Электроснабжение завода волочильных станков
Электроснабжение
завода волочильных станков
Исходные данные на проектирование:
Питание осуществляется от подстанции энергосистемы
неограниченной мощности на которой установлены два трансформатора по 40 МВА,
напряжением 115/37/10,5 кВ. Мощность к. з. на стороне 115 кВ равна 1250 МВА.
Расстояние от подстанции до завода 6,2 км.
Стоимость электроэнергии 1,8 р. за 1 кВт/ч.
Режим работы предприятия: в 2 смены.
Таблица 1 - Установленная мощность электрических приемников
|
№
|
Наименование
|
Кол-во эл. приемников n
|
Установленная мощность кВт
|
|
|
|
Одного эл. приёмника, Pn
|
Суммарная
|
|
1
|
Механический цех №1
|
50
|
1-50
|
1890
|
|
2
|
Механический цех №2
|
100
|
1-80
|
3800
|
|
3
|
Механосборочный цех
|
50
|
1-50
|
1820
|
|
4
|
Кузнечно-прессовый цех
|
80
|
1-80
|
1400
|
|
5
|
Цех обработки цветных металлов
|
См. приложение 5
|
|
6
|
Цех металлоконструкций
|
50
|
1-50
|
800
|
|
7
|
Цех цветного литья
|
70
|
1-80
|
1100
|
|
8
|
Чугунолитейный цех
|
100
|
1-100
|
3700
|
|
9
|
Модельный цех
|
30
|
1-30
|
230
|
|
10
|
Компрессорная станция: а) 0,4 кВ
|
10
|
1-30
|
270
|
|
б) синхронные двигатели 10 кВ
|
4
|
800
|
3200
|
|
11
|
Котельная
|
40
|
1-50
|
320
|
|
12
|
Заводоуправление
|
30
|
1-20
|
290
|
|
13
|
Столовая
|
10
|
1-40
|
370
|
|
14
|
Склад
|
10
|
1-20
|
50
|
|
15
|
Автогараж
|
20
|
1-30
|
150
|
|
Освещение цехов и территории завода определить
по площади
|
Рисунок 1 - Генплан к заданию
Реферат
Курсовой проект включает ___ страницы, 12 рисунков, 38
таблицы, 13 литературных источников, графическую часть.
Цель КП - практическое применение и закрепление знаний
полученных по курсу "Электроснабжение промышленных предприятий",
приобретение навыков по расчету и проектированию системы электроснабжения.
Объект КП - система электроснабжения завода волочильных
станков.
В проекте учтены требования, изложенные в ПУЭ, ПТЭЭ, СНиП,
противопожарные нормы промышленных предприятий.
Ключевые слова:
Главная понизительная подстанция предприятия (ГПП) -
подстанция предприятия, предназначенная для понижения напряжения получаемого из
системы до напряжения внутризаводской сети предприятия.
Цеховая подстанция (ЦП) - подстанция, устанавливаемая обычно
в цехе или рядом с цехом, предназначенная для питания этого цеха, путем
понижения напряжения внутризаводской сети до напряжения потребителей цеха.
Распределительное устройство (РУ) - электроустановка, предназначенная
для приема и распределения электроэнергии, содержит электрические аппараты,
шины и вспомогательные устройства.
Внутризаводская сеть - система электроснабжения предприятия,
передающая электроэнергию от ГПП к ЦП или РУ цехов питающихся на напряжении
внутризаводской сети.
Компенсация реактивной мощности - комплекс мероприятий
направленных на уменьшение потребления реактивной мощности из системы.
Содержание
Электроснабжение завода волочильных станков
Введение
1. Определение центра электрических нагрузок предприятия
2. Определение расчётных нагрузок предприятия
3. Построение картограммы нагрузок и определение центра
электрических нагрузок цехов
4. Выбор номинального напряжения линии электропередач, их числа,
сечения и марки проводов
5. Выбор мощности трансформаторов ГПП
6. Выбор схемы внешнего электроснабжения предприятия
7. Определение числа и мощности цеховых трансформаторов выбор схемы
внутреннего элекроснабжения
8. Выбор компенсирующих устройств
8.1 Выбор компенсирующих устройств на стороне 10 кВ
8.2 Выбор компенсирующих устройств на стороне 0,4 кВ
8.3 Перерасчет мощности цеховых трансформаторов с учетом
компенсации
9. Расчет токов короткого замыкания в системе электроснабжения
предприятия
10. Выбор электрических аппаратов
10.1 Выбор выключателей на стороне 110 кВ
10.2 Выбор разъединителей
10.3 Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ
10.4 Выбор комплектных распределительных устройств на стороне 10 кВ
10.5 Выбор автоматических выключателей на стороне 0,4 кВ цеховых
трансформаторных подстанций (ЦТП) и РП питающихся с ЦТП
10.6 Выбор трансформатора напряжения на стороне 10 кВ
10.7 Выбор шин на стороне 10 кВ ГПП
11. Выбор защит и их согласование со схемами автоматики,
сигнализации и учета
Список используемых источников
Введение
Курсовой проект посвящен проектированию системы
электроснабжения завода волочильных станков. От надежного и бесперебойного
электроснабжения зависит работа промышленного предприятия. Для эффективного
функционирования предприятия схема электроснабжения должна обеспечивать
необходимую надежность и безопасность эксплуатации.
В данном курсовом проекте разрабатывается схема
электроснабжения завода.
При проектировании систем электроснабжения на основании
технико-экономических расчетов решаются следующие задачи: обоснование номинального
напряжения сети, выбор схемы и конфигурации сети, средств компенсации
реактивной мощности и их размещения, средств ограничения токов короткого
замыкания, сечений проводов, числа и мощности трансформаторов и т.п.
Потребителями электроэнергии завода являются
заводоуправление, цех цветного литья, компрессорная, складские и
производственные цеха, среди которых приемники II категории по степени
надежности электроснабжения. Требуемый уровень надежности и безопасности при
разработке схемы электроснабжения и выборе оборудования можно обеспечить лишь
строгим соблюдением норм, изложенных в ПУЭ, СНиПах и ГОСТах, а также
применением средств релейной защиты и автоматики.
В работе приводится нескольких вариантов электроснабжения
завода. Оценка предлагаемых вариантов производится на основании расчетов,
которые будут проведены в расчетной части проекта. Опираясь на расчетные данные
проводится технико-экономическое обоснование вариантов в экономической части
проекта. Наиболее экономичным решением является вариант, отвечающий техническим
требованиям и имеющий наименьшие приведенные затраты. В случае различия
приведенных затрат на 5-10%, предпочтение следует отдавать варианту с меньшими
капиталовложениями, с лучшими качественными показателями. Качественные
показатели характеризуют технические решения, которые непосредственно не имеют
стоимостного выражения.
электроснабжение завод трансформатор электропередача
1.
Определение центра электрических нагрузок предприятия
Экономически наиболее выгодным считается расположение главной
понижающей подстанции в ЦЭН предприятия. Для определения ЦЭН предприятия найдём
расчётные мощности цехов по коэффициенту спроса и установленной мощности по
формуле:
Координаты центра электрических нагрузок определяются по формулам:
, 
где 
и 
- координаты центра нагрузок цеха, а 
- расчётная активная нагрузка цеха.
Для упрощения все расчёты представим в виде таблицы 2.
Таблица 2 - Определение ЦЭН
|
№
|
Наименование цеха
|
Рн, кВт
|
X, м
|
Y, м
|
Kс
|
 , кВт , кВт , кВт
|
|
|
|
1
|
Механический цех №1
|
1890
|
264
|
128
|
0,5
|
945
|
249480
|
120960
|
|
2
|
Механический цех №2
|
3800
|
148
|
40
|
0,5
|
1900
|
281200
|
76000
|
|
3
|
Механосборочный цех
|
1820
|
124
|
156
|
0,3
|
546
|
67704
|
85176
|
|
4
|
Кузнечно-прессовый цех
|
1400
|
264
|
288
|
0,5
|
700
|
184800
|
201600
|
|
5
|
Цех обработки цветных металлов
|
800
|
160
|
104
|
0,4
|
320
|
51200
|
33280
|
|
6
|
Цех металлоконструкций
|
800
|
208
|
140
|
0,4
|
320
|
66560
|
44800
|
|
7
|
Цех цветного литья
|
1100
|
100
|
280
|
0,65
|
715
|
71500
|
200200
|
|
8
|
Чугунолитейный цех
|
3700
|
112
|
464
|
0,65
|
2405
|
269360
|
1115920
|
|
9
|
Модельный цех
|
230
|
208
|
452
|
0,3
|
69
|
14352
|
31188
|
|
10 11
|
Компрессорная станция: а) 0,4 кВ
|
270
|
188
|
236
|
0,65
|
175,5
|
32994
|
41418
|
|
б) синхронные двиг.10 кВ
|
3200
|
188
|
236
|
0,75
|
2400
|
451200
|
566400
|
|
Котельная
|
320
|
256
|
544
|
0,6
|
192
|
49152
|
104448
|
|
12
|
Заводоуправление
|
290
|
12
|
152
|
0,5
|
145
|
1740
|
22040
|
|
13
|
Столовая
|
370
|
12
|
312
|
0,5
|
185
|
2220
|
57720
|
|
14
|
Склад
|
50
|
264
|
440
|
0,4
|
20
|
5280
|
8800
|
|
15
|
Автогараж
|
150
|
12
|
504
|
0,3
|
45
|
540
|
22680
|
|
Итого
|
|
|
|
|
11082,5
|
1799282
|
2732630
|
Координаты ЦЭН предприятия: Xo=162,35 м, Yо=246,57 м.
Место для строительства ГПП согласно генплану здесь не
занято, поэтому строим ГПП на этом месте (рисунок 2).
Рисунок 2 - Генплан предприятия с обозначенным ЦЭН.
2.
Определение расчётных нагрузок предприятия
Расчётные нагрузки для цехов предприятия определяем методом
коэффициента спроса. Цех цветного литья имеет номинальную мощность 
. По таблице 2-2 [1] находим значение коэффициента использования
для типового цеха 
и коэффициент мощности 
. По таблице 6 [2] находим значение коэффициента спроса 
. По известному значению коэффициента мощности определим значение
тангенса угла 
Расчётная активная мощность цеха черного литья будет определяться
по формуле:
кВт.
Расчётная реактивная мощность цеха цветного литья будет
определяться по формуле:
кВар.
Для освещения этого цеха принимаем люминесцентные лампы.
Коэффициент мощности с учётом местной компенсации 
. Значение удельной мощности освещения на единицу производственной
площади находим по таблице 7 [3]. Для цеха цветного литья 
. Площадь цеха определяем по генплану предприятия с учётом
масштаба 
. Примем по генплану площадь цеха цветного литья 60??140 м2. Коэффициент спроса на
осветительную нагрузку принимаем по таблице П2-2 [4] 
.
Расчётная активная мощность на освещение цеха черного литья
кВАр.
Полная расчётная нагрузка по цехам и по предприятию в целом
определяется по формуле:
Суммарная нагрузка цеха черного литья:
Аналогичным образом рассчитываются остальные цеха и здания.
Результаты расчётов приведены в таблице 3.
Полная нагрузка предприятия:
где 
- коэффициент разновременности максимума, 
.
Таблица 3 - Расчет нагрузок предприятия
|
№
|
Наименование цеха
|
РН, кВт
|
КИ
|
КС
|
сosφ
|
tgφ
|
PР, кВт
|
QР, кВАр
|
P0, Вт/м2
|
F, м2
|
КСО
|
PРО, кВт
|
QРО, кВАр
|
ΣРР, кВт
|
ΣQР, кВАр
|
ΣSР, кВА
|
|
1
|
Механический цех №1
|
850,5
|
0,4
|
0,5
|
0,75
|
0,88
|
945
|
833,4
|
3568
|
0,95
|
61
|
29,3
|
1006
|
862,7
|
1325,3
|
|
2
|
Механический цех №2
|
1710
|
0,4
|
0,5
|
0,75
|
0,88
|
1900
|
1675,6
|
18
|
7104
|
0,95
|
121,5
|
58,3
|
2021,5
|
1734
|
2663,3
|
|
3
|
Механосборочный цех
|
455
|
0,2
|
0,3
|
0,65
|
1,17
|
546
|
638,3
|
18
|
10096
|
0,95
|
172,6
|
82,9
|
718,6
|
721,2
|
1018,1
|
|
4
|
Кузнечно-прессовый цех
|
630
|
0,4
|
0,5
|
0,75
|
0,88
|
700
|
617,3
|
18
|
4320
|
0,95
|
73,8
|
35,5
|
773,9
|
652,8
|
1012,4
|
|
5
|
Цех обработки цветных металлов
|
240
|
0,3
|
0,4
|
0,70
|
1,02
|
320
|
326,5
|
18
|
2304
|
0,95
|
39,4
|
18,9
|
359,4
|
345,4
|
498,4
|
|
6
|
Цех металлоконструкций
|
240
|
0,3
|
0,4
|
0,70
|
1,02
|
320
|
326,5
|
18
|
2688
|
0,95
|
45,9
|
22,1
|
365,9
|
348,5
|
505,4
|
|
7
|
Цех цветного литья
|
715
|
0,6
|
0,65
|
0,75
|
0,88
|
715
|
630,5
|
12
|
8400
|
0,95
|
95,7
|
46
|
810,8
|
676,5
|
1056
|
|
8
|
Чугунолитейный цех
|
2405
|
0,6
|
0,65
|
0,75
|
0,88
|
2405
|
2121
|
12
|
11200
|
0,95
|
127,6
|
61,3
|
2532,7
|
2182,3
|
3343,2
|
|
9
|
Модельный цех
|
57,5
|
0,2
|
0,3
|
0,75
|
0,88
|
69
|
60,8
|
18
|
1904
|
0,95
|
32,56
|
15,6
|
101,56
|
76,5
|
127,1
|
|
10
|
Компрессорная станция: а) 0,4 кВ
|
175,5
|
0,6
|
0,65
|
0,70
|
1,02
|
175,5
|
179
|
18
|
1152
|
0,95
|
19,70
|
9,46
|
195,2
|
188,5
|
271,4
|
|
б) синхронные двиг.10 кВ
|
2400
|
0,7
|
0,75
|
0,80
|
0,75
|
2400
|
1800
|
|
|
|
|
|
2400
|
1800
|
3000
|
|
11
|
Котельная
|
176
|
0,5
|
0,6
|
0,80
|
0,75
|
192
|
144
|
12
|
2176
|
0,95
|
24,8
|
11,9
|
216,8
|
155,9
|
267
|
|
12
|
Заводоуправление
|
130,5
|
0,4
|
0,5
|
0,75
|
0,88
|
145
|
91,76
|
18
|
2880
|
0,95
|
49,2
|
23,6
|
172
|
115,4
|
207
|
|
13
|
Столовая
|
166,5
|
0,4
|
0,5
|
0,90
|
0,48
|
185
|
89,6
|
18
|
1520
|
0,95
|
25,9
|
12,5
|
211
|
102,1
|
234,4
|
|
14
|
Склад
|
17,5
|
0,3
|
0,4
|
0,80
|
0,75
|
20
|
15
|
15
|
3520
|
0,95
|
50,2
|
24
|
70,2
|
39,1
|
80,3
|
|
15
|
Автогараж
|
37,5
|
0,2
|
0,3
|
0,70
|
1,02
|
45
|
45,9
|
15
|
1360
|
0,95
|
19,4
|
9,3
|
64,4
|
55,2
|
84,8
|
|
Освещение территории предприятия
|
-
|
-
|
-
|
0,6
|
1,33
|
-
|
-
|
10
|
123424
|
0,95
|
1172,5
|
1563,4
|
1172,5
|
1563,4
|
1954,2
|
|
Итого по заводу в целом
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
13192,4
|
11619,4
|
16700
|
|
Потери в трансформаторе
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
334
|
1670
|
|
|
Итого с учетом потерь в трансформаторе
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
13526,4
|
13289,4
|
18962
|
3. Построение
картограммы нагрузок и определение центра электрических нагрузок цехов
Картограмма нагрузок представляет собой план предприятия с
нанесенными на нем окружностями, площадь которых пропорциональны величине
расчетных нагрузок цехов. Радиус окружности для цеха цветного литья
определяется как
где 
- радиус окружности; 
- расчётная мощность цеха; 
- масштаб мощности, принимаем 
Для представления о том, какая часть мощности используется для
освещения цеха, на окружности выделяют сектор, угол которого пропорционален
общей нагрузке цеха. Угол сектора для цеха цветного литья определяется как:
Аналогичным образом определяется радиус окружностей и углы
секторов для остальных цехов. Результаты расчётов приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Построение картограммы нагрузок
|
№
|
Цеха и узлы питания
|
 кВт кВт мм град
|
|
|
|
|
1
|
Механический цех №1
|
61
|
1006,01
|
17,89
|
22
|
|
2
|
Механический цех №2
|
121,5
|
2021,48
|
25,37
|
22
|
|
3
|
Механосборочный цех
|
172,6
|
718,64
|
15,12
|
86
|
|
4
|
73,8
|
773,87
|
15,69
|
34
|
|
5
|
Цех обработки цветных металлов
|
39,4
|
359,40
|
10,70
|
39
|
|
6
|
Цех металлоконструкций
|
45,9
|
365,96
|
10,79
|
45
|
|
7
|
Цех цветного литья
|
95,8
|
810,76
|
16,1
|
43
|
|
8
|
Чугунолитейный цех
|
127,68
|
2532,68
|
28,39
|
18
|
|
9
|
Модельный цех
|
32,6
|
101,56
|
5,69
|
115
|
|
10
|
Компрессорная станция:
|
19,7
|
2595,2
|
28,75
|
3
|
|
11
|
Котельная
|
24,8
|
216,81
|
8,31
|
41
|
|
12
|
Заводоуправление
|
49,2
|
172,01
|
7,40
|
103
|
|
13
|
Столовая
|
26
|
210,99
|
8, 20
|
44
|
|
14
|
Склад
|
50,2
|
70,16
|
4,73
|
257
|
|
15
|
Автогараж
|
19,4
|
64,38
|
4,53
|
108
|
Рисунок 3. Картограмма электрических нагрузок предприятия.
4. Выбор
номинального напряжения линии электропередач, их числа, сечения и марки
проводов
Согласно заданию питание осуществляется от энергосистемы
неограниченной мощности, на которой установлены два трансформатора мощностью 40
МВА, напряжением 115/35/10,5кВ.
Таким образом, существует три варианта по выбору питающего
напряжения - 115,35 или 10,5 кВ. Произведем сравнение вариантов.
Оценим по формуле Стилла величину нестандартного напряжения:
,
где
- длина линии, 
км.
- передаваемая мощность.
.
По стандартной шкале напряжений выбирают два близлежащих значения
номинального напряжения: 35 и 110кВ
Среди выбранных напряжений только одно удовлетворяет исходным
данным, поэтому выбираем напряжение 110 кВ. Так как на предприятии имеются
потребители I категории выбираемдвухцепную ВЛ.
Исходя из расчетной полной нагрузки и выбранного значения
номинального напряжения, рассчитываем значение расчетного тока по формуле:
-передаваемая мощность предприятия, КВА.- число цепей линий.
По величине номинального тока и экономической плотности тока J,
определяют стандартные сечения проводов линий высокого напряжения:
где 
при 
выбираем из5 [, таблица 3.12].
Принимаем ближайшее стандартное сечение 
АС 70/11, где
.
Выбранные сечения проводов проверяем на допустимость по нагреву
рабочим током и потере напряжения.
Проверка по нагреву сводится к сравнению токов рабочего
(расчетного) с табличным допустимым для провода
Потеря напряжения определяется по формуле
Расчет сведем в таблицу 5.
Таблица 5−Выбор сечения проводов, проверка по падению
напряжения.
|
|
 , A .,AF, мм2Марка провода , Ом/км , Ом/км , км В %
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
110
|
34,66
|
265
|
38,5
|
АС-70/11
|
0,422
|
0,444
|
6,2
|
189,2
|
0,17
|
Потери в линии не превышают допустимые 5 %.
Оценим приведенные затраты на строительство линии 110 кВ.
Затраты определяются по формуле:
- нормативный коэффициент.
- капитальные затраты на сооружение электрической сети;
- годовые эксплуатационные расходы.
Стоимость для двухцепных линий со стальной опорой −1280 т.
p., длина линии 6,2 км, и стоимость одного вакуумного выключателя −1532
т. p.
В состав годовых эксплуатационных расходов входят соответствующие
расходы в линиях
и подстанциях 
. Каждую из этих составляющих находят по выражению
,
где
- издержки на амортизацию; 
- издержки на эксплуатацию; 
- затраты на возмещение потерь электроэнергии. Издержки на
амортизацию определяются по норме отчисления на амортизацию от капитальных
затрат
где 
- коэффициент амортизации, %, принимаемый по [2, табл. 6,1].
Эксплуатационные издержки определяются по выражению:
,
где 
- отчисления на ремонты и обслуживание элементов электрической
сети, %, принимаемый по [2, табл.6,2].
Затраты на возмещение потерь электроэнергии 
рассчитываются по формуле
где 
- расчётные потери электроэнергии в сети, вызванные вводом
объекта;
- тариф на электроэнергию;
где 
время наибольших нагрузок;
;
Принимаем, что питание осуществляется по двухцепной линии
проводом марки АС 70/11, опоры железобетонные. На ГПП для гибкости схемы примем
к установке 3 вакуумных выключателя.
5. Выбор
мощности трансформаторов ГПП
Так как на предприятии имеются потребители I категории, будем
устанавливать на ГПП два трансформатора. Мощность каждого трансформатора
выбираем по формуле:
где N - число трансформаторов;
- коэффициент загрузки, Кз = 0.7.
Выбираем два трансформатора марки ТДН-16000/110 [5 (стр.244)].
Здесь Q1,Q2,Q3 - электрогазовые выключатели. Роль разъединителей в
данной схеме - это для безопасного проведения ремонта, секционные выключатели
на стороне 110 и 10 кВ в нормальном режиме выключены.
Таблица 6. Каталожные данные трансформатора.
|
Марка трансформатора
|
Номинальная мощность,  , МВАВН, кВНН, кВ , % , кВт , кВтРегулирование напряжения
|
|
|
|
|
|
|
|
2хТДН
|
16
|
115
|
11
|
10,5
|
85
|
19
|
|
6. Выбор
схемы внешнего электроснабжения предприятия
Для проектируемой подстанции наметим 2 варианта главной схемы
электрических соединений.
Рисунок 4− I вариант внешней схемы снабжения.
Рисунок 5− II вариант внешней схемы снабжения.
Экономическое сравнениевариантов
где З - приведенные затраты;
К - капитальные вложения;
И - годовые эксплуатационные издержки;
У - ущерб от недоотпуска.
Так как низкая сторона у приведенных вариантов схем не отличается
то расчет будем проводить по высокой стороне.
Т.к. ущерб от недоотпуска может возникнуть только при отключении
обоих трансформаторов или обеих питающих линий, то расчет проводим по
упрощенной формуле приведенных затрат:
Расчёт капитальных вложений сведём в таблицу7.
Таблица 7− Расчёт капитальных вложений.
|
Наименование
|
Стоимость ед. оборудования, тыс. руб.
|
1 Вариант
|
2 Вариант
|
|
|
Кол-во ед. оборуд.
|
сумма, тыс. руб.
|
Кол-во ед. оборуд.
|
сумма, тыс. руб.
|
|
Трансформатор
|
14000
|
2
|
28000
|
2
|
28000
|
|
Выключатель
|
2400
|
3
|
7200
|
2
|
4800
|
|
Разъединитель
|
130
|
8
|
1040
|
8
|
1040
|
|
Итог
|
|
36420
|
|
33840
|
По капитальным вложениям 2 вариант выгоднее.
7.
Определение числа и мощности цеховых трансформаторов выбор схемы внутреннего
элекроснабжения
Выбор схемы внутреннего электроснабжения завода определяется
размещением ГПП и цеховых подстанций на территории предприятия и зависит от
числа цеховых подстанций. Схема внутреннего электроснабжения включает в себя
распределительную сеть высокого напряжения и распределительную сеть низкого
напряжения.
Выбор схемы соединения конкретной группы электроприёмников
определяется их взаиморасположением и расположением их по отношению к источнику
энергии, требуемой надежностью электроснабжения, мощностью потребителей и т.д.
При проектировании системы внутреннего электроснабжения будем
учитывать:
на предприятии нет собственных источников электроэнергии
наличие транспортных коммуникаций
категорийность приемников
наличием цехов с малой потребляемой мощностью
В таблице 8 указана категорийность приёмников электроэнергии.
Таблица 8 - Категорийность приёмников электроэнергии.
|
№
|
Наименование цеха
|
Категория
|
|
1
|
Механический цех №1
|
2
|
|
2
|
Механический цех №2
|
2
|
|
3
|
Механосборочный цех
|
2
|
|
4
|
Кузнечно-прессовый цех
|
2
|
|
5
|
Цех обработки цветных металлов
|
2
|
|
6
|
Цех металлоконструкций
|
2
|
|
7
|
Цех цветного литья
|
1
|
|
8
|
Чугунолитейный цех
|
1
|
|
9
|
Модельный цех
|
2
|
|
10
|
Компрессорная станция:
|
2
|
|
11
|
Котельная
|
2
|
|
12
|
Заводоуправление
|
2
|
|
13
|
Столовая
|
3
|
|
14
|
Склад
|
3
|
|
15
|
Автогараж
|
3
|
При проектировании электроснабжения рассмотрим два варианта и
выберем наиболее экономичный по приведенным затратам.
Варианты схем внутреннего электроснабжения на рисунках 7 и 8.
Оба варианта предложенных схем электроснабжения - это радиальные схемы,
отличающиеся мощностью подстанций.
Питание цеховых трансформаторных подстанций будем
осуществлять кабельной линией на напряжение 10 кВ, руководствуясь [6] кабель
будем прокладывать в траншее по территории предприятия, так как в одной траншее
рекомендуется прокладывать не более 6 силовых кабелей, то при количестве
кабелей более 6, будем прокладывать в параллельных траншеях. Расстояние в свету
между крайними кабелями параллельных траншей должно быть не менее 0,5 м. При
пересечении кабельными линиями с автодорогой, трубопроводом прокладка кабелей
производится в трубах, в нашем курсовом проекте мы не будем этого учитывать.
Прокладка кабеля показана на рисунке 6.
Рисунок 6 - Прокладка кабеля.
В зависимости от общей схемы электроснабжения, величины
потребляемой мощности, территориального размещения нагрузок, требуемой степени
безопасности на всех ступенях системы электроснабжения, выбираем ту или иную
схему.
Рисунок 7 - Первый вариант электроснабжения завода.
Рисунок 8 - Второй вариант электроснабжения завода.
В таблице 9 произведён расчет мощности и стоимости КТП по первому
варианту, в таблице 10 произведён расчет мощности и стоимости КТП по второму
варианту. В таблицах 11 и 12 произведена оценка стоимости кабельной сети и
параметров её использования по первому и по второму вариантам. Кабель и цены на
кабель выбираем из источника [7], трансформаторы, КТП и цены выбираем из
источника [8].
Расчет мощности и стоимости КТП по первому варианту для ЦП2.
В ЦП2 входят: цех металлоконструкций, цех обработки цветных
металлов, полная мощность ЦП2 определяется по формуле:
где 
полные мощности цехов, кВА;
кВА.
Мощность цеховых трансформаторов определяется по формуле
где
коэффициент загрузки трансформаторов для цехов с преобладающей
нагрузкой 2 категории;
кВА.
Выбираем 2КТП 10/0,4 У3 и 2 трансформатора ТМ-1000/6-10.
Расчет кабельной линии 10 кВ для ЦП1
кВА.
Расчетный ток определяется по формуле:
где 
число кабелей;
кВ номинальное напряжение сети;
Выбор сечения кабеля по экономической плотности тока
где 
нормированная плотность тока, при максимуме нагрузки 
ч.
.
Выбираем ближайшее сечение кабеля ААБ-3x35 мм2,
длительно допустимый ток 
А.
Выбор кабелей 0,4 кВ для ЦП2-РП1, 
кВА.
Расчетный ток определяется по формуле:
Расчет по экономической плотности тока для линий 0,4 кВ не
производится.
Выбираем 4 кабелей АВВГ 3x185, 
Для других ЦП выбор производится аналогично.
Потери напряжения определяются по формуле:
где 
- длина кабеля [км],
- удельные активное и индуктивное
сопротивления кабелей [Ом/км].
Стоимость сети определяется по формуле:
где 
- количество кабелей,
- стоимость одного километра кабеля.
Годовые потери электрической энергии определяются по формуле:
где 
- время использования максимума потерь.
Стоимость потерь энергии в линии в год определяется по формуле:
где 
- стоимость 1 кВт*ч потерь
электроэнергии. Стоимость 1 кВт*ч будем брать 1р.80 коп.
Таблица 9 - Расчет мощности и стоимости КТП по первому
варианту
|
№ ЦП
|
Питаемые цеха
|
 , кВт , кВАр , кВАРасч. мощность тр-ра, кВАВыбранная КТПМарка
транс-аПолная стоимость подстанции, тыс/руб.
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
Механосборочный цех
|
718,64
|
721,21
|
1018,13
|
678,75
|
2КТП 10/0,4 - 1000
|
2xТМ-1000/6-10
|
475
|
|
2
|
Цех металлоконструкций
|
365
|
348,5
|
505,4
|
|
|
|
|
|
Цех обработки цветных металлов
|
359,4
|
345,4
|
498,4
|
|
|
|
|
|
Итого
|
|
|
1003,8
|
2КТП 10/0,4 - 1000
|
2xТМ-1000/6-10
|
475
|
|
3
|
Механический цех №1
|
1006
|
862,7
|
1325,3
|
883,5
|
2КТП 10/0,4 - 1000
|
2xТМ-1000/6-10
|
475
|
|
4
|
Механический цех №2
|
2021,5
|
1734
|
2663,3
|
1775,5
|
2КТП 10/0,4 - 2500
|
2xТМ-2500/6-10
|
1035
|
|
5
|
Заводоуправление
|
172
|
115,4
|
207
|
|
|
|
|
|
Столовая
|
211
|
102,1
|
234,4
|
|
|
|
|
|
Автогараж
|
64,4
|
55,2
|
84,8
|
|
|
|
|
|
Итого
|
|
|
526,2
|
350,8
|
2КТП 10/0,4 - 400
|
2xТМ-400/6-10
|
265
|
|
6
|
Кузнечно-прессовый цех
|
773,9
|
652,8
|
1012,4
|
674,93
|
2КТП 10/0,4 - 1000
|
2xТМ-1000/6-10
|
475
|
|
7
|
Цех цветного литья
|
810,8
|
676,5
|
1056
|
704
|
2КТП 10/0,4 - 1000
|
2xТМ-1000/6-10
|
475
|
|
8
|
Модельный цех
|
101,56
|
76,5
|
127,1
|
|
|
|
|
|
Склад
|
70,2
|
39,1
|
80,3
|
|
|
|
|
|
Котельная
|
216,8
|
155,9
|
267
|
|
|
|
|
|
Итого
|
|
|
474,4
|
316,27
|
2КТП 10/0,4 - 400
|
2xТМ-400/6-10
|
265
|
|
9
|
Чугунолитейный цех
|
2532,7
|
2182,3
|
3343,2
|
2228,8
|
2КТП 10/0,4 - 2500
|
2xТМ-2500/6-10
|
1035
|
|
10
|
Компрессорная станция (0,4 кВ)
|
195,2
|
188,5
|
271,4
|
180,93
|
2КТП 10/0,4 - 400
|
2xТМ-400/6-10
|
265
|
|
|
Итого стоимость
|
|
|
|
|
|
|
5240
|
Таблица 10 - Расчет мощности и стоимости КТП по второму
варианту.
|
№ ЦП
|
Питаемые цеха
|
, кВт, кВАр, кВАРасч. мощность тр-ра, кВАВыбранная КТПМарка
транс-аПолная стоимость подстанции, тыс/руб.
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
Механосборочный цех
|
718,64
|
721,21
|
1018,13
|
|
|
|
|
|
|
Заводоуправление
|
172
|
115,4
|
207
|
|
|
|
|
|
|
Итого
|
|
|
1225,13
|
816,75
|
2КТП 10/0,4 - 1000
|
2xТМ-1000/6-10
|
475
|
|
2
|
Цех металлоконструкций
|
365,9
|
348,5
|
505,4
|
|
|
|
|
|
Цех обработки цветных металлов
|
359,4
|
345,4
|
498,4
|
|
|
|
|
|
Итого
|
|
|
1003,8
|
669,2
|
2КТП 10/0,4 - 1000
|
2xТМ-1000/6-10
|
475
|
|
3
|
Механический цех №1
|
1006
|
862,7
|
1325,3
|
|
|
|
|
|
Кузнечно-прессовый цех
|
773,9
|
652,8
|
1012,4
|
|
|
|
|
|
Итого
|
|
|
2337,7
|
1558,5
|
2КТП 10/0,4 - 1600
|
2xТМ-1600/6-10
|
811
|
|
4
|
Механический цех №2
|
2021,5
|
1734
|
2663,3
|
1775,5
|
2КТП 10/0,4 - 2500
|
2xТМ-2500/6-10
|
1035
|
|
5
|
Цех цветного литья
|
810,8
|
676,5
|
1056
|
|
|
|
|
|
Столовая
|
211
|
102,1
|
234,4
|
|
|
|
|
|
Итого
|
|
|
1290,4
|
860,3
|
2КТП 10/0,4 - 1000
|
2xТМ-1000/6-10
|
475
|
|
6
|
Чугунолитейный цех
|
2532,7
|
2182,3
|
3343,2
|
|
|
|
|
|
Автогараж
|
64,4
|
55,2
|
84,8
|
|
|
|
|
|
Итого
|
|
|
3428
|
2285,3
|
2КТП 10/0,4 - 2500
|
2xТМ-2500/6-10
|
1035
|
|
7
|
Модельный цех
|
101,56
|
76,5
|
127,1
|
|
|
|
|
|
Склад
|
70,2
|
39,1
|
80,3
|
|
|
|
|
|
Котельная
|
216,8
|
155,9
|
267
|
|
|
|
|
|
Итого
|
|
|
474,4
|
316,27
|
2КТП 10/0,4 - 400
|
2xТМ-400/6-10
|
265
|
|
8
|
Компрессорная станция (0,4 кВ)
|
195,2
|
188,5
|
271,4
|
180,93
|
2КТП 10/0,4 - 400
|
2xТМ-400/6-10
|
265
|
|
|
Итого стоимость
|
|
|
|
|
|
|
4836
|
Таблица 11 - Оценка стоимости кабельной сети и параметров её
использования по первому варианту.
|
Участок сети
|
L, м
|
Способ прокладки
|
Sp, кВА
|
Ip, А
|
Iдоп, А
|
n
|
Марка
|
Сечение, мм2
|
R, Ом/км
|
x, Ом/км
|
ΔU, В
|
Cc, тыс/руб.
|
ΔЭ кВт*час
|
Сп, тыс. руб.
|
|
Кабели на 10 кВ
|
|
|
РУ 10кВ ГПП-ЦТП1
|
24
|
в траншее
|
1018,13
|
29,4
|
140
|
2
|
ААБ
|
3х35
|
0,89
|
0,095
|
1,69
|
15,6
|
103,63
|
0,186
|
|
РУ 10кВ ГПП-ЦТП2
|
164
|
в траншее
|
1003,8
|
29
|
140
|
2
|
ААБ
|
3х35
|
0,89
|
0,095
|
11,66
|
106,6
|
688,36
|
1,23
|
|
РУ 10кВ ГПП-ЦТП3
|
165
|
в траншее
|
1325,3
|
38,3
|
140
|
2
|
ААБ
|
3х35
|
0,89
|
0,095
|
16,12
|
107,25
|
1207,24
|
2,17
|
|
РУ 10кВ ГПП-ЦТП4
|
244
|
в траншее
|
2663,3
|
76,9
|
210
|
2
|
ААБ
|
3х70
|
0,46
|
0,061
|
25,27
|
188,37
|
3726,32
|
6,7
|
|
РУ 10кВ ГПП-ЦТП5
|
228
|
в траншее
|
526,2
|
15,2
|
90
|
2
|
ААБ
|
3х16
|
1,94
|
0,113
|
20,49
|
141,4
|
573,23
|
1,03
|
|
РУ 10кВ ГПП-ЦТП6
|
104
|
в траншее
|
1012,4
|
29,3
|
140
|
2
|
ААБ
|
3х35
|
0,89
|
0,095
|
7,8
|
67,6
|
444,04
|
0,79
|
|
РУ 10кВ ГПП-ЦТП7
|
32
|
в траншее
|
30,5
|
140
|
2
|
ААБ
|
3х35
|
0,89
|
0,095
|
2,51
|
20,8
|
148,65
|
0,267
|
|
РУ 10кВ ГПП-ЦТП8
|
268
|
в траншее
|
474,4
|
13,7
|
90
|
2
|
ААБ
|
3х16
|
1,94
|
0,113
|
21,02
|
166,2
|
547,67
|
0,985
|
|
РУ 10кВ ГПП-ЦТП9
|
208
|
в траншее
|
3343,2
|
96,6
|
255
|
2
|
ААБ
|
3х95
|
0,34
|
0,060
|
20,63
|
189,3
|
3699,64
|
6,65
|
|
РУ 10кВ ГПП-ЦТП10
|
32
|
в траншее
|
271,4
|
7,8
|
90
|
2
|
ААБ
|
3х16
|
1,94
|
0,113
|
1,27
|
19,8
|
21,4
|
0,04
|
|
РУ 10кВ ГПП-РУ10
|
32
|
в траншее
|
3000
|
86,7
|
255
|
2
|
ААБ
|
3х95
|
0,34
|
0,060
|
2,95
|
29,1
|
458,3
|
0,824
|
|
Кабели на 0,4кВ
|
|
|
ЦТП2-РП1
|
100
|
в траншее
|
498,4
|
180
|
308
|
4
|
АВВГ
|
3х185+1х95
|
0,16
|
0,059
|
19,47
|
179,2
|
3517
|
6,33
|
|
ЦТП5-РП2
|
136
|
в траншее
|
234,4
|
84,7
|
241
|
4
|
АВВГ
|
3х120+1х70
|
0,26
|
0,06
|
17,55
|
167,5
|
1719
|
3,1
|
|
ЦТП5-РП3
|
188
|
в траншее
|
84,8
|
61,3
|
178
|
2
|
АВВГ
|
3х70+1х35
|
0,44
|
0,061
|
14,9
|
72,9
|
2105
|
3,78
|
|
ЦТП8-РП4
|
40
|
в траншее
|
80,3
|
58
|
100
|
2
|
АВВГ
|
3х25+1х16
|
1,2
|
0,066
|
8,68
|
11,8
|
1095
|
1,97
|
|
ЦТП8-РП5
|
80
|
в траншее
|
267
|
96,4
|
241
|
4
|
АВВГ
|
3х120+1х70
|
0,26
|
0,06
|
13,14
|
98,6
|
1312
|
2,36
|
|
Всего
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1582
|
|
38,46
|
Таблица 12 - Оценка стоимости кабельной сети и параметров её
использования по второму варианту.
|
Участок сети
|
L, м
|
Способ прокладки
|
Sp, кВА
|
Ip, А
|
Iдоп, А
|
n
|
Марка
|
Сечение, мм2
|
R, Ом/км
|
x, Ом/км
|
ΔU, В
|
Cc, тыс/руб.
|
ΔЭ кВт*час
|
Сп, тыс. руб.
|
|
Кабели на 10 кВ
|
|
|
РУ 10кВ ГПП-ЦТП1
|
160
|
в траншее
|
1225,1
|
35,4
|
140
|
2
|
ААБ
|
3х35
|
0,89
|
0,095
|
13,95
|
104
|
1210,4
|
2,17
|
|
РУ 10кВ ГПП-ЦТП2
|
164
|
в траншее
|
1003,8
|
29
|
140
|
2
|
ААБ
|
3х35
|
0,89
|
0,095
|
11,66
|
106,6
|
832,9
|
1,49
|
|
РУ 10кВ ГПП-ЦТП3
|
144
|
в траншее
|
2337,7
|
67,56
|
210
|
2
|
ААБ
|
3х70
|
0,46
|
0,061
|
13,12
|
111,2
|
2050,1
|
3,69
|
|
РУ 10кВ ГПП-ЦТП4
|
244
|
в траншее
|
2663,3
|
76,97
|
210
|
2
|
ААБ
|
3х70
|
0,46
|
0,061
|
25,27
|
188,4
|
4508,8
|
8,11
|
|
РУ 10кВ ГПП-ЦТП5
|
192
|
в траншее
|
1290,4
|
37,29
|
140
|
2
|
ААБ
|
3х35
|
0,89
|
0,095
|
18,88
|
124,8
|
1611,4
|
2,9
|
|
РУ 10кВ ГПП-ЦТП6
|
324
|
в траншее
|
3428
|
99,1
|
255
|
2
|
ААБ
|
3х95
|
0,34
|
0,06
|
32,95
|
294,8
|
7331,3
|
13, 19
|
|
РУ 10кВ ГПП-ЦТП7
|
268
|
в траншее
|
474,4
|
13,71
|
90
|
2
|
ААБ
|
3х16
|
1,94
|
0,113
|
21,02
|
166,2
|
662,6
|
1, 19
|
|
РУ 10кВ ГПП-ЦТП8
|
32
|
в траншее
|
271,4
|
7,84
|
90
|
2
|
ААБ
|
3х16
|
1,94
|
0,113
|
1,27
|
19,8
|
25,8
|
0,05
|
|
РУ 10кВ ГПП-РУ8
|
32
|
в траншее
|
3000
|
86,7
|
255
|
2
|
ААБ
|
3х95
|
0,34
|
0,06
|
2,95
|
29,1
|
554,5
|
0,99
|
|
Кабели на 0,4кВ
|
|
|
ЦТП1-РП1
|
40
|
в траншее
|
207
|
149,5
|
241
|
2
|
АВВГ
|
3х120+1х70
|
0,26
|
0,06
|
5,16
|
24,6
|
1577,3
|
2,83
|
|
ЦТП2-РП2
|
100
|
в траншее
|
498,4
|
180
|
308
|
4
|
АВВГ
|
3х185+1х95
|
0,16
|
0,059
|
19,47
|
179,2
|
3517
|
6,33
|
|
ЦТП3-РП3
|
38
|
в траншее
|
1012,4
|
274
|
8
|
АВВГ
|
3х150+1х70
|
0,21
|
0,06
|
19,16
|
108,8
|
1809,4
|
3,25
|
|
ЦТП6-РП4
|
40
|
в траншее
|
84,8
|
61,27
|
100
|
2
|
АВВГ
|
3х25+1х16
|
1,2
|
0,066
|
8,09
|
11,8
|
1221,7
|
2, 19
|
|
ЦТП5-РП5
|
40
|
в траншее
|
234,4
|
169,4
|
241
|
2
|
АВВГ
|
3х70+1х35
|
0,44
|
0,061
|
9,9
|
15,5
|
3422,8
|
6,16
|
|
ЦТП7-РП6
|
40
|
в траншее
|
80,3
|
58
|
100
|
2
|
АВВГ
|
3х25+1х16
|
1,2
|
0,066
|
8,68
|
11,8
|
1095,5
|
1,97
|
|
ЦТП7-РП7
|
80
|
в траншее
|
267
|
96,4
|
241
|
4
|
АВВГ
|
3х120+1х70
|
0,26
|
0,06
|
13,14
|
98,5
|
1312,1
|
2,36
|
|
Всего
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1595,1
|
|
58,94
|
Наилучший вариант схемы электроснабжения промышленного
предприятия выбирают по условию минимальных приведённых затрат по формуле:
- нормативный коэффициент.
- капитальные затраты на сооружение;
- годовые эксплуатационные расходы.
Рассчитаем затраты по первому варианту:
,
где - издержки на амортизацию; - издержки на эксплуатацию; - затраты на возмещение потерь электроэнергии. Издержки на
амортизацию определяются по норме отчисления на амортизацию от капитальных
затрат
где - коэффициент амортизации, %, принимаемый по [2, табл.6,1].
Эксплуатационные издержки определяются по выражению
,
где - отчисления на ремонты и обслуживание элементов электрической
сети, %, принимаемый по [2, табл.6,2].
Затраты на возмещение потерь электроэнергии 
т. р
Таблица 13−Сравнение вариантов электроснабжения
|
№ Вар
|
Стоим. подстан. тыс. руб.
|
Стоим. сети тыс. руб.
|
Суммарные капиталовложения, тыс. руб.
|
Амортизационные отчисления, тыс. руб.
|
Годовые потери эл. энергии кВт∙ч
|
Стоим. потерь тыс. руб.
|
Привед. эатраты тыс. руб.
|
|
1
|
5240
|
1582
|
6822
|
457,1
|
21367,92
|
38,46
|
1341,5
|
|
2
|
4836
|
1595
|
6431
|
430,8
|
32744,31
|
58,94
|
1287,2
|
По результатам видно, что второйвариант дешевле, чем первый,
поэтому выбираем второй вариант электроснабжения.
8. Выбор
компенсирующих устройств
Компенсация реактивной мощности на предприятиях применяется с
целью уменьшения активных потерь, уменьшению токовой нагрузки на сети
предприятия, частичной разгрузки трансформаторов.
Таблица 14. Распределение реактивной мощности по ЦП
предприятия
|
№ ЦП
|
Суммарная по ЦП , кВАр
|
|
ЦП1
|
836,6
|
|
ЦП2
|
693,9
|
|
ЦП3
|
1515,5
|
|
ЦП4
|
1734
|
|
ЦП5
|
778,6
|
|
ЦП6
|
2237,5
|
|
ЦП7
|
271,5
|
|
ЦП8
|
188,5
|
|
РУ8 (С. Д)
|
1800
|
|
 по предприятию10056,1
|
|
Для выбора компенсирующих устройств зададимся требуемым
коэффициентом активной мощности cosjж=0,92 или tgjж=0,425. Средний
коэффициент активной мощности по предприятию cosj = 0,75.
Определим мощности компенсирующих устройств для подстанций
Реактивная мощность передаваемая энергосистемой 
:
,
где 
- максимальная активная мощность нагрузки предприятия, кВт;
- естественный коэффициент реактивной мощности нагрузки
предприятия;
- желаемый коэффициент реактивной мощности нагрузки предприятия.
Мощность конденсаторов 
определяется по формуле:
− максимальная величина реактивной мощности, которую может
генерировать СД;
Оценим величину генерируемой реактивной мощности синхронными
двигателями по формуле:
−коэффициент загрузки по активной мощности;
кВАр.
За счет этой реактивной мощности можно покрыть потребление реактивной
мощности подстанций 1,2,7,8 - 1990,5 кВар. Для остальных необходимо применение
компенсирующих устройств. В их качестве рассмотрим применение конденсаторов на
10 кВ и 0,4 кВ.
Мощность конденсаторов:
кВАр.
Выбираем вариант установки конденсаторных батарей в зависимости от
экономической целесообразности.
где 
- стоимость вводного устройства. На уровне напряжения 10 кВ на
всех трансформаторных подстанциях предусматриваем установку ячеек КРУ
стоимостью 100 т. р. На напряжении 0,4 кВ стоимость вводного устройства равна
нулю.
- суммарные ежегодные отчисления от стоимости вводного
устройства; 
- удельная стоимость батарей конденсаторов.
8.1 Выбор
компенсирующих устройств на стороне 10 кВ
Компенсация на ГПП - одна батарея марки УКЛ-10 - 2250 У1 [7]
– Номинальное напряжение Uн=10кВ
– Компенсируемая мощность Qбк=2250 кВар
– Удельная стоимость батареи конденсаторов Ку=5,7
руб/кВар
т. р.
По результатам видно, что скомпенсированная мощность составила
2250кВАр, что превышает расчетную на 87,5кВАр.
8.2 Выбор
компенсирующих устройств на стороне 0,4 кВ
а) ЦП № 4; 
кВАр. Устанавливаем 2 КРМ-0,4-750-75 У3
кВАр.
Удельная стоимость батареи конденсаторов Ку=7,5
руб/кВар
т. р
б) ЦП № 5; 
кВАр
Устанавливаем 1КРМ-0,4-750-75 У3
кВАр.
Удельная стоимость батареи конденсаторов Ку=7,5
руб/кВар
т. р
По результатам видно, что скомпенсированная мощность составила
2250кВар, что большерасчетной на 87,5кВар. Общая стоимость составила 17300 руб.
Как видно стоимость установки батарей в сети 0,4 кВ. обойдется
дешевле, чем на 10 кВ. Кроме того, целесообразно компенсировать реактивную
мощность именно на низкой стороне, так как это позволит разгрузить трансформаторы.
Поэтому предлагаем к установке конденсаторные батареи на 0,4 кВ.
Таблица 15. Выбор компенсирующих устройств
№ЦП Марка батареи Мощность батареи,
, кВАрКоличество батарейСкомпенсируемая
|
мощность, 
|
|
|
|
|
ЦП 4
|
КРМ-0,4-750-75 У3
|
750
|
2
|
1500
|
|
ЦП 5
|
КРМ-0,4-750-75У3
|
750
|
1
|
750
|
8.3
Перерасчет мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсации
Таблица 16. Расчет мощности и стоимости КТП по второму
варианту с учетом компенсации.
|
№ ЦП
|
Питаемые цеха
|
, кВт, кВАр , кВАр, кВАРасч. мощность тр-ра, кВАВыбранная КТПМарка
транс-аПолная стоимость подстанции, тыс/руб.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
Механосборочный цех
|
718,64
|
721,21
|
|
|
|
|
|
|
|
Заводоуправление
|
172
|
115,4
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого
|
|
|
-
|
1225,13
|
816,75
|
2КТП 10/0,4 - 1000
|
2xТМ-1000/6-10
|
475
|
|
2
|
Цех металлоконструкций
|
365,9
|
348,5
|
|
|
|
|
|
|
|
Цех обработки цветных металлов
|
359,4
|
345,4
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого
|
|
|
-
|
1003,8
|
669,2
|
2КТП 10/0,4 - 1000
|
2xТМ-1000/6-10
|
475
|
|
3
|
Механический цех №1
|
1006
|
862,7
|
|
|
|
|
|
|
|
Кузнечно-прессовый цех
|
773,9
|
652,8
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого
|
1780
|
1515,5
|
-
|
2337,7
|
1558,5
|
2КТП 10/0,4 - 1600
|
2xТМ-1600/6-10
|
811
|
|
4
|
Механический цех №2
|
2021,5
|
1734
|
1500
|
2035
|
1356,7
|
2КТП 10/0,4 - 1600
|
2xТМ-1600/6-10
|
811
|
|
5
|
Цех цветного литья
|
810,8
|
676,5
|
|
|
|
|
|
|
|
Столовая
|
211
|
102,1
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого
|
1021,8
|
778,6
|
750
|
1022,2
|
681,5
|
2КТП 10/0,4 - 1000
|
2xТМ-1000/6-10
|
475
|
|
6
|
Чугунолитейный цех
|
2532,7
|
2182,3
|
|
|
|
|
|
|
|
Автогараж
|
64,4
|
55,2
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого
|
2597,1
|
2237,5
|
-
|
3428
|
2285,3
|
2КТП 10/0,4 - 2500
|
2xТМ-2500/6-10
|
1035
|
|
7
|
Модельный цех
|
101,56
|
76,5
|
|
|
|
|
|
|
|
Склад
|
70,2
|
39,1
|
|
|
|
|
|
|
|
Котельная
|
216,8
|
155,9
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого
|
|
|
-
|
474,4
|
316,27
|
2КТП 10/0,4 - 400
|
2xТМ-400/6-10
|
265
|
|
8
|
Компрессорная станция (0,4 кВ)
|
195,2
|
188,5
|
-
|
271,4
|
180,93
|
2КТП 10/0,4 - 400
|
2xТМ-400/6-10
|
265
|
|
РУ8
|
Синхронные двигатели
|
2400
|
0
|
-
|
2400
|
|
|
|
|
|
Суммарное значение по предприятию
|
|
|
|
14198
|
|
|
|
|
|
|
Итого стоимость
|
|
|
|
|
|
|
|
4612
|
9. Расчет
токов короткого замыкания в системе электроснабжения предприятия
Расчет токов короткого замыкания позволяет определить
параметры работы защит, позволяет проводить выбор коммутирующей аппаратуры, а
также при наличии токопроводов проверить их стойкость к токам короткого
замыкания.
В качестве точек короткого замыкания рассматриваем шины
высокого напряжения цеховых подстанций, а также шины высокого и низкого
напряжения ГПП. Расчет будем вести для самых тяжелых режимов работы схемы
электроснабжения - замкнутым секционным выключателем на шинах ГПП и замкнутым
выключателем на мостике на ГПП на стороне 110 кВ. в этом случае принципиальную
схему питания предприятия на напряжении 10 - 110кВ можно представить следующим
образом:
Рисунок 9. Принципиальная схема питания предприятия 110/10 кВ.
Составим схему замещения с указанием точек короткого замыкания.
Рисунок 10. Схема замещения электроснабжения предприятия.
Определим параметры схемы замещения:
МВА −базисная мощность,
кВ − базисное напряжение.
кВ
Ток к. з. на стороне 110Кв:
Система бесконечной мощности:
ЭДС системы определим по формуле:
Сопротивление воздушной линии определим по формуле:
где 
удельные активное и индуктивное сопротивления воздушной линии, 
км - длина линии;
Сопротивление трансформаторов Т1 и Т2 определим по формуле:
Сопротивление кабельных линии определим по формуле:
Сопротивление трансформаторов Т3-Т10 определим по формуле:
Трансформаторы Т3, Т7:
, 
Трансформатор Т4:
Трансформаторы Т5, Т6:
Трансформаторы Т8:
Трансформаторы Т9, Т10:
, 
Определим сопротивление нагрузки:
где
номинальное напряжение нагрузки ЦП1;
МВА− номинальная мощность нагрузки ЦП1;
Определим сопротивление синхронного двигателя:
где
сверхпереходное сопротивление СД;
активная номинальная мощность СД;
коэффициент активной мощности СД.
Значение сверхпереходной ЭДС синхронной машины
где
коэффициент реактивной мощности СД; сверхпереходное сопротивление СД;
Произведем расчет тока короткого замыкания для точки К-1
Определим сопротивления для каждой ветви схемы замещения:
Сопротивление ветви ЦП1:
Определим эквивалентное сопротивление нагрузок:
Определим эквивалентную ЭДС нагрузок
Определим сопротивление участка до точки К-1 со стороны системы.
После преобразования схемы замещения, она примет вид:
Рисунок 11. Двулучевая схема замещения для расчета тока короткого
замыкания К-1.
Ток короткого замыкания в точке К1 состоит из двух составляющих:
со стороны системы 
и со стороны нагрузки 
.
, 
Найдём ток в месте короткого замыкания:
Ток в именованных единицах, кА:
Модуль тока короткого замыкания в именованных единицах: 
Определим величину ударного тока в точке К1:
Определим ударный ток короткого замыкания в точке К-1
где
ударный коэффициент, определяемый по табл.10 (на
присоединении вторичного напряжения подстанции) при среднем значении
Ом и 
с.
кА.
Остальные токи короткого замыкания определяются аналогично.
Сведем все расчеты токов короткого замыкания в таблицу 20.
Таблица 17−Расчет токов КЗ.
|
Точка к. з.
|
|
|
|
|
|
1
|
6,1
|
0,05
|
1,8
|
15,48
|
|
2
|
24,35
|
0,06
|
1,85
|
63,52
|
|
3
|
10,28
|
0,06
|
1,85
|
26,8
|
|
4
|
9,66
|
0,06
|
1,85
|
25,2
|
|
5
|
11,43
|
0,06
|
1,85
|
29,8
|
|
6
|
11,34
|
0,06
|
1,85
|
29,58
|
|
7
|
10,22
|
0,06
|
1,85
|
26,66
|
|
8
|
12,8
|
0,06
|
1,85
|
33,39
|
|
9
|
8,55
|
0,06
|
1,85
|
22,3
|
|
10
|
9,56
|
0,06
|
1,85
|
24,94
|
|
11
|
9,0
|
0,01
|
1,369
|
23,48
|
10. Выбор
электрических аппаратов
10.1 Выбор
выключателей на стороне 110 кВ
Предварительно выбираем [8] выключатель элегазовый
ВГТ-110II-40/2500УХЛ1.
Осуществим проверку выбранного выключателя:
) Проверка по напряжению:
где 
- номинальная напряжение выключателя, 
.
- номинальное напряжение сети, 
.
Условие выполняется.
2) Проверка по номинальному току выключения:
где 
- номинальный ток выключателя, 
.
- ток форсированного режима.
полная мощность с учетом компенсации;
;
Условие выполняется.
3) Номинальный ток динамической стойкости:
- Периодический (действующее значение), кА:
,
где 
- начальное действующее значение периодической составляющей, 
.
- действующее значение периодической составляющей тока К.З.,
таблица 7.1, 
.
;
Условие выполняется.
- Полный (максимальное значение), кА:
где 
- наибольший пик сквозного тока К.З., 
- ударный ток, таблица 7.1, 
.
Условие выполняется.
4) Номинальный ток отключения:
- Периодический (действующее значение), кА:
,
где 
- номинальный ток отключения выключателя, 
.
- периодическая составляющая тока К.З. в момент времени 
.
;
Условие выполняется.
- Полный (максимальное значение), кА:
где 
- апериодическая составляющая тока К.З. в момент расхождения
контактов, 
- нормированное значение апериодической составляющей в
отключаемом токе,
.
где - наименьшее время от начала К.З. до момента расхождения
дугогасительных контактов.
где 
- время срабатывания релейной защиты,
.
- собственное время отключения выключателя [8], 
.
9,2≤ 79,2;
Условие выполняется.
5) Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), 
;
где 
- ток термической стойкости, 
.
- допустимое время действия тока термической стойкости,
.
- тепловой импульс возникающий при К.З., находиться:
,
,
где 
- время полного отключения выключателя, 
;
- время срабатывание релейной защиты, 
.
;
Условие выполняется.
Все условия выполняются, выключатель выбран правильно. Параметры
выбранного выключателя сведём в таблицу 18
Таблица 18 - Параметры ВГТ-110II-40/2500УХЛ1.
|
 кВ
|
 кА
|
 кА
|
 %
|
 кА
|
 кА
|
 кА
|
 с
|
 с с
|
|
|
110
|
2,5
|
40
|
40
|
40
|
102
|
40
|
3
|
0,035
|
0,055
|
10.2 Выбор
разъединителей
Выберем разъединитель РДЗ-1-110/1000НУХЛ1, комплектующий
приводом ПРГ-2БУХЛ1 или ПДГ-5УХЛ1. Данные выбранного разъединителя внесём в
таблицу 19.
Таблица 19 - Параметры РДЗ-1-110/1000НУХЛ1
Произведём проверку выбранного разъединителя в таблице 20.
Таблица 20 - Проверка разъединителя РДЗ-1-110/1000НУХЛ1
|
Характеристика
|
Обозначение и формулы
|
Расчёт
|
|
Номинальное напряжение, кВ
|
|
|
|
Ток форсированного режима, кА
|
|
|
|
Ток электродинамической стойкости, кА:
|
|
|
|
- периодический (действующее значение):
|
|
|
|
- полный (наибольший пик):
|
|
|
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), 
Все условия выполняются. Разъединитель выбран правильно.
Для защиты линий от прямых ударов молнии применяются тросовые
молниеотводы. Так как трос защищает только часть линии и может быть отключён в
грозовой сезон, то на входных порталах подстанции установим ОПН.4.2.146
Для защиты обмоток силовых трансформаторов 110-220 кВ,
имеющих основной уровень изоляции, согласно ГОСТ, следует установить
ограничители перенапряжений нелинейные. Устанавливаем ОПН-110У1.
10.3 Выбор
трансформаторов тока на стороне 110 кВ
В выбранном элегазовом выключателе, на высокой стороне,
встроены трансформаторы тока. Необходимо выбрать тип встроенных
трансформаторов.
Выбираем [9] трансформатор тока ТВ-110-I-100/5 УХЛ2. Данные
трансформатора сведём в таблицу 21. Проверку сделаем в таблице 22.
Таблица 21 - Паспортные данные ТВ-110-I-100/5 УХЛ2
Таблица 22 - Проверка ТВ-110-I-100/5 УХЛ2
|
Характеристика
|
Обозначение и формулы
|
Расчёт
|
|
Номинальное напряжение, кВ
|
|
|
|
|
|
Динамическая стойкости, кА:
|
|
|
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость),
Все условия выбора выполняются. Для релейной защиты и
измерений принимаем трансформатор тока типа ТВ-110-I-100/5 УХЛ2, во вторичную
обмотку включаем цифровой электроизмерительный прибор трехфазный Меркурий 233
ART2.
Подберем [9] и проверим встроенные трансформаторы тока типа
ТВТ-110-I-100/5 УХЛ2, устанавливаемые во вводы силовых трансформаторов. Их
паспортные данные приведены в таблице 23.
Таблица 23. - Паспортные данные ТВТ-110-I-100/5 УХЛ2
Таблица 24 - Проверка ТВТ-110-I-100/5УХЛ2
|
Характеристика
|
Обозначение и формулы
|
Расчёт
|
|
Номинальное напряжение, кВ
|
|
|
|
Номинальный ток, кА
|
|
|
|
Динамическая стойкости, кА:
|
|
|
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость),
Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке
трансформатор данного типа.
Таким образом для релейной защиты и автоматики во вводы
высоковольтных выключателей устанавливаем встроенные трансформаторы тока типа ТВ-110-I-100/5,
с классом точности - 10. К установке на силовые трансформаторы принимаем
трансформаторы тока типа ТВТ-110-I-100/5 с классом точности 0,5. Во вторичную
обмотку включаем цифровой электроизмерительный прибор трехфазный Меркурий 233
ART2.
10.4 Выбор
комплектных распределительных устройств на стороне 10 кВ
Выберем [10] и проверим КРУ серии D-12P. В нём разместим
вакуумный выключатель BB/TEL-10-31,5/1600УЗ. Паспортные данные КРУ приведены в
таблице 25. Проверку КРУ произведём в таблице 26
Таблица 25 - Паспортные данные BB/TEL-10-31,5/1600УЗ
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10
|
1600
|
31,5
|
55
|
31,5
|
80
|
31,5
|
3
|
0,023
|
0,033
|
Таблица 26 - Проверка выбранногоBB/TEL-10-31,5/1600УЗ
|
Характеристика
|
Обозначение и формулы
|
Расчёт
|
|
Номинальное напряжение, кВ
|
|
|
|
Длительно максимальный ток, кА
|
|
 
|
|
Номинальный ток динамической стойкости, кА:
|
|
|
|
- периодический действующее значение):
|
|
|
|
- полный (максимальное значение):
|
|
|
|
Номинальный ток отключения
|
|
|
|
- периодический действующее значение):
|
|
|
|
- полный (максимальное значение):
|
|
|
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость),
Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке КРУ
данного типа. Данные ячейки КРУ установим в цепи низшего напряжения за силовыми
трансформаторами (выключатели ввода), между секций (секционный выключатель), а
также для установки на отходящих линий к потребителям.
Подберем ячейку КРУ D-12P и вакуумный выключатель к ней, для
установки на шинах 10 кВ ЦП1. Предварительно выбираем выключатель
ВВ/TEL-10-12,5/630 У3. Паспортные данные приведены в таблице 27 и проверка
осуществляется в таблице 28. Сделаем расчет для потребителя ЦП1:
Таблица 27 - Паспортные данные ВВ/TEL-10-12,5/630У3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10
|
630
|
12,5
|
55
|
12,5
|
32
|
12,5
|
3
|
0,015
|
0,025
|
Таблица 28 - Проверка выбранного ВВ/TEL-10-12,5/630У3
|
Характеристика
|
Обозначение и формулы
|
Расчёт
|
|
Номинальное напряжение, кВ
|
|
|
|
Длительно максимальный ток, кА
|
|
 
|
|
Номинальный ток динамической стойкости, кА:
|
|
|
|
- периодический действующее значение):
|
|
|
|
- полный (максимальное значение):
|
|
|
|
Номинальный ток отключения
|
|
|
|
- периодический действующее значение):
|
|
|
|
- полный (максимальное значение):
|
|
|
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость),
Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке КРУ
данного типа. Принимаем к установке ячейку КРУ D-12P компонуемую выключателем
ВВ/TEL-10-12,5/630 У3. Для остальных цеховых трансформаторных подстанций также
подходит данный выключатель. Произведем выбор и проверку трансформаторов тока в
ячейку секционного выключателя, ввода и на отходящие линии, а также выберем
приборы учета электроэнергии. Во вторичную обмотку включаем цифровой
электроизмерительный прибор трехфазный Меркурий 233 ART2. Выберем [9] и
проверим трансформатор тока ТЛ10-I-0,5/10р-1000У3 с литой изоляцией, классом
точности - 0,5, предназначенного для учета электроэнергии.
Паспортные данные приведём в таблице 29. Проверку осуществим
в таблице 30.
Таблица 29 - Паспортные данные ТЛ10-I-0,5/10р-1000У3
Таблица 30 - Проверка ТЛ10-I-0,5/10р-1000У3
|
Характеристика
|
Обозначение и формулы
|
Расчёт
|
|
Номинальное напряжение, кВ
|
|
|
|
Номинальный ток, кА
|
|
|
|
Динамическая стойкости, кА:
|
|
|
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость),
Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке
трансформатор тока данного типа. Установим его в ячейку КРУ D-12P для ввода и
между секций во вторичную обмотку включаем цифровой электроизмерительный прибор
трехфазный Меркурий 233 ART2.
Выберем в ячейку КРУ D-12P потребителя ЦП1 трансформатор тока
трансформатор тока ТЛК-10-1-0,5/10р-100У3 с литой изоляцией, классом точности -
0,5, предназначенного для учета электроэнергии. Его паспортные данные занесены
в таблицу 31. Проверка выполняется в таблице 32.
Таблица 31 - Паспортные данные ТЛК10-I-0,5/10р-100У3
Таблица 32 - Проверка ТЛК10-I-0,5/10р-100У3
|
Характеристика
|
Обозначение и формулы
|
Расчёт
|
|
Номинальное напряжение, кВ
|
|
|
|
Номинальный ток, кА
|
|
|
|
Динамическая стойкости, кА:
|
|
|
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость),
Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке
трансформатор тока ТЛК-10-1-0,5/10р-100У3 данного типа. Установим его в ячейки
КРУ D-12P на отходящей линии потребителя ЦП1. Во вторичную обмотку включаем
цифровой электроизмерительный прибор трехфазный Меркурий 233 ART2.
Аналогично выберем трансформаторы тока на отходящие линии к
ЦП. Выбранные трансформаторы тока занесем в таблицу33.
Таблица 33 - Выбор трансформаторов тока на отходящие линии к
ЦТП.
|
Место установки
|
Ip, А
|
Iн, А
|
Марка ТТ
|
|
ГПП-ЦП1
|
51,5
|
100
|
ТЛК10-I-0,5/10р-100У3
|
|
ГПП-ЦП2
|
41,9
|
100
|
ТЛК10-I-0,5/10р-100У3
|
|
ГПП-ЦП3
|
102,8
|
150
|
ТЛК10-I-0,5/10р-150У3
|
|
ГПП-ЦП4
|
116,8
|
150
|
ТЛК10-I-0,5/10р-150У3
|
|
ГПП-ЦП5
|
59,1
|
100
|
ТЛК10-I-0,5/10р-100У3
|
|
ГПП-ЦП6
|
150,1
|
200
|
ТЛК10-I-0,5/10р-200У3
|
|
ГПП-ЦП7
|
22,4
|
50
|
ТЛК10-I-0,5/10р-50У3
|
|
ГПП-ЦП8
|
11,3
|
50
|
ТЛК10-I-0,5/10р-50У3
|
|
ГПП-РУ8
|
138,7
|
150
|
ТЛК10-I-0,5/10р-150У3
|
10.5 Выбор
автоматических выключателей на стороне 0,4 кВ цеховых трансформаторных
подстанций (ЦТП) и РП питающихся с ЦТП
В качестве аппаратов защиты цеховой сети используем
автоматические выключатели. Выбранные автоматические выключатели сведем в
таблицу 34 и таблицу 35.
Таблица 34 - Выбор автоматических выключателей ЦП.
№ ЦП Назначение выключателя 
, кВа
, АТип
|
выключателя , А
|
|
|
|
|
|
1
|
вводный
|
890,6
|
1287
|
ВА 50-45
|
1600
|
|
секционный
|
445,3
|
643,5
|
ВА 50-45
|
800
|
|
2
|
вводный
|
725,3
|
1048,1
|
ВА 50-45
|
1250
|
|
секционный
|
362,6
|
524
|
ВА 50-45
|
630
|
|
3
|
вводный
|
1779,9
|
2572,1
|
ВА 50-45
|
3200
|
|
секционный
|
889,9
|
1286
|
ВА 50-45
|
1600
|
|
4
|
вводный
|
2021,5
|
2921,2
|
ВА 50-45
|
3200
|
|
секционный
|
1010,7
|
1460,6
|
ВА 50-45
|
1600
|
|
5
|
вводный
|
1021,8
|
1476,6
|
ВА 50-45
|
1600
|
|
секционный
|
511
|
738,3
|
ВА 50-45
|
800
|
|
6
|
вводный
|
2597,1
|
3753
|
ВА 50-45
|
4000
|
|
секционный
|
1298,5
|
1876,5
|
ВА 50-45
|
2000
|
|
7
|
вводный
|
388,56
|
561,5
|
ВА 50-45
|
630
|
|
секционный
|
194,3
|
280,7
|
ВА 88-37 3Р
|
400
|
|
8
|
вводный
|
195,2
|
282,1
|
ВА 88-37 3Р
|
400
|
|
секционный
|
97,6
|
141
|
ВА 55-41-250
|
250
|
Таблица 35 - Выбор автоматических выключателей РП.
№ РП , кВа, АТип
|
выключателя, А
|
|
|
|
|
|
1
|
172
|
248,5
|
ВА 88-37 3Р
|
400
|
|
2
|
359,4
|
519,4
|
ВА 88-40 3Р
|
630
|
|
3
|
773,9
|
1118,3
|
ВА55-43-1600
|
1600
|
|
4
|
93,1
|
ВА57-31
|
100
|
|
5
|
211
|
305
|
ВА 88-37 3Р
|
400
|
|
6
|
70,2
|
101,4
|
ВА55-41-250
|
250
|
|
7
|
216,8
|
313,3
|
ВА 88-37 3Р
|
400
|
10.6 Выбор
трансформатора напряжения на стороне 10 кВ
Выберем [11] систему из 3 однополюсных трансформаторов
напряжения ABBTJC5 для контроля изоляции сети и учета потребления
электроэнергии. Класс точности вторичной обмотки: для измерения - 0,5, для
защит - 3Р. Трехфазную систему трансформаторов дополнительно оснастим
устройством предотвращения воздействия на ТН эффекта феррорезонанса
ABBVTGuardPro.
Данный трансформатор подходит по номинальному напряжению,
классу точности и схеме соединения обмоток. Принимаем к установке трансформатор
напряжения данного типа. Устанавливаем его на каждую секцию шин.
Таблица 36 - Паспортные данные ABBTJC5 10
Защита от грозовых перенапряжений
Защита от грозовых перенапряжений РУ и ПС осуществляется:
от прямых ударов молнии - стержневыми и тросовыми
молниеотводами;
от набегающих волн с отходящих линий - молниеотводами от
прямых ударов молнии на определенной длине этих линий защитными аппаратами,
устанавливаемыми на подходах и РУ, к которым относятся разрядники вентильные
(РВ), ограничители перенапряжения (ОПН), разрядники трубчатые (РТ) и защитные
искровые промежутки (ИП).
ОПН рекомендуется применять при новом строительстве, а также
взамен вентильных разрядников соответствующих классов напряжения при
проектировании, эксплуатации, техническом перевооружении и реконструкции
электроустановок.
Применение ОПН позволит:
снизить эксплуатационные затраты, благодаря применению
варисторов с нестареющими характеристиками и изоляции, обладающей высокой
гидрофобностью на протяжении всего срока службы и сохраняющей ее даже в
условиях сильно загрязненной атмосферы;
продлить срок службы защищаемого оборудования за счет,
достигаемого за счет выхода из строя изоляции по рпичине перенапряжений;
повысить надежность электроснабжения.
10.7 Выбор
шин на стороне 10 кВ ГПП
В закрытых РУ 6-10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются
жёсткими алюминиевыми шинами, которые позволяют сделать РУ более компактным.
Выберем прямоугольные шины, так как они являются более
экономичными. Объясняется это тем, что при одинаковой площади поперечного
сечения, прямоугольные шины лучше охлаждаются из-за большей поверхности
охлаждения. К тому же в прямоугольных шинах менее выражен поверхностный эффект,
меньше электрическое сопротивление.
Расположим однополосные шины по вершинам треугольника и проведём
все необходимые для их выбора расчёты.
Согласно [12] сборные шины электроустановок и ошиновка в
пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений по экономической плотности тока
не выбирается, так как нагрузка по длине шин неравномерна.
Выберем шины по допустимому току. Для этого должно быть
выполнено условие:
Выбираем [13] шины с номинальным током, наиболее близким к
расчётному 
.
Паспортные данные шин занесём в таблицу 37. Проверку шины
осуществим в таблице 38. Шины выберем из алюминиевого сплава АД31Т1.
Таблица 37 - Паспортные данные выбранных шин.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
60
|
6
|
357
|
0,87
|
85
|
137
|
0,96
|
Таблица 38 - Проверка выбранных шин.
|
Характеристика
|
Обозначение и формулы
|
Расчёт
|
|
Номинальное напряжение, кВ
|
|
|
|
Длительно допустимый ток, кА
|
|
 
|
Сечение по условию термической стойкости, 
|
|
|
|
|
Допустимое напряжение в материале при К.З., МПа
|
|
|
Рассчитаем шины на допустимое напряжение.
Рисунок 12 - Расположение шин на изоляторах.
Определим расстояние между проводниками разных фаз для шин 10 кВ
.
Рассчитаем момент инерции и момент сопротивления:
Для многопролетных не нарезных шин с совершенно жесткими
изоляторами: 
Рассчитаем первую частоту собственных колебаний 
предварительно приняв длину пролета 
где 
- модуль Юнга для электротехнического алюминия, 
.
Определим наибольшие электродинамические нагрузки при трехфазном
К. З.:
Определим максимальное напряжение в материале шины:
где 
- динамический коэффициент, 
;
Шина не изогнется под действием
электродинамической нагрузки.
11. Выбор
защит и их согласование со схемами автоматики, сигнализации и учета
Защита элементов схемы электроснабжения напряжением 110 и 10
кВ.
Кабельные сети напряжением 10 кВ защищаем устройствами
релейной защиты от междуфазных замыканий и от однофазных замыканий на землю.
От междуфазных замыканий выбираем максимальную токовую защиту
(МТЗ) и выполняем ее в двухфазном исполнении и включаем ее в одни и те же фазы
по всей сети одного напряжения с целью отключения двойных замыканий на землю
только одного места повреждения.
Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной
нейтралью не является коротким замыканием. Поэтому выбираем защиту, действующую
на сигнал и только когда это необходимо по требованиям безопасности,
действующей на отключение.
Цеховые трансформаторы и трансформаторы ГПП имеют защиту от
многофазных и однофазных замыканий в обмотках, от понижения уровня масла, от
токов в обмотках, обусловленных перегрузкой. Кроме того, цеховые трансформаторы
мощностью до 1000 кВА имеют токовую отсечку без выдержки времени или токовую
защиту со ступенчатой характеристикой выдержки времени.
Защита элементов схемы электроснабжения напряжением 0,4 кВ.
В сетях 0,4 кВ защиту выполняем плавкими предохранителями и
расцепителями автоматических выключателей.
Плавкие предохранители марки ПН2 предназначены для защиты
электрических установок от токов КЗ и перегрузок.
Автоматические выключатели снабжают специальными устройствами
релейной защиты, которые в зависимости от типа выключателя выполняют в виде
токовой отсечки, МТЗ, двухступенчатой токовой отсечки. Марка выключателей ВА55.
Выбор схем автоматики, сигнализации и учета.
В виду того, что предприятие имеет на ГПП два источника
питания, работающих раздельно в нормальном режиме, на шинах ГПП устанавливается
устройство АВР. Оно предназначено для осуществления быстрого автоматического
переключения на резервное питание потребителей в случае пропадания питания на
основном вводе. Также устанавливаем АВР и на РУ. АВР состоит из двух
измерительных органов - по одному на каждый источник, логической части,
содержащей органы выдержки времени, цепи однократности и запрета действий АВР и
сигнальных реле.
В качестве измерительных органов используют реле типа
РН54/160 и РН 53-60Д.
Эти реле срабатывают при симметричном снижении напряжения до
значения, при котором не обеспечивается нормальная работа потребителей. В качестве
реле времени используется реле типа РВ-132. При напряжении 0,4 кВ устройства
АВР устанавливаются на подстанциях, обеспечивающих питание потребителей первой
категории.
В системе 10 кВ выполнена неселективная сигнализация о
замыкании на землю. Ввиду того, что на предприятии много подстанций без
дежурного персонала предусмотрена предупреждающая и аварийная сигнализации,
посылающие сигнал "Вызов".
Список
используемых источников
1.
Крупович, В.И. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования
[Текст] / В.И. Крупович - М.: Энергоатомиздат, 1981
.
Томилев, Ю.Ф. Электроснабжение промышленных предприятий. Методические указания
к курсовому проектированию [Текст]: учеб. пособие / Ю.Ф. Томилев - Архангельск,
1986.
.
Гольстрем, В.А. Справочник энергетика промышленных предприятий [Текст]:
справочник / В.А. Гольстрем - Киев, 1973.
.
Крючков, И.П. Электрическая часть станций и подстанций [Текст] / И.П. Крючков -
М:. Энергия, 1978.
.
Карпетян, И.Г. Справочник по проектированию электрических сетей [Текст] / И.Г.
Карпетян, Д.Л. Файбисович, И.М. Шапиро, под редакцией Д.Л. Файбисовича. - 3-е
изд. перераб. и доп. - М.: ЭНАС, 2009. - 392с
.
Гук Ю.Б. Проектирование электрической части станций и подстанций [Текст]:
учебное пособие для вузов. - Л.: Энергоатомиздат. Ленинградское отделение,
1985. - 312 с. (4)
.
Промышленный каталог ЗАО "Минимакс" (5)
.
Промышленный каталог ЗАО "Элтком" (6)
.
Электронный каталог ОАО "Свердловский завод трансформаторов" - Режим
доступа: http://www.cztt.ru/main.html.
.
Электронный каталог ООО "РК ТАВРИДА ЭЛЕКТРИК” - Режим доступа:
http://www.tavrida.ru/.
.
ABB Поставщик силового оборудования и технологий для электроэнергетики
[Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.abb.ru/product/ru/9AAC720001.
aspx? country=RU
.
Библия электрика: ПУЭ, МПОТ, ПТЭ. - М.: Эксмо, 2012. - 752 с. - (Российское
законодательство. Техническая литература).
.
Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы
для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов / Б.Н.
Неклепаев, И.П. Крючков. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.