Расчет системы электроснабжения участка холодильников трубопрокатного цеха №1 ОАО "Волжский трубный завод"

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Углубление электрификации .народного хозяйства объективно для всех стран. Валовой национальный продукт и комфортность жизни определяются электропотреблением.

Энергосбережение и углубление электрификации определяются обширной областью народного хозяйства, называемой электроэнергетикой. Система электроснабжения является частью этой области, которая может быть определена от границы раздела предприятие -- энергосистема до единичного электроприемника.

В последнее время проблема электроснабжения в России стала очень актуальной.

Становится заметным рост производства. Действующее оборудование на предприятиях уже морально устарело и технически изношено. На предприятиях заменяют устаревшее оборудование более современным, более мощным. В связи с этим требуется увеличивать пропускную способность линий, отключающую \способность коммутационного оборудования. Возникает необходимость усовершенствования и замены всей системы электроснабжения предприятия. Появились современные, более точные методы расчета электрических сетей

В данной работе была поставлена задача спроектировать новую систему электроснабжения участка холодильников трубопрокатного цеха №1 ОАО “ Волжский трубный завод “ в связи переносом участка в другой пролет и установкой нового оборудования.

1. РАСЧЕТ ОСВЕЩЕНИЯ

1.1 Общая характеристика объекта

Полы в производственном помещении бетонные. Потолок белого цвета -побеленный, стены внутри цеха покрашены краской бежевого цвета. Для трубопрокатного цеха № 1 по СНиП принимаю на основе характера освещенности разряд зрительных работ V-б.Наименьшая нормируемая освещенность для общего рабочего освещения Ен=150 лк. [8]

1.2 Выбор источника света

Т.к. высота производственного помещения больше 8 м, то для освещения выбираю ртутные лампы типа ДРЛ. Свет таких ламп благоприятен для зрения и они обеспечивают необходимую цветопередачу.

1.3 Выбор коэффициентов отражения и коэффициента запаса

По таблицам принимаю коэффициент отражения для бетонных полов

п=0,2.Для окрашенных стен ст= 0.3 .Для побеленного потолка пт= 0.45

Необходимо учесть коэффициент запаса, который учитывает снижение светового потока и ухудшение светоотражающих свойств помещения.

1.4 Выбор типа светильников

Для создания в цехе необходимой кривой света выбираю одноламповые светильники с глубокоизлучательной силой света типа Гэ- ГсРМ - 250. По ГОСТ 13828-88 РСП 05 250/ГОЗ

1.5 Размещение светильников

Принимаю высоту расчетной поверхности hр = 1.85 м, высоту подвеса светильников hс = 1.5 м. Высота помещения Н = 12 м.

1.5.1 Расстояние между светильниками по длине помещения

La=*(H- hр- hс), (1.1)

где La - расстояние между светильниками по длине;

- показатель, определяющий экономичность расположения светильников [8]

La=0.7*(12-1.85-1.5)=6.05 м

Принимаю Lа=6 м

1.5.2 Расстояние между светильниками по ширине помещения

Расстояние между светильниками по ширине помещения принимаю равным пролету мостового крана:

Lb=30 м

1.5.3 Число светильников по длине помещения

Na=+1, (1.2)

где Nа- число светильников по длине помещения;

а-длина помещения

Na=

1.5.4 Число светильников по ширине помещения

Число светильников по ширине помещения принимаю равным Nb=2

1.6 Общее число светильников

N=Na+Nb , (1.3)

где N-общее число светильников

N=13*2=26 шт

1.7 Поток одной лампы

(1.4)

где Ф - поток одной лампы;

Кзап- коэффициент запаса [8];

Sп площадь помещения;

Z- коэффициент минимальной освещенности [7];

- коэффициент использования светового потока

лм

Такой световой поток может дать лампа ДРЛ - 1000, мощностью р = 1000Вт. Номинальный световой поток Фн =46000 лм. Тип ПРА для данной лампы ДРЛ-1/0.22

1.8 Мощность осветительной установки

P=p*N , (1.5)

где Р - мощность осветительной установки;

р - единичная установочная мощность одной лампы

Р= 1000*26=26000 Вт

Мощность аварийного освещения принимаем Рав =16кВт.

1.9 Выбор напряжения для осветительной установки

Т.к. номинальное напряжение ламп типа ДРЛ равно 220 В, то для освещения принимаем напряжение, равное 220 В.

1.10 Выбор типа и расположения осветительных щитов

Т.к. помещение невзрывоопасное и непожароопасное, то выбираем щиты типа ЩО 31 защищенного типа с открытой установкой с выключателями на выходе АЕ 1031 -11. Располагать щиты будем у колонн.

1.11 Выбор марки провода и способа прокладки

Т.к. помещение жаркое, то в соответствии с ПУЭ принимаю для освещения провода АПР. Прокладка скрытая, сменяемая в трубах.

1.12 Расчетная мощность осветительной установки

1.12.1 Расчетная мощность рабочего освещения

Pp=P*Кс*Кпра , (1.6)

где Рр - расчетная мощность рабочего освещения ;

Кс- коэффициент спроса [7];

Кпра -коэффициент, учитывающий потери мощности в ПРА [7]

Рр=26*0,95*1,1=27,1 кВт

1.12.2 Расчетная мощность аварийного освещения

Pа=Pав*Кс*Кпра , (1.7)

где Ра - расчетная мощность аварийного освещения

Ра=16*0,95*1,1=16,7 кВт

1.13 Расчетный ток на головном участке групповой линии 1 рабочего освещения

Ip= , (1.8)

где Ip- расчетный ток на головном участке групповой линии 1 рабочего освещения ;

Ргр1- мощность групповой линии 1 рабочего освещения ;

Uн- номинальное напряжение;

-коэффициент мощности для ламп ДРЛ

Ip=35.9 A

По длительно допустимому току выбираю провод АПР 3х10+1х6 с Iд=42 А

1.14 Момент нагрузки на головном участке групповой линии 1 рабочего освещения

М=Ргр1*L1 , (1.9)

где М - момент нагрузки на головном участке групповой линии 1 рабочего освещения ;

L1- длина головного участка 1 рабочего освещения

M=13*10=130 kВт*м

1.15 Потери напряжения на головном участке групповой линии 1

Uгр1= , (1.10)

где Uгр1- потери напряжения на головном участке групповой линии 1 рабочего освещения;

S- площадь сечения проводника;

C - постоянный коэффициент [8]

Uгр1=%

Условие проверкиUд >Uгр1 выполняется, т.к. Uд=5%>Uгр1=0.29 %

Аналогично рассчитываем токи и выбираем проводники для остальных групповых линий рабочего и аварийного освещений.

Результаты расчета заносим в таблицу 1.1

Таблица 1.1

Вид освещения	Участок линии	Iр,А	Аппарат защиты	Марка и сечение токопровода	Iд, А
Рабочее	Головной участок линии 1	35,9	АЕ 1031-11	АПР 4(1х10)	42
	Рабочие участки линии 1	2,76
	Головной участок линии 2	35,9
	Рабочие участки линии 2	2,76
Аварийное	Головной участок линии 1	25.2
	Рабочие участки линии 1	2,76
	Головной участок линии 2	25.2
	Рабочие участки линии 2	2,76

2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ЦЕХА

2.1 Краткая характеристика цеха и режим работы подстанции

2.1.1 Краткая характеристика цеха

Ввиду отсутствия признаков химической опасности, легко воспламеняющихся жидкостей, взрывоопасных газов, смесей и паров, помещение будем считать невзрывоопасным, В связи с этим температура окружающей среды в цехе принята 35е С. Помещение будет оснащено электрооборудованием общего назначения без учета требований определенных условий эксплуатации.

Так как в цехе идет работа с металлическими изделиями, т.е. твердыми негорючими веществами, то в соответствии с ПУЭ принимаем категорию пожароопасности П - II а. В соответствии с данной категорией, токопроводящие жилы будем выполнять из алюминия. Т.к. маловероятны повреждения проводников, то кабели и провода будем выбирать без защитной бронированной оболочки.

2.1.2 Режим работы подстанции

В связи с замкнутостью технологического процесса, выбираем трехсменный график работы.

2.2 Категория потребителя по надежности электроснабжения и режим работы нейтрали

2.2.1 Категория потребителей по надежности электроснабжения

Перерыв в электроснабжении не приведет к опасности для жизни людей и расстройству сложного технологического процесса и оборудования, а лишь приведет к массовым простоям людей и оборудования. Поэтому выбрана II категория по надежности электроснабжения. Выбрано питание от двух независимых взаиморезервирующих источников питания и предусмотрена связь по низкой стороне.

При замене поврежденного трансформатора на время не более одних суток допускается питание от одного трансформатора.

2.2.2 Режим работы нейтрали

В трубопрокатном цехе №1 нет особых требований к электробезопасности, поэтому будет использована глухозаземленная нейтраль. При данном режиме работы нейтрали автоматика быстро отключает аварийные участки; изоляция проводников выполняется на фазные напряжения, что более дешево, чем изоляция при глухозаземленной нейтрали.

На высокой стороне будет использована изолированная нейтраль, т.к. токи короткого замыкания невелики и не требуется моментального отключения линий.

2.3 Выбор величины питающего напряжения

Для внутрицеховых электросетей наибольшее распространение имеет напряжение 380В, основным преимуществом которого является возможность совместного питания силовых и осветительных электроприемников. Так как номинальное напряжение электроприемников равно 380В и единичная установленная мощность электроприемников не превышает 250кВт, то уровень питающего напряжения внутри цеха принят 380/220В.

2.4 Определение расчетной мощности цеха без компенсации реактивной мощности

Паспортные данные электродвигателей, необходимые для дальнейшего расчета сводим в таблицу 2.1

Таблица 2.1

Наименование потребителя	Режим работы	Рн, кВт	n, шт	Ки	cos	tg	ПВ,%	кВт
Рольганг	Постоянный	8	89	0.7	0.8	0.75		712
Транспортер	Постоянный	22	4	0.78	0.6	1.33	60	88
Упор	Переменный	10	3	0.56	0.82	0.69	25	30
Дозатор	Переменный	14	3	0.44	0.9	0.48	60	42
Вентилятор	Постоянный	7	11	0.9	0.8	0.75		77
Выбрасыватель	Переменный	18	5	0.58	0.9	0.48	60	90
Освещение рабочее	Постоянный	1	26	0,9	0,95	0,33		26

2.4.1 Среднесменные активная и реактивная мощности оборудования, работающего с переменной нагрузкой

2.4.1.1 Среднесменная активная мощность

= (2.1)

где-cреднесменная активная мощность оборудования, работающего c переменной нагрузкой;

- cреднесменная активная мощность однотипных электро-приемников работающих c переменной нагрузкой;

-номинальная установленная мощность однотипных электроприемников работающих c переменной нагрузкой;

ni - количество однотипных электроприемников работающих c переменной нагрузкой;

Кцi, -коэффициент использования оборудования [4]

=10*3*0,56+14*3*0,44+18*5*0,58=87,5 кВт

2.4.1.2 Среднесменная реактивная мощность оборудования, работающего с переменной нагрузкой

= , (2.2)

где - среднесменная реактивная мощность оборудования, работа-ющего с переменной нагрузкой;

- коэффициент реактивной мощности

=16.8*0.69+18.48*0.418+52.2*0.48=79.7 кВар

2.4.1.3 Средний коэффициент использования

Киср= , (2.3)

где - Киср средний коэффициент использования;

-суммарная установочная мощность электроприемников, работающих с переменной нагрузкой

Киср==0,54

2.4.2 Эффективное число электроприемников

nэф= , (2.4)

где nэф - эффективное число электроприемников;

-наибольшая номинальная мощность электроприемника, работающего с переменной нагрузкой

nэф=18

Принимаем nэф=11,т.к nэф>n=11

2.4.3 Расчетная активная и реактивная мощности потребителей, работающих с переменной нагрузкой

2.4.3.1 Расчетная активная мощность потребителей, работающих с переменной нагрузкой

Ррпер=Км* , (2.5)

где Ррпер - расчетная активная мощность потребителей, работающих с переменной нагрузкой;

Км - коэффициент максимума [5]

Ррпер=1,25*87,5=109,4 кВт

2.4.3.2 Расчетная реактивная мощность потребителей, работающих с переменной нагрузкой

Qрпер=Км* , (2.6)

где Qрпер - расчетная реактивная мощность потребителей, работающих с переменной нагрузкой;

Км - безразмерный коэффициент [5]

Qрпер=1*79.7=79.7кВар

2.4.4 Расчет активной и реактивной мощности оборудования, работающего с постоянной нагрузкой

2.4.4.1 Расчет активной мощности потребителей, работающих с постоянной нагрузкой

Ррпост= , (2.7)

где Ррпост - активная мощность потребителей, работающих с постоянной нагрузкой;

- установочная активная мощность потребителей, работающих с постоянной нагрузкой

Ррпост=8*89*0,7+22*4*0,78+7*11*0,9+27,1*0,9=660,8 кВт

2.4.4.2 Расчет реактивной мощности потребителей, работающих с постоянной нагрузкой

Qрпост= , (2.8)

где Qрпост-реактивная мощность потребителей, работающих с постоянной нагрузкой

Qрпост=348,88*0,75+68,64*1,33+69,3*0,75+24,39*0,33 =412,9 кВар

2.4.5 Нагрузка цеха без учета потерь в линиях и трансформаторах

2.4.5.1 Расчетная активная мощность

Рр=Ррпост+Ррпер , (2.9)

где Рр - расчетная активная мощность

Рр=109,4+660,8=770,2 кВт

2.4.5.2 Расчетная реактивная мощность

Qр= Qрпер+ Qрпост , (2.10)

где Qр - расчетная реактивная мощность

Qр=412,9+79,7=492,6 кВар

2.4.5.3 Расчетная полная мощность

Sp= , (2.11)

где Sp -расчетная полная мощность

Sp= =914,2 кВа

2.4.6 Нагрузка цеха с учетом потерь в линиях и трансформаторах

2.4.6.1 Активная мощность с учетом потерь

Pp= , (2.12)

где Рр - активная мощность с учетом потерь;

- потери активной мощности в трансформаторе;

- потери в линиях электропередач

Рр=0,05*914,2+770,2=815,9 кВт

2.4.6.2 Реактивная мощность с учетом потерь

Qp= , (2.13)

где Qp- реактивная мощность с учетом потерь;

Qтр- потери реактивной мощности в трансформаторе

Qp=492,6+0.1*914,2=584 кВар

2.4.6.3 Полная мощность с учетом потерь

Sp= , (2.14)

где Sp - полная мощность с учетом потерь

Sp= кВа

2.4.7 Коэффициенты мощности

2.4.7.1 Коэффициент активной мощности

cos , (2.15)

где cos - коэффициент активной мощности

cos0,82.

2.4.7.2 Коэффициент реактивной мощности

tg= , (2.16)

где - коэффициент реактивной мощности

0.72

2.5 Компенсация реактивной мощности

2.5.1 Определение мощности компенсирующих устройств

Qm1=k*Qp , (2.17)

где Qm1- наибольшая суммарная реактивная мощность предприятия;

К - коэффициент, учитывающий несовпадение по времени наибольших активной нагрузки энергосистемы и реактивной мощности предприятия [1]

Qm1=0.9*584=525,6 кВар

2.5.2 Реактивная мощность, допускаемая энергосистемой

Qэ1=Pp*tg(arccos) , (2.18)

где Qэ1- реактивная мощность, допускаемая энергосистемой;

tg(arccos)- коэффициент мощности, допускаемый энергосистемой

Qэ1=815,9*tg(arccos0.81)=267,6 кВар

2.5.3 Мощность компенсирующих устройств

Qk1=Qm1-Qэ1 , (2.19)

где Qк1-мощность компенсирующих устройств

Qk1=525,6-267,6=258 кВар

Принимаем Qk1= 270 кВАр

Выбираем две конденсаторные установки типа УКБН - 0.38 - 135 ТЗ мощностью по 135 кВАр каждая.Размещать конденсаторные установки будем в отдельностоящем помещении на оси 40 ряд В-Г.

2.5.4 Расчетная реактивная мощность с учетом компенсации

Qp=Qm1-Qk1 , (2.20)

гдеQp - расчетная реактивная мощность с учетом компенсации;

Qm1- наибольшая суммарная реактивная мощность предприятия

Qp=525,6-270=255,6 кВар

2.5.5 Расчетная полная мощность с учетом компенсации

Sp= , (2.21)

где Sp - расчетная полная мощность с учетом компенсации

Sp= 855 кВа

2.5.6 Коэффициенты активной и реактивной мощности с учетом компенсации

2.5.6.1 Коэффициент активной мощности с учетом компенсации

cos= , (2.22)

где -коффициент активной мощности с учетом компенсации

=0.954

2.5.6.2 Коэффициент реактивной мощности с учетом компенсации

tg= , (2.23)

где - коэффициент реактивной мощности с учетом компенсации

0,31

2.6 Выбор схемы электроснабжения с разбивкой потребителей по группам

Для групп потребителей разного типа выбираем силовые шкафы с отходящими от них проводниками в полу в трубе. Это позволит защитить проводники от механических повреждений. Цех не будет загроможден электропроводкой, что позволит дополнительно устанавливать новое оборудование.

2.6.1 Среднесменная активная и реактивная мощность группы РП - 1

2.6.1.1 Среднесменная активная мощность группы РП 1

= , (2.24)

где - среднесменная активная мощность группы РП- 1;

- номинальные активнее мощности потребителей группы РП - 1;

ni - количество однотипного оборудования группы РП - 1;

=10*0.56+18*0.58=16,04 кВт

2.6.1.2 Среднесменная реактивная мощность потребителей группы РП1

Qсрсм=* , (2.25)

гдеQсрсм- среднесменная реактивная мощность по группе РП- 1;

Qсрсм=5.6*0.69+10.44*0.48=8,86 кВар

2.6.2 Эффективное число электроприемников

nэф= , (2.26)

где nэф- эффективное число электроприемников группы РП - 1

Принимаем nэф = 2, т.к количество электроприемников, работающих с переменной нагрузкой меньше трех.

2.6.3 Средний коэффициент использования по группе РП -- 1

Киср= , (2.27)

где Киср -средний коэффициент использования по группе РП-1

Киср=0,57

2.6.4 Расчетные активная, реактивная и полная мощности по группе РП 1

2.6.4.1 Расчетная активная мощность электроприемников, работающих с переменной нагрузкой по группе РП- 1

Ррпер= , (2.28)

где Ррпер - расчетная активная мощность электроприемников,работающих с переменной нагрузкой по группе РП- 1

Ррпер=16,04*1,43=22,9 кВт

2.6.4.2 Расчетная реактивная мощность электроприемников, работающих с переменной нагрузкой по группе РП- 1

Qрпер= Qсрсм*Км , (2.29)

где Qpпер-расчетная реактивная мощность электроприемников, работающих с переменной нагрузкой по группе РП- 1

Qpпер=8,86*1.1=9,7 кВар

2.6.4.3 Расчетная активная мощность электроприемников ,работающих с постоянной нагрузкой по группе РП- 1

Ррпост=*Киi , (2.30)

где Киi- коэффициент использования

Ррпост=40*0,7+22*0,78+14*0,9=57,8 кВт

2.6.4.4 Расчетная реактивная мощность электроприемников ,работающих с постоянной нагрузкой по группе РП- 1

Qрпост=*Киi* , (2.31)

Qрпост=40*0.7*0.75+22*0.78*1.33+14*0.9*0.75=53.25 кВт

2.6.4.5 Расчетная активная мощность по группе РП - 1

Рр=Ррпост+Ррпер , (2.32)

где Рр - расчетная активная мощность по группе РП - 1

Рр=57,8+22,9=80,7 кВт

2.6.4.6 Расчетная реактивная мощность по группе РП 1

Qр=Qрпер+Qрпост , (2.33)

где Qр- расчетная реактивная мощность по группе РП - 1

Qрпер - расчетная реактивная мощность электроприемников ,работающих с переменной нагрузкой по группе РП- 1

Qp=9.7+53.25=63 кВар

2.6.4.7 Расчетная полная мощность по группе РП - 1

Sp= (2.34)

где Sp- расчетная полная мощность по группе РП - 1

Sp=102,4 кВа

2.6.5 Расчетный ток потребителей РП- 1

Ip= , (2.35)

где Ip - расчетный ток потребителей РП -1;

Uн- номинальное напряжение

Ip=155,8 A

Аналогично рассчитываются токи и мощности стальных расчетных групп. Результаты заносятся в таблицу 2.2

Таблица 2.2

Группа	Наименование потребителя	, кВт	Рсрсм,кВт	Qсрсм, кВар	nэф	Км	Рр, кВт	Qp, кВар	Sp, кВа	Ip,А
РП-1	1 Рольганг	40
	2 Транспортер	22
	3 Упор	10
	4 Выбрасыватель	18
	5 Вентилятор	14
	Итого по РП-1	104	16,04	8,86	2	1,43	80,7	63	102,4	155,8
	3 Упор	10
	4 Выбрасыватель	18
	5 Вентилятор	14
	Итого по РП-2	98	16,04	8,86	2	1,43	74,7	48,6	89,1	135,6
РП-3	1 Рольганг	56
	2 Транспортер	22
	3 Упор	10
	5 Выбрасыватель	18
	6 Вентилятор	14
	Итого по РП-3	120	16,04	8,86	2	1,43	91,8	71,4	116,3	177
РП-4	1 Рольганг	64
	2 Транспортер	22
	6 Вентилятор	21
	Итого по РП-4	107					80,9	70,6	107,3	163,3
РП-5	1 Рольганг	74
	2 Транспортер	22
	6 Вентилятор	14
	Итого по РП-5	108					80,2	70,1	106,5	162
РП-6	1 Рольганг	48
	5 Выбрасыватель	18
	Итого по РП-6	66	10,4	5	1	1,61	50,4	30,7	59	89,8
РП-7	1 Рольганг	56
	4 Дозатор	14
РП-7	Итого по РП-7	70	6,6	3	1	1,83	45,8	32,7	56,3	85,6
РП-8	1 Рольганг	72
	4 Дозатор	14
	Итого по РП-8	86	6,6	3	1	1,83	62,5	48,1	78,9	120
РП-9	1 Рольганг	72
	4 Дозатор	14
	Итого по РП-9	86	6,6	3	1	1,83	62,5	48,1	78,9	120
РП-10	1 Рольганг	64					44,8	33,6	56	85,2
РП-11	1 Рольганг	80
	5 Выбрасыватель	18
	Итого по РП-11	98	10,4	5	1	1,61	72,7	47,5	86,9	132,2
ЩО	Освещение рабочее	26					23,4	7,7	24,6	37,5
АЩО	Освещение аварийное	16					14,4	4,8	15,2	23,1

2.7 Выбор токопроводов и защитной аппаратуры для групп потребителей

2.7.1 Выбор токопроводов и защитной аппаратуры для РП --1

2.7.1.1 Расчетный ток самого крупного электроприемника

Iнmax= , (2.36)

где Iнmax -расчетный ток самого крупного электроприемника;

Pнmax- номинальная мощность самого крупного электроприемника;

- КПД двигателя;

-коэффициент мощности

Iнmax=58.7 A

По длительно допустимому току нагрузки выбираю кабель для прокладки в воздухе типа АВВГ 3х150+1х70 с Iд = 235 А. [1]

Условие проверки:

Iд*Кп1*Кп2>Ip , (2.37)

где Кп1 - поправочный температурный коэффициент [3]

Кп2- поправочный коэффициент, зависящий от числа проклады-ваемых кабелей и расcтояния между ними [3]

235*0.9*0.78=165 A>155,8 A

Для защиты кабельной линии на группу потребителей выбираем автомат ВА 51 - 35 с параметрами:

Iн.в. = 250 А >Iр = 155.8 А,

Iн.р=160 А>Iр=155.8 A

где Iн.в. - номинальный ток включения;

Iн.р - номинальный ток раcсцепителя

2.7.1.2 Ток срабатывания автомата при перегрузке кабельной линии

Iсрпер=1.25*Iнр , (2.38)

где Iсрпер- срабатывания автомата при перегрузке кабельной линии

Iсрпер=1.25*160=200 A

2.7.1.3 Ток срабатывания автомата при замыкании и проверка на срабатывания при пуске М4 и работающих остальных двигателях

Iсркз=10*Iнр>1.25*6*Ip , (2.39)

где Iсркз- ток срабатывания автомата при коротком замыкании в кабельной линииIсркз= 10*160 =1600 А> 1.25*6*155.8 = 1249.5 А

2.7.1.4 Проверка выбранного сечения кабеля на соответствие токовой защите

Iд*Кп1*Кп2>Iнp*Кз , (2.40)

где Кз - коэффициент защиты [6]

0,9*0,78*235=165 А> 1*160 =160 А

Условие проверки выполняется, значит автомат надежно защищает линию от коротких замыканий и перегрузов.

Аналогично выбираем токопроводы и аппараты защиты для других групп потребителей и заносим их в таблицу 2.3

Таблица 2.3

Группы потребителей	Iр,А	Аппарат защиты	Марка и сечение кабеля	Iд,A
		Тип	Iнв, A	Iнр, A	Iсрпер, A	Iсркз,A
РП-1	155,8	ВА51-35	250	160	200	1000	АВВГ3х150+1х70	235
РП-2	135,6	ВА51-39	630	400	500	2500	2АВВГ3х185+1х95	540
РП-3	177	ВА51-39	630	400	500	2500	2АВВГ3х185+1х95	540
РП-4	163,3	ВА51-35	250	200	250	1000	2АВВГ3х95+1х50	340
РП-5	162	ВА51-39	630	400	500	2500	2АВВГ3х185+1х95	540
РП-6	89,8	ВА51-35	250	100	125	1000	АВВГ3х70 +1х35	140
РП-7	85,6	ВА51-35	250	100	125	1000	АВВГ3х70 +1х35	140
РП-8	120	ВА51-35	250	125	156.25	1000	АВВГ 3х120 +1х70	200
РП-9	120			125	156.25		АВВГх3 120 +1х70	200
РП-10	85,2			100	125		АВВГ 3х70 +1х35	140
РП-11	132,2			160	200		АВВГ 3х150 +1х70	235
ЩО-1	37,5			100	125		АВВГ 3х70 +1х35	140
ЩО-2	23,1			100	125		АВВГ 3х70 +1х35	140

2.8 Выбор токопроводов и защитной аппаратуры для отдельных потребителей

2.8.1 Расчетный ток транспортера

Ip= , (2.41)

где Ip-расчетный ток транспортера

Ip= 58.7 A

2.8.2 Расчетный ток продолжительного режима

Ip= , (2.42)

где ПВ- продолжительность включения;

0.875- коэффициент запаса

Ip=51,9А

По току Iр выбираем провод АПР 3х35+1х16 с Iд= 65 А.

Для защиты токопровода выбираем автомат ВА51 - 31с параметрами:

Iнв =100 А> Iр= 51.9 А;

Iнр=63А>1р=51.9 А

Iср.пер=1.35*Iнр

Iср.пер=1.35*63=85 А

2.8.2 Ток срабатывания автомата при коротком замыкании и проверка его на ложность срабатывания

Iсркз=7*Iнр , (2.43)

Iсркз=7*63=441 A

Условие проверки Iсркз >6* 1.25*Iр выполняется, т.к.

441А > 6*1.25*51.9 =389.4 А.

Это означает, что автомат не сработает ложно.

2.8.3 Проверка выбранного сечения на соответствие токовой защите

Iд>Kз*Iнр (2.44)

Условие проверки выполняется, т.к. 65 А > 63*1 =63 А.

Это означает, что автомат надежно защищает линию.

Аналогично выбираются токопроводы и аппараты защиты для других потребителей и результаты заносятся в таблицу 2.4

Таблица 2.4

Наименование потребителей	Iр,А	Iр,А	ПВ, %	Аппарат защиты	Марка и сечение токопровода	IД,А
				Тип	Iнв, A	Iнр, А	Iсрпер,А	Iсркз,А
Рольганг	16			ВА51-31	100	20	27	140	АПР 3х4+1х2	21
Транспортер	58,7	51,9	60		100	63	85	441	АПР 3х35+1х16	65
Упор	19,5	11,2	25	ВА51-31	100	20	27	200	АПР 3х4+1х2	21
Дозатор	21,9	19,4	60		100	25	33,75	175	АПР 3х6+1х3	26
Выбрасыватель	28,8	25,5	60		100	31	41,85	217	АПР 3х8+1х4	32
Вентилятор	14				100	16	21,6	112	АПР 3х3+1х2	18
КБ	205			ВА51-39	630	400	500	2500	2АВВГ3х185+1х95	540

2.9 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Намечается два варианта числа и мощности силовых трансформаторов.

2.9.1 Одна трансформаторная подстанция КТП - 2Х630 с двумя трансформаторами типа ТМГ- 630 -6/ 0.4 мощностью по 630 кВА каждый

К1 = 664000 рублей - затраты на приобретение и монтаж подстанции

подстанция трансформатор ток кабель релейный

2.9.1.1 Коэффициент загрузки трансформаторов по варианту 1

Kз1= , (2.45)

где Кз1 - коэффициент загрузки трансформаторов по варианту 1;

n1 - число трансформаторов по варианту 1;

Sн- номинальная мощность трансформаторов по варианту 1

Kз1=

2.9.2 Две трансформаторных подстанции КТП - 2X250 с четырьмя трансформаторами типа ТМГ - 250 - 6/0.4 мощностью по 250 кВА каждый

К2 = 849000 рублей - затраты на приобретение и монтаж подстанции

2.9.2.1 Коэффициент загрузки трансформаторов по варианту 2

Кз2== (2.46)

где Kз2- коэффициент загрузки трансформаторов по варианту 2 ;

n2 - число трансформаторов по варианту 2 ;

Sн2- номинальная мощность трансформаторов по варианту 2

Kз2=

Таблица 2.5

Вариант	Тип	Uкз,%	Uн,кВА	U1/U2	Рх,х,кВт	Ркз,кВт	Iх.х,%	n,шт
1	ТМГ	5.5	630	6/0.4	1.42	7.6	1.8	2
2	ТМГ	5.5	250	6/0.4	1	3,8	3,5	4

2.9.3 Потери активной и реактивной мощностей электроэнергии

2.9.3.1 Потери активной мощности по варианту 1

P1= (2.47)

где - потери активной мощности;

- потери активной мощности в трансформаторе в режиме холостого хода ;

- потери активной мощности в трансформаторе в режиме короткого замыкании

кВт

2.9.3.2 Потери реактивной мощности по варианту 1

Q1 , (2.48)

где - потери реактивной мощности;

Iхх1- ток холостого хода трансформатора;

Uкз1- напряжение короткого замыкания

кВар

2.9.3.3 Потери активной электроэнергии по варианту 1

(2.49)

где1 - потери активной электроэнергии;

Тв- время включения оборудования в течение года [4] ;

- время потерь в режиме нагрузки [4]

кВт*ч

2.9.3.4 Потери реактивной электроэнергии по варианту 1

, (2.50)

кВар*ч

2.9.3.5 Потери активной мощности по варианту 2

(2.51)

где - потери активной мощности по варианту 2;

- потери активной мощности в трансформаторе в режиме холостого хода по варианту 2 ;

- потери активной мощности в трансформаторе в режиме короткого замыкания по варианту 2

кВт

2.9.3.6 Потери реактивной мощности по варианту 2

(2.52)

где - потери реактивной мощности по варианту 2;

Iхх2- ток холостого хода трансформатора по варианту 2;

Uкз2- напряжение короткого замыкания по варианту 2

кВар

2.9.3.7 Потери активной электроэнергии по варианту 2

(2.53)

где2 - потери активной электроэнергии по варианту 2

кВт*ч

2.9.3.8 Потери реактивной электроэнергии по варианту 2

, (2.54)

кВар*ч

2.9.4 Стоимость потерь по вариантам

2.9.4.1 Стоимость потерь по варианту 1

Cn1= , (2.55)

где Cn1- стоимость потерь по варианту 1;

m1- удельная стоимость потерь 1 кВт [5];

m2- удельная стомость потерь 1кВт ч [5];

n1 - удельная стоимость потерь 1кВАр [5];

n2- удельная стоимость потерь 1 кВАр ч [5]

Cn1= руб

2.9.4.2 Стоимость потерь по варианту 2

Cn2= , (2.56)

где Cn2 - стоимость потерь по варианту 2

Cn2= руб

2.9.5 Приведенные годовые затраты по вариантам

2.9.5.1 Приведенные годовые затраты по варианту 1

Зг1=0,15*К1+ , (2.57)

где Зг1- приведенные годовые затраты но варианту 1

Зг1=0,15*664000+ руб

2.9.5.2 Приведенные годовые затраты по варианту 2

Зг2=0,15*К2+ (2.58)

где Зг2- приведенные годовые затраты по варианту 2

Зг2=0,15*849000+ руб

Окончательно к расчету принимаю более дешевый вариант- одна трансформаторная подстанция КТП - 2Х630 с двумя трансформаторами типа ТМГ- 630 -6/ 0.4 мощностью по 630 кВА каждый.

2.10 Расчет токов короткого замыкания

2.10.1 Расчет токов короткого замыкания линии, питающей трансформатор1

Задаемся базисными величинами для К1 и К2:

Sб = 100МВА,Uб=6.3кВ, Iб= кА ;

для КЗ: Sб=100 МВА, Uб=0,4 кВ

2.10.2 Реактивные сопротивления элементов в цепи короткого замыкания в относительных единицах, приведенных к базисным величинам

2.10.2.1 Реактивное сопротивление элемента 1

Х1=0 т.к S= (2.59)

2.10.2.2 Реактивное сопротивление элемента 2

Х2= , (2.60)

где X0- удельное сопротивление воздушной линии [1] ;

Uср - среднее напряжение ;

11-длинна воздушной линии участка питающей линии 1

Х2=

2.10.2.3 Реактивное сопротивление элемента 3

Х3= , (2.61)

Х3=

2.10.2.4 Реактивное сопротивление элемента 4

X4= , (2.62)

где Uk-напряжение короткого замыкания;

Sн - мощность ГПП

X4=

2.10.2.5 Реактивное сопротивление элемента 5

Х5= , (2.63)

Х5=

2.10.2.6 Реактивное сопротивление элемента 6

Х6= , (2.64)

где Х0 -удельное реактивное сопротивление кабельной линии [1];

l2 - длинна кабельной линии 1 участка питающей линии 1

Х6=

2.10.2.7 Реактивное сопротивление элемента 7

Х7= , (2.65)

где l3 - длинна кабельной линии 2 участка питающей линии 1

Х7=

2.10.2.8 Реактивное сопротивление элемента 8

X8= , (2.66)

X8=

2.10.3 Активные сопротивления элементов в цепи короткого замыкания в относительных единицах, приведенных к базисным

2.10.3.1 Aктивные сопротивления элементов на участке 1

r1= , (2.67)

где ri- Aктивные сопротивления элементов;

r0- удельное активное сопротивление линий [1]

r1=

2.10.3.2 Aктивные сопротивления элементов на участке 2

r2= , (2.68)

r2=

2.10.3.3 Aктивные сопротивления элементов на участке 3

r3= , (2.69)

где Ркз - мощность короткого замыкания

r3=

2.10.4 Рассчитаем параметры при коротком замыкании в точке К1

2.10.4.1 Результирующее реактивное сопротивление элементов на участке1

Х1рез=Х1-6=Х1+Х2+Х3+Х4+Х5+Х6 (2.70)

гдеХ1рез-результирующее реактивное сопротивление на участке1

Х1рез=0,012+0,033+0,46+0,419+0,024=0,948

2.10.4.2 Результирующее активное сопротивление элементов на участке 1

r1рез=r1=0.079 , (2.71)

2.10.4.3 Результирующее полное сопротивление элементов на участке1

Z1рез= , (2.72)

где Z1рез -результирующее полное сопротивление элементов на участке1

Z1рез=

2.10.4.4 Базовый ток для точки К1

Iб1= , (2.73)

где Iб1- базовый ток для точки К1

Iб1= кА

2.10.4.5 Трехфазный ток короткого замыкания для точки К1

Iпо1= , (2.74)

гдеIпо1- трехфазный ток короткого замыкания для точки К1

Iпо1= кА

2.10.4.6 Ударный ток для точки К1

Iу1=*Ку1*Iпо1 , (2.75)

где Iу1- ударный ток для точки К1;

Ку1 - ударный коэффициент [1]

Iу1=*1,369*9,66=18,71 кА

2.10.4.7 Мощность короткого замыкания для точки К1

Sк1= , (2.76)

где Sк1- мощность короткого замыкания для точки К1

Sк1= МВА

2.10.5 Рассчитаем параметры при коротком замыкании в точке К2

2.10.5.1 Результирующее реактивное сопротивление элементов на участке2

Х2рез=Х1-7=Х1-6 + Х7 , (2.77)

где Х2рез - результирующее реактивное сопротивление на участке2

Х2рез=0,948+0,064=1,012

2.10.5.2 Результирующее активное сопротивление элементов на участке2

r2рез=r1рез+r2 , (2.78)

где r2рез - результирующее активное сопротивление на участке2

r2рез=0.079+0.21=0,289

2.10.5.3 Результирующее полное сопротивление элементов на участке2

Z2рез= , (2.79)

Z2рез=

2.10.5.4 Базовый ток для точки К2

Iб2= , (2.80)

где Iб2 - базовый ток для точки К2

Iб2= кА

2.10.5.5 Трехфазный ток короткого замыкания для точки К2

Iпо2= , (2.81)

где Iпо2 - трехфазный ток короткого замыкания для точки К2

Iпо2= кА

2.10.5.6 Ударный ток для точки К2

Iу2=*Ку2*Iпо2 , (2.82)

где Iу2 - ударный ток для точки К2

Iу2=*1,28*8,7=15,6 кА

2.10.5.7 Мощность короткого замыкания для точки К2

Sк2= , (2.83)

где Sк2 -- мощность ко замыкания для точки К2

Sк2=МВА

2.10.6 Рассчитаем параметры при коротком замыкании в точке КЗ

2.10.6.1 Результирующее реактивное сопротивление элементов на участке3

Х3рез=Х1-8=Х2рез + Х8 , (2.84)

где-Х3рез - результирующее реактивное сопротивление на участке3

Х3рез=1,012+5,5=6,512

2.10.6.2 Результирующее активное сопротивление элементов на участке3

r3рез=r2рез+r3 (2.85)

где r3рез - результирующее активное сопротивление на участке2

r3рез=0,289+1,91=2,2

2.10.6.3 Результирующее полное сопротивление элементов на участке3

Z3рез= , (2.86)

где Z3рез - полное результирующее сопротивление элементов на участке3

Z3рез=

2.10.6.4 Базовый ток для точки К3

Iб3= , (2.87)

где Iб3 - базовый ток для точки К3

Iб3= кА

2.10.6.5 Трехфазный ток короткого замыкания для точки К3

Iпо3= , (2.88)

где Iпо3 - трехфазный ток короткого замыкания для точки К3

Iпо3= кА

2.10.6.6 Ударный ток для точки К3

Iу3=*Ку3*Iпо3 , (2.89)

где Iу3 - ударный ток для точки К3;

Kу3 - ударный коэффициент [1]

Iу3=*1,44*20,99=42,63 кА

2.10.6.7 Мощность короткого замыкания для точки К3

Sк3= , (2.90)

где Sк3 -- мощность ко замыкания для точки К3

Sк3=МВА

2.10.7 Расчет токов короткого замыкания линии, питающей трансформатор2

Задаемся базисными величинами для К1 и К2:Sб = 100МВА,Uб=6.3кВ;

для КЗ: Sб=100 МВА

2.10.8 Реактивные сопротивления элементов в цепи короткого замыкания в относительных единицах, приведенных к базисным величинам

2.10.8.1 Реактивное сопротивление элемента 1

Х1=0 т.к S= , (2.91)

2.10.8.2 Реактивное сопротивление элемента 2

Х2= , (2.92)

где X0- удельное сопротивление воздушной линии ;

Uср - среднее напряжение ;

14-длинна воздушной линии участка питающей линии 2

Х2=

2.10.8.3 Реактивное сопротивление элемента 3

Х3= , (2.93)

Х3=

2.10.8.4 Реактивное сопротивление элемента 4

X4= , (2.94)

где Uk-напряжение короткого замыкания

X4=

2.10.8.5 Реактивное сопротивление элемента 5

Х5= , (2.95)

Х5=

2.10.8.6 Реактивное сопротивление элемента 6

Х6= , (2.96)

Х6=

2.10.8.7 Реактивное сопротивление элемента 7

Х7= , (2.97)

где l6 - длинна кабельной линии 2 участка питающей линии 2

Х7=

2.10.8.8 Реактивное сопротивление элемента 8

X8= , (2.98)

X8=

2.10.9 Активные сопротивления элементов в цепи короткого замыкания в относительных единицах, приведенных к базисным

2.10.9.1 Aктивные сопротивления элементов на участке 1

r1= , (2.99)

где ri- активные сопротивления элементов;

r0- удельное активное сопротивление линий [3]

r1=

2.10.9.2 Aктивные сопротивления элементов на участке 2

r2= , (2.100)

r2=

2.10.9.3 Aктивные сопротивления элементов на участке 3

r3= , (2.101)

где Ркз - мощность короткого замыкания

r3=

2.10.10 Рассчитаем параметры при коротком замыкании в точке К1

2.10.10.1 Результирующее реактивное сопротивление элементов на участке1

Х1рез=Х1-6=Х1+Х2+Х3+Х4+Х5+Х6 (2.102)

где Х1рез - результирующее реактивное сопротивление элементов на участке1

Х1рез=0,012+0,033+0,46+0,419+0,024=0,948

2.10.10.2 Результирующее активное сопротивление элементов на участке1

r1рез=r1=0.079 , (2.103)

2.10.10.3 Результирующее полное сопротивление элементов научастке1

Z1рез= , (2.104)

где Z1рез -результирующее полное сопротивление элементов на участке1

Z1рез=

2.10.10.4 Базовый ток для точки К1

Iб1= , (2.105)

где Iб1- базовый ток для точки К1

Iб1= кА

2.10.10.5 Трехфазный ток короткого замыкания для точки К1

Iпо1= , (2.106)

гдеIпо1- трехфазный ток короткого замыкания для точки К1

Iпо1= кА

2.10.10.6 Ударный ток для точки К1

Iу1=*Ку1*Iпо1 , (2.107)

Iу1=*1,369*9,66=18,71 кА

2.10.10.7 Мощность короткого замыкания для точки К1

Sк1= , (2.108)

где Sк1- мощность короткого замыкания для точки К1

Sк1= МВА

2.10.11 Рассчитаем параметры при коротком замыкании в точке К2

2.10.11.1 Результирующее реактивное сопротивление элементов на участке2

Х2рез=Х1-7=Х1-6 + Х7 , (2.109)

где Х2рез - результирующее реактивное сопротивление на участке2

Х2рез=0,948+0,066=1,014

2.10.11.2 Результирующее активное сопротивление элементов на участке2

r2рез=r1рез+r2 , (2.110)

где r2рез - результирующее активное сопротивление элементов на участке2

r2рез=0.079+0.216=0,295

2.10.11.3 Результирующее полное сопротивление элементов на участке2

Z2рез= , (2.111)

где Z2рез - полное результирующее сопротивление элементов на участке2

Z2рез=

2.10.11.4 Базовый ток для точки К2

Iб2= (2.112)

где Iб2 - базовый ток для точки К2

Iб2= кА

2.10.11.5 Трехфазный ток короткого замыкания для точки К2

Iпо2= , (2.113)

где Iпо2 - трехфазный ток короткого замыкания для точки К2

Iпо2= кА

2.10.11.6 Ударный ток для точки К2

Iу2=*Ку2*Iпо2 , (2.114)

где Iу2 - ударный ток для точки К2;

Kу2 - ударный коэффициент [1]

Iу2=*1,28*8,6=15,4 кА

2.10.11.7 Мощность короткого замыкания для точки К2

Sк2= , (2.115)

где Sк2 -- мощность ко замыкания для точки К2

Sк2=МВА

2.10.12 Рассчитаем параметры при коротком замыкании в точке КЗ

2.10.12.1 Результирующее реактивное сопротивление элементов на участке3

Х3рез=Х1-8=Х2рез + Х8 , (2.116)

где-Х3рез - результирующее реактивное сопротивление элементов на участке3

Х3рез=1,014+5,5=6,514

2.10.12.2 Результирующее активное сопротивление элементов на участке3

r3рез=r2рез+r3 (2.117)

где r3рез - результирующее активное сопротивление элементов на участке2

r3рез=0,295+1,91=2,21

2.10.12.3 Результирующее полное сопротивление элементов на участке3

Z3рез= , (2.118)

где Z3рез - полное результирующее сопротивление элементов на участке3

Z3рез=

2.10.12.4 Базовый ток для точки К3

Iб3= , (2.119)

где Iб3 - базовый ток для точки К3;

Uб - базовое напряжение

Iб3= кА

2.10.12.5 Трехфазный ток короткого замыкания для точки К3

Iпо3= , (2.120)

где Iпо3 - трехфазный ток короткого замыкания для точки К3

Iб3 - базовый ток для точки К3

Iпо3= кА

2.10.12.6 Ударный ток для точки К3

Iу3=*Ку3*Iпо3 , (2.121)

где Iу3 - ударный ток для точки К3;

Kу3 - ударный коэффициент [1]

Iу3=*1,44*20,9=42,1 кА

2.10.12.7 Мощность короткого замыкания для точки К3

Sк3= , (2.122)

где Sк3 -- мощность ко замыкания для точки К3

Sк3=МВА

2.11 Выбор высоковольтного кабеля для линии

2.11.1 Расчетный ток, протекаемый в кабельной линии

Ip= , (2.123)

где Ip - расчетный ток в кабельной линии

Ip=А

2.11.2 Экономическое сечение кабеля

Fэ= , (2.124)

где Fэ - экономическое сечение кабеля;

jэ- экономическая плотность тока [1]

Fэ=

Для прокладки в воздухе с t=35'С по длительно допустимому току выбираю кабель ААШв ЗХ25,сечение которого F = 25,Iд=75 А

Условие проверки F< Fэ выполняется, т.к. F = 25 < Fэ = 25.73

Условие проверки:

Iд*Кп1*Кп2>Ip , (2.125)

где Кп1 - поправочный температурный коэффициент [1];

Кп2- поправочный коэффициент, зависящий от числа прокладываемых кабелей и расcтoяния между ними [1]

75*0.9*0.75=50,62 A>41,18 A

2.11.3 Проверка кабеля по току короткого замыкания на термическую стойкость

2.11.3.1 Минимальное сечение линии, питающей трансформатор 1, устойчивое к токам короткого замыкания

Fmin1= , (2.126)

где Fmin1 минимальное сечение, устойчивое к токам короткого замыкания;

tотк- время отключения кабеля при коротком замыкании;

Та - постоянная затухающая для апериодического тока короткого замыкания [1];

C- постоянный коэффициент [1]

Fmin1=

Условие проверки на термическую стойкость к токам короткого замыкания Fmin 1< F не выполняется, т.к. Fmin= 81,2 > F1= 25 .

Выбираем кабель ААШв ЗХ95,сечение которого F1 = 95,Iд=170 А

Условие проверки:

Iд*Кп1*Кп2>Ip , (2.127)

170*0.9*0.75=114,75 A>41,18 A

Условие проверки на термическую стойкость к токам короткого замыкания Fmin 1< F1 выполняется, т.к. Fmin= 81,2 < F1= 95 . Это значит, что кабель устойчив к токам короткого замыкания. Кабельная линия имеет длину 320 м.Строительная длинна кабеля сечением 95 составляет 400 м

Это означает, что кабельная линия не будет содержать муфтовых соединений.

2.11.3.2 Минимальное сечение линии, питающей трансформатор 2, устойчивое к токам короткого замыкания

Fmin2=, (2.128)

Fmin2=

Условие проверки на термическую стойкость к токам короткого замыкания Fmin 2< F2 не выполняется, т.к. Fmin= 81,2 > F2= 25 .

Выбираем кабель ААШв ЗХ95,сечение которого F2 = 95,Iд=170 А

Условие проверки:

Iд*Кп1*Кп2>Ip , (2.129)

170*0.9*0.75=114,75 A>41,18 A

Условие проверки на термическую стойкость к токам короткого замыкания Fmin 2< F2 выполняется, т.к. Fmin2= 81,2 < F2= 95 .

Это значит, что кабель устойчив к токам короткого замыкания. Кабельная линия имеет длину 330 м.Строительная длинна кабеля сечением 95 составляет 400 м.Это означает, что кабельная линия не будет содержать муфтовых соединений.

2.11.4 Проверка выбранного сечения кабеля по потерям напряжения

2.11.4.1 Проверка выбранного сечения кабеля по потерям напряжения для линии, питающей трансформатор 1

(2.130)

где - потери напряжения в линии, питающей трансформатор 1;

Uн -номинальное напряжение

%

Условие проверки выполняется, т.к =0.1 % < =5% Окончательно выбираю кабель ААШв ЗХ95

2.11.4.2 Проверка выбранного сечения кабеля по потерям напряжения для линии, питающей трансформатор 2

(2.131)

где - потери напряжения в линии, питающей трансформатор 2

%

Условие проверки выполняется, т.к =0.12 % < =5% Окончательно выбираю кабель ААШв ЗХ95

2.12 Выбор высоковольтного оборудования

2.12.1 Выбор вакуумного выключателя

Вакуумный выключатель способен отключать любые токи в пределах

своей отключающей способности. Он используется только в режимах коротких замыканий, т.к. после пяти срабатываний должен быть выведен в ревизию контактной системы и на это время все присоединения будут защищаться выключателем головной части схемы. Это может привести к отключению потребителей, не находящихся в аварийном режиме.

2.12.1.1 Выбор вакуумного выключателя для линий, питающих трансформаторы 1 и 2

Таблица 2.6

Расчетные данные	Паспортные данные
Uн = 6кВ	Uну=10кВ>Uн=6кВ
Ip = 41.18 A	Iн=630А>Ip= 41.18A
Iкз = 9,66 кА	Iоткл=12,5кА>Iкз=9,66кА
Iу=18,71 кА	Iск=32кА> Iу=18,71 кА
tоткл = tв+tз = 0,12+0,5 = 0,62 с	tоткл=0,07 с
Sкз=1,73*Iкз*Uн=1,73*6,36*6=66 МВА ММВАМВА	Sоткл=150МВА

Выбираю вакуумный выключатель ВВ/TEL-10-12.5-630-У2-42

2.12.2 Выбор выключателя нагрузки

Для коммутации электрических цепей в номинальном режиме и режиме перегрузки используется выключатель нагрузки, имеющий облегченную конструкцию дугогасительной камеры и меньшую стоимость.

2.12.2.1 Выбор выключателя нагрузки для линии, питающей трансформатор 1

Таблица 2.7

Расчетные данные	Паспортные данные
Uн=6кВ	Uну=10кВ>Uн =6кВ
Ip=41,18 А	Iнотк=400А>Iр=41.18 А
Iкз = 8,7 кА	Iтс=10кА>Iкз=8,7А
Iуд=15,6кА	Iуд = 20 кА > Iуд. = 15,6 кА

Выбираю выключатель нагрузки типа ВНПуп -10/400-10зпзУ3 Комплектуется предохранителем типа ПК - 6/80

2.12.2.2 Выбор выключателя нагрузки для линии, питающей трансформатор2

Таблица 2.8

Расчетные данные	Паспортные данные
Uн=6кВ	Uну=10кВ>Uн =6кВ
Ip=41,18 А	Iнотк=400А>Iр=41.18 А
Iкз = 8,6 кА	Iтс=10кА>Iкз=8,6А
Iуд=15,4кА	Iуд = 20 кА > Iуд. = 15,4 кА

Выбираю выключатель нагрузки типа ВНПуп -10/400-10зпзУ3 Комплектуется предохранителем типа ПК - 6/80

3. РАССЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА

3.1 Средства релейной защиты и автоматики

При проектировании и эксплуатации любой энергетической системы приходится считаться с возможностью возникновения в ней повреждений и ненормальных режимов работы.

Одним из основных видов ненормальных режимов работы являются перегрузки. В перегруженном элементе возникают токи, превосходящие длительно допустимые для него значения. Температура токоведущих частей может при этом недопустимо повышаться, сами они могут при этом деформироваться, а их изоляция ускоренно изнашиваться или даже разрушаться.

Повреждения и ненормальный режим работы могут приводить к возникновению в системе аварий, под которыми обычно понимаются вынужденные нарушения нормальной работы всей системы или ее части, сопровождающиеся определенным недоотпуска энергии потребителям, недопустимым ухудшением ее качества или разрушением основного оборудования.

Предотвращение возникновения аварий или их развития при повреждениях в электрической части энергосистемы часто может быть обеспечено путем быстрого отключения поврежденного элемента.

По условия обеспечения бесперебойной работы поврежденной части системы время отключения короткого замыкания должно быть по возможности малым, часто составляя десятые, а иногда и сотые доли секунды. Необходимо также иметь в виду, что короткое замыкание в любом месте системы ввиду взаимосвязанности всех ее элементов немедленно отражается на работе значительной ее части. Совершенно очевидно, что дежурный персонал не в состоянии в требуемое малое время отметить возникновение короткого замыкания, выявить поврежденный элемент и дать сигнал на отключение его выключателей. Поэтому электрические установки снабжаются автоматически действующими устройствами - релейной защитой.

Релейная защита выполняется посредством специальных аппаратов - реле.

Основным назначением релейной защиты является автоматическое отключение поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части системы при помощи выключателей.

Наибольшее распространение в релейной защите получили электрические реле, которые выполняются, главным образом, на электромагнитном и индукционном принципах. Все более широкое распространение получают поляризованные и магнитоэлектрические реле, включаемые в цепи переменного тока через выпрямители, а также полупроводниковые реле на электронной элементной базе.

Рассмотрим релейную защиту трансформатора с РПН.

3.2 Расчет дифференциальной защиты трансформатора

Таблица 3.1- Исходные данные

Точка короткого замыкания	Максимальный режим	Минимальный режим
	Х1,Ом	,А	Х1,Ом	,А	Х1,Ом	,А	Х1,Ом	,А
	РПН-16%	РПН+16%	РПН-16%	РПН+16%
1	26.2	2424	26.2	2777	89.2	712	89.2	816
2	183.2	347	321.2	266	246.2	258	384.2	189

3.2.1 Первичный ток на сторонах трансформатора

3.2.1.1 Первичный ток на стороне высокого напряжения

Iном1= , (3.1)

где Iном1- первичный ток на стороне высокого напряжения;

Sн1-номинальная мощность трансформатора;

Uср1-номинальное среднее напряжение на стороне высокого напряжения

Iном1=A

3.2.1.2 Первичный ток на стороне низшего напряжения

Iном2= , (3.2)

где Iном2- первичный ток на стороне низшего напряжения;

Sн2-номинальная мощность трансформатора;

Uср2-номинальное среднее напряжение на стороне низшего напряжения

Iном2=A

Трансформатор тока на высокой стороне соединен по схеме-треугольник с коэффициентом трансформации К1=300/5=60. Трансформатор тока на низкой стороне соединен по схеме-звезда с коэффициентом трансформации К2=1000/5=200.

3.2.2 Вторичный ток в плечах защиты

3.2.2.1 Вторичный ток на стороне высокого напряжения

Iномв1= , (3.3)

где Iномв1- вторичный ток на стороне высокого напряжения;

Ксх-коэффициент схемы [6]

Iномв1=А

3.2.2.2 Вторичный ток на стороне низкого напряжения

Iномв2= , (3.4)

где Iномв2- вторичный ток на стороне низкого напряжения

Iномв1=А

Расчет ведется на реле типа ДЗТ-11

3.2.3 Первичный ток срабатывания защиты

Iсз=Кн*Iном1 , (3.5)

где Iсз- первичный ток срабатывания защиты;

Кн-коэффициент учитывающий броски тока намагничивания [6]

Iсз=1,5*31,6=47,55 А

3.2.4 Минимальный ток срабатывания реле на стороне 10 кВ

Iсросн= , (3.6)

где Iсросн- минимальный ток срабатывания реле на стороне 10 кВ

Iсросн=А

3.2.5 Расчетное число витков рабочей обмотки насыщающегося трансформатора реле на стороне 10 кВ

Wосн.раб.расч= , (3.7)

где Wосн.раб.расч- расчетное число витков рабочей обмотки насыщающегося трансформатора реле на стороне 10 кВ;

Fср-постоянная магнитодвижущая сила срабатывания [6]

Wосн.раб.расч=

Предварительно примем число витков рабочей обмотки насыщающегося трансформатора реле на стороне 10 кВ Wосн.раб=40

3.2.6 Пересчитанный минимальный ток срабатывания реле на стороне 10 кВ

Icp= , (3.8)

Icp=A

3.2.7 Расчетное число витков рабочей обмотки насыщающегося трансформатора реле на стороне 110 кВ

W1раб.расч= , (3.9)

W1раб.расч=

Предварительно примем число витков для установки на стороне 110 кВ W1раб=69

3.2.8 Окончательно принятые числа витков обмотки насыщающегося трансформатора

Окончательно примем число витков рабочей обмотки насыщающегося трансформатора реле на стороне 10 кВ Wосн.раб=40 , число витков для установки на стороне 110 кВ W1раб=69

3.2.9 Первичный расчетный ток небаланса в максимальном режиме для точки короткого замыкания К2

Iнб.расч=Iкmax*( Кодн*Ка*E ++) (3.10)

где Iнб.расч- первичный расчетный ток небаланса в максимальном режиме для точки короткого замыкания К2;

Iкmax- максимальный ток короткого замыкания ;

Кодн - коэффициент однотипности [6];

Ка - коэффициент апериодичности [6];

E- полная погрешность трансформатора тока [6];

- процент регулировки напряжения в РПН [6]

Iнб.расч=347*( 1*1*0.1 +0.16+)=107.09 A

3.2.10 Расчетное число витков тормозной обмотки насыщающегося трансформатора реле, включенной на стороне 10 кВ

Wторм.расч.= (3.11)

где tg- тангенс угла наклона гиперболической характеристики реле

Wторм.расч.=

Принимаем число витков тормозной обмотки Wторм=24

3.2.11 Расчетный вторичный ток в минимальном режиме при двухфазном коротком замыкании во второй точке

Iрасч.в= , (3.12)

где Iкз.min- ток двухфазного короткого замыкания в минимальном режиме

Iрасч.в=А

3.2.12 Расчетная магнитодвижущая сила

Fрасч=Iрасч.в*W1раб , (3.13)

где Fрасч- расчетная магнитодвижущая сила

Fрасч=Iрасч.в*W1раб

3.2.13 Расчетная чувствительность в минимальном режиме при двухфазном коротком замыкании во второй точке

К= , (3.14)

где К- расчетная чувствительность в минимальном режиме при двухфазном коротком замыкании во второй точке

К=

Полученная чувствительность удовлетворяет условию основной защиты, т.к К=3,256>2

3.3 Расчет максимальной токовой защиты с пуском по напряжению на стороне высокого напряжения

3.3.1 Первичный ток срабатывания защиты

Iсз= , (3.15)

где Iсз- первичный ток срабатывания защиты;

Котс- коэффициент отстройки [6];

К- коэффициент отстройки от МТЗ [6];

Iномв1- вторичный ток на стороне высокого напряжения;

Кв- коэффициент возврата реле [6]

Iсз= А

Принимаем первичный ток срабатывания защиты Iсз=53 А

3.3.2 Вторичный ток срабатывания защиты

Iсз.в= , (3.16)

где Iсз.в- вторичный ток срабатывания защиты

Iсз.в=

Для максимальной токовой защиты с пуском по напряжению на стороне высокого напряжения принимаем реле РТ-40/6

3.3.3 Минимальное напряжение, обеспечивающее возврат реле

Umin=0.9*Uномв , (3.17)

где Umin- минимальное напряжение, обеспечивающее возврат реле

Uномв- номинальное напряжение на стороне высокого напряжения

Umin=0.9*110=99 кВ

3.3.4 Напряжение срабатывания защиты

Ucз , (3.18)

где Ucз- напряжение срабатывания защиты

Ucз= кВ

3.3.5 Напряжение срабатывания защиты для фильтр-реле

U2сз=0,06*Uномв , (3.19)

где U2cз- напряжение срабатывания защиты для фильтр-реле

U2cз=0,06*110=6,6 кВ

В качестве фильтра-реле принимаем устройство РНФ-1М

3.3.6 Напряжение срабатывания реле РН-54/160

Uср1= , (3.20)

где Uср1- напряжение срабатывания реле РН-54/160

Uср1= В

3.3.7 Напряжение срабатывания реле РНФ-1М

Uср2= , (3.21)

где Uср2- напряжение срабатывания реле РНФ-1М

Uср2= В

3.3.8 Чувствительность защиты в минимальном режиме для точки корот- кого замыкания К2 при положительном регулировании

Кч1= (3.22)

где Кч1- чувствительность защиты в минимальном режиме для точки короткого замыкания К2 при положительном регулировании

Кч1=>1.5

3.3.9 Чувствительность защиты в минимальном режиме для точки корот- кого замыкания К2 при отрицательном регулировании

Кч2= (3.23)

где Кч2- чувствительность защиты в минимальном режиме для точки короткого замыкания К2 при отрицательном регулировании

Кч2=>1.5

3.4 Расчет максимальной токовой защиты с пуском по напряжению на стороне низкого напряжения

3.4.1 Ток срабатывания защиты

Iсз= , (3.24)

где Iсз- ток срабатывания защиты

Iсз= А

3.4.2 Ток срабатывания реле

Icp= , (3.25)

где Icp- ток срабатывания реле

Icp= А

К дальнейшему расчету принимаю реле РТ-40/6

3.4.3 Напряжение срабатывания защиты для фильтр-реле

U2сз=0,06*Uномн , (3.26)

где U2cз- напряжение срабатывания защиты для фильтр-реле

U2cз=0,06*10=0,6 кВ

В качестве фильтра-реле принимаем устройство РНФ-1М

3.4.4 Минимальное напряжение, обеспечивающее возврат реле

Umin=0.9*Uномн (3.27)

где Umin- минимальное напряжение, обеспечивающее возврат реле

Uномн- номинальное напряжение на стороне низкого напряжения

Umin=0.9*10=9 кВ

3.4.5 Напряжение срабатывания защиты для реле РН-54/160

Ucз , (3.28)

где Ucз- напряжение срабатывания защиты для реле РН-54/160;

Котс- коэффициент отстройки [6];

К- коэффициент возврата [6]

Ucз= кВ

3.4.6 Напряжение срабатывания реле РН-54/160

Uср1= , (3.29)

где Uср1- напряжение срабатывания реле РН-54/160

Uср1= В

3.4.7 Напряжение срабатывания реле РНФ-1М

Uср2= , (3.30)

где Uср1- напряжение срабатывания реле РНФ-1М

Uср2= В

3.4.8 Чувствительность защиты в минимальном режиме для точки корот- кого замыкания К2

Кч1= (3.31)

где Кч1- чувствительность защиты в минимальном режиме для точки короткого замыкания К2

Кч1=>1.5

3.5 Расчет резервной токовой защиты

3.5.1 Ток срабатывания защиты с учетом самозапуска

Icз= , (3.32)

где Icз- ток срабатывания защиты с учетом самозапуска;

Кзап- коэффициент самозапуска [6];

Iраб.max- максимальный рабочий ток;

Кв - коэффициент возврата

Icз= А

3.5.2 Вторичный ток срабатывания реле

Icp= , (3.33)

где Icз- ток срабатывания реле

Icp= А

По условию набора на реле принимаю Icp=2.6 А