Электроснабжение завода 'Полимер'

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

575,23 Кб
Опубликовано:

2014-02-22

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

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Электроснабжение завода 'Полимер'

Введение

выключатель нагрузка трансформатор электроснабжение

Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией электроприемников предприятия и должны отвечать определенным технико-экономическим требованиям: они должны обладать минимальными затратами при соблюдении всех технических показателей; обеспечивать требуемую надежность электроснабжения и надлежащее качество электрической энергии; быть удобны в эксплуатации и безопасны в обслуживании; иметь достаточную гибкость, позволяющую обеспечивать оптимальные режимы работы как в нормальном, так и в послеаварийном режимах; позволять осуществление реконструкций без существенного удорожания первоначального варианта.

По мере развития электропотребления к системам электроснабжения предъявляются и другие требования, например, возникает необходимость внедрения систем автоматического управления и диагностики СЭС, систем автоматизированного контроля и учета электроэнергии, осуществления в широких масштабах диспетчеризации процессов производства с применением телесигнализации и телеуправления.

Чтобы система электроснабжения удовлетворяла всем предъявляемым к ней требованиям, необходимо при проектировании учитывать большое число различных факторов, то есть использовать системный подход к решению задачи, учитывающий взаимовлияние факторов, и учет их динамичности.

Таким образом, создание рациональной системы электроснабжения промышленного предприятия является сложной задачей, включающей в себя выбор рационального числа трансформаций, выбор рациональных напряжений, правильный выбор места размещения цеховых подстанций и ГПП, совершенствование методики определения электрических нагрузок, рациональный выбор числа и мощности трансформаторов, схемы внешнего электроснабжения и ее параметров, а также сечений проводов и жил кабелей, способов компенсации реактивной мощности, автоматизации, диспетчеризации и др. Принятие оптимальных решений на каждом этапе проектирования ведет к сокращению потерь электроэнергии, повышению надежности и способствует осуществлению общей задачи оптимизации построения систем электроснабжения.

Технический паспорт проекта

Основные характеристики потребителей и системы электроснабжения завода «ПОЛИМЕР».

) На территории предприятия присутствуют следующие электроприемники: в таблице 1 приведены данные для электроприемников напряжением до 1000В, в таблице 2 данные для электроприемников напряжением выше 1000В, дополнительные данные в таблице 3, в таблице 4 приведены данные нагрузки по цеху.

Таблица 1 - Данные для электроприемников напряжением до 1000В

Наименование цеха, отделения, участка	Р_номэлектроприёмников, напряжением 0,4 кВ, кВт	n_э	К_и	cos j
1. Автотранспортный участок	143	10	0,25	0,70
2. Центральный склад	260	5	0,20	0,50
3. Тарная мастерская	525	25	0,45	0,80
4. Водонасосная	197	20	0,65	0,80
5. Аглофабрика	675	70	0,60	0,85
6. Цех №1	4084	12	0,54	0,50
7. Столовая	170	16	0,50	0,80
8. Компрессорная	519	50	0,65	0,85
9. Заводоуправление	95	11	0,50	0,80
10. Ремонтно - строительный участок	528	43	0,43	0,90
11. Участок энергоцеха	114	29	0,70	0,90
12. Администрация энергоцеха	177	39	0,40	0,90
13. Котельная	1633	30	0,75	0,89
14. Цех №2	10 089	300	0,63	0,78
15. Ремонтно - механический цех	-	-	-	-
16. Проходная	119	10	0,25	0,75
17. Телефонная станция, медпункт	215	16	0,60	0,70

Таблица 2 - Данные для электроприемников напряжением выше 1000В

Номер цеха на плане	Наименование цеха, отделения, участка	Вид высоковольтных электро приёмников	Установленная мощность одного электро приёмника, кВт	Кол-во электр.	Коэффициент использования, К_и	Коэффициент мощности, cos j
4	Водонасосная	Асинхронные двигатели	400	4	0,70	0,82
8	Компрессорная станция	Синхронные двигатели	1600	4	0,80	0,90
13	Котельная	Синхронные двигатели	630	2	0,75	0,85

Номинальное напряжение всех высоковольтных электроприёмников - 10 кВ.

Таблица 3 - Дополнительные данные

Расстояние от предприятия до подстанции энергосистемы, км		1 и 5
Существующие уровни напряжений U₁ и U₂на подстанции энергосистемы, кВ		10 и 110
Мощность короткого замыкания (МВ×А) на шинах подстанции энергосистемы напряжением	U₁	200,0
	U₂	3000,0
Стоимость электроэнергии по двухставочному тарифу	за 1 кВт максимальной нагрузки, согласно действующим тарифам
	за 1 потребленный кВт·ч,
Наивысшая температура, ^оС	окружающего воздуха	27,3
	почвы (на глубине 0,7 м)	13,0
Коррозионная активность грунта предприятия		Низкая
Блуждающие токи в грунте		Есть
Наличие колебаний и растягивающих усилий в грунте		Есть незначительные усилия

Таблица 4 - Данные для расчета нагрузок по цеху

Наименование оборудования	Мощность одного электроприемника, кВт	Количество потребителей
Сварочное отделение
Тр-тор сварочный, однофазный, U_ном = 220 В	10,0	3
Агрегат сварочно-зарядный	2,1	4
Выпрямитель сварочный	21,0	2
Машина контактной сварки, однофазная, U_ном = 380 В	86,0	I
Машина стыковой сварки, однофазная, U_ном = 380 В	96,5	2
Подвесной наждак	0,7	2
Термическое отделение
Электропечь сопротивления	30,0	4
Электропечь индукционная	20,0	2
Вентилятор	7,5	8
Механическое отделение 1
Кран-балка	2,2	3
Станок вертикально-сверлильный	7,3	5
Станок настольно-сверлильный	0,6	3
Станок вертикально долбежный	3,8	4
Станок токарно винторезный	4,1	3
Станок широкоуниверсальный	7,5	2
Станок копировально универсальный	3,0	3
Станок горизонтально-фрезерный	5,5	4
Станок плоско-шлифовальный	3,6	2

) Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением до1000 В: 21041,5 кВт; свыше 1000 В: 9260 кВт.

3) Полная расчетная активная мощность на шинах ГПП: 16148,1 кВт.

4) Коэффициенты реактивной мощности:

заданный энергосистемой tgj_Э=0,31;

расчетный tgj_Р=0,298;

естественный tgj_е=0,522.

) Напряжение внешнего электроснабжения: 110 кВ.

) Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме питающих предприятие линий: 3000 МВА.

) Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы 5 км; питающая воздушная линия выполнена проводом марки АС-70/11.

) Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия: 10 кВ.

) Тип принятых ячеек распределительного устройства ГПП: СЭЩ-59.

) Для питания потребителей напряжением ниже 1000 В устанавливается 12 цеховых трансформаторных подстанций с трансформаторами типа ТМГ мощностью 160, 400, 1000, 2000 кВА, а также 6 НРП.

) Марка кабельных линий: ААП2лУ, сечения: 50, 95, 120, 150, 185, 240 мм² (с учетом проверки на термическую стойкость).

1. Сравнение отечественных и передовых зарубежных технологий и решений

Высоковольтные выключатели нагрузки начали применять в электроустановках среднего напряжения около 60 лет тому назад в качестве альтернативы обычным выключателям относительно дорогим, занимающим много места и, кроме того, требующим для своего управления применения трансформаторов тока и релейной защиты. Вначале их устанавливали лишь в электрических сетях малоответственных потребителей: на тупиковых подстанциях небольшой мощности, для размыкания кольцевых линий, для коммутации двигателей высокого напряжения и т.п.

Поскольку в то время ток нагрузки электроустановок был сравнительно небольшим, то первоначально такие коммутационные аппараты выполнялись в виде комбинации двух простых устройств: обычных разъединителей, включавших токи нагрузки и токи холостого хода (XX) и отключавших только токи XX, и высоковольтных плавких предохранителей, которые служили для защиты электроустановки от перегрузки и от токов короткого замыкания (КЗ). Затем, по мере роста токов нагрузки и токов XX электроустановок, для осуществления коммутации все более и более возраставших токов, а также для устранения весьма неприятных явлений феррорезонанса, возникающих при однополюсном отключении цепи тока, вместо обычных разъединителей стали применять разъединители мощности на среднее напряжение, т.е. устройства, объединявшие в одном коммутационном аппарате выключатель, имеющий дугогасительное устройство небольшой мощности, и разъединитель.

Однако в случае коммутации трансформаторов и конденсаторных батарей такой разъединитель требовал, чтобы для защиты от токов КЗ последовательно с ним были включены также высоковольтные плавкие предохранители. Сам же разъединитель мощности использовался исключительно для коммутации токов нагрузки и отключения небольших перегрузочных токов. Такой разъединитель мощности был более надежен в работе, хотя и стоил дороже, чем комбинация предохранитель разъединитель, поскольку при его создании разработчики в то время не учитывали специфику коммутации сети, а исходили из конструкции обычного выключателя.

Намного плодотворней оказалась идея отказа от установки разъединителя мощности и переход к сочетанию обычного разъединителя с простейшими дешевыми дугогасительными камерами. Именно реализация этой идеи привела к созданию коммутационных аппаратов, получивших название выключателей нагрузки. Такие аппараты просты в обслуживании, надежны, гораздо дешевле разъединителей мощности и к тому же обладают способностью отключать довольно большие емкостные токи работающих на холостом ходу линий электропередачи даже очень высокого напряжения.

В настоящее время применение выключателей нагрузки значительно расширилось: их с успехом стали применять во многих ответственных электроустановках, например, в качестве генераторных выключателей в мощных энергоблоках для коммутации рабочих токов (без защитных функций), в установках компенсации реактивной мощности для коммутации конденсаторных батарей большой мощности (до 400 кВА) и в целом ряде других случаев.

Широко используются выключатели нагрузки и за рубежом, причем применяемые в них способы гашения дуги весьма разнообразны. К числу таких способов дугогашения относятся: быстрые коммутации в воздухе; коммутация в сжатом воздухе; дутье предварительно сжатым воздухом или азотом; коммутации в маслонаполненной дугогасительной камере; магнитное дутье; гашение дуги в элегазе; гашение дуги в вакууме; гашение дуги многоступенчатым отключением и др.

За последние 10… 15 лет значительно возрос интерес к выключателям нагрузки, ставших основными устройствами электрических подстанций 6, 10/0,4 кВ, и на Украине и в России. Это вызвано несколькими причинами, основная из которых состоит в том, что из-за значительного сокращения в этих странах энергоемких и ориентированных на военно-промышленный комплекс потребителей электроэнергии, произошло перераспределение потребления электроэнергии с высокого напряжения на низкое напряжение 380 В и 220 В, которое повсеместно используется в многочисленных офисных центрах, оснащенных компьютерами и другой оргтехникой, а также в быту. Для использования в таких сетях наиболее подходящими оказались недорогие, надежные в работе выключатели нагрузки напряжением 6…10 кВ.

1.1 Краткий обзор типичных конструкций выключателей нагрузки

Выключатель нагрузки имеет следующую конструкцию: на общей раме на опорных изоляторах находятся дугогасительные камеры с неподвижными контактами - основными и дугогасительными, а также подвижные контакты - основные и дугогасительные. Все три полюса имеют общий приводной вал, связанный с полюсами изоляционными тягами.

Дугогасительная камера выключателя состоит из двух пластмассовых щек, внутри которых заложены изготовленные из оргстекла сменные вкладыши, образующие узкую щель, в которой движется дугогасительный контакт. Отключение выключателя осуществляется двумя отключающими пружинами. Электрическая дуга, образующаяся между дугогасительными контактами при отключении выключателя, вызывает интенсивное газовыделение из стенок вкладышей, что приводит к росту давления в камере. Поскольку газы могут выходить только через щель между подвижным контактом и стенками камеры, то при их выходе по этому пути происходит интенсивное продольное обдувание дуги и ее гашение. Дугогасительные камеры выключателя нагрузки типа ВН-16 рассчитаны на большое число отключений (без замены вкладышей). Так, ток 50А отключается выключателем 300 раз, ток 100А - 200 раз, ток 200А - 75 раз, ток 400А - 3 раза.

Процесс замыкания и размыкания контактов при включении и отключении выключателя происходит следующим образом: при включении выключателя сначала замыкаются дугогасительные контакты, затем главные; при его отключении, наоборот, причем в отключенном положении подвижный дугогасительный контакт образует достаточно большой видимый воздушный зазор с дугогасительной камерой. Выключатели нагрузки могут снабжаться стационарными заземляющими ножами с блокировкой от неправильного включения.

Для управления выключателем нагрузки типа ВН-16 (как и для управления, выключателями нагрузки других типов, таких как ВНП-16, ВНП-17, ВНП-11 и др.) обычно применяется привод типа ПРА-17 (ручной автоматический), снабженный механизмом свободного расцепления и имеющий встроенный электромагнит для дистанционного отключения аппарата. Этот привод имеет простую достаточно надежную конструкцию, удобен в эксплуатации, однако обладает существенным недостатком: с его помощью невозможно включить выключатель нагрузки дистанционно и автоматически.

В случае необходимости применения дистанционного включения выключателя нагрузки используется электромагнитный либо пневматический привод. Такой привод, являющийся приводом прямого действия, поскольку в нем энергия для включения непосредственно потребляется от источника большой мощности, прост по конструкции и надежен в работе. Однако основным его недостатком является потребность в мощном источнике оперативного постоянного тока.

Кроме выключателя нагрузки типа ВН-16 в Советском Союзе, а также в странах СНГ показали хорошие результаты в процессе эксплуатации и получили широкое распространение выключатели нагрузки типов ВН-10, ВН-11, ВНП-16, ВНП-17 и др., представляющие собой сочетание трехполюсного разъединителя рубящего типа внутренней установки с автогазовыми дугогасительными камерами, изготовляемыми из оргстекла.

Эти аппараты предназначаются для включения и отключения токов нагрузки 200…400А и не могут служить для защиты электрической сети от токов КЗ. Поэтому, в случае необходимости объединения функций нормальной коммутации и защиты от токов КЗ и токов перегрузок, выключатель нагрузки должен быть снабжен высоковольтными кварцевыми предохранителями (ПК).

Рассмотрим принцип действия автогазового выключателя нагрузки типа ВН-10, с ручным приводом на номинальное напряжением 10 кВ, с номинальным током 400А и током термической стойкости, составляющим 10 кА.

Принцип действия этого выключателя, также как и выключателя нагрузки типа ВН-16, основан на гашении дуги потоком газов, образующихся вследствие разложения вкладыша из оргстекла. При отключении выключателя сначала размыкаются главные контакты, затем дугогасительные, размещенные в дугогасительном устройстве. Возникающая при этом дуга воздействует на стенки вкладыша и, вследствие разложения оргстекла, вызывает интенсивное газообразование. В период прохождения дугогасительным контактом канала в дугогасительном устройстве выход газов затруднен, что приводит к повышению давления внутри камеры. Вихревые потоки газов, находящихся под давлением, гасят дугу. Управление выключателем осуществляется ручным приводом, снабженным механизмом свободного расцепления, и электромагнитом отключения, питаемым от независимого источника тока.

Включается выключатель только вручную, с помощью рукоятки привода, отключается - вручную и дистанционно электромагнитом отключения.

Выключатели нагрузки типа ВН-10 снабжены стационарными заземляющими ножами, заземляющими верхние и нижние выводные контакты. Высоковольтные предохранители устанавливаются как с верхней, так и с нижней стороны выключателя.

Кратко охарактеризуем сравнительно недавно модернизированные конструкции выключателей нагрузки, сведения о которых отсутствуют в справочниках, а приводятся лишь в отдельных журнальных публикациях.

Выключатель нагрузки автогазового типа ВНП-М1-10/630-20. Модернизированные безопасные в эксплуатации выключатели этого типа в настоящее время выпускает Нальчикский завод высоковольтной аппаратуры. Эти выключатели предназначены для работы в шкафах комплектных распределительных устройств (КРУ), ячейках камер стационарных одностороннего и двустороннего обслуживания (КСО) и комплектных трансформаторных подстанций (КТП) напряжением 10 кВ трехфазного переменного тока частотой 50 и 60 Гц для систем с заземленной или изолированной нейтралью. Выключатель снабжен встроенным пружинным приводом с ручным заводом, предназначенным для местного и дистанционного управления. Кроме применения ВНП-М1-10/630-20У в качестве выключателя нагрузки во вновь строящихся электроустановках среднего напряжения, он предназначается также для замены находившихся в эксплуатации морально и физически устаревших аналогичных выключателей нагрузки типов ВН3-16, ВНр-10, ВНП-10 и др., не подлежащих ремонту (в связи с прекращением выпуска к ним запасных частей). При его разработки были учтены все пожелания Госэнергонадзора России и предприятий электрических сетей СНГ, что позволило существенно улучшить его основные технические параметры.

По сравнению с другими аналогичными типами выключателей нагрузки модернизированный выключатель нагрузки ВНП-М-10/630-20 с автономным блоком питания имеет следующие преимущества:

в случае отключения напряжения на трансформаторной подстанции (ТП) с его помощью возможно осуществлять дистанционное управление коммутационными аппаратами (можно осуществить не менее шести циклов О-В-О без подзарядки импульсных конденсаторов энергии);

в бестоковую паузу может быть выделен (отключен) поврежденный участок электросети, подана команда АПВ выключателю на ВП (Т) и АВР в пункте деления сети, что значительно дешевле, чем применение схемы с другими коммутационными аппаратами, например, вакуумными;

выключатель может быть (с минимальными затратами) использован для замены отработавшего свой ресурс аналогичного выключателя устаревшей конструкции в камерах КСО и КТП.

Компании ОАО «ПО Электротехника», первой в России освоившей производство трехпозиционных разъединителей и выключателей нагрузки 6 (10) кВ.

Выпускаемые этой компанией выключатели нагрузки типа ВНТ, разъединители РТ и ЗР разработаны с учетом современных требований МЭК и ГОСТ Р к надежности оборудования, безопасности его эксплуатации и обслуживания.

Главное преимущество коммутационных аппаратов данного типа - трехпозиционная конструкция коммутационного устройства, имеющего три фиксированных положения: «включено», «отключено» или «заземлено», что исключает возможность заземления частей, находящихся под напряжением.

Другие преимущества рассматриваемого коммутационного устройства:

устройство имеет современный энергонезависимый привод, обеспечивающий высокую скорость срабатывания выключателя и гашения дуги;

трехпозиционная конструкция выключателя и разъединителя отличается надежностью в работе и способна обеспечить безопасность обслуживания в процессе эксплуатации, которое сведено до минимума;

основные элементы и узлы выключателей нагрузки и разъединителей унифицированы, что значительно сокращает сроки изготовления и обеспечивает высокое качество сборки.

1.2 Выключатели нагрузки зарубежных производителей

Из большого количества разнообразных типов выключателей нагрузки, выпускаемых зарубежными фирмами, рассмотрим только два наиболее характерные типы выключателей - автопневматические аппараты французской фирмы Merin Gerin и выключатели нагрузки серии ISARC итальянского концерна VEI. Выключатели нагрузки французской фирмы Merin Gerin.

Конструкция

полюсы выключателя установлены на единой раме, изготовленной из оцинкованной стали, и управляются одним встроенным пружинным приводом, пружина которого взводится вручную с помощью рукоятки управления или же моторным приводом;

коммутационный аппарат выполнен так, что обеспечивается механическое перекрытие отсека сборных шин изолирующими шторками. Предусмотрены все необходимые блокировки.

каждый полюс выключателя оборудуется автокомпрессионным воздушным дугогасительным устройством;

выключатели имеют встроенные предохранители (при соответствующем исполнении) и ножи заземления, а разъединители имеют конструкцию, аналогичную конструкции выключателей, однако не оснащаются системой гашения дуги.

Основные узлы

На стальной раме установлены несущие опорные эпоксидно-резиновые изоляторы, на которых закреплены контактные элементы. На верхнем изоляторе снаружи установлен верхний вывод, внутри располагается верхний неподвижный контакт, состоящий из контактного гнезда и стержня контакта. При отключенном положении выключателя механическая заслонка 6, связанная с валом привода заземляющих ножей, закрывает доступ к верхнему контакту и сборным шинам. На нижнем изоляторе закреплен нижний вывод, подвижный контактный цилиндр и нижнее контактное гнездо.

Включение

Вал, взводящий пружину механизма включения, приводится в движение штатной рукояткой. При этом при срабатывании пружины нижний контакт перемещается по направляющему цилиндру, и контакты замыкаются. Под действием пружинного механизма контакты быстро замыкаются, что исключает риск возникновения дуги.

Выключение

Подвижный цилиндр, приводимый в движение пружинным механизмом, перемещаясь вниз по направляющему цилиндру, создает давление воздуха, который вырывается через сопло и гасит дугу, образовавшуюся между неподвижным верхним контактом и подвижным контактом (оба контакта изготовлены из сплава Cu-W).

Система гашения дуги

Для гашения дуги в выключателе используется продольное одностороннее дутье автокомпрессорного типа. Процесс гашения дуги происходит следующим образом. При размыкании контактов, т.е. после выхода подвижного контакта из контактного гнезда, из сопла в дугогасительную камеру подается воздушный поток, который возникает вследствие сжатия воздуха подвижным контактом, перемещающимся по цилиндру. Под действием этого потока происходит деионизация и гашение дуги при переходе тока через ноль. Особенностью процесса гашения дуги является то, что она все время находится внутри верхнего изолятора, который не дает ей перекинуться на соседние фазы и элементы конструкции, а также ограничивает объем, в котором происходит ее гашение.

Выключатели нагрузки серии ISARC полностью отвечают современным требованиям рынка, зарубежным и российским стандартам. Преимущества их применения в ячейках КСО следующие:

простота и надежность конструкции;

простота установки и обслуживания;

малый вес подвижных частей;

наличие дугогасительной камеры;

Наличие механической заслонки, полностью разделяющей шинный и высоковольтный отсеки; возможность дистанционного управления (по запросу) - моторный привод включения, электромагнитная катушка включения.

Следует обратить внимание на тот факт, что отмеченные выше преимущества выключателя в силу разных причин все еще остаются не реализованными в выключателях нагрузки, серийно выпускаемых в странах СНГ.

Итальянский концерн VEI не стремится монополизировать российский рынок электрооборудования среднего напряжения. Он готов напрямую сотрудничать с российскими производителями этого оборудования, в частности, с производителями выключателей нагрузки. Об этом свидетельствует тот факт, что этот концерн вместе с компанией «Располь-Электро» предложил российским производителям выключателей нагрузки осуществить взаимовыгодную рентабельную комбинацию: ячейка КСО собственного производства + коммутационный аппарат ISARC.

Это предложение концерна VEI нуждается в пояснении. Основной компонент любого коммутационного аппарата - силовой выключатель (обычно вакуумный или элегазовый) - и на российском, и на украинском рынках представлен в изобилии. В то же время хорошие, высоконадежные выключатели нагрузки и разъединители попали в разряд дефицитной продукции, поскольку выключатели нагрузки российского производства имеют устаревшую конструкцию, недостаточно надежны, а иностранные фирмы предлагают в основном компактные, почти не нуждающиеся в обслуживании элегазовые аппараты. Однако эксплуатационные службы России и Украины привыкли к воздушным выключателям ввиду их ремонтопригодности (элегазовые выключатели после разгерметизации практически не поддаются восстановлению). Кроме того, воздушные выключатели дешевле элегазовых и имеют видимый разрыв контактов (многие производители элегазовых аппаратов готовы предложить такую опцию, но ее реализация неизбежно приведет к появлению дополнительной точки возможной утечки элегаза).

Российские предприятия в настоящее время преимущественно выпускают ячейки КСО устаревшей конструкции, разработанные еще в советское время. Это происходит по следующим причинам. Разрабатывать собственную конструкцию ячейки КСО и дорого и долго. В то же время покупать лицензию у зарубежных производителей на сборку ячеек КСО также дорого и к тому же, если такая лицензия и будет закуплена, то все равно необходимо будет внести определенные изменения в конструкцию ячейки.

Компания «Располь-Электро» (Санкт-Петербург) и итальянский концерн VEI Power Distribution SpA предлагают следующий путь решения проблемы: российское предприятие, стремящееся выйти на рынок с новым оборудованием, но не имеющее возможности разработать ячейку с нуля, может получить от них документацию по конструкции ячейки, которую вправе изменять по своему усмотрению в соответствии с требованиями заказчика. В эти ячейки (выпускаемые уже от собственного имени) производитель может устанавливать современные выключатели нагрузки и разъединители - выключатели серии ISARC (ИСАРК) и ячейками серии UNISARC (УНИСАРК). Положительный опыт такого сотрудничества уже имеется: российская компания «БЭМП» (Санкт-Петербург) установила в России на ряде объектов ячейки UNISARC с выключателями ISARC, которые хорошо себя зарекомендовали в работе.

2. Расчет электрических нагрузок предприятия «Полимер»

.1 Расчет электрических нагрузок механического цеха

Согласно исходным данным, необходимо рассчитать электрическую нагрузку по механическому цеху. Суммарная установленная мощность электроприемников находится по формуле [1, 2.3]:

где n - общее число электроприемников;

p_н_i - номинальная мощность одного электроприемника i-го типа.

Расчетные активная и реактивная нагрузки участка цеха, питающегося от распределительного шинопровода, могут быть найдены по формулам [1, 3.2.7, 3.2.8]:

(2.1)

(2.2)

где - коэффициент расчетной нагрузки по активной мощности, определяемый для питающих сетей до 1 кВ по [1, табл. 1] в зависимости от n_э и К_иа;

- коэффициент использования установленной мощности i-го электроприемников;

- средневзвешанный коэффициент реактивной мощности электроприемников i-го типа, найденный по средневзвешанному коэффициенту мощности , который находится по [2, табл. 4-10];

К_р - коэффициент расчетной нагрузки по реактивной мощности, можно рассчитать:

, (2.3)

где - эффективное число электроприемников для участка цеха, питающегося от распределительного шинопровода. Согласно [1]:

(2.4)

Средневзвешенный коэффициент использования найдем по формуле [1, 2.8]:

(2.5)

По рассчитанным n_э и К_и находим [1, табл. 1].

Расчетные полную мощность и ток найдем по известным формулам:

(2.6)

(2.7)

где - номинальное напряжение сети 0,4 кВ.

Нагрузка в узлах совместного питания однофазных и трёхфазных электроприёмников учитывается в зависимости от числа и схемы их включения. В общем случае однофазная нагрузка распределяется между фазами таким образом, чтобы загрузка фаз была как можно равномерней. При относительно малом числе электроприёмников наиболее загруженную фазу целесообразно определять по средней активной мощности фаз. При относительно большом числе электроприёмников целесообразно определять по полной средней мощности.

Средние мощности фаз, для общего случая, когда от рассматриваемого узла СЭС получает питание большое количество электроприёмников, определяются по выражениям:

где - коэффициент приведения активных мощностей потребителей, подключенных на линейное напряжение i и j к фазе i;

- коэффициент приведения реактивных мощностей потребителей, подключенных на линейное напряжение i и j к фазе i.

Значения этих коэффициентов зависят от коэффициента мощности электроприёмников и должны удовлетворять следующим условиям:

Условную установленную трехфазную мощность однофазных электроприемников, количество однофазных электроприемников, средневзвешенные коэффициенты использования и реактивной мощности внесены в таблицу 2.2 под графой «Однофазные электроприемники» для расчета электрических нагрузок ШР-1, по которому питаются электроприемники сварочного отделения.

Расчет нагрузок по цеху заканчивается расчетов электрических нагрузок на шинах цеховой ТП. В отличие от предыдущих расчетов, расчетная реактивная мощность находится по формуле:

(2.8)

Расчетная активная мощность также считается по формуле (2.1). При расчете по формулам (2.1) и (2.8) коэффициент берется [1, табл. 2] в зависимости от средневзвешанного и . По формуле (2.4) находится , однако при этом используются установленные мощности всех электроприемников МЦ.

Расчет однофазных нагрузок представлен в таблице 2.1. Расчеты электрических нагрузок механического цеха приведен в таблице 2.2.

Результаты итогового расчета приведены в таблице 2.3.

2.2 Расчет низковольтных нагрузок по предприятию

В исходных данных заданы суммарные установленные мощности электроприемников по цехам и эффективное число использования электроприемников для низковольтной нагрузки.

Расчет начинается с определения низковольтных нагрузок по цехам. Расчетные активная и реактивная мощности определяются по формулам (2.1) и (2.8) соответственно. Средневзвешенные коэффициенты использования и реактивной мощности tgj по цехам задаются в исходных данных.

Коэффициент расчетной нагрузки для цехов, которые планируется питать с помощью НРП (см. раздел 3), берется по [1, табл. 1]. Для цехов, питающихся от собственных ТП берется по [1, табл. 2].

Таблица 2.1 - Расчет нагрузок однофазных электроприёмников

Наименование однофазных ЭП	∑Р_н_i, кВт	n_i, шт.	n_i∙(Р_н_i)², кВт	Установленная мощность ЭП подключенных на U_л			Коэффициенты приведения Р и Q			Установленная мощность ЭП подключенных на U_ф			К_иа	tgц	cosц	Средняя мощность за наиболее загруженную смену
																P_ср, кВт			Q_ср, кВт
				АВ	ВС	СА	К_ф	к	q	A	C				A	B	C	A	B	C
Сварочное отделение (ШР-1)
Потребители подключенные на U_л
4. Машина контактной сварки однофазная	86,0	1	7396,00	86,0	-	-	A	0,79	0,22	-	-	-	0,3	1,02	0,70	20,5	5,3	-	5,7	20,6	-
							B	0,21	0,80
4. Машина стыковой сварки однофазная	96,5	1	9312,25	-	96,5	-	B	0,88	0,38	-	-	-	0,3	1,33	0,60	-	25,6	3,3	-	10,9	27,6
							C	0,12	0,96
4. Машина стыковой сварки однофазная	96,5	1	9312,25	-	-	96,5	C	0,88	0,38	-	-	-	0,3	1,33	0,60	3,3	-	25,6	25,6	-	10,9
							A	0,12	0,96
Потребители подключенные на U_ф
1. Трансформатор сварочный, однофазный	10,0	1	100,00	-	-	-	-	-	-	10	-	-	0,3	2,68	0,35	3,0	-	-	8,0	-	-
1. Трансформатор сварочный, однофазный	10,0	1	100,00	-	-	-	-	-	-	-	10	-	0,3	2,68	0,35	-	3,0	-	-	8,0	-
1. Трансформатор сварочный, однофазный	10,0	1	100,00	-	-	-	-	-	-	-	-	10	0,3	2,68	0,35	-	-	3,0	-	-	8,0
Итого от потребителей подключенных на U_л и U_ф																26,8	33,9	31,9	41,4	39,5	46,6
																A	B	C
Итого	309,0	6	26320,50												S, кВА	49,3	52,1	56,5

Таблица 2.2 - Расчет электрических нагрузок механического цеха

Исходные данные							Расчетные величины			n_э	К_ра	Расчетная мощность			I_р, А
по заданию технологов				по справочным данным			К_иа∙P_н	К_иа∙Р_н∙tgц	n∙p_н²			P_р, кВт	Q_р, квар	S_р, кВ∙А
Наименование ЭП		Номинальная (установленная) мощность, кВт		К_иа	коэффициент реактивной мощности
		P_н.ед.	P_н=n∙P_н.ед.		cosц	tgц
Сварочное отделение (ШР-1)
Однофазные ЭП	6	-	309,0	0,30	-	-	92,70	169,58	26320,50
1. Агрегат сварочно-зарядный	4	2,1	8,4	0,16	0,50	1,73	1,34	2,33	282,24
2. Выпрямитель сварочный	2	21,0	42,0	0,16	0,50	1,73	6,72	11,64	3528,00
3. Подвесной наждак	2	0,7	1,4	0,12	0,40	2,29	0,17	0,38	3,92
Силовая низковольтная нагрузка по ШР-1	14		360,8	0,28			100,93	183,93	30134,66	4,32	1,43	144,33	206,70	252,10	363,88
Термическое отделение (ШР-2)
4. Электропечь сопротивления	4	30,0	120,0	0,70	0,95	0,33	84,00	27,61	3600,00
5. Электропечь индукционная	2	20,0	40,0	0,70	0,80	0,75	28,00	21,00	800,00
6. Вентилятор	8	7,5	60,0	0,65	0,80	0,75	39,00	29,25	450,00
Силовая низковольтная нагрузка по ШР-2	14		220,0	0,69			151,00	77,86	4850,00	9,98	1,00	151,00	86,36	173,95	251,08
Механическое отделение 1 (ШР-3)
7. Кран-балка	3	2,2	6,6	0,10	0,50	1,73	0,66	1,14	14,52
8. Станок вертикально-сверлильный	5	7,3	36,5	0,16	0,50	1,73	5,84	10,12	266,45
9. Станок настольно-сверлильный	3	0,6	1,8	0,16	0,50	1,73	0,29	0,50	1,08
10. Станок вертикально долбежный	4	3,8	15,2	0,16	0,50	1,73	2,43	4,21	57,76
11. Станок токарно винторезный	3	4,1	12,3	0,16	0,50	1,73	1,97	3,41	50,43
12. Станок широкоуниверсальный	2	7,5	15,0	0,16	0,50	1,73	2,40	4,16
13. Станок копировально-универсальный	3	3,0	9,0	0,16	0,50	1,73	1,44	2,49	27,00
14. Станок горизонтально-фрезерный	4	5,5	22,0	0,16	0,50	1,73	3,52	6,10	121,00
15. Станок плоско-шлифовальный	2	3,6	7,2	0,16	0,50	1,73	1,15	2,00	25,92
16. Станок настольно-сверлильный	4	0,6	2,4	0,16	0,50	1,73	0,38	0,67	1,44
17. Станок токарно-карусельный	2	34,3	68,6	0,16	0,50	1,73	10,98	19,01	2352,98
18. Станок резьбо-шифовальный	3	7,5	22,5	0,16	0,50	1,73	3,60	6,24	168,75
19. Ножницы гильотинные	2	1,6	3,2	0,16	0,50	1,73	0,51	0,89	5,12
Силовая низковольтная нагрузка по ШР-3	40		222,3	0,16			35,17	60,92	3204,95	15,40	1,49	52,41	67,06	85,11	122,84
Механическое отделение 2 (ШР-4)
20. Станок кругло-шлифовальный	4	10,2	40,8	0,17	0,65	1,17	6,94	8,11	416,16
21. Станок поперечно-строгальный	5	3,1	15,5	0,17	0,65	1,17	2,64	3,08	48,05
22. Станок: токарно-винторезный	2	10,0	20,0	0,17	0,65	1,17	3,40	3,98	200,00
23. Станок горизонтально-фрезерный	1	7,5	7,5	0,17	0,65	1,17	1,28	1,49	56,25
24. Станок вертикально-сверлильный	3	4,8	14,4	0,17	0,65	1,17	2,45	2,86	69,12
25. Станок вертикально-фрезерный	4	7,5	30,0	0,17	0,65	1,17	5,10	5,96	225,00
26. Станок вертикально-сверлильный	6	0,6	3,6	0,17	0,65	1,17	0,61	0,72	2,16
27. Станок зубофрезерный	3	11,4	34,2	0,17	0,65	1,17	5,81	6,80	389,88
28. Станок настольно-сверлильный	6	0,6	3,6	0,17	0,65	1,17	0,61	0,72	2,16
29. Полуавтомат отрезной	1	9,5	9,5	0,17	0,65	1,17	1,62	1,89	90,25
30. Ножовка механическая	4	1,8	7,2	0,17	0,65	1,17	1,22	1,43	12,96
31. Пресс-ножницы	2	7,5	15,0	0,17	0,65	1,17	2,55	2,98	112,50
32. Кран-балка	2	2,2	4,4	0,10	0,50	1,73	0,44	0,76	9,68
Силовая низковольтная нагрузка по ШР-4	43		205,7	0,17			34,66	40,77	1634,17	25,90	1,20	41,59	44,45	60,87	87,86

Расчетная нагрузка осветительных электроприемников определяется по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной или иной поверхности пола с учетом коэффициента спроса:

где - коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки. Определяется по [3];

- удельная осветительная нагрузка на 1 м² производственной поверхности пола цеха. Определяется согласно [2, табл 4.16];

- поверхность пола цеха, м²;

- коэффициент реактивной мощности с учетом индивидуальной и групповой компенсации реактивной мощности источников света. При отсутствии информации допускается брать .

Расчетная полная мощность для каждого цеха находятся по формуле:

Результаты расчетов силовой низковольтной нагрузки, полной расчетной мощности, осветительной нагрузки для освещения территории предприятия, представлены в таблице 2.4.

2.3 Расчет высоковольтной нагрузки и нагрузки в целом по предприятию

В качестве высоковольтной нагрузки представлены синхронные и асинхронные двигатели. Расчетная активная и реактивная мощности высоковольтной нагрузки согласно [1, 3.3.6] находятся по формулам:

При определении расчетной нагрузки высоковольтных электроприемников мы учитываем, что коэффициент расчетной нагрузки К_ра=1, тогда расчетные активная и реактивная мощности будут равны соответственно средним активной и реактивной мощностям, для нахождения которых имеются все исходные данные.

Таблица 2.4 - Расчет нагрузки предприятия по цехам

Наименование подразделения	P_н, кВт	n_э	К_и	cosц	tgц	К_и∙P_н	К_и∙P_н∙tgц	К_ра	P_р, кВт	Q_р, квар	F_ц, м²	P_уд.осв, кВт	tgц_осв
1. Автотранспортный участок	143	10	0,25	0,70	1,02	35,75	36,47	1,20	42,90	43,77	1846,99	0,016	0,3
2. Центральный склад	260	5	0,20	0,50	1,73	52,00	90,07	1,72	89,44	154,91	5079,22	0,015	0,3
3. Тарная мастерская	525	25	0,45	0,80	0,75	236,25	177,19	0,85	200,81	150,61	1593,48	0,016	0,3
4. Водонасосная	197	20	0,65	0,80	0,75	128,05	96,04	0,90	115,25	86,43	1294,70	0,015	0,3
5. Аглофабрика	675	70	0,60	0,85	0,62	405,00	251,00	0,80	324,00	200,80	3259,39	0,015	0,3
6. Цех №1	4048	12	0,54	0,50	1,73	2185,92	3786,12	0,85	1858,03	3218,21	4232,68	0,016	0,3
7. Столовая	170	16	0,50	0,80	0,75	85,00	63,75	1,00	63,75	3001,36	0,015	0,3
8. Компрессорная	519	50	0,65	0,85	0,62	337,35	209,07	0,80	269,88	167,26	1412,40	0,015	0,3
9. Заводоуправление	95	11	0,50	0,80	0,75	47,50	35,63	0,85	40,38	30,28	2707,11	0,016	0,3
10. Ремонтно - строительный участок	528	43	0,43	0,90	0,48	227,04	109,96	0,75	170,28	82,47	4454,50	0,016	0,3
11. Участок энергоцеха	114	29	0,70	0,90	0,48	79,80	38,65	1,00	79,80	38,65	4617,47	0,015	0,3
12. Администрация энергоцеха	177	39	0,40	0,90	0,48	70,80	34,29	0,75	53,10	25,72	1593,48	0,016	0,3
13. Котельная	1633	30	0,75	0,89	0,51	1224,75	627,46	0,85	1041,04	533,34	3064,74	0,015	0,3
14. Цех №2	10089	300	0,63	0,78	0,80	6356,07	5099,36	0,80	5084,86	4079,49	8976,91	0,016	0,3
15. Механический цех	1535	49	0,28	0,64	1,21	429,88	519,47	0,75	322,42	389,60	7044,00	0,016	0,3
16. Проходная	119	10	0,25	0,75	0,88	29,75	26,24	1,20	35,70	31,48	1593,48	0,015	0,3
17. Телефонная станция, медпункт	215	16	0,60	0,70	1,02	129,00	131,61	0,90	116,10	118,45	1901,31	0,016	0,3
18. Освещение территории											250158,35	0,002	0,3
Итого по низковольтной нагрузке по предприятию	21041		0,57			12059,91	11332,36		9928,97	9415,21

В дипломном проекте электроснабжение высоковольтных асинхронных и синхронных двигателей установленных в цехах 4 и 8, будет осуществляться от отдельных высоковольтных РП. Учитывая технологическую необходимость оперативного управления высоковольтными электродвигателями, принимаем решение питать их от промежуточного РП. Тогда средневзвешанный коэффициент использования будет равен коэффициенту использования одного двигателя.

Результаты расчетов приведены в таблице 2.5.

2.4 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия

Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генплане окружности, центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов, а площади кругов пропорциональны расчетным активным нагрузкам. Каждый круг делится на сектора, площади которых пропорциональны расчетным активным нагрузкам электроприемников напряжением до 1000 В, электроприемников напряжением выше 1000 В и электрического освещения. Поскольку в исходным данных ничего не сказано о размещении электроприемников в цехах (за исключением МЦ), то примем центры электрических нагрузок цехов совпадающими с физическими центрами цехов. Примем центр электрических нагрузок МЦ совпадающим с физическим центром МЦ.

Радиусы окружностей и углы секторов для каждого цеха находятся по формулам:

где - расчетные активные нагрузки соответственно всего цеха, электроприемников напряжением до 1000 В, электроприемников напряжением выше 1000 В и электрического освещения, которые берутся для соответствующих цехов из таблиц 2.4 и 2.5;

- масштаб площадей картограммы нагрузок,

Масштаб m найдем из следующего условия: радиус круга для цеха с наименьшей расчетной нагрузкой должен быть равен

Тогда масштаб m находится по формуле:

(2.9)

Таблица 2.5 - Расчет нагрузки от высоковольтных электроприемников

Исходные данные							Расчетные величины		К_ра	Расчетная мощность
по заданию технологов				по справочным данным			К_и∙P_н	К_и∙Р_н∙tgц		P_р, кВт	Q_р, квар	S_р, кВА
Наименование подразделения и высоковольтных электроприемников	n, шт.	Номинальная (установленная) мощность, кВт		К_и	коэффициент реактивной мощности
		Р_н	P_н∙n		cosц	tgц
4. Водонасосная
4.1. Асинхронные двигатели	4	400	1600	0,70	0,82	0,698	1120	781,77	1,00	1120,00	781,76	1365,85
8. Компрессорная станция
8.1. Синхронные двигатели	4	1600	6400	0,80	0,90	-0,484	5120	-2479,73	1,00	5120,00	-2479,73	5688,89
13. Котельная
13.1Синхронные двигатели	2	630	1260	0,75	0,85	-0,619	945	-585,66	1,00	945,00	-585,66	1111,76
Итого по в/в нагрузке	10		9260	0,78			7185	-2283,62	0,95	6825,75

Расчетную мощность по цеху определим по формуле:

По результатам расчетов, наименьшую расчетную активную нагрузку потребляет проходная. Поэтому по формуле (2.9):

Центр электрических нагрузок предприятия является символическим центром потребления электрической энергии (активной мощности) предприятия, координаты которого находятся по выражениям:

где - координаты центра электрических нагрузок i-го цеха.

Поскольку на предприятии присутствует цех с грязной средой (Аглофабрика), разместим ГПП предприятия недалеко от центра электрических нагрузок с учетом розы ветров. Результаты расчетов приведены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 - Расчет картограммы нагрузок

Наименование подразделения	P_р.н, кВт	P_р.о, кВт	P_р.в, кВт	P_р.У, кВт	X_i, м	Y_i, м	R, мм	б_н, град	б_о, град	б_в, град
1. Автотранспортный участок	42,90	25,12	0	68,02	63,83	112,77	5,83	227,05	132,95	0,00
2. Центральный склад	89,44	60,95	0	150,39	670,21	276,60	8,67	214,10	145,90	0,00
3. Тарная мастерская	200,81	21,67	0	222,48	40,43	325,53	10,54	324,93	35,07	0,00
4. Водонасосная	115,25	16,51	1120	1251,75	112,77	221,28	25,01	33,14	4,75	322,11
5. Аглофабрика	324,00	41,56	0	365,56	489,36	93,62	13,51	319,07	40,93	0,00
6. Цех №1	1858,03	57,56	0	1915,60	308,51	329,79	30,94	349,18	10,82	0,00
7. Столовая	72,25	42,77	0	115,02	148,94	63,83	7,58	226,14	133,86	0,00
8. Компрессорная	269,88	18,01	5120	5407,89	542,55	40,43	51,98	17,97	1,20	340,84
9. Заводоуправление	49,40	0	90,55	178,72	221,28	6,73	196,40	163,60	0,00
10. Ремонтно - строительный участок	227,04	60,58	0	287,62	500,00	148,94	11,99	284,17	75,83	0,00
11. Участок энергоцеха	79,80	58,87	0	138,67	672,34	93,62	8,32	207,16	152,84	0,00
12. Администрация энергоцеха	53,10	24,22	0	77,32	582,98	255,32	6,22	247,23	112,77	0,00
13. Котельная	1041,04	39,08	945	2025,11	174,47	157,45	31,81	185,06	6,95	167,99
14. Цех №2	5084,86	122,09	0	5206,94	463,83	382,98	51,00	351,56	8,44	0,00
15. Механический цех	322,42	95,80	0	418,21	323,40	242,55	14,45	277,54	82,46	0,00
16. Проходная	35,70	14,34	0	50,04	117,02	387,23	5,00	256,83	103,17	0,00
17. Телефонная станция, медпункт	116,10	28,90	0	145,00	178,72	357,45	8,51	288,25	71,75	0,00
Итого				17936,18	401,99	215,86

3. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия

Выбор трансформаторов является важным этапом проектирования. Он существенно влияет на основные технические и экономические показатели разрабатываемой схемы электроснабжения промышленного предприятия.

Мощность трансформаторов цеховой ТП зависит от величины нагрузки электроприемников, их категории по надежности электроснабжения, от размеров площади, на которой они размещены и т.п.

Выбор трансформаторов цеховой ТП рассмотрим на примере электроснабжения цехов 1,7,13. Согласно [6, 2.7] выбор типа мощности и других параметров подстанций, а также их расположение должны обуславливаться значением и характером электрических нагрузок и размещением их на генеральном плане предприятия. При этом должны учитываться также архитектурно-строительные и эксплуатационные требования, расположение технологического оборудования, условия окружающей среды, требования взрывопожарной и экологической безопасности. Из предыдущего расчета нагрузок следует, что 1 и 7 цех потребляет относительно небольшую расчетную активную мощность (30-100кВт), а цех 13 - большую активную мощность 1080кВт. Так как указанные подразделения предприятия расположены близко друг к другу принимаем решение о питании цехов 1 и 7 на напряжении 0,4кВ от ТП, установленной в цехе №13.

Удельная плотность нагрузки может быть найдена по формуле:

(3.1)

где - удельная плотность нагрузки, кВА/м²;

- расчетная нагрузка цеха 0,4 кВ, кВА;

- площадь цеха, м².

По формуле (3.1), используя предыдущие данные расчета электрических нагрузок, рассчитываем удельную плотность нагрузки.

В зависимости от полученного значения удельной плотности нагрузки выбираем единичную мощность трансформатора.

Учитывая первую категорию по надежности электроснабжения элекроприемников, установленных в цехе №13, в ТП цеха №13 устанавливаем 2 трансформатора типа ТМГ. Согласно [6, 6.4.5] допустимый коэффициент загрузки в нормальном режиме масляного трансформатора для двухтрансформаторной подстанции К_з.д=0,7.

Оптимальное количество трансформаторов, устанавливаемых в цехе, определяется по формуле:

, (3.2)

где m - добавка к минимальному числу трансформаторов до оптимального;

- минимальное количество трансформаторов в цеховой ТП, определяется по формуле:

(3.3)

- минимальное количество трансформаторов в цехе по условию надежности;

- минимальное количество трансформаторов в цехе, при условии принятия , определяется по формуле:

(3.4)

где - количество трансформаторов в цехе, по условию экономической целесообразности;

- расчетная нагрузка цеха напряжением 0,4 кВ;

- экономически целесообразная мощность одного трансформатора, соответствующая расчетной плотности нагрузки цеха;

- добавка до целого значения.

Мощность одного трансформатора находим по формуле:

(3.5)

Наибольшая реактивная мощность, которую трансформаторы могут пропустить из сети внутреннего электроснабжения предприятия в сеть напряжением 0,4 кВ находится по формуле:

(3.6)

где - число трансформаторов, установленных в цехе.

Величина Q_1Р является расчетной, поэтому в общем случае реактивная

нагрузка трансформаторов Q₁ не равна ей:

, (3.7)

где Q_Р - расчетная реактивная нагрузка цеха (группы цехов), квар.

При Q_1Р<Q_Р трансформаторы ТП не могут пропустить всю реактивную нагрузку, и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью батарей конденсаторов, которые устанавливаются на стороне низшего напряжения данной трансформаторной подстанции. Мощность этих конденсаторов будет равна:

. (3.8)

Коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах могут быть найдены по формулам:

где - полная расчетная мощность, приходящаяся на один трансформатор ТП.

Для нашего примера:

По формуле (3.1):

При плотности нагрузки 0,2-0,5 кВА/м² единичная мощность трансформатора равняется 1600 кВА.

По формуле (3.4):

По формуле (3.3):

Оптимальное количество трансформаторов по формуле (3.2) равно:

Мощность одного трансформатора по формуле (3.5):

Принимаем по [7, табл. 1] для установки в цеховую ТП два трансформатора типа ТМГ номинальной мощностью 1000 кВА.

Наибольшая реактивная мощность, которую трансформаторы могут пропустить из сети внутреннего электроснабжения предприятия в сеть напряжением 0,4 кВ находится по формуле (3.6):

По формуле (3.7):

Трансформаторы не могут пропустить всю реактивную мощность следовательно необходима компенсация по формуле (3.8):

Коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (3.9), (3.10):

Параметры холостого хода и короткого замыкания для трансформатора ТМГ-1000, взятые из [7, табл. 2] в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Параметры трансформатора ТМГ-1000

ДP_хх, кВт	ДP_кз, кВт	I_хх, %	U_к, %
1,9	10,8	1,2	5,5

Потери активной и реактивной мощности в трансформаторах можно найти по формулам:

(3.9)

;

(3.10)

Активная и реактивная мощности соответственно, потребляемые ТП-10 из сети внутризаводского электроснабжения, могут быть определены по формулам:

кВт;

квар.

Полная мощность, потребляемая ТП-10 из сети внутризаводского электроснабжения, может быть найдена по формуле:

кВА.

Расчетный коэффициент реактивной мощности на вводе ГПП (без учета мощности, поступающей от энергосистемы):

Расчеты для остальных ТП приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Выбор трансформаторных подстанций

Порядковый номер и наименование цеха	Ном. ТП	Кат ЭП	Р_р, кВт	Q_р, квар	S_р, кВА	F_ц, м2	у, кВА/м2	S_э.т, кВА	Тип тр-ра	S_н.т, кВА	n_i, шт.	K_з.дi	Q_1р, квар	Q₁, квар	Мощность КУ, Qр-Q₁, квар	К_з.н.	К_з.п.
14. Цех №2	1	2	2603,47	2058,06	3318,68	4488,46	0,74	2500	ТМГ	2000	2	0,70	1030,50	1030,50	1027,55	0,70	1,40
14. Цех №2	2	2	2603,47	2058,06	3318,68	4488,46	0,74	2500	ТМГ	2000	2	0,70	1030,50	1030,50	1027,55	0,70	1,40
6. Цех №1	3	2	1915,60	3235,48	3760,03	4232,68	0,89	2500	ТМГ	2000	2	0,70	2042,18	2042,18	1193,30	0,70	1,40
15. Механический цех	4	2	418,21	418,34	591,54	7044,00	0,08	630	ТМГ	400	2	0,70	372,42	372,42	45,92	0,70	1,40
16. Проходная	5	2	50,04	35,79	61,52
17. Телефонная станция, медпункт		2	145,00	127,12	192,83
	Итого		195,04	162,90	254,12	1901,31	0,10	630	ТМГ	160	2	0,70	110,16	110,16	52,74	0,70	1,40
3. Тарная мастерская	6	3	222,48	157,11	272,37	1593,48	0,17	1000	ТМГ	160	2	0,70	26,02	26,02	131,09	0,70	1,40
8. Компрессорная	7	2	287,89	172,66	335,69
11. Участок энероцеха		2	138,67	56,31	149,67
	Итого		426,56	228,97	484,13	1412,40	0,34	1600	ТМГ	400	2	0,70	362,83	228,97	0,00	0,61
4. Водонасосная	8	2	131,75	91,39	160,34
9. Заводоуправл.		2	81,52	42,63	91,99
	Итого		213,28	134,01	251,88	1294,70	0,12	800	ТМГ	160	2	0,70	68,48	68,48	65,53	0,70	1,40
2. Центральный склад	9	3	150,39	173,20	229,38
12. Администрация энергоцеха		2	77,32	32,98	84,06
	Итого		227,71	206,18	307,19	5079,22	0,05	400	ТМГ	160	2	0,70	35,09	35,09	171,09	0,70	1,40
1. Автотранс портн.участок	10	2	68,02	51,30	85,20
7. Столовая		3	127,77	76,58	148,96
13. Котельная		1	1080,11	545,06	1209,85
	Итого		1275,90	672,95	1442,49	3064,74	0,39	1600	ТМГ	1000	2	0,70	576,26	576,26	96,68	0,70	1,40
5. Аглофабрика	11	1	365,56	213,26	423,22	3259,39	0,44	2000	ТМГ	400	2	0,70	424,23	213,26	0,00	0,53	1,06
10. Ремонтно-строительный участок	12	3	230,86	100,64	251,85	4454,50	0,10	630	ТМГ	400	1	0,93	291,70	100,64	0,00	0,63	-

Необходимо проверить целесообразность установки в НРП в цехах 1, 2, 7, 11, 16. Для этого необходимо произвести технико-экономическое сравнение двух вариантов схем, в качестве примера произведем необходимые расчеты для ТП-8 устанавливаемой в цехе №4 и НРП, устанавливаемый в цехе №9.

Необходимо сравнить два варианта электроснабжения:

питание осуществляется от установленного в цехе №4 ТП8, НРП устанавливаемой в цехе №9, вариант 1 приведен на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Вариант 1

питание осуществляется от двух ТП установленных в цехах №8 и №11 соединенных магистрально, единичная мощность трансформатора в ТП, устанавливаемых в цехах №8 и №11, будет равна 100кВА и 63кВА, соответственно, вариант 2 приведен на рисунке 3.2.

Для технико-экономического сравнения необходимо учесть следующее:

В первом варианте:

стоимость ТП8 и НРП3;

стоимость потерь электроэнергии в ТП8;

стоимость кабелей ГПП-ТП8 и ТП-НРП3;

стоимость потерь электроэнергии в этих кабелях;

Рисунок 3.2 - Вариант 2

Во втором варианте:

стоимость ТП8 и ТП9;

стоимость кабелей ГПП-ТП8 и ТП8-ТП9;

стоимость потерь электроэнергии в этих кабелях;

стоимость потерь электроэнергии в ТП8 и ТП9;

стоимость выключателей нагрузки и предохранителей.

Годовые приведенные затраты:

;

где - общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, являющиеся суммой нормативного коэффициента эффективности , отчислений на амортизацию и расходов на текущий ремонт ;

- сумма капитальных затрат i-ой группы одинаковых электроприемников;

- стоимость годовых потерь электроэнергии.

При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:

, (3.11)

где - удельная стоимость потерь электроэнергии, рассчитываем для 110кВ;

- основная ставка тарифа;

- стоимость 1 кВт∙ч электроэнергии;

- отношение потерь активной мощности предприятия в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям активной мощности предприятия;

- поправочный коэффициент.

Потери электроэнергии в трансформаторах определяются по формуле:

где n - число трансформаторов на ГПП;

- число часов в году

- годовое число часов максимальных потерь, для машиностроительного предприятия

Потери активной энергии в проводах за год [11]:

В таблице 3.4 приведен расчет стоимости первого варианта электроснабжения, в таблице 3.5 второго варианта. В таблице 3.6 приведено технико-эконосическое сравнение первого и второго варианта.

Вариант 1 выгоднее варианта 2 на 29%, для дальнейших расчетов принимаем его. Проверку экономической целесообразности установки НРП в цехах 1, 2, 7, 11, 16, можно провести аналогично.

Таблица 3.4 - Вариант 1

Наименование оборудования	Ед. изм.	Кол-во	Стоимость ед., тыс. руб.	Кап. вложения, тыс. руб.	Отчисления, о.е.				Затраты тыс. руб.	Потери эл. эн., Стоимость потерь эл. эн., тыс. руб.
					Е_н	Е_тр	Е_а	Итого
Подстанция ТП8 2 КТП-160/10/0,4	шт.	1,00	550	550,00	0,12	0,03	0,063	0,213	117,15	13716,55	50,20
ГПП-ТП8 КЛ ААП2лУ-3х120	км	0,24	440	105,60	0,12	0,005	0,028	0,153	16,16	46,32	0,17
ТП8-НРП3 КЛ ААП2лУ-4х120	км	0,07	578	40,46	0,12	0,005	0,028	0,153	6,19	2165,74	7,93
ИТОГО				696,06					139,50	15928,61	58,3

Таблица 3.5 - Вариант 2

Наименование оборудования	Ед. изм.	Кол-во	Стоимость ед., тыс. руб.	Кап. вложения, тыс. руб.	Отчисления, о.е.				Затраты тыс. руб.	Потери эл. эн., Стоимость потерь эл. эн., тыс. руб.
					Е_н	Е_тр	Е_а	Итого
ТП8 в цехе 4 2 КТП 100/10/0,4	шт.	1,00	500,00	500,00	0,12	0,03	0,063	0,213	106,50	9795,53	35,85
ТП9 в цехе 9 2 КТП-63/10/0,4	шт.	1,00	240,00	240,00	0,12	0,03	0,063	0,213	51,12	5659,02	20,71
Выкл. нагр. ВНПзу-10/630-31,5	шт.	4,00	20,65	82,60	0,12	0,03	0,063	0,213	17,59	-	-
Предохр. ПКТ104-10-10-20У3	шт.	2,00	0,68	1,36	0,12	0,03	0,063	0,213	0,29	-	-
Предохр. ПКТ104-10-6-20У3	шт.	2,00	0,46	0,92	0,12	0,03	0,063	0,213	0,20	-	-
ГПП-ТП8 КЛ ААП2лУ - 3х120	км	0,24	440,00	105,60	0,12	0,005	0,028	0,153	16,16	46,32	0,17
ТП8-ТП9 КЛ ААП2лУ - 3х120	км	0,07	440,00	30,80	0,12	0,005	0,028	0,153	4,71	7,53	0,03
ИТОГО				960,36					196,37	15508,40	56,76

Таблица 3.6 - Сравнение экономических показателей

Сравнение экономических показателей
Вариант	Кап. затраты, тыс. руб.	Приведённые кап. затраты, тыс. руб.		Потери эл. энергии, Стоимость потерь, тыс. руб.	Приведённые затраты, тыс. руб.
ТП и НРП	696,06	139,50		15928,61	58,30	197,80
Две ТП	960,36	196,37		15508,40	56,76	253,13
Вариант 1 выгоднее варианта 2 на			29%

4. Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанции

Величина напряжения питания главной понизительной подстанции предприятия определяется наличием конкретных источников питания, уровнями напряжений на них, расстоянием от ГПП до этих источников, возможностью сооружения воздушных линий для передачи электроэнергии и другими факторами.

Величину рационального напряжения питания ГПП можно оценить по приближенной формуле Стилла:

, (4.1)

где l - длина питающей ГПП линии, км;

Р_Р.П. - расчетная активная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения ГПП, кВт.

(4.2)

где - коэффициент одновременности максимумов. Исходя из раздела 2 для шин НН ГПП ;

- расчетная активная высоковольтная нагрузка предприятия, создаваемая высоковольтными синхронными и асинхронными двигателями; Из раздела 2 известно, что

- расчетная активная нагрузка освещения предприятия, включающая внутрицеховое и наружное освещение. Из раздела 2 известно, что

- суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых ТП. Из раздела 3 известно, что

По формуле (4.2):

По формуле (4.1):

Для напряжения 10кВ:

Для напряжения 110кВ:

Согласно исходным данным на подстанции энергосистемы имеются уровни напряжения 10 и 110 кВ. Поскольку полученное рациональное напряжение схемы внешнего электроснабжения одинаково удалено от обоих из имеющихся напряжений внешнего электроснабжения, выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения будем проводить путем технико-экономического сравнения вариантов.

Для выбора силовых трансформаторов ГПП необходимо знать полную расчетную нагрузку предприятия:

где Q_ЭС_I - экономически целесообразная реактивная мощность на стороне высшего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы, квар, найдем по выражению:

Для сети напряжением 10 кВ tgj=0,25; для сети напряжением 110 кВ tgj=0,31, тогда:

для сети напряжением 10 кВ:

квар;

для сети напряжением 110 кВ:

квар.

Итак, расчетная мощность завода по формуле (4.3):

для сети напряжением 10 кВ:

кВА;

для сети напряжением 110 кВ:

кВА.

Различие полных расчетных нагрузок предприятия и незначительно и практически не влияет на выбор мощности трансформатора ГПП, поэтому примем и будем использовать в дальнейших расчетах наибольшую величину из них. [9, 4.6].

Принимаем решение об установке на ГПП двух трансформаторов мощностью S_НТ=16000 кВА для сети напряжением 110 кВ, тогда коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:

где N=2 - число трансформаторов ГПП.

Для сети напряжением 110 кВ:

Коэффициент загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

Для сети напряжением 110 кВ:

Для данных трансформаторов коэффициент загрузки в послеаварийном режиме не превышает допустимых значений.

5. Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия

Для сравнения выбрано 2 варианта схемы электроснабжения.

5.1 Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ

Схема РУ ВН ГПП - Два блока линия-трансформатор с выключателем (110-3Н). Схема РУ НН ГПП - Одна секционированная выключателем система шин (10 (6) - 1). В качестве трансформатора ГПП выбираем ТДН-16000/110 [3, табл. 2.108].

) Определим потери энергии в трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТДН-16000/110/10 приведены в таблице 5.1 [3, табл. 2.108].

Таблица 5.1 - Параметры трансформаторов ТДН-16000/110/10

ДP_хх, кВт	ДP_кз, кВт	I_хх, %	U_к, %
18	85	0,7	10,5

Потери активной и реактивной мощности определяются по формулам, аналогичным (3.8) и (3.9).

По формуле (3.8):

По формуле (3.9):

Потери электроэнергии в трансформаторах определяются по формуле:

(5.1)

где n - число трансформаторов на ГПП;

- число часов в году, ;

- годовое число часов максимальных потерь, которое определяется по выражению:

где - годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки. По [3, табл. 2.3] для химического предприятия

По формуле (5.2):

По формуле (5.1):

Рассчитаем ЛЭП от районной подстанции энергосистемы до ГПП предприятия. Нагрузка в начале линии находится по формуле:

(5.3)

Расчетный ток одной цепи линии 110 кВ находится по формуле:

(5.4)

где - число цепей линии, N=2;

- номинальное напряжение сети; .

Ток одной цепи ЛЭП в послеаварийном режиме определяется по формуле:

, (5.5)

Согласно [4, 4.7] сечение проводов ВЛ находим по экономической плотности тока по формуле:

(5.6)

где - экономическая плотность тока, А/мм². Согласно [8, табл. 1.3.36] экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов при равняется А/мм².

Однако по условиям короны минимальное сечение провода ВЛ 110 кВ составляет 70 мм². Поэтому в качестве проводов ВЛ от районной подстанции энергосистемы до ГПП предприятия принимает провода с сечением Параметры провода [9, табл. 7.33, 7.38]: Длительно допустимый ток I_Д=265 А; удельные активное и индуктивное сопротивления: r₀=0,428 Ом/км; x₀=0,444 Ом/км.

Провод должен быть проверен по нагреву в послеаварийном режиме:

(5.7)

Потери активной энергии в проводах за год [11]:

(5.8)

2) Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы и на вводах ГПП. Схемы для расчета токов КЗ представлены на рисунке 5.1.

Согласно исходным данным, мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы 110 кВ S_С=3000 МВА. Расчет токов КЗ будет производить в относительных единицах. Для этого примем в качестве базисных S_Б=1000 МВА, U_Б=115 кВ.

Сопротивление системы в относительных единицах:

Рисунок 5.1 - Схемы для расчета токов КЗ

Сопротивление воздушной линии находится по формуле:

(5.10)

Ток короткого замыкания точке 1 равен [4]:

(5.11)

где - действующее значение периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени.

По формуле 5.11:

Ток КЗ в точке 2 находится по формуле:

(5.12)

Ударный ток короткого замыкания находится по формуле:

(5.13)

где - ударный коэффициент. Согласно [3, табл 2.45] для точек КЗ 1 и 2 соответственно: К_у1=1,72, К_у1=1,8,

Апериодическая составляющая тока КЗ находится по формуле:

(5.14)

где - постоянная времени затухания апериодической составляющей.

По [3, табл. 2.45] для точек КЗ 1 и 2: ;

3) Выберем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП. ГПП предприятия планируется выполнить с помощью КТП-СЭЩ Б(М) [12]. К установке в главных схемах КТП-СЭЩ Б(М) может быть принят выключатель ВГТ-110II^*-40/2500 УХЛ1. Проверим данный тип выключателя на возможность применения в качестве выключателей отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП. Характеристики возьмем из [11, 3.1].

Выбор и проверка выключателей производится по следующим параметрам приведенным в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Выбор и проверка выключателей

Условия выбора	Расчетные параметры сети		Каталожные данные ВГТ-110II^* - 40/2500 УХЛ1
	Выключатель отходящей линии подстанции энергосистемы	Выключатель на вводе ГПП
По номинальному напряжениюU_c = 110,00 кВU_н= 110 кВ
I_н = 2500 А
По номинальному току электродинамической стойкости:
а) симметричному
б) асимметричному
По номинальному току отключения:
а) симметричному
б) асимметричному
По номинальному импульсу квадратичного тока

В таблице 5.2 используются следующие обозначения:

- начальное значение периодической составляющей тока КЗ. Для точек 1 и 2 соответственно ;

- действующее значение периодической составляющей тока электродинамической стойкости;

- действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания для времени t. Поскольку точки КЗ 1 и 2 связаны с энергосистемой непосредственно, то будем считать, что;

- процентное содержание апериодической составляющей в токе короткого замыкания. :

(5.15)

где =0,01 с - минимальное время действия релейной защиты;

- собственное время отключения выключателя с:

Определяем, что , что допустимо для данного выключателя (номинальное относительное содержание апериодической составляющей не более 40%).

- время действия защиты, равное ступени селективности (1,8 для выключателей ГПП и 2,1 для выключателей подстанции энергосистемы (См. раздел 7)).

- ток термической стойкости;

t_тер - время протекания тока термической стойкости. По [11, 3.1]: t_тер= 3 с.

К установке в главных схемах КТП-СЭЩ Б(М) может быть принят разъединитель РН СЭЩ-110/1250УХЛ1 [10];

Проверим данный тип разъединителя на возможность применения в качестве разъединителей отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП, проверка приводится в таблице 5.3;

Для защиты оборудования ГПП от перенапряжений к установке в КТП-СЭЩ Б(М) принимается ограничитель перенапряжения ОПНН-Ф-110 [10].

5) Определим годовые приведенные затраты варианта схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ:

(5.16)

где - общие ежегодные отчисления от капитальных вложений:

Таблица 5.3 - Выбор и проверка разъединителей

Условия выбора	Расчетные параметры сети		Каталожные данные РН СЭЩ-110/1250УХЛ1
	Разъединитель отходящей линии подстанции энергосистемы	Разъединитель на вводе ГПП
По номинальному напряжениюU_c = 110,00 кВU_н= 110,00 кВ
I_н = 1250,00 А
По номинальному току электродинамической стойкости
По номинальному импульсу квадратичного тока
а) для главных ножей
б) для заземляющих ножей

(5.17)

где - нормативный коэффициент эффективности ;

- расходы на обслуживание;

- отчисления на амортизацию;

- сумма капитальных затрат i-й группы одинаковых элементов;

- стоимость годовых потерь электроэнергии;

- ущерб от перерывов электроснабжения, определяющийся для вариантов, неравноценных по надежности;

- стоимость электроэнергии потребленной за год рассчитывается по формуле:

где - удельная стоимость потерь электроэнергии рассчитывается по формуле 3.11, для 110кВ равна

В данной дипломной работе рассматриваются два варианта питания на напряжении 110кВ и 10кВ. Они не являются равнонадежными, следовательно необходимо рассчитать ущерб от перерывов электроснабжения, для чего нарисуем схему сети 110кВ, с обозначением элементов, надежность которых следует учесть. Схема приведена на рисунке 5.2, данные по надежности элементов в таблице 5.4.

Рисунок 5.2 - Схема для расчета ущерба от перерыва электроснабжения

Таблица 5.4 - Показатели надежности элементов

Номер элемента	Аварийные отключения		Плановые отключения

1,3,5	0,008	15,0	1/3	35
2	0,060	20,0	1/3	165
6	0,030	20,0	1/3	165
4	0,055	7,9	1/4	45
7	0,014	70,0	1/6	280
8	0,010	10,5	1/3	24

Так как входящие в расчетные формулы для определения продолжительности совместных простоев представляют собой средние продолжительности одного ремонта, то их значения найдем по выражениям:

где - среднее время одного вынужденного (аварийного) или послеаварийного простоя;

- эквивалентный параметр потока отказов одной цепи,

(5.18)

(5.19)

(5.20)

(5.21)

Оценим ущерб, так как на ГПП установлены трансформаторы с запасом по мощности то ущерба от недоотпуска ЭЭ в режиме простоя одной цепи не будет. Поэтому учитываем только ущерб обусловленный полным гашением ГПП.

(5.22)

(5.23)

Годовой ущерб обусловленный полным гашением ГПП:

Сумма капитальных затрат на элемент системы электроснабжения находится по формуле [12, 1.6]:

(5.24)

где - капитальные затраты на элемент СЭС, приведенные в справочной литературе в базисном уровне цен на 2000 г.;

- коэффициент дефляции, учитывающие отличие текущих цен от базисного уровня цен, согласно [13]: ;

- коэффициент включающий НДС в капитальные затраты на оборудование, .

В [12] приведены укрупненные стоимостные показатели стоимости ячеек выключателя и трансформатора. В стоимость ячейки выключателя включается стоимость высоковольтных выключателей, разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, оборудования релейной защиты ячейки выключателя, строительно-монтажных работ и т.п.

В стоимость ячеек трансформатора включена стоимость трансформатора, кабельного хозяйства, материалы, строительные монтажные работы и т.п. Поэтому, используя данные [12] будем производить расчет капитальных затрат не по отдельным элементам схемы внешнего электроснабжения, а по ячейкам выключателя, трансформатора. Также будет учтена стоимость строительства двухцепной ВЛ 110 кВ, соединяющей ГПП с подстанцией энергосистемы.

Ячейка выключателя

Количество ячеек- 4 (2 выключателя на отходящих линиях подстанции энергосистемы и 2 выключателя на вводе ГПП). Стоимость ячейки элегазового выключателя согласно [12] - К_справ=6580 тыс. руб.

По формуле (5.18):

Согласно [2, табл. 2.1]: ;.

По формуле (5.17):

Таким образом годовые затраты тыс. руб.

Ячейка трансформатора

Количество ячеек - 2 (2 трансформатора на ГПП). Стоимость ячейки трансформатора мощностью 16 МВА и с высшим напряжением 110 кВ согласно [12] - К_справ=5546 тыс. руб.

По формуле (5.18):

Аналогично ячейке выключателя:

Годовые затраты:

тыс. руб.

Стоимость потерь электроэнергии в элементе СЭС:

(5.25)

где - удельная стоимость потерь электроэнергии.

По (5.19) для трансформатора:

ВЛ 110 кВ

Длина ВЛ - 5 км. Стоимость строительства одного километра двухцепной линии напряжением 110 кВ, согласно [12] :

По (5.18):

Согласно [2, табл. 2.1]: ;.

По формуле (5.17):

Годовые затраты:

тыс. руб.

По (5.19) для ВЛ:

Сведем результаты расчетов годовых приведенных затрат для варианта схемы внешнего электроснабжения напряжением 110 кВ в таблицу 5.5.

Таблица 5.5 - Годовые приведенные затраты для схемы 110кВ

Наимен. оборуд. Ед. измер. Кол-во Стоим. ед., тыс, руб. K, тыс. руб. E K∙E, ДW, C_э,


1. Ячейка выклюю чателя	шт.	4	29 038,86	116 155,40	0,213	24 741,11	-	-
2. Ячейка трансфор матора	шт.	2	24 475,61	48 951,22	0,213	10 426,61	498 517,4	1824,57
3.ВЛ 110 кВ	км	5	6 597,73	32 988,65	0,152	5 014,27	57 271,9	209,62
Итого						40 181,99	555 789,3	2034,19

По формуле (5.24):

Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ представлена на рисунке 5.3.

5.2 Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 10 кВ

Схема РУ НН ЦРП - Одна секционированная выключателем система шин (10 (6) - 1).

1) Рассчитаем кабельную линию от районной подстанции энергосистемы до ЦРП предприятия. Нагрузка в начале линии находится по формуле (5.3):

Расчетный ток одной цепи линии 10 кВ находится аналогично по формуле (5.4):

Ток одной цепи кабельной линии в послеаварийном режиме определяется по формуле (5.5):

Рисунок 5.3 - Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ

Сечение проводов КЛ находим аналогично по формуле (5.6):

В качестве КЛ от районной подстанции энергосистемы до ЦРП предприятия принимает кабели 2xПвБВнг(А) - LS, с сечением Параметры кабеля: длительно допустимый ток I_Д=562 А; удельные активное и индуктивное сопротивления: r₀=0,077 Ом/км; x₀=0,075 Ом/км.

Кабель должен быть проверен по нагреву в послеаварийном режиме по формуле (5.7):

По [2, табл. 21.4] выбираем максимально близкое к экономическому .

Произведем проверку кабелей 10 кВ по условию термической стойкости к току КЗ. При этом термически стойкое сечение кабеля находится по формуле:

где - импульс квадратичного тока КЗ;

- термическая функция,

Выбранное нами сечение больше термически устойчивого.

Потери активной энергии в кабелях за год по формуле (5.8):

Потеря напряжения в кабельной линии проверяется по условию:

(5.26)

где и - расчетные активная и индуктивная нагрузки на кабельную линию;

и - удельные активное и индуктивное сопротивления кабеля принимаем согласно;

- длина кабельной линии, км,

2) Рассчитаем тока короткого замыкания в начале отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы и на вводах ЦРП.

Схемы для расчета токов КЗ представлены на рисунке 5.4.

Рисунок 5.4 - Схемы для расчета токов КЗ

Согласно исходным данным, мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы 10 кВ S_С=200 МВА. Расчет токов КЗ будет производить в относительных единицах. Для этого примем в качестве базисных S_Б=1000 МВА, U_Б=10,5 кВ.

Сопротивление системы в относительных единицах по формуле (5.9):

Сопротивление кабельной линии находится по формуле (5.10):

Ток короткого замыкания точке 1 находится по формуле (5.11):

Ток КЗ в точке 2 находится по формуле (5.12):

Согласно [3, табл 2.45] для точек КЗ 1 и 2 соответственно: К_у1=1,72, К_у1=1,8;;

Ударный ток короткого замыкания находится по формуле (5.13):

3) Выберем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ЦРП. ЦРП предприятия планируется выполнить с помощью комплектное распределительное устройство 10 кВ наружной установки серии СЭЩ-59 [10]. К установке в качестве вводного выключателя намечается выключатель ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/1250 [10, табл. 2.1]. Проверим данный тип выключателя на возможность применения в качестве выключателей отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ЦРП, выбор и проверка выключателей производится по следующим параметрам, приведенным в таблице 5.6.

По формуле (5.15):

По [9, рис. 4.5] определяем, что , что допустимо для данного выключателя (номинальное относительное содержание апериодической составляющей не более 40%).

) Определим годовые приведенные затраты варианта схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 10 кВ.

Аналогично, используя данные [12] будем производить расчет капитальных затрат по ячейкам выключателя, трансформатора и КЛ.

- Ячейка выключателя

Количество ячеек- 2 (2 выключателя на отходящих линиях подстанции энергосистемы, 2 выключателя на вводе ЦРП не учитываем, так как в первом варианте они тоже есть). Стоимость ячейки вакуумного выключателя согласно [12] - К_справ=150 тыс. руб.

По формуле (5.18):

Аналогично выключателям 110 кВ:

;;

Таким образом, годовые затраты:

тыс. руб.

- КЛ 10кВ

Длина КЛ- 1 км. Стоимость строительства одного километра КЛ напряжением 10 кВ согласно [12],

По (5.18):

Аналогично ВЛ 110 кВ:

;;.

Годовые затраты:

По (3.11) и (5.19) для КЛ 10 кВ:

Для расчета ущерба от перерывов электроснабжения нарисуем схему сети 10кВ, с обозначением элементов надежность которых следует учесть, схема приведена на рисунке 5.5, данные по надежности элементов в таблице 5.6.

Таблица 5.6 - Показатели надежности элементов

№ эл-та	Аварийные отключения		Плановые отключения

1	0,01	10,5	1/5	24
2	0,075	16	1	2
3	0,01	10,5	1/5	24

Выбор выключателей сведем в таблицу 5.7.

Таблица 5.7 - Выбор и проверка выключателей

Условия выбора	Расчетные параметры сети		Каталожные данные ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/1250
	Выключатель отходящей линии подстанции энергосистемы	Выключатель на вводе ЦРП
По номинальному напряжениюU_c = 10,00 кВU_н= 10 кВ
I_н = 1250 А
По номинальному току электродинамической стойкости:
а) симметричному
б) асимметричному
По номинальному току отключения:
а) симметричному

б) асимметричному


По номинальному импульсу квадратичного тока

Рисунок 5.5 - Схема для расчета ущерба от перерыва электроснабжения

где - среднее время одного вынужденного (аварийного) или послеаварийного простоя;

- среднее время одного планового простоя:

По формулам (5.18-5.21):

Оценим ущерб по формуле (5.22) и (5.23):

Годовой ущерб обусловленный полным гашением ГПП:

Стоимость электроэнергии потребленной за год рассчитывается по формуле:

Сведем результаты расчетов годовых приведенных затрат для варианта схемы внешнего электроснабжения напряжением 10 кВ в таблицу 5.3

Таблица 5.3 - Годовые приведенные затраты для схемы 10кВ

Наименование оборудования Единица измерения Кол-во Стоимость единицы, тыс. руб. K, тыс. руб. E K∙E, ДW, C_э,


1. Ячейка выключателя	шт.	2	661,98	1323,96	0,213	282,00	-	-
2. КЛ 10 кВ	км	4	15583,00	62332,00	0,152	9474,47	127640	739,04
Итого						9756,47	127640	739,04

По формуле (5.16):

Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 10 кВ представлена на рисунке 5.6.

Рисунок 5.6 - Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 10 кВ

5.3 Выберем оптимальный вариант схемы внешнего электроснабжения предприятия

Приведенные затраты на вариант схемы внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ равняются . В свою очередь приведенные затраты на вариант с напряжением сети 10 кВ равняются . Исходя значительного превышения приведенных годовых затрат в варианте схемы внешнего электроснабжения с напряжением сети 10 кВ по сравнению с приведенными годовыми затратами варианта схемы внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ, и учитывая дополнительные затраты которые будет нести предприятие из-за того что цены на э/э на напряжении 10кВ выше чем на напряжении 110кВ, к исполнению принимаем вариант схемы внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ.

6. Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения предприятия, расчет питающих линий

.1 Выбор напряжения

Поскольку в исходных данных нет никакой информации о наличии высоковольтных электроприемников с номинальным напряжением 6 кВ, в качестве напряжения схемы внутреннего электроснабжения принимаем 10 кВ.

6.2 Построение схемы электроснабжения

Согласно [6, 6.3.11, 6.3.11] к одной магистрали могут быть подключены до трех трансформаторов мощностью 1000 кВА или два трансформатора мощностью 1600 кВА. Обращая внимание на то, что при выборе цеховых ТП были выбраны трансформаторы с номинальными мощностями 160, 400, 1000, 2000 кВА, а также учитывая территориальное расположение цеховых ТП, принимаем, что ТП1 и ТП2; ТП5 и ТП6; ТП11 и ТП7 будут питаться по магистральной схеме, в остальных случаях предпочтительнее применить радиальную схему, так как применение магистральной схемы не приведет к существенному удешевлению, но усложнит выбор релейной защиты и несколько снизит надежность.

Учитывая технологическую необходимость оперативного управления высоковольтными электродвигателями в цехах 4, 8 (водонасосная, компрессорная соответственно), в данных цехах устанавливаем распределительные подстанции РП 1 (цех №4), РП2 (цех №8).

Разработанная схема электроснабжения предприятия на напряжении 10 кВ представлена на рисунке 6.1.

6.3 Конструктивное выполнение электрической сети

Согласно исходным данным грунт предприятия обладает низкой коррозионной активностью, присутствуют блуждающие токи в грунте, а также колебания и растягивающие усилия. При применении кабелей с пропитанной бумажной изоляцией для прокладки в траншее при наличии вышеперечисленных условий рекомендуется прокладка кабелей марки ААП2лУ- с алюминиевыми жилами и алюминиевой оболочкой, броня из оцинкованных плоских проволок, поверх которых наложен защитный покров, в подушке под броней имеется 2 слоя из пластмассовых лент, усовершенствованная бумажная изоляция. На участках кабельных линий, проходящих по цехам, кабели проложены в лотках.

Рисунок 6.1 - Схема электроснабжения предприятия на напряжении 10 кВ6.4 Расчет питающих линий

Расчетный ток кабельной линии в нормальном режиме находится по формуле:

где - мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме, берем из раздела 3;

- номинальное напряжение сети.

Сечение кабельной линии по формуле:

где - экономическая плотность тока,

По [2, табл. 21.4] выбираем максимально близкое к экономическому . Далее принимаем длительно допустимый ток по наихудшим условиям прокладки. Длительно допустимый ток с учетом условий прокладки определяется по формуле:

где - поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей;

- поправочный коэффициент на температуру среды, в которой проложен кабель. Согласно исходным данным, наивысшая температура окружающего воздуха равно 27,3 ^оС. Для нормированной температуры жил, используя линейную интерполяцию, получим: ;

- число запараллеленных кабелей в кабельной линии.

Допустимая перегрузка кабеля в послеаварийном режиме определяется по условию:

где - коэффициент перегрузки, который определяется по [14, табл. 21.1], в зависимости от коэффициента предварительной загрузки;

- нагрузка на КЛ в послеаварийном режиме.

Потеря напряжения в кабельной линии проверяется по условию (5.26).

Результаты выбора кабельных линий приведены в таблице 6.1.

Выводы по разделу шесть

Произвели выбор напряжения схемы внутреннего электроснабжения 10 кВ. Разработали схему электроснабжения предприятия. С учетом условий прокладки выбрали кабели марки ААП2лУ. Рассчитали кабельные линии на напряжении 10кВ и 0,4кВ, проверили их по допустимому току в послеаварийном режиме и падению напряжения.

7. Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов КЗ в дипломном проекте производится с помощью метода типовых кривых.

Для расчета токов КЗ составляется исходная расчетная электрическая схема, на которой показываются источники питания точек КЗ (энергосистема, синхронные и асинхронные двигатели и т.п.), расчетные точки КЗ и связи между ними (воздушные, кабельные линии и т.п.). При выборе расчетной схемы для определения токов КЗ должны рассматриваться вероятные режимы, при которых воздействие токов КЗ на СЭС является наиболее тяжелым. Таким характерным режимом СЭС ПП является состояние схемы электроснабжения, когда одна из кабельных линий питающих ГПП отключена для проведения профилактических мероприятий или аварийного ремонта и включены секционные выключатели в РУ ГПП 10 кВ. Для выбора электрооборудования в дипломном проекте проводится расчет токов КЗ в следующих точках:

1) К₁ и К₂ - в схеме внешнего электроснабжения;

) К₃ - в РУ 10 кВ ГПП;

) К₄ - в электрической сети цеха, для которого был подробно проведен расчет нагрузок (ТП3 - МЦ).

Учитывая вышесказанное, была составлена принципиальная электрическая схема СЭС ПП, на которой показаны вышеназванные элементы, представленная на рисунке 7.1.

Рисунок 7.1 - Принципиальная схема СЭС

При определении токов КЗ в точках К₁ и К₂ подпитку от высоковольтных синхронных и асинхронных двигателей, установленных на стороне низшего напряжения ГПП по схеме, учитывать не будем. Поэтому значение периодической составляющей токов КЗ и ударных токов в точках К₁ и К₂ можно принять из расчета, проведенного в подразделе 5.2:

Мощность КЗ в точке К₁ S_к1=S_С=3000 МВА. Мощность КЗ в любой точке КЗ находится по формуле:

где - среднее номинальное значение ступени напряжения точки КЗ. Для точек К₁и К₂: .

Для точки К₂:

Для нахождения тока КЗ в точке К₃ составляется схема замещения. Для этого примем в качестве базисных S_Б=1000 МВА, U_Б=10,5 кВ.

Принимаем следующие сверхпереходные ЭДС, выраженные в относительных единицах, приведенных к базисным условиям:

) Для энергосистемы ;

) Для синхронных двигателей ;

) Для асинхронных двигателей .

Для расчета сверхпереходных сопротивлений, выраженных в относительных единицах, приведенных к базисным условиям, выберем для установки следующие высоковольтные электродвигатели:

) Асинхронные двигатели: ДАЗО4-450УК-8Д с номинальной мощностью P_ном= 400 кВт и кратностью пускового тока КПД=94,4%;

) Синхронные двигатели установленные в компрессорной станции: СТД-1600-2 с номинальной мощностью P_ном= 1600 кВт и сверхпереходным сопротивлением по продольной оси [3, табл. 2.48]; КПД=96,4%;

) Синхронные двигатели установленные в котельной: СТД-630-2 с номинальной мощностью P_ном= 630 кВт и сверхпереходным сопротивлением по продольной оси [8, табл. 2.48]; КПД=95,3%.

Определим сверхпереходные сопротивления для элементов схемы:

1) Энергосистема. По формуле (5.9):

2)
ВЛ 110 кВ, согласно [3, табл. 2.41]:

где - среднее номинальное значение напряжения ступени, на которой находится ВЛ, ;

3) Трансформатор ТДН-16000/110, согласно [8, табл. 2.41]:

где - напряжение короткого замыкания трансформатора ТДН-16000/110. Согласно таблице 5.1 ;

- номинальная мощность трансформатора,

4) Асинхронные двигатели ДАЗО4-450УК-8Д. Согласно [3, табл. 2.41] для синхронного двигателя:

5) Синхронные двигатели СТД-1600-2. Согласно [3, табл. 2.41] для синхронного двигателя:

6) Синхронные двигатели СТД-630-2. Согласно [8, табл. 2.41] для синхронного двигателя:

7) Кабельные линии. Для кабельных линий сверхпереходное сопротивление находится по формуле (5.9), результаты расчета сведены в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 - Расчет сверхпереходного сопротивления для КЛ

Начало и конец КЛ	Номер сверхпереходного сопротивления	l, км	x0, Ом/км
ГПП-РП1	7	0,20	0,090	0,16
РП1-АД1 (2,3,4)	8	0,05	0,113	0,05
ГПП-РП2	9	0,29	0,081	0,21
РП2-СД1 (2,3,4)	10	0,07	0,090	0,06
ГПП-СД5 (6)	11	0,13	0,095	0,11

На рисунке 7.2 представлена схема замещения для расчета тока КЗ в точке К₃.

Рисунок 7.2 - Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К₃

На рисунке 7.3 показана преобразованная схема замещения, в которой суммированы все последовательно соединенные сопротивления.

Рисунок 7.3- Преобразованная схема для расчета тока КЗ в точке К₃

Параллельные ветви 13 14, и 15 могут быть преобразованы в эквивалентные с помощью формул [3, табл. 2.43]:

где , , , - соответствующие ЭДС и сопротивления первой и второй ветви соответственно.

Соответствующим образом преобразованная схема замещения представлена на рисунке 7.4.

Рисунок 7.4 - Преобразованная схема для расчета тока КЗ в точке К₃

Дальнейшие аналогичные преобразования показаны на рисунке 7.5

Рисунок 7.5 - Преобразованная схема для расчета тока КЗ в точке К₃

Начальное действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ находится по формуле:

где - начальное значение тока КЗ, создаваемая i-й ветвью, выраженное в относительных единицах;

- базисное значение тока. Для точки К₃:

Действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в точке К₃ для любого момента времени можно определить по формуле [3, 2.19]:

где - для энергосистемы ; Для электродвигателей определяется в зависимости от удаленности КЗ от выводов двигателя по графикам [3, рис. 2.23, 2.24],

Значение апериодической составляющей тока КЗ в произвольный момент времени находится по формуле:

(7.1)

где - значение апериодической составляющей тока КЗ, создаваемая i-й ветвью, которое находится по формуле:

(7.2)

где - постоянная времени затухания апериодической составляющей. Для энергосистемы в точке K₃ [3, табл. 2.45].

Для асинхронного двигателя серии ДАЗО [3, табл. 2.46].

Для синхронного двигателя СТД-1600-2 согласно [3, табл. 2.48] .

Для синхронного двигателя СТД-630-2 согласно [3, табл. 2.48] .

По формулам (7.1) и (7.2) значение апериодической составляющей тока КЗ в точке К₃ равняется:

Значение ударного тока в точке К₃ находится по формуле [3, 2.19]:

(7.3)

где - ударный ток, создаваемый i-й ветвью, который определяется по формуле:

(7.4)

Удаленность от точки К₃:

а) Асинхронных двигателей:

б) Синхронных двигателей СТД-1600-2:

в) Синхронных двигателей СТД-630-2:

По формулам (7.3) и (7.4) для точки К₃:

Мощность КЗ в точке К₃:

При определении тока КЗ в точке К₄ в качестве источника рассматривается только энергосистема, а подпитка от электродвигателей напряжением 10 кВ не учитывается.

Для расчета тока КЗ на выводах НН трансформатора ТП4 посчитаем:

) Индуктивное сопротивление КЛ ГПП-ТП4:

2) Индуктивное сопротивление сети от энергосистемы до шин 10 кВ ГПП:

а) Сопротивление энергосистемы, приведенное к стороне 10 кВ [15, с. 64]:

(7.5)

б) Сопротивление ВЛ 110 кВ, приведенное к стороне 10кВ:

в) Сопротивление трансформатора ГПП, приведенное к стороне НН:

г) Индуктивное сопротивление сети от энергосистемы до шин 10 кВ ГПП:

) Индуктивное сопротивление сети от энергосистемы до вводов ВН трансформаторов ТП4:

) Мощность короткого замыкания на вводах ВН ТП4:

) Индуктивное сопротивление сети, приведенное к ступени 0,4 кВ, по (7.5):

) Активное, индуктивное и полное сопротивление трансформатора ТП4, данные для расчета берем из таблицы 3.1:

8) Ток КЗ в точке К₄[15, с. 62]:

9) Апериодическая составляющая тока КЗ в произвольный момент времени находится по формуле [15, с. 63]:

(7.6)

где - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с, равная:

(7.7)

где - соответственно результирующее активное и индуктивное сопротивления.

- синхронная угловая частота напряжения сети.

По (7.7):

По (7.6):

10) Ударный ток в точке К₄ может быть найден по формуле:

(7.8)

где - угол сдвига по фазе напряжения и периодической составляющей тока КЗ:

- время от начала КЗ до появления ударного тока:

По (7.8):

) Мощность КЗ в точке К₄ по формуле (7.1):

Сведем результаты расчетов в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 - Токи короткого замыкания

Точка	U_ср.ном, кВ	Токи, кА			S_КЗ, МВА
		I_п0	I_п_t	i_уд
К₁	115,0	15,213	15,213	37,00	3000,00
К₂	115,0	10,080	10,080	25,66	2007,79
К₃	10,5	12,910	29,40	234,79
К₄	0,4	12,155	12,155	24,40	8,42

Для оценки теплового импульса воздействия тока КЗ на отдельные элементы СЭС ПП необходимо найти время отключения КЗ. С этой целью на рисунке 7.6 построена диаграмма селективности действия максимальной токовой защиты. Считается, что автоматические выключатели смежных ступеней СЭС имеют ступень селективности 0,1 с, выключатели 10 кВ - 0,3 с, предохранители 10 кВ - 0,5 с.

Рисунок 7.6 - Электрическая схема с указанием уставок РЗ

8. Выбор электрооборудования СЭС промышленного предприятия

Выбор основного электрооборудования схемы внешнего электроснабжения был произведен в разделе 5. В этом разделе будет произведен выбор электрооборудования остального электрооборудования.

) Произведем выбор токопровода, соединяющего трансформаторы ГПП с ячейками РУ НН ГПП. Токопровод 6,10 кВ выбирается по номинальному напряжению, току утяжеленного режима, а также электродинамической и термической стойкости к токам КЗ.

К установке планируется комплектный токопровод типа ТЗК-10-1600-61 УХЛ1 [16, 2.3], проверка представлена в таблице 8.1.

Таблица 8.1 - Выбор и проверка токопровода

Условия выбора	Расчетные параметры сети	Каталожные данные ТЗК-10-1600-61УХЛ1
По номинальному напряжениюU_c = 10,0 кВU_н= 10,0 кВ
I_н = 1600,0 А
По номинальному току электродинамической стойкости
По номинальному импульсу квадратичного тока

) Согласно [10, 7.4.2] при выполнении ГПП предприятия с помощью принятой ранее КТП-СЭЩ Б(М) в качестве РУ НН ГПП может быть использовано комплектное распределительное устройство 10 кВ наружной установки серии СЭЩ-59 У1. ячейки КРУ выбирается по номинальному напряжению, номинальному току и току утяжеленного режима, электродинамической и термической стойкости к токам КЗ. Поскольку по перечисленным параметрам также проверяются и выключатели, установленные в КРУ, проверка ячеек КРУ будет осуществлена совместно с выбором выключателей.

) К установке в качестве вводного выключателя РУ НН ГПП намечается выключатель ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/1600 [17, табл. 2.1]. Проверка выключателей производится по номинальному напряжению, номинальному току, току утяжеленного режима, по стойкости к электродинамическому и термическому действию тока КЗ, по отключающей способности. При его проверке по номинальному току используется формула:

(8.1)

Результаты выбора выключателя сведены в таблицу 8.2. Коэффициенты и приняты по [3, рис. 2.23, 2.24] для

Таблица 8.2 - Выбор и проверка вводного выключателя РУ НН ГПП

Условия выбора	Расчетные параметры сети	Каталожные данные ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/1600
По номинальному напряжениюU_c = 10,0 кВU_н= 10,0 кВ
I_н = 1600,0 А
По номинальному току электродинамической стойкости:
а) симметричному
б) асимметричному
По номинальному току отключения:

а) симметричному

t=0,01+0,03=0,04 c


б) асимметричному
По номинальному импульсу квадратичного тока:

2) Согласно [14] трансформаторы тока выбираются по номинальному напряжению, номинальному току, току утяжеленного режима, электродинамической и термической стойкости к действию тока КЗ, а также проверяются по работе в заданном классе точности (по допустимой вторичной нагрузке). В качестве трансформатора тока принимается к установке ТОЛ-СЭЩ-10-11-0,2s/0,5/10Р-5/10/15-1500/5 У2 [18]. Выбор трансформатора тока, установленного в ячейке вводного выключателя РУ НН ГПП, произведен в таблице 8.3.

Таблица 8.3 - Выбор и проверка трансформатора тока

Условия выбора	Расчетные параметры сети	Каталожные данные ТОЛ-СЭЩ-10-11 0,2s /0,5 /10Р-5/10/15-1500/5 У2
По номинальному напряжениюU_c = 10,0 кВU_н= 10 кВ
I_н = 1500 А
По номинальному току электродинамической стойкости
По номинальному импульсу квадратичного тока

На подстанциях 110 кВ на стороне НН трансформатора устанавливаются амперметр, счетчики активной и реактивной энергии. В качестве амперметра будем использовать цифровой многофункциональный электроизмерительный прибор ЩМ120. В качестве счетчика активной и реактивной энергии будем использовать счетчик ЕвроАЛЬФА EA02RTX-P3BN-3W. Схема подключения выбранных контрольно-измерительных приборов к обмоткам трансформатора тока приведена на рисунке 8.1.

Рисунок 8.1 - Схема подключения

Проверка по допустимой вторичной нагрузке приводится в таблице 8.4.

Таблица 8.4 - Проверка по допустимой вторичной нагрузке

Обмотка ТТ	Прибор	Тип прибора	Количество приборов	Потребляемая мощность, ВА
				фаза А	фаза B	фаза C
0,2s	PIK	EA02RTX	1	0,015	0,015	0,015
0,5	A	ЩМ120	1	0,100	0,100	0,100
Итого				0,115	0,115	0,115

Исходя из условного обозначения трансформатора тока ТОЛ-СЭЩ-10-11-0,2s/0,5/10Р-5/10/15-1500/5 У2 [18, 8] знаем, что максимально допустимая нагрузка S_2ном обмотки 0,2s составляет 5 ВА, а обмотки 0,5 - 10 ВА. Нормированная нагрузка для определенного класса точности обмотки ТТ находится по формуле:

(8.2)

где - номинальное значение тока вторичной обмотки ТТ, [18, 8].

По формуле (8.2):

) Для обмотки 0,2s:

2) Для обмотки 0,5:

допустимое сопротивление соединительных проводов находится по формуле:

(8.3)

где - сопротивление подключенных к данной обмотке ТТ приборов, которое находится по формуле:

(8.4)

где - мощность, потребляемая подключенным к данной обмотке ТТ прибором;

- переходное сопротивление контактов, равное 0,05 Ом.

По формуле (8.4):

) Для обмотки 0,2s:

2) Для обмотки 0,5:

По формуле (8.3):

1) Для обмотки 0,2s:

2) Для обмотки 0,5:

Допустимое сечение соединительных проводов может быть найдено по формуле:

(8.5)

где - удельное сопротивление материала провода. Поскольку в качестве соединительных выбираем медные провода, то ;

- расчётная длина соединительных поводов, учитывающая схемы включения приборов и обмоток трансформаторов тока. Для нашей схемы: , где l - длина соединительных проводов от обмотки трансформатора тока до приборов. Для линий 115 кВ к потребителям l=15 м. Таким образом .

По формуле (8.5):

) Для обмотки 0,2s:

2) Для обмотки 0,5:

Для обмотки ТТ 0,2s выбираем соединительные провода с сечением 4 мм². По условию механической прочности для обмотки ТТ 0,5 выбираем соединительные провода с сечением 2,5 мм².

3) Выключатели нагрузки и предохранители устанавливаются на вводах цеховых ТП при питании последних по магистральным схемам. Рассмотрим выбор указанных аппаратов для ТП-1, на которой установлены два трансформатора типа ТМЗ-2000. Условия выбора, расчетные параметры сети и каталожные данные выключателя нагрузки и предохранителя представлены в таблицах 8.5 и 8.6 соответственно.

Таблица 8.5 - Выбор выключателей нагрузок

Условия выбора	Расчетные параметры сети	Каталожные данные ВНПзу-10/630-31,5
По номинальному напряжениюU_c = 10,0 кВU_н= 10,0 кВ
I_н = 630,0 А


По номинальному току электродинамической стойкости
По номинальному импульсу квадратичного тока

Таблица 8.6 - Выбор предохранителей

Условия выбора	Расчетные параметры сети	Каталожные данные ПКТ 104-10-160-20 У3
По номинальному напряжениюU_c = 10,00 кВU_н= 10 кВ
I_н = 630 А

) Выбор остальных выключателей и трансформаторов тока произведем в таблице 8.7, также в таблице приведен выбор секционных выключателей и установленных в их ячейках трансформаторов тока. При этом учтено, что ток, протекающий через секционный выключатель ГПП в послеаварийном режиме (после отключения КЗ и включения секционного выключателя с помощью АВР), равен 0,7 от тока, протекающего через вводной выключатель в послеаварийном режиме [19, 17.3.3].

) В начале перечисленных в таблице 8.7 (кроме секционных выключателей) кабельных линий устанавливаются трансформаторы тока нулевой последовательности ТЗЛМ-1 [17, табл. 2.2].

) Произведем выбор трансформаторов напряжения, подключенных к секциям шин ГПП и РП.

В качестве трансформаторов напряжения, установленных на шинах 10 кВ, примем трансформаторы напряжения НАМИ-10-95УХЛ2 [17].

Трансформаторы напряжения выбираются по номинальному напряжению и проверяются по классу точности (по допустимой вторичной нагрузке). Как уже было сказано, на вводе ГПП установлен счетчик активной и реактивной энергии ЕвроАЛЬФА EA02RT. Согласно [20, табл. 4.11] на линиях 10 кВ, отходящих к потребителям устанавливаются, помимо амперметра, счетчики активной и реактивной энергии. На стороне НН трансформаторов собственных нужд устанавливаются счетчики активной энергии. Кроме того, на секциях шин 10 кВ необходимо установить вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений. Как и раньше, в качестве счетчиков энергии (активной или одновременно активной и реактивной энергии) будем использовать счетчики ЕвроАЛЬФА EA02RTX-P3BN-3W. В качестве вышеназванных вольтметров будем использовать цифровые электроизмерительные приборы ЩМ120.

Схема подключения вышеназванных приборов к вторичным обмоткам трансформатора напряжения секций шин ГПП представлена на рисунке 8.2.

Таблица 8.7 - Выбор выключателей и трансформаторов тока

Кабельные линии (начало и конец)	U_н, кВ	I_р, А	I_утяж, А	I_п0, кА	t₃, c	i_у, кА	Тип выключателя (выключателя нагрузки с предохранителем)	Тип трансформатора тока
ГПП-ТП1	10	165,91	331,83	12,91	1,1	29,4	ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 400/5
ГПП-ТП4		101,10	202,19		1,1		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 250/5
ГПП-ТП5		13,15	26,29		1,1		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5
ГПП-ТП11		27,29	54,59		1,1		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5
ГПП-ТП8		6,70	13,40		0,6		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5
ГПП-ТП9		6,83	13,66		0,6		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5
ГПП-ТП10		41,76	83,52		0,6		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 100/5
ГПП-ТП12		15,08	-		0,5		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5
ТП1		80,92	161,85		0,8		ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-200-20 У3	-
ТП2		80,92	161,85		0,8		ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-200-20 У3	-
ТП4		16,18	32,37		0,8		ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-40-20 У3	-
ТП3		80,92	161,85		0,8		ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-200-20 У3	-
ТП5		6,47	12,95		0,8		ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-20-20 У3	-
ТП6		6,47	12,95		0,8		ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-20-20 У3	-
ТП11		6,47	12,95		0,8		ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-20-20 У3	-
ТП7		16,18	32,37		0,8		ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-40-20 У3	-
ГПП-СД5 (6)		23,52	-		0,0		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5
ГПП-РП1		39,43	78,86		0,9		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 80/5
ГПП-РП2		164,22	328,45		0,9		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 400/5
РП1-АД1 (2,3,4)		19,71	-		0,0		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5
РП2-СД1 (2,3,4)		82,11	-		0,0		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 100/5
ГПП(секционный)		-	906,36		1,4		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/1000	ТОЛ-СЭЩ-10-11 1000/5
РП1 (секционный)		-	55,20		0,3		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5
РП2 (секционный)		-	229,91		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 250/5

Рисунок 8.2 - Схема подключения приборов к вторичным обмоткам трансформатора напряжения секций шин ГПП

Произведем проверку трансформатора напряжения, установленных на шинах ГПП, по допустимой вторичной нагрузке в таблице 8.8.

Таблица 8.8 - Проверка трансформатора напряжения

Прибор	Тип прибора	Количество приборов	Потребляемая прибором мощность от трех фаз ТН, ВА	Суммарная потребляемая приборами данного типа мощность, ВА
PV	ЩМ-120	1	0,3	0,3
PIK	EA02RTX	12	4,0	48,0
PI	EA02RTX	1	4,0	4,0
Итого				52,3

Согласно [21, табл. 2] при работе основной вторичной обмотки данного ТН в классе точности 0,5 максимально допустимая трехфазная нагрузка составляет 200 ВА. Исходя из этого считаем, что выбранный трансформатор напряжения работает в заданном классе точности.

В качестве соединительных проводов выбираем медные провода сечением 2,5 мм^2.

На секциях шин РП также устанавливаем трансформаторы напряжения типа НАМИ-10-95УХЛ2.

) Произведем выбор трансформаторов собственных нужд ГПП. Потребители собственных нужд подстанций делятся на ответственных и неответственных. Ответственными механизмами являются система охлаждения силовых трансформаторов, сети аварийного освещения, система пожаротушения, система подогрева приводов разъединителей и подогрева шкафов КРУ, система оперативного управления, связи и телемеханики. Кроме того, потребителями собственных нужд подстанции являются освещение, отопление, вентиляция ЗРУ, освещение ОРУ также относится к потребителям собственных нужд. Мощность трансформаторов собственных нужд должна выбираться в соответствии с нагрузками собственных нужд в разных режимах работы подстанции с учетом коэффициентов одновременности и загрузки, а также с учетом перегрузочной способности трансформаторов в послеаварийном режиме. Допустимо принимать мощность трансформатора собственных нужд, равной 0,5% от мощности силового трансформатора, так как производится расчет трансформаторов собственных нужд ГПП в качестве мощности силового трансформатора возьмем полную мощность всех цехов.

где S_тсн - мощность трансформатора собственных нужд, кВА;

- мощность силового трансформатора, кВА,

кВА.

Исходя из условий питания вспомогательных механизмов предприятия, выбираем трансформатор типа ТМГ-100/10У1.

А.

Трансформатор подключается к обмотке НН силовых трансформаторов ГПП через предохранители типа ПКТ-104-10-8-31,5 УЗ.

8) Произведем проверку кабелей 10 кВ по условию термической стойкости к току КЗ. При этом термически стойкое сечение кабеля находится по формуле:

где - импульс квадратичного тока КЗ;

- термическая функция.

Если сечение кабельной линии выбранной в подразделе 6.4, меньше то необходимо поднять сечение до термически стойкого.

9) Произведем выбор цеховых ТП, НРП и коммутационных аппаратов на стороне 0,4 кВ. Трансформаторы цеховых ТП были выбраны в разделе 3. Цеховые

ТП реализуются с помощью КТП 160, 400, 1000, 2000. РУ НН цеховых ТП реализуются с помощью низковольтных шкафов ШН [22].

НРП также реализуются с помощью низковольтных шкафов ШН. Произведем выбор вводных и секционного автоматических выключателей ТП4. По формуле (5.17) ток, протекающий по вводным выключателям данной ТП в утяжеленном режиме:

Аналогично выбору секционного выключателя ГПП, считаем, что ток, протекающий через секционный автоматический выключатель ТП5 равен:

В качестве вводных и секционного выключателя ТП4 выбираем два автоматических выключателя Masterpact NT06 с номинальными токами 630 А [23]. Из раздела 7 известно, что периодическая составляющая тока КЗ на выводах трансформатора ТП4 I_п0=12,155 кА, а ударный ток КЗ i_уд=24,4 кА. Согласно [23, с. 18] номинальный ток отключения автоматический выключателей Masterpact NT06 I_с_s= 42 кА, допустимый сквозной ток КЗ при времени протекания 3 с I_cw=24 кА; допустимый ток включения I_с_m= 88 кА. Исходя из вышесказанного, делаем вывод, что выбранные автоматические выключатели удовлетворяют условиям стойкости к току КЗ на стороне НН трансформатора ТП4.

Проверка на термически стойкое сечение представлена в таблице 8.9.

Выбор вводных и секционных автоматических выключателей остальных ТП и НРП произведен в таблице 8.10.

Таблица 8.9 - Проверки кабельных линий по термической стойкости

Начало и конец кабельной линии	I_п0, кА	t₃, c	t_с, c	T_а, c	B_k, (кА)²∙с	С, F_т.с, мм²Площадь термически устойчивого сечения, мм²Прежняя площадь сечения кабеля, мм²Окончательные тип и площадь сечения кабеля
ГПП-ТП1	12,91	1,1	0,03	0,12	208,34	94	153,55	150	240	2xААП2лУ(3х240)
ГПП-ТП4	12,91	1,1	0,03	0,12	208,34	94	153,55	150	185	2xААП2лУ(3х185)
ГПП-ТП5	12,91	1,1	0,03	0,12	208,34	94	153,55	150	16	2xААП2лУ(3х150)
ГПП-ТП11	12,91	1,1	0,03	0,12	208,34	94	153,55	150	25	2xААП2лУ(3х150)
ГПП-ТП8	12,91	0,6	0,03	0,12	125,00	94	118,94	120	16	2xААП2лУ(3х120)
ГПП-ТП9	12,91	0,6	0,03	0,12	125,00	94	118,94	120	16	2xААП2лУ(3х120)
ГПП-ТП10	12,91	0,6	0,03	0,12	125,00	94	118,94	120	50	2xААП2лУ(3х120)
ГПП-ТП12	12,91	0,5	0,03	0,12	108,33	94	110,73	95	25	1xААП2лУ(3х95)
ТП1-ТП2	12,91	0,8	0,03	0,12	158,33	94	133,86	120	120	2xААП2лУ(3х120)
ТП4-ТП3	12,91	0,8	0,03	0,12	158,33	94	133,86	120	120	2xААП2лУ(3х120)
ТП5-ТП6	12,91	0,8	0,03	0,12	158,33	94	133,86	120	16	2xААП2лУ(3х120)
ТП11-ТП7	12,91	0,8	0,03	0,12	158,33	94	133,86	120	16	2xААП2лУ(3х120)
ГПП-СД5 (6)	12,91	0,0	0,03	0,12	25,00	94	53,19	50	35	1xААП2лУ(3х50)
ГПП-РП1	12,91	0,9	0,03	0,12	175,00	94	140,73	120	50	2xААП2лУ(3х120)
ГПП-РП2	12,91	0,9	0,03	0,12	175,00	94	140,73	120	120	2xААП2лУ(3х120)
РП1-АД1 (2,3,4)	12,91	0,0	0,03	0,12	25,00	94	53,19	50	16	1xААП2лУ(3х50)
РП2-СД1 (2,3,4)	12,91	0,0	0,03	0,12	25,00	94	53,19	50	50	1xААП2лУ(3х50)

Таблица 8.10 - Выбор вводных и секционных автоматических выключателей

Номер ТП, НРП	Место установки автоматического выключателя	I_р, А	I_утяж, А	I_п0, кА	Тип выключателя, номинальный ток	Ном. ток автоматического выкл., А
ТП1	Вводной	2020,73	4041,45	-	Masterpact NW50	5000
	Секционный	1414,51	-	-	Masterpact NW16	1600
ТП2	Вводной	2020,73	4041,45	-	Masterpact NW50	5000
	Секционный	1414,51	-	-	Masterpact NW16	1600
ТП3	Вводной	2020,73	4041,45	-	Masterpact NW50	5000
	Секционный	1414,51	-	-	Masterpact NW16	1600
ТП4	Вводной	404,15	808,29	12,155	Masterpact NW10	1000
	Секционный	282,90	-	-	Compact NS400	400
ТП5	Вводной	161,66	323,32	-	Compact NS400	400
	Секционный	113,16	-	-	Compact NS160	160
ТП6	Вводной	161,66	323,32	-	Compact NS400	400
	Секционный	113,16	-	-	Compact NS160	160
ТП7	Вводной	404,15	808,29	-	Masterpact NW10	1000
	Секционный	282,90	-	-	Compact NS400	400	Вводной	161,66	323,32	-	Compact NS400	400
	Секционный	113,16	-	-	Compact NS160	160
ТП9	Вводной	161,66	323,32	-	Compact NS400	400
	Секционный	113,16	-	-	Compact NS160	160
ТП10	Вводной	1010,36	2020,73	-	Masterpact NW25	2500
	Секционный	707,25	-	-	Masterpact NW10	1000
ТП11	Вводной	404,15	808,29	-	Masterpact NW10	1000
	Секционный	282,90	-	-	Compact NS400	400
ТП12	Вводной	404,15	808,29	-	Masterpact NW10	1000
НРП1	Вводной	61,49	122,97	-	Compact NS160	160
НРП2	Вводной	107,50	215,01	-	Compact NS250	250
НРП3	Вводной	66,39	132,78	-	Compact NS160	160
НРП4	Вводной	44,40	88,80	-	Compact NS100	100
НРП5	Вводной	165,54	-	-	Compact NS250	250
НРП6	Вводной	108,01	216,03	-	Compact NS250	250

9. Расчет показателей качества напряжения в узлах СЭС

Согласно исходным данным, высоковольтными электроприемниками завода являются синхронные и асинхронные двигатели, синхронные двигатели установлены в компрессорной станции и котельной, а асинхронные двигатели установлены в водонасосной. Прямой запуск мощных электродвигателей, влечет за собой появление больших пусковых токов, из за чего появляются просадки напряжения. Для того чтобы избежать этого необходимо использовать частотный или мягкий пуск электродвигателей, так как эти вопросы будут рассматриваться в разделе релейной защиты, целесообразно вопросы качества рассмотреть там же.

10. Расчет и выбор устройств компенсации реактивной мощности

Расчет устройств компенсации реактивной мощности будем производить на методе, основанном на методе Лагранжа. В соответствие с ним вначале составляется схема электроснабжения, на которой показаны возможные источники и потребители реактивной мощности. Данная схема представлена на рисунке 10.1. Поскольку разработанная выше схема электроснабжения является симметричной относительно секционных выключателей, на ней показаны источники и потребители реактивной мощности, подключенные к одной СШ ГПП.

Рисунок 10.1 - Схема замещения системы электроснабжения предприятия для проведения расчета компенсации реактивной мощности

1) Параметры схемы рассчитываются по формулам (3.9), а также:

Считаем, что на стороне НН ТП установлена основная группа БК, мощность которой рассчитана в разделе 3.

Поэтому считаем, что со стороны НН потребляется реактивная мощность:

Результаты расчета параметров схемы приведены в таблице 10.1.

Таблица 10.1 - Результаты расчета параметров схемы

Наименование	S_н.т., кВА	Q_1,_i, квар	ДQ_т_i, квар	R_тр_i, Ом	R_л_i, Ом
ТП1	2000	515,25	67,04	0,4125	0,04
ТП2	2000	515,25	67,04	0,4125	0,03
ТП3	2000	1021,09	67,04	0,4125	0,02
ТП4	400	186,21	17,22	3,4375	0,01
ТП5	160	55,08	7,21	9,3750	0,06
ТП6	160	13,01	7,21	9,3750	0,04
ТП7	400	114,48	14,99	3,4375	0,03
ТП8	160	34,24	7,21	9,3750	0,06
ТП9	160	17,55	7,41	9,3750	0,09
ТП10	1000	288,13	38,95	1,0800	0,03
ТП11	400	106,63	13,44	3,4375	0,05
ТП12	400	100,64	7,77	3,4375	0,06
РП1 ()----0,05
РП2 ()----0,07
-	-	-	-	0,04
-	-	-	-	0,03
-	-	-	-	0,08

Располагаемую реактивная мощность синхронных двигателей можно найти по формуле:

где - коэффициент допустимой перегрузки СД по реактивной мощности. Примем, что коэффициент загрузки по активной мощности . Тогда при относительном напряжении на двигателях

- количество двигателей:

- номинальная активная мощность СД:

- номинальная реактивная мощность СД:

; ;

Экономически целесообразная реактивная мощность, передаваемая энергосистемой предприятию в расчете на один трансформатор:

2) Определим удельную стоимость потерь активной мощности. Удельная стоимость потерь активной мощности равна:

где d - коэффициент, учитывающий затраты, обусловленные передачей по электрическим сетям мощности для покрытия потерь активной мощности;

a и b - основная и дополнительная ставки двухставочного тарифа.

3) Определим затраты на генерацию реактивной мощности отдельными источниками:

для низковольтных БК (0,4 кВ):

(10.1)

где - нормативный коэффициент отчислений. Для силового оборудования напряжением до 20 кВ:

- удельная стоимость батарей конденсаторов:

для низковольтных БК:

для высоковольтных БК:

- отношение номинального напряжения конденсаторов к номинальному напряжению сети. Для низковольтных БК ; для высоковольтных ;

- удельные потери в конденсаторах;

для низковольтных БК:

для высоковольтных БК:

По формуле (10.1):

для низковольтных БК:

- для высоковольтных БК (10 кВ):

- для СД:

При отсутствии прочих потребителей реактивной мощности:

где и - постоянные величины, зависящие от технических параметров двигателя. Для двигателей:

СТД-1600-2 ;

СТД-630-2 ;

4) Определим эквивалентные активные сопротивления ответвлений с ТП. Для расчета оптимальной реактивной мощности, генерируемой низковольтными БК, необходимо знать эквивалентные сопротивления соответствующих ТП.

Для ТП, питающихся по радиальным линиям схема представлена на рисунке 10.2:

Рисунок 10.2 - Схема замещения радиальной линий

Для ТП, питающихся по магистральным линиям схема представлена на рисунке 10.3:

Рисунок 10.3 - схема замещения магистральной линии

Для ТП1 и ТП2, питающихся от одной магистрали:

Аналогично рассчитываем сопротивления для остальных ТП, результаты расчета представлены в таблице 10.2.

Таблица 10.2 - Эквивалентные сопротивления

Трансформаторная подстанция	R_тр_i, Ом	R_л_i, Ом	R_э_i, Ом
ТП1	0,412	0,04	0,50
ТП2	0,412	0,03	0,53
ТП3	0,412	0,02	0,45
ТП4	3,437	0,01	3,56
ТП5	9,375	0,06	9,50
ТП6	9,375	0,04	9,54
ТП7	3,437	0,03	3,53
ТП8	9,375	0,06	9,44
ТП9	9,375	0,09	9,46
ТП10	1,080	0,03	1,11
ТП11	3,437	0,05	3,56
ТП12	3,437	0,06	3,50

) Определим реактивную мощность источников, подключенных к ГПП. Оптимальные реактивные мощности низковольтных БК, подключенных к ТП, определим в предположении, что к шинам ГПП подключена высоковольтная БК. Определим оптимальную мощность дополнительной группы БК для ТП по формуле:

где - удельные затраты на генерацию реактивной мощности высоковольтной БК, подключенной к секции шин ГПП: =;

- эквивалентное активное сопротивление ответвления с i-й ТП, подкл - юченного к СШ ГПП.

Если при расчете мы получим, что , то установка дополнительной группы БК на ТП нецелесообразна.

Результаты расчетов оптимальной реактивной мощности и выбора стандартных низковольтных БК ТП приведены в таблице 10.3. Мощность основной группы БК определяется по формуле:

Величина взята из раздела 3.

Таблица 10.3 - Выбор низковольтных БК

Место установки БК	R_э_i, Ом	Q_ci, Мвар		Q_к_i, квар	Q_к_i+ Q_с_i, квар	Тип принятой стандартной БК	Q_ст_i, квар
		расч.	прин.
ТП1	0,50	-0,76	0,00	513,78	513,78	550
ТП2	0,53	-0,68	0,00	513,78	513,78	УКЛН - 0,38-400-150 У3, УКЛН - 0,38-150-150 У3	550
ТП3	0,45	-0,39	0,00	596,65	596,65	УКЛН - 0,38-600-150 У3	600
ТП4	3,56	0,02	0,02	22,96	39,59	УКЛН - 0,38-50-150 У3	50
ТП5	9,50	-0,01	0,00	26,37	26,37	УКЛН - 0,38-30-150 У3	30
ТП6	9,54	-0,05	0,00	65,55	65,55	УКЛН - 0,38-75-150 У3	75
ТП7	3,53	-0,06	0,00	0,00	0,00	-	-
ТП8	9,44	-0,03	0,00	32,77	32,77	УКЛН - 0,38-30-150 У3	30
ТП9	9,46	-0,05	0,00	85,54	85,54	УКЛН - 0,38-100-150 У3	100
ТП10	1,11	-0,27	0,00	48,34	48,34	УКЛН - 0,38-50-150 У3	50
ТП11	3,56	-0,07	0,00	0,00	0,00	-	-
ТП12	3,50	-0,07	0,00	0,00	0,00	-	-

6)
Определим оптимальную реактивную мощность, генерируемую источниками реактивной мощности, подключенными к секции шин РП2. Поскольку к секции шин РП2 подключены синхронные двигатели и отсутствуют потребители реактивной мощности, то можно сказать о нецелесообразности высоковольтной БК на секциях шин РП2. Тогда оптимальную реактивную мощность, генерируемую СД, можно найти по формуле:

(10.2)

где - эквивалентное сопротивление СД:

По формуле (10.2):

Как видим, оптимальная реактивная мощность, генерируемая синхронными двигателями, не превышает располагаемую реактивную мощность СД ; .

7) Определим оптимальную реактивную мощность, генерируемую источниками реактивной мощности, подключенными к секциям шин РП1. Поскольку к секциям шин РП1 подключены асинхронные двигатели и отсутствуют другие источники реактивной мощности (низковольтные БК ТП, СД), то, учитывая установку на шинах ГПП высоковольтной БК, получим:

где - реактивная мощность, потребляемая АД, подключенными к секции шин РП1. Из раздела 2:

Тогда . В качестве высоковольтных БК, установленных на секциях шин РП1, устанавливаем УК - 10,5-450 ЛУЗ.

8) Определим оптимальную мощность высоковольтных БК, установленных на секциях шин ГПП по формуле:

Принимаем к установке на шинах ГПП УК - 10,5-750 ЛУЗ.

) Для проверки правильности расчетов составим баланс реактивной мощности.

Потребляемая реактивная мощность от одной секции шин ГПП:

Генерируемая реактивная мощность на одну секцию шин ГПП:

Процентное соотношение генерируемой реактивной мощности к потребляемой:

Таким образом, баланс реактивной мощности на секции шин ГПП сходится с допустимой погрешностью (5%).

) Определим резерв реактивной мощности в расчете на секцию шин ГПП по формуле:

где - стандартная мощность выбранной низковольтной i-1 БК;

- стандартная мощность выбранной высоковольтной БК подключенной к с.ш. РП1;

- стандартная мощность выбранной высоковольтной БК подключенной к с.ш. ГПП;

- суммарная реактивная мощность, потребляемая электроприемниками предприятия от одной секции шин ГПП с учетом потерь реактивной мощности в трансформаторах цеховых ТП и без учета части реактивной мощности, скомпенсированный с помощью основных групп низковольтных БК.

Таким образом, можно утверждать, что резерв реактивной мощности достаточен.

Расчетный коэффициент реактивной мощности на вводе ГПП можно найти по формуле:

Выводы по разделу десять

Произвели расчет устройств компенсации реактивной мощности, рассчитали параметры схемы для расчета компенсации реактивной мощности. Определили экономически целесообразную реактивную мощность, передаваемую энергосистемой предприятию в расчете на один трансформатор. Определили: затраты на генерацию реактивной мощности отдельными источниками; эквивалентные активные сопротивления ответвлений с ТП; оптимальные реактивные мощности низковольтных БК, подключенных к ТП; оптимальную реактивную мощность, генерируемую источниками реактивной мощности, подключенными к секции шин РП1 и РП2. В качестве высоковольтных БК, установленных на секциях шин РП1, приняли к установке УК - 10,5-450 ЛУЗ. Определили оптимальную мощность высоковольтных БК, установленных на секциях шин ГПП, согласно расчетам устанавливаем УК - 10,5-750 ЛУЗ. Составили баланс реактивной мощности. Определили резерв реактивной мощности в расчете на секцию шин ГПП, он составляет 75%, такое значение получилось в следствии наличия большого числа мощных СД, способных вырабатывать реактивную мощность, но такая выработка экономически нецелесообразна. Расчетный коэффициент реактивной мощности на вводе ГПП составил 0,298.

Библиографический список

1 РТМ 36.18.32.4-92. Указания по расчету электрических нагрузок. - М.: Изд-во стандартов, 1992. - 9 с.

Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. 2-е изд., перераб. и доп./ Под общ. ред. А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского. - М.: Энергия, 1980. - 576 с.

Справочник по проектированию электроснабжения/ Под. ред. Ю.Г. Барыбина - М. Энергоатомиздат, 1990. - 576 с.

СО-153-34.21.122.2003. Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций. - М.: Изд-во стандартов, 2003. - 31 с.

СП 52.13330.2011. Естественное и искуственное освещение. - М.: Изд-во стандартов, 2011. - 69 с.

НТП ЭПП-94. Проектирование электроснабжения промышленных предприятий. Нормы технологического проектирования. 1-я редакция. - М.: Изд-во стандартов, 1994. - 31 с.

ГОСТ 16555-75. Трансформаторы силовые трехфазные герметичные масляные. Технические условия. - М.: Изд-во стандартифон, 2006. - 10 с.

Правила устройства электроустановок. 7-е издание. Стереотипное. - СПб.: Изд-во ДЕАН, 2008. - 704 с.

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

Комплектные трансформаторные подстанции блочные модернизированные 35-220 кВ. Комплектные трансформаторные подстанции универсальные 35/0,4 кВ/ Каталог КТП-СЭЩ- Б 35-220 кВ, КТП-СЭЩ- У 35/0,4 кВ. - Выпуск 18. Группа компаний «Электрощит». - http://www.electroshield.ru/ktp-seshch-u_35-0-4_kv_1600.

Выключатели элегазовые серии ВГТ на 35, 110 и 220 кВ/ Энергомаш (Екатеринбург) - Уралэлектротяжмаш. -

http://www.uetm.ru/files/katalog_VGT-35, 110, 22_6.pdf.

12 СТО 56947007-29.240.124-2012. Сборник «Укрупненные стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35-1150 кВ». 324 тм - т1 для электросетевых объектов ОПО «ФСК ЕЭС»., 2012. - 33 с.

Письмо МинРегразв 01.02.2012 №19839-ИП/08. -

http://www.minregion.ru/ activities/3839.html.

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

Релейная защита и автоматика в системах электроснабжения. Часть 1: Токи короткого замыкания: учебное пособие/ А.М. Ершов. - Челябинск: Издательский центр ЮУрГУ, 2011. - 157 с.

Токопроводы комплектные закрытые напряжением 6 и 10 кВ серии ТЗК, ТЗКР, ТЗМПЭ. Каталог. -://www.zeim.ru/tokoprovody/tzk/chars.pdf.

Каталог КРУ СЭЩ-59. ЗАО «Группа компаний «Электрощит» - ТМ Самара». -

http://www.electroshield.ru/komplektnye_raspredelitelnye_ustroystva_ kru_59.

18 ОРТ.135.001 ТИ. Трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-10. Техническая информация (справочная). Самара, 2008. -

http://www.electroshield.ru/upload/iblock/ ti_tol10_elsh.ru.pdf.

Релейная защита и автоматика в системах электроснабжения. Часть 3: Защита электрических сетей напряжением 6-10 кВ: учебное пособие/ А.М. Ершов. - Челябинск: Издательский центр ЮУрГУ, 2011. - 186 с.

Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.

ИРФУ.671241.015РЭ. Трансформатор напряжения антирезонансный трех-

фазный НАМИ-10-95 УХЛ2. Руководство по эксплуатации. - http://www.tdtransformator.ru/articles/NAMI10-95.pdf

Комплектные трансформаторные подстанции КТП 400-2500 кВА напряжением 6 (10) кВ. -

http://etm-res.ru/pdf-files/booklets/katalog_METZ_2007.pdf.

Автоматические выключатели и выключатели нагрузки низкого напряжение на большие токи Masterpact NT и NW. Каталог, 2006. -

http://www.wel-kom.ru/directory/directory/SCHNEIDER_ELECTRIC/03_nt_8.pdf

Электроснабжение завода 'Полимер'

Электроснабжение завода 'Полимер'

Похожие работы на - Электроснабжение завода 'Полимер'