Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Технический паспорт проекта.

2. Краткие сведения о технологическом процессе производства, среде цехов, об электроприемниках, режиме их работы и категории по надежности электроснабжения.

3. Расчет электрических нагрузок по подробно рассчитываемому цеху и по производству в целом. Картограмма электрических нагрузок предприятия.

4. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций (ТП).

5. Выбор величины напряжения, схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной (ГПП) подстанции предприятия.

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

7. Расчет токов короткого замыкания.

8. Выбор электрооборудования схемы внутреннего электроснабжения.

9. Расчет и выбор устройств компенсации реактивной мощности.

10. Релейная защита и автоматика.

Список литературы

Введение

Развитие народного хозяйства и требования научно-технической революции диктуют необходимость совершенствования промышленной энергетики: создания экономически надежных систем электроснабжения промышленных предприятий, автоматизированных систем управления технологическими процессами.

Электрическая энергия занимает первое место по своему влиянию на технологический процесс, на качество и количество выпускаемой продукции.

Одной из важнейших задач развития энергетики является разработка и построение рациональных систем электроснабжения. К этой задаче имеет непосредственное отношение курсовое проектирование системы электроснабжения предприятия, которое включает в себя рациональный выбор всех элементов системы электроснабжения, выбор рационального напряжения систем внешнего и внутреннего электроснабжения, нахождение рационального места расположения главной распределительной подстанции и компенсирующих устройств; выбор схемы питания и аппаратуры с учетом надежности электроснабжения.

Создание оптимальной системы электроснабжения на основе технико-экономических расчетов является одним из существенных резервов повышения эффективности капиталовложений.

1. Технический паспорт проекта

- суммарная установленная мощность электроприемников предприятия (цеха) напряжением ниже 1000В - 25,133 МВт;

- суммарная установленная мощность электроприемников предприятия (цеха) напряжением выше 1000В с указанием типа, количества и мощности отдельных электроприемников - 1,458 МВт:

синхронные электродвигатели трубопрокатного цеха №2 - 630 кВт; 3 шт;

синхронные электродвигатели трубопрокатного цеха №3 - 630 кВт; 2 шт;

синхронные электродвигатели трубопрокатного цеха №3 - 500 кВт; 1 шт;

- категория основных потребителей по надежности электроснабжения- 2;

- полная расчетная мощность на шинах ГПП - 29,465 Мвар;

- напряжение внешнего электроснабжения - 110 кВ;

- мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме питающих предприятие линий - 1400 МВ*А;

- расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы, тип и сечение питающей линии - 4 км;

- количество, тип и мощность трансформаторов ГПП 2хТДН-25000/110;

- напряжение внутреннего электроснабжения предприятия (цеха)-6кВ;

- количество цеховых ТП, типы и мощность их трансформаторов:

13 - ТП, 2 - РП, 19хТМ-630/0,4; 2хТМ-400/0,4; 1хТМ-250/0,4

- типы и сечение кабельных линий, токопроводов :

марка КЛ - ААШву, сечение: 3х240 мм2; 3х150 мм2; 3х35 мм2.

2. Краткие сведения о технологическом процессе производства, среде цехов, об электроприемниках, режиме их работы и категории по надежности электроснабжения

В данном курсовом проекте разработана схема электроснабжения завода «Автонормаль». Производство состоит из нескольких цехов, связанных одним технологическим процессом.

Режим работы основных приемников определяется из трехсменной работы предприятия. Предприятие, его термическое производство можно отнести к третьей группе по надежности электроснабжения. В случае перерыва в питании будет ущерб, связанный с недоотпуском продукции и простоем людей и техники.

Род тока, питающего производство - переменный с частотой 50 Гц. На ГПП приходит линия 110 кВ от подстанции системы. Напряжение преобразуется в 6 кВ, которое распределяется по цеховым ТП по смешанной схеме электроснабжения, где преобразуется в основное напряжение - 380 В.

Питание высоковольтной нагрузки происходит по радиальной схеме с РП. На предприятии средняя коррозионная активность грунта, для питания потребителей выбран специальный кабель для прокладки в земле. Кабели прокладываются в траншеях, не более 8 штук в каждой. Есть блуждающие токи в грунте, колебаний и растягивающих усилий в грунте предприятия нет.

3. Расчет электрических нагрузок по подробно рассчитываемому цеху и по производству в целом. Картограмма электрических нагрузок предприятия

3.1 Расчет электрических нагрузок по подробно рассчитываемому цеху

Рассчитаем нагрузки для ремонтно-механического цеха. Определение расчетной нагрузки на разных ступенях системы электроснабжения рекомендуется проводить по методу упорядоченных диаграмм. Для определения расчетных нагрузок на различных ступенях системы электроснабжения цеха используется таблица 1 /см. приложения/.

Порядок заполнения таблицы следующий. Выделяются электроприемники, питающиеся от рассмотренного узла системы электроснабжения- шинопровода, троллея, участка, отделения, цеха. Электроприемники разделяются на группы А и Б. Сначала рассчитывают электрические нагрузки для электроприемников группы А. При этом в графу 2 таблицы записываются наименования:

- узла, для которого производится определение электрических нагрузок (силовой шкаф, магистраль, отделение);

- группы электроприемников- группа А или группа Б;

- отдельных электроприемников или подгрупп электроприемников с одинаковыми значениями и соответственно.

В графе 3 указывается количество рабочих электроприемников. Резервные электроприемники в расчетах не учитываются.

В графу 4 по каждой подгруппе электроприемников записываются: при одинаковой мощности электроприемников - номинальная установленная мощность в кВт одного электроприемника, а при электроприемниках различной мощности- номинальные мощности наименьшего и наибольшего. Установленные мощности должны быть приведены к ПВ=100%.

В графу 5 записывается суммарная установленная мощность электроприемников всей подгруппы.

Графа 6 заполняется по расчетному узлу только в итоговой строке.

Графы 7 и 8. Значения коэффициентов использования и мощности находятся по справочникам, указанным в списке литературы.

При наличии в справочниках нескольких значений и для рассматриваемой подгруппы электроприемников рекомендуется принимать большие значения.

Графа 9. Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену для каждого электроприемника или подгруппы электроприемников определяется по формуле:

(из графы 7) (из графы 5). (1.1)

Графа 10. Средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену для них находится из выражения:

(из графы 9)(из графы 8). (1.2)

После определения средней активной и реактивной нагрузок по отдельным электроприемникам и подгруппам электроприемников проводится расчет уже для всей группы А или Б рассматриваемого узла.

Итоговая строка “Итого по группе А”. В графе 3 итоговой строки суммируется общее число электроприемников данной группы; в графе 4 записываются номинальные мощности наименьшего и наибольшего электроприемников всей группы, а в графе 5- суммарная номинальная мощность всей группы. В графе 6 определяется отношение m и записывается в строку. Если отношение m больше 3, то в строке записывается 3, если меньше, то 3. Для заполнения граф 7 и 8 итоговой строки необходимо предварительно подвести итоги по графам 9 и 10- просуммировать по вертикали средние активные и реактивные нагрузки. По полученным данным определяются среднее значение коэффициента использования по группе (графа 7):

(из граф 9 и 5 ) (1.3)

и среднее значение (графа 8):

(из граф 10 и 9). (1.4)

По полученному значению находится значение .

Графа 11. В зависимости от величины отношения m и коэффициента определяется приведенное число электроприемников рассматриваемой группы.

Графа 12. Коэффициент максимума находится по соответствующей кривой или таблице, при этом коэффициент берется из графы 7 итоговой строки, а число - из графы 11.

Графа 13. Расчетная активная получасовая нагрузка трехфазных электроприемников группы А узла равна:

(из графы 12 )(из графы 9). (1.5)

Графа 14. Расчетная реактивная получасовая нагрузка трехфазных электроприемников группы А узла вычисляется по одному из выражений (3.2) или (3.3). В случаях, когда коэффициент и , для определения нагрузки следует пользоваться выражением .

Полная расчетная нагрузка ( графа 15) и расчетный ток (графа 16) отдельно для групп А и Б не определяются- они вычисляются только для всего отделения, цеха и т.п.

Итоговая строка “Итого по группе Б”. Основное отличие заполнения этой строки состоит в том, что принимается , поэтому для группы Б не нужно определять величину отношения m и приведенное число электроприемников , а расчетная активная и реактивная нагрузки приравнивается соответственно средним и нагрузкам.

После получения итоговых строк по группам А и Б отделения определяется общая нагрузка обеих групп. Заполняется строка “Итого по отделению”, которая получается соответствующей обработкой расчетных данных итоговых строк по группам А и Б, а именно:

- суммируются номинальные и мощности, средние активные и и реактивные и нагрузки, расчетные активные и , реактивные и нагрузки.

- вычисляются средние по отделению значения коэффициентов , , ;

- вычисляется полная расчетная нагрузка и расчетный ток по формуле (1.6):

. (1.6)

Полученные данные используются для выбора коммутационных аппаратов, питающих кабелей, шинопроводов отделения.

Подобным образом рассчитывается электрические нагрузки по остальным отделениям.

Для определения расчетной нагрузки в целом по цеху рассчитываются сначала итоговые строки по группам А и Б. При этом в итоговой строке для группы А выполняем следующие действия:

- суммируем номинальные активные мощности групп А по отделениям и средние активные и реактивные нагрузки, по которым вычисляем средние значения коэффициентов , , по цеху для электроприемников группы А;

- выбираем наименьший и наибольший электроприемники и вычисляем отношение m;

- по одному из методов определяем приведенное число электроприемников группы А цеха;

- с учетом полученных значений и по кривым или таблицам находим значение коэффициента группы А и далее расчетную активную нагрузку группы А;

- с учетом приведенного числа электроприемников определяем расчетную реактивную нагрузку .

Для группы Б по цеху коэффициент максимума принимается равным 1, поэтому число не вычисляется, а расчетные нагрузки приравниваются средним нагрузкам. В итоговой строке по группе Б находятся суммы номинальных активных мощностей группы Б по отделениям, суммы средних и расчетных активных и реактивных нагрузок и вычисляются средние значения коэффициентов, ,.

Для определения низковольтной расчетной нагрузки электроприемников всего цеха без учета освещения заполняется итоговая строка по цеху. В соответствующих графах суммируются номинальные активные мощности по группам А и Б цеха, средние и расчетные активные и реактивные нагрузки и вычисляются средние для цеха значения коэффициентов , ,, а также полная расчетная мощность и расчетный ток цеха.

Расчетные данные , , , используются в дальнейшем для выбора силовых и понижающих трансформаторов, устанавливаемых в цехе, а также коммутационный аппаратуры и питающих линий.

3.2 Расчет электрических нагрузок по предприятию

Этот расчет производится по укрупненным данным, так как заданы суммарные установленные мощности электроприемников по цехам, но неизвестен их состав. Допускается относить цех целиком к группе А или Б, если неизвестно предварительное разделение электроприемников цеха на эти группы.

Низковольтные и высоковольтные электроприемники рассчитываются отдельно, результаты сводятся в таблицу 2 /см. приложения/.

Расчет начинается с определения низковольтных нагрузок по цехам, которые разделяются на группы А и Б. Так как для каждого цеха задана суммарная установленная мощность , то нужно, исходя из технологических особенностей и состава электрооборудования цеха, определить среднюю мощность одного электроприемника и затем приведенное число электроприемников из соотношения . Число для большинства цехов находится в пределах от 20 до 100.

По справочникам находятся коэффициенты использования и мощности и производится разделение цехов на группы А и Б (электроприемники цехов относят к соответствующим группам) в зависимости от коэффициента .

Для каждого цеха, входящего в группу А, вычисляются средние активная и реактивная нагрузки. Затем с использованием значений и по кривым или таблицам находится коэффициент максимума и определяются расчетные активная и реактивная (с учетом величины числа ) нагрузки. Расчетная осветительная нагрузка цеха вычисляется с учетом площади производственной поверхности пола цеха, определяемой по генплану предприятия, а также удельной осветительной нагрузки и коэффициента спроса на освещение . После суммирования нагрузок и с учетом нагрузки вычисляется полная расчетная низковольтная нагрузка цеха . В группу А предприятия включают также электроприемники группы А подробно рассчитываемого цеха. Для этого из таблицы расчета электрических нагрузок цеха переписывается строка “Итого по группе А цеха ” (без осветительной нагрузки).

После нахождения нагрузок всех цехов, отнесенных к группе А, рассчитывается строка “ Итого по группе А 0,4 кВ”, в которой суммируются по колонкам номинальные активные мощности , средние активные и реактивная нагрузки и расчетные осветительные нагрузки , а в графе 4 записываются наименьшие и наибольшие мощности .

Далее вычисляются коэффициенты , и , приведенное число электроприемников и находится коэффициент максимума для электроприемников напряжением до 1000 В группы А всего предприятия. С учетом полученных значений и определяются расчетные активная (без учета и с учетом осветительной нагрузки соответственно и ) и реактивная .

Для каждого цеха, входящего в группу Б, коэффициент максимума . Остальные расчеты аналогичны.

К группе Б предприятия следует отнести также электроприемники группы Б подробно рассчитываемого цеха (переписывается строка “Итого по группе Б цеха ”, которая дополняется расчетными данными осветительной нагрузки) и освещение территории предприятия. В конце расчета группы Б по предприятию заполняется строка “ Итого по группе Б 0,4 кВ”.

Расчет низковольтных электроприемников предприятия заканчивается строкой “ Итого по нагрузке 0,4 кВ”, в которой суммируются из итоговых строк номинальные активные мощности, средние и расчетные активные (без учета и с учетом осветительной нагрузки) и реактивные нагрузки, осветительная нагрузка, а также вычисляются средние значения коэффициентов , , и полная расчетная нагрузка.

Для расчета электрических нагрузок высоковольтных электроприемников необходимо по заданной в варианте их суммарной номинальной мощности подобрать конкретные синхронные и асинхронные двигатели, различного рода электротехнологические установки (трансформаторы дуговых электропечей, электролизные установки и т.д.), которые выбираются в соответствии с технологией производства предприятия. При этом возможно незначительное изменение заданной в варианте номинальной мощности с учетом мощности выбранных электроприемников.

Определение расчетной нагрузки высоковольтных электроприемников производится так же, как и низковольтных. Методика расчета зависит от числа электроприемников, режима их работы, соотношения номинальных мощностей отдельных электроприемников.

Расчетная реактивная нагрузка от синхронных двигателей принимается равной средней за наиболее загруженную смену, а от статических конденсаторов- номинальной мощности с пересчетом последней на фактическое напряжение сети. Реактивные нагрузки электроприемников, работающих с опережающим током, вычитаются из прочих реактивных нагрузок.

В общем случае для высоковольтных электроприемников должны быть получены три итоговые строки: “Итого по группе А”, “Итого по группе Б ” и “Итого по высоковольтной нагрузке”. Таблицу заканчивает строка “Итого по предприятию”, в которой записываются суммарные данные по низковольтным и высоковольтным электроприемникам: номинальная активная мощность, средние и расчетные активные и реактивные нагрузки, полная расчетная нагрузка, а также средние для всего предприятия значение коэффициентов , , .

Расчетные данные по отдельным цехам в дальнейшем используются при выборе числа и мощности цеховых понижающих трансформаторов и затем с учетом потерь мощности в указанных трансформаторов - для расчета питающих линий. Расчетные данные по предприятию в целом с учетом потерь мощности в цеховых трансформаторах используются при выборе трансформаторов главной понизительной подстанции (ГПП) и расчете схем внешнего электроснабжения предприятия.

Рассмотрим пример заполнения таблицы 2 (приложения) для калибровочного цеха:

Коэффициент максимума находим используя коэффициент использования и приведенное число электроприемников по таблице приложения 1 настоящих методических указаний.

Так для КИ=0,3 и nЭ=15; КМ=1,43.

при nЭ

при nЭ

Аналогично для других цехов группы А. В итоговой строке суммируем РН, nЭ, РС, QС, Рр.о., Qр, Sр. Для объектов группы А не учитываем осветительную нагрузку поэтому РР+Рр.о.=Рр.

Для цехов группы Б расчеты аналогичны только берем все данные из задания для группы Б.

Производим расчет нагрузки осветительных электроприемников для калибровочного цеха:

Поверхность пола Fц определяем из рисунка 2 /см. задание/ в масштабе 1:2,38. Удельную осветительную нагрузку и коэффициент спроса берем из справочника.

КМ=1.

В итоговой строке суммируем все результаты по группе Б, а потом по нагрузке 0,4 кВ.

После расчета высоковольтной нагрузки суммируем все данные.

3.3 Картограмма электрических нагрузок предприятия

Картограмма нагрузок представляет собой размещенные в генплане окружности, центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов, а площади кругов пропорциональны расчетным активным нагрузкам. Каждый круг делится на секторы, площади которых пропорциональны расчетным активным нагрузкам электроприемников напряжением до 1000 В, электроприемников напряжением выше 1000 В и электрического освещения. При этом радиус окружности r1 и углы секторов в градусах , , для каждого цеха соответственно определяются:

; (1.7)

; ; ; (1.8)

где , , , -расчетные активные нагрузки соответственно всего цеха, электроприемников напряжением до 1000 В, электроприемников напряжением выше 1000 В и электрического освещения, кВт; так для калибровочного цеха:

Ррi=Рр+Рро (группы А) + Рр+Рро (группы Б)+ Ррвi=

=761,5+3632+0=4393,7 кВт,

Ррhi= Ррi - Рро (группы Б)- Ррвi =4393,7-152,3-0=4242,5 кВт,

Ррвi= Рр+Рро (высоковольтной нагрузки),

m - масштаб площадей картограммы нагрузок, кВт/м2 .

При выборе масштаба m и построении картограммы нагрузок нужно стремиться, чтобы величина самого большого радиуса на чертеже формата А1 не превышала 5…10 см. Пусть см = 70 мм, тогда

Тогда

Координаты центра нагрузок по цехам определяем непосредственно из рисунка 2 /см. задание/.

Центр электрических нагрузок предприятия является символическим центром потребления электроэнергии (активной мощности) предприятия, координаты которого равны:

; (1.9)

где , - координаты центра i-го цеха на плане предприятия, м.

Расчеты картограммы нагрузок следует сводить в таблицу 3 /см. приложения/.

4. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций (ТП)

Выбор трансформаторов существенно влияет на основные технические и экономические показатели разрабатываемой схемы электроснабжения предприятия. В общем случае он представляет собой достаточно сложную задачу, которая может иметь не одно, а несколько решений. Из них следует выбрать наилучшее. Основой расчетов при этом служит, как правило, технико-экономическое сравнение вариантов.

Цеховые трансформаторные подстанции могут быть электропечными, преобразовательными и понизительными общепромышленного назначения. Последние подстанции предназначены для понижения напряжения в большинстве случаев с 6 или 10 кВ на 0,4 или 0,69 кВ и являются основным видом, поэтому рассмотрим их выбор.

Мощность трансформаторов цеховой ТП зависит от величины нагрузки электроприемников, их категории по надежности электроснабжения, от размеров площади, на которой они размещены и т.п. При одной и той же равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади цеха должна уменьшаться единичная мощность трансформаторов. Так, в цехе, занимающем значительную площадь, установка трансформаторов заведомо большей единичной мощности увеличивает длину питающих линий (расход цветного металла проводников) цеховой сети и потери электроэнергии в них.

Существующая связь между экономически целесообразной мощностью отдельного трансформатора цеховой ТП и плотностью электрической нагрузки цеха получена на основе технико-экономических расчетов и приближенно представлена в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Связь между мощностью отдельного трансформатора цеховой ТП и плотностью электрической нагрузки цеха

Плотность электрической нагрузки цеха , кВА/м2	0,05	0,08	0,15	0,25	0,35
Экономически целесообразная мощность одного трансформатора цеховой ТП , кВА	400	630	1000	1600	2500

Произведем подробный расчет для ремонтно-механического цеха. Определим экономически целесообразную мощность трансформаторов.

Плотность удельной нагрузки

,

где - расчетная нагрузка цеха , кВА; - площадь цеха, м2.

По таблице (4.1) находим экономически целесообразную мощность одного трансформатора цеха.

=2500 кВ*А

Мощность трансформаторов цеховой ТП корректируется в зависимости от величины расчетной нагрузки цеха, ее категории, числа типогабаритов трансформаторов на предприятии и других факторов.

Следует иметь в виду, что при единичной мощности трансформаторов более 1000 кВА, они не обладают достаточным токоограничивающем действием и поэтому подключаемую к ним низковольтную аппаратуру нужно проверять на термическую и электродинамическую стойкости к токам к.з. По указанной причине иногда приходится ограничивать мощность трансформаторов до 1000 кВА.

Исходя из выше сказанного принимаем мощность трансформатора 630кВ*А.

Расчетное число трансформаторов цеха находим по выражению:

;

где - расчетная активная нагрузка цеха (части цеха) от низковольтных потребителей, кВт; Кз.д.- допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме; Sн.т. - выбранная номинальная мощность трансформаторов цеховых ТП, кВА. Принимаем ближайшее большее целое число N=2 трансформаторов.

Количество трансформаторов одной подстанции зависит от категории электроприемников по надежности электроснабжения [2, раздел 2-13].

Однотрансформаторные подстанции применяют для питания потребителей 3-й и иногда 2-й категории.

При питании потребителей 3-й категории коэффициент загрузки трансформаторов должен составлять 0,9-0,95.

При преобладании нагрузок 2-й категории и их резервировании по связям вторичного напряжения, коэффициент загрузки =0,7-0,8.

Двухтрансформаторные подстанции применяют для питания потребителей 1-й и 2-й категорий. При преобладании нагрузок 2-й категории и при наличии складского резерва трансформаторов =0,9-0,95.

Трехтрансформаторные подстанции и подстанции с числом трансформаторов более 3 применяются редко (для питания потребителей особой группы 1-й категории, при большой концентрации потребителей, ограниченности свободных мест для расположения подстанций и т.п.). При этом в каждом конкретном случае необходимо технико-экономическое обоснование данного варианта.

Если в цехе имеются в основном потребители 1-й и 2-й категорий и все ТП можно принять с одинаковым числом трансформаторов (например, при равномерном распределении нагрузки и наличии свободных площадей для размещения этих подстанций), то расчетное количество ТП можно определить с помощью следующего соотношения:

,

где n- количество трансформаторов на одной подстанции.

При дробном числе необходимо принять ближайшее большее целое число M. Если электроприемники цеха относят к 3-й категории, то число подстанций M=N.

В нашем случае получаем двухтрансформаторную подстанцию с трансформаторами 630 кВ*А.

При выборе трансформаторов цеховых ТП должна определяться наибольшая реактивная мощность, которую трансформаторы могут пропустить из сети 6 или 10 кВ в сеть напряжением ниже 1000 В. Для одной ТП:

,

=298 квар.

Здесь - число трансформаторов цеховой ТП; - допустимый коэффициент загрузки трансформаторов цеховой ТП в нормальном режиме; - номинальная мощность трансформаторов цеховой ТП; - расчетная активная нагрузка на ТП.

Величина должна быть равной:

0,95- для одиночных трансформаторов без резервирования;

0,7- при взаимном резервировании двух трансформаторов;

0,93- при взаимном резервировании трех трансформаторов, питающихся от трех независимых источников.

Величина - является расчетной, поэтому в общем случае реактивная нагрузка трансформаторов не равна ей.

, если <,

, если ?.

Здесь - расчетная реактивная нагрузка на ТП.

При < трансформаторы ТП не могут пропустить всю реактивную нагрузку, и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью конденсаторов, которые следует установить на стороне низшего напряжения ТП. Мощность этих конденсаторов будет составлять:

и они должны устанавливаться на ТП обязательно.

Коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах будут соответственно равны:

;

,

где - число взаимно резервированных трансформаторов цеховой ТП; - полная расчетная нагрузка, приходящаяся на один трансформатор ТП (при условии равномерной загрузки всех трансформаторов ТП).

Для цеха, имеющего нагрузку 1-й и 2-й категорий, в котором должно быть установлено М двухтрансформаторных подстанций с трансформаторами одинаковой мощности, можно принять

.

Здесь - реактивная мощность, меньшая из двух: либо расчетной реактивной нагрузки цеха (части цеха) , либо расчетной величины

.

Суммарные потери активной и реактивной мощности в трансформаторах цеховых ТП с учетом и без учета соответствующей нагрузки можно привести в виде итоговых данных в таблице 4 /см. приложения/. Каталожные данные для силовых трансформаторов можно найти в справочниках [2, раздел 2-42; 5, раздел 17-8].

При выборе цеховых ТП часто возникает вопрос: ставить ТП в данном цехе, либо запитать цех от соседней ТП, установив лишь низковольтный распределительный пункт? Решение зависит от величины нагрузки, расстояния от соседней ТП, стоимости электроэнергии и т.д. В общем случае следует провести технико-экономическое сравнение вариантов. При выборе можно использовать следующее положение. Для двух уровней напряжения 6 (или 10) и 0,38 кВ при стоимости потерь мощности 60 руб./кВт (в ценах 1985г.) питание от соседней ТП и установка РПН в цехе экономически выгодны, если выполняется соотношение:

кВАм,

где -полная расчетная нагрузка цеха, кВА; ?- расстояние от РПН цеха до соседней ТП, м (определяется по длине траншеи кабельной линии).

Если в здании имеются цехи с небольшой нагрузкой (расчетная активная нагрузка составляет несколько сотен кВт) и в соседних цехах предусмотрена установка трансформаторных подстанций, то следует рассмотреть возможность установки своих трансформаторных подстанций, либо выполнения в этих цехах низковольтных распределительных пунктов, используя приведенное выше правило. В нашем случае нет необходимости устанавливать РПН, т.к. экономически невыгодно.

5. Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанций предприятия

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

Из всех возможных вариантов внешнего электроснабжения нужно выбрать оптимальный, то есть имеющий наилучшие технико-экономические показатели. Для этого прежде всего следует найти величину (величины) рационального напряжения, которую возможно оценить по формуле Илларионова:

кВ

здесь Li - длина питающей ГПП линии, км; Рр.п. - расчетная активная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения ГПП, МВт.

Расчетная (максимальная) активная нагрузка предприятия

Рр.п= Рр.н + Рр.о +Рр.в +? Рт.? =22482+1173+1458+25=25138 кВт

где Рр.н- расчетная активная низковольтная нагрузка всех цехов и других потребителей предприятия; Рр.о.- расчетная активная нагрузка освещения предприятия, в которую входит внутрицеховое и наружное освещение; Рр.в. - расчетная активная высоковольтная нагрузка предприятия, создаваемая высоковольтными синхронными и асинхронными двигателями, преобразовательными подстанциями и т.п.; ?Рр.?.-суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых TП.

Выбираем напряжение 110 кВ, вариант задания Uрац.i =35 кВ не рассматриваем.

5.1 Вариант 1 - Uрац.=110 кВ

Полная расчетная нагрузка предприятия, необходимая для выбора силовых трансформаторов ГПП, находится приближенно:

,

где Qэсi - экономически целесообразная реактивная мощность на стороне высшего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы.

Величину Qэсi допускается рассчитывать с помощью соотношения:

Qэсi = Рр.п. tgцi =25138*0,31=7793 квар,

где коэффициент реактивной мощности tgцi находится из таблице 5.1.1.

Таблица 5.1.1 - Зависимость коэффициента реактивной мощности от напряжения сети

Напряжение сети, кВ	35	110	220 и более
tgцi	0,27	0,31	0,42

При наличии одной ГПП и отсутствии электрической связи с другими источниками трансформаторы ГПП питают всю нагрузку предприятия. На ГПП устанавливается обычно 2 силовых трансформатора. Это, как правило, обеспечивает необходимую надежность питания при достаточно простой схеме и конструкции понизительной подстанции. На таких ГПП мощность трансформаторов выбирается равной примерно 0,7...0,8 суммарной нагрузки предприятия. Номинальная мощность каждого Sн.т трансформатора определяется из соотношения:

Sт.i=Sp.пi /(n*Kзд)=26,319/(2*0,7)=18,8 МВ*А,

где n = 2 - число трансформаторов ГПП; Кз.д = 0,7 - коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме, определяется из условия резервирования.

Принимаем на ГПП два трансформатора типа ТДН-25000/110

1. Определить потери электроэнергии в силовых трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТДН-25000/110 [5, табл. 17-6]:

?Рхх= 25 кВт; ?Ркз = 120 кВт, iхх= 0,65%; uk = 10,5%.

1.1. Потери мощности в трансформаторах

Коэффициент загрузки в нормальном и аварийном режимах:

Kз.п.=Sр.н/(2*Sт.н)=26319/(2*25000)=0,53

Kз.ав.=Sр.н/Sт.н=26319/25000=1,05

Потери мощности в трансформаторах:

2*(25+0,532*120)=117 кВт;

=

=2*(0,53/100*25000+0,532*10,5/100*25000)=1739 квар.

1.2. Потери энергии в трансформаторах

?Эт=n•(?Pхх•Tг+ К2з.н.•?Ркз•)=2•(25*4345+0,532•120•2732,4)=401*103 кВтч,

где ф - годовое число максимальных потерь, определяемое из соотношения

ф =(0,124+Тм /10000)2•Tг=(0,124+4345/10000)2*8760=2732,4 ч.

В последнем выражении Тм - годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки [2, табл.. 2-3]; Тг=8760 часов - годовое число часов работы предприятия [2, табл. 2-1].

2. Рассчитать линию электропередачи от районной подстанции энергосистемы до ГПП предприятия. Нагрузка в начале линии:

==26430 кВА.

Расчетный ток одной линии напряжением 110 кВ

А.

Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи линии):

Iутяж = 2•Iр.л = 2•69=138 А.

Сечение проводов линии Fэ находим по экономической плотности тока (jэ = 1,1 А / мм2, [З, табл. 2-35/]

Fэ = Iр.л / jэ = 69/1,1=63 мм2.

Выбираем провод АС-70/11 имеет длительно допустимый ток Iдоп = 265 А [7,табл. 12-52] и удельное сопротивление Rо =0,43 Ом/км, Хо =0,44 Ом/км [9,табл. 31-4].

Проверяем выбранный провод по нагреву в послеаварийном режиме

Iдоп = 265 A > Iутяж = 138 A.

Потери активной энергии проводах линии за год

?Эл=n·(3·Iр.л2·R0·l·ф)=2*(3*692*0,43*4*2732,4)=671*106 кВтч.

3. Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы и на вводах ГПП или ЦРП. В задании на проектирование указана мощность короткого замыкания и считается, что на питающей подстанции энергосистемы есть напряжения 220, 110, 35 и 10 или 6 кВ.

Определим параметры схемы замещения при приближенном приведении в относительных единицах. При мощности короткого замыкания энергосистемы Sк = 1400 MBА и выбранной базисной мощности SБ = 1000 MBA зa базисное напряжение принимаем среднее номинальное напряжение UБ =115 кВ (ГОСТ 27514-87, с. 6). Схема замещения для расчета токов короткого замыкания на рисунке 4 /см. приложения/.

Сопротивление системы в относительных единицах:

.

Сопротивление воздушной линии 110 кВ:

лб= Хо·l·Sб /Uб2 = 0,44·4·1000 / 1152 = 0,13

Определим ток короткого замыкания в точке К2

Суммарное сопротивление для этого случая равно

2=с + лб =0,71+0,13=0,84

IK2 = IП t= IП,0 = IБ ? (1/x2) = SБ / ( ? Uб? x2) =1000/( ?115 ?

0,84)=5,98 кА.

Ударный ток короткого замыкания

iуд = ? ky ? IK2= ?1,8?5,98=15,5 кА,

где ky = 1,8 [4, табл. 5-4] - ударный коэффициент.

Апериодическая составляющая тока к.з.

iat2 = ? IK2 ? е -t/Та= *5,98*е-t/0,05 кА.

здесь Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей; для установок напряжением выше 1000 В величина Та = 0,05 с [2, с. 119].

4. Выбираем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП.

Выбор и проверка выключателей производится по следующим параметрам [9, с. 364]:

1) номинальному напряжению

Uн ? Uс ;

2) номинальному току

Iн?Iраб.утяж.,

где Iраб.утяж. - рабочий ток через выключатель в наиболее тяжелом режиме

Iраб.утяж = 1,4*Sгппн,т / * Uн =1,4*26319/(1,73*115)=185 А.

3) номинальному току электродинамической стойкости

- симметричному

Iп,0 ? Iдин.;

-

- асимметричному

iуд. макс. = • kу • Iп,0 ? Iдин .макс. = • 1,8 • Iдин ;

4) номинальному току отключения

- симметричному

Iпt ? Iотк. ;

- асимметричному

• Iпt + iat ? (1 + вн / 100),

где вн - процентное содержание апериодической составляющей в токе к.з., которое определяется по зависимости вн = f (ф) (рисунок а).

Рисунок а - Кривая процентного содержания апериодической составляющей тока короткого замыкания

Здесь ф = tз.мин. + tВ - время от начала короткого замыкания до отключения выключателя; tз.мин = 0,01с. - минимальное время действия релейной защиты; tВ - собственное время отключения выключателя по каталогу или справочнику;

5) тепловому импульсу тока к.з. (интеграл Джоуля):

Вк = Iпt2• ( tз + tВ + Та ) ? Iтер.2• tтер. = Вк.доп. .

Паспортные данные для выключателей Iн, Iдин , Iотк., Iтер, tтер., tВ приведены в справочниках [2,табл. 2-65, 2-66,2-67; 8, раздел 2-25; 12, раздел 5].

Разъединители выбираются по номинальному напряжению Uc ? Uн , номинальному длительному току (Iраб.утяж ? Iн), а в режиме к.з. проверяются по электродинамической (iуд. макс. ? Iдин .) и термической (Вк ? Вк.доп.) стойкости. Для защиты оборудования ГПП от перенапряжения выбираются ограничители перенапряжения ОПН [19].

Таблица 5.1.4 - Выбор выключателей и разъединителей

Параметры выбора аппарата	Расчетные данные	Каталожные данные
		ВМТ-110Б-20/1000У1	РНДЗ-110/1000У1
Uном ? Uн Iном?Iраб.утяж. Iпt ? Iотк iat ? iаном Iп.о. ? Iдин iуд.. ? Iдин.max Вк ? Iтер.2• tтер.	Uном =110 кВ Iраб.утяж = 185 А Iпt = 5,98 кА iat =6,7 кА Iп.о = 5,98 кА iуд = 15,5 кА Вк = 7,72 кА2/с	Uн =110 кВ Iн = 1000 А Iотк =20 кА iaн = 35 кА Iдин = 20 кА Iдин.max = 52 кА Вк = 1200 кА2/с	Uн =110 кВ Iн = 1000 А - - - Iдин.max = 80 кА Вк = 999 кА2/с

iat2 = ? IK2 ? е -t/Та= *5,98*е-t/0,05=*5,98*е-0,06/0,05=6,7 кА,

ф = tз.мин. + tВ=0,01+0,05=0,06 с,

Вк = Iпt2• ( tз + tВ + Та ) =5,982*(0,01+0,05+0,05)=7,72 кА2/с.

Тип ограничителя перенапряжения выбирается в соответствии Uном =Uном.сети. Принимаем к установке ОПН-У/ТЕL-110-УХЛ1. Выбор отделителя и короткозамыкателя представлен в таблице 5.1.4

Таблица 5.1.4 - Выбор короткозамыкателя

Параметры выбора аппарата	Расчетные данные	Каталожные данные
		КЗ-110Б-У1
Uном =Uном.сети Iном?Iраб.утяж. iуд.. ? Iдин Вк ? Вк. доп	Uном =110 кВ Iраб.утяж = 185 А iуд = 15,5 кА Вк = 7,72 кА2/с	Uн =110 кВ - Iдин = 32 кА Вк.доп = 37,5 кА2/с

Схема главной понизительной подстанции с выбранной аппаратурой приведена на рисунке 5 /см. приложения/.

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

6.1 Выбор напряжения

Выбор величины напряжения распределительных сетей предприятия зависит от величин нагрузок на напряжениях 6 и 10 кВ. Критерием выбора являются технико-экономические показатели, в первую очередь приведенные затраты, которые рассчитываются как для сети, так и для понижающих подстанций.

При установке на ГПП трансформаторов мощностью 25 МВА и более и наличии нагрузки электроприемников на напряжение 6 кВ, составляющей 40... 60% общей нагрузки предприятия, наиболее экономичной является схема электроснабжения с использованием трансформаторов с разщепленными вторичными обмотками на 10 и 6 кВ и распределительной сетью на два напряжения. При меньшей доле нагрузки электроприемников на напряжение 6 кВ целесообразно принимать трансформаторы с расщепленными вторичными обмотками на напряжение 10 кВ, а электроприемники напряжением 6 кВ запитывать от групповых или индивидуальных трансформаторов, понижающих напряжение с 10 кВ до 6 кВ. Выбираем 6кВ.

6.2 Построение схемы электроснабжения

В курсовом проекте дается только техническое обоснование схемы распределительных сетей предприятия. При этом должны удовлетворятся следующие требования строительных норм СН 174-75.

1.Распределение электроэнергии на предприятии должно выполняться по радиальным, магистральным или смешанным схемам в зависимости от территориального расположения нагрузок, величины потребляемой мощности и других характерных особенностей проектируемого предприятия. Предпочтение следует отдавать, как правило, магистральным схемам.

2. Схемы следует выполнять одно- и двухступенчатыми.

3. Схема должна строиться так, чтобы все ее элементы постоянно находились под нагрузкой, а при аварии на одном из них оставшиеся в работе могли принять на себя его нагрузку путем перераспределения ее между собой с учетом допустимой перегрузки.

4. При построении схем электроснабжения потребителей 1-й и 2-й категорий должно проводиться глубокое секционирование во всех звеньях схемы.

5. Схемы распределения электроэнергии на первой ступени от ГПП до РП на напряжении 6, 10 кВ принимаются следующими:

- на крупных энергоемких предприятиях при передаче в одном направлении мощности более 15...20 МВА при напряжении 6 кВ, более 25...35 МВА при напряжении 10 кВ и более 35 МВА при напряжении 35 кВ - магистральные и радиальные схемы, осуществляемые с помощью токопроводов;

- на крупных и средних предприятиях с меньшими потоками мощности -магистральные и радиальные схемы, осуществляемые с помощью кабельных линий.

6. Магистральные схемы напряжением 6, 10 кВ для питания цеховых трансформаторных подстанций должны применяться:

- при последовательном, линейном расположении подстанций;

- для группы технологически связанных агрегатов.

7. Число трансформаторов напряжением до 10 кВ, присоединяемых к одной магистрали, следует принимать 2...3 при мощности 1000...2500 кВА и 3...4 - при меньших мощностях.

8. Радиальные схемы следует применять при нагрузках, расположенных в различных направлениях от источника питания. Одноступенчатые радиальные схемы нужно выполнять при питании больших сосредоточенных нагрузок (насосные, компрессорные, преобразовательные подстанции, электрические печи и т.п.). Двухступенчатые радиальные схемы (установку цеховых высоковольтных РП) применяют при наличии в цехах большой группы электроприемников (асинхронные и синхронные двигатели, электрические печи и т.д.) напряжением выше 1000 В. Необходимость сооружения высоковольтных распределительных пунктов в цехах определяется технико-экономическими расчетами. Вопрос о сооружении РП следует рассматривать, как правило, при числе отходящих линий с обеих секций РП не менее 8.

9. Схемы трансформаторных подстанций напряжением 6, 10/0,4 кВ должны проектироваться без сборных шин первичного напряжения.

10. Глухое присоединение цехового трансформатора должно применяться при радиальном питании за исключением случаев: питания от пункта, находящегося в ведении другой эксплуатирующей организации или необходимости установки отключающего аппарата по условиям защиты.

11. Установка коммутационного аппарата перед цеховым трансформатором при магистральной схеме питания подстанции обязательна.

6.3 Конструктивное выполнение электрической сети

Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величины электрических нагрузок и их размещения, плотности застройки предприятия, конфигурации технологических, транспортных и других коммуникации, загрязненности грунта на территории предприятия и т.д. [16].

Токопроводы напряжением 6, 10, 35 кВ (жесткие и гибкие) при нормальной окружающей среде прокладываются на открыта опорах, при загрязненной среде или при загруженной коммуникациями территории - в закрытых галереях, туннелях и на железобетонных кронштейнах, укрепляемых на наружной стене производственного здания.

Кабельные линии могут прокладываться в траншеях, блоках, каналах, туннелях, на кабельных эстакадах и в галереях. Прокладка кабелей в блоках допускается: в местах пересечений с железными дорогами; в условиях большой стесненности трассы; в местах, где возможны случаи разлива расплавленного металла и т.п.

Схема внутреннего электроснабжения приведена на рисунке 6 /см. приложения/.

6.4 Расчет питающих линий

Сечение кабелей напряжением 6...10 кВ определяется по экономической плотности тока и проверяется по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий его прокладки, по току перегрузки, потере напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания. Весь расчет сводится в таблицу 5/см. приложения/.

Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме

Ip,k = S p,k / • UH ,

где S p,k - полная мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме.

Например, при питании однотрансформаторной цеховой подстанции S p,k - это расчетная нагрузка трансформатора подстанции, при питании двухтрансформаторной подстанции - расчетная нагрузка, приходящаяся на один трансформатор, а при питании распределительного устройства 6, 10 кВ -нагрузка, потребляемая одной секцией сборных шин. Для магистральной линии мощность S p,k должна определяться для каждого участка путем суммирования расчетных нагрузок соответствующих трансформаторов, питающихся по данному участку магистральной линии.

Сечение кабельной линии, определяемое по экономической плотности тока

Fэ = Ip,k / jэ ,

где jэ - экономическая плотность тока, зависящая от типа кабеля и продолжительности Тм использования максимума нагрузки [3, табл. 2-35 ].

По результату расчета выбирается кабель, имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к Fэ . При выборе типа исполнения кабеля должны учитываться условия окружающей среды [3, табл. 2-36]. Для выбранного кабеля по таблицам находят длительно допустимый ток Iдоп [З, табл. 2-17...2-26; 4, табл. 2-14. 2-15; 7, табл. 14-37...14-47].

Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки рассчитывается по формуле

Iдоп = Кп • Кt • Iдоп > Ip,k / nk ,

где Кп - поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [3, табл. 2-16; 5, табл. 13-10]; Кt - поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель [3, табл. 2-15]; nk - число запараллеленых кабелей в кабельной линии.

Согласно ПУЭ для кабельных линий, прокладываемых по трассам с различными условиями охлаждения, сечения кабелей должны выбираться по участку трассы с худшими условиями охлаждения, если длина его составляет более 10 м. Например, при прокладке кабеля в траншее и кабельном канале цеха коэффициент Кt берется по температуре цеха не ниже +20..25°С.

Под послеаварийным режимом кабельной линии следует понимать режим, когда выходит из строя одна из двух кабельных линий, питающих потребители 1-й и 2-й категории. При этом нагрузка на линию удваивается, т.е.IАБ = 2 • Ip,k. Допустимая перегрузка кабеля в указанном режиме

IAB = KAB • Iдоп > IАВ / nk ,

где KAB - коэффициент аварийной перезагрузки [5, табл. 13-8; 7, табл. 14-51].

Потеря напряжения в кабельной линии

%100%=5%.

Здесь Рр ,Qp - расчетные активная и реактивная нагрузки; Хо ,Rо- удельные индуктивные и активные сопротивления кабеля [7 табл. 14-18].

На этом предварительный расчет кабельных линий для номинального и аварийного режимов заканчивается. Полученные сечения кабелей используются при расчете токов короткого замыкания, после которого определяется сечение кабеля fТс по термической стойкости к токам к.з. и, если выбранное в данном разделе сечение кабеля оказывается меньше ft.с , производится его соответствующее уточнение в таблице по форме 3.8.

Положения по расчету и выбору токопроводов на напряжение 6, 10, 35 кВ приведены в справочниках [3, разделы 1-22...1-25; 5, раздел 14].

7. Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов КЗ производится для выбора высоковольтных и низковольтных аппаратов, шин, кабелей и другого электрооборудования системы электроснабжения промышленного предприятия. При этом считается достаточным рассмотреть ток трехфазного КЗ в характерных точках системы электроснабжения предприятия и определить периодическую составляющую этого тока для наиболее тяжелого режима работы сети. Учет апериодической составляющей может производиться приближенно и допускается, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой точке электрической сети.

Для практических расчетов токов КЗ при выборе и проверке электрооборудования системы электроснабжения промышленного предприятия необходимо учитывать следующие положения:

1. В электроустановках напряжением выше 1000 В нужно учитывать индуктивные сопротивления всех элементов системы электроснабжения.

2. В электроустановках напряжением ниже 1000 В нужно учитывать как индуктивные, так и активные сопротивления всех элементов системы, в также сопротивления переходных контактов и пр.

3. Допускается не учитывать сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания токов КЗ и действительные значения коэффициентов трансформации трансформаторов.

4. Величина токов КЗ в системы электроснабжения предприятия определяется энергосистемой, синхронными компенсаторами, синхронными и асинхронными электродвигателями. Влияние асинхронных двигателей на токи КЗ можно не учитывать при их мощности до 100 кВт в единице, если двигатели отделены от места КЗ двумя и более ступенями трансформации.

С учетом того, что мощность КЗ энергосистемы в месте присоединения питающей промышленное предприятие линии, как правило в десятки раз превышает мощность, потребляемую данным предприятием, в курсовом проекте с целью упрощения расчетов допускается принимать периодическую составляющую тока КЗ от энергосистемы неизменной во времени:

Ik = Iпо = Int .

К особенностям расчета токов КЗ в электрических сетях напряжением ниже 1000 В необходимо отнести учет активных сопротивлений всех участков сети, включая не только сопротивления проводов и шин, а также всех переходных болтовых соединений и сопротивление дуги в самой точке КЗ.

Для расчета токов КЗ составляется исходная расчетная электрическая схема, на которой показываются источники питания точек КЗ (энергосистема, синхронные компенсаторы, синхронные и асинхронные двигатели и т.д.), расчетные точки КЗ и связи между ними (воздушные и кабельные линии, трансформаторы, реакторы и пр.).

При выборе расчетной схемы для определения токов КЗ должны рассматриваться вероятные режимы, при которых воздействие токов КЗ на систему электроснабжения является наиболее тяжелым. Таким характерным режимом системы электроснабжения промышленного предприятия является состояние схемы электроснабжения, при котором один из трансформаторов главной понизительной подстанции (ГПП) отключен для проведения профилактических мероприятий или аварийного ремонта и включены секционные выключатели в распределительном устройстве напряжением 6 или 10 кВ ГПП, то есть все электроприемники питаются от одного трансформатора. В этом случае все синхронные и асинхронные двигатели будут влиять на величину тока КЗ.

На рисунке 7 приведена схема электроснабжения промышленного предприятия, для которой производится расчет токов КЗ. Наиболее тяжелым режимом является питание предприятия через один трансформатор ГПП вводные выключатели второго трансформатора ГПП отключены и включены секционные выключатели. Секционные выключатели высоковольтных распределительных пунктов (РП), как правило, остаются отключенными.

Для выбора электрооборудования системы электроснабжения промышленного предприятия производится расчет токов КЗ в следующих точках:

К1 и К2 - в схеме внешнего электроснабжения;

К3 - в РП напряжением 6 кВ ГПП;

К4 - в электрической сети напряжением 0,38 кВ ремонтно-механического цеха, для которого был подробно проведен расчет электрических нагрузок.

По токам КЗ, определенным в точках К1 и К2, производится выбор электрооборудования, устанавливаемого соответственно на подстанции энергосистемы и стороне высшего напряжения ГПП предприятия.

В подпитке точки К3 участвуют все синхронные и асинхронные двигатели, подключенные ко всем 4-м секциям. Двигатели, соединенные с 1-й и 2-й секциями сборных шин (С.Ш.) ГПП, подпитывают эти точки через свои кабели, реакторы, согласующие трансформаторы 10/6 кВ, а двигатели, соединенные с 3-й и 4-й секциями С.Ш. ГПП, подпитывают эти точки через свои кабели, реакторы, согласующие трансформаторы 10/6 кВ и дополнительно через вторичные обмотки трансформатора Т1.

С целью уменьшения объема расчетов допускается расчет токов КЗ проводить только для точки К3 и по найденному значению тока КЗ в данной точке производить выбор всего электрооборудования схемы внутреннего электроснабжения напряжением 6, 10 кВ.