Проект розвитку електропостачання промислового підприємства "АМ"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ХДАМГ

Проект розвитку електропостачання промислового підприємства "АМ"

Дипломна робота

2003

Зміст

Вступ

Розділ 1. Основна частина проекту

1.1 Характеристика основних споживачів електроенергії заводу та джерел електроенергії

1.2 Розрахунок електричних навантажень цехів заводу

1.3 Розрахунок картограми і центра навантаження підприємства

1.4 Визначення повної розрахункової потужності комбінату.

1.5 Вибір схеми зовнішнього електропостачання комбінату...

1.6 Вибір кількості, потужності та місця розташування цехових трансформаторів

1.7 Вибір схеми розподільчої мережі 10 кВ заводу та розрахунок її параметрів

1.8 Розрахунок струмів короткого замикання

1.9 Вибір устаткування та струмопровідних частин

Розділ 2. Спеціальна частина проекту

2.1Технічні дані

2.2 Пристрій виробу і складових частин виробу

2.3 Контрольно-вимірювальні прилади

2.4 Маркування і пломбування

2.5 Тара й упакування

2.6 Інструкція з монтажу, пуску, регулюванню

2.6.1 Введення. Вказівки по техніці безпеки

2.6.2 Правила збереження

2.6.3 Підготовка трансформатора до монтажу

2.6.4 Монтаж і монтажні іспити..

2.6.5 Випробування (пуск

2.6.6 Технічне обслуговування

2.7 Інструкція з установки ртутного термометра

2.8 Інструкція з зарядки повітреосушувача

2.10 Інструкція з заливання, долівці і порядку змішання трансформаторних олій

2.11 Ревізія трансформатора

2.11.1 Вимоги до умов проведення ревізії і її термінів

2.11.2 Обсяг і послідовність робіт

2.11.3 Заключні роботи

2.12 Інструкція з експлуатації реле тиску

2.13 Умови включення трансформаторів без сушіння. Сушіння силових трансформаторів

Розділ 3. Охорона праці

3.1 Задачі в області охорони праці

3.2 Коротка характеристика, описання проектованого об'єкту, вибір дільниці для розробки заходів з охорони праці

3.2.1 Техніка безпеки при монтажі обладнання машинної зали

3.2.2 Розрахунок заземлюючого пристрою машинної зали

3.2.3 Розрахунок освітлення машинної зали

3.3 Аналіз умов праці на підприємстві, виявлення небезпечних та шкідливих виробничих факторів на об'єкті проектування

3.4 Розробка організаційно-технічних заходів,підбір засобів захисту працюючих

3.4.1 Організаційні заходи

3.4.2 Технічні заходи

3.4.3 Засоби індивідуального захисту

3.5 Опис долікарняної допомоги при травмуванні працюючих

3.6 Аналіз пожежовибухонебезпечності об'єкта, виявлення пожежовибухонебезпечних факторів

3.7 Розробка протипожежних організаційних та технічних заходів, підбір засобів пожежогасіння

3.7.1 Організаційні заходи

3.7.2 Технічні заходи

3.7.3 Підбір засобів пожежогасіння

3.8 Висновки

Розділ 4. Економічна частина дипломного проекту

4.1 Визначення вартості 1 кВт•год електроенергії на підприємстві

4.2 Розрахунок питомих річних експлуатаційних витрат

4.3 Визначення вартості (ціни) 1кВт·г електроенергії, підведеної до струмоприймачів підприємства

Висновки

Література

РОЗДІЛ 1. ОСНОВНА ЧАСТИНА ПРОЕКТУ

1.1 Характеристика основних споживачів електроенергії заводу та джерела електроенергії

електроенергія струмопровідний небезпечний витрата

В дипломному проекті розробляється проект високовольтного електропостачання промислового підприємства “АМ”. Генеральний план заводу приведений на плакаті №1. в склад заводу входять 15 основних та допоміжних цехів. Робота основних виробничих цехів приймається в дві зміни.

Технологічний процес заводу забезпечує серійний випуск продукції і передбачає використання різноманітного високопродуктивного обладнання. Тому електроспоживачі основних цехів повинні бути віднесені до другої категорії по надійності електропостачання. Електроспоживачі допоміжних цехів відносяться до третьої категорії.

Живлення заводу передбачається здійснити від районної підстанції енергосистеми, розташованої на відстані 14,4 км від комбінату. На підстанції встановлені два силових трансформатори типу ТДН-10000/110 з номінальною потужністю 10 МВА кожний і номінальній напрузі 110/10 кВ. Потужність короткого замикання на шинах вищої напруги підстанції складає 900 МВА, опір системи приведений до вищої напруги дорівнює 0,4.

Основними споживачами електроенергії на території підприємства являються споживачі трифазного змінного електричного струму промислової частоти 50 Гц. Основна частина споживачів силового навантаження живиться напругою 0,4 кВ. Крім того на заводі є високовольтне навантаження - синхронні й асинхронні високовольтні електродвигуни, що живиться безпосередньо від шин нижчої напруги ГПП за радіальною схемою 10 кВ. Освітлювальні установки цехів і територія заводу живиться напругою 0,4 кВ.

Відомості електричних навантажень по цехам заводу приведені в таблиці 1.1. Там для кожного цеха вказані встановленні потужності низьковольтних та високовольтних електроприймачів Р_н, коефіцієнт потреб електроенергії к_с, коефіцієнт потужності Cos, площа цеха F, питомі витрати електроенергії на освітлення Р_уд.о, коефіцієнт потреб освітлення к_со.

1.2 Розрахунок електричних навантажень цехів заводу

Визначення електричних навантажень цехів є першим етапом проектування системи електропостачання підприємства. За значенням електричних навантажень вибирають електрообладнання системи, визначають втрати потужності і електроенергії. Правильний розрахунок навантаження дозволяє звести до мінімуму капітальні затрати на системи електропостачання та їх експлуатаційні затрати.

В залежності від наявності вихідних даних для розрахунку електричних навантажень можна використовувати різноманітні методи розрахунку, основними з них є:

метод коефіцієнту попиту;

метод питомих навантажень на 1 м площі промислового підприємства;

метод питомої витрати електроенергії на одиницю продукції, що виробляється;

метод коефіцієнту використання і коефіцієнту максимуму та ін.

У дипломному проекті для розрахунку навантажень застосований метод коефіцієнту попиту. Він відноситься до основних методів і використовується при проведенні укрупнених розрахунків, тому що він базується на даних в сумарної установленої потужності електроприймачів цеху.

Як вихідні дані задані найменування цехів підприємства та встановлена потужність електроприймачів цеха Р_н. Далі за довідниковими даними знаходимо коефіцієнти потужності соsц і коефіцієнти попиту К_с для кожної із груп елекроприймачів. В таблиці 1.1. наведені вихідні дані, необхідні для виконання розрахунку навантаження цехів заводу.

Таблиця 1.1 Вихідні дані навантажень цехів

№ цеха	Назва цеха	Рн, кВт	kс	cosц	tgц	Рр,кВт	Qp,квар	F, м2	Руд, Вт/м2	kсо	Рро, кВт	Рр+ Рро, кВт	Sp, кВА
Споживачі електроенергії 0,4 кВ
1.	Машинний зал	580	0,75	0,8	0,75	435	326,3	8500	15,6	0,95	126	561	649
2.	Подача шихти	260	0,65	0,6	1,33	169	225	1275	17	0,95	20,6	190	294,5
3.	Шихтове відділення	310	0,5	0,63	1,23	155	191	1965	17	0,95	31,7	187	267,3
4.	Возврат	400	0,6	0,75	0,88	240	211	1760	14,3	0,95	24	264	338
5.	Агломераційні машини	1130	0,75	0,8	0,75	848	636	2500	17	0,95	40,4	889	1093
6.	Дозировка	510	0,5	0,63	1,23	255	314	2250	15,6	0,95	33,4	288	426
7.	Випробувальна	50	0,45	0,75	0,88	23	20	225	14,3	0,95	3,1	26	33
8.	Управління фабрики	60	0,3	0,65	1,17	18	21	1500	17	0,95	24,2	42	47
9.	Лабораторія	80	0,4	0,7	1,02	32	33	1625	17	0,95	26,2	58	66,7
10.	Матеріальний склад	30	0,3	0,65	1,17	9	11	2250	17	0,95	36,3	45	46,3
11.	Столова	260	0,3	0,65	1,17	78	91,3	1575	17	0,95	25,5	104	138,4
12.	Насосна	210	0,4	0,74	0,9	84	76	450	15,6	0,95	6,7	91	119
13.	РМЦ	700	0,4	0,7	1,02	280	286	2275	14,3	0,95	31	311	423
14.	Гараж	50	0,4	0,74	0,9	20	18	1125	14,3	0,95	15,3	35	39,4
15.	Освітлення території							90400	0,22	1,0	20	20	20
Споживачі електроенергії 10 кВ
1.	Машинний зал	5900	0,8	0,8	0,75	4720	3540	-	-	-	-	-	5900

Розрахункова активна Р_р і реактивна Q_p навантаження силових електроприймачів 0,4 кВ кожного з цехів визначають за формулами:

Р_р0,4 = К_с • Р_н,кВт,

Q_р0,4 = Р_р0,4 ? tgц_,кВАр.

Розрахункове навантаження освітлення приймаємо чисто активним і визначаємо за відомою площею цехів F і питомої потужності освітлення Р_у.о з розрахунком коефіцієнту попиту освітлювальних навантажень К_со за відношенням:

Р_ро = К_со • Р_у.о • F • 10-³, кВт.

Розрахункова загальна потужність силових і освітлювальних елекроприймачів цеха визначається із співвідношення:

S_р0,4 = , кВА.

Розрахункові активна і реактивна навантаженні силових електроприймачів 10 кВ визначаються за формулами:

Р_р10 = К_с10 • Р_н10, кВт,

Q_р10 = Р_р10 ? tgц_,кВАр.

Розрахункова повна потужність електроприймачів 10 кВ:

S_р10 = , кВА.

Розглянемо порядок розрахунку навантаження на прикладі машинного цеха.

Розрахункове активне навантаження:

Р_р0,4 = Р_н • К_с = 580 • 0,75 = 435 кВт.

Розрахункове реактивне навантаження:

Q_р0,4 = Р_р0,4 ? tgц = 435 • 0,75 = 326,3 квар.

Розрахункова повна потужність силових и освітлювальних електроприймачів цеху:

S_р0,4 = = , кВА.

Згідно з описаною методикою розрахунок навантажень цехів заводу виконуємо на ЕОМ. Результати розрахунку наведені в таблиці 1.1.

1.3 Розрахунок картограми і центра навантаження підприємства

Для визначення місця розташування головної понижуючої підстанції (ГПП) і місця розташування цехових ТП будуємо картограму електричних навантажень. Картограма зображує розміщені на генеральному плані підприємства кола, центри яких збігаються з геометричними центрами цехів. Площі кругів картограми у вибраному масштабі дорівнюють повним навантаженням цехів. Радіуси кругів визначаємо із співвідношення:

r_i =

де m - вибраний масштаб за потужністю, кВА/мм².

Освітлювальне навантаження наносимо у вигляді сектора кола, що зображує навантаження 0,4 кВ. Кут сектора б визначаємо із співвідношення розрахункових навантажень приймачів 0,4 кВ і розрахункових навантажень освітлювальних електроприймачів:

б = 360 град.

Центр електричних навантажень заводу знаходимо за допомогою метода додавання паралельних навантажень, що ґрунтується на теорії проекції. Координати центру електричних навантажень заводу визначаємо за формулами:

Х₀ = ;

Y₀ = .

Де x_і і y_і - координати центра навантажень цехів.

За описаною методикою виконуємо розрахунок картограми і центра електричного навантаження підприємства. Розрахунок виконуємо на ЕОМ. Результати розрахунку наведені в таблиці 1.2. За даним розрахунку будуємо картограму навантаження, на листі 1 графічної частини проекту. За розрахунком координат центру заводу вибираємо місце розташування ГПП.

Таблиця 1.3 Розрахунок картограми навантаження

№ цеха	Назва цеха	Sp, кВА	Ppo, кВт	Х, м	Y, м	r, мм	а, град	Sp•X	Sp•Y
Споживачі електроенергії 0,4 кВ
1.	Машинний зал	649	126	140	140	64,5	7	916860	916860
2.	Подача шихти	294,5	20,6	190	255	19,4	25,2	55955	75097,5
3.	Шихтове відділення	267,3	31,7	220	110	13	43	58806	29403
4.	Возврат	338	24	220	185	14,7	26	74360	62530
5.	Агломераційні машини	1093	40,4	75	155	26,4	13,3	81975	169415
6.	Дозировка	426	33,4	132,5	225	16,5	28,2	56445	95850
7.	Випробувальна	33	3,1	58,5	205	4,6	34	1930,5	6765
8.	Управління фабрики	47	24,2	87,5	60	5,5	185,4	4112,5	2820
9.	Лабораторія	66,7	26,2	287,5	94	42,5	141,4	19176,25	6269,8
10.	Матеріальний склад	46,3	36,3	57,5	255	29,5	282,2	2662,3	11806,5
11.	Столова	138,4	25,5	226,5	30	9,4	66,3	31347,6	4152
12.	Насосна	119	6,7	295	160	8,7	20,3	351,05	19040
13.	РМЦ	423	31	287,5	235	16,4	26,4	121612,5	99405
14.	Гараж	39,4	15,3	170	32,5	5	140	6698	1280,5

1.4 Визначення повної розрахункової потужності комбінату

По приведеним у таблиці 1.1 результатам розрахунку навантажень цехів можна визначити сумарні розрахункові навантаження.

Для електроприймачів 0,4кВ заводу: активні сумарні розрахункові навантаження УР_р = 3111 кВт; реактивне сумарне навантаження УQ_р = 2460 квар; повне сумарне розрахункове навантаження УS_р=4001 кВА. Аналогічно для електроприймачів 10 кВ заводу: УР_р = 4720 кВт; УQ_р = 3540 квар; УS_р = 5900 кВА.

Для визначення розрахункової повної потужності підприємства необхідно додатково врахувати втрати потужності в трансформаторах цехових підстанцій (ТП) і трансформаторах головної підстанції,що понижає, а також компенсацію реактивної потужності.

Оскільки трансформатори цехових ТП ще не обрані, тож приблизно втрати потужності в них визначаються зі співвідношень:

активні - Д Р_т = 0,02 УS_р

реактивні - Д Q_т = 0,1 УS_р,

Тоді

ДР_т = 0,02 · 4001 = 80,02 кВт;

ДQт = 0,1 · 4001 = 400,1 квар.

Необхідна потужність компенсуючих пристроїв по заводі в цілому Q_ку визначається з вираження:

Q_ку =Р_сг · (tgц_{ест. г} - tgц_н),

де Р_сг - середньорічне активне навантаження підприємства;

tgц_{ест. г} - відповідає середньозваженому коефіцієнту потужності за рік соsц_{ест. г};

tgц_н - відповідає нормативному значенню коефіцієнта потужності соsц_н на високій стороні трансформаторів ГПП.

Приймається соsц_н = 0,95.

Розмір Р_сг визначається по формулі:

Р_сг = Р_р? · Т_ма / Т₀

де Р_р? - розрахункова активна потужність підприємства на шинах 10 кВ ГПП з урахуванням коефіцієнта різночасності максимумів силового навантаження К_рм = 0,95.

Розмір Р_р? визначається по формулі :

Р_р? = (?Р_р? + ?Р_р) · К_рм + ДР_т

Р_р? = (4720 + 3111) · 0,95 + 80,02 = 7519,5 кВт;

Т_ма - річне число часів використання максимуму активної потужності, прийняте по довідковим даним для машинобудівних заводів рівним 4355 час;

Т₀ - річне число часів роботи компенсуючих устроїв прийняте за довідниковими даними для підприємств із двозмінною роботою, рівним 5000 часів.

Тоді розмір Р_сг складе:

Р_сг = (7519,5 · 4355) / 5000 = 6549,5 кВт.

Розмір tgц_есть.г визначається як відношення річної витрати реактивної енергії Е_рг до річної витрати активної енергії Е_аг. Тоді:

tgц_есть.г = Е_рг / Е_аг = Q_р? · Т_мо / Р_р? · Т_ма,

де Q_р? - розрахункова реактивна потужність підприємства на шинах 10 кВ ГПП з урахуванням коефіцієнта рівногодинності максимумів силового навантаження К_рм = 0,95. Розмір Q_р? визначається по формулі:

Q_р? = (?Q_р + ?Q_р?) · К_рм + ДQ_т,

Q_р? = (2460 + 3540) · 0,95 + 400,1 = 6100 кВАр.

Т_мр - річне число часів використання максимуму реактивної потужності, прийняте за довідниковими даними для машинобудівних заводів рівним 5880 часів.

Тоді розмір tgц_есть.г складе:

tgц_есть.г = 6100 · 5880 / 7519,5 · 4355 = 1,095.

Розмір tgц_н, що відповідає нормативному значенню коефіцієнта потужності cosц_н = 0,95, дорівнює 0,33. Тоді потужність компенсуючих устроїв по підприємству в цілому буде дорівнювати:

Q_ку = 6549,5 · (1,095 - 0,33) = 5010,4 кВАр.

Нескомпенсована реактивна потужність на шинах 10 кВ ГПП дорівнює:

Q = Q_р? - Q_ку,

Q = 6100 - 5010,4 = 1089,6 кВАр.

Розрахункова повна потужність S_р? на шинах 10 кВ ГПП з урахуванням компенсації реактивної потужності складає:

S_р? =

S_р? = кВА

Оскільки трансформатори ГПП ще не обрані, то втрати потужності в них визначаються приблизно:

ДР_т?= 0,02 S_р? = 0,02 · 7598 = 152 кВт;

ДQ_т?= 0,1 S_р? = 0,1 · 7598 = 759,8 кВАр.

Розрахункова повна потужність підприємства з боку вищої напруги трансформаторів ГПП складає:

S_p =

S_p = = 7891,3 кВА.

1.5 Вибір схеми зовнішнього електропостачання комбінату

Схему ГПП вибирають з урахуванням установленої потужності споживачів електроенергії і категорії їхньої надійності. У загальному випадку вона містить у собі один або декілька понижуючих трансформаторів і РУ вищої і нижчої напруги.

ГПП підприємства є тупиковою підстанцією. Найбільше дешевими і простими є схеми ГПП з відокремлювачами і короткозамикачами. Проте їхнє застосування в даний час не рекомендується через скорочення випуску необхідного устаткування. Тому приймаємо схему з маломасляними вимикачами наприкінці ліній вищої напруги, що живлять ГПП.

Електропостачання підприємства здійснюється від підстанції енергосистеми. Основні споживачі електроенергії підприємства по ступеню безперебійності живлення відносять до споживачів другої категорії. Тому з метою резервування живлення ГПП повинно здійснюватися по двох радіальним лініям.

Розрахункова повна потужність підприємства на стороні 10 кВ з урахуванням компенсації реактивної потужності складає 7897,3 кВА.

Підключення цього навантаження порівну до шин 10 кВ існуючої підстанції приведе до значного збільшення коефіцієнта завантаження трансформаторів. У нормальному режимі роботи його величина складає:

Це означає, що в після аварійному режимі коефіцієнт завантаження в роботі трансформатора перевищує припустиме значення, яке дорівнює 1,4, і він не забезпечене електропостачання усіх електроприймачів.

Задача має 2 варіанти рішення: у першому варіанті існуючі трансформатори районної ПС замінюються на більш потужні (25000кВА). Коефіцієнт завантаження трансформаторів у нормальному режимі роботи в цьому випадку становить 0,66. на комбінаті споруджується розподільчий пункт (РП) 10 кВ, від якого будуть отримувати постачання цехові підстанції (ТП) 10/0,4 кВ та високовольтні електроприймачі. З ПС новий буде зв'язаний кабельними лініями.

У другому варіанті на підприємстві споруджується нова двох трансформаторна підстанція (ГПП) 110/10 кВ. Цехові ТП та високовольтні електроприймачі живляться від закритого розподільчого пристрою (ЗРП) 10 кВ нової підстанції.

Номінальна потужність трансформаторів нової підстанції обирається по середній потужності. Прийнятий метод у проекті визначення розрахункового навантаження по заводу в цілому не дає розмірів середньої потужності, тому, приймаючи коефіцієнт максимуму навантаження К_м на шинах ГПП рівним 1,1, отримуємо відповідно середню активну Р_см? і реактивну Q_см? навантаження:

Р_см? =

Р_см? = = 6836 кВт.

Q_см? =

Q_см? = = 5545,5 квар.

Повне середнє навантаження S_см? складе:

S_см? =

S_см? = = 8802,4 кВА.

Припускаючи, що навантаження між ними ділиться порівну, коефіцієнт завантаження трансформатора складає:

К_З = = = 0,44.

Отримане значення К_З менше 0,7. Це значить, що в післяаварийному режимі любий з трансформаторів, що залишилися в роботі, забезпечить цілком потужність підприємства.

Технічні можливості обох варіантів однакові: і в першому і в другому випадках забезпечуються оптимальні режими роботи устаткування і необхідної надійності електропостачання. Така взаємозамінність технічних рішень визначає різноманітний характер поставленої задачі. Для систем електропостачання промислових підприємств аналогічна ситуація зустрічається досить часто. Для її рішення необхідно крім технічних, враховувати й економічні характеристики варіантів.

Визначення економічних характеристик провадиться по кожному з намічених варіантів стосовно однаковому рівню цін. Розраховуються капітальні витрати К, річні експлуатаційні витрати С_е, річні розрахункові витрати З.

У двох варіантах необхідне однакове збільшення кількості ячейок (ЗРП) 10 кВ, тому при визначенні приведених витрат капітальні втрати на ці елементи не ураховуємо.

У першому варіанті виконується реконструкція існуючої підстанції 110/10 кВ: два трансформатори з номінальною потужністю 10 МВА замінюються на трансформатори з номінальною потужністю 25 МВА; прокладаються кабельні лінії 10 кВ від підстанції до РП заводу. Капітальні витрати на реконструкцію К_рек у даному випадку визначаються за формулою:

К_рек = К_нов + К_дем - К_возвр ,

де К_нов - вартість знов встановленого обладнання з урахуванням необхідних будівельних та монтажних робіт;

К_дем - вартість демонтажу обладнання;

К_возвр - рента вартість демонтуємого обладнання, яке не відпрацювало нормативний строк служби та пригідно для використання на інших об'єктах.

Вартість трансформаторів, які встановлюються замість демонтуємих на існуючих фундаментах, приймається рівною розрахунковій вартості нових трансформаторів за відрахуванням будівельних робіт. Повна вартість одного трансформатора потужністю 25 МВА дорівнює 64 тис. грн. Вартість будівельних робіт - 7,9 тис. грн.. тоді вартість двох трансформаторів:

64 • 2 - 7,9 • 2 = 112,2 тис. грн.

Заміна існуючого трансформатора на більш потужний збільшує постійну частину витрат на 15 % від постійної частини витрат після реконструкції. При заміні двох трансформаторів збільшення постійної частини витрат скласти:

112,2 • 2 • 15 / 100 = 33,66 тис. грн.

Електроенергія до РП 10 кВ заводу буде передаватися КЛ. Рекомендоване навантаження на один кабель 10 кВ складає (3:4) МВА. Тоді при гумованому навантаженні заводу 7891,3 кВА кількість кабелів n буде:

Приймаємо n = 2. В цьому випадку навантаження на один кабель складає:

кВА

Струм у кабелі дорівнює:

А

Обираємо кабель марки ААШв з перерізом жили 120 мм². Тривале допустиме струмове навантаження для кабелю цього перерізу при прокладанні в траншеї І_лдоп = 240 А. З урахуванням прокладання в траншеї декількох кабелів величина І_лдоп зменшиться:

І_лдоп ^? = 0,87 • І_лдоп ^? = 0,87 • 240 = 208,8 А.

З урахуванням допустимого навантаження кабелю на 30 % величина тривалого допустимого значення струму у кабелі буде дорівнювати 1,3 • І_лдоп ^? = 0,3 • 208,8 = 271,4 А.

Оскільки І_л < 1,3І_лдоп ^?, кабель перерізом 120 мм² проходить по нагріву робочим струмом, але не задовольняє перевірці по втратам напруги. Для цього вибираємо кількість паралельно прокладених кабелів - 4, перерізом 240 мм² (втрата напруги на ділянці довжиною 14,4 км складає 4 %).

Вартість одного км кабелю ААШв напругою 10 кВ і перерізом (3 • 240 мм²) складає 4,8 тис. грн. Тоді сумарна вартість 4 кабельних ліній довжиною 14,4 км буде дорівнювати:

4,8 • 14,4 • 4 = 276,5 тис. грн.

Вартість 1 км будівельних робіт по прокладці 4 кабелів у траншеї в грунт ІІІ категорії з врахуванням переходів дорівнює 3,14 тис. грн. Тоді прокладання 14,4 км кабелю буде коштувати:

3,14 • 14,4 • = 45,22 тис. грн.

Для підвищення надійності КЛ приєднання кожного кабелю до РП 10 кВ підстанції та до РП 10 кВ заводу здійснюється за допомогою комплектних ячейок з масляними вимикачами. Вартість ячейки КРУ2 - 10 з вимикачем ВМПЕ - 10 - 630 А дорівнює 1,87 тис. грн. Тоді сумарна вартість 8 ячейок складає:

1,87 • 8 = 14,96 тис. грн.

Сумарні капітальні витрати на побудову КЛ дорівнює:

К_л = 277 + 45,22 +14,96 = 336,7 тис. грн.

Тоді величина К_нов:

К_нов = 112,2 + 33,66 + 336,7 = 482,56 тис. грн.

Вартість демонтажу одного трансформатора потужністю до 80 МВА дорівнює 0,6 тис. грн. Для двох трансформаторів величина К_дем скласть:

К_дем = 0,6 • 2 = 1,2 тис. грн.

Зворотна вартість ураховує, що демонтуєме обладнання не відпрацювало нормативний строк служби і до його закінчення буде експлуатуватися на другому об'єкті. Величина К_возвр визначається за формулою:

,

де - К₀ - вартість двох трансформаторів - 87,2 тис. грн.;

а_р - норма амортизаційних відрахувань на реновацію - 3,5%;

t - тривалість експлуатації обладнання до його демонтажу - 10 років.

тис. грн.

Вартість реконструкції:

К_рек = 482,56 + 1,2 - 56,68 = 427,08 тис. грн.

Щорічні витрати підприємства С_е включають до себе всі витрати, необхідні для нормальної експлуатації обладнання з урахуванням втрат електроенергії в цьому обладнанні. Величина витрат підприємства визначається за формулою:

С_е = С_а + С₀ + С_пот;

де С_а - амортизаційні відрахування, які дорівнюють а_р • К_рек;

В нашому випадку середній норматив а_р складає 3,5%.

тис. грн.

С₀ - витрати на всі види ремонтних робіт та обслуговування обладнання, дорівнюють а₀ • К_рек.

В нашому випадку середній норматив на всі види ремонтів та обслуговування складає 5,9%. Тоді:

тис. грн.

С_пот - витрати на відшкодування втрат електроенергії в двох трансформаторах потужністю 25 МВА та КЛ 10 кВ.

Технічні дані трансформатора номінальною потужністю 25 МВА наступні:

струм ХХ: І_хх,% = 0,8%;

напруга КЗ: U_кз,% = 10,5%;

втрати потужності ХХ при номінальній напрузі: ?Р_хх = 36 кВт;

втрати потужності КЗ при номінальному навантаженні: ?Р_кз = 120 кВт.

Приведені втрати потужності в трансформаторі ?Р_Т визначається за формулою:

?Р_Т = ?Р^?_хх + К²_з • ?Р^?_кз ,

де ?Р^?_хх - приведені втрати активної потужності при ХХ;

?Р^?_кз - приведені втрати потужності при КЗ;

К_з - коефіцієнт завантаження трансформатора - 0,66;

К_пп - коефіцієнт підвищення збитків - 0,08 кВт/квар при живленні споживачів через три ступеня трансформації.

Величина ?Р^?_хх визначається за формулою:

?Р^?_хх = ?Р_хх + К_пп • ?Q_хх,

де - реактивні втрати ХХ.

Тоді:

?Р^?_хх = 36 + 0,08 • 25000 • 0,8 / 100 = 52 кВт.

Величина ?Р^?_кз визначається за формулою:

?Р^?_кз = ?Р_кз + К_пп • ?Q_кз,

де - реактивні втрати КЗ.

Тоді:

?Р^?_кз = 120 + 0,08 • 25000 • 10,5 / 100 = 330 кВт.

Величина ?Р_т для двох трансформаторів складає:

?Р_т = 2 • (52 + 0,66² • 330) = 391,5 кВт.

Втрати потужності на 1 км кабелю 10 кВ перерізом 240 мм² складають 58 кВт. При сумарній довжині КЛ 14,4 км вони будуть дорівнювати 58 • (14,4 • 4) = 3340,8 кВт.

При вартості 1 кВт електроенергії С₀ = 0,45 грн та річному числі роботи підприємства Т = 5000 годин величина С_пот буде дорівнювати:

С_пот = (391,5 + 3340,8) • 5000 • 0,45 = 8397,68 тис. грн.

С_е = 14,95 + 25,2 + 8397,68 = 8437,83 тис. грн..

Приведені витрати по І варіанту З1 дорівнюють:

З1 = 0,12 • 427,08 + 8437,83 = 8489,1 тис. грн./рік.

У ІІ варіанті капітальні вкладення складаються з витрат на дві повітряні лінії К_л напругою 110 кВ та довжиною 14,4 км і типову ПС по 2-й схемі з трансформаторами 110/10 кВ номінальної потужності 10 МВА.

Лінії постачання виконуються дротом марки АС. Визначення перерізу дроту є багатоваріантною задачею. Тому спочатку визначають мінімальний допустимий переріз по технічним умовам S_нт, а потім економічно вигідний переріз S_ец.

Визначення величини S_т починають з перевірки по допустимому нагріву розрахунковим струмом І_р. У нормальному режимі роботи, коли одна лінія пропускає половину потужності, величина І_р складає:

А

У після аварійному режимі по лінії тече максимальний робочий струм І_{макс роб}, величина якого в два рази більша і дорівнює 41,42 А.

За умови коронування дротів при напрузі 110 кВ мінімально допустимий переріз дорівнює 70 мм².

Перевіримо провід прийнятого перерізу за умовами допустимого нагріву. Для проводу перерізом 70 мм² величина І_доп = 265 А. Тривало допустимий струм в після аварійному режимі дорівнює: 1,3І_доп = 344,5 А. Так як І_доп > І_р та 1,3І_доп > І_{р макс},провід перерізом 70 мм² проходить за нагрівом розрахунковими струмами нормального та після аварійного режимів.

Перевіряємо провід даного перерізу по допустимому збитку напруги. Допустима довжина лінії,при якій збиток напруги при фактичному завантаженні не перевищує 5 % складає L_доп = 25,8 км і перевищує відстань від заводу до енергосистеми. Значить, провід перерізом 70 мм² проходить за умовами допустимого збитку напруги в нормальному та після аварійному режимах роботи.

Економічно доцільний переріз при економічній щільності струму 1,1 А/мм², дорівнює S_ец = 19 мм². Найближчий стандартний переріз 70 мм².

За результатами проведених розрахунків для ліній, постачаючи ГПП, приймаємо провід марки АС перерізом 70 мм², так як він задовольняє технічним та економічним умовам.

Вартість споруди 1 км лінії такого перерізу на сталевих опорах з одночасною підвіскою 2-х ланцюгів дорівнює 16,05 тис. грн. Тоді капітальні витрати на спорудження лінії довжиною 14,4 км складає:

К_л = 14,4 • 16,05 = 231,12 тис. грн.

Капітальні витрати на типову ПС ГПП - 110 - IV - 2 • 10000 А2Б21 враховуючи вартість обладнання, монтажних та будівельних робіт, заробітну плату складають 209,31 тис. грн.

Таким чином, капітальні витрати К на спорудження системи високовольтного електропостачання по ІІ варіанту дорівнюють:

К = К_л + К_тп = 231,12 + 209,31 = 440,43 тис. грн.

Щорічні витрати підприємства, як і в І варіанті, складаються з вартості збитків електроенергії С_пот у трансформаторах ГПП і постачаючи лініях, вартості амортизаційних відрахувань С_а на типову ГПП і постачаючи лінії та витрати на всі види ремонтних робіт.

Приведені втрати потужності у трансформаторах ГПП ?Р_т визначаються як і в попередньому випадку.

Приведені втрати потужності ХХ ?Р^?_хх для трансформатора потужністю 10 МВА, номінальною напругою 110 кВ, який має РПН, втрати ХХ ?Р_хх = 8 кВт, струм ХХ І_хх = 0,9 % при К_пн = 0,06 кВт/квар, складають 13,4 кВт.

Приведені втрати потужності КЗ ?Р_кз^? для цього ж трансформатора, маючого втрати КЗ ?Р_кз = 68 кВт та напругу КЗ U_кз = 10,5 % складають 131 кВТ.

Тоді величина ?Р_т дорівнює:

?Р_т = 2 • (13,4 + 0,44² • 131) = 77,52 кВт.

Приведені втрати потужності на 1 км одного ланцюга 2-х ланцюгової лінії АС - 70 дорівнює 125 кВт. Тоді сумарні втрати потужності у 2-х ланцюговій лінії напругою 110 кВ та довжиною 14,4 км будуть дорівнювати:

125 • 14,4 • 2 = 3600 кВт.

Тоді величина С_пот дорівнює:

С_пот = (77,52 + 3600) • 5000 • 0,45 = 8274,4 тис. грн.

Вартість амортизаційних відрахувань С_а при коефіцієнті щорічних відрахувань а _р = 6,3 % дорівнює:

С_а = (К_тп + К_л) • а _р = 440,43 • 0,063 = 27,75 тис. грн.

Витрати на всі види ремонтних робіт при коефіцієнті щорічних підрахунків а ₀ = 5,9 % дорівнює:

С ₀ = (К_тп + К_л) • а ₀ = 440,43 • 0,059 = 26 тис. грн.

Приведені витрати по ІІ варіанту З2 дорівнюють:

З2 = 0,12 • 440,43 + 8328,15 = 8381 тис. грн./рік.

Отримані результати показують, що приведені витрати по ІІ варіанту дещо менші ніж по І варіанту, тому він приймається до подальшого розглядання.

1.6 Вибір кількості, потужності та місця розташування цехових трансформаторів

Правильний розподіл числа і потужності цехових трансформаторів є техніко економічною задачею, тому що зменшення числа трансформаторів і збільшення їх одиничної номінальної потужності зменшує число осередків розподільних пристроїв, сумарну довжину ліній і втрати електроенергії в мережі напругою 10 кв ,але при цьому зростає вартість мережі напругою 0.4 кв і втрати в них.

Збільшення числа трансформаторів, навпаки, знижує витрати на цехові мережі, але збільшує число осередків розподільних пристроїв і витрати в мережі 10 кв. При деякій кількості трансформаторів з номінальною потужністю S_Н.Т можна домогтися мінімальних приведених витрат. Такий варіант і буде оптимальним.

У кожному цеху підприємства є электроприймачі другої категорії і навантаження цеху можна вважати зосередженої. У цьому випадку для забезпечення необхідної надійності постачання рекомендуються всі трансформаторні підстанції виконувати з двома трансформаторами.

Попередній вибір потужності трансформаторів S_Н.Т виконується по середньому навантаженню за максимально завантажену зміну S_СМ. Величина S_СМ визначається по формулі:

кВА,

де Р_Р,Q_Р - сумарне активне і реактивне навантаження для кожного цеху, приведені в таблиці 1.2.

К_М - коефіцієнт сполучення максимумів навантаження на шинах нижчої напруги цехової трансформаторної підстанції, прийнятий рівним - 1,15.

К_З - коефіцієнт завантаження трансформатора.

Рекомендується при перевазі навантажень другої категорії і наявності складського резерву трансформаторів приймати:

К_З =0.65-0.7

Тоді номінальна розрахункова потужність трансформатора дорівнює:

кВА,

де N - кількість трансформаторів рівне 2.

По величині S_{НТ.РАСЧ} вибираємо найближчу велику номінальну потужність, при якій коефіцієнти завантаження не перевишують припустимих значень.

Результати розрахунків приведені в таблиці 1.4.

Таблиця 1.4 Попередній вибір номінальної потужності трансформаторів 10/0,4 кВ.

N цеха	Рр, кВт	Qp, квар	Кm	Рср.м,кВт	Qср.м,квар	Sср.м	Sнт.р,кВА	Sнт,кВА
1	561	326,3	1,1	424,2	283,74	510,5	364,6	400
2	190	225	1,1	426,1	195,7	468,9	335	400
3	187	191	1,1	162,6	166,1	232,5	166,1	250
4	264	211	1,1	229,6	183,5	293,9	210	250
5	889	636	1,1	773	553	950,4	679	1000
6	288	14	1,1	250,4	273	370,4	264,6	400
7	26	20	1,1	22,6	17,4	28,5	20,4	100
8	42	21	1,1	36,5	18,3	40,8	29,1	100
9	58	33	1,1	50,4	28,7	58	41,4	100
10	45	11	1,1	39,1	9,6	40,3	28,8	100
11	104	91,3	1,1	90,4	79,4	120,3	86	100
12	91	76	1,1	79,1	66,1	103,1	73,6	100
13	311	286	1,1	270,4	248,7	367,4	262,4	400
14	35	18	1,1	30,4	15,7	34,2	24,4	100

Аналіз отриманих результатів показує, що потрібно використовувати, чотири типорозмірів трансформаторів з восьми, котві рекомендуются ДСТ. Це є неприпустимим, тому що обумовлює необхідність великого складського резерву трансформаторів, що у свою чергу істотно підвищує капітальні витрати на систему електропостачання.

Для зменшення числа типорозмірів трансформаторів рекомендується скористатися принципом розбільшення трансформаторних підстанцій, а також підключенням навантаження декількох цехів до однієї трансформаторної підстанції.

Перелік ТП - 10/0.4 кв підприємства з указівкою потужності трансформатора і місця розташування на генеральному плані приведені в таблиці 1.5.

Таблиця 1.5 Розташування ТП - 10/0,4 кВ на плані заводу

№ п/п	N цехов в группе	Sн.т,кВА	Kз	dPх.х,кВт	dPк.з,кВт	Iх.х,%	Uк.з,%
1	1	2400	0,68	1,45	5,5	2,1	4,5
2	2	2400	0,91	1,45	5,5	2,1	4,5
3	3,11,14,8	2400	0,764	1,45	5,5	2,1	4,5
4	4,12,9	2400	0,79	1,45	5,5	2,1	4,5
5	5	21000	0,84	3,3	11,6	3,0	5,5
6	6,7,10	2400	0,66	1,45	5,5	2,1	4,5
7	13	2400	0,82	1,45	5,5	2,1	4,5

1.7 Вибір схеми розподільчої мережі 10 кВ заводу та розрахунок її параметрів

Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконується кабельними лініями по магістральній, радіальній чи змішаній схемі. Вибір схеми визначається категорією надійності споживачів електроенергії, їх територіальним розположенням, особливостями режимів роботи.

У практиці проектування звичайно приймають змішані схеми. У цьому випадку сполучення магістральної і радіальної схем дозволяє створити систему з найкращими техніко-економічними показниками.

Розподіл електроенергії по цеховим ТП і високовольтним электроприймачам здійснюється трехжильними кабелями з алюмінієвими жилами в паперовій ізоляції типу ААШв. Усі кабелі прокладаються у траншеях.

Для визначення перерізів ліній необхідно знайти розрахункове навантаження на кожну лінію S_л. Для ліній з'єднуючих високовольтні электроприймачі з РП 10 кв ГПП, воно дорівнює розрахунковому навантаженню электроприймача. Для ліній, що живлять цехові ТП, розрахункове навантаження визначається по величині розрахункових навантажень на шинах 0,4 кВ цехових ТП з урахуванням втрат потужностей у трансформаторах.

Втрати активної потужності ?Рт у понижуючих трансформаторах 10/0,4 кВ знаходяться по формулі:

?Р_Т = ?Р_ХХ + ?Р_КЗ • К_З², кВт

де ?Р_ХХ - втрати холостого ходу які для прийнятих трансформаторів потужністю 400 і 1000 кВА складають відповідно 1,45 кВт та 3,3кВт.

?Р_КЗ -втрати короткого замикання які для цих же трансформаторів відповідно рівні 5,5 кВт та 11,6 кВт.

К_З - коефіцієнт завантаження.

Втрати реактивної потужності ?Qт у трансформаторах знаходяться по формулі:

квар

де S_НТ - номінальна потужність трансформаторів, рівна 400 кВА і 1000 кВА.

I_ХХ - струм холостого ходу, що для цих же трансформаторів відповідно дорівнює 2,1% та 3,0%.

U_КЗ - напруга короткого замикання яка відповідно дорівнює 4.5% та 5,5%. Розрахунковий струм у кабелі при нормальному режимі роботи I_ЛР визначається:

Для кабелів, що живлять цехові ТП, у після аварійному режимі величина максимального робочого струму I_Р.MAX буде в два рази більше.

Розрахунок навантажень розподільної мережі 10 кв приведений у таблиці 1.6.

Таблиця 1.6 Розрахунок навантажень кабельних ліній

№ лінії	Призначення	Розр.пот.на1кабель	Sнт, кВА	dPт, кВт	dQт, квар	Розр.повна пот.на1кабель	Iлр,А
		Рр, кВт	Qp, квар				Рл,кВт	Qл,квар	Sл,кВА
1	ТП5 - ТП1	444,5	318	1000	4,64	36,4	449,14	354,4	572	33
2	ТП1 - ГПП	725	481,2	400	2,6	12,12	727,6	493,3	879	50,7
3	ТП3 - ГПП	184,5	160,7	400	2,3	11,03	186,8	171,7	253,7	14,7
4	ТП6 - ТП2	179,5	172,5	400	2,3	11,2	181,8	183,7	258,5	14,9
5	ТП2 - ГПП	274,5	285	400	2,4	11,6	276,9	296,6	405,8	23,4
6	ТП7 - ТП4	155,5	143	400	2,1	10,4	157,6	153,4	220	12,7
7	ТП4 - ГПП	342	303	400	2,4	11,43	344,4	314,4	466,3	26,9
8	Цех1 - ГПП	4720	3540	400	-	-	-	-	5900	340,6

Визначення перерізів кабельної лінії виконується так само, як і переріз повітряних ліній. Визначаємо економічно ефективний переріз Fэк, приймаючи для кабелю з алюмінієвими жилами економічну щільність струму Iэк = 1,4 А/мм²

, мм²

Визначаємо по довідковим даним найближче стандартне значення Fст і перевіряємо його по нагріву. Для кабелю ААШв із перерізом жили Fст визначаємо припустиме значення струму Ідоп. При прокладці кабелів по території підприємства в траншеї одночасно розташовуються кілька кабелів. Тому через нагрівання поруч лежачими кабелями величина Ідоп повинна бути зменшена до значення І'доп = 0,8 • Ідоп. З урахуванням припустимого перевантаження кабелю на 30% величина довгостроково припустимого струму в кабелі в після аварійному режимі буде дорівнює 1,3•І'доп. Кабель обраного перерізу проходить за умовами нагрівання якщо І_{р макс} < 1,3•І'доп.

Розрахунок перерізів кабельних ліній приведені у таблиці 1.7.

Таблиця 1.7 Розрахунок перерізів кабельних ліній 10 кВ

№ п/п	Iраб, А	Iр мах, А	Fэк, мм2	F, мм2	Iдоп., А	Iдоп.н.р, А	Iдоп.п.а, А
1	33	66	47,1	35	115	92	119,6
2	50,7	101,4	72,4	50	140	112	145,6
3	14,7	29,4	21	16	75	60	78
4	14,9	29,8	21,3	16	75	60	78
5	23,4	46,8	33,4	16	75	60	78
6	12,7	25,4	18,1	16	75	60	78
7	26,9	53,8	38,4	25	90	72	93,6
8	340,6	340,6	243,3	240	355	284	369,2

1.8 Розрахунок струмів короткого замикання

Короткі замикання виникають в елементах електроустаткування внаслідок ушкодження ізоляції чи неправильних дій обслуговуючого персоналу і є основною причиною порушення нормального режиму роботи системи. Струми короткого замикання можуть приводити до виходу з ладу електроустаткування, тому для зниження втрат а також для швидкого відновлення нормального режиму роботи системи електропостачання необхідно правильно визначити струми короткого замикання та по ним вибирати електроустаткування, захисну апаратуру і засоби обмеження струмів короткого замикання.

Розрахунковим видом короткого замикання для вибору і перевірки параметрів електроустаткування вважають трифазне коротке замикання. Для визначення струмів короткого замикання складають розрахункову схему системи електропостачання і на її основі - схему заміщення. Розрахункова схема являє собою спрощену однолінійну схему, на якій вказують всі елементи системи та їхні параметри, що впливають на струм короткого замикання. Схема заміщення відповідає розрахунковій схемі. У ній усі магнітні зв'язки замінені електричними і всіма елементами системи представлені опорами.

Місце розташування точок КЗ при перевірці електроустаткування на електродинамічну і термічну стійкість вибирається таким чином, щоб устаткування, що перевіряється, знаходилося в найбільш несприятливих умовах.

Для прийнятої схеми високовольтного електропостачання підприємства найбільш несприятливі умови виникають у тому випадку, коли в результаті аварії виходить з ладу один силовий трансформатор ГПП. Трансформатор, що залишився в роботі, для зменшення втрат у лініях живиться двома повітряними лініями. Потрібно визначити струм трифазного короткого замикання для початкового моменту величини І_ПО, ударний струм уд, струм короткого замикання для фіксованого моменту часу Int на шинах 110 кв ГПП (точка КЗ1) і на секції шин 10 кв (точка КЗ2) і перевірити термічну й електродинамічну стійкість вимикачів, ошиновки і високовольтних електричних апаратів.

Усі названі вище елементи і з'єднуючі їх провідники утворюють розрахункову схему. Визначимо її параметри.

Джерелом живлення для заводу є енергосистема віддалена від фабрики на опір ₁. Якщо дані в точці короткого замикання системи І_К відсутні, то можна робити розрахунки по граничному струмі відключення вимикачів І_ПК, установлених на районній підстанції й забезпечуючих зв'язок з енергосистемою. Струм відключення прирівнюються до струму короткого замикання і звідси визначається опір с. Для повітряних вимикачів типу ВВБ--110 струм відключення дорівнює 25 кА. Тоді І_К = І_ПК = 25 кА.

Повітряні лінії ВЛ1 та ВЛ2 мають довжину 14,4 км і виконані дротом марки АС перерізом 70 мм². Питомий індуктивний опір дроту х_ПИТ = 0,4 ом/км, а питомий активний опір r_ПИТ = 0,46 Ом/км.

Силовий трансформатор номінальною потужністю S_НОМ = 10 МВА з регулюванням напруги під навантаженням має втрати короткого замикання (Р_К = 68 кВт і напругу короткого замикання U_К = 10,5%.

До кожної системи шин 10кв підключені кабельними лініями по два високовольтних синхронних двигуна. При виникненні короткого замикання двигуни будуть підживлювати точку короткого замикання як додаткові джерела, що генерують. Тому необхідно включити їх у розрахункову схему.

Синхронні двигуни мають наступні параметри: надперехідний індуктивний опір X”d=0.2, надперехідна ЕРС Е_е = Е_*^?? та еквівалентний опір Х^??_dСД = 1.1.

Довжина кабельних ліній, за допомогою яких двигуни підключені до шин РУ 10 кв, незначна. Тому активні опори кабелів у розрахунковій схемі не враховані.

Розрахункова схема мережі з указівкою параметрів елементів і точок короткого замикання приведена на малюнку 1.

Мал.1

Позначивши елементи розрахункової схеми номерами, знаходимо їх опір у відносних одиницях.

Приймаємо за базисні величини S_б = 900 МВА, середню напругу енергосистеми U_б1 = 115 кВ, середня напругу РУ 10 кВ,U_б2 = 10,5 кВ і, як похідні величини, базисні струми: І_б1 = S_б/U_б1 = 4,5 кА, І_б2 = S_б/U_б2 = 49,5 кА. Обчислення індуктивного опору X1 по по заданому струму короткого замикання І_К виконується по формулі:

Повітряна лінія. Індуктивний опір лінії Х₂ визначається по формулі:

,

Ом

Силовий трансформатор. Індуктивний опір трансформатора Х₃ визначається за формулою:

,

Ом

Синхронний двигун. Індуктивний опір X₄ визначається по формулі:

,

Ом

Схема заміщення мережі з вказівкою індуктивних опорів елементів приведена на малюнку 2.

Зі схеми заміщення випливає, що коротке замикання додатково підживлюється високовольтними синхронними двигунами. Підживлення синхронних двигунів враховують як в ударному так і в струмі короткого замикання.

Коротке замикання в точці К1.

Сумарний опір від системи до точки К1 X₃ дорівнює.

Х_З = Х₁ + Х₂,

Х_З = 0,4 + 0,39 = 0,79

Тоді величина І_ПОК1 складе:

,

кА

Мал.2

Коротке замикання в точці К2. Енергосистема та еквівалентний синхронний двигун не зв'язані електричними ланцюгами, тобто вони не живлять точку К2 через спільний опір. Тому струм І_п0 у точці К2 будемо визначати як суму струму для початкового моменту часу від системи І_пос та струму від синхронних двигунів І_поСД. Сумарний опір від системи до точки К2 X_С дорівнює:

X_С = Х₁ + Х₂ + Х_3,

X_С = 0,4 + 0,39 + 9,45 = 10,24 Ом

Тоді величина І_ПОС складе:

,

кА

Сумарний опір від еквівалентного синхронного двигуна до точки К2 X_СД = X₄ = 90. Тоді величина І_ПОСД складе:

,

А

Величина І_ПОК2 для точки К2 дорівнює:

І_ПОК2 = І_ПОС + І_ПОСД, І_ПОК2 = 4,83 + 0,605 = 5,435 кА

Для перевірки електроустаткування за умовами електродинамічної стійкості визначимо найбільше можливе миттєве значення струму короткого замикання, що називається ударним струмом, (і_уд) і визначається по формулі:

,

де: К_уд - ударний коефіцієнт, що залежить від постійної часу.

Та - аперіодична складова струму короткого замикання. Та = Х_К / (314 • R_K)

Х_к, R_K - відповідно індуктивний і активний опір ланцюга короткого замикання.

Коротке замикання в точці К1. Враховує енергосистему тільки індуктивним опором, знайдемо сумарний активний опір від енергосистеми до точки К1.

Активний опір повітряної лінії визначається за формулою:

,

Сумарний активний опір від енергосистеми до точки К1 дорівнює;

Ом

Постійна часу аперіодичної складової струму короткого замикання дорівнює;

, с

Ударний коефіцієнт знаходимо в залежності від Т_ас; К_уд = 1,17.

Ударний струм енергосистеми:

,

А

Коротке замикання в точці К2.

По співвідношенню у точці К2 всі генеруючи гілки на малюнку 2.2 є незалежними. Тому ударний струм у точці К2 визначається як сума ударних струмів цих гілок.

Співвідношення індуктивного опору до активного для трансформатора потужністю 10 МВА Х₃ / R₃ = 15. Тоді активний опір трансформатора дорівнює;

Ом

Сумарний активний опір від енергосистеми до точки К2 дорівнює:

r_C = r₂ + r₃,

r_C = 0,45 + 0,5 = 0,95 Ом

Постійна часу аперіодичної складової струму короткого замикання дорівнює;

с

Ударний коефіцієнт при Та = 0,034 секунди дорівнює К_уд = 1,8.

Ударний струм від енергосистеми:

,

А

Струм І_ПОСД для точки К2 дорівнює 605 А.

Тоді ударний струм від синхронного двигуна шин при К_уд = 1,82 дорівнює:

А

Сумарний ударний струм у точці К2 дорівнює:

,

А

Для перевірки вимикачів по струму відключення необхідно знати струми короткого замикання Int для моменту часу t>0. Це дозволяє врахувати зменшення до моменту відключення аперіодичної складової струму короткого замикання.

Час відключення t_к визначається як сума власного часу відключення вимикача і умовного часу спрацьовування релейного захисту t_з = 0,01 сек. час відключення вимикачів ВМТ-110Б дорівнює t_В = 0,08сек. Тоді t_К = 0,01+0,08 = 0,09 сек.

Коротке замикання в точці К1.Аналіз результатів розрахунку струмів короткого замикання для точки К1 показує, що вплив синхронних двигунів на величини І_по й і_уд незначно Тому для точки К1 можна застосовувати: І_ПО = I_Пt = І_П

Коротке замикання вточці К2.Для точки К2 необхідно враховувати підживлення еквівалентними синхронними двигунами.

Для двигуна типу СНД по кривих для моменту часу t_К = 0,09 сек. знаходимо співвідношення І_ПОСД / І_ПtСД = 0,68.

Струм еквівалентного синхронного двигуна в точці К2 буде дорівнювати:

,

А

За законом Джоуля - Ленця, кількість теплоти, яке виділяється електричним струмом у провіднику, пропорційно квадрату сили струму I², опору провідника r і часу протікання струму t. Струм короткого замикання в багато разів перевищує максимальний робітник струм. Тому не дивлячись на порівняно невелику тривалість процесу t = 0,09 сек. при короткому замиканні можливе значне нагрівання провідника.

Термічна дія струму короткого замикання визначається значенням імпульсу квадратичного струму В_К від протікання струму короткого замикання І_К за час t_К з моменту виникнення короткого замикання до його відключення.

У загальному вигляді вираз для визначення імпульсу квадратичного струму має вид:

де: ?t - зростання часу.

При визначенні величини В_К прийнято рахувати, що він складається з двох складових, чи з двох імпульсів - від періодичного струму В_КП і аперіодичного струму В_КА:

В_К = В_КП + В_КА.

Коротке замикання в точці К1 живиться тільки від енергосистеми. Імпульс квадратичного струму В_КП у даному випадку обчислюється по наступному вираженню:

,

де: t_ОТК - максимальний час відключення, що складається з часу відключення вимикача t = 0,08 сек. і максимального часу дії захисту t_З = 1,3 сек.

Тоді: t_ОТК = 0,08 + 1,3 = 1,38 с

Величина В_КП дорівнює:

В_КП = 5,7² • 1,38 = 44,84 кА2•с.

Імпульс В_КА обчислюється по формулі:

,

де: Т_ас - постійна часу згасання аперіодичної складової струму КЗ енергосистеми.

Величина В_ка дорівнює:

Тепловий імпульс для точки К1 дорівнює:

Коротке замикання в точці К2.

При короткому замиканні в точці К2 її живлять енергосистема і всі електричні двигуни. Для такого випадку при визначенні величини В_к всі двигуни заміняються еквівалентним джерелом Е_ЕКВ^*. Величина Е_ЕКВ^* визначається за формулою: