Размещено на http://www.allbest.ru/

Омский государственный технический университет

Кафедра общей электротехники

Пояснительная записка к дипломному проекту

Электроснабжение завода горношахтного оборудования

1. Тема проекта: Электроснабжение завода горношахтного оборудования.

2. Срок сдачи студентом законченного проекта: 2 июня 2000 года.

3. Исходные данные к проекту:

3.1. Sс =1000 МВА; Xс = 0,7; L = 13 км.

3.2. Перечень электроприёмников завода и их номинальная мощность приведены в таблице 1.

3.3. План завода приведён на рисунке 1.

4. Содержание расчётно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов):

4.1. Технологический процесс;

4.2. Определение электрических нагрузок;

4.3. Выбор силового оборудования;

4.4. Выбор схемы электроснабжения предприятия;

4.5. Выбор числа и мощности цеховых ТП;

4.6. Выбор КЛЭП;

4.7. Расчёт токов короткого замыкания;

4.8. Выбор аппаратов и токоведущих устройств;

4.9. Релейная защита;

4.11. Охрана труда.

5. Перечень графического материала (с указанием обязательных чертежей):

5.1. Схема электроснабжения завода - 2 листа;

5.2. Генеральный план и картограмма нагрузок - 1 листа;

5.3. Технологическая схема - 1 листа;

5.4. Релейная защита трансформатора ГПП - 1 листа;

5.5. Схема электрических соединений ТЭЦ - 1 листа.

6. Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проекта):

Насейкин А. И. - охрана труда.

7. Дата выдачи задания: 10 марта 2000 года.

Задание консультанта:

Техника безопасности в литейном производстве. Организационно-технические мероприятия обеспечивающие безопасность работ с коммутационной аппаратурой. ________________А. И. Насейкин

Аннотация

В проекте требуется разработать схему электроснабжения завода горношахтного оборудования.

Разрабатываемая схема должна быть экономичной, надёжной, безопасной в эксплуатации, учитывающей особенности машиностроительного предприятия и географического района, в котором оно находится.

Применяемые в электроустановках электрооборудование и материалы соответствуют требованиям ГОСТ или технических условий, утверждённых в установленном порядке. Конструкция, исполнение, способ установки и класс изоляции применяемых машин аппаратов, приборов и прочего электрооборудования, а также кабелей и проводов должны соответствовать параметрам сети или электроустановки, условиям окружающей среды и требованиям соответствующих глав ПУЭ.

Введение

Промышленные предприятия являются основными потребителями электрической энергии. Современные промышленные предприятия, помимо различия технологического порядка, отличаются друг от друга также размером занимаемой территории и величинами установленной электрической мощности. Различны и схемы электроснабжения промышленных предприятий.

Развитие научно-технического прогресса требует совершенствования промышленной электротехники: создание экономичных надёжных схем электроснабжения промышленных предприятий, освещения, автоматизированных систем управления электроприводами и техническими процессами, внедрения микропроцессорной техники, новых комплектных преобразовательных устройств.

Главной задачей проектирования является наиболее рациональное построение системы электроснабжения и выполнение всех её основных принципов проектирования на должном техническом уровне принимаемых решений.

Так же должна предусматриваться гибкость системы, обеспечивающая возможность расширения при развитии предприятия баз существенного усложнения и удорожания первоначального варианта, при этом должны по возможности приниматься решения, требующие минимальных расходов цветных металлов и электроэнергии.

Большое внимание уделено вопросам создания необходимой надёжности электроснабжения, обеспечения качества электроэнергии и электромагнитной совместимости устройств в сетях промышленных предприятий, быстродействия и селективности релейной защиты и оперативной автоматики, автоматизации измерений и учёта электроэнергии.

Эти требования подходят к машиностроительным заводам, в частности завода горношахтного оборудования. Электроснабжение завода должно быть достаточно надёжным, т.к. небольшие сбои в электроснабжении могут повлечь за собой серьёзные нарушения в технологическом процессе. Это отрицательно сказывается на производстве и отпуске дорого и необходимого оборудования.

Район, в котором находится проектируемое предприятие - Западная Сибирь. Этот район характеризуется большим перепадом летних и зимних температур. Основные цеха предприятия - это электроприёмники второй категории, но также имеются и первой. Питание проектируемого предприятия производится от энергосистемы через понизительную подстанцию.

При проектировании электроснабжения промышленного предприятия следует руководствоваться действующими нормативными материалами по технологическому проектированию, нормами и правилами строительного проектирования, санитарными и противопожарными нормами, а также нормативными, руководящими и методическими материалами по проектированию, издаваемыми проектными институтами, на которые возложена разработка и выпуск такого рода материалов.

1. Технология производства

Технология производства завода горношахтного оборудования имеет общие особенности технологического процесса машиностроительных заводов.

Технологический процесс машиностроительного завода состоит из нескольких основных звеньев, в соответствии с которыми, называются основные цеха:

сталелитейный,

чугунолитейный,

кузнечный,

механический,

сборочный.

Кроме основных цехов, завод имеет вспомогательные:

склады для сырья,

бытовые помещения,

инженерный корпус,

компрессорная станция,

кислородная станция,

копровое отделение,

скрапоразделочное отделение и т.д.

После каждого этапа производственного процесса осуществляется соответствующий контроль с целью проверки соответствия требованиям технических условий, предъявляемых к продукции на данном этапе процесса для обеспечения должного качества готовой машины. Детали, прошедшие контроль, направляются на дополнительную механическую обработку, технологическую подгонку.

Одним из основных способов изготовления в производстве является получение заготовок путём заливки расплавленного металла в формы.

Большое значение имеет чугунно-литейный цех. Сырьём служит литейный серый чугун, получаемый с металлургических заводов. Кроме серого чугуна шихту добавляют чугунный лом, отходы сырья, стружку и другие отходы металлообработки. Крупный лом разбивают на куски при помощи копра, который находится в копровом отделении. Плавку производят преимущественно в огранках, подобных доменным печам, но меньших по размерам. Для получения отливок, гущи заливают в формы, которые приготавливают из формовочных материалов.

Выбивка отливок из земельных форм может производиться вручную при помощи ломов и кувалд или на выбивных решётках при помощи вибраторов. После выбивки отливка поступает в термообрубной цех, где происходит обрубание.

Сталелитейное производство на машиностроительном заводе имеет немаловажное значение. Плавка стали осуществляется в мартеновских печах. Сырьём для мартеновских печей служат отходы металлургического производства. Металлолом и отходы обработки металла поступают со скрапоразделочного отделения в сталелитейный цех и служат шихтой для мартеновских печей. Сталь также выплавляют из чугуна путём уменьшения концентрации углерода до 2 %. Выплавка стали из чугуна происходит в кислородных конвекторах, кислород поступает в сталелитейный цех с кислородной станции, а сжатый воздух с компрессорной станции.

После термообрубного цеха заготовка идёт в кузнечное производство, которое находится в кузнечном цехе. Все процессы по изготовлению и обработке заготовок в кузнечном цехе основаны на применении давления, ковки и прессовки. Кузнечный цех оборудован механическими молотами и прессами, развивающими статическое давление. Применяют, либо метод свободной ковки (одиночные ковки), либо массовую ковку в определённых формах. При массовом производстве применяют более эффективный метод - штамповочное производство при помощи штампов. В механический цех поступают отливки из литейных цехов и заготовки, изготовленные ковкой и штамповкой в кузнечном цехе. В механическом цехе производят дальнейшую обработку заготовок. Обработка заготовок производится разрезанием на различных металлорежущих станках. Кроме обработки литых и кованых заготовок на металлорежущих станках изготовляют детали из проката. В механическом цехе также происходит изготовление неразъёмных соединений (пайка, клейка и сварка).

Из механического цеха детали поступают в сборочный цех. Механический и сборочный цех располагают обычно в одном здании. На заводе горношахтного оборудования, как и в машиностроении в целом применяют поточный метод производства. Особенностью этого метода является непрерывность процесса изготовления деталей, узлов и готовых машин.

Собираемая машина двигается по конвейеру и постепенно "обрастает" деталями и узлами.

2. Исходные данные

Предприятие имеет следующие цеха и установленные нагрузки в них. Исходные данные сведены в таблицу 1.

Таблица 1

№ цеха	Наименование цеха	Категория электроприёмника	Установленная мощность, Pн, кВт
1.	Пожарное депо	III	30
2.	Столовая	III	120
3.	Инженерный корпус	III	250
4.	Бытовое помещение № 1	III	30
5.	Бытовое помещение № 2	III	80
6.	Контора № 2	III	50
7.	Блок № 1	II	3200 (2600)
8.	Блок № 2	II	4200
9.	Блок № 3	II	3600
10.	Кузнечный цех	II	2300
11.	Термообрубной цех	II	990
12.	ЦЗЛ	III	180
13.	Сталелитейный цех	II	1400 (5600)
14.	Главный магазин	III	60
15.	Блок складов	III	230
16.	Деревообрабатывающий цех	III	530
17.	Чугунно-литейный цех	II	1700 (1300)
18.	Компрессорная станция	I	220 (-1900)
19.	Кислородная станция	I	280
20.	Экипировочная тепловозов	III	110
21.	Гараж	III	90
22.	РМЦ	II	800
23.	Скрапоразделочное отделение	III	260
24.	Копровое отделение	III	70

Примечание: В скобках указаны нагрузки 6 кВ.

Рисунок 1. План завода.

3. Определение расчётных нагрузок.

Электрические нагрузки систем электроснабжения определяют для выбора числа и мощности силовых трансформаторов, мощности и места подключения компенсирующих устройств, выбора и проверки токоведущих элементов по условию допустимого нагрева, расчета потерь и выбора защиты.

Определяя максимальную нагрузку производства необходимо определить нагрузки электроприемников цехов, участков, предполагая отсутствие источников реактивной мощности в системе электроснабжения.

Расчет электрических нагрузок цехов является главным этапом при проектировании промышленной электрической сети. Существует много методов определения расчетных нагрузок, но в данном проекте рассматриваются два метода:

метод коэффициента спроса;

статистический метод.

Полученные результаты сравниваются, и в качестве расчётной принимается меньшая нагрузка.

3.1 Метод коэффициента спроса

- активная мощность освещения цехов, где

- площадь цеха,

- плотность освещения.

- коэффициент спроса освещения цехов,

 - реактивная мощность освещения цехов, где

- коэффициент мощности.

; ; ; , где

- установленная мощность цеха,

- коэффициент спроса,

- коэффициент мощности.

Расчёт произведён при помощи программы Microsoft EXCEL, результаты расчёта сведены в таблицу 2.

- активная мощность освещения территории, где

- площадь освещаемой территории,

- плотность освещения для территории завода.

- коэффициент спроса освещения территории,

- реактивная мощность освещения территории, где

- коэффициент мощности.

Нагрузки на напряжение ниже 1000 В:

Нагрузки на напряжение выше 1000 В:

При определении максимальной нагрузки по заводу в целом, необходимо учесть потери в силовых трансформаторах цехов. Но эти элементы еще не выбраны, поэтому потери в цеховых трансформаторных подстанциях Рт и Qт учитываются приблизительно, по суммарным значениям нагрузок до 1000 В:

Расчётные нагрузки по заводу с учётом потерь в цеховых трансформаторных подстанциях и с учётом коэффициента разновремённости максимумов kрm:



При определении расчетной нагрузки завода необходимо учесть компенсацию реактивной мощности. Энергосистема задает экономическую величину реактивной мощности в часы максимума нагрузок системы, передаваемую в сеть потребителей:

Мощность компенсирующих устройств:

Полная мощность завода, приведённая к шинам ППЭ:

Электрические нагрузки промышленных предприятий определяют выбор всех элементов СЭС мощности трансформаторов подстанции, питающие и распределительные сети энергосистемы, заводские трансформаторные подстанции и их сети. Поэтому правильное определение электрических нагрузок является решающим фактором при проектировании и эксплуатации электрических сетей.

Таблица 2

№ цеха	Pн, кВт	kс	cos / / tg	Рm, кВт	Qm, кВар	Р'm, кВт	Q'm, кВар	, Вт/м2	Ро, кВт	Qо, кВар	F ц, м2
Нагрузки 0,4 кВ
1.	30	0,5	0,65/1,17	15,00	17,54	26,34	22,98	14	11,34	5,44	900
2.	120	0,8	0,85/0,62	96,00	59,50	124,35	73,10	20	28,35	13,61	1575
3.	250	0,4	0,6/1,33	100,00	133,33	140,50	152,77	20	40,50	19,44	2250
4.	30	0,4	0,6/1,33	12,00	16,00	30,23	24,75	18	18,23	8,75	1125
5.	80	0,4	0,6/1,33	32,00	42,67	50,23	51,41	18	18,23	8,75	1125
6.	50	0,8	0,6/1,33	40,00	53,33	50,94	58,58	18	10,94	5,25	675
7.	4200	0,7	0,7/1,02	2240,00	2285,26	2361,91	2343,77	14	121,91	58,51	9675
8.	5200	0,7	0,7/1,02	2940,00	2999,40	3098,76	3075,60	14	158,76	76,20	12600
9.	4600	0,7	0,7/1,02	2520,00	2570,91	2690,10	2652,56	14	170,10	81,65	13500
10.	2300	0,6	0,75/0,88	1380,00	1217,05	1416,45	1234,54	10	36,45	17,50	4050
11.	990	0,7	0,8/0,75	693,00	519,75	725,40	535,30	10	32,40	15,55	3600
12.	180	0,5	0,65/1,17	90,00	105,22	102,15	111,05	10	12,15	5,83	1350
13.	1400	0,7	0,8/0,75	980,00	735,00	1020,50	754,44	10	40,50	19,44	4500
14.	60	0,7	0,8/0,75	42,00	31,50	80,28	49,87	18	38,28	18,37	2363
15.	230	0,4	0,6/1,33	92,00	122,67	109,01	130,83	8	17,01	8,17	2363
16.	530	0,3	0,6/1,33	159,00	212,00	183,30	223,66	10	24,30	11,66	2700
17.	1700	0,7	0,8/0,75	1190,00	892,50	1226,45	910,00	10	36,45	17,50	4050
18.	220	0,8	0,8/0,75	176,00	132,00	183,29	135,50	18	7,29	3,50	450
19.	280	0,7	0,8/0,75	196,00	147,00	206,94	152,25	18	10,94	5,25	675
20.	110	0,5	0,7/1,02	55,00	56,11	59,05	58,06	10	4,05	1,94	450
21.	90	0,5	0,65/1,17	45,00	52,61	51,08	55,53	10	6,08	2,92	675
22.	800	0,3	0,65/1,17	240,00	280,59	251,34	286,03	14	11,34	5,44	900
23.	260	0,5	0,65/1,17	130,00	151,99	138,51	156,07	14	8,51	4,08	675
24.	70	0,5	0,65/1,17	35,00	40,92	47,15	46,75	10	12,15	5,83	1350
Всего	-	-	14374,23	13295,43	-	876,23	420,59	73576
Нагрузки 6 кВ
7.	2600	0,7	0,7/1,02	-	-	1820,00	1856,8	-	-	-	-
13.	5600	0,7	0,8/0,75	-	-	3920,00	2940,0	-	-	-	-
17.	800	0,8	0,8/0,75	-	-	1040,00	780,0	-	-	-	-
18.	1880	0,8	-0,7/-1,02	-	-	1520,00	-1550,7	-	-	-	-
Всего	-	-	8300,00	4026,06	-	-	-	-
ИТОГО по заводу	-	-	22674,22	17321,49	-	876,23	420,59	73576

3.2 Статистический метод

По этому методу нагрузка определяется двумя интегральными показателями: средней нагрузки Pср и среднеквадратичным отклонением ср.

,

где = 2,5 - принятая кратность меры рассеяния.

Для нахождения Pср и Pср.кв. рассматривается суточный график завода. Суточный график нагрузок завода приведён на рисунке 2, а численные значения сведены в таблицу 3.

Расчёт средней и среднеквадратичной активной мощности:

и .

Таблица 3

t, ч	Pi, МВт	Qi, МВар	t, ч	Pi, МВт	Qi, МВар	t, ч	Pi, МВт	Qi, МВар
0-1	15,75	5,67	8-9	16,80	5,98	16-17	16,27	5,83
1-2	15,75	5,67	9-10	16,27	5,67	17-18	18,90	6,14
2-3	14,70	5,35	10-11	19,95	6,30	18-19	19,95	6,30
3-4	16,27	5,67	11-12	18,90	6,14	19-20	20,47	6,30
4-5	17,85	5,98	12-13	20,99	6,30	20-21	15,75	5,35
5-6	16,80	5,67	13-14	18,90	6,14	21-22	20,99	5,98
6-7	17,85	5,98	14-15	20,99	6,30	22-23	18,90	5,83
7-8	18,90	6,30	15-16	20,99	6,30	23-24	18,90	5,83

Расчёт произведён при помощи программы Microsoft EXCEL.

Рисунок 2. Суточный график электрических нагрузок завода.

Принимаем расчётную нагрузку, рассчитанную по методу коэффициента спроса, т.к. она меньше.

4. Определение центра электрических нагрузок

Так как взаимное расположение трансформаторной подстанции и электроприёмников играет значительную роль при расчете экономической эффективности системы электроснабжения, то необходимо найти оптимальное расположение ППЭ. Расположение ППЭ будет оптимальным, если он будет находиться в центре электрических нагрузок (ЦЭН) электроприемников. При определении ЦЕН предприятия нет необходимости производить расчёт с большой точностью. При реальном проектировании для нахождения ЦЭН возможно использование нескольких методов. Для учебного проектирования принимается, что ЦЭН электрических нагрузок цеха находится в центре тяжести фигуры плана цеха. Поэтому теоретически находят ЦЭН завода, что необходимо для определения ориентировочного места расположения ППЭ.

Для наглядности строится картограмма из условия, что площади окружностей в выбранном масштабе являются расчётными активными нагрузками цехов. Осветительная нагрузка указывается секторами, отдельными окружностями наносится высоковольтная нагрузка.

Для построения картограммы нагрузок цехов нужно найти радиус окружности по формуле:

, где - масштаб.

Сектор, характеризующий долю осветительной нагрузки в общей нагрузке до 1000 В, определяется по формуле:

,

где - осветительная нагрузка i - ого цеха

- осветительная нагрузка всех цехов

Для более полного определения места расположения ПГВ находится ЦЭН завода с помощью аналитического метода сложения параллельных нагрузок.

На плане завода условно наносятся оси координат.

Координаты центра электрических нагрузок завода находятся по формулам:

.

Результаты расчётов сведены в таблицу 4.

Таблица 4

№ цеха	P'm	Pо	X	Y	r	i О	X0	Y0
	кВА	кВА	мм	мм	мм	град	мм	мм
1.	26,34	11,34	125	215	2,9	5	64,1	107,9
2.	124,35	28,35	85	220	6,3	12
3.	140,50	40,50	45	220	6,7	17
4.	30,23	18,23	85	188	3,1	7
5.	50,23	18,23	45	188	4,0	7
6.	50,94	10,94	130	188	4,0	4
7.	2361,91	121,91	45	155	27,4	50
8.	3098,76	158,76	105	155	31,4	65
9.	2690,10	170,10	120	105	29,3	70
10.	1416,45	36,45	78	123	21,2	15
11.	725,40	32,40	25	123	15,2	13
12.	102,15	12,15	65	95	5,7	5
13.	1020,50	40,50	25	95	18,0	17
14.	80,28	38,28	113	50	5,1	16
15.	109,01	17,01	95	50	5,9	7
16.	183,30	24,30	70	55	7,6	10
17.	1226,45	36,45	25	58	19,8	15
18.	183,29	7,29	53	100	7,6	3
19.	206,94	10,94	130	63	8,1	4
20.	59,05	4,05	130	40	4,3	2
21.	51,08	6,08	140	21	4,0	2
22.	251,34	11,34	100	15	8,9	5
23.	138,51	8,51	43	20	6,6	3
24.	47,15	12,15	60	20	3,9	5
Всего	14374,23	876,23	-	-	-	-
6 кВ
7.	1820,00	-	45	155	28,8	-
13.	3920,00	-	25	95	39,5	-
17.	1040,00	-	25	58	20,3	-
18.	1520,00	-	100	7,64	26,3	-
Всего	8300,00	-	-	-	-	-
ИТОГО	22674,23	876,23	-	-	-	-

Наиболее выгодным было бы расположить ППЭ возле ЦЗЛ, но в данном случае это невозможно, т.к. две воздушные линии 110 кВ не подвести к этому цеху из-за маленького расстояния между зданиями соседних цехов. Целесообразно построить ППЭ возле блока № 1, т.к. он расположен со стороны питания.

Картограмма и центр электрических нагрузок изображены на рисунке 3.



Рисунок 3. Картограмма электрических нагрузок.

5. Выбор системы питания.

Система электроснабжения любого предприятия может быть условно разделена на две подсистемы, т.е. питания и распределения энергии внутри предприятия. В систему питания входят линия электропередачи и ППЭ. Канализация электрической энергии от источника питания до ППЭ осуществляется по двум одноцепным линиям, т.к. на заводе имеются потребители I категории. В качестве ППЭ принимаем ПГВ с двумя трансформаторами.

5.1 Выбор рационального напряжения

Величина рационального напряжения выбирается по формуле:

,

где:

РР - расчётный максимум завода, МВт,

L - расстояние от завода до подстанции энергосистемы, км.

кВ

По согласованию с руководителем дипломного проекта принимаем стандартное номинальное напряжение Uн = 110 кВ, без технико-экономического расчёта.

5.2 Выбор ЛЭП

Так как на заводе имеются электроприёмники I категории, то из условия бесперебойности питания электроснабжение обеспечивается от двух независимых взаимно резервирующих друг друга источников питания - по двум одноцепным воздушным ЛЭП, на железобетонных опорах типа ПБ-110-1 и на металлических типа У-110-1.

Номинальный ток в линии составляет:

Ток в послеаварийном режиме увеличивается вдвое:

Выбор проводов осуществляется по следующим условиям:

5.2.1 По экономической плотности тока

Число часов использования максимума нагрузки для завода горношахтного оборудования составляет 4000 ч/год.

,

Согласно табл. 1.3.36. [1] j ЭК = 1,1 при ТМ = 4000 часов.

5.2.2 По условию образования короны

Согласно табл. 4.10. [3] минимальное сечение проводов по условию образования короны для ВЛ напряжением 110 кВ должно приниматься не менее 70 мм2. Предварительно принимаем провод марки АС-70/11.

5.2.3 По длительно-допустимому току

(табл. 1.3.29 [1])

Выбранное сечение провода проходит по длительно-допустимому току.

5.2.4 По потерям напряжения

Потери напряжения в ЛЭП находятся по формуле:

- активное сопротивление линии

- индуктивное сопротивление линии

,

где

Dср - среднее расстояние между фазными проводами;

rпр - радиус провода;

n - количество проводов в фазе

,

, где

L - длина ВЛ;

n - количество параллельно работающих линий.

В послеаварийном режиме потери напряжения увеличатся вдвое:

Выбранная ЛЭП проходит по потерям напряжений, т.к. они меньше допустимых.

Окончательно принимаем к подвеске провод марки АС-70/11 (алюминиевый провод со стальным сердечником).

5.2 Выбор трансформаторов ППЭ

На подстанциях промышленных предприятий устанавливают, как правило, два трансформатора. Установка одного трансформатора допускается, если обеспечивается требуемая степень надёжности электроснабжения потребителей. Установка более двух трансформаторов должна быть подтверждена соответствующим технико-экономическим обоснованием.

Для электроснабжения завода принимается подстанция глубокого ввода (ПГВ) с двумя трансформаторами, т.к. на заводе имеются электроприёмники I и II категорий. Выбор трансформаторов ППЭ производится по расчётному максимуму нагрузки Sm. После чего, намеченные трансформаторы проверяются на эксплуатационную и послеаварийную перегрузку.

В соответствии с тем, что Sm = 21919,26 кВА, предварительно намечаем силовой трансформатор марки ТДН-16000/110.

Необходимо определить среднеквадратичную полную мощность завода:

По суточному графику активной мощности определяем среднеквадратичную активную мощность:

Средневзвешенный коэффициент мощности завода определяем по формуле:

Проверка нормального режима:

1) коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Т.к. kз < 1, то проверять трансформатор на эксплуатационную перегрузку в нормальном режиме нет необходимости.

Проверка послеаварийного режима:

1) коэффициент максимальной перегрузки:

, где Sтр - мощность трансформатора.

2) коэффициент перегрузки, исходя из того, что перегрузка идет все 24 часа в сутки.

;

Т.к. , то k2' = km = 1,37;

Если коэффициент начальной загрузки не больше 0,93, то трансформаторы допускают в течение не более 5 суток перегрузку на 40 % сверх номинального тока на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более 6 ч/сут.

Трансформатор проходит по длительно допустимой перегрузке:

k2 = 1,37 < k2 доп = 1,4.

Основные данные силового трансформатора представлены в таблице 5.

Таблица 5

Тип	Sном, МВА	Пределы регулирования, %	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Uк, %	?Pк, кВт	?Pхх, кВт	Iхх, %	Цена, руб.
ТДН-16000/110	16		115	6,6; 11	11	88	21	0,8	42000

5.3 Выбор устройства высокого напряжения

Схему электрических соединений подстанции выбирают на основании общей схемы электроснабжения предприятия и схемы развития энергосистемы. При этом она должна удовлетворять следующим требованиям:

обеспечивать надёжность электроснабжения потребителей подстанции в соответствии с категориями электроприёмников;

учитывать перспективу развития подстанции;

допускать возможность поэтапного расширения;

обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений;

обеспечивать наглядность, простоту, экономичность и автоматичность, т.е. возможность восстановления питания потребителей в послеаварийном режиме средствами автоматики.

Для распределительных устройств 110 кВ преимущественно применяют упрощенные схемы без выключателей на стороне высшего напряжения.

Возьмём для сравнения два варианта и проведём технико-экономический расчёт с учётом надёжности.

Вариант 1. Схема с отделителями и короткозамыкателями на линиях. При срабатывании релейной защиты подаётся сигнал на включение короткозамыкателя, срабатывает защита в начале питающей линии на отключение и во время бестоковой паузы отключается отделитель, и таким образом обесточивается трансформатор. Схема изображена на рисунке 4-а.

Вариант 2. Схема с выключателями в цепи линий. Эта схема обладает большей надёжностью и имеет меньшее время восстановления питания. Схема изображена на рисунке 4-б.

Рисунок 4. Схемы устройства высокого напряжения.

Находим капиталовложения.

Стоимость трансформаторов и линий можно не учитывать, т.к. их стоимость одинакова для обоих вариантов.

Основное оборудование для варианта 1.

Выбранное оборудование приведено в таблице 6.

Таблица 6

Наименование оборудования	Марка оборудования	Кол-во, шт.	Uн, кВ	Iн, А	Цена, руб.
Разъединитель	РНДЗ.2-110Б/1000У1	2	110	1000	230
Отделитель	ОД-110/1000УХЛ1	2	110	1000	180
Короткозамыкатель	КЗ-110Б-У1	2	110	-	200

Капиталовложения для 1 варианта:

Учёт надёжности схемы:

Среднее число отказов схемы: .

Среднее время восстановления:

Основное оборудование для варианта 2.

Выбранное оборудование приведено в таблице 7.

Таблица 7

Наименование оборудования	Марка оборудования	Кол-во, шт.	Uн, кВ	Iн, А	Цена, руб.
Выключатель	МКП-110Б-630-20У1	3	110	630	10 310
Разъединитель	РНДЗ.1-110Б/1000У1	4	110	1000	190
Разъединитель	РНДЗ.2-110Б/1000У1	4	110	1000	230

Капиталовложения для 2 варианта:

Учёт надёжности схемы:

Среднее число отказов схемы: .

Среднее время восстановления:

Ущерб от недоотпуска электроэнергии:

Математическое ожидание от ущерба:

, где Sр - расчётная мощность завода.

Условие окупаемости:

По условию окупаемости схема 1 более экономична и выгодна. Применение схемы 2 экономически нецелесообразно.

5.4 Выбор устройства низкого напряжения

Количество ячеек, присоединённых к секции шин, должно быть выбрано исходя из следующих потребностей:

по одной ячейке на каждое проектируемое присоединение 10 (6) кВ;

по одной резервной ячейке на каждой секции шин;

ячейка с межсекционным выключателем;

ячейка с измерительным трансформатором напряжения на каждой секции шин;

ячейка с вводным выключателем на каждой секции шин;

ячейка с трансформатором собственных нужд на каждой секции шин.

Найдём максимальный ток на стороне 6 кВ:

Для устройства низкого напряжения выбираем схему "Одиночная секционированная система шин, из двух полусекций".

При токе выше 1000 А принимаем к установке комплектное распределительное устройство типа К-104 (табл. 9.5 стр. 512) [2]. Основные параметры приведены в таблице 8.

Таблица 8

Серия	Uн, кВ	Iн, А	Iн.откл., кА	Iдин., кА	Iт / t, кА/с	Габариты: ширина глубина высота	Тип выключателя
К-104	10	3200	31,5	81	31,5/3	750 1200 2100	вакуумный

В последние годы широкое распространение получили вакуумные коммутационные аппараты. В них гашение дуги при коммутации электрической цепи осуществляется в вакуумной дугогасящей камере. К основным достоинствам вакуумных выключателей относится:

высокая износостойкость при коммутации номинальных токов и номинальных токов отключения (10 - 20 тыс. отключений номинальных токов, 20 - 200 отключений тока отключения);

снижение эксплуатационных затрат;

полная взрыво- и пожаробезопасность и возможность работы в агрессивных средах;

малые габариты;

бесшумность, чистота и удобство обслуживания.

В качестве коммутационных аппаратов во вводных и секционной ячейках 6 кВ выбраны вакуумные выключатели типа ВВЭ-10-31,5/3150У3, а в ячейках отходящих линий - вакуумные выключатели типа ВВ/TEL-10-16/800. Основные параметры выключателей приведены в таблице 9.

Таблица 9

Тип выключателя	Uн, кВ	Iн, А	Iн.откл., кА	Iпред.скв., кА	Iн. вкл., кА	Iт / t, кА/с	tоткл., с	tот.соб., с
				пик	перио-дич.	пик	перио-дич.
ВВЭ-10- -31,5/3150У3	10	3150	31,5	80	31,5	80	31,5	31,5/3	0,075	0,055
ВВ/TEL-10-16/800	10	800	16	32	16	32	16	16/3	0,025	0,01

6. Система распределения

В систему распределения СЭС предприятия входят:

РУ низкого напряжения ППЭ;

цеховые комплектные трансформаторные подстанции (КТП);

РП 6, 10 кВ и ЛЭП (КЛЭП и токопроводы).

Схемы электрических сетей должны обеспечивать надежность питания потребителей электрической энергии, быть удобными в эксплуатации. При этом затраты на сооружение линий, расход проводникового материала и потери электроэнергии должны быть минимальными.

Внутризаводское распределение электрической энергии выполняются по радиальным или магистральным схемам в зависимости от территориального размещения нагрузки, их значений, требуемой степени надежности питания и других особенностей объекта. Радиальные схемы целесообразны для питания мощных РП и наиболее ответственных электроприёмников. Магистральные схемы целесообразны при упорядоченном (близком к линейному) расположении КТП на территории завода, благоприятствующие возможно более прямому прохождению магистралей от источника питания до потребителя энергии без обратных потоков энергии и длинных обходов.

Число трансформаторов, присоединённых к одной магистрали, зависит от их мощности и надежности питаемого объекта. При большом числе трансформаторов слишком загрубляется МТЗ на головном участке магистрали, и она может оказаться не чувствительной при коротком замыкании в трансформаторе.

Первое, что необходимо сделать - это выбрать рациональное напряжение системы распределения, то есть 6 или 10 кВ.

6.1 Выбор напряжения распределения

Рациональное напряжение распределения электроэнергии в основном зависит от наличия и значения мощности электроприёмников напряжением 6 и 10 кВ, наличие собственной ТЭЦ и величины её генераторного напряжения. Для определения рационального напряжения необходимо произвести технико-экономический расчёт. Технико-экономический расчёт не проводится в случаях, если:

суммарная мощность электроприемников 6 кВ равна или превышает 40% общей мощности предприятия, тогда напряжение распределения принимается 6 кВ;

суммарная мощность электроприемников 6 кВ не превышает 15% общей мощности предприятия, тогда напряжение распределения принимается 10 кВ.

Суммарная мощность 6 кВ:

.

Принимаем напряжение распределения Uр = 6 кВ без технико-экономического расчёта.

6.2 Выбор и размещение компенсирующих устройств

Для электрических сетей следует предусматривать технические мероприятия по обеспечению качества напряжения электрической энергии в соответствии с требованиями ГОСТ 13109-87 "Электрическая энергия. Требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения".

В области электроэнергетики всегда существует задача снижения потерь электроэнергии в сетях и повышения её качества в точках потребления. Наиболее эффективным способом снижения потерь является установка в сетях компенсирующих устройств. Все параметры режима работы сети зависят от активной и реактивной мощности. Однако если для изменения активной мощности требуется изменить технологический режим работы потребителей электроэнергии, то изменение реактивной мощности достигается более просто - с помощью установки компенсирующих устройств (КУ), наиболее распространенными являются батареи конденсаторов (БК).

Мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых в цехе, рассчитывается по формуле:

, где

- мощность компенсирующих устройств, которую нужно установить;

- имеющаяся реактивная нагрузка в i-том цехе;

- суммарная реактивная нагрузка всех цехов, где устанавливаются компенсирующие устройства.

Результаты расчёта сведены в таблицу 10.

Таблица 10

№ ТП	№ цеха	Q'm кВар	QБ кВар	Тип КУ	Кол-во шт.	Qку кВар	Q'm ку кВар
2	7	2343,77	2216,54	УКБН-0,38-200-50УЗ	11	2200	143,77
3,4	8	3075,60	2908,65	УКБ-0,38-240-УЗ	12	2880	195,60
9,10	9	2652,56	2508,57	УКБН-0,38-200-50УЗ	13	2600	52,56
6	10	1234,54	1167,53	УКБН-0,38-200-50УЗ	6	1200	34,54
5	11	535,30	506,24	УКБ-0,38-240-УЗ	2	480	55,30
7	13	754,44	713,49	УКБ-0,38-240-УЗ	3	720	34,44
12	16	223,66	211,52	УКБН-0,38-200-50УЗ	1	200	23,66
11	17	910,00	860,60	УКБН-0,38-200-50УЗ	4	800	110,00
15	22	286,03	270,51	УКБ-0,38-240-УЗ	1	240	46,03
Всего	12015,92	11363,65		51	11320	695,92

6.3 Выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций

Определяя число трансформаторов в ТП необходимо учесть условие, предъявляемое к электроснабжению электроприемников первой и второй категории, которое указывает, что для их питания должно быть два независимых источника питания, т.е. в ТП устанавливается по два трансформатора.

При выборе числа трансформаторов в цехе рекомендуется выполнить следующие условия:

если удельная нагрузка цеха менее 0,2 кВА/м2, то устанавливаются трансформаторы мощностью не более 1000 кВА;

если удельная нагрузка цеха составляет 0,2 - 0,3 кВА/м2, то устанавливаются трансформаторы мощностью 1000 - 1600 кВА;

если удельная нагрузка цеха более 0,3 кВА/м2, то устанавливаются трансформаторы мощностью не менее 2500 кВА.

По условию окружающей среды во всех цехах трансформаторные подстанции пристроенные.

Цеховые трансформаторные подстанции выполняются с трансформаторами мощностью до 2500 кВА включительно без сборных шин на стороне высокого напряжения, как при радиальной, так и при магистральной схемах подключения.

Число трансформаторов определяется по формуле:

Для электроприёмников I и II категорий надёжности .

Мощность трансформаторов выбираем по полной мощности цехов:

,

где

- активная мощность i-того цеха,

реактивная мощность i-того цеха с учётом компенсации.

Выбранные трансформаторные подстанции проверяются по коэффициенту загрузки в нормальном и послеаварийном режимах.

В соответствии с [1] коэффициенты загрузки:

в нормальном режиме 0,75,

в послеаварийном режиме 1,5.

Результаты расчетов сведены в таблицу 11.

Таблица 11

№ ТП	Тип тр-ра	P'm, кВт	Q'm ку, кВар	S'm ку, кВА	Sн.тр, кВА	Nтр, шт.	kз.нр	kз.пар
1	ТМ-630/6	422,58	383,60	570,72	630	1	0,91	0,91
2	ТМ-1600/6	2361,91	143,77	2366,28	1600	2	0,74	1,48
3	ТМ-1600/6	1549,38	97,80	1552,46	1600	2	0,49	0,97
4	ТМ-1600/6	1549,38	97,80	1552,46	1600	2	0,49	0,97
5	ТМ-630/6	725,40	55,30	727,50	630	2	0,58	1,15
6	ТМ-1000/6	1416,45	34,54	1416,87	1000	2	0,71	1,42
7	ТМ-1000/6	1020,50	34,44	1021,08	1000	2	0,51	1,02
8	ТМ-160/10	183,29	135,50	227,94	160	2	0,71	1,42
9	ТМ-1000/6	1345,05	26,28	1345,31	1000	2	0,67	1,35
10	ТМ-1000/6	1345,05	26,28	1345,31	1000	2	0,67	1,35
11	ТМ-1000/6	1226,45	110,00	1231,37	1000	2	0,62	1,23
12	ТМ-400/6	285,45	134,72	315,64	400	1	0,79	0,79
13	ТМ-400/6	189,29	180,71	261,70	400	1	0,65	0,65
14	ТМ-400/6	185,66	202,82	274,96	400	1	0,69	0,69
15	ТМ-400/6	361,47	159,62	395,14	400	2	0,49	0,99
16	ТМ-250/6	206,94	152,25	256,91	250	2	0,51	1,03

Каталожные данные трансформаторов приведены в таблице 12.

Таблица 12

№№ ТП	Количество тип трансформатора	, кВА	Напряжения обмоток, кВ	, кВт	, кВт	, %	, %
			ВН	НН
8.	ТМ-160/6	160	6	0,4	0,51	2,65	4,50	2,40
16.	ТМ-250/6	250	6	0,4	0,74	3,70	6,50	2,30
12,13,14,15.	ТМ-400/6	400	6	0,4	0,95	5,50	4,50	2,10
1,5.	ТМ-630/6	630	6	0,4	1,31	7,60	5,50	2,00
6,7,9,10,11.	ТМ-1000/6	1000	6	0,4	2,45	12,20	5,50	1,40
2,3,4.	ТМ-1600/6	1600	6	0,4	3,30	18,00	5,50	1,30

6.4 Выбор кабельных линий

Распределение энергии на территории предприятия осуществляем кабельными линиями.

По территории завода кабельные линии прокладываются в земле. При прокладке кабелей в земле кабели должны прокладываться в траншеях и иметь снизу подсыпку, а сверху засыпку слоем мелкой земли, не содержащей камней, строительного мусора и шлака.

Кабели на всём протяжении должны быть защищены от механических повреждений путём покрытия плитами или кирпичом в один слой поперёк трассы.

Рекомендуется в одной траншее прокладывать не более шести силовых кабелей. При большем количестве кабелей рекомендуется прокладывать их в отдельных траншеях с расстоянием между группами кабелей не менее 0,5 метра. Внутри зданий кабельные линии можно прокладывать непосредственно по конструкциям зданий.

Выбор сечения кабельных линий производится в соответствии с требованиями ПУЭ с учётом нормальных и послеаварийных режимов работы электрической сети.

Допускается для кабелей с бумажной изоляцией напряжением до 10 кВ перегрузка на период ликвидации аварии в течение 5 суток в пределах указанных в табл. 1.3.2 [1].

Кабельные линии выбирают по следующим условиям:

по току нормального режима

по номинальному напряжению

по экономичному сечению

,

где [1].

Допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля в нормальном режиме определяется по формуле:

, где

- поправочный коэффициент для кабелей в зависимости от температуры среды (табл. 1.3.3 [1]);

- поправочный коэффициент снижения нагрузки при совместной прокладке (табл. 1.3.26 [1]);

- поправочный коэффициент допустимой перегрузки на период ликвидации аварии (табл. 1.3.2 [1]).

- допустимый табличный длительный ток (табл. 1.3.16. [1]).

Расчетный ток кабеля находится по формуле:

,

где

n - число параллельно работающих кабелей в нормальном режиме;

мощность, передаваемая кабелем, с учётом потерь в питаемом трансформаторе.

При определении мощности, передаваемой кабелем, необходимо учитывать потери мощности в ТП и компенсацию реактивной мощности.

Потери в трансформаторе:

, где

;

.

Потери холостого хода:

Потери короткого замыкания:

Результаты расчётов потерь в трансформаторах приведены в таблице 13.

Таблица 13

№ ТП	Тип тр-ра	о.е.	Qхх кВар	Qкз кВар	Pт кВар	Qт кВт	Sт кВа	Sm ку кВа	Sр кВа
1	ТМ -630/6	0,91	12,60	34,65	7,55	41,04	41,72	570,72	612,44
2	ТМ-1600/6	0,74	20,80	88,00	11,52	65,66	66,66	2366,28	2432,94
3	ТМ-1600/6	0,49	20,80	88,00	8,72	51,96	52,68	1552,46	1605,15
4	ТМ-1600/6	0,49	20,80	88,00	8,72	51,96	52,68	1552,46	1605,15
5	ТМ -630/6	0,58	12,60	34,65	3,89	30,98	31,22	727,50	758,72
6	ТМ-1000/6	0,71	14,00	55,00	7,96	41,80	42,55	1416,87	1459,42
7	ТМ-1000/6	0,51	14,00	55,00	6,49	35,17	35,76	1021,08	1056,84
8	ТМ-160/10	0,71	3,84	7,20	1,69	9,51	9,66	227,94	237,59
9	ТМ-1000/6	0,67	14,00	55,00	7,66	40,44	41,16	1345,31	1386,47
10	ТМ-1000/6	0,67	14,00	55,00	7,66	40,44	41,16	1345,31	1386,47
11	ТМ-1000/6	0,62	14,00	55,00	7,21	38,42	39,10	1231,37	1270,47
12	ТМ-400/6	0,79	8,40	18,00	4,37	19,61	20,09	315,64	335,73
13	ТМ-400/6	0,65	8,40	18,00	3,30	16,10	16,44	261,70	278,14
14	ТМ-400/6	0,69	8,40	18,00	3,55	16,91	17,27	274,96	292,24
15	ТМ-400/6	0,49	8,40	18,00	2,57	19,00	19,17	395,14	414,31
16	ТМ-250/6	0,51	5,75	16,25	1,97	13,65	13,79	256,91	270,69

Результаты расчета и выбора кабелей сведены в таблицу 14.

Таблица 14

Назначение	n	Sр, кВА	I, А	Iдоп.т., А	Поправочные к-ты, k1/ k2 /k3	Iдоп, А	Fэк, мм2	Марка кабеля
			НР	ПАР
U = 6 кВ
ППЭ - ТП1	1	612	59	-	60	1/1/-	60	42	ААШвУ 3х10
ППЭ - ТП2	2	2433	117	234	225	1/0,9/1,3	263	84	ААШвУ 3х95
ППЭ - ТП3	2	3210	154	309	300	1/0,9/1,3	351	110	ААШвУ 3х150
ТП3 - ТП4	2	1605	77	154	155	1/0,9/1,3	181	55	ААШвУ 3х50
ППЭ - ТП5	2	1816	87	175	155	1/0,9/1,3	181	62	ААШвУ 3х50
ТП5 - ТП7	2	1057	51	102	105	1/0,9/1,3	123	36	ААШвУ 3х25
ППЭ - ТП6	2	1459	70	140	125	1/0,9/1,3	146	50	ААШвУ 3х35
ТП6 - ТП8	2	238	11	23	60	1/0,9/1,3	70	8	ААШвУ 3х10
ППЭ - ТП9	2	2773	133	267	260	1/0,9/1,3	304	95	ААШвУ 3х120
ТП9 - ТП10	2	1386	67	133	125	1/0,9/1,3	146	48	ААШвУ 3х35
РП1 - ТП11	2	1270	61	122	105	1/0,9/1,3	123	44	ААШвУ 3х25
РП1 - ТП12	1	614	59	-	60	1/1/-	60	42	ААШвУ 3х10
ТП12 - ТП13	1	278	27	-	60	1/1/-	60	19	ААШвУ 3х10
РП1 - ТП14	1	292	28	-	60	1/1/-	60	20	ААШвУ 3х10
РП1 - ТП15	2	414	20	40	60	1/0,9/1,3	78	14	ААШвУ 3х10
РП1 - ТП16	2	271	13	26	60	1/0,9/1,3	78	9	ААШвУ 3х10
ППЭ - РП1	2	2382	115	229	190	1/0,9/1,3	247	82	ААШвУ 3х70
ППЭ - РП2	2	2600	125	250	225	1/0,9/1,3	263	89	ААШвУ 3х95
ППЭ - РП3	4	4900	236	472	450	1/0,9/1,3	222	84	ААШвУ 3х95
РП1 - РП4	2	1300	63	125	125	1/0,9/1,3	146	45	ААШвУ 3х35
ППЭ - РП5	2	1520	73	146	125	1/0,9/1,3	146	52	ААШвУ 3х35
0,4 кВ
ТП1 - СП1	1	144	208	-	240	1/1/-	240	149	ААШвУ 3х95
ТП1 - СП2	1	72	104	-	115	1/1/-	115	74	ААШвУ 3х25
ТП1 - СП3	1	151	218	-	240	1/1/-	240	156	ААШвУ 3х95
СП3 - СП4	1	112	162	-	165	1/1/-	165	116	ААШвУ 3х50
СП4 - СП5	1	35	50	-	65	1/1/-	65	36	ААШвУ 3х10
ТП12 - СП6	1	151	218	-	240	1/1/-	240	156	ААШвУ 3х95
ТП14 - СП7	1	66	96	-	115	1/1/-	115	68	ААШвУ 3х25
ТП13 - СП8	1	95	136	-	165	1/1/-	165	97	ААШвУ 3х50
ТП15 - СП9	1	83	120	-	135	1/1/-	135	85	ААШвУ 3х35
ТП15 - СП10	1	75	109	-	115	1/1/-	115	78	ААШвУ 3х25

7. Расчет токов короткого замыкания

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение коротких замыканий в сети. Для снижения ущерба, обусловленного выходам из строя электрооборудования при протекании токов короткого замыкания, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения, необходимо правильно определить токи короткого замыкания и после чего выбрать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов короткого замыкания. При возникновении токов короткого замыкания имеет место увеличение токов в фазах системы по сравнению с их значениями в нормальном режиме работы.

Определение токов КЗ зависит от требований к точности результатов, от исходных данных и назначения расчета. В общем случае токи КЗ определяются переходными процессами в электрических цепях, изучаемых теоретическими основами электротехники. Расчет токов КЗ в электрических сетях промышленных предприятий несколько отличается от расчетов, осуществляемых в электрических сетях и системах. Это объясняется возможностью не выделять (не учитывать) турбо- и гидрогенераторы электростанций, подпитку от нескольких источников питания, работу разветвленных сложных кольцевых схем, свойства дальних ЛЭП, действительные коэффициенты трансформации.

Для выбора аппаратов и проводников, для определения воздействия на несущие конструкции при расчете токов КЗ исходят из следующих положений. Все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки, работают с номинальной нагрузкой. Синхронные машины имеют автоматические регуляторы напряжения и устройства быстродействующей форсировки возбуждения. Короткое замыкание наступает в такой момент времени, при котором ток КЗ имеет наибольшее значение. Электродвижущие силы всех источников питания совпадают по фазе. Расчетное напряжение каждой ступени принимают на 5% выше номинального напряжения сети

Расчётным видом для выбора или проверки электрооборудования обычно является трёхфазное короткое замыкания. Для решения большинства технических задач вводят допущения, которые не дают существенных погрешностей:

не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчётную схему;

трёхфазная сеть принимается симметричной;

не учитываются токи нагрузки;

не учитываются ёмкостные токи в ВЛ и КЛ;

не учитывается насыщение магнитных систем;

не учитываются токи намагничивания трансформатора.

Учитывают влияние на токи КЗ присоединенных к данной сети синхронных компенсаторов, синхронных и асинхронных электродвигателей. Влияние асинхронных электродвигателей на токи КЗ не учитывают:

при единичной мощности электродвигателей до 100 кВт;

если электродвигатели отдалены от места КЗ ступенью трансформации.

В электроустановках напряжением выше 1 кВ учитывают индуктивные сопротивления электрических машин, силовых трансформаторов и автотрансформаторов, реакторов, воздушных и кабельных линий, токопроводов. Активное сопротивление следует учитывать только для воздушных линий с проводами малых площадей сечений и стальными проводами, а также для протяжённых кабельных сетей малых сечений с большим активным сопротивлением.

В электроустановках напряжением до 1 кВ учитывают индуктивные и активные сопротивления всех элементов короткозамкмутой цепи. При этом следует отметить, что влияние сопротивления энергосистемы на результаты расчета токов КЗ на стороне до 1 кВ невелико. Поэтому в практических расчётах сопротивлением на стороне 6 - 10 кВ часто пренебрегают, считая его равным нулю. В случае питания электрических сетей напряжением до 1 кВ от понижающих трансформаторов при расчете токов КЗ следует исходить из условия, что подведенное к трансформатору напряжение неизменно и равно его номинальному значению.

Требования к расчёту токов КЗ для релейной защиты и системной автоматики несколько отличаются от требований к расчёту для выбора аппаратов и проводников. Требования к точности расчётов токов КЗ для выбора заземляющих устройств невысоки из-за низкой точности методов определения других параметров, входящих в расчёт заземляющих устройств (например, удельного сопротивления грунта). Поэтому для выбора заземляющих устройств допускается определять значения токов КЗ приближенным способом.

Расчётная схема для определения токов КЗ представляет собой схему в однолинейном исполнении, в которую введены элементы оказывающие влияние на ток КЗ, связывающие источники электроэнергии с местом КЗ. Расчётная схема должна учитывать перспективу развития внешних сетей и генерирующих источников, с которыми электрически связывается рассматриваемая установка.

По расчётной схеме составляют схему замещения, в которой трансформаторные связи заменяют электрическими. Элементы системы электроснабжения, связывающие источники электроэнергии с местом КЗ, вводят в схему замещения сопротивлениями, а источники энергии - сопротивлениями и ЭДС. Сопротивления и ЭДС схемы замещения должны быть приведены к одной ступени напряжения.

Расчётная схема и схема замещения представлена на рисунке 7.

Определим базисные условия:

Sб = 100 МВА, Uб1 = 115 кВ, Uб2 = 6,3 кВ.

Базисные токи определяем из выражений:

Сопротивление системы приведено к базисным условиям:

Рисунок 7. Расчётная схема и схема замещения.

Расчёт производится в относительных единицах.

Точка К1

Сопротивления воздушной линии, приведенные к базисным условиям



Полное сопротивление до точки К1:

Начальное значение периодической составляющей тока в точке К1:

Постоянная времени определяется из выражения:

, где

Ударный коэффициент:

Тогда значение ударного тока короткого замыкания:

Точка К2

Точка К2 расположена за трансформатором 110/6 кВ на шинах низкого напряжения.

Сопротивление трансформатора:

Для дальнейшего расчёта активное сопротивление можно не учитывать.

Полное сопротивление до точки К2:

Начальное значение периодической составляющей тока от системы в точке К2:

Постоянная времени определяется из выражения:

Ударный коэффициент:

Тогда значение ударного тока короткого замыкания:

В точке К2 необходимо учесть подпитку от трёх двигателей, запитанных с РУНН ГПП (3СДН-2-17-26-20У3 в компрессорной станции).

Сопротивление двигателя, приведенное к базисным условиям:

,

трансформаторный подстанция ток нагрузка

где

- индуктивное сопротивление двигателя,

номинальная мощность двигателя.

Так как на секции установлено три электродвигателя то, эквивалентное сопротивление будет в три раза меньше:

Определим сопротивления кабельных линий (F = 35 мм2, L = 300 м):

Полное сопротивление цепи от двигателей до точки К2:

Подпитка от двигателей:

Постоянная времени определяется из выражения:

Ударный коэффициент:

Тогда значение ударного тока короткого замыкания:



Полное значение периодической составляющей тока в точке К2:

Полное значение ударного тока в точке К2:

Точка К3

Точка короткого замыкания находится на шинах РУ РП1.

Сопротивления кабельной линии (F = 70 мм2, L = 400 м.):

Сопротивления системы до точки К3:

Начальное значение периодической составляющей тока в точке К3:



Постоянная времени определяется из выражения:

Ударный коэффициент:

Тогда значение ударного тока короткого замыкания:

В этом случае необходимо учесть подпитку от синхронных двигателей, установленных в компрессорной станции:

Полное значение периодической составляющей тока в точке К2:

Полное значение ударного тока в точке К2:



Точка К4

Расчёт тока короткого замыкания производим в именованных единицах, за самым мощным трансформатором ТМ-1600/6. Участок сети от шин системы до трансформатора принимаем системой бесконечной мощности (Sс = ; хс = 0).

При расчёте токов короткого замыкания в электроустановках напряжением до 1 кВ в общем случае необходимо учитывать активные и индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи. Значения сопротивлений приведены в таблице 15.

Таблица 15

Наименование	R, мОм	X, мОм
Трансформатор ТМ-1600/6	1,1	5,4
Трансформатор тока	0,02	0,02
Автоматический выключатель	0,10	0,05
Шины	0,015	-
Дуга	15,0	-

Результирующее сопротивление схемы замещения до точки К4:

Начальное значение периодической составляющей тока в точке К4:

Постоянная времени определяется из выражения:

Ударный коэффициент:

Ударный ток:

Результаты расчёта токов короткого замыкания сведены в таблицу 16.

Таблица 16

Точка КЗ	, кА	Та с	kуд	iуд, кА
К1	5,340	0,07	1,87	14,122
К2	12,275	0,05	1,82	31,643
К3	7,93	0,005	1,14	16,570
К4	12,806	0,001	1,00	18,110

8. Выбор аппаратов и токоведущих устройств

Аппараты должны удовлетворять условиям длительной номинальной работы, режиму перегрузки (форсированный режим) и режиму возможных коротких замыканий. Аппараты должны соответствовать условиям окружающей среды (открытая или закрытая установка, температура, запыленность, влажность и другие показатели окружающей среды). Как правило, все элементы системы электроснабжения выбираются по номинальным параметрам и проверяются по устойчивости при сквозных токах короткого замыкания и перенапряжениях.

Номинальное напряжение аппарата соответствует классу его изоляции. Всегда имеется определенный запас электрической прочности, оговариваемый техническими условиями на изготовление и позволяющий аппарату работать длительное время при напряжении 10-15% выше номинального (максимальное рабочее напряжение аппарата). Отклонения напряжения на практике обычно не превышают этих величин. Поэтому при выборе аппарата достаточно соблюсти условие:

, где

Uном.а. - номинальное напряжение аппарата;

Uном - номинальное напряжение электроустановки, в которой используется аппарат.

Повышению высоты установки аппарата над уровнем моря соответствует снижение применяемого напряжения. При высоте установки аппарата до 1000 м допускаются максимальные рабочие напряжения на аппарате.

При протекании номинального тока при номинальной температуре окружающей среды аппарат может работать неопределенно долго без недопустимого перегрева. Поэтому аппарат надлежит выбирать так, чтобы максимальный действующий рабочий ток цепи не превышал номинального тока, указанного в паспорте аппарата.

Аппараты, выбранные по номинальному напряжению и номинальному току, подлежат проверке на термическую и динамическую стойкость при токах короткого замыкания, на отключающую способность. Измерительные трансформаторы, кроме того, проверяются на соответствие их работы требуемому классу точности.

8.1 Выбор высоковольтных выключателей (ячеек)

Все высоковольтные потребители подстанций (цеховые трансформаторы, высоковольтные двигатели, батареи конденсаторов), подсоединяют посредством высоковольтных ячеек. Принимаем к установке ячейки КРУ. Такое решение позволяет существенно повысить производительность монтажных работ, сократить стоимость подстанций, повысить надежность электроснабжения и безопасность обслуживания. Выбор конкретной ячейки комплектного распределительного устройства зависит от токов рабочего режима и короткого замыкания в соответствующем присоединении, предопределяющих выбор выключателя или другого коммутационного аппарата.

Выбор высоковольтных выключателей производится:

по напряжению электроустановки

, где

Uном.а - номинальное напряжение аппарата;

Uном - номинальное напряжение электроустановки, в которой используется аппарат.



по длительному току

, где

Iном - номинальный ток выключателя, кА;

Iраб max - наибольший ток утяжеленного режима кА,

Для вводных и межсекционных выключателей:

Для выключателей отходящих линий:

по электродинамической стойкости при токах короткого замыкания

,

, где

Iп0 - действующее значение периодической составляющей начального тока короткого замыкания, кА,

Iдин, Im дин - действующее значение периодической составляющей и амплитудное значение полного тока электродинамической стойкости выключателя, кА;

iуд - ударный ток короткого замыкания, кА.

Для вводных и межсекционных выключателей:

Для выключателей отходящих линий:

Выключатель, выбранный по номинальному напряжению, номинальному току и электродинамической стойкости, должен быть проверен по отключающей способности на возможность отключения симметричного тока:

, где

- периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя, кА.