Электроснабжение завода торгового машиностроения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Краткая характеристика промышленного предприятия.

2.Общая характеристика источников электроснабжения и потребителей электроэнергии.

2.1 Определение расчётных электрических нагрузок.

2.1.1 Расчёт осветительной нагрузки.

2.1.2 Определение расчётных нагрузок по предприятию и цехам.

2.2 Выбор компенсирующих устройств

2.3.1 Выбор оптимального числа цеховых трансформаторов.

3. Выбор трансформаторов ГПП.

3.1 Выбор трансформаторов ГПП

4. Выбор марки и сечения питающих линий.

4.4.1 Выбор сечения проводов воздушной линии питающих ГПП.

4.4.2 Электрический расчет воздушной линии 110кВ.

4.4.3. Построение картограмм электрических нагрузок

4.4.4. Выбор схемы и напряжения питающих сетей.

5. Выбор сечения и марки кабелей 10 кВ системы электроснабжения.

6. Выбор режима работы нейтрали трансформаторов

7. Расчёт токов короткого замыкания.

7.1 Расчёт токов короткого замыкания в сети выше 1кВ.

7.2 Расчет токов короткого замыкания в сети 0,4 кВ.

8. Выбор основного коммутационного и защитного оборудования

8.1 Выбор выключателей

8.1.2 Выбор и проверка выключателей для ЗРУ-10 кВ

8.2 Выбор оборудования ГПП 110/10

8.2.1 Выбор разъединителей на ГПП.

8.2.2 Выбор и проверка выключателей на стороне 110 кВ ГПП

8.2.3 Выбор гибких шин ОРУ 110 кВ

8.2.4 Выбор шинопровода от трансформатора ГПП - 110 кВ до ЗРУ-10 кВ

8.2.5 Выбор и проверка опорных изоляторов ОРУ-110кВ.

8.2.6 Выбор и проверка опорных изоляторов ЗРУ-10кВ.

8.2.7 Выбор и проверка проходных изоляторов ЗРУ-10кВ.

8.2.8 Выбор и проверка предохранителей для защиты трансформаторов СН на стороне 110 кВ ГПП.

8.3 Выбор и проверка измерительных трансформаторов.

8.3.1 Выбор трансформаторов тока для ОРУ-110кВ.

8.3.2 Выбор трансформаторов тока для ЗРУ-10кВ.

8.4.1 Выбор трансформаторов напряжения ОРУ-110 кВ.

8.4.2 Выбор трансформаторов напряжения РУ-10 кВ.

8.5 Конструктивное выполнение цеховых КТП.

8. 5.1 Выбор оборудования КТП.

9. Светотехнический расчет.

9.1 Выбор источника света.

9.2 Выбор вида и системы освещения.

9.3 Выбор освещенности.

9.4 Выбор типа светильника.

9.5 Выбор расположения светильников.

9.6 Определение числа и мощности источника света.

9.7 Электрический расчет.

9.7.1 Выбор напряжения.

9.7.2 Выбор схемы питания осветительной установки.

9.7.3 Расчет электрических нагрузок осветительной сети.

9.7.4 Выбор проводов.

9.7.5 Выбор аппаратов защиты

10. Защита от перенапряжений в системе электроснабжения завода.

10.1 Расчет заземления ГПП

10.2 Защита ГПП от коммутационных и атмосферных перенапряжений и прямых ударов молнии.

11. Регулирование напряжения и потребления реактивной мощности

12. Учет электроэнергии

13. Диспетчеризация

14. Эксплуатация электрооборудования

14.1 Общие положения

14.2 Эксплуатация кабельных линий.

14.3 Эксплуатация трансформаторов.

14.4 Эксплуатация распределительных устройств

14.5 Эксплуатация электродвигателей

14.6 Осветительные установки.

14.7 Эксплуатация заземляющих устройств.

15. Автоматика

15.1 Автоматическое повторное включение.

15.2 Автоматическое включение резерва.

15.3 Выбор источников оперативного тока.

16.Релейная защита.

16.1 Выбор релейной защиты.

16.2 Защита трансформаторов ГПП.

16.2.1 Дифференциальная токовая защита.

16.2.2 Газовая защита.

16.2.3 Защита от токов внешних К.З.

16.3 Защита секционного выключателя.

16.4 Защита кабельной линии, питающей цеховой трансформатор.

Специальная часть.

17. Электроснабжение механического цеха

17.1 Общая характеристика объекта.

17.2 Определение расчетных электрических нагрузок.

17.3 Выбор схемы электроснабжения.

17.3.1 Выбор шинопровода.

17.4 Выбор кабельных линий

17.5 Расчет токов короткого замыкания в сети 0,4 кВ.

17.6 Выбор аппаратов защиты.

17.6.1 Выбор автоматических выключателей на стороне 0,4кВ.

17.6.2 Выбор магнитных пускателей.

18.Организационно-экономическая часть.

18.1 Организация ремонтных работ.

18.2 Определение численности ремонтно-эксплуатационного персонала.

18.3 Определение численности персонала.

18.4 Основная заработная плата.

18.5 Амортизационные отчисления.

18.6 Определение стоимости полученной от сети электроэнергии.

18.7 Расчет себестоимости потребляемой электроэнергии.

18.8 Технико - экономические показатели и их анализ.

19. Безопасность жизнедеятельности

19.1 Краткая характеристика объекта.

19.2 Общая характеристика опасных и вредных факторов.

19.3 Режим труда и отдыха

19.4 Нормализация санитарно-технических условий труда

19.4.2 Микроклимат производственных помещений

19.4.3 Шум (СН 22.4/2.1.562-96)

19.5 Безопасность производственных процессов.

19.5.1 Общие требования

19.5.2 Требования безопасности при производстве работ

19.6 Обеспечение пожарной безопасности

19.7 Ликвидация аварий на объекте

Заключение.

Список литературы.

Введение

Главной задачей промышленности является более полное удовлетворение потребностей хозяйства в высококачественной продукции,

осуществление технического перевооружения и интенсификации производства во всех отраслях. Для этого предусматривается расширение выпуска прогрессивных экономичных видов машин, оборудования и приборов, систематическое усовершенствование действующего оборудования, улучшение эксплуатационных свойств изделий.

В связи с этим большое значение приобретают вопросы правильного выбора оборудования, в частности электротехнического, знание технико-экономических показателей машин, устройств и механизмов.

Современное электрооборудование и электропривод отдельных установок оснащаются к комплектными распределительными устройствами, подстанциями, системами автоматизированного электропривода, чтобы обеспечить экономичную и надежную работу и рациональный расход электроэнергии.

Система электроснабжения: представляет собой совокупность электрических сетей всех применяемых напряжений.

Для принятия той или иной системы построения электросети необходимо учитывать мощность и число потребителей, их взаимное расположение, расстояние от питающего центра, требования по уровню и надежности электроснабжения. Кроме того, схема сети должна обеспечивать наиболее экономичное решение по капитальным вложениям и эксплуатационным расходам.

Темой данного дипломного проекта является электроснабжение завода торгового машиностроения. Современный завод является энергоемким потребителем, электрической энергии, оснащен общепромышленным и нетиповым оборудованием и энергоприемниками, которые характеризуются специфическим режимом эксплуатации.

1. Краткая характеристика промышленного предприятия

Завод торгового машиностроения выполняет следующие виды деятельности:

- выпуск, реализация и закупка техники;

- производство, реализация и закупка продукции производственно-технического назначения и товаров народного потребления:

- оказание платных услуг предприятиям, организациям и населению:

- внешнеэкономическая деятельность;

- научно-исследовательские работы;

В состав завода торгового машиностроения входят в соответствии с заданием:

1. Деревообрабатывающий цех;

2. Цех сборки компрессоров, испытательная холодильных машин;

3. Малярный, опытный цехи;

4. Инструментальный, опытный цехи;

5. Цех заготовки пакетов

6. Центральный склад;

7. Транспортный цех;

8. Сборочный цех

9. Цех горячего эмалирования;

10. Центральная котельная

11. Склад комплектующих изделии

12. Склад металлов

13. Заводоуправление

14. Столовая

15. Участок резки стекла

16. Компрессорная

17. Ремонтно - механический цех

Число рабочих дней в году 253, число смен 2, продолжительность рабочей смены 8 часов годовое, число потерь=3200 ч. при числе часов использования максимума нагрузки Tmax= 4000 ч.

2.Общая характеристика источников электроснабжения и потребителей электроэнергии

В соответствии с заданием кафедры, питание возможно осуществить от подстанции энергосистемы, на которой установлены два двухобмоточных трансформатора мощностью 40000 кВА каждый, с первичным напряжением 110кв и вторичным 35,10, 6 кВ. От подстанции получают питание, кроме завода торгового машиностроения еще и другие промышленные потребители с расчетной мощностью за наиболее загруженную смену Sр=24204,55 кВА.

Мощность системы 500 мВА, реактивное сопротивление системы на стороне 110кВ, отнесенное к мощности системы 0,4.

Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 2 км.

Таблица 2.1. Характеристика потребителей электроэнергии и классификация по степени бесперебойности электроснабжения.

№ по плану	Наименование	Ру	U, В.	Характеристика среды	Категория.
5	Деревообрабатывающий цех	1000	380/220	пыльная	III
6	Цех сборки компрессоров	980	380/220	пыльная	III
7	Малярный, опытный	520	380/220	пыльная	III
8	Инструментальный	980	380/220	пыльная	II
9	Заготовки пакетов	100	380/220	пыльная	III
10	Центральный склад	1300	380/220	нормальная	III
11	Транспортный	580	380/220	нормальная	III
12	Сборочный	3200	380/220	пыльная	III
13	Горячего эмалирования	2290	380/220	пыльная	III
14	Центральная котел	1250	380/220	влажная	III
15	Склад комплект.	680	380/220	нормальная	I
16	Склад металлов	300	380/220	пыльная	I
17	Заводоуправление	180	380/220	нормальная	II
18	Столовая	180	380/220	пыльная	II
19	Участок Резки Стекла	60	380/220	пыльная	II
20	Ремонтно-механический	630	380/220	нормальная	II

2.1 Определение расчётных электрических нагрузок

2.1.1 Расчёт осветительной нагрузки

Расчет производим используя метод удельной мощности

Где Руд - удельная мощность общего равномерного освещения пари освещенности 100 лк.

F - площадь помещения

Кс- коэффициент спроса

В общекомбинатских службах и помещениях устанавливаем лампы накаливания (ЛН), коэффициент мощности для которых составляет cosц=1 следовательно tgц=0.

Руд=10 кВт/мІ

В бытовых помещениях устанавливаем люминесцентные лампы (ЛЛ), cosц=0,95 следовательно tgц=0,33.

Руд=16кВт/мІ

В производственных помещениях устанавливаем дугоразрядные лампы (ДРЛ) с cosц=0,95 и tgц=0,33

Руд=21кВт/мІ

Рассчитываем на примере цеха №9 (цеха горячего эмалирования).

Масштаб: 1смх65м

а=3,9*65=253,50м2

в=1,4*65=91 м2

коэффициент спроса кс =0,95

Ро=0,95*23106*15=833,3 кВт

Расчёты приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2. Расчетная осветительная нагрузка по цехам предприятия

№ цеха	Наименование потребителей	Площадь цеха S,м2	Удельная освещенность Ро Вт/м2	Коэффициент спроса осветительной нагрузки Ксо	Расчетная активная мощность освещения Рро,кВт	Коэффициент мощности	Расчетная реактивная мощность освещения QрокВт.
1.	Деревообрабатывающий цех	4225	17	0,95	625,1	1,0/1,9	312,55
2.	Цех сборки компрессоров	4225	17	0,9	4901,96	1,0/1,9	2450,983
3.	Малярный, опытный	24082,5	15	0,95	457,333	1,0/1,9	228,6667
4.	Инструментальный	24082,5	15	0,95	1538,14	0,58/1,9	769,0724
5.	Заготовки пакетов	633,8	15	0,9	268,734	0,58/1,9	134,3672
6.	Центральный склад	3211	17	0,95	230,449	0,9/1,9	115,2249
7.	Транспортный	1140,8	15	0,95	455	0,9/1,9	227,5
8.	Сборочный	23106	15	0,95	437,142	1,0/1,9	218,5714
9.	Горячего эмалирования	4563	15	0,95	833,333	0,9/1,9	416,6667
10.	Центральная котел	1268	17	0,95	303,75	0,9/1,9	151,875
11.	Склад комплект.	760,5	17	0,95	101,25	1,0/1,9	50,625
12.	Склад металлов	253,5	17	0,8	984,375	0,58/1,9	492,1875
13.	Заводоуправление	1859	22	0,8	365,378	0,58/1,9	182,6893
14.	Столовая	1056,3	22	0,8	311,111	0,58/1,9	155,5556
15.	Участок Резки Стекла	338	14	0,95	208,444	1,0/1,9	104,2222
16.	Компрессорная	633,8	17	0,95		1,0/1,9
17.	Ремонтно-механический	1014	15	0,95	84,375	0,58/1,9	42,187

2.1.2 Определение расчётных нагрузок по предприятию и цехам

Определение расчётных нагрузок по предприятию в целом допускается производить по средним величинам коэффициентов спроса Кс, коэффициентов мощности cos. и установленной мощности групповых потребителей в цехах по формулам: 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 колебаний напряжения и выбора защиты.

Расчетные электрические нагрузки определяем используя метод коэффициента спроса:

где Kc - коэффициент спроса, Pу - установленная мощность

Расчётную нагрузку узла системы электроснабжения завода определяем суммированием расчётных нагрузок отдельных групп электроприёмников, входящих в узел с участием коэффициента разновремённости максимума нагрузки:

Sp=;

где Кр.м.- коэффициент разновремённости максимума нагрузки отдельных групп приёмников (0.85-1).

Потери в трансформаторах, линиях соответственно на первом этапе проектирования принимаем: ; ; .

Результаты сведены в таблицу 2.3.

Таблица 2.3. Результаты расчетов электрических нагрузок по заводу в целом.

№ по плану	Наименование	Силовая нагрузка	Осветительная нагрузка	Расчетная нагрузка
		Ру	Кс	соs	Ррс	tq	Qрс	Рро	Qро	Рр	Qp	Sp
1	Деревообр.Цех	1000	0,35	0,75	350	1,33	465,5	625,1	312,55	975,1	778,05	1247,47
2	цех сборки компр.	980	0,25	0,35	245	1,33	325,85	4901,966	2450,983	5146,966	2776,833	5848,252
3	Малярный, опытный	520	0,25	0,75	130	1,33	172,9	457,3333	228,6667	587,3333	401,5667	711,4887
4	Инструментальный	980	0,25	0,67	245	1,17	286,65	1538,145	769,0724	1783,145	1055,722	2072,234
5	Заготовки пакетов	100	0,25	0,8	25	1,17	29,25	268,7344	134,3672	293,7344	163,6172	336,2298
6	Центральный склад	1300	0,8	0,85	1040	0,75	780	230,4498	115,2249	1270,45	895,2249	1554,178
7	Транспортный	580	0,25	0,75	145	1,17	169,65	455	227,5	600	397,15	719,5333
8	Сборочный	3200	0,25	0,7	800	1,17	936	437,1429	218,5714	1237,143	1154,571	1692,205
9	Горячего эмалир	2290	0,25	0,6	572,5	1,17	669,825	833,3333	416,6667	1405,833	1086,492	1776,747
1	Центральная котел	1250	0,7	0,8	875	0,88	770	303,75	151,875	1178,75	921,875	1496,431
	Склад комплект.	680	0,5	0,8	340	0,75	255	101,25	50,625	441,25	305,625	536,7571
	Склад металлов	300	0,5	0,8	150	0,75	112,5	984,375	492,1875	1134,375	604,6875	1285,478
	заводо управление	180	0,5	0,7	90	0,75	67,5	365,3786	182,6893	455,3786	250,1893	519,5809
	Столовая	180	0,5	0,75	90	0,75	67,5	311,1111	155,5556	401,1111	223,0556	458,9596
	Участок Резки Стекла	60	0,25	0,75	15	1,17	17,55	208,4444	104,2222	223,4444	121,7722	254,4718
	Ремонтно механич	670	0,36	0,8	241,2	1,37	330,444	84,375	42,1875	325,575	372,6315	494,8266
					5353,7		5456,119	12105,89	6052,944	17459,59	11509,06	21004,84
	Компрессоры	3200	0,65	1	2080	0	0			2080	0	2080
	Насосы	3907,8	0,64	0,99	2500,992	0,142492	356,3721			2500,992	356,3721	2526,255
	Итого Выше 1 кВ:									4580,992	356,3721	4594,833
	Потери в тр-рах									420,0969	2100,484
	Итого по заводу									22460,68	13965,92	26448,61
	без учета Ку

2.2 Выбор компенсирующих устройств

Одним из основных вопросов, решаемых при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий, является вопрос о компенсации реактивной мощности.

Передача значительного количества реактивной мощности из энергосистемы к потребителям не рациональна по следующим причинам: возникают дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения, обусловленные загрузкой их реактивной мощностью, и дополнительные потери напряжения в питающих сетях.

Компенсация реактивной мощности с одновременным улучшением качества электроэнергии непосредственно в сетях промышленных предприятий является одним из направлений сокращения потерь электроэнергии и повышения эффективности электроустановок предприятий.

Ввод источника реактивной мощности приводит к снижению потерь в период максимума нагрузки в среднем на 0,081 кВт/квар. В настоящее время степень компенсации в период максимума нагрузки составляет 0,25 квар/кВт, что значительно меньше экономически целесообразной компенсации, равной 0,6 квар/кВт. Поэтому решение этой проблемы даст большой экономический эффект. Следует отметить, что с точки зрения экономии электроэнергии и регулирования напряжения компенсацию реактивной мощности наиболее целесообразно осуществлять у ее потребителей.

Для правильного решения вопросов компенсации реактивной мощности составим уравнение баланса:

Значение реактивной мощности передаваемой энергоснабжающей организацией потребителю в часы максимальных нагрузок энергосистемы:

Qэ1=0,34*17459,59=5936,28 кВар

где a- коэффициент, определяемый в зависимости от высшего напряжения, а=0,34- для предприятий питающихся от сети 110 кВ.

Рр - расчетная активная мощность предприятия

Наибольшая суммарная нагрузка предприятия, принимаемая для определения мощности КУ:

где кнсв- коэффициент учитывающий несовпадение по времени наибольших активной нагрузки энергосистемы и реактивной нагрузки завода. Выбирается в зависимости от отрасли промышленности.

Принимаем наименьшее значение для расчета КУ.

Суммарную мощность КУ Qк1 определяют по балансу реактивной мощности на границе электрического раздела предприятия и энергосистемы в период наибольшей активной нагрузки энергосистемы

Для промышленных предприятий с присоединенной суммарной мощностью трансформаторов менее 750 кВА значение мощности КУ Qк1 задается непосредственно энергосистемой и является обязательным при выполнения проекта электроснабжения предприятия.

По согласованию с энергосистемой, выдавшей технические условия на присоединения потребителей, допускается принимать большую по сравнению с Qк1 суммарную мощность КУ (соответственно меньше значение Qэ1), если это снижает приведенные затраты на систему электроснабжения предприятия в целом.

Средствами компенсации реактивной мощности являются: в сетях общего назначения - батареи конденсаторов (низшего напряжения - НБК и высшего напряжения - ВБК) и синхронные двигатели (СД); в сетях со специфическими нагрузками, дополнительно к указанным средствам, - силовые резонансные фильтры (СРФ) (называемые также фильтр компенсирующими устройствами ФКУ).

К сетям напряжением до 1 кВ на промышленных предприятиях подключается большая часть потребителей реактивной мощности. Коэффициент мощности нагрузки НН обычно не превышает 0,8. Сети напряжением 380 - 660 В электрически более удалены от источников питания, поэтому передача реактивной мощности в сеть НН требует увеличения сечения проводов и кабелей, повышения мощности силовых трансформаторов и сопровождается потерями активной и реактивной мощностей. Затраты обусловленные перечисленными факторами, можно уменьшить или даже устранить, если осуществлять компенсацию реактивной мощности непосредственно в сети НН.

Источниками реактивной мощности в сети НН являются СД напряжением 380 - 660 и конденсаторные батареи. Недостаточная часть (некомпенсированная реактивная нагрузка НН) покрывается перетоком реактивной мощности из сети ВН Qмах тр.

При решении задачи КРМ требуется установить оптимальное соотношение между источниками реактивной мощности НН и ВН, принимая во внимание потери энергии на генерацию реактивной мощности источниками НН и ВН, потери электроэнергии на передачи Qмах,тр из сети ВН в сеть НН и удорожание цеховых ТП в случае загрузки их реактивной мощностью.

Выбор оптимальной мощности НБК осуществляют одновременно с выбором цеховых ТП.

2.3.1 Выбор оптимального числа цеховых трансформаторов

Выбор трансформаторов производится с учетом условий их установки, охлаждения, температуры и состояния окружающей среды и т.п.

Для цеховых подстанций с первичным напряжением 6 или 10 кВ могут быть применены масляные трансформаторы, сухие трансформаторы и сухие трансформаторы с литой изоляцией, заменяющие трансформаторы с негорючим заполнением.

Основное применение на промышленных предприятиях находят двухобмоточные трансформаторы. Трехобмоточные трансформаторы 110/35/6 - 10 кВ применяются на ГПП сравнительно редко при наличии удаленных потребителей средней мощности, относящихся к данному предприятию или району. Широкое применение находят трансформаторы с расщепленными обмотками 110-220/6-6 кВ или 110-220/6-10 кВ. Они применяются при необходимости выделения ударных нагрузок, снижения тока короткого замыкания и при наличии на предприятии вторичных сетей с напряжением 6 и 10 кВ.

Двухтрансформаторные цеховые подстанции следует применять при значительной мощности нагрузок 1 категории, при трехсменной работе электроприемников II категории и при сосредоточенных нагрузках цехов. Двухтрансформаторные цеховые подстанции иногда могут оказаться целесообразными также в следующих случаях:

при неравномерном суточном или годовом графике нагрузки, в частности, при наличии сезонных нагрузок или при одно и двухсменной работе со значительной разницей загрузки смен;

когда мощность трансформаторов лимитируется условиями их транспортировки, высотой помещения и другими соображениями, требующими уменьшения массы или габаритов;

при расширении подстанции, если окажется нецелесообразной замена существующего трансформатора на более мощный.

Цеховые подстанции с числом трансформаторов более двух повышают надежность электроснабжения и во многих случаях более целесообразны, чем двухтрансформаторные подстанции.

Выбор мощности трансформаторов производится на основании технико-экономических расчетов, исходя из полной расчетной нагрузки объекта, удельной плотности нагрузки, стоимости электроэнергии и других факторов.

Оптимальная мощность трансформатора соответствует минимальным приведенным затратам.

При выборе трансформаторов следует учитывать их перегрузочную способность, которая зависит, в частности, oт характера графика нагрузки и от предшествовавшей послеаварийному режиму загрузки трансформатора.

Мощность цеховых трансформаторов следует выбирать, исходя их сроднен нагрузки в наиболее загруженную смену.

На цеховых подстанциях чаще применяются трансформаторы 1000 и 630 кВА; трансформаторы мощностью до 630 кВА применяются при малой плотности нагрузок, в частности, на мелких и средних предприятиях, на периферийных участках крупных предприятий, для административных зданий, клубов и т. п. При удельной плотности нагрузок 0,2 кВ?А/м2 и выше применяются ,трансформаторы 1600 кВ?А, а при удельной плотности нагрузок 0,3 кВ?А/м2 и выше целесообразно применять трансформаторы мощностью 2500 кВ?А.

Определим удельную плотность нагрузки на предприятии:

,

необходимо принять номинальную мощность трансформаторов , принимаем трансформаторы ТМ-630.

Определим минимально возможное число цеховых трансформаторов:

Nmin-минимальное число трансформаторов.

Кз - коэффициент загрузки трансформатора.

Наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передать через трансформатор:

Суммарная мощность конденсаторных батарей:

Дополнительная мощность НБК:

-расчетный коэффициент зависящий от расчетных параметров Кр1 и Кр2

г = 0,21 (Кр1 = 15 и Кр2 = 27)

Определим мощность компенсирующих устройств непосредственно присоединенных к ТП. Выбор оптимальной мощности НБК осуществляют одновременно с выбором цеховых ТП. Расчетную мощность НБК округляют до ближайшей стандартной мощности комплектных конденсаторных установок (ККУ).

Исходя из условий выбираем:

число и мощность цеховых трансформаторов ТП результаты расчетов сводим в таблицу 2.4;

низковольтные конденсаторные установки, результаты расчетов сводим в таблицу 2.5.

Таблица 2.4. результаты выбора мощности и числа цеховых ТП

№ п/п	Расчетная нагрузка	Реактивная мощность которую необходимо скомпенсировать	Число и мощность низковольтных КУ, присоединенных к ТП	Суммарная мощность нагрузки Тп с учетом КУ	Номинальное число и мощность трансформаторов ТП с учетом КУ	Коэффициент загрузки трансформаторов ТП с учетом КУ
	Рр, кВт	Qр, кВАр	Qку,кВАр	Qку кВАр	Sр,кВА	Sном,т,кВА	Кз
ТП1	975	778	147,82	2*75	1159,745	2х630	0,579873
ТП2	5146	2776	527,44	2*300	5587,154	6х1000	0,931192
ТП 3	881	568	107,92	2*75	975,1333	2х630	0,487567
ТП 4	1870	1292	245,48	2*100	2165,494	4х630	0,541373
ТП 5	1783	1056	200,64	2*100	1977,833	2х1000	0,988917
ТП 6	1237	1154	219,26	2*100	1562,141	2х630	0,781071
ТП 7	1405	1086	206,34	2*100	1661,03	2х1000	0,830515
ТП 8	1178	921,8	175,142	2*100	1381,55	2х630	0,690775
ТП 9	1079,9	595,02	113,0538	2*75	1168,029	2х630	0,584014
ТП10	1575,6	910,32	172,9608	2*100	1728,342	2х1000	0,864171

Таблица 2.5. Результаты расчетов и выбора компенсирующих устройств.

№ цеховой подстанции	Тип номинальная мощность компенсирующих устройств	Номинальная мощность компенсирующих устройств Qку, кВАр
ТП1	УКЛН-0,38-75-150УЗ	75 х 2
ТП2	УКЛН-0,38-300-150УЗ	300 х 2
ТП3	УКЛН-0,38-75-150УЗ	75 х 2
ТП4	УКЛН-0,38-100-150УЗ	100 х 2
ТП5	УКЛН-0,38-100-150УЗ	100 х 2
ТП6	УКЛН-0,38-100-150УЗ	100 х 2
ТП7	УКЛН-0,38-100-150УЗ	100 х 2
ТП8	УКЛН-0,38-100-150УЗ	100 х 2
ТП9	УКЛН-0,38-75-150УЗ	75 х 2
ТП10	УКЛН-0,38-100-150УЗ	100 х 2

Полная мощность с учетом компенсирующих устройств:

В соответствии с заданием от ГПП получают питание другие промышленные потребители с расчетной мощностью за наиболее загруженную смену Sр=24204,55 кВА.

Полная расчетная мощность нагрузки на ГПП составляет SрГПП=24204,55+21764,05=45968,6 кВА

3. Выбор трансформаторов ГПП

3.1 Выбор трансформаторов ГПП

Исходя из сделанных расчетов в пункте 2.2, принимаем к установке трансформаторы ТРДН-40000/110

Т - трехфазный;

Р - наличие расщепленной обмотки низшего напряжения;

ДН - охлаждение жидким негорючим диэлектриком с принудительной циркуляцией воздуха.

Таблица 3.1. Паспортные данные трансформаторов на ГПП.

SНОМ, МВ*А	Напряжение обмотки, кВ	Потери, кВт	UК, %	IХ, %
	ВН	НН		ВН-НН	СН-НН
			РХ	РК
40	115	10,5-10,5	34	170	10,5	30	0,55

С коэффициентом загрузки

Определение расчетной нагрузки ГПП

Для определения расчетных нагрузок необходимо учесть потери в трансформаторах ГПП:

Реактивная мощность холостого хода трансформатора:

Определяем полную расчетную мощность на стороне 110 кВ ГПП:

Определяем расчетный ток линии:

4. Выбор марки и сечения питающих линий

4.4.1 Выбор сечения проводов воздушной линии питающих ГПП

Для преобладающих электроприемников I категории промышленной зоны питание трансформаторов ГПП, должно осуществятся от двух независимых источников.

Принимаем двухцепную воздушную линию на железобетонных опорах, выполненную сталеалюминевыми проводами.

1. Выбор марки и сечения проводов в соответствии с ПУЭ проводим по экономической плотности тока:

,

где j=1,1 а/мм2 при Тmax=4370 час.,

принимаем ближайшее наименьшее стандартное значение F=95мм2 , сталеаллюминиевый провод АС-95.

2. Проверяем выбранное сечение провода по условию нагрева в нормальном режиме:

,

для АС-95 Iдоп= 330 А

3. Проверяем выбранное сечение по нагреву током в послеаварийном режиме с учетом перегрузочной способности линии

,

где кпер- допустимая перегрузка проводов на 30-35%

4. Проверка сечения провода по допустимым потерям напряжения

,

где активное сопротивление провода равно:

индуктивное сопротивление провода равно:

4.4.2 Электрический расчет воздушной линии 110кВ

Линия двухцепная, номинальное напряжение 110кВ, выполнена проводом АС-95, погонные параметры линии:

активное сопротивление провода равно:

индуктивное сопротивление провода равно:



рис.4.5.1. Схема питания ГПП от ВЛ 110 кВ

Составим схему замещения:

рис.4.5.2. Схема замещения ГПП и ВЛ 110 кВ.

Потери мощности в трансформаторах ГПП:

Нагрузка в конце линии составляет следующие значение:

Продольная составляющая падения напряжения в линии равна:



Поперечная составляющая падения напряжения в конце линии равна:

Напряжение в начале линии:

Потери мощности в линии:

Мощность выходящая из центра питания:

4.4.3 Построение картограмм электрических нагрузок

Нахождения центра электрических нагрузок предприятия.

Для определения условного центра электрических нагрузок (ЦЭН) применяется методика определения центра тяжести однородных плоских фигур сложной формы.

Для выбора места расположения цеховых подстанций и ЦРП на генплане завода строится картограмма нагрузок:

Хс=;

Yc=

где Хс, Ус - коэффициенты центра электрических нагрузок плоской фигуры в принятом масштабе.

Sb - площади участков на которые разбита плоская фигура.

Если объекты представляют собой правильный многоугольник, то их центры находятся на пересечении диагоналей.

Определение условного электрического центра нагрузок предприятия:

Х0=; У0=;

где Хо, У0 - координаты центра нагрузок предприятия;

Хi, Уi - координаты центра электрических нагрузок цехов.

Определение радиусов окружностей на картограммах электрических нагрузок:

;

где ri - радиус окружности, мм;

Рi - расчётная активная нагрузка данного цеха, кВт;

m - масштаб, кВт/мм2;

Выбираем масштаб, равный кВт/мм2 , определяем радиусы окружностей.

Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга.

Угол сектора (2) определяется из отношения (Рр,общ.) осветительных нагрузок (Рр,осв.) к Рр.общ цехов.

бn=;

б1=

Таблица 3. Результаты расчетов картограммы нагрузок.

№	Наименование	Расчетная нагрузка	Площадь цеха	Координаты, радиус центра электрических нагрузок	Угол осветительной нагрузки
		Pp, кВт	Fном, м2	Хс, м.	Ус, м.	r	, град
1.	Деревообрабатывающий цех	975,1	4225	400	345	1,2	11
2.	Цех сборки компрессоров	5146,966	4225	135	310	1,5	5
3.	Малярный, опытный	587,3333	24082,5	415	455	2,1	38
4.	Инструментальный	1783,145	24082,5	190	530	1,2	73
5.	Заготовки пакетов	293,7344	633,8	80	240	2,1	69
6.	Центральный склад	1270,45	3211	210	178	2	19
7.	Транспортный	600	1140,8	270	525	3,2	219
8.	Сборочный	1237,143	23106	490	460	0,9	60
9.	Горячего эмалирования	1405,833	4563	310	435	1,7	22
10.	Центральная котел	1178,75	1268	60	315	1	41
11.	Склад комплект.	441,25	760,5	550	450	3,9	8
12.	Склад металлов	1134,375	253,5	555	390	2,5	5
13.	Заводоуправление	455,3786	1859	25	445	5	7
14.	Столовая	401,1111	1056,3	80	470	4,8	18
15.	Участок Резки Стекла	223,4444	338	220	460	2,9	54
16.	Компрессорная	325,575	633,8	195	315	2	8
17.	Ремонтно-механический		1014	475	70	3,2	29

4.4.4 Выбор схемы и напряжения питающих сетей

С учётом требований, предъявленных к электроснабжению предприятий, указаний СНиП и Инструкций по проектированию. с потребляемой расчётной мощностью 17459 кВА относится к небольшим предприятиям, входит в интервал более 7,5 МВА нижнего предела установленной мощности для средних предприятий.

Приближенное определение рационального питающего напряжения по номограмме позволяет принять для внешнего электроснабжения напряжения 35 кВ.

Учитывая разностороннее расположение нагрузок цехов относительно ЦРП принята одноступенчатая смешанная схема электроснабжения цеховых КТП по кабельным линиям напряжением 10 кВ, позволяющая с достаточной надёжностью питать как сосредоточенные нагрузки (котельная, компрессорная, насосная) основного так и небольшие нагрузки вспомогательного производств.



Рис.1 схема электроснабжения завода

5. Выбор сечения и марки кабелей 10 кВ системы электроснабжения

Кабели выбираются:

конструкции и типа к.л.;

по длительно допустимому току нагрузки;

по экономической плотности тока;

по способу прокладки;

Проверяются:

По термической устойчивости;

По потере напряжения.

Выбор кабельной линии от ГПП до КТП 3

Определяем: ток в нормальном режиме.

ток в аварийном режиме, когда по одному кабелю передаётся нагрузка 2 Sном.т.

Сечение жил принимаем с учётом допустимой перегрузки в аварийном режиме и снижении допустимого тока в нормальном режиме при прокладке кабелей в одной траншее.

Допустимый ток кабельной линии определяем из выражения

1.25*Ксн*I'допЙмах; I'допЙмах/(0,9*1,25)

где: Ксн - коэффициент снижения нагрузки

I'доп72,8/(0,9*1,25); I'доп102,8

По таблице 1.3.16 ПУЭ принимаем кабель с алюминиевыми жилами сечением 3*35 Iдоп=115 А.

По экономической плотности тока:

Sэ=Iнор/Jэ=72,8/1,4=52 мм2 принимаем сечение 3*50,

где: Jэ=1,4 А/мм2 таблица 1.2.36 ПУЭ

Проверяем принятое сечение кабеля на потери напряжения:

(5.1)

где: L=0,14 - длина питающего кабеля, км.

(5.2)

Таким образом, выбираем сечение кабеля ААШв 3*50 удовлетворяет всем требованиям и принимается к прокладке.

Выбор сечения кабеля к остальным КТП сведён в таблицу 5.1.

Таблица 5.1.

Участок кабельной сети.	Длина участка, км	Токавая нагрузка, А	Сечение, мм2
		Расчетная Ip,max	Номинальная Iнорм	По экономической плотности тока Jэк, А/мм2	По доп. нагреву	По току КЗ.	Принято
ПС110/10кВ - ЦРП	2	364	182	130	120	53,5	3*120
ЦРП-КТП - 1	0,175	33,52	23,94	21,285714	41,3	48,1	3*50
ЦРП-КТП - 2	0,175	33,52	23,94	21,285714	41,3	48,1	3*50
ЦРП-КТП - 3	0,292	28,18	33,75	24,107143	41,3	33	3*50
ЦРП-КТП - 4	0,292	51,37	25,685	18,346429	13,2	39,4	3*50
ЦРП-КТП - 5	0,292	51,37	25,685	18,346429	13,2	39,4	3*50
КТП - 6	0,0962	67,2	45,15,6	24	26	45,8	3*50
КТП -7	0,195	39,93	23,94	28,285714	41,3	48,1	3*50
КТП - 8	0,136	28,18	33,75	24,107143	41,3	33	3*50
КТП - 9	0,338	51,37	33,75	18,346429	13,2	39,4	3*50
КТП - 10	0,143	49,95	35,68	28,642	13,2	39,4	3*50
КТП - 11	0,316	37,2	48,93	57.81	26	45,8	3*50

6. Выбор режима работы нейтрали трансформаторов

Нейтралью трансформаторов в трехфазной системе электроснабжения промышленного предприятия могут быть изолированы от земли, заземлены через дугогасящие устройство и глухо заземлены. Выбор режима работы нейтрали трансформатора определяется надежностью и экономичностью работы электроустановок, безопасностью их обслуживания, режимами работы сети.

Согласно ПУЭ сети напряжением 110 кВ и выше работают с глухо заземленной нейтралью. Электроустановки, работающие в этих системах, имеют большие токи замыкания на землю (Iк1 500 А), поскольку поврежденная фаза оказывается короткозамкнутой на землю через нейтраль.

Глухое заземление нейтралей электроустановок не только предупреждает возникновение в них дуговых перенапряжений, но и приводит к облегчению их изоляции по отношению к земле, что дает возможность к снижению уровня изоляции, и следовательно, к снижению затрат.

Согласно ПУЭ сети напряжением 6-10 кВ работают с изолированной нейтралью. Установки, работающие в этих системах, обладают малыми токами замыкания на землю (Iк1 500 А).

Благодаря изолированной нейтрали, при замыкании на землю одной фазы, питание потребителей, включенных на междуфазныное напряжение, не нарушается, и они продолжают работать нормально. Допускается не отключать возникшее замыкание в течение 2 часов для отыскания повреждения.

В нашем случае вторичные обмотки трансформаторов ГПП и обмотки цеховых трансформаторов с высокой стороны не заземляются (т.е. работают с изолированной нейтралью).

Для сетей 380/220 В на заводе предусмотрено глухое заземление нейтралей трансформаторов в трансформаторных подстанциях со стороны 0,4 кВ. Это дает возможность применить более простую и экономичную систему совместного питания силовых и осветительных приемников цехов от общих трансформаторов и сетей, так как глухое заземление нейтрали предотвращает повышение напряжения проводов по отношению к земле сверх 250 В, что необходимо для возможности питания от этих сетей приемников освещение.

Сети с глухозаземленной нейтралью обеспечивают необходимую надежность питания электроприемников. Необходимая безопасность при обслуживании электроустановок с глухим заземлением нейтрали в определенной степени удовлетворяет требования ПУЭ о величине сопротивлений заземляющего устройства не более 4 Ом и устройствам повторных заземлений нулевого провода.

7. Расчёт токов короткого замыкания

7.1 Расчёт токов короткого замыкания в сети выше 1кВ

Расчёт токов короткого замыкания производится для выбора оборудования по условию электродинамической стойкости и производится по расчётной схеме системы электроснабжения (рис. 1) в именованных единицах.

Составляем схему замещения (рис.2) и принимаем её элементы в порядке их расположения от системы бесконечной мощности в направлении к точкам КЗ.

Рис.2 Схема замещения системы электроснабжения для расчетов тока к.з.

2. Определяем сопротивления элементов схемы замещения в именованных единицах.

Трансформаторы Т1 и Т2 системы.

(7.1)

(7.2)

Кабельные линии и воздушные линии:

Хл =Худ*L (7.3)

rл =rуд*L (7.4)

Хкл =Худ*L

rкл=rуд*L

где: Худ и rуд - значения удельного индуктивного и активного сопротивления кабельной и воздушно линий.

Расчет тока к.з. в точке К1

ВЛ35 кВ

.

Линия двухлучевая, следовательно

3. Ток короткого замыкания:

4. Рассчитываем ударный ток в точке К.З.

Для выбора и проверки электрооборудования по условию электродинамической стойкости необходимо знать наибольшее возможное мгновенное значение тока КЗ, которое называют ударным током и определяют по формуле:

где Iк -- значение периодической составляющей тока КЗ в начальный момент

куд -- ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени Та апериодической составляющей тока КЗ;

хк и гк -- соответственно индуктивное и активное сопротивления цепи КЗ;

При вычислении токов КЗ в удаленных от генератора точках ударный коэффициент определяют по кривой зависимости куд=f(Ta)



Рис.3 Зависимость ударного коэффициента Куд от постоянной времени Т а

Находим ударный ток:

кА

iуд 1=КудIk k1=*9,44*1,21=16,20 кА; (7.6)

результаты расчетов в остальных точках приведены в таблице6.1.

7.2 Расчет токов короткого замыкания в сети 0,4 кВ

Сети напряжением до1 характеризуются большой протяженностью и наличием большого количество коммутационного оборудования. В сети до 1кВ даже небольшое сопротивление оказывает существенное влияние на ток к.з. Поэтому в расчетах учитываются все сопротивления цепи, как индуктивные так и активные сопротивления сети.

Определим токи короткого замыкания в точках сети 0,4 кВ:

Определяем сопротивление цехового трансформатора:

мОм

мОм

Определяем сопротивление цехового трансформатора:

Тип и мощность, кВА	Номинальное напряжение обмоток, кВ	Потери короткого замыкания, кВт	Напряжение короткого замыкания, %
	ВН	НН
ТМ-630	10	0,4	7,6	4,5
ТМ-1000	10	0,4	12,2	5,5

2. Определяем сопротивление ВЛ:

3. Приводим сопротивление системы электроснабжения высшего напряжения к расчетному U = 0,4 кВ.

 мОм

мОм

4. Суммарное сопротивление участка:

мОм

мОм

5.Ток короткого замыкания в расчетной точке равен:

6.Рассчитываем ударный ток в точке К.З.

Для выбора и проверки электрооборудования по условию электродинамической стойкости необходимо знать наибольшее возможное мгновенное значение тока КЗ, которое называют ударным током и определяют по формуле:

Аналогично находим токи короткого замыкания во всех остальных точках, и расчет сводим в таблицу 7.1. По данным расчета токов короткого замыкания будет произведена проверка основного защитного и коммутационного оборудования

Таблица 7.1. результаты расчетов токов короткого замыкания

Точка к.з.	Rтр, Ом	Хтр, Ом	L, км	Хл, Ом	Rл, Ом	RУ, Ом	ХУ, Ом	Iк, кА	Та,с	куд	Iуд, кА
К1	-	-	9,8	4,06	1,94	-	-	9,44	0,0005		13,216
К2	-	8,44	9,8	4,06	1,94	0,16	1,02	5,9	0,00393	1,16	9,5816
К3	3,06	13,2	0,03	0,09	0,017	18,29	14,81	9,83	0,00395	1,16	15,9639
К4	3,06	13,2	0,01	0,009	0,001	18,09	14,6	9,95	0,00391	1,16	16,1588
К5	3,06	13,2	0,1	0,062	0,009	18,06	14,7	10,2	0,00393	1,16	16,5648
К6	3,06	13,2	0,05	0,9	0,017	18,29	14,81	9,83	0,00391	1,16	15,9639
К7	3,06	13,2	0,01	0,062	0,009	18,06	14,7	10,24	0,00389	1,16	16,6298
К8	3,06	13,2	0,03	0,013	0,003	18,07	14,78	10,26	0,00766	1,85	26,5734
К9	1,25	5,3	0,01	0,06	0,004	16,6	6,9	13,7	0,00393	1,16	22,2488
К10	3,06	13,2	0,01	0,009	0,001	18,3	14,83	9,84	0,00394	1,16	15,9802
К11	3,06	13,2	0,03	0,06	0,004	18,06	14,61	10,2	0,00393	1,16	16,5648
К12	3,06	13,2	0,01	0,09	0,01	18,29	14,81	9,83	0,00393	1,16	15,9639

8. Выбор основного коммутационного и защитного оборудования

8.1 Выбор выключателей

Выбор выключателей производится по:

по напряжению установки Uуст Uном;

по длительному току Iнорм Iном; Iмах Iном;

по отключающей способности:

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию: Iп, Iотк,ном.

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока к.з.

iа, iа,ном = 2·нIотк,ном./100

iа,ном- номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ; н- нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе в %, iа,-апериодическая составляющая тока к.з. в момент расхождения контактов ; - наименьшее время от начала к.з. до момента расхождения дугогасительных контактов:

= tз,min+tc,в;

здесь tз,min = 0,01с - минимальное время действия релейной защиты; tc,в- собственное время отключения выключателя.

Если условие Iп, Iотк,ном. соблюдается , а iа, iа,ном, то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току к.з.:

(2·Iп, + iа,) 2·Iотк,ном. ·(1+н/100).

По включающей способности проверка производится по условию:

iу iвкл; Iп,о Iвкл,

где iу- ударный ток к.з. в цепи выключателя; Iп,о- начальное значение периодической составляющей тока к.з. в цепи выключателя; Iвкл- номинальный ток включения; iвкл- наибольший пик тока включения ( по каталогу).

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельный сквозным токам к. з.:

Iп,о Iдин; iу iдин,

Где iдин- наибольший пик по каталогу; Iдин- действующее значение периодической составляющей тока к. з.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока к. з.:

Вк Iтер2·tтер,

Где Вк - тепловой импульс тока к. з. по расчету; Iтер - среднеквадратичное значение тока за время его протекания по каталогу; tтер- длительность протекания тока термической стойкости по каталогу, с.

8.1.2 Выбор и проверка выключателей для ЗРУ-10 кВ

Для защиты питающих линий от трансформаторов ГПП, принимаем ВВ/TEL-10-20/630

Выбираемая и проверяемая величина	Обозначение	Формулы для выбора и проверки	Каталожные данные	Расчетные данные
Номинальное напряжение, кВ			10	10
Номинальный ток, А			630	107,6-330,6
Номинальный отключаемый ток, кА			20	15,71
Номинальный отключаемый ток при АПВ, кА			20	18,7
Допустимый ударный ток к.з., кА			52	26,73-40,17
Ток термической устойчивости за время tнту=4с ,кА	Iнту		20	3,51

Для остальных отходящих линий к ТП и РП выбор аналогичен - ВВ/TEL-10-20/630

Выбираемая и проверяемая величина	Обозначение	Формулы для выбора и проверки	Каталожные данные	Расчетные данные
Номинальное напряжение, кВ			10	10
Номинальный ток, А			1600	1349,5
Номинальный отключаемый ток, кА			31,5	15,71
Номинальный отключаемый ток при АПВ, кА			31,5	18,7
Допустимый ударный ток к.з., кА			80	40,17
Ток термической устойчивости за время tнту=4с ,кА	Iнту		31,5	4,302

8.2 Выбор оборудования ГПП 110/10

Определяем расчетные параметры для выбора аппаратов защиты при отключении одной линии:

Для проверки аппаратов на термическую устойчивость необходимо определить тепловой импульс:

Со стороны 110 кВ для защиты трансформаторов ГПП устанавливается Элегазовые баковые выключатели серии ВГБ.

Выключатели элегазовые баковые типа ВГБУ-110У1 с гидроприводом

Элегазовые баковые выключатели серии ВГБ разработаны на базе хорошо известного принципа гашения дуги. При срабатывании выключателя элегаз сжимается и выбрасывается через контакты выключателя, осуществляя гашение дуги.

Этот принцип гашения и конструкция дугогасительных камер хорошо зарекомендовали себя в комплексных распределительных устройствах (КРУЭ) и отдельно стоящих выключателях (ВЭК) с элегазовой изоляцией, эксплуатирующихся с 1979 года.

Выключатели предназначены для эксплуатации на открытом воздухе в районах с умеренным и холодным климатом (исполнение У1 и УХЛ1) и соответствуют международным и российским стандартам.

Достоинства:

Заземленный резервуар (повышенная безопасность);

Повышенная сейсмостойкость (низкий центр тяжести);

Повышенная надежность, безопасность и простота конструкции;

Минимальная необходимость в обслуживании;

Минимальное время монтажа;

Встроенные трансформаторы тока;

Пластиковые вводы с кремнийорганической резиной.

Элегазовый баковый выключатель серии ВГБ.

Технические характеристики

Наименование параметра	ВГБ-110У1
Номинальное / наибольшее рабочее напряжение, кВ	110/126
Номинальный ток отключения, кА	40
Собственное время отключения, с, не более	0,035
Номинальный ток, А	2000
Полное время отключения, с, не более	0,055
Собственное время включения, с, не более	0,1
Число разрывов на полюс	1
Допустимое число операций «О/В» в диапазоне от 60 до 100 % Ioном и Iвном	20/10
Покрышка ввода	фарфоровая
Удельная длина пути утечки внешней изоляции вводов, см/кВ, не менее	2,25
Ток потребления ЭВ и ЭО полюса выключателя при номинальном напряжении, А, не более	2,30
Нижний предел избыточного давления элегаза при 20 С, МПа (кгс/см2)	0,35 (3,50
Масса, кг	4500
Встроенный трансформатор тока:	ТВ-110
	для измерений	для защиты
Номинальный первичный ток, А	1000-2000	2000
Номинальный вторичный ток, А	1	1
Наибольший рабочий первичный ток, А	1000-2000	2000
Номинальный класс точности для номинальных токов: - 1000 А - 2000 А	0,50 0,20	- 10Р
Номинальная вторичная нагрузка с соs = 0,8, ВА	30	30
Номинальная предельная кратность	-	25
Ток термической стойкости, кА	40
Время протекания тока термической стойкости, с	3
Утечка элегаза в год, % от массы, не более	1

8.2.1 Выбор разъединителей на ГПП

Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.

Выбор разъединителей производится по:

по напряжению установки Uуст Uном;

по длительному току Iр Iном; Iмах Iном;

по конструкции, роду установки;

по электродинамической стойкости:

Iп,о Iпр,с; iу iпр,с,

где iпр,с, Iпр,с - предельный сквозной ток к.з. ( амплитуда и действующее значение).

на термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока к.з.:

Вк Iтер2·tтер,

где Вк- тепловой импульс тока к.з. по расчету; Iтер- среднеквадратичное значение тока за время его протекания по каталогу; tтер- длительность протекания тока термической стойкости по каталогу, с.

РНДЗ - 3 - 110/1000 У1 с приводом ПР - У1

Выбираемая и проверяемая величина	Обозначение	Формулы для выбора и проверки	Каталожные данные	Расчетные данные
Номинальное напряжение, кВ			110	110
Номинальный длительный ток, А	Iном		1000	245,4
Допустимый длительный ток к.з., А	iн.дин		80	14,77
Ток термической устойчивости за время tнту=30 ,кА	Iнту	tп=0,2c	31,5	1,49

8.2.2 Выбор и проверка выключателей на стороне 110 кВ ГПП

Выбираемая и проверяемая величина	Обозначение	Формулы для выбора и проверки	Каталожные данные	Расчетные данные
Номинальное напряжение, кВ			110	110
Амплитуда предельного сквозного тока, кА	iпрсвк		51	14,77
Ток термической устойчивости за время tнту=30 ,кА	Iнту	202*3=1200 кА2с	1200	5,68

Окончательно принимаем Элегазовый баковый выключатель серии ВГБ.

8.2.3 Выбор гибких шин ОРУ 110 кВ

Сечение гибких шин выбирается по экономической плотности тока. В качестве гибких шин ОРУ-110кВ принимаем сталеалюминевый провод сечением АС-95

Проверяем провод по нагреву расчетным током в номинальном режиме:

,

Проверяем провод по допустимому термическому действию тока к.з.:

, где

Qп - начальная расчетная температура при максимальной нагрузке;

Qср=25 С, температура окружающей среды;

Qдоп=70 С, нормированная допустимая температура шин.

Определяем конечную температуру нагрева проводника током к.з.:

,

где АQП- определяется по кривым (электротехнический справочник Т3, кн1,стр167) для начальной температуры шины Qп -(до к.з.) при Qп =49,9 С

для алюминия находим АQП-=0,35*104 А2с/мм2 :

,

для находим Qп =125 С

Предельно допустимая температура нагрева алюминия при токах короткого замыкания равна 200 С (электротехнический справочник Т3, кн1,стр169)

Проверка на термическую стойкость к токам короткого замыкания:

Согласно ПУЭ все кабельные линии и провода высокого напряжения проверяются на термическую стойкость к токам короткого замыкания:

,

где Вк- тепловой импульс тока к.з.,

,

Условие выполняется.

Провод марки АС-95 удовлетворяет всем условиям выбора.

8.2.4 Выбор шинопровода от трансформатора ГПП - 110 кВ до ЗРУ-10 кВ

В качестве открытого шинопровода от трансформатора ГПП-110 кВ до ЗРУ-10 кВ принимаем провод А-80х6 в количестве 3 шт по одному на каждую фазу.

Проверяем провод по нагреву расчетным током в номинальном режиме:

,

Проверяем кабель по допустимому термическому действию тока к.з.:

, где

Qп - начальная расчетная температура при максимальной нагрузке;

Qср=25 С, температура окружающей среды;

Qдоп=70 С, нормированная допустимая температура шин.

Определяем конечную температуру нагревапроводника током к.з.:

,

где АQП- определяется по кривым (электротехнический справочник Т3, кн1,стр167) для начальной температуры шины Qп -(до к.з.) при Qп =41,43 С

для алюминия находим АQП-=0,3*104 А2с/мм2 :

,

для находим Qп =41,6 С

Предельно допустимая температура нагрева алюминия при токах короткого замыкания равна 200 С (электротехнический справочник Т3, кн1,стр169)

Проверка на термическую стойкость к токам короткого замыкания:

Согласно ПУЭ все кабельные линии и провода высокого напряжения проверяются на термическую стойкость к токам короткого замыкания:

,

где Вк- тепловой импульс тока к.з.,

,

Условие выполняется.

8.2.5 Выбор и проверка опорных изоляторов ОРУ-110кВ

Выбор проводим по:

Номинальному напряжению установки

Допустимой механической нагрузке

Выбираем опорный изолятор НС-110-300

8.2.6 Выбор и проверка опорных изоляторов ЗРУ-10кВ

Выбор проводим по:

Номинальному напряжению установки

Допустимой механической нагрузке

Выбираем опорный изолятор ОНШ-10-300



,

Изолятор опорный ОНШ-10-300 удовлетворяет требуемым условиям.

8.2.7 Выбор и проверка проходных изоляторов ЗРУ-10кВ

Выбор проводим по:

Номинальному напряжению установки ;

Номинальному току ;

Допустимой механической нагрузке .

Выбираем проходной изолятор ИПК-10/4000-1500У,ХЛ2

Выбранный проходной изолятор ИПК-10/4000-1500У,ХЛ2, удовлетворяет требуемым условиям.

8.2.8 Выбор и проверка предохранителей для защиты трансформаторов СН на стороне 110 кВ ГПП

Предохранители выбираются по номинальному току, номинальному напряжению и отключающей способности.

Выбираем предохранитель ПКТ-102-10-31,543

Выбираемая и проверяемая величина	Обозначение	Формулы для выбора и проверки	Каталожные данные	Расчетные данные
Номинальное напряжение, кВ			10	10
Номинальный ток, А			31,5	23,1
Номинальная отключающая мощность, мВА			400	272,11
Номинальный отключаемый ток, кА			31,5	15,71

В РУ-10 кВ предусмотрено установить 2 трансформатора собственных нужд ГПП110кВ типа ТМ мощностью 400 кВА каждый, с 11 группой соединения, 10/0,4кВ.

Номинальная мощность отключения предохранителя:

-начальное действующее значение периодической составляющей тока к.з. (точка К2 из расчета токов к.з.)

8.3 Выбор и проверка измерительных трансформаторов

8.3.1 Выбор трансформаторов тока для ОРУ-110кВ

Трансформаторы тока выбираются по номинальному напряжению, номинальному первичному току и проверяются по электродинамической и термической стойкости к тока к.з., а также по классу точности и проверка на допустимую нагрузку вторичной цепи.

Выбираем ТТ типа ТФЗМ-110Б-141

Проверяемые величины	Формулы	Каталожные данные	Расчетные данные
Номинальное напряжение, кВ		110	110
Номинальный термический ток, кА		400	245,4
Нагрузка вторичной обмотки трансформатора, ВА		30	13
Кратность односекундного тока термической устойчивости		34,6	3,73
Кратность тока допускаемой внутренней электродинамической устойчивости		75	26,11

Примем, что в ячейке питающей РУ установлен счетчик коммерческого учета, по которому ведутся денежные расчеты, значит, класс точности принимаем 0,5. Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

Определение сопротивления приборов

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА.
		А	В	С
Амперметр Ваттметр Варметр Счетчик активной мощности Счетчик реактивной мощности	Э-335 Д-335 Д-335 САЗ-И674, СР4-676	0,5 0,5 0,5 2,5 2,5	- - - - -	0,5 0,5 0,5 2,5 2,5
ИТОГО		6,5		6,5

Суммарное сопротивление приборов рассчитываем по суммарной мощности, Ом:

Сопротивление контактов rК принимаем 0,1 Ом, т.к. количество приборов больше трех. Расчетная длина провода lР: - при включении ТТ в неполную звезду. Длину l принимаем: при установке на щите управления l=3-4 м. Тогда: