòîðàìè
òîêà òèïà ÒËÊ-10.
Óñëîâèÿ
âûáîðà, ðàñ÷åòíûå
ïàðàìåòðû ñåòè
è êàòàëîæíûå
äàííûå ÿ÷ååê
ÊÐÓ /12/ ïðåäñòàâëåíû
â òàáëèöå 7.2.1.
Òàáëèöà
7.2.1 - Âûáîð ÿ÷ååê ÊÐÓ
ÃÏÏ
Óñëîâèÿ âûáîðà
|
Ðàñ÷åòíûå
ïàðàìåòðû ñåòè
|
Êàòàëîæíûå
äàííûå ÊÓ-63
|
uÓÑÒ
= 10 êÂuÍÎÌ
= 10 êÂ
|
|
|
IÓÒßÆ
ÃÏÏ = 769,823 ÀIÍÎÌ = 1600 À
|
|
|
iÓÄ
= 16,14 êÀiÄÈÍ
= 630 êÀ
|
|
|
ÂÊ
= 58,3
= 2976
|
|
|
Ðàáî÷èé
òîê â óòÿæåëåííîì
ðåæèìå ââîäíîé
ÿ÷åéêè îïðåäåëèì,
èñõîäÿ èç ïåðåãðóçî÷íîé
ñïîñîáíîñòè
ñèëîâûõ òðàíñôîðìàòîðîâ
ÃÏÏ:
À. (76)
Óäàðíûé
òîê óêàçàí â òàáëèöå
12 äëÿ òî÷êè êîðîòêîãî
çàìûêàíèÿ Ê3.
Òåïëîâîé
èìïóëüñ òîêà
ÊÇ îïðåäåëÿåòñÿ:
,
ãäå ÒÀ
= 0,08 ñ ñîãëàñíî
/1/;
tÎÒÊ
= tÐÇ + tÎÂ = 1,5 + 0,07 = 1,57 ñ,
tÐÇ
- âûäåðæêà âðåìåíè
ñðàáàòûâàíèÿ
ðåëåéíîé çàùèòû,
ñ;
tÎÂ
- ïîëíîå âðåìÿ îòêëþ÷åíèÿ
âûêëþ÷àòåëÿ òèïà
ÂÁÊÝ-10-31,5 ñ.
7.3 Âûáîð
âûêëþ÷àòåëåé
ÊÐÓ
Âûêëþ÷àòåëè
âûáèðàþòñÿ ïî
ðàññìîòðåííûì
âûøå óñëîâèÿì.
Ïîäðîáíûé
âûáîð âûêëþ÷àòåëÿ
íà ââîäå â ÊÐÓ
ðàññìîòðåí â
òàáëèöå 7.3.1. Ñåêöèîííûé
âûêëþ÷àòåëü ïðèíèìàåòñÿ
òîãî æå òèïà, ÷òî
è ââîäíîé.
 ÿ÷åéêàõ
ÊÐÓ òèïà Ê-63 óñòàíàâëèâàþòñÿ
âàêóóìíûå âûêëþ÷àòåëè
òèïà ÂÁÊÝ-10-31,5 ñ ñîáñòâåííûì
âðåìåíåì îòêëþ÷åíèÿ
tÑÂ = 0,06 ñ è ïîëíûì
âðåìåíåì îòêëþ÷åíèÿ
tÎÂ = 0,07 ñ.
Àìïëèòóäíîå
çíà÷åíèå àïåðèîäè÷åñêîé
ñîñòàâëÿþùåé
òîêà êîðîòêîãî
çàìûêàíèÿ â ìîìåíò
ðàñõîæäåíèÿ êîíòàêòîâ
âûêëþ÷àòåëÿ t, îïðåäåëÿåòñÿ
ïî ôîðìóëå:
êÀ,
ãäå t
= tÐÇMIN
+ tÑÂ = 0,01+0,06 = 0,07 ñ.
Íîìèíàëüíîå
äîïóñêàåìîå
çíà÷åíèå àïåðèîäè÷åñêîé
ñîñòàâëÿþùåé
â îòêëþ÷àåìîì
òîêå äëÿ âðåìåíè
t
ïî ôîðìóëå:
êÀ, (77)
bÍÎÌ
îïðåäåëÿåòñÿ
ïî êðèâîé ðèñóíêà
4.5 /2/ äëÿ âðåìåíè t
= 0,07 ñ.
Çíà÷åíèÿ
óäàðíîãî òîêà
è òåïëîâîãî èìïóëüñà
óêàçàíû â òàáëèöå
6.1.
Êàòàëîæíûå
äàííûå âûáèðàåìûõ
âûêëþ÷àòåëåé
ïðåäñòàâëåíû
â /6/.
Òàáëèöà
7.3.1 - Âûáîð âûêëþ÷àòåëåé
íà ââîäå â ÊÐÓ
Óñëîâèÿ âûáîðà
|
Ðàñ÷åòíûå
ïàðàìåòðû ñåòè
|
Êàòàëîæíûå
äàííûå ÂÁÊÝ-10-31,5/1600Ó3
|
uÓÑÒ
= 10 êÂuÍÎÌ
= 10 êÂ
|
|
|
IÓÒßÆ
= 769,823 ÀIÍÎÌ
= 1600 À
|
|
|
IÏ,t
= 5,944 êÀIÍÎÌ.ÎÒÊË.
= 31,5 êÀ
|
|
|
iÀ,t
= 3,5 êÀiÀ,ÍÎÌ
= 8,9 êÀ
|
|
|
IÏ,0
= 5,944 êÀ
iÓÄ
= 16,14 êÀIÄÈÍ
= 31,5 êÀ
ÂÊ
= 58,3
= 2967
|
|
|
Îñòàëüíûå
âûêëþ÷àòåëè
íàïðÿæåíèåì
10 ê âûáèðàþòñÿ
àíàëîãè÷íî, ðåçóëüòàòû
âûáîðà ïðåäñòàâëåíû
â òàáëèöå 7.3.2.
Òàáëèöà
7.3.2 - Âûáîð âûêëþ÷àòåëåé
è òðàíñôîðìàòîðîâ
òîêà ñõåìû âíóòðåííåãî
ýëåêòðîñíàáæåíèÿ
Êàáåëüíûå
ëèíèè
|
Uí, êÂ
|
Ið, À
|
Ióò, À
|
Iïî, êÀ
|
Ió, êÀ
|
Òèï âûêëþ÷àòåëÿ
|
Òèï ÒÀ
|
Òèï ÒÍ
|
ÃÏÏ-ÒÏ1
|
10
|
28,1
|
56,2
|
3,5
|
16
|
ÂÁÊÝ-10-20/630-Ó3 ¹1
|
ÒËÊ-10-600-0,5/10Ð
|
ÒÇËÌ-10Ó1
|
ÒÏ1-ÒÏ2
|
10
|
17,4
|
34,8
|
3,5
|
16
|
ÂÁÊÝ-10-20/630-Ó3 ¹2
|
ÒËÊ-10-600-0,5/10Ð
|
ÒÇËÌ-10Ó1
|
ÃÏÏ-ÒÏ3
|
10
|
50,5
|
100,9
|
3,5
|
16
|
ÂÁÊÝ-10-20/630-Ó3 ¹3
|
ÒËÊ-10-600-0,5/10Ð
|
ÒÇËÌ-10Ó1
|
ÃÏÏ-ÒÏ4
|
10
|
50,5
|
100,9
|
3,5
|
16
|
ÂÁÊÝ-10-20/630-Ó3 ¹4
|
ÒËÊ-10-600-0,5/10Ð
|
ÒÇËÌ-10Ó1
|
ÃÏÏ-ÒÏ5
|
10
|
47,0
|
94,1
|
3,5
|
16
|
ÂÁÊÝ-10-20/630-Ó3 ¹5
|
ÒËÊ-10-600-0,5/10Ð
|
ÒÇËÌ-10Ó1
|
ÃÏÏ-ÒÏ6
|
10
|
28,4
|
56,7
|
3,5
|
16
|
ÂÁÊÝ-10-20/630-Ó3 ¹6
|
ÒËÊ-10-600-0,5/10Ð
|
ÒÇËÌ-10Ó1
|
ÃÏÏ-ÒÏ7
|
10
|
20,9
|
41,8
|
3,5
|
16
|
ÂÁÊÝ-10-20/630-Ó3 ¹7
|
ÒËÊ-10-600-0,5/10Ð
|
ÒÇËÌ-10Ó1
|
ÃÏÏ-ÒÏ8
|
10
|
59,1
|
118,2
|
3,5
|
16
|
ÂÁÊÝ-10-20/630-Ó3 ¹8
|
ÒËÊ-10-600-0,5/10Ð
|
ÒÇËÌ-10Ó1
|
ÃÏÏ-ÑTÄ1
|
10
|
36,4
|
-
|
3,5
|
16
|
ÂÁÊÝ-10-20/630-Ó3 ¹9
|
ÒËÊ-10-100-0,5/10Ð
|
ÒÇËÌ-10Ó1
|
ÃÏÏ-ÑTÄ2
|
10
|
36,4
|
-
|
3,5
|
16
|
ÂÁÊÝ-10-20/630-Ó3 ¹10
|
ÒËÊ-10-100-0,5/10Ð
|
ÒÇËÌ-10Ó1
|
ÃÏÏ-ÑTÄ3
|
10
|
36,4
|
-
|
3,5
|
16
|
ÂÁÊÝ-10-20/630-Ó3 ¹11
|
ÒËÊ-10-100-0,5/10Ð
|
ÒÇËÌ-10Ó1
|
ÃÏÏ-ÑTÄ4
|
10
|
36,4
|
-
|
3,5
|
16
|
ÂÁÊÝ-10-20/630-Ó3 ¹12
|
ÒËÊ-10-100-0,5/10Ð
|
ÒÇËÌ-10Ó1
|
ÃÏÏ-TÏ9
|
10
|
27,9
|
55,7
|
3,5
|
16
|
ÂÁÊÝ-10-20/630-Ó3 ¹13
|
ÒËÊ-10-600-0,5/10Ð
|
ÒÇËÌ-10Ó1
|
ÃÏÏ-TÏ10
|
10
|
50,1
|
100,2
|
3,5
|
16
|
ÂÁÊÝ-10-20/630-Ó3 ¹14
|
ÒËÊ-10-600-0,5/10Ð
|
ÒÇËÌ-10Ó1
|
ÃÏÏ-TÏ11
|
10
|
32,6
|
65,2
|
3,5
|
16
|
ÂÁÊÝ-10-20/630-Ó3 ¹15
|
ÒËÊ-10-600-0,5/10Ð
|
ÒÇËÌ-10Ó1
|
ÃÏÏ-TÏ12
|
10
|
32,6
|
65,2
|
3,5
|
16
|
ÂÁÊÝ-10-20/630-Ó3 ¹16
|
ÒËÊ-10-600-0,5/10Ð
|
ÒÇËÌ-10Ó1
|
ÃÏÏ-TÏ13
|
10
|
32,5
|
64,9
|
3,5
|
16
|
ÂÁÊÝ-10-20/630-Ó3 ¹17
|
ÒËÊ-10-600-0,5/10Ð
|
ÒÇËÌ-10Ó1
|
ÃÏÏ-TÏ14
|
10
|
21,1
|
21,1
|
3,5
|
16
|
ÂÁÊÝ-10-20/630-Ó3 ¹18
|
ÒËÊ-10-600-0,5/10Ð
|
ÒÇËÌ-10Ó1
|
ÃÏÏ-TÏ15
|
10
|
123,1
|
246,1
|
3,5
|
16
|
ÂÁÊÝ-10-20/630-Ó3 ¹19
|
ÒËÊ-10-600-0,5/10Ð
|
ÒÇËÌ-10Ó1
|
7.4 Âûáîð
òðàíñôîðìàòîðîâ
òîêà â ÿ÷åéêàõ
ÊÐÓ
 ÿ÷åéêàõ
ÊÐÓ òèïà Ê-63 óñòàíàâëèâàþòñÿ
òðàíñôîðìàòîðû
òîêà òèïà ÒËÊ-10.
Ðàññìîòðèì ïîäðîáíî
âûáîð òðàíñôîðìàòîðîâ
òîêà íà ââîäå
â ÊÐÓ, òðàíñôîðìàòîð
òîêà â öåïè ñåêöèîííîãî
âûêëþ÷àòåëÿ òîãî
æå òèïà, à òðàíñôîðìàòîðû
òîêà íà äðóãèõ
ïðèñîåäèíåíèÿõ
ðàññ÷èòûâàþòñÿ
àíàëîãè÷íî, èõ
òèïû ïðåäñòàâëåíû
â òàáëèöå 7.4.1.
Òàáëèöà
7.4.1 - Âûáîð òðàíñôîðìàòîðîâ
òîêà íà ââîäå
â ÊÐÓ ÃÏÏ
Óñëîâèÿ âûáîðà
|
Ðàñ÷åòíûå
ïàðàìåòðû ñåòè
|
Êàòàëîæíûå
äàííûå ÒËÊ-10-1-3000-Ó3-0,5/10Ð
|
uÓÑÒ
= 10 êÂuÍÎÌ
= 10 êÂ
|
|
|
IÓÒßÆ
= 769,823 ÀIÍÎÌ
= 3000 À
|
|
|
iÓÄ
= 16,14 êÀiÄÈÍ
= 81 êÀ
|
|
|
ÂÊ
= 58,3
= 2977
|
|
|
Äëÿ ïðîâåðêè
âûáðàííîãî òðàíñôîðìàòîðà
òîêà ïî âòîðè÷íîé
íàãðóçêå ñîñòàâëÿåì
ñõåìó âêëþ÷åíèÿ
òðàíñôîðìàòîðîâ
òîêà è èçìåðèòåëüíûõ
ïðèáîðîâ (ðèñóíîê
10). Ïåðå÷åíü èçìåðèòåëüíûõ
ïðèáîðîâ â öåïè
ïîíèæàþùåãî
òðàíñôîðìàòîðà
íà ñòîðîíå ÍÍ
îïðåäåëÿåòñÿ
ïî òàáëèöå 4.11 /9/.
Ðèñóíîê
7.4.1 - Ñõåìà âêëþ÷åíèÿ
òðàíñôîðìàòîðîâ
òîêà è ïðèáîðîâ
Äëÿ ïðîâåðêè
òðàíñôîðìàòîðîâ
òîêà ïî âòîðè÷íîé
íàãðóçêå, ïîëüçóÿñü
ñõåìîé âêëþ÷åíèÿ
è êàòàëîæíûìè
äàííûìè ïðèáîðîâ
[Íåêëåïàåâ], îïðåäåëÿåì
íàãðóçêó ïî ôàçàì
äëÿ íàèáîëåå íàãðóæåííîãî
òðàíñôîðìàòîðà
òîêà ÒÀ (òàáëèöà
7.4.2.).
Èç òàáëèöû
7.4.2 âèäíî, ÷òî íàèáîëåå
çàãðóæåí òðàíñôîðìàòîð
òîêà ôàçû À.
Òàáëèöà
7.4.2
Ïðèáîð
|
Òèï
|
Íàãðóçêà ôàçû,
Â*À
|
Âàòòìåòð Àìïåðìåòð
Ñ÷åò÷èê ìíîãîôóíêöèîíàëüíûé
ìèêðîïðîöåññîðíûé
ñåðèè ÅâðîÀëüôà
|
Ä-335 Ý - 335 ÅÀ05
|
À
|
Â
|
Ñ
|
|
|
0,5 0,5 2
|
- - -
|
0,5 - 2
|
Èòîãî:
3 2,5
Îáùåå
ñîïðîòèâëåíèå
ïðèáîðîâ
r ïðèá =
ãäå I2 - íîìèíàëüíûé
òîê ïðèáîðà (âòîðè÷íûé).
Äîïóñòèìîå
ñîïðîòèâëåíèå
ïðîâîäîâ
r ïðîâ = r2íîì - rïðèá - rêîíò = 0,4 - 0,12 -
0,05 = 0,23 Îì
ãäå r 2íîì = 0,4 Îì -
ïî êàòàëîãó, äëÿ
êëàññà òî÷íîñòè
0,5 [4,5]
rêîíò
= 0,05 Îì - äëÿ òðåõ ïðèáîðîâ
Äëÿ ïîäñòàíöèè
ñ âûñøèì íàïðÿæåíèåì
110 ê ïðèíèìàåì
êàáåëü ñ ìåäíûìè
æèëàìè, îðèåíòèðîâî÷íàÿ
äëèíà êîòîðîãî
â ÿ÷åéêå íà ëèíèè
10 ê 4 ì [Íåêëåïàåâ],
òðàíñôîðìàòîðû
òîêà ñîåäèíåíû
â íåïîëíóþ çâåçäó,
ïîýòîìó
lðàñ÷
= ,
òîãäà ñå÷åíèå
q
=
Ïî óñëîâèþ
ìåõàíè÷åñêîé
ïðî÷íîñòè ïðèíèìàåì
êîíòðîëüíûé êàáåëü
ÂÂÃíã 3*2,5 ñ æèëàìè
ñå÷åíèå 2,5ìì2
[13].
7.5 Âûáîð
òðàíñôîðìàòîðîâ
íàïðÿæåíèÿ â ÿ÷åéêàõ
ÊÐÓ
Òðàíñôîðìàòîð
íàïðÿæåíèÿ ïðåäíàçíà÷åí
äëÿ ïèòàíèÿ êàòóøåê
íàïðÿæåíèÿ èçìåðèòåëüíûõ
ïðèáîðîâ è äëÿ
êîíòðîëÿ èçîëÿöèè
â ñåòÿõ ñ ìàëûìè
òîêàìè çàìûêàíèÿ
íà çåìëþ. ÊÐÓ Ê-63
êîìïëåêòóåòñÿ
òðàíñôîðìàòîðîì
íàïðÿæåíèÿ ÇÍÎË.06
- 10; ÍÎË.08-10; ÍÀÌÈ-10. Âûáèðàåì
ÍÀÌÈ - 10, Uíîì = 10 êÂ,
S2íîì = 75 Â*À â êëàññå
òî÷íîñòè 0,5. Ýòîò
òðàíñôîðìàòîð
íàïðÿæåíèÿ èìååò
äâå âòîðè÷íûå
îáìîòêè, îäíà
èç êîòîðûõ âêëþ÷åíà
â çâåçäó è ê íåé
ïðèñîåäèíÿþòñÿ
êàòóøêè íàïðÿæåíèÿ
èçìåðèòåëüíûõ
ïðèáîðîâ, äðóãàÿ
- ñîåäèíåíà â ðàçîìêíóòûé
òðåóãîëüíèê è
èñïîëüçóåòñÿ
äëÿ êîíòðîëÿ èçîëÿöèè.
Òðàíñôîðìàòîð
íàïðÿæåíèÿ óñòàíàâëèâàåòñÿ
íà êàæäóþ ñåêöèþ
ñáîðíûõ øèí. Ê
íåìó ïîäêëþ÷àþòñÿ
èçìåðèòåëüíûå
ïðèáîðû âñåõ ïðèñîåäèíåíèé
äàííîé ñåêöèè
è ñáîðíûõ øèí.
Ïåðå÷åíü
íåîáõîäèìûõ
èçìåðèòåëüíûõ
ïðèáîðîâ âûáèðàåì
èç ÏÓÝ [13]
Ïîäñ÷åò
âòîðè÷íîé íàãðóçêè
ïðèâåäåí â òàáëèöå
7.5.1.
Òàáëèöà
7.5.1 - Ïåðå÷åíü èçìåðèòåëüíûõ
ïðèáîðîâ
Ïðèáîð
|
Òèï
|
S îäíîé îáìîòêè
Â* À
|
×èñëî îáìîòîê
|
ños φ
|
sin φ
|
×èñëî ïðèáîðîâ
|
Ïîòðåáëÿåìàÿ
ìîùíîñòü P, Âò Q,
Â*À
|
Âîëüòìåòð ÑØ
|
Ý-335
|
2
|
1
|
1
|
0
|
2
|
4
|
-
|
Âàòòìåòð Ñ÷åò÷èê
àêòèâíûé è ðåàêòèâíûé
|
Ââîä 10ê îò òðàíñôîðìàòîðà
ÅÀ
|
Ä-335
|
1,5
|
2
|
1
|
0
|
1
|
3
|
-
|
|
|
ÅÀ
|
3 Âò
|
2
|
0,38
|
0,925
|
4
|
9,7
|
Ñ÷åò÷èê àêòèâíûé
è ðåàêòèâíûé
|
Ëèíèè 10 êÂ
|
ÅÀ
|
2 Âò
|
2
|
0,38
|
0,925
|
3
|
12
|
29
|
Èòîãî:
23 38,7
Âòîðè÷íàÿ
íàãðóçêà
S2S
= .
Òðè òðàíñôîðìàòîðà
íàïðÿæåíèÿ ÍÀÌÈ-10,
ñîåäèíåííûõ
â çâåçäó, èìåþò
ìîùíîñòü 3* 75 = 225 Â*
À, ÷òî áîëüøå S2S. Òàêèì îáðàçîì,
òðàíñôîðìàòîð
íàïðÿæåíèÿ áóäåò
ðàáîòàòü â âûáðàííîì
êëàññå òî÷íîñòè
0,5.
Äëÿ ñîåäèíåíèÿ
òðàíñôîðìàòîðîâ
íàïðÿæåíèÿ ñ ïðèáîðàìè
ïðèíèìàåì êîíòðîëüíûé
êàáåëü ÂÂÃíã
ñ ñå÷åíèåì ìåäíûõ
æèë 1,5 ìì2 ïî óñëîâèþ
ìåõàíè÷åñêîé
ïðî÷íîñòè.
Òðàíñôîðìàòîð
íàïðÿæåíèÿ ïðèñîåäèíÿåòñÿ
ê ñáîðíûì øèíàì
÷åðåç ïðåäîõðàíèòåëü
òèïà ÏÊÍ 001 - 10Ó3 è
âòû÷íîé ðàçúåäèíèòåëü.
7.6 Âûáîð
êîììóòàöèîííîé
àïïàðàòóðû íà
ñòîðîíå âûñøåãî
è íèçøåãî íàïðÿæåíèÿ
òðàíñôîðìàòîðíûõ
ïîäñòàíöèé
Âûêëþ÷àòåëè
íàãðóçêè è ïðåäîõðàíèòåëè
óñòàíàâëèâàþòñÿ
íà ââîäàõ öåõîâûõ
ÒÏ ïðè ïèòàíèè
ïîñëåäíèõ ïî ìàãèñòðàëüíûì
ñõåìàì.
Ðàññìîòðèì
âûáîð óêàçàííûõ
àïïàðàòîâ äëÿ
ÒÏ-1, íà êîòîðîé
óñòàíîâëåíû
äâà òðàíñôîðìàòîðà
òèïà ÒÌÇ-400. Óñëîâèÿ
âûáîðà, ðàñ÷åòíûå
ïàðàìåòðû ñåòè
è êàòàëîæíûå
äàííûå âûêëþ÷àòåëÿ
íàãðóçêè è ïðåäîõðàíèòåëÿ
ïðåäñòàâëåíû
â òàáëèöå 7.6.1 è
7.6.2 ñîîòâåòñòâåííî.
Êàòàëîæíûå äàííûå
ìîæíî âçÿòü èç
/5/.
Òàáëèöà
7.6.1 - Âûáîð âûêëþ÷àòåëåé
íàãðóçêè
Óñëîâèÿ âûáîðà
|
Ðàñ÷åòíûå
ïàðàìåòðû ñåòè
|
Êàòàëîæíûå
äàííûå ÂÍÏó-10/400-10çïçÓ3
|
uÓÑÒ
= 10 êÂuÍÎÌ
= 10 êÂ
|
|
|
IÓÒßÆ
= 56,2ÀIÍÎÌ
= 400 À
|
|
|
IÓÒßÆ
= 56,2ÀIÍÎÌ.
ÎÒÊË. = 400 À
|
|
|
ÂÊ
= 23,32
= 100
|
|
|
Òàáëèöà
7.6.2 - Âûáîð ïðåäîõðàíèòåëåé
Óñëîâèÿ âûáîðà
|
Ðàñ÷åòíûå
ïàðàìåòðû ñåòè
|
Êàòàëîæíûå
äàííûå ÏÊÒ104-10-31,5-20Ó3
|
uÓÑÒ
= 10 êÂuÍÎÌ
= 10 êÂ
|
|
|
IÓÒßÆ
= 56,2ÀIÍÎÌ
= 315 À
|
|
|
IÊ
= 5,944 êÀIÍÎÌ.
ÎÒÊË. = 20 êÀ
|
|
|
Ðàáî÷èé
òîê â óòÿæåëåííîì
ðåæèìå äëÿ òðàíñôîðìàòîðà
ÒÌ-400:
À. (78)
Çíà÷åíèÿ
òîêà êîðîòêîãî
çàìûêàíèÿ è óäàðíîãî
òîêà âçÿòû èç
òàáëèöû 6.1. Òåïëîâîé
èìïóëüñ îò ïðîòåêàíèÿ
òîêà:
,
ãäå ÒÀ
= 0,08 ñ ñîãëàñíî
/1/;
tÎÒÊ
= tÐÇ + tÎÂ = 0,5 + 0,07 = 0,58 ñ,
tÐÇ
- âûäåðæêà âðåìåíè
ñðàáàòûâàíèÿ
ðåëåéíîé çàùèòû,
ñ;
tÎÂ
- ïîëíîå âðåìÿ îòêëþ÷åíèÿ
âûêëþ÷àòåëÿ òèïà
ÂÍÏó-10/400-10çïçÓ3
 öåõîâûõ
ÒÏ ïðèìåíÿåì êîìïëåêòíûå
òðàíñôîðìàòîðíûå
ïîäñòàíöèè. ÊÒÏ-400,
ÊÒÏ-630 è ÊÒÏ-1000 êîìïëåêòóþòñÿ
âûêëþ÷àòåëÿìè
íàãðóçêè òèïà
ÂÍÏó-10 ñ ïðóæèííûì
ïðèâîäîì ñî âñòðîåííûìè
ïðåäîõðàíèòåëÿìè
ÏÊ. Ðåçóëüòàòû
âûáîðà ñâîäèì
â òàáëèöó 7.6.1.
Íà ñòîðîíå
íèçøåãî íàïðÿæåíèÿ
öåõîâûõ òðàíñôîðìàòîðíûõ
ïîäñòàíöèé âûáèðàåì
àâòîìàòè÷åñêèå
âûêëþ÷àòåëè
äëÿ íèçêîâîëüòíûõ
ðàñïðåäåëèòåëüíûõ
óñòðîéñòâ. Ïðèíèìàåì
ê óñòàíîâêå ðàñïðåäåëèòåëüíîå
óñòðîéñòâî òèïà
ÊÝ-1.
Ïî âåëè÷èíå
òîêà êîðîòêîãî
çàìûêàíèÿ â òî÷êå
Ê-4 ïðîèçâîäèòñÿ
âûáîð òîëüêî ââîäíûõ
âûêëþ÷àòåëåé,
óñòàíîâëåííûõ
íà ñòîðîíå íèçøåãî
íàïðÿæåíèÿ. Âûáèðàåì
âûêëþ÷àòåëè
ñåðèè «Ýëåêòðîí».
Âûáîð îáîðóäîâàíèÿ
íèçêîâîëüòíûå
ðàñïðåäåëèòåëüíûõ
ïóíêòîâ (0,4 êÂ) îñóùåñòâëÿåòñÿ
ïî òîêàì íàãðóçêè
â íîðìàëüíîì
è óòÿæåëåííîì
ðåæèìàõ. Ðåçóëüòàòû
âûáîðà ñâåäåì
â òàáëèöó 7.6.2.
Òàáëèöà
7.6.1 - Âûêëþ÷àòåëè
íàãðóçêè è ïðåäîõðàíèòåëè
¹ÒÏ
|
Uí, êÂ
|
Ið, À
|
Ióò, À
|
Iê, À
|
Òèï âûêëþ÷àòåëÿ
íàãðóçêè
|
Òèï ïðåäîõðàíèòåëÿ
|
ÒÏ1
|
10
|
26,3
|
52,6
|
5,944
|
ÂÍÏó-10/400-10çïçÓ3
¹1
|
ÏÊÒ104-10-31,5-20Ó3 ¹1
|
ÒÏ2
|
10
|
16,165
|
32,33
|
5,944
|
ÂÍÏó-10/400-10çïçÓ3
¹2
|
ÏÊÒ104-10-31,5-20Ó3 ¹2
|
ÒÏ3
|
10
|
40,415
|
80,83
|
5,944
|
ÂÍÏó-10/400-10çïçÓ3
¹3
|
ÏÊÒ104-10-31,5-20Ó3 ¹3
|
ÒÏ4
|
10
|
40,415
|
80,83
|
5,944
|
ÂÍÏó-10/400-10çïçÓ3
¹4
|
ÏÊÒ104-10-31,5-20Ó3 ¹4
|
ÒÏ5
|
10
|
25,46
|
50,92
|
5,944
|
ÂÍÏó-10/400-10çïçÓ3
¹5
|
ÏÊÒ104-10-31,5-20Ó3 ¹5
|
ÒÏ6
|
10
|
25,46
|
50,92
|
5,944
|
ÂÍÏó-10/400-10çïçÓ3
¹6
|
ÏÊÒ104-10-31,5-20Ó3 ¹6
|
ÒÏ7
|
10
|
25,46
|
50,92
|
5,944
|
ÂÍÏó-10/400-10çïçÓ3
¹7
|
ÏÊÒ104-10-31,5-20Ó3 ¹7
|
ÒÏ8
|
10
|
40,415
|
80,83
|
5,944
|
ÂÍÏó-10/400-10çïçÓ3
¹8
|
ÏÊÒ104-10-31,5-20Ó3 ¹8
|
ÒÏ9
|
10
|
25,46
|
50,92
|
5,944
|
ÂÍÏó-10/400-10çïçÓ3
¹9
|
ÏÊÒ104-10-31,5-20Ó3 ¹9
|
ÒÏ10
|
10
|
25,46
|
50,92
|
5,944
|
ÂÍÏó-10/400-10çïçÓ3
¹10
|
ÏÊÒ104-10-31,5-20Ó3 ¹10
|
ÒÏ11
|
10
|
25,46
|
50,92
|
5,944
|
ÂÍÏó-10/400-10çïçÓ3
¹11
|
ÏÊÒ104-10-31,5-20Ó3 ¹11
|
ÒÏ12
|
10
|
25,46
|
50,92
|
5,944
|
ÂÍÏó-10/400-10çïçÓ3
¹12
|
ÏÊÒ104-10-31,5-20Ó3 ¹12
|
ÒÏ13
|
10
|
25,46
|
50,92
|
5,944
|
ÂÍÏó-10/400-10çïçÓ3
¹13
|
ÏÊÒ104-10-31,5-20Ó3 ¹13
|
ÒÏ14
|
10
|
|
32,33
|
5,944
|
ÂÍÏó-10/400-10çïçÓ3
¹14
|
ÏÊÒ104-10-31,5-20Ó3 ¹14
|
ÒÏ15
|
10
|
40,415
|
80,83
|
5,944
|
ÂÍÏó-10/400-10çïçÓ3
¹15
|
ÏÊÒ104-10-31,5-20Ó3 ¹15
|
Òàáëèöà
7.6.2 - Àâòîìàòè÷åñêèå
âûêëþ÷àòåëè
¹ÒÏ, ÐÏÍ
|
Ìåñòî óñòàíîâêè
âûêëþ÷àòåëÿ
|
Ið,
À
|
Ióòÿæ,
À
|
Iê,
êÀ
|
Òèï âûêëþ÷àòåëÿ
|
ÐÏÍ1
|
ââîäíîé
|
81,4
|
163
|
6,2
|
ÝÎ16; Iíîì
= 1000 À; Iî
= 40 êÀ
|
ÐÏÍ2
|
ââîäíîé
|
60,2
|
120
|
6,2
|
ÝÎ16; Iíîì
= 1000 À; Iî
= 40 êÀ
|
ÐÏÍ3
|
ââîäíîé
|
306,5
|
613
|
6,2
|
ÝÎ16; Iíîì
= 1000 À; Iî
= 40 êÀ
|
ÐÏÍ4
|
ââîäíîé
|
248,7
|
497
|
6,2
|
ÝÎ25; Iíîì
= 1500 À; Iî
= 40 êÀ
|
ÐÏÍ5
|
ââîäíîé
|
197,2
|
394
|
6,2
|
ÝÎ16; Iíîì
= 1000 À; Iî
= 40 êÀ
|
ÐÏÍ6
|
ââîäíîé
|
160,0
|
320
|
6,2
|
ÝÎ16; Iíîì
= 1000 À; Iî
= 40 êÀ
|
Áèáëèîãðàôè÷åñêèé
ñïèñîê
1.
Ñïðàâî÷íèê
ïî ïðîåêòèðîâàíèþ
ýëåêòðîñíàáæåíèÿ.
Ýëåêòðîóñòàíîâêè
ïðîìûøëåííûõ
ïðåäïðèÿòèé. / Ïîä
îáù. ðåä. Þ.Ã. Áàðûáèíà
è äð. − Ì: Ýíåðãîàòîìèçäàò,
1990-576 ñ.
2.
Ñïðàâî÷íèê
ïî ïðîåêòèðîâàíèþ
ýëåêòðè÷åñêèõ
ñåòåé è ýëåêòðîîáîðóäîâàíèÿ.
/ Ïîä ðåä. Þ.Ã. Áàðûáèíà,
Ë.Å. Ôåäîðîâà, Ì.Ã.
Çèìåíêîâà; − Ì:
Ýíåðãîàòîìèçäàò,
1991-464 ñ.
3.
Ñïðàâî÷íèê
ïî ýëåêòðîñíàáæåíèþ
è ýëåêòðîîáîðóäîâàíèþ.
Òîì 1. Ïîä îáù. ðåä.
À.À. Ôåäîðîâà; −
Ì: Ýíåðãîàòîìèçäàò,
1986-568 ñ.
4.
Á.Í. Íåêëåïàåâ,
È.Ë. Êðþ÷êîâ. Ýëåêòðè÷åñêàÿ
÷àñòü ýëåêòðîñòàíöèé
è ïîäñòàíöèé.
Èçä. 4-å; − Ì: Ýíåðãîàòîìèçäàò,
1989-607 ñ.
5.
Ïðàâèëà óñòðîéñòâà
ýëåêòðîóñòàíîâîê.
/Ìèíýíåðãî ÑÑÑÐ.
7-å èçäàíèå, ïåðåðàáîòàííîå
è äîïîëíåííîå;
− Ì: Ýíåðãîàòîìèçäàò,
2003-723 ñ.
6.
Ë.Ä. Ðîæêîâà, Â.Ñ.
Êîçóëèí. Ýëåêòðîîáîðóäîâàíèå
ñòàíöèé è ïîäñòàíöèé.
3-å èçäàíèå, ïåðåðàáîòàííîå
è äîïîëíåííîå;
− Ì: Ýíåðãîàòîìèçäàò,
1987-648 ñ.
7. Ðóêîâîäÿùèå
óêàçàíèÿ ïî ðàñ÷åòó
ïðîâîäîâ, òðîñîâ
âîçäóøíûõ ëèíèé
ýëåêòðîïåðåäà÷;
− Ì: Ýíåðãèÿ, 1965.
8. Ñïðàâî÷íèê
ïî ýëåêòðîñíàáæåíèþ
ïðîìûøëåííûõ
ïðåäïðèÿòèé. Ïðîìûøëåííûå
ýëåêòðè÷åñêèå
ñåòè. /Ïîä ðåä. À.À.
Ôåäîðîâà è Ã.Â.
Ñåðáèíîâñêîãî;
− Ì: Ýíåðãèÿ, 1980-576ñ
10.Êîìïëåêòíûå
ðàñïðåäåëèòåëüíûå
óñòðîéñòâà âíóòðåííåé
óñòàíîâêè íàïðÿæåíèåì
6-10ê ñåðèè Ê-63. Êàòàëîã.
ÎÀÎ Ñàìàðñêèé
çàâîä «Ýëåêòðîùèò».
11.ÃÎÑÒ
12.1.030-81 ÑÑÁÒ È-1.08.87. Ýëåêòðîáåçîïàñíîñòü.
Çàùèòíîå çàçåìëåíèå,
çàíóëåíèå.
12.ÍÏÁ-105-95.
Íîðìû ïîæàðíîé
áåçîïàñíîñòè.
13.ÑÍèÏ
21-07-97. Êëàññèôèêàöèÿ
çäàíèé ïî ñòåïåíè
îãíåñòîéêîñòè,
êîíñòðóêòèâíîé
è ôóíêöèîíàëüíîé
ïîæàðíîé îïàñíîñòè.
14.ÑÍ-305-77,
ÐÄ43.21.122-87. Èíñòðóêöèÿ
ïî óñòðîéñòâó
ìîëíèåçàùèòû
çäàíèé è ñîîðóæåíèé.
15.http://www.zandz.ru/
16.http://www.skomplekt.com
Ðàçìåùåíî
íà Allbest.ru