Таблица 2.1 – Характеристика светильников и нормированные показатели для расчета осветительной нагрузки производственных помещений



Таблица 2.2 – Расчет нагрузок электрического освещения по цехам по методу удельной мощности

Наименование цеха	Удельная мощность табличная расч Вт/м2	Удельная мощность расчетная расч Вт/м2	Удельная мощность с учетом корректировки по коэффициентам отражения расч Вт/м2	Общая площадь цеха, F м2	Расчетная активная мощность, Ррасч кВт	Потери в ПРА, РПРА кВт	Суммарная расчетная активная мощность,Ррасч кВт	cos	tg	Суммарная реактивная мощность, Q квар
1. Инструментальный цех	4,2	19,38	19,38	5760	111,629	11,2	122,8	0,5	1,73	212,4
2. Заводоуправление	3,6	16,62	15,1	1620	24,462	4,9	29,4	0,95	0,32	9,4
3. Механический цех №1	4,2	19,38	19,38	6804	131,862	13,2	145,0	0,5	1,73	250,9
4. Штамповочный цех	5,4	24,9	24,9	10764	268,024	26,8	294,8	0,5	1,73	510,0
5.Механический цех №2	4,2	19,38	19,38	6804	131,862	13,2	145,0	0,5	1,73	250,9
6. Компрессорная	4,0	13,13	13,13	1152	15,1258	1,5	16,6	0,5	1,73	28,8
7. Штамповочный цех деталей корпус	5,4	24,9	24,9	10764	268,024	26,8	294,8	0,5	1,73	510,0
8. Термический цех	5,4	24,9	24,9	16848	419,515	42,0	461,5	0,5	1,73	798,3
9.Литейная черных металлов	5,4	29,9	32,9	20700	681,03	68,1	749,1	0,5	1,73	1296,0
10.Литейная черных металлов	5,4	29,9	32,9	21528	708,271	70,8	779,1	0,5	1,73	1347,8
11. Гальванический цех	6,8	25,11	25,11	7200	180,792	18,1	198,9	0,5	1,73	344,0
12. Цех обработки блоков двигателей	4,2	19,38	19,38	6840	132,559	13,3	145,8	0,5	1,73	252,3
13. Цех обработки поршней	4,2	19,38	19,38	4284	83,0239	8,3	91,3	0,5	1,73	158,0
14. Цех обработки двигателей	4,2	19,38	19,38	4284	83,0239	8,3	91,3	0,5	1,73	158,0
15. Токарный цех	4,2	19,38	19,38	6840	132,559	13,3	145,8	0,5	1,73	252,3
16. Цех диагностики двигателей	4,2	19,38	19,38	6480	125,582	12,6	138,1	0,5	1,73	239,0
17. Гальванический цех	6,8	25,11	25,11	6840	171,752	17,2	188,9	0,5	1,73	326,8
18. Гараж	4,7	24,58	27,04	3456	93,4502	9,3	102,8	0,5	1,73	177,8
19. Цех производства мелких серий	4,2	19,38	19,38	7344	142,327	14,2	156,6	0,5	1,73	270,8
20. Сборочный цех машин	4,2	19,38	19,38	22356	433,259	43,3	476,6	0,5	1,73	824,5
21. Экспериментальный цех	3,6	16,62	15,1	4284	64,6884	6,5	71,2	0,5	1,73	123,1
22. Столовая	3,6	16,62	15,1	1440	21,744	4,3	26,1	0,95	0,32	8,3
23. Лаборатория	3,6	16,62	15,1	1620	24,462	4,9	29,4	0,95	0,32	9,4
24. Насосная	4,7	14,46	14,46	864	12,4934	1,2	13,7	0,5	1,73	23,8
25. Материальный склад	4,0	4,62	4,62	7200	33,264	3,3	36,6	0,5	1,73	63,3
26. Проходная	2,7	12,46	11,33	54	0,61182	0,1	0,7	0,5	1,73	0,2

2.3    Расчет наружного освещения
2.3.1  Расчет охранного освещения точечным  методом
Охранное освещение устанавливается по периметру охраняемой зоны. В качестве источника света  используются только ламы накаливания. Питание производится по наиболее удобно расположенной ТП по воздушным линиям.

         Расчет ведется точечным методом, определяется шаг расстановки светильников

Исходные данные для расчета:

1    светильники типа СПО-200

2        мощность лампы 200Вт

3        Ен=0.5лк в точке А нормируемая минимальная освещенность

4        высота светильников 6м

5        ширина охраняемой зоны 10м

6        коэффициент запаса Кз=1.3





Рис1 расположение светильников и контрольной точки
Расчет ведется исходя из формулы



относительная освещенность равна



Относительная освещенность в точке А создается одновременно двумя ближайшими светильниками



По кривым относительной освещенности по полученному значению  определяется

h/d=0.375, откуда d=6/0.375=16

Тогда шаг светильника


2.3.2    Расчет уличного освещения дорог точечным методом





Рис.2 расположение светильников и контрольной точки

Расчет ведется точечным методом

Исходные данные для расчета:

1        светильники типа РКУ 01-125 с лампами ДРЛ

2        мощность лампы 125Вт

3        Ен=2лк в точке А нормируемая минимальная освещенность в зависимости от интенсивности движения

4        высота светильников 8.5м

5        ширина дороги 6м

6        коэффициент запаса Кз=1.5

7        Световой поток Фл=5900 лм

Схема расположения светильников односторонняя. Питание производится по кабельным линиям от ТП которая не питает сеть охранного освещения.

Для определения относительной освещенности предварительно определяем


лк

Относительная освещенность в точке А создается одновременно двумя ближайшими светильниками

лк

По графикам условных изолюкс, по величинам  определяется  затем по полученному значению определяется отношение

Тогда шаг светильника

м

Рассчитаем шаг светильника для дороги шириной 10м

 Для определения относительной освещенности предварительно определяем


лк

Относительная освещенность в точке А создается одновременно двумя ближайшими светильниками

лк

По графикам условных изолюкс, по величинам  определяется  затем по полученному значению определяется отношение

Тогда шаг светильника

м

2.3.3. Расчет  прожекторного  освещения  точечным методом

Расчет производится упрощенным методом по удельной мощности

Принимается что для площадок на которых не проводится никаких работ только общее наблюдение и различие крупных предметов Ен=2лк, разряд VIII



Руд  - удельная мощность общего освещения, Вт\м², при нормируемой освещенности

F – площадь площадки

Тип источника света – ДРЛ

Пример расчета для площадки возле гаража

Вт

Выбираем лампы ДРЛ  6250Вт и прожектор типа ПЗР-250

Для заводоуправления расчет аналогичен. Выбираем ПСМ-50-1 с лампами ДРЛ  4400Вт.

3. Выбор целесообразной мощности трансформаторов в соответствии с нагрузками цехов

          Правильное определение числа и мощности цеховых трансформаторов возможно только путем технико-экономических расчетов с учетом следующих факторов: категории надежности электроснабжения потребителей; компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1 кВ; перегрузочной способности трансформаторов в нормальном и аварийных режимах; шага стандартных мощностей; экономичных режимов работы трансформаторов в зависимости от графика нагрузки.

         Количество цеховых ТП влияет на затраты на распределительные устройства напряжением 10 кВ и внутризаводские и цеховые электрические сети. Так, при уменьшении числа ТП уменьшается число ячеек РУ, суммарная длина линии и потери электроэнергии и напряжения в сетях 10 кВ, но возрастает стоимость сетей напряжением 0,4 кВ и потери в них. Увеличение числа ТП, наоборот, снижает затраты на цеховые сети, но увеличивает число ячеек РУ 10 кВ и затраты на сети напряжением 10 кВ. При некотором количестве трансформаторов с номинальной мощностью S можно добиться минимума приведенных затрат при обеспечении заданной степени надежности электроснабжения. Такой вариант будет являться оптимальным.

      Ориентировочный выбор числа и мощности цеховых трансформаторов производится по удельной плотности нагрузки:

S_Р / F,                                                                           (3.1)


где S_Р   - расчетная нагрузка цеха, кВ А;

      F -   площадь цеха, м².

       При плотности нагрузки напряжением 380 В до 0,2 к В А / м² целесообразно применять трансформаторы мощностью до 1000 к В А включительно.

       Выбор мощности трансформаторов производим исходя из рациональной их загрузки в нормальном режиме и с учетом минимально необходимого резервирования в послеаварийном режиме. При этом номинальная мощность трансформаторов определяется по средней нагрузке за максимально загруженную смену:
S_НОМ,Т = S_СР.М  / ( N  K_З ),                                                           (3.2)
где N –число трансформаторов;

       K_З  - коэффициент загрузки трансформатора.
Определяется удельная плотность нагрузки цехов
S_уд=,                                                              (3.1)

Таблица 3.1 Удельные нагрузки цехов

Наименование цехов	SмΣ кВар	S М2	Sуд
1. Инструментальный цех	332,3077	5760	0,06
2. Заводоуправление	185,25	1620	0,11
3. Механический цех №1	182,7692	6804	0,03
4. Штамповочный цех	1658,571	10764	0,15
5.Механический цех №2	1329,231	6804	0,20
6. Компрессорная	4563,75	1152	3,96
7. Штамповочный цех деталей корпуса	2216,25	10764	0,21
8. Термический цех	745,4118	16848	0,04
9.Литейная черных металлов	4545,38	20700	0,22
10.Литейная черных металлов	2298,46	21528	0,11
11. Гальванический цех	820	7200	0,11
12. Цех обработки блоков двигателей	611,4462	6840	0,09
13. Цех обработки поршней	609,2308	4284	0,14
14. Цех обработки двигателей	792	4284	0,18
15. Токарный цех	669,2308	6840	0,10
16. Цех диагностики двигателей	288	6480	0,04
17. Гальванический цех	820	6840	0,12
18. Гараж	96,92308	3456	0,03
19. Цех производства мелких серий	354,4615	7344	0,05
20. Сборочный цех машин	810	22356	0,04
21. Экспериментальный цех	363,4286	4284	0,08
22. Столовая	168,75	1440	0,12
23. Лаборатория	274,2857	1620	0,17
24. Насосная	444,7059	864	0,51
25. Материальный склад	102	7200	0,01
26. Проходные (4шт.), на каждую	11,29412	54	0,21

При плотности нагрузки до 0.2 кВ·А/м² целесообразно применять трансформаторы мощностью 1000 кВ·А.

В результате анализа мощности, площади и месторасположения цехов предполагается установка трансформаторов 1000 кВ·А.

3.1 Определение числа трансформаторов

Минимальное число трансформаторов одной мощности
 ,                                                (3.2)
где Р_МS - суммарная мощность цехов, где установлены трансформаторы одной мощности, кВт;

                К_з – коэффициент загрузки трансформаторов;

                S_н.т. – номинальная мощность трансформатора, кВА.

     DN – добавка до ближайшего целого числа.
Оптимальное число трансформаторов
,                                                     (3.3)

где m – дополнительное число трансформаторов, определяется по рисунку 4.7/6/.
Число трансформаторов мощностью 1000 кВ·А




Выбираем 11 трансформаторов.

3.2. Выбор местоположения ТП и распределение нагрузок по ТП

 На проектируемом заводе устанавливаются КТП с трансформаторами                           ТМЗ 1000/10

№ КТП	№ Цехов	Р, кВт	Q, квар	N, шт	S, кВА	Кз	Sнт, кВА
1	9,10,19,3,5,20,15,26,13	3183,0	3427,1	4	4677,3	0,7958	1000
2	7,12,14,11,17,24,16,25,26	3157,7	3178,79	4	4480,6	0,7894	1000
3	1,8,4,6,18,21,23,2,22,26,26	2457	3298,06	3	4112,7	0,819	1000

Таблица 3.2 – Распределение нагрузки по ТП
3.2.1 Расчёт реактивной мощности, подлежащей компенсации на стороне низшего напряжения
Наибольшая реактивную мощность, которую целесообразно  передавать через трансформаторы
,                                    (3.4)
Для трансформаторов установленных на ТП 1:

Мощность БСК на ТП

                                                      (3.5)
где Q_мΣ – суммарная реактивная мощность цеховых ТП.



Мощность БСК, приходящаяся на один трансформатор

                                                       (3.6)



                       3.2.2 Определение центра электрических нагрузок
Расчёт производится по формулам 

,                                                           (3.7)
,                                                           (3.8)

где x_o, y_o – координаты центра электрических нагрузок;

      х_I, y_I координаты i-го цеха;

       Р_МI – мощность i-го цеха. 

Расчетные данные представлены в таблице 3.3

Таблица 3.3 – Определение цента электрических нагрузок

Наименование цехов	РН, кВт	x	y	Pi*xi	Pi*yi
1. Инструментальный цех	180	103	260	18540	46800
2. Заводоуправление	123,5	410	9	50635	1111,5
3. Механический цех №1	99	220	460	21780	45540
4. Штамповочный цех	967,5	580	230	561150	222525
5.Механический цех №2	720	220	380	158400	273600
6. Компрессорная	217,5	95	180	20662,5	39150
7. Штамповочный цех деталей корпуса	652,5	825	410	538312,5	267525
8. Термический цех	528	280	230	147840	121440
9.Литейная черных металлов	675	410	605	276750	408375
10.Литейная черных металлов	324	215	605	69660	196020
11. Гальванический цех	533	810	260	431730	138580
12. Цех обработки блоков двигателей	331,2	1015	305	336168	101016
13. Цех обработки поршней	330	1015	385	334950	127050
14. Цех обработки двигателей	462	1015	200	468930	92400
15. Токарный цех	362,5	990	620	358875	224750
16. Цех диагностики двигателей	168	885	65	148680	10920
17. Гальванический цех	533	810	160	431730	85280
18. Гараж	52,5	105	90	5512,5	4725
19. Цех производства мелких серий	192	645	620	123840	119040
20. Сборочный цех машин	472,5	510	430	240975	203175
21. Экспериментальный цех	212	280	95	59360	20140
22. Столовая	112,5	470	30	52875	3375
23. Лаборатория	160	280	9	44800	1440
24. Насосная	315	800	60	252000	18900
25. Материальный склад	42,5	1020	65	43350	2762,5
26. Проходные (4шт.), на каждую	8	3	610	24	4880

Координаты центра электрических нагрузок:
, м
, м.
3.2.3 Выбор местоположения ГПП

  

ГПП устанавливается в центр электрических нагрузок, так как уменьшается длина кабельных линий до наиболее мощных потребителей. В центре электрических нагрузок места недостаточно, поэтому переносим ГПП на свободное место. Расположение ГПП на территории завода показано на генплане.
3.2.4 Составление схемы электроснабжения предприятия
Электроснабжение предприятия осуществляется по двухступенчатой схеме питания. По категории надёжности, основную долю составляют потребители второй категории. На РП применяют одинарные, секционированные системы шин. В нормальном режиме секции сборных шин работают раздельно. В случае аварии нагрузка повреждённой магистрали переключается на другую секцию шин.

3.2.5 Уточнение реактивной мощности подлежащей компенсации   

Дополнительная реактивная мощность для снижения потерь мощности в трансформаторе:

,                                    (3.9)

        

где Q_М(Тпi) – суммарная реактивная мощность ТП, квар;

      N_ТР – число трансформаторов на ТП;

      g - коэффициент, зависящий от схемы электроснабжения предприятия, способа                              питания ТП (магистральное или радиальное), от удаленности ТП от ГПП или РП.

                1. Если ТП питается от ГПП по магистралям:

             на магистрали 3 трансформатора, то

,                                                            (3.10)
2.  Если Тп питается от РП без СД, то

,                                                           (3.11)
где К_р1 – коэффициент, зависящий от региона, К_р1 = 9 (для Дальнего Востока);

3.     Если ТП питается от РП с СД, то g=0

Расчёт приводится на примере ТП 1

         



Если Q_{нк2ТП i} получается отрицательным числом, то принимаем Q_{нк2ТП i} = 0.

Суммарная реактивная мощность НБК на напряжении 0.4 кВ
,                                                  (3.12)

                           

         Если Q_{нкТП I}  получается больше чем Q_{М ТП I}  то за мощность Q_{нкТП I} принимается Q_{М ТП I}.



Батареи конденсаторов ставятся на каждый трансформатор, т.е. каждая батарея выбирается по мощности

Q_{нкТП i} / N_{ТП I}

Результаты расчёта представлены в таблице 3.4

Таблица 3.4 – Реактивная мощность подлежащая компенсации

	N	S	Qmax(t)	Qnk1	Qnk`1	Y	Qnk2	Qnk	Qnk/n
1	4	1000	0,104983614	3427,19	856,79	0,15	0	3427,19	856,79
2	3	1000	0,096761982	3178,79	794,69	0,15	0	3178,79	794,69
3	3	1000	0,119045204	3298,06	1099,35	0,3	0,1190	3298,06	1099,35

3.2.6 Выбор низковольтных БСК
Выбираются комплектные конденсаторные установки напряжением 0.38 кВ с автоматическим регулированием по напряжению.
Таблица 3.5 – Выбор БСК на 0.4 кВ

№ТП	N	Qnk/n	Тип	Q	Qбск	Q`бк
1	4	856,79	2*УКЛН-0.38-1200-108УЗ 1*УКЛН-0.38-1000-150УЗ	2400 1000	3400	27,17
2	4	794,69	3*УКЛН-0.38-1000-108УЗ	3000	3000	178,79
3	3	1099,35	2*УКЛН-0.38-1000-150УЗ 1*УКЛН-0.38-1200-36УЗ	2000 1200	3200	98,06

3.3. Расчёт потерь мощности в трансформаторах на ТП

По таблице 4.16 выбираются трансформаторы типа ТМЗ-1000/10  В таблице 3.6 представлены технические данные трансформаторов.

Таблица 3.6 – Паспортные данные трансформаторов

Тип	S	Pхх	Pкз	Uк	iх
ТМЗ -1000/10	1000	2,27	7,6	5.5	2

Приведённые потери активной и реактивной мощности для режимов холостого хода (ХХ) и короткого замыкания (КЗ) находится следующим образом                                

                                                                

,                                                  (3.13)
,                                                   (3.14)
где К_ПП – количество активной мощности, необходимое для передачи 1 квар реактивной мощности через трансформатор. Для цеховых ТП К_ПП=0.07 кВт/квар;

      DQ_ХХ, DQ_КЗ – потери реактивной мощности в режимах ХХ и КЗ
,                                                        (3.15)

,                                                        (3.16)
Для трансформатора мощностью 1000 кВ·А

,



,

,

Тип трансфориатора	Qxx, квар	Qкз, квар	P`xx, кВт	P`кз, кВт
ТМЗ - 1000-0,4	20	55	3,67	11,45

Расчёт потерь мощности в трансформаторах на ТП приводится на примере ТП 1 с трансформаторами ТМЗ 1000/10

Полная фактическая мощность ТП
 ,                                            (3.17)

,
Коэффициент загрузки трансформатора

,

                                                     (3.18)

Приведённые потери активной мощности на ТП

,                                         (3.19)



Потери реактивной мощности на ТП

                            ,                                       (3.20)



                                                (3.21)



Результаты расчёта представлены в таблице 3.8
Таблица 3.8 – Потери в трансформаторах на ТП

№ КТП	N	S	P	Q`бк	Sm	Kз	Kз^2	Pтр	Qтр	Qбк
1	4	1000	3183,00	27,19	4677,3	0,7958	0,6225	23,08	241,5	268,7
2	4	1000	3157,7	178,79	4480,6	0,7894	0,5996	36,656	133,51	75,705
3	3	1000	2457	98,06	4112,7	0,819	0,6101	37,076	134,96	158,87

3.4.  Определение реактивной мощности, вырабатываемой синхронными двигателями

Синхронные двигатели используют  в качестве источников реактивной мощности.

         Определим коэффициент загрузки двигателя:




где    Р₁ – активная мощность одного двигателя


         Р_нå - номинальная суммарная мощность двигателей в цехе;

         Р_н.СД = 500 кВт – номинальная мощность двигателя.


Q_н.СД = 325 квар – номинальная реактивная мощность СД; К₁ = 5,6 кВт, К₂ = 4,06 кВт.
Q_СД = К_з* Q_н.СД = 0,25*325 = 81,25 квар.
         Определяем экономически целесообразную реактивную мощность, получаемую от СД.
                     

где    З_вк – удельная стоимость одного квар реактивной мощности БСК;

         С_рп – стоимость 1кВт генерирующей мощности.

С’_рп = 657,8 руб/мес.

С_рп = 12*С’_рп = 12*657,8 = 7893.6 руб.
 
где    Е_н = 0,12; Е_А1 = 0,075; Е_т.р.1 = 0,008; Е_А2 = 0,063; Е_т.р.2 = 0,01;

         Q_бат – номинальная мощность батареи, принимается ближайшей к Q_н.СД

УК – 10 – 1 – У3:   Q_бат = 300 квар;

         К_бат – стоимость батареи,

К_бат = 132,2 т. руб.;

         К_яч – стоимость ячейки

К_яч = 264,6 т.руб

.

DР_уд  = 0,003 кВт/квар – количество активной мощности на выработку 1 квар реактивной мощности


Так как Q_{СД Э} < Q_СД (29,01<192.75), то принимаем Q_СД = Q_{СД Э} =192.75квар.
4. Расчёт и построение картограммы электрических нагрузок
Картограмма электрических нагрузок представляет собой круговую диаграмму, площадью которой является мощность, а сектора показываю соотношение нагрузок: силовая 0.4кВ, силовая 10 кВ и осветительная нагрузка. Картограмма даёт представление о распределении нагрузок цехов по территории предприятия. Считается, что электрические нагрузки в цехах расположены равномерно. Значение радиуса диаграммы находят из условия равенства расчётной мощности цеха Р_i в выбранном масштабе площади круга

Р_i=π·r_i²·m,                                                            (4.1)

где  m – масштабный коэффициент, равный 4 кВт/м²;

       P_i – расчётная мощность цеха, равная сумме силовой на 0.4 и 10 кВ и осветительной нагрузок;

       r_i – радиус круга, м.     

         Радиус окружности:

,                                                            (4.2)

Далее производится определение угла α, показывающего, какую долю занимает высоковольтная, осветительная или низковольтная нагрузка в составе общей нагрузки цеха

,                                                             (4.3)

где Р_J – высоковольтная, осветительная или низковольтная нагрузка, кВт;

      Р_i  - суммарная нагрузка цеха, кВт.

Углы секторов считаются в градусах, а радиусы картограмм в м.

Результаты расчёта представлены в таблице 4.1

Таблица 4.1 – Данные для построения картограмм электрических нагрузок

№	Сумм. мощ.	0,4кВ	освещ	10кВ	R	0,4	10	освещ
1. Инструментальный цех	291,6	180,0	122,8		14	260,3	0	99,7
2. Заводоуправление	148,0	123,5	29,4		10	308,9	0	51,1
3. Механический цех №1	230,9	99,0	145,0		12	229,1	0	130,9
4. Штамповочный цех	1235,5	967,5	294,8		28	295,8	0	64,2
5.Механический цех №2	206,9	75,0	145,0		11	219,9	0	140,1
6. Компрессорная	3622,6	217,5	16,6	3390	48	185,6	173,7	0,8
7. Штамповочный цех деталей корпуса	1910,5	652,5	294,8	990	35	217,1	112,5	30,5
8. Термический цех	947,5	528,0	461,5		25	249,5	0,0	110,5
9.Литейная черных металлов	4236,0	675,0	749,1	2880	52	195,6	133,0	31,4
10.Литейная черных металлов	2382,3	324,0	779,1	1350	39	193,1	109,4	57,4
11. Гальванический цех	713,8	533,0	198,9		21	287,2	0	72,8
12. Цех обработки блоков двигателей	463,8	331,2	145,8		17	280,0	0	80,0
13. Цех обработки поршней	413,0	330,0	91,3		16	299,7	0	60,3
14. Цех обработки двигателей	545,0	462,0	91,3		19	312,4	0	47,6
15. Токарный цех	495,1	362,5	145,8		18	284,0	0	76,0
16. Цех диагностики двигателей	293,6	168,0	138,1		14	252,1	0	107,9
17. Гальванический цех	704,8	533,0	188,9		21	289,5	0	70,5
18. Гараж	146,0	52,5	102,8		10	219,5	0	140,5
19. Цех производства мелких серий	334,3	192,0	156,6		15	252,5	0	107,5
20. Сборочный цех машин	905,8	472,5	476,6		24	243,5	0	116,5
21. Экспериментальный цех	276,7	212,0	71,2		13	291,8	0	68,2
22. Столовая	134,2	112,5	26,1		9	309,8	0	50,2
23. Лаборатория	184,5	160,0	29,4		11	317,8	0	42,2
24. Насосная	327,5	315,0	13,7		14	346,8	0	13,2
25. Материальный склад	75,8	42,5	36,6		7	250,2	0	109,8
26. Проходные (4шт.), на каждую	8,6	8,0	0,7		2	336,1	0	23,9

5  Выбор числа и мощности трансформаторов на ГПП

Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учетом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности. В послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора) для надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.

       В настоящее время энергоснабжающая организация задает для проектируемых и действующих предприятий значение оптимальной реактивной мощности  Q_Э1, передаваемой из энергосистемы в сеть предприятия в период максимальных нагрузок энергосистемы. Если энергосистема не обеспечивает предприятие полностью реактивной мощностью в указанный период, то на предприятии должны быть установлены компенсирующие устройства.

       Основным требованием при выборе числа и мощности трансформаторов на ГПП являются: надежность электроснабжения потребителей  и минимум приведенных затрат на трансформаторы. Надежность электроснабжения потребителей обеспечивается резервом, вводимым автоматически или действием дежурного персонала. Для установки на ГПП принимаем к установке два трансформатора, учитывая наличие потребителей II категорий надежности.

На ГПП устанавливаем два трансформатора, т.к. на заводе есть потребители первой и второй категории. Расчёт трансформаторов ведём для двух напряжений 35 кВ и 110 кВ.

         Выбор трансформаторов на ГПП по коэффициенту загрузки
                                         (5.1)

где    Рмå - суммарная активная расчетная мощность завода
Р_мå = К_РМ •[å(Рм _ТПi + DР_ТР) + å Рм _В/Н]                    (5.2)
         Кр.м – коэффициент разновременности максимумов электрических нагрузок;

Р_мå = 0,9•[(8773.7+97.8) + 8610] = 16594.35 кВт
Оптимальная реактивная мощность, получаемая от энергосистемы в период максимума нагрузок Q_Э1, определяется двумя способами.

Первый способ:

Q_Э1=α·Р_МΣ,                                                            (5.3)
где α = 0.2   для U=35 кВ;      Q_Э1=0.2·16594.35 =3318.9,  квар
      α = 0.25 для U=110 кВ;    Q_Э1=0.25·16594.35 =4148.6,  квар

5.1 Выбор числа и мощности трансформаторов

Основную долю потребителей составляет II категория, поэтому на ГПП устанавливаются два масляных трансформатора.

Полная расчётная мощность завода
,                                                (5.4)

                                    

где К_р.м – коэффициент разновременности максимумов электрических нагрузок,           К_РМ=0.85¸0.95, по /12/;

Для U=35 кВ              

Для U=110 кВ            ,
Так как на ГПП установлено два трансформатора то мощность каждого из них
S_НТР³,                                                         (5.5)

где 0.75 – принимаемый коэффициент загрузки                                                        
Для U=35 кВ                              S_НТР³,
Для U=110 кВ                             S_НТР³,
Принимается мощность трансформаторов на ГПП 2 трансформатора 10000 кВ·А.

Необходимо проверить возможность аварийной ситуации (отключение одного из трансформаторов) без отключения потребителей I и II-ой категории.

По таблице принимаются к установке трансформаторы ТДН-10000/35 и

ТДН-10000/110. Паспортные данные трансформаторов представлены в таблице 5.2.
Таблица 5.2 – Технические данные трансформаторов на ГПП 

Тип тр-ра	Sнт	Uн, кВ		Потери		Uk, %	Iх, %
		ВН	НН	ХХ	КЗ
ТДН-10000/35	10000	35	6,3; 11	14,5	65	7,5	0,8
ТДН-10000/110	10000	115	6,6;11	14	58	10,5	0,9

5.2 Расчёт потерь мощности и энергии в трансформаторах на ГПП

Расчет потерь мощности в трансформаторах ГПП аналогичен расчету, приведенному в Р3 п. 3.4 по формулам 3.13 – 3.20.



К_ПП для заводских подстанций принимается равным 0.05

кВт,

, кВт





, кВт

, кВт

Коэффициент загрузки трансформаторов



,
Приведенные потери активной мощности в трансформаторах





Потери реактивной мощности в трансформаторах




Потери энергии в трансформаторах определяются по формуле
                                                                (5.7)
где – время включения трансформатора, принимается равным 8760 часов.

 МВт·ч/год

 МВт·ч/год

Результаты расчёта сведены в таблицу 5.3
Таблица 5.3 Потери мощности и энергии в трансформаторах на ГПП

Напряжение, кВ	Sмзав, кВА	Nтр*Sном, кВА	Kз	P`тр, кВт	Qтр, квар	W, МВт*ч/год
35	10153.8	20000	0,5077	156,84	546,64	1163598.25
110	10263	20000	0,513	191,16	732,65	1443064.9

6 Выбор рационального напряжения питающих ЛЭП

При выборе рационального напряжения питающих ЛЭП решаются вопросы технико-экономического характера. Здесь можно выделить два варианта:

– предприятие получает питание со средних шин районной подстанции напряжением 35 кВ. В этом случае устанавливается сравнительно недорогое оборудование на ГПП, но предлагаются больше потери электроэнергии в линиях;

– предприятие получает питание на напряжении Uн=110 кВ от шин первичного напряжения районной подстанции. В этом случае достаточно большие капитальные вложения на оборудование ГПП, но достаточно малые потери электроэнергии в линиях.
6.1 Расчёт и проверка сечений питающих ЛЭП

Экономическое сечение проводов линий электропередач вычисляется по формуле
                                                     (6.1)

где J_Э – экономическая плотность тока, принимается в зависимости от величины  по таблице 1.3.36 /1/ равной 1.4  А/мм;

      – максимальный ток в линии.
Максимальный ток в линии

                                                  (6.2)
где S’_МЗАВ – мощность завода, с учётом потерь в трансформаторах на ГПП
,                  (6.3)

Вариант 1    U = 35 кВ

, кВ·А

, А

мм

Принимается 2-х-цепная ЛЭП на железобетонных опорах сечением провода

S = 70 мм, А,  по /2/.

Проверка выбранного сечения проводов по допустимому току


(6.4)

где К_ПЕР – коэффициент перегрузки, принимается равным 1.3

А  А

Условие выполняется.

Стоимость сооружения воздушных линий – 12,5 тыс. руб/ км  по таблице 2-7 /10 /, опоры железобетонные двухцепные с одновременной подвеской двух цепей.
Вариант 2    U = 110 кВ

, кВ·А
, А

мм

Принимается 2-х-цепная ЛЭП сечением 70 мм, I_ДОП=265 А на железобетонных опорах по /2/.
Проверка выбранного сечения проводов по допустимому току в аварийном режиме

А А

Условие выполняется.

       Стоимость сооружения воздушных линий 13,5 тыс. руб/ км ( см. таблицу 2-9 /10/ ), опоры железобетонные двухцепные с одновременной подвеской двух цепей.
6.2 Определение потерь энергии в ЛЭП
Потери энергии в линиях электропередач
                                        (6.5)
где n – число линий;

      – потери мощности на одну цепь, принимаются для U = 35 кВ по таблице            П.4.3 /2/ равными  кВт/км, для U = 110 кВ равными кВт/км;

      – длина линии;

      – время максимальных потерь;

      – коэффициент загрузки линии
                                                            ( 6.6)
Вариант 1    U = 35 кВ

,

, МВт·ч
Вариант 2    U = 110 кВ
,

, МВт·ч

6.3 Технико-экономическое обоснование напряжения питающих ЛЭП с учетом стоимости ГПП

Капитальные затраты на основное оборудование ГПП и строительство ЛЭП берутся по /2/ и приводятся к ценам 2007 года.

Стоимость с учетом удорожания
                                             К_ОБ=К_ОБ89г·К_УД,                                                  (6.7)
где К_ОБ89г – цены на оборудование в 1989г.;

      К_УД – коэффициент удорожания на 2007г.

В экономических расчётах для сравнения двух вариантов используется метод срока окупаемости. Так же можно выбирать наиболее экономичный вариант по минимуму приведенных затрат
                                                          (6.8)
где К– единовременные капитальные вложения, тыс. руб.;

      Е_Н– нормативный коэффициент экономической эффективности, Е_Н=0.12;

      с_Э– суммарные ежегодные эксплуатационные расходы.

Единовременные капитальные вложения
                              К=К_ΣОБ+К_ЛЭП                                                         (6.9)
где К_ΣОБ – суммарные затраты на оборудование;

       К_ЛЭП – капитальные затраты на ЛЭП.

Суммарные затраты на оборудование
К_ΣОБ=К_В+К_ТР+К_Р+К_О+К_к+К_ОПН,                                 (6.10)
где К_В – стоимость головных выключателей на районной подстанции;

      К_ТР – капитальные затраты на трансформаторы;

      К_Р – капитальные затраты на разъединители;

      К_О – капитальные затраты на отделители;

      К_К – капитальные затраты на короткозамыкатели;

      К_ОПН – капитальные затраты на ОПН;

Капитальные затраты на ЛЭП
                               К_ЛЭП=К’_УД·L,                                                      (6.11)
где L– длина линии, км.;

      К’_УД– удельная стоимость 1 км  линии, по таблицам 10.14-10.15 /2/,

Годовые эксплуатационные расходы
                                с_Э=с_ЭΣ+с_DW,                                                      (6.12)
где с_ЭΣ – суммарные ежегодные эксплуатационные расходы;

      с_DW – суммарная стоимость потерь электроэнергии.

Величина с_ЭΣ определяется по формуле
                                с_ЭΣ=с_Э.ОБ+с_Э.ЛЭП,                                               (6.13)
где с_Э.ОБ – эксплуатационные расходы на оборудование;

      с_Э.ЛЭП – эксплуатационные расходы на ЛЭП.

Величина с_DW определяется по формуле

                                с_DW= с_DWТР+ с_DW.ЛЭП,                                                   (6.14)

где с_DWТР – стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах ГПП;

      с_DW.ЛЭП – стоимость потерь электроэнергии в ЛЭП.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах

                                с_DWТР=DW_А.ТР·с,                                                    (6.15)

где DW_А.ТР – потери электроэнергии в трансформаторах ГПП, смотри Р5 п.5.3;

         с– удельная стоимость ежегодных потерь электроэнергии

с=с_о+,                                                          (6.16)

Таблица 6.1 Удельная стоимость электроэнергии

Стоимость электроэнергии
	Со, руб/кВт ч	Срп руб/кВт/год	С, руб/кВт ч
35 кВ	0.99	6360	2.0247
110кВ	0.66	5220	1.50933

Стоимость потерь электроэнергии в ЛЭП определяется по формуле
                                с_DW.ЛЭП=DW_ЛЭП·с,                                                 (6.17)
где DW_ЛЭП – потери электроэнергии в ЛЭП,

Эксплуатационные расходы на оборудование вычисляется по формуле
                                с_Э.ОБ=с_А.ОБ+с_Т.Р.ОБ,                                               (6.18)
где с_А.ОБ – отчисление на амортизацию;

     с_Т.Р.ОБ – отчисление на текущий ремонт оборудования.

Отчисления на амортизацию

                                с_А.ОБ=К_ΣОБ·Е_АОБ,                                                 (6.19)
где Е_АОБ – коэффициент отчислений на амортизацию, Е_АОБ=0.063, принимается по /12/.

Отчисления на текущий ремонт
                                с_Т.Р.ОБ= К_ΣОБ·Е_Т.Р.ОБ.,                                             (6.20)
где Е_Т.РОБ. – коэффициент отчислений на текущий ремонт, Е_Т.Р.ОБ.=0.01 принимается по /12/.

Эксплуатационные расходы на ЛЭП рассчитываются аналогично по формулам 6.18, 6.19 и 6.20 только Е_Т.Р.ЛЭП=0.004, Е_АЛЭП=0.028.
Пример расчета приводится для Варианта № 1, U = 35 кВ.
Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах
с_DWТР=2.0247*384394.0666/1000=724.475, тыс. руб.
Стоимость потерь электроэнергии в ЛЭП
с_DW.ЛЭП=2.0247*5689.22=10722.586, тыс. руб.
Суммарная стоимость потерь электроэнергии
с_DW=724.475+10722.586=11447.06, тыс. руб.

Таблица 6.2 – Суммарные капитальные затраты на оборудование ГПП и на ЛЭП

Технико-экономическое обоснование напряжения питающих ЛЭП
Оборудование	Количество, шт	Цена, тыс руб/шт	* Куд	КΣ, тыс руб
Вариант №1 Uн=35 кВ
ЛЭП: ж/б опоры, двухцепная, АС-70	40	13.5	528	21120
ГПП-35-III-210000 А2	1	180,69	6537.6	6537.6
КΣОБ				6537.6
К				27657.6
Вариант №2 Uн=110 кВ
ЛЭП: ж/б опоры, двухцепная, АС-70	40	13.5	528	21120
ГПП-110-III-210000 А2	1	205.19	7145.6	7145.6
КΣОБ				7145.6
К				28265.6

Отчисления на амортизацию оборудования

с_А.ОБ=6537.6·0.063=411.89, тыс. руб.

Отчисления на текущий ремонт

с_Т.Р.ОБ= 6537.6·0.01=65.37, тыс. руб.

Эксплуатационные расходы на оборудование

с_Э.ОБ=411.89+65.37=477.26, тыс. руб.

Отчисления на амортизацию ЛЭП

с_А.ЛЭП=21120·0.028=591.36, тыс. руб.

Отчисления на текущий ремонт ЛЭП

с_Т.Р.ЛЭП= 21120·0.004=84.48, тыс. руб.

Эксплуатационные расходы на ЛЭП

с_ЭЛЭП =591.36+84.48=675.84, тыс. руб.

Издержки на эксплуатацию

с_ЭΣ=477.26+675.84=1153.1, тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы

с_Э=11447.06+2694.846=14141.906, тыс. руб.

По 6.8 определяется минимум приведённых затрат

З=27657.6·0.12+14141.906=17460.818, тыс. руб.

Для напряжения 110 кВ расчёт аналогичен, результаты расчётов представлены в таблице 6.3.
Таблица 6.3 – Технико-экономическое сравнение вариантов

Технико-экономическое сравнение вариантов
Наименование	Стоимость, тыс. руб.
	Вариант №1  U=35 кВ.	Вариант №2  U=110 кВ.
сDWТР	724.475	754.8
сDW.ЛЭП	10722.586	3315.51
сDW	11447.06	4070.31
сА.ОБ	411.89	450.2
сТ.Р.ОБ	65.37	71.46
сЭ.ОБ	477.26	521.656
сА.ЛЭП	591.36	192.64
сТ.Р.ЛЭП	84.48	27.52
сЭЛЭП	675.84	220.16
сЭΣ	1153.1	741.816
сЭ	1877.575	1496.616
З	5196.487	3179.688

По результатам расчёта видно, что вариант  №2 более экономичный. 

Предприятие питается от районной подстанции на напряжении 110 кВ

7. Составление баланса реактивной мощности для внутризаводской схемы электроснабжения. Выбор высоковольтных батарей статических конденсаторов и определение мест их установки

Высоковольтные батареи статических конденсаторов устанавливаются на шинах ГПП и РП, за исключением РП к которым подключены СД. БСК служат для снижения реактивной нагрузки предприятия, отсюда повышение коэффициента мощности и снижение потерь в кабельных линиях. 

Суммарную мощность высоковольтных батарей конденсаторов определяем из условия баланса реактивной мощности
,                       (7.1)

       где – суммарная реактивная нагрузка предприятия на шинах 10 кВ ГПП, она суммируется из нагрузки 0.4 и 10 кВ;

      – потери реактивной мощности в трансформаторах на ГПП;

      – реактивная мощность, получаемая от энергосистемы;

      åQ_СДЭ – экономически целесообразная мощность получаемая от СД.  

         Не скомпенсированная реактивная нагрузка на шинах РП определяется с учетом компенсации на стороне 0.4 кВ, потерь в трансформаторах и реактивной мощности высоковольтных электроприемников:

,                                                (7.2)
где  – нагрузка высоковольтных ЭП на РП;

       – фактическая реактивная нагрузка на шинах 10 кВ ТП;

Определяется реактивная нагрузка на шинах РП1:
Q_РП2 = 0+1190.58=1190.58, квар
На РП2 устанавливаются УКЛ-10,5-1000 У1по таблице 2.192 /3/ ;

На РП3 устанавливаются 3 х УКЛ-10,5-1600 У1

На РП4 устанавливаются 2 х УКЛ-10,5-1600 У1

Результаты сведены в таблицу 7.1
Таблица 7.1- Выбор типа высоковольтных БСК

	РП2	РП3	РП4
Qтп	0	3427.19	2732.72
Qм10	1190.58	1784.86	742.5
Qрп	1190.58	5212.05	3475.22

Суммарная мощность высоковольтных батарей
Qрп	9877.85
Qтр	732,76
Qэ1	4148,6
Qсдэ	771
Qзав	5690.7

Установка БСК 3*УК-10,5-1600У1
8. Расчёт сети внутризаводского электроснабжения

8.1 Уточнение варианта схемы электроснабжения с учётом высоковольтной нагрузки

Распределение сети на территории  промышленного предприятия выполняется воздушными  и кабельными линиями и токопроводами. Воздушные линии позволяют экономично передавать и распределять электроэнергию. Однако, сложность прокладки линий по территории промышленного предприятия ограничивает область их применения. Кабельные линии более универсальны, так как могут прокладываться в траншеях, туннелях, блоках, открыто по стенам или под перекрытиями зданий.

РП размещают в цехах, где располагается высоковольтная нагрузка. За счёт этого достигается уменьшение длины кабельных линий, а, следовательно потерь и осуществляется максимальное приближение потребителей к источнику питания. Резко переменные нагрузки – ДСП, подключают непосредственно к шинам ГПП.

8.2 Расчёт сечений кабельных линий на 10 кВ

Для расчёта сечений КЛ сеть внутреннего электроснабжения разбивается на участки и находятся максимальные расчётные токи, протекающие по участкам
,                                             (8.1)
где S_УЧ – мощность, протекающая по участку, кВ·А;

      U_НОМ – номинальное напряжение, кВ;

      n – число кабелей.

   

Расчёт приводится на примере участка ГПП-РП1

Выбор сечений кабельных линий производится по экономической плотности тока. Для Т_М = 6146.6 ч. и кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами  определяем                       j_Э = 1.2  по таблице 1.3.36 /1/. Далее определяется наиболее экономичное сечение кабеля

 

,                                            (8.2)

Мощность, протекающая по участку определяется в зависимости от числа трансформаторов на ТП.

Р_УЧ=,                                                          (8.3)
Q_УЧ=,                                                         (8.4)
где Р_М, Q_М, - сумма активных и реактивных мощностей, проходящих по участку;

      N_ТР – число трансформаторов на ТП.

Полная мощность, протекающая по участку
S_УЧ=,                                                  (8.5)
На магистрали, мощность участка определяется как сумма мощностей питаемых ТП.

Участок ГПП-РП1

Мощности, протекающие по участкам
Р_УЧ=ΣР_МТП+ΣР_М10кВ,                                              (8.6)
где ΣР_МТП – сумма активных нагрузок ТП, питающихся от РП1;

      ΣР_М10кВ – сумма высоковольтных нагрузок, питающихся от РП1
Q_УЧ=ΣQ_ВКТП+ΣQ_М10кВ-Q_ВБК,                                                             (8.7)
где ΣQ_ВКТП – сумма реактивных нагрузок ТП, питающихся от РП1;

       ΣQ_М10кВ – сумма высоковольтных реактивных нагрузок, питающихся от РП1;

       Q_ВБК – реактивная мощность, вырабатываемая конденсаторными батареями. Если к РП присоединены СД, то вместо Q_ВБК подставляется Q_СДЭ 
Р_УЧ=3390+2457=5847, кВт

Q_УЧ=2231.27+2542,5-192.75= 4581.02, квар

S_УЧ = кВ·А

По формуле (8.1) находится максимальный расчётный ток
Участок ГПП-РП1
, А

По формуле (8.2) определяется экономичное сечение КЛ

Участок ГПП-РП1

, мм²

По таблице 2.24 /2/ выбираются стандартные сечения КЛ и выписываются их длительно допустимые токи. Принимается кабель с бумажной изоляцией

Участок ГПП-РП1

q_СТ=185 мм²                 I_ДОП=360 А

Проверка осуществляется по нагреву расчетным током, в качестве которого принимается ток послеаварийного режима. При этом длительно допустимый ток выбранного сечения должен быть больше расчетного тока.

  

I’_ДОП > I_Р.АВ ,                                                         (8.7)

I_Р.АВ = 2· I_Р ,                                                       (8.8)

I’_ДОП = К_С.Н ·К_П· I_ДОП,                                              (8.9)

где К_СН – коэффициент снижения токовой нагрузки при прокладке нескольких кабелей в траншее и зависит от числа кабелей в одной траншее и расстояния между ними. Принимается по наиболее тяжёлому участку. Определяется по таблице 1.3.26/1/. Принимаются расстояние между кабелями 200 мм;

       К_N – коэффициент аварийной перегрузки, равный 1.3
Участок ГПП-РП1

I_Р.АВ=2·204.2 =408.4, А

                                                 I’_ДОП = 0,92·1.3· 360=430.56, А

Для других участков сети расчёт аналогичен и приведён в таблице 8.1

Участок	Рм, кВт	Qм, квар	Sм, кВА	Iрасч, A	qрасч, мм2	qст, мм2	Iдоп, А	Iав, А	I'доп, А	Кn	Nкаб
ГПП-РП1	5847	4581	7428	204,2	170,18	185	360	408,4	430,56	0,92	2
ГПП-РП2	3390	190,5	3395	93,35	77,70	95	205	186,7	245,18	0,92	2
ГПП-РП3	6063	412	6077	167,1	139,28	150	305	334,1	364,78	0,92	2
ГПП-РП4	4147,7	275,2	4157	114,3	95,36	120	240	228,6	287,04	0,92	2
РП1.1-ТП3.1	3898	3054,3	4952	136,1	113,52	120	240	272,3	287,04	0,92	2
ТП3.3-ТП3.1	1949	1527,7	2476	68,07	56,26	70	165	136,1	197,34	0,92	2
РП1.2-ТП3.2	1949	1527,7	2476	68,07	56,26	70	165	136,1	197,34	0,92	2
РП3.1-ТП1.1	3031,5	206,5	3038	83,54	69,4	70	165	167,1	197,34	0,92	2
ТП1.1.-ТП1.3	1515,75	103,3	1519	41,77	34,7	50	140	83,54	167,44	0,92	2
ТП1.2.-ТП1.4	1515,75	103,3	1519	41,77	34,7	50	140	83,54	167,44	0,92	2
РП4.1-ТП2.1	2073,85	137,8	2078	57,14	47,8	50	140	114,3	167,44	0,92	2
ТП2.1.-ТП2.3	1036,925	68,4	1039	28,57	23,09	35	115	57,14	137,54	0,92	2
ТП2.2.-ТП2.4	1036,925	68,4	1039	28,57	23,09	35	115	57,14	137,54	0,92	2

Таблица 8.1 – Расчёт сечений КЛ на 10 Кв

8.3 Расчёт сечений кабельных линий на 0.4 кВ

Расчёт осуществляется для КЛ питающих РУ 0.4 кВ от ТП. Выбор кабелей производится по длительно допустимому току, из условия I_p≤I’_ДОП. Если в траншее проложено более одного кабеля на 0.4 кВ, то так же как и в п.8.2 необходимо учитывать коэффициент снижения токовой нагрузки, К_СН.  

Определяется расчётный ток

,                                                          (8.10)

где U_НОМ – номинальное напряжение сети, равное 0.4 кВ;

       S_Р – расчётная мощность цеха, который питается от данного РУ 0.4 кВ

Пример расчёта для ТП1-РУ3 0.4 кВ 

, А

По таблице 2.24 /2/ выбирается 2 четырехжильных  кабеля с бумажной изоляцией сечением 120мм², I_ДОП=270А, К_СН=0,92.

Расчёт сечений для остальных РУ 0.4 кВ сведён в таблицу 8.2   
Таблица 8.2. – Расчёт сечений КЛ на 0.4 Кв

Участок	Рм уч, кВт	Qм уч, квар	Sм уч, кВА	Iрасч, A	qрасч, мм2	qст, мм2	Iдоп, А	I'доп, А	Кn	N каб
КТП1
3	118,8	138,89	182,8	131,9	109,9	120	270	322,92	0,92	2
5	90,0	105,22	138,5	99,9	83,3	95	230	275,08	0,92	2
9	810,0	826,37	1157,1	278,4	232,0	240	390	410,67	0,81	6
10	388,8	311,93	498,5	179,9	149,9	185	345	390,195	0,87	4
13	396,0	462,98	609,2	219,8	183,2	185	345	390,195	0,87	4
15	435,0	508,57	669,2	241,5	201,2	240	390	441,09	0,87	4
19	230,4	269,37	354,5	255,8	213,2	240	390	466,44	0,92	2
15-26	9,6	5,95	11,3	16,3	13,6	16	120	156	1	1
КТП2
7	783,0	587,25	978,8	235,5	196,2	240	390	410,67	0,81	6
11	639,6	513,14	820,0	197,3	164,4	185	345	363,285	0,81	6
12	397,4	464,66	611,4	220,6	183,9	185	345	390,195	0,87	4
14	554,4	565,60	792,0	285,8	238,2	240	390	441,09	0,87	4
16	201,6	205,67	288,0	207,8	173,2	185	345	412,62	0,92	2
17	639,6	513,14	820,0	197,3	164,4	185	345	363,285	0,81	6
24	378,0	234,26	444,7	160,5	133,7	150	305	344,955	0,87	4
25	51,0	88,33	102,0	73,6	61,3	95	205	245,18	0,92	2
24-26	9,6	5,95	11,3	16,3	13,6	16	120	156	1	1
КТП3										2
1	216,0	252,532	332,3	239,8	199,9	240	390	466,44	0,92	2
2	148,2	111,15	185,3	133,7	111,4	120	270	322,92	0,92	2
4	1161,0	1184,46	1658,6	239,4	199,5	240	390	370,11	0,73	8
6	261,0	195,75	326,3	235,5	196,2	240	390	466,44	0,92	2
8	633,6	392,67	745,4	269,0	224,1	240	390	441,09	0,87	4
18	63,0	73,66	96,9	69,9	58,3	70	200	239,2	0,92	2
21	254,4	259,54	363,4	262,3	218,6	240	390	466,44	0,92	2
22	135,0	101,25	168,8	121,8	101,5	120	270	322,92	0,92	2
23	192,0	195,88	274,3	197,9	165,0	185	345	412,62	0,92	2
1-26	9,6	5,95	11,3	16,3	13,6	16	120	156	1	1
10-26	9,6	5,95	11,3	16,3	13,6	16	120	156	1	1

9. Расчет токов короткого замыкания в узловых точках схемы электроснабжения предприятия

 

       За расчетный вид короткого замыкания (к.з.) для выбора электрических аппаратов и проводников принимается трехфазное к.з. Для расчета тока к.з. предварительно необходимо составить расчетную схему, соответствующую максимальному значению тока к.з. в намеченной точке.

       По расчетной схеме составляется схема замещения, в которой указываются источники питания и все элементы цепи к.з. своими сопротивлениями.

       Питание потребителей осуществляется от системы бесконечной мощности.


      Расчет токов короткого замыкания в точке К1:

         Базисную мощность принимаем S_б = S_с =1000 МВ А.

       х^*_с  - сопротивление системы, равно 0,42 о.е.

      Для точки К₁ базисное напряжение U_б = 115 кВ.

      Базисный ток определяем по формуле:

                                      ;                                                             (9.1)                              

.

      Расчетное индуктивное сопротивление системы:

                                         ;                                   (9.2)

                              .

Расчет  токов короткого замыкания по расчетным кривым 

        Реактивное сопротивление воздушной линии:

,                                                              (9.3)
 где х₀ – удельное сопротивление 1 км линии, х₀ = 0,444 Ом/км  для  воздушной линии сечением

        АС-70;        

        l - длина линии 14  км,

               .

      Активное сопротивление воздушной линии:

                                                                                    (9.4)

где r₀ – активное сопротивление 1 км линии:
,                                                                      (9.5)

где  - удельная проводимость алюминиевых проводов 32 м/(Ом*мм²);


       S – сечение провода 70 мм².

                    

                                      

                             .

      Результирующее сопротивление до точки К₁.

                                      ;              

     Значение периодической составляющей  тока короткого замыкания                                                                                ,                                                    (9.6)                                                                 

где k_t – кратность тока к.з., определяемая по расчетным кривым  /10 / для момента времени                                      t = 0          k_t = 1,12

                      при               t =         k_t =  1,29

      Начальное значение периодической слагающей тока короткого замыкания

                  .

       Действующее  значение установившегося тока короткого замыкания:

                              .

      Ударный ток к.з. в точке К₁:

i_уд = k_уд=1,8.,                        (9.7)                                      

где k_уд – ударный коэффициент  k_уд= 1,8
Наибольшее действующее значение полного тока к.з.
                    ;             (9.8)

        Мощность короткого замыкания в точке К₁

                                      ;                        (9.9)

  

 Расчет токов короткого замыкания в точке К2:

      Для точки К₂ базисное напряжение U_б = 10,5 кВ.

       Базисный ток

                                      .

       Сопротивление трансформаторов

                              ,                                                         (9.10)

где U_К– напряжение короткого замыкания трансформатора;

       S_{ном т} – номинальная мощность трансформатора.
                                      .

     Результирующее сопротивление до точки К2

                              .                                    .Периодическая слагающая тока короткого замыкания для всех моментов времени одинакова и равна.

                              ;                                                             

                              .

      Ударный ток к.з. в точке К₂

i_уд =1,7 .

где значение ударного коэффициента  k_уд= 1,7 .

       Наибольшее действующее значение полного тока к.з.

                                             

        Мощность короткого замыкания в точке К₂:    

                                      

            Расчет токов короткого замыкания в точке К3:

       Активное сопротивление кабельной линии

                                                                                             (9.11)

где r₀ - сопротивление 1 км линии определяется  по таблице П.2 /17/   r₀ = 0,167 Ом/км;

       l - длина кабельной линии 465 м;

                                         .    

     

        Индуктивное  сопротивление кабельной  линии

              ,                                             (9.12)

 где х₀ - сопротивление 1 км линии, х₀ = 0,077 Ом/км см. таблицу П.1 /17/.

 

                                      .
      Результирующее сопротивление до точки К₃:

                                      ;                       

                                      ;

                                      .

      Ток короткого замыкания в точке К₃:

                                      .

Ударный ток к.з. определяется по формуле:

                  i_уд = k_уд,                                               

где k_уд – ударный коэффициент k_уд= 1,72 определяем по рисунку 5-10 /10/  в зависимости от отношения x / r = 12,6 / 1,17 = 10,77.

                              i_уд =1,72.

      Наибольшее действующее значение полного тока к.з.:

                    
      Мощность короткого замыкания в точке К₃:      

                                      .

     Расчет токов короткого замыкания в точке К4:

       Активное сопротивление кабельной линии

                                                          

где r₀ - сопротивление 1 км линии определяется  по таблице П.2 /17/   r₀ = 0,443 Ом/км;

       l - длина кабельной линии 125 м;

                                                 .    

      Индуктивное  сопротивление кабельной  линии

        ,                                       

 где х₀ - сопротивление 1 км линии, х₀ = 0,086 Ом/км см. таблицу П.1 /17/

                                      .

      Результирующее сопротивление до точки К₄:

                    ;                  

                   ;

                                      .

      Ток короткого замыкания:

                              .

    Ударный ток к.з. в точке К₄

i_уд =1,47.

где k_уд= 1,47 определяем по рисунку 5-10 /  / по отношению x / r = 25,64 / 5,55 = 4,6.

     Наибольшее действующее значение полного тока к.з.

                              .

      Мощность короткого замыкания в точке К₄:      

                                      .

Расчет токов короткого замыкания в точке К5:

       Активное сопротивление кабельной линии

                                                         

где r₀ - сопротивление 1 км линии определяется  по таблице П.2 /17/   r₀ = 0,443 Ом/км;

       l - длина кабельной линии 430 м;

                                                 .    

      Индуктивное  сопротивление кабельной  линии

        ,                                        

 где х₀ - сопротивление 1 км линии, х₀ = 0,086 Ом/км см. таблицу П.1 /17/

                                      .

      Результирующее сопротивление до точки К₅:

                    ;                  

                   ;

                                      .

      Ток короткого замыкания:

                              .

    Ударный ток к.з. в точке К₅

i_уд =1,47.

где k_уд= 1,47 определяем по рисунку 5-10 /  / по отношению x / r = 25,64 / 5,55 = 4,6.

     Наибольшее действующее значение полного тока к.з.

                              .

      Мощность короткого замыкания в точке К₄:      

                                      .

     

Результаты расчета приведены в таблице 10.1.

 

   Таблица 9.1 - Расчетные значения токов КЗ

Точка КЗ	кА	кА	Iу, кА	Sк, кВА	Iуд, кА
К1	5,63	6,49	8,5	1121,4	14,33
К2	4,83	4,83	6,8	87,8	11,6
К3	4,35	4,35	6,2	79,1	10,58
К4	2,1	2,1	2,52	38,2	4,36
К5	2,18	2,18	2,51	38,2	4,37

9.1. Проверка кабельных линий напряжением 10 кВ на термическую стойкость.

       Проверка сечений кабелей на термическую устойчивость производится по условию:

 ,                                                       (9.13)
где F_m – минимальное сечение кабеля по термической стойкости, мм²;

       I_кз – ток  короткого замыкания, кА;

       t_ф  - время действия тока короткого замыкания, с;

       С – коэффициент, учитывающий материал жил и тип изоляции, определяется согласно /10/,А, для напряжения 10 кВ С =100.

      Время действия тока к.з.:

                                     

 ,                                                        (9.14)
где t_р.з.- время действия релейной защиты, с;

      t_в.- полное время отключения выключателя;

      Т_а – постоянная времени замыкания апериодической составляющей тока к.з.,

                                               .

       Проверяется кабель на участке ГПП – РП1

       Расчетная точка короткого замыкания  К₃

       Сечение кабельной линии 1x185 мм²

       Минимальное сечение кабеля по термической стойкости:
              ,

 так как полученное значение меньше сечения выбранного кабеля, следовательно, данный кабель проходит по условию термической стойкости.

Аналогично проверяем остальные сечения кабелей на термическую стойкость.

Результаты сводим в таблицу 9.2
      Таблица 9.2 -  Выбор кабелей с учетом термической стойкости

10.   Экономическая часть

      10.1 Расчет электроэнергетической составляющей себестоимости продукции промышленного предприятия
       Электроэнергетическая составляющая полной себестоимости продукции промышленного предприятия определяется формулой:
,                       (10.1)
где  - стоимость электроэнергии, потребленной промышленным предприятием за год;

       - годовая заработная плата рабочих и ИТР электрохозяйства предприятия;

       - годовые отчисления на социальные нужды;

         -  годовые амортизационные отчисления на реновацию;

      - годовые отчисления в ремонтный фонд;

       -  стоимость материалов, расходуемых при текущем ремонте и обслуживании электрохозяйства за год;

        - прочие ежегодные затраты.

       

      10.2  Стоимость электроэнергии, потребляемой промышленным  предриятием за год
      Стоимость потребленной электроэнергии рассчитывается по двухставочному тарифу:

                                      ,                                                 (10.2)

   а   -  основная ставка за 1 кВт мощности,  а= 524 руб/кВт в месяц

где b - дополнительная ставка по тарифу, взимается за один  потребленной электроэнергии, b = 0,87;

 - наибольшая нагрузка предприятия в часы пика системы, кВт;

 - количество электроэнергии, потребленной в течении года, .

 - определяется по формуле:

    

                                      ,                                                 (10.3)

   

где- максимальная расчетная нагрузка по предприятию кВт, см. п.5.1;

Т_мах =  6146,6 ч, см. п. 1.3;

, см. п. 5.1.
;
                                 

       10.2   Баланс рабочего времени

Таблица 10.1 - Баланс рабочего времени

№	Наименование статей	Значение		Примечание
		дни	часы
1	Календарный фонд рабочего времени	365	8760	расчет ведется на 2007 г.
2	Нерабочие дни:
	- праздничные	12	-
	- выходные	104	-
	- всего	116	-
3	Средняя продолжительность рабочего дня	-	8	завод работает по 5-ти, дневной неделе
4	Номинальный фонд рабочего времени	249	1992	п. 1 –  п. 2
5	Неиспользуемое время:
	- основного и дополнительного отпуска	33	-
	- отпуска учащихся	1,24	-	0,5% от п.4
	- не выходы по болезни	7,44	-	3%   от п.4
	- не выходы в связи с выполнением          государственных обязанностей	1,24	-	0,5% от п.4
	- внутрисменные потери	1,24	-	0,5% от п.4
	Всего	44,16	-
6	Действительный фонд рабочего времени	203,84	1630,72	п. 4 - п. 5
7	Коэффициент использования рабочего года года	0,822	-	п. 6 / п. 4

       10.3    Годовая заработная плата рабочих и ИТР электрохозяйства предприятия

      Для определения численности эксплуатационного и ремонтного персонала необходимо рассчитать суммарную величину единиц ремонтной сложности по электрохозяйству предприятия, а также суммарную трудоемкость по текущему и среднему ремонту объектов электрохозяйства.    Эти расчеты сводим в таблицу 14.2.

      Трудоемкость текущих ремонтов определяется по формуле:
                                   ,                                                         (10.4)
где Ni  -  количество единиц i -го оборудования;

      - единица ремонтной сложности i-ой единицы оборудования;

       -  количество текущих ремонтов для i-ой единицы оборудования за год;

       -  количество времени, приходящееся на 1ЕРС для текущего ремонта,  ч.
      Трудоемкость средних ремонтов определяется по формуле:
                            ,                                                           (10.5)

где  - количество средних ремонтов для i-ой единицы оборудования за год;

        - количество времени, приходящееся на 1EРС для среднего ремонта, .

Таблица 10.2 - Суммарная величина единиц ремонтной сложности по электрохозяйству предприятия и трудоемкость по текущему и среднему ремонту объектов электрохозяйства

       Число рабочих мест для эксплуатационного персонала определяется по следующей формуле: 

                                             ,                                                                   (10.6)
где åEPC - суммарная ремонтная сложность электрохозяйства предприятия;

           К -  норма обслуживания единицы ремонтной сложности, приходящейся на одного человека, принимается равной 800.
                                             .
       Явочная численность эксплуатационного персонала определяется по формуле:
                                             ,                                                          (10.7)
где  - количество рабочих смен в течение суток для расчетного предприятия.
                                             .  

 

       Суточная численность обслуживающего персонала определяется по формуле:
                                             ,                                                               (10.8)
где К_ирг - коэффициент использования рабочего года.

                  

                                             .

    

       Требуемое количество рабочих для проведения текущих ремонтов  определяется по формуле:

                                                                                                     (10.9)
где Фд  - действительный фонд рабочего времени;

      Квн - коэффициент выполнения нормы, Квн  = 1,1.

                                         .
       Основная заработная плата рабочих эксплуатационников определяется по формуле:

                                 ,                                               (10.10)




где  Ф_д – действительный фонд рабочего времени;

       R_спис – списочная численность;

       3_i – часовая тарифная ставка, для 4 разряда составляет 3_i =37  руб. за час.
                                                   .
      Дополнительная заработная плата составляет 110% от основной заработной платы:




              тыс.руб.
      Основная заработная плата ремонтных рабочих  определяется по формуле:
                        ,                                              (10.11)
где 3_i - часовая тарифная ставка, для 4 разряда составляет 3_i= 37 руб. за час;

      T-суммарная трудоемкость.
                                        
      Дополнительная заработная плата:
             .




      Общий годовой фонд по рабочим будет равен:
;                        (10.12)


       Годовой  полный фонд заработной платы ИТР определяется по формуле:
                                .                                (10.13)

      На  предприятии работают главный энергетик и два мастера.

О_i^к - должностные оклады:

мастер - 6500 руб;

главный энергетик -8500 руб.

      Общий годовой фонд заработной платы по электрохозяйству предприятия равен:
.
10.4  Годовые отчисления на социальные нужды
       Отчисления на социальные нужды производятся в соответствии с существующими параметрами во внебюджетные социальные фонды:

-       пенсионный фонд;

-       фонд социального страхования;

-       фонд занятости;

-       фонд обязательного медицинского страхования.

,                                                              (10.14)
где a_сн - норма отчисления на социальные нужды, a_сн = 26%.




                                   тыс.руб.

        

       10.5  Годовые амортизационные отчисления на реновацию

        Амортизационные отчисления рассчитываются по установленным нормам на реновацию в процентах от первоначальной стоимости электротехнического оборудования и внутризаводских электрических сетей по следующей формуле:

        

,                                                         (10.15)
где   - норма амортизационных отчислений на реновацию;

       =3,5% - для силового  электротехнического оборудования  U до 150 кВ;

        =4,0% - для кабельных линий с алюминиевой оболочкой U до 10 кВ;

       = 5,3% - для электродвигателей мощностью более 100 кВт;

       Ki – капитальные затраты, расчет капитальных затрат приведен в таблице 14.3.       

                 







     

        10.6  Годовые отчисления в ремонтный фонд

    

Расчет производится аналогично амортизационным отчислениям заменой нормы амортизационных отчислений на реновацию на норму амортизационных отчислений на капитальный ремонт:
 ,                    (10.16)

где - норма амортизационных отчислений на капитальный ремонт, см. таблицу 10.2 /8/;

      =2,9% - для силового  электротехнического оборудования  U до 150 кВ;

       =0,3% - для кабельных линий с алюминиевой оболочкой U до 10 кВ;

       =2,8% -  для электродвигателей мощностью более 100 кВт.

 

                             
       10.7   Стоимость материалов расходуемых при текущем ремонте и обслуживании электрохозяйства предприятия за год
        Стоимость затрат материалов определяется в процентах к основной заработной плате рабочих по ремонту и обслуживанию оборудования:
                                          тыс. руб,

где α_м = 60%.
       Таблица 10.3 - Расчет капитальных затрат



      10.8   Прочие ежегодные затраты
          Величина прочих затрат определяется по  формуле:
,                               (10.17)
где  .

                                    
     
         10.9  Удельная величина энергетической составляющей себестоимости продукции

        

        Результаты расчетов затрат сводим в таблицу 10.4 и определяем суммарные затраты предприятия, обусловленные использованием электроэнергии.
Таблица 10.4 - Расчет суммарных затрат

Наименование	Величина, тыс. руб	%, к итогу
Стоимость потребленной электроэнергии за год	194339,72	95,33%
Годовая заработная плата рабочих и ИТР	3462,2	1,70%
Годовые отчисления на социальные нужды	900,17	0,44%
Годовые амортизационные отчисления на реновацию	630,88	0,31%
Годовые отчисления в ремонтный фонд	656,55	0,32%
Стоимость материалов	2244,55	1,10%
Прочие ежегодные затраты	1616,56	0,79%
Итого	203850,63	100%

       Удельная величина энергетической составляющей себестоимости продукции определяется по формуле:

                           


Тариф равен 0,87кВт*ч потребленной электроэнергии

Удельная величина энергетической составляющей себестоимости продукции равна 2 руб/кВтч.
                                              
11. Релейная защита

Защита асинхронных электродвигателей
На электродвигателях должны предусматриваться защиты от многофазных КЗ и в случаях, оговоренных далее, защита от однофазных замыканий на землю, защита от токов перегрузки и защита минимального напряжения.
11.1. Выбор уставок срабатывания токовой отсечки
Для двигателей мощностью до 2 МВт  применяется одно-релейная отсечка без выдержки времени, отстроенная от пусковых токов при выведенных пусковых устройствах, с реле прямого или косвенного действия, включенного на разность токов двух фаз, а также токовая двухрелейная отсечка без выдержки времени, отстроенная от пусковых токов при выведенных пусковых устройствах, с реле прямого или косвенного действия - для электродвигателей мощностью 2 МВт и более, имеющих действующую на отключение защиту от однофазных замыканий на землю, а также для электродвигателей мощностью менее 2 МВт, когда однорелейная защита не удовлетворяет требованиям чувствительности или когда двухрелейная отсечка оказывается целесообразной по исполнению комплектной защиты или применяемого привода с реле прямого действия.
11.1.1 Ток срабатывания токовой отсечки.

Первичный ток срабатывания отсечки отстраивается от пускового тока электродвигателя по выражению:



где К_отс - коэффициент отстройки, учитывающий помимо апериодических составляющих в токе реле при переходных режимах еще и погрешности реле и необходимый запас, его значения для токовых отсечек на реле РТ-40 принимаются 1.4-1.5 для асинхронных двигателей

К_п - кратность пускового тока, К_п=6;

I_д.н - номинальный ток двигателя.
11.1.2.Ток срабатывания реле.




где К⁽³⁾_сх - коэффициент схемы в режиме трехфазного КЗ, при включении реле на фазные токи равен 1.
Коэффициент чувствительности.

>2 , где - вторичный ток двухфазного КЗ на выводах двигателя при минимальном режиме питающей системы:

,т. е удовлетворяет требованиям ПУЭ.

11.2.  Расчет защиты от замыканий на землю обмотки статора

Защита от замыканий на землю электродвигателей напряжением 6-10 кВ, работающих в сети с изолированной нейтралью, выполняется с помощью одного реле типа РТЗ-51, подключенного к трансформатору тока нулевой последовательности (ТНП) типа ТЗ, ТЗЛ, ТЗР. В случае, когда питание двигателя осуществляется по двум параллельным кабелям, вторичные обмотки ТНП каждого кабеля соединяют последовательно  и подключают к одному реле.
11.2.1. Ток срабатывания защиты.

Ток срабатывания защиты выбирают из условия несрабатывания защиты при внешнем однофазном замыкании на землю:



где К_отс=1,3 - коэффициент отстройки; К_б=2,5 - коэффициент, учитывающий бросок собственного емкостного тока в момент зажигания дуги;

I_c - установившееся значение собственного емкостного тока защищаемого присоединения.

Значение I_c  определяется как сумма емкостных токов двигателя I_сд и линии I_сл от места установки ТНП до линейных выводов двигателя:



где - собственный емкостной ток электродвигателя:



где  f_н  - номинальная частота сети, выражена в герцах;

 С_д -емкость фазы статора в фарадах;

U_н - номинальное напряжение двигателя в вольтах.

При отсутствии сведений завода изготовителя для практических расчетов емкость фазы статора можно определять для неявнополюсных синхронных двигателей и асинхронных с короткозамкнутым ротором:



где S_н - номинальная полная мощность двигателя, ;

U_н - номинальное напряжение, кВ;

- емкостной ток кабельной линии, рассчитывается как:




где I_с0 - удельный емкостной ток однофазного замыкания на землю /2/, А/км; 

l - длина линии, км;

m - число кабелей в линии.

Т.к вычисленный I_сз оказался меньше минимального значения, указанного в табл.5.1 /2/, то I_сз следует принять по таблице.

При определении окончательной уставки реле, подключенного к ТНП в КРУ, необходимо помнить, что ток срабатывания защиты должен быть не только с определенным запасом меньше опасного для электродвигателей тока (10 А -мощностью до 2 МВт и 5 А - мощностью 2 МВт и более), но и обеспечивать чувствительность защиты линии, питающей двигатель, поэтому окончательно принимаем:

I_сз=0,6 А для ТНП типа ТЗЛМ.
11.2.2. Коэффициент чувствительности.



где - суммарный емкостный ток замыкания на землю:



где L_∑- суммарная длина кабельных линий;

q- коэффициент, для кабельных линий принимается q=10.
11.3. Расчет защиты от токов перегрузки.



11.3.1. Ток срабатывания защиты.

Ток срабатывания защиты от перегрузки определяется по условию отстройки от номинального тока двигателя I_н :



где К_отс = 1,05 при действии защиты на сигнал, т.к электродвигатель ответственный.
11.3.2. Ток срабатывания реле.


11.3.3. Время срабатывания защиты.

Выдержка времени защиты от перегрузки t_сз выбирается из условия надежного несрабатывания при пуске или самозапуске двигателя:

t_сз = t_п+∆t, c.

где t_п - время самозапуска двигателя с самозапуском.
11.4.   
Расчет защиты минимального напряжения.

Защита от потери питания выполняется обычно групповой (один комплект защиты на несколько присоединений).
11.4.1 Напряжение срабатывания защиты.

Если для электродвигателя самозапуск предусматривается и обеспечивается при любых реальных режимах (время перерыва питания t_пп ), то первичное напряжение срабатывания:



где U_з - напряжение самозапуска, U_з=0,85 U_н0,85∙6=5,1 кВ;

К_отс = 1,2; К_в = 1,25.
11.4.2.Напряжение срабатывания реле.

.

где K_V – коэффициент трансформации трансформатора напряжения

         K_V=10000/100=100.


12 Выбор высоковольтного оборудования

12.1 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производится по напряжению

               (12.1)

по току

                        (12.2)

Выбираем разъединители типа РНД(З)-110/1000У1 со следующими характеристиками:

I_НОМ=1000 А;

U_H=U_УСТ=35кВ;

I_пред.с=80 кА;



I_ТЕРМ= 31,5кА.

Проверим выбранный тип разъединителя

   - по напряжению установки



   - по току

,             (12.3)

где S – мощность присоединения ГПП, кВА;

      U – напряжение присоединения, кВ;

      N – число присоединений или трансформаторов



               (12.4)





Производим проверку по электродинамической стойкости по условию

,                 (12.5)

где I_пред.с=80 кА – предельный сквозной ток;

      I_k – ток короткого замыкания в точке К1



Проверяем на термическую стойкость

                (12.6)

где   - тепловой импульс, определяемый по формуле

            (12.7)

К установке принимаем разъединители с двумя заземляющими ножами типа РНД(З)-110/1000У1.

12.2 Выбор ограничителей перенапряжения

Электрооборудование открытых и закрытых РУ защищают от волн атмосферных перенапряжений установками ОПН, которые устанавливаются на сборных шинах открытых и закрытых РУ у силовых трансформаторов.

Выбор ОПН осуществляется по номинальному напряжению

             

Выбираем ОПН – 110 / 146 – 10 (II) со следующими характеристиками: U_H=110 кВ, U_H.Р=201.3 кВ, I_P.КП=30/60

12.3 Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ

Трансформаторы тока следует выбирать с двумя вторичными обмотками, одна из которых предназначается для подключения электроизмерительных приборов, другая для релейной защиты.

Выбор трансформаторов тока производится по номинальному напряжению, току первичной цепи, вторичной нагрузке при выбранном классе точности, термической стойкости.

По вторичной нагрузке трансформатора тока выбирается из условия

           (12.8)

где Z_2H – номинальная допустимая нагрузка в выбранном классе точности.

Так как индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, можно принять . Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов

             (12.9)

Сопротивление приборов

                     (12.11)

где S_приб  - мощность потребляемая приборами;

       I_2H – вторичный номинальный ток трансформатора тока и приборов.

Сопротивление контактов принимается равным 0,1 Ом. Сопротивление соединительных проводов определяется по формуле

             (12.12)

Зная r_пров , можно определить сечение соединительных проводов

           (12.13)

где ρ – удельное сопротивление принимаемое равным 0,028 для алюминия;

      l_расч – расчетная длина проводов зависит от схемы соединения трансформатора тока.

По условию механической прочности сечение соединительных проводов из алюминия выбирается не менее 2.5 мм².

Выбираем трансформатор тока ТФМ-110-П-У1 со следующими техническими характеристиками: U_H=110 кВ; I_1H=300 A; I_2H=1A; 3-й класс точности, z_2H=30 Ом; k_T=30; t_T=3c/

Проверяем выбранный трансформатор тока:

-  по напряжению



- по току



- по термической стойкости



По электрической стойкости трансформатор тока не проверяется.

Приборы подсоединяемые к трансформатору тока приведены в таблице 10.1

Таблица 10.1

Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы
		А	В	С
Ваттметр Амперметр Варметр Счетчик активной энергии Счетчик реактивной энергии Итого	А-335 И-344 А-355 СА3-4680 И-673	0,5 - 0,5 2,5 3 6,5	- 10 - - - 10	0,5 - 0,5 2,5 3 6,5

 

Определяем сопротивление приборов по



Определяем сопротивление соединительных проводов



Определяем сечение соединительных проводов



l_расч=l=75 м при включении приборов в полную звезду.

Принимаем кабель АКВРТ с жилами сечением 2,5 мм².

12.4 Выбор выключателей

При выборе уставок тока срабатывания автоматических выключателей необходимо учитывать различия в характеристиках и погрешности в работе расцепителей выключателей. Существуют следующие требования к выбору автоматических выключателей:

- номинальное напряжение выключателя не должно быть ниже напряжения сети;

- отключающая способность должна быть рассчитана на максимальные токи КЗ, проходящие по защищаемому элементу:

            (12.14)

Выбираем выключатель типа ВГБ-110-20/1000У1 со следующими данными: U_H=110кВ; =20 кА.



Данный выключатель удовлетворяет этим требованиям.

1. Реферат на тему Exploring Heredity Traits Essay Research Paper Exploring
2. Реферат Сарафов, Борис Петров
3. Реферат на тему Zachary Talor Essay Research Paper In the
4. Кодекс и Законы Налоговые теории, их характеристики
5. Контрольная работа Глобальные компьютерные сети 4
6. Реферат на тему Политическая власть сущность и социальное назначение
7. Реферат на тему Poem It AinT Easy Being A Child
8. Реферат Внешнеэкономическая деятельность государства
9. Реферат Свободные Экономические Зоны СЭЗ в России
10. Диплом Схема автобусного маршрута и контрольного текста светской экскурсии Екатеринбург-Православный