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

5.1 Выбор напряжения

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

Так как отсутствует нагрузка на напряжение 6 кВ, принимаем напряжение внутреннего электроснабжения предприятия 10 кВ.

5.2 Построение схемы внутреннего электроснабжения предприятия

Схема выполняется ступенчатая, распределение электроэнергии осуществляется по радиальным схемам, а так же в некоторых случаях по магистральным. Так как имеются потребители второй и первой категорий, то предусматривается секционирование во всех звеньях схемы. При радиальном питании применяется глухое присоединение цеховых трансформаторов.

Электрическая схема внутреннего электроснабжения предприятия представлена на рисунке формата А1 «Схема электроснабжения машиностроительного завода».

5.3 Конструктивное выполнение электрической сети

Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величины электрических нагрузок и их размещения, плотности застройки предприятия, конфигурации технологических, транспортных и других коммуникаций, типа грунта на территории предприятия.

Распределительные сети предприятия напряжением 10 кВ выполним кабельными линиями. В качестве основного способа прокладки выбираем прокладку кабелей в траншее (в одной траншее допускается прокладка не более шести кабелей). Поскольку грунт предприятия имеет среднюю коррозионную активность, в грунте присутствуют блуждающие токи и растягивающие усилия, то для прокладки в траншее выбираем кабели типа АПвПу[7, табл. 21.16]. Кроме того, при питании цеховых подстанций используется прокладка кабелей по лоткам внутри производственных помещений, в этом случае применяем кабели типа АПВБбШв[7, табл. 21.16].

5.4 Расчет питающих линий

Сечение кабелей напряжением 10 кВ и 0,4 кВ определяется по экономической плотности тока и проверяется по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий его прокладки, по току перегрузки, потери напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания. Все результаты расчетов приведены в таблице 5.1.

Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:

, (5.1)

где S_Р.К. - мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме, кВА.

При питании двух трансформаторной подстанции - расчетная нагрузка, приходящаяся на один трансформатор, с учетом потерь.

Сечение кабельной линии, определяемое по экономической плотности тока:



где j_Э = 1,6 - экономическая плотность тока длякабелей с резиновой и пластмассовой изоляцией с алюминиевыми жилами при числе часов использования максимума нагрузки Т_М = 6400 ч/год ([4], табл. 1.3.36).

Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки рассчитывается по формуле:

(5.2)

где К_П - поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей ([4], табл.1.3.26);

К_t - поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель ([4], табл.1.3.3), при прокладке кабелей в земле и нормированной температуре алюминиевых жил с пластмассовой изоляцией 65С и температуре почвы 14,4С К_t = 1

Тогда (5.2) для рассматриваемого примера:

Проверим кабель по допустимому току в нормальном режиме работы:

I`_ДОП>I_Р.К./n_К

здесь n_К - число запараллеленных кабелей в кабельной линии, в нашем случае n_К = 1.

Под послеаварийным режимом кабельной линии будем понимать режим, когда выходит из строя одна из двух кабельных линий, питающих потребители первой и второй категорий. При этом нагрузка на линию удваивается, то есть



,

Допустимая перегрузка кабеля в послеаварийном режиме

, (5.3)

где К_АВ - коэффициент перегрузки, определяется по [4, табл.1.3.2]

К_АВ = 1,25.

Осуществим проверку по току перегрузки:

I_АВ` >I_АВ/n_К

Потеря напряжения в кабельной линии в послеаварийном режиме определяется по формуле:

, (5.4)

где Р_Р, Q_Р - расчетные активная и реактивная нагрузки кабеля в послеаварийном режиме;

r₀, х₀ - удельные активное и индуктивное сопротивления кабеля, Ом/км, ([5], табл. 7.28);

l - длина кабельной линии, км.

Итак, в разделе 5 мы приняли напряжение распределительных сетей равным 10 кВ. Построили схему внутреннего электроснабжения. Распределение электроэнергии осуществляется по радиальнымсхемам. Электрическая схема внутреннего электроснабжения предприятия представлена на рисунке 5.1. Провели расчет питающих линий - определили тип кабелей с учетом свойств грунта - АПвПу, способ прокладки. Потери напряжения в кабельных линиях не превышают допустимых значений 5 %.



6. Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания производится с помощью типовых кривых. Достаточно рассмотреть ток трехфазного короткого замыкания в характерных точках СЭС предприятия и определить периодическую составляющую этого тока для наиболее тяжелого режима работы сети. Учет апериодической составляющей производится приближенно, допускается, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой точке электрической сети. Так как мощность короткого замыкания энергосистемы в месте присоединения питающей предприятие линии значительно превышает мощность, потребляемую предприятием, то допускается периодическую составляющую тока короткого замыкания от энергосистемы принимать неизменной во времени:

.

Для расчета токов короткого замыкания составим расчетную электрическую схему (рисунок 6.1).

Рисунок 6.1 - Расчетная электрическая схема СЭС предприятия для расчета токов КЗ



При выборе расчетной схемы для определения токов короткого замыкания рассчитывается режим, при котором воздействие токов короткого замыкания на систему электроснабжения является наиболее тяжелым. Это режим, когда один из трансформаторов главной понизительной подстанции отключен для проведения профилактических мероприятий или аварийного ремонта и включен секционный выключатель в распределительном устройстве 10 кВ ГПП, то есть все электроприемники питаются от одного трансформатора.

При определении токов КЗ в точках К₁, К₂ подпитку от синхронных двигателей можно не учитывать. В подпитке точки К₃ участвуют синхронные двигатели, подключенные к секции. При определении тока КЗ в точке К₄ в качестве источника рассматривается только энергосистема, а подпитка отэлектродвигателей напряжением 10 кВ не учитывается.

Для расчета токов КЗ по схеме электроснабжения предприятия(рисунок 6.1) составляется схема замещения (рисунок 6.2).

Рисунок 6.2 - Схема замещения для расчета токов КЗ



Найдем параметры схемы замещения в относительных единицах при S_Б=1000 МВА и принимая за базисное напряжение той ступени, на которойпроизошло короткое замыкание.

Сопротивление системы:

, (6.1)

где S_КЗС=3000 МВА - мощность короткого замыкания системы, тогда (6.1):

.

Сопротивление ВЛ:

, (6.2)

где U_СР1=115кВ - среднее напряжение воздушной линии 110кВ.

.

Сопротивление трансформатора ГПП:

. (6.3)

.



Сопротивление обмотки высокого напряжения:

, (6.4)

Сопротивление обмоток низкого напряжения:

, (6.5)

.

Сопротивление кабельных линий:

, (6.6)

где U_СР2- среднее напряжение кабельной линии.

Точку К₄ полагаем расположенной на шинах 0,4 кВ цеховой ТП ремонтно-механического цеха.

Сопротивление кабельной линии от ГПП до ТП-16:

.

В сети напряжением ниже 1000 В необходимо учитывать и активные сопротивления.

Полное сопротивление трансформатора цеховой ТП:



, (6.7)

.

активное сопротивление трансформатора

, (6.8)

;

индуктивное сопротивление трансформатора

, (6.7)

.

Перейдем к расчету токов короткого замыкания.

Токи КЗ в точках К₁ и К₂ были определены при технико-экономическом обосновании величины напряжения внешнего электроснабжения предприятия (раздел 4.4).

Определим ток короткого замыкания в точке К₃.

Для расчета тока короткого замыкания в точке К₃ приведем схему замещения (рисунок 6.3).



Рисунок 6.3 - Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К₃

Базисный ток:

, (6.8)

кА.

Сопротивление X₈ на рисунке 6.3:

Х₈=Х₁+Х₂+Х₃=0,33+0,087+7,8=8,21;

Сопротивление кабельной линии ГПП-СД1:

.

Сопротивление синхронны и асинхронных двигателей индукционных:

, (6.9)

где x” - сверхпереходная реактивность;

N-количество двигателей;

P_НОМ-МВт - номинальная мощность двигателя;

cosц - коэффициент мощности двигателя.

.

Суммарное сопротивление кабельных линий и двигателей:

Начальные значения сверхпереходного тока каждой ветви:

кА,

кА,

Начальное значение тока короткого замыкания в точке К₃:

I_К3/0/=I_С+ I_СД, (6.10)

I_К3/0/=6,7+ 1,13=7,83кА

Периодическую составляющую тока КЗ можно считатьнеизменной:

I_К3=I_П0=I_Пt=7,83 кА.

Ударный ток короткого замыкания:

; 

здесь К_У=1,8 согласно [1].

кА.

Мощность короткого замыкания

;

МВА.

Определим ток короткого замыкания в точке К₄.

Суммарное активное сопротивление

r=r₆+r₇;

r=0,61+10,8=11,41

суммарное индуктивное сопротивление

х=х₆+х₇+ х₈;

х=0,049+54+8,21=62,25;

полное сопротивление

;

.

Мощность короткого замыкания в точке К₄:



;

МВА.

Ток короткого замыкания при базисном напряжении U_Б=0,4 кВ найдем по формуле:

;

кА.

Ударный ток КЗ:

;

где ударный коэффициент К_У принят 1,35 согласно [1,табл. 2,45].

кА.

Результаты расчетов по всем точкам КЗ представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Результаты расчета токов короткого замыкания

Расчётная точка	Напряжение, кВ	Токи, кА	Мощность кзступенни
		Iпо	Iпt	Iуд
К1	115	15,6	15,6	36,6	3000
К2	115	13,93	13,93	30,38	2376,28
К3	10	7,83	7,83	19,93	142,2
К4	0,4	22,8	22,8	43,3	15,8



Для оценки теплового импульса воздействия тока КЗ на отдельные элементы системы электроснабжения необходимо найти время отключения КЗ. С этой целью построим диаграмму селективности действия максимальной токовой защиты (рисунок 6.4), ступень селективности примем равной 0,5 с.

Рисунок 6.4 - Диаграмма селективности действия максимальной токовой защиты

Итак, в разделе 6 мы провели расчет токов короткого замыкания в четырех контрольных точках - на шинах энергосистемы, на шинах ГПП 110 кВ, на шинах 10 кВ и шинах 0,4 кВ. Определили токи и мощности короткого замыкания в указанных точках. Данные этого раздела необходимы для дальнейших расчетов.



7. Выбор электрооборудования системы электроснабжения предприятия

Выбор коммутационной и измерительной аппаратуры схемы внешнего электроснабжения был произведен в разделе 4.2.5.

7.1 Выбор ячеек комплектного распределительного устройства ГПП и РП

РУ НН ГПП выполняется комплектным из шкафов серии КЭ-1-10-31,5 для внутренней установки. Шкаф комплектуется элегазовыми выключателями типа VF-12, встроенными разъединителями втычного типа, сборными шинами и трансформаторами тока типа ТЛК-10.

Условия выбора, расчетные параметры сети и каталожные данные ячеек КРУ [3,6] представлены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 - Выбор ячеек КРУ ГПП

Условия выбора	Расчетные параметры сети	Каталожные данные КЭ-1-10-31,5
	uУСТ = 10 кВ	uНОМ = 10 кВ
	IУТЯЖ ГПП = 2023А	IНОМ = 3150 А
	iУД = 19,93 кА	iДИН = 31,5 кА
	ВК = 7,3	3000

Рабочий ток в утяжеленном режиме вводной ячейки определим, исходя из перегрузочной способности силовых трансформаторов ГПП:

А.

Ударный ток указан в таблице 6.2 для точки короткого замыкания К₃.

Тепловой импульс тока КЗ определяется по формуле (4.29):

,

где Т_А = 0,05с согласно [1];

t_ОТК = t_РЗ + t_ОВ = 0,01 + 0,06 = 0,07 с,

t_РЗ - выдержка времени срабатывания релейной защиты, с;

t_ОВ - полное время отключения выключателя типа VF-12, с.

7.2 Выбор выключателей КРУ

Выключатели выбираются по рассмотренным выше условиям (4.18)-(4.20) и проверяются по условиям (4.21), (4.26)-(4.28).

Подробный выбор выключателя на вводе в КРУ рассмотрен в таблице

В ячейках КРУ типа КЭ-1-10-31,5 устанавливаются элегазовые выключатели типа VF-12 с собственным временем отключения t_СВ = 0,06 с и полным временем отключения t_ОВ = 0,08 с.

Амплитудное значение апериодической составляющей тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя , определяется по формуле (4.22)

кА ,

где = t_РЗMIN + t_СВ = 0,01+0,06 = 0,07 с.

Номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени по формуле (4.25):

кА,

где _НОМ определяется по кривой рисунка 4.5 [2] для времени =0,07 с.

Значения ударного тока и теплового импульса указаны в таблице 7.1.

Каталожные данные выбираемых выключателей представлены в [6].

Таблица 7.2 - Выбор выключателей на вводе в КРУ

Условия выбора	Расчетные параметры сети	Каталожные данные VF-12.31.20
	uУСТ = 10 кВ	uНОМ = 10 кВ
	IУТЯЖ = 2023 А	IНОМ = 3150 А
	IП, = 7,83кА	IНОМ.ОТКЛ. = 20 кА
	iА, =4,3 кА	iА,НОМ = 5,65кА
	IП,0 = 7,3кА iУД = 19,93кА	IДИН = 20 кА iДИН = 50 кА
	ВК = 7,3	1200

Остальные выключатели напряжением 10 кВ выбираются аналогично, результаты выбора представлены в таблице 7.3.

Таблица 7.3 - Выбор выключателей и трансформаторов тока схемы внутреннего электроснабжения

Кабельные линии	Uн, кВ	Iр, А	Iутяж, А	Iпо, кА	Iу, кА	Тип выключателя	Тип ТА
ГПП-ТП1	10	72,4	144,9	7,83	19,93	VF12.08.20	ТЛК-10-150-0,5/10Р
ГПП-ТП2	10	114,8	229,7	7,83	19,93	VF12.08.20	ТЛК-10-300-0,5/10Р
ГПП-ТП3	10	30,2	60,5	7,83	19,93	VF12.08.20	ТЛК-10-100-0,5/10Р
ГПП-ТП4	10	70,8	141,6	7,83	19,93	VF12.08.20	ТЛК-10-150-0,5/10Р
ГПП-ТП5	10	140,5	281	7,83	19,93	VF12.08.20	ТЛК-10-300-0,5/10Р
ТП5-ТП6	10	70,2	140,5	7,83	19,93	VF12.08.20	ТЛК-10-150-0,5/10Р
ГПП-ТП7	10	208	416,1	7,83	19,93	VF12.08.20	ТЛК-10-600-0,5/10Р
ТП7-ТП8	10	104	208	7,83	19,93	VF12.08.20	ТЛК-10-300-0,5/10Р
ГПП-ТП9	10	69,2	138,4	7,83	19,93	VF12.08.20	ТЛК-10-150-0,5/10Р
ГПП-ТП10	10	115,6	231	7,83	19,93	VF12.08.20	ТЛК-10-300-0,5/10Р
ТП10-ТП11	10	87,9	175,9	7,83	19,93	VF12.08.20	ТЛК-10-200-0,5/10Р
ГПП-ТП12	10	43,9	87,9	7,83	19,93	VF12.08.20	ТЛК-10-100-0,5/10Р
ГПП-ТП13	10	31,2	62,4	7,83	19,93	VF12.08.20	ТЛК-10-100-0,5/10Р
ГПП-ТП14	10	19,4	38,9	7,83	19,93	VF12.08.20	ТЛК-10-50-0,5/10Р
ГПП-ТП15	10	84,7	169,4	7,83	19,93	VF12.08.20	ТЛК-10-200-0,5/10Р
ГПП-ТП16	10	81,8	163,6	7,83	19,93	VF12.08.20	ТЛК-10-200-0,5/10Р
ГПП-ИП	10	115,6	231,2	7,83	19,93	VF12.08.20	ТЛК-10-300-0,5/10Р
ГПП-ИП	10	63,1	126	7,83	19,93	VF12.08.20	ТЛК-10-150-0,5/10Р
Кабельные линии	Uн, кВ	Iр, А	Iутяж, А	Iпо, кА	Iу, кА	Тип выключателя	Тип ТА
ГПП-СД1	10	43,2	86,5	7,83	19,93	VF12.08.20	ТЛК-10-100-0,5/10Р

7.3 Выбор трансформаторов тока в ячейках КРУ

В ячейках КРУ типа КЭ-1устанавливаются трансформаторы тока типа ТШЛ-10. Рассмотрим подробно выбор трансформаторов тока на вводе в КРУ, трансформатор тока в цепи секционного выключателя того же типа, а трансформаторы тока на других присоединениях рассчитываются аналогично, их типы представлены в таблице 7.3.

Условия выбора, расчетные параметры сети и каталожные данные [3] трансформаторов тока на вводе в КРУ указаны в таблице 7.4.

Таблица 7.4 - Выбор трансформаторов тока на вводе в КРУ ГПП

Условия выбора	Расчетные параметры сети	Каталожные данные ТЛШ-10-3150-У3-0,5/10Р
	uУСТ = 10 кВ	uНОМ = 10 кВ
	IУТЯЖ = 2023 А	IНОМ = 3150 А
	iУД = 19,93 кА	iДИН = 81 кА
	ВК=7,3	2977

Для проверки выбранного трансформатора тока по вторичной нагрузке составляем схему включения трансформаторов тока и измерительных приборов (рисунок 7.1). Перечень измерительных приборов в цепи понижающего трансформатора на стороне НН определяется по таблице 4.11[9].

Рисунок 7.1 - Схема включения трансформаторов тока и приборов

Определяем нагрузку по фазам (таблица 7.5), пользуясь схемой включения (рисунок 7.1) и каталожными данными приборов (таблица П4.7 [9]), для выбора наиболее загруженного трансформатора тока.

Таблица 7.5 - Проверка класса точности трансформатора тока

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э - 335	0.5	--	--
Ваттметр	Д - 335	0.5	--	0.5
Счетчик активной и реактивной энергии	Меркурий 230 АRT-03	2,5	-	2,5
Итого		3,5	--	3

По данным таблицы 7.5 видно, что наиболее загруженной является фаза А, мощность приборов в этой фазе S_ПРИБ=3,5 ВА.

Сопротивление приборов

.

Ом.

Во вторичную обмотку наиболее загруженного трансформатора тока включены четыре прибора, поэтому сопротивление контактов принимаетсяr_К=0,1Ом.

Номинальное сопротивление вторичной обмотки в классе точности 0,5 согласно [3]z_2НОМ=1,2 Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

.

r_пр = 1,2 - 0.14 - 0.1 = 0.96 Ом.

В качестве соединительных принимаем алюминиевые провода, удельное сопротивление алюминия

.

Согласно [10], в цепях 6-10 кВ длину соединительных проводов от трансформатора тока до приборов в один конец можно принять l=5 м. Так как трансформаторы тока включены по схеме неполной звезды (см. рисунок 7.1), то согласно [10]

м.

Сечение соединительных проводов

.

.

В качестве соединительных проводов принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм² по условию механической прочности.

7.4 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения устанавливается один на каждую секцию сборных шин. Во вторичную обмотку трансформатора напряжения включаются катушки напряжения измерительных приборов всех присоединений данной секции и сборных шин.

Трансформаторы напряжения выбирают по следующим условиям:

1) по напряжению ,

2) по конструкции и схеме соединения обмоток;

3) по классу точности.

При напряжении 10кВ в ячейках типа КЭ-1к установке принимаем три однофазных трансформатора напряжения типа 3хЗНОЛ.09-10Т2. Каталожные данные выбранных трансформаторов напряжения приведены в [3].

Схема включения трансформаторов напряжения - «звезда с землей - звезда с землей - разомкнутый треугольник» (рисунок 7.2).

Чтобы трансформатор напряжения работал в заданном классе точности, должно выполняться условие:

, (7.1)

где S_НАГР - мощность всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА;

S_2НОМ - номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора напряжения в заданном классе точности, ВА.

Рисунок 7.2 - Схема включения трансформаторов напряжения и приборов

Используя данные таблиц 4.11 и П4.7 [9], составляем таблицу включения приборов (таблица 7.6), чтобы определить мощность приборов, включаемых во вторичную обмотку трансформатора напряжения.

Таблица 7.6 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения

Прибор	Тип	Число приборов	Число обмоток	S одной обмотки, ВА	cos	sin	Общаяпотребляемаямощность
							Р, Вт	Q, вар
Вольтметр (сборные шины)	Э-335	1	1	2,0	1,00	0	2,00	-
Счетчик активной и реактивной энергии	Ввод 10 кВ от трансформатора	Меркурий 230 АRT-03	1 1	2 2	3,0 3,0	0,38 0,38	0,925	2,28 2,28	5,55 5,55
Ваттметр		Д-335	1	2	1,5	1	0	3	-
Счетчик активной и реактивной энергии	Линии10 кВ	Меркурий 230 АRT-03	4 4	2 2	3,0 3,0	0,38 0,38	0,925	9,12 9,12	22,2 22,2
Итого:	34,36	44,4



Мощность, потребляемая приборами:

.

ВА.

Так как имеются счетчики денежного расчета, то трансформаторы напряжения необходимо проверить в классе точности 0,5. Согласно [3], номинальная мощность вторичной обмотки одного трансформатора напряжения типа ЗНОЛ.09-10Т2 в классе точности 0,5 S_2НОМ=75 ВА. Номинальная мощность трех трансформаторов напряжения, соединенных в звезду,

S_2НОМ = ВА.

Таким образом, условие (7.1)выполняется, следовательно, трансформаторы напряжения будут работать в классе точности 0,5.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ (так как высшее напряжение подстанции 110кВ) с алюминиевыми жилами сечением 4 мм² по условию механической прочности.

Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранитель типа ПКН001-10У3 [5] и втычной разъединитель.

7.5 Выбор выключателей нагрузки и предохранителей, устанавливаемых на вводах цеховых ТП

Выключатели нагрузки и предохранители устанавливаются на вводах цеховых ТП при питании последних по магистральным схемам.

Рассмотрим выбор указанных аппаратов для ТП-5, на которой установлены два трансформатора типа ТМГ-1000. Условия выбора, расчетные параметры сети и каталожные данные выключателя нагрузки и предохранителя представлены в таблицах 7.7 и 7.8 соответственно. Каталожные данные можно взять из /5/.

Таблица 7.7 - Выбор выключателей нагрузки

Условия выбора	Расчетные параметры сети	Каталожные данные ВНПу-10/400-10зпУ3
	uУСТ = 10 кВ	uНОМ = 10 кВ
	IУТЯЖ = 80,9 А	IНОМ = 400 А
	IУТЯЖ = 80,9 А	IНОМ. ОТКЛ. = 400 А
	iУД = 19,93 кА	iДИН = 25 кА
	ВК = 40,4	100

Таблица 7.8 - Выбор предохранителей

Условия выбора	Расчетные параметры сети	Каталожные данные ПКТ104-10-100-12,5У3
	uУСТ = 10 кВ	uНОМ = 10 кВ
	IУТЯЖ = 80,9 А	IНОМ = 80 А
	IК = 7,83 кА	IНОМ. ОТКЛ. = 12,5 кА

Рабочий ток в утяжеленном режиме для трансформатора ТМГ-1000:

А. (96)

Значения тока короткого замыкания и ударного тока взяты из таблицы 16. Тепловой импульс от протекания тока КЗ по формуле (57):

,



где Т_А = 0,08 с согласно /1/;

t_ОТК = t_РЗ + t_ОВ = 0,5 + 0,08 = 0,58 с,

t_РЗ - выдержка времени срабатывания релейной защиты, с;

t_ОВ - полное время отключения выключателя типа VF-12, с.

Аналогично выбираются выключатели нагрузки и предохранители на вводе других ТП, результаты выбора сведены в таблицу 7.9.

Таблица 7.9 - Выбор выключателей нагрузки и предохранителей на вводах цеховых ТП

Номер ТП	UНОМ, кВ	IР, А	IУТЯЖ, А	IК, кА	Тип выключателя нагрузки	Тип предохранителя
ТП-5	10	40,45	80,9	7,83	ВНПу-10/400-10зпУ3	ПКТ103-10-100-12,5У3
ТП-6	10	40,45	80,9	7,83	ВНПу-10/400-10зпУ3	ПКТ103-10-100-12,5У3
ТП-7	10	64,7	129,4	7,83	ВНПу-10/400-10зпУ3	ПКТ103-10-150-20У3
ТП-8	10	64,7	129,4	7,83	ВНПу-10/400-10зпУ3	ПКТ103-10-150-20У3
ТП-10	10	25,45	50,9	7,83	ВНПу-10/400-10зпУ3	ПКТ103-10-80-20У3
ТП11	10	25,45	50,9	7,83	ВНПу-10/400-10зпУ3	ПКТ103-10-80-20У3

Выбор соединения силового трансформатора ГПП с РУ НН ГПП

В качестве токоведущей части, соединяющей силовые трансформаторы с КРУ, используем закрытый комплектный токопровод типа ТЗК-10-1600-81УХЛ1. Выбор токопровода сведен в таблицу 26.

Таблица 7.10 - Выбор токопровода

Мощность трансформатора ГПП, кВА	IР, А	IУТЯЖ, А	iУД, кА	Параметры токопровода ТЗК-10-3150-128УХЛ1
				Тип	UНОМ, кВ	IНОМ, А	Эл.динам. стойкость к токам КЗ, кА
25000	1011	2023	19,93	ТЗК	10	3150	128



7.6 Проверка кабелей напряжением 10 кВ на термическую стойкость к токам короткого замыкания

Кабели напряжением 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения проверяются на термическую стойкость к токам короткого замыкания. Расчет всех характерных термических сечений кабелей сведен в таблицу 7.12.

Таблица 7.11 - Проверка кабелей на термическую стойкость

Начало и конец кабельной линии	IК, кА	tРЗ, с	tО.В., с	ТА, с	ВК, кА2•с	С	FТ.С., мм2	Fтприн,мм
ГПП - ТП	7,83	0,5	0,08	0,08	40,4	100	63	50
ГПП - СД, ИП	7,83	0,01	0,08	0,08	10,4	100	32	25

В таблице 7.11 обозначено:

t_РЗ время срабатывания релейной защиты, с;

t_ОВ полное время отключения выключателя, с;

Т_А время протекания апериодической составляющей тока короткого замыкания, с; С - коэффициент, зависящий от вида металла жил кабеля, , [1, табл.2.72];

В_К - тепловой импульс тока КЗ, определяемый по формуле (4.29):

,

t_ОТК = t_РЗ + t_ОВ

Термически стойкое сечение определим по выражению:

.



В таблице 7.12 записаны все кабели, для которых производится увеличение площади сечения, выбранной по условиям нормального и утяжеленного режимов работы, до термически устойчивого сечения.

Таблица 7.12 - Термически устойчивые сечения кабелей

Начало и конец кабельной линии	Прежняя площадь сечения кабеля, мм2	Площадь термически устойчевого сечения кабеля, мм2	Тип и площадь сечения нового кабеля
ГПП-ТП1	35	50	2ЧАпПвПУ (3Ч50)
ГПП-ТП2	70	50	2ЧАпПвПУ (3Ч70)
ГПП-ТП3	16	50	2ЧАпПвПУ (3Ч50)
ГПП-ТП4	35	50	2ЧАпПвПУ (3Ч50)
ГПП-ТП5	70	50	2ЧАпПвПУ (3Ч70)
ТП5-ТП6	35	50	2ЧАпПвПУ (3Ч50)
ГПП-ТП7	120	50	2ЧАпПвПУ (3Ч120)
ТП7-ТП8	50	50	2ЧАпПвПУ (3Ч50)
ГПП-ТП9	35	50	2ЧАпПвПУ (3Ч50)
ГПП-ТП10	50	50	2ЧАпПвПУ (3Ч50)
ТП10-ТП11	25	50	2ЧАпПвПУ (3Ч50)
ГПП-ТП12	16	50	2ЧАпПвПУ (3Ч50)
ГПП-ТП13	10	50	2ЧАпПвПУ (3Ч50)
ГПП-ТП14	50	50	2ЧАпПвПУ (3Ч50)
ГПП-ТП15	50	50	2ЧАпПвПУ (3Ч50)
ГПП-ТП16	70	50	2ЧАпПвПУ (3Ч70)
ГПП-ИП	50	25	2ЧАпПвПУ (3Ч50)
ГПП-ИП	35	25	2ЧАпПвПУ (3Ч35)
ГПП-СД	25	25	2ЧАпПвПУ (3Ч25)

Для обеспечения сигнализации однофазных замыканий на землю в электрических сетях 10 кВ предприятия в начале питающих кабельных линий устанавливаются трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТЗЛМ.

7.7 Выбор трансформаторов собственных нужд ГПП

Потребители собственных нужд подстанций делятся на ответственных и неответственных. Ответственными механизмами являются система охлаждения силовых трансформаторов, сети аварийного освещения, система пожаротушения, система подогрева приводов разъединителей и подогрева шкафов КРУ, система оперативного управления, связи и телемеханики. Кроме того, потребителями собственных нужд подстанции являются освещение, отопление, вентиляция ЗРУ, освещение ОРУ также относится к потребителям собственных нужд. На двухтрансформаторных подстанциях 35-750 кВ устанавливается не менее двух трансформаторов собственных нужд. Мощность трансформаторов собственных нужд должна выбираться в соответствии с нагрузками собственных нужд в разных режимах работы подстанции с учетом коэффициентов одновременности и загрузки, а также с учетом перегрузочной способности трансформаторов в послеаварийном режиме. Однако при учебном проектировании допустимопринимать мощность трансформатора собственных нужд, равной 0,5% от мощности силового трансформатора:

, (7.2)

где,S_ТСН - мощность трансформатора собственных нужд, кВА;

- мощность силового трансформатора, кВА.

Тогда (7.2):

кВА.

Трансформатор подключается к обмотке НН силовых трансформаторов ГПП через предохранители типа ПКТ-101-10-10-31,5 УЗ.



7.8 Выбор вводных и секционных автоматических выключателей РУ НН КТП

В качестве цеховых ТП принимаем комплектные трансформаторные подстанции типов КТП 2500/10/0,4 , КТП 1600/10/0,4, КТП 1000/10/0,4, КТП630/10/0,4, КТП400/10/0,4, КТП250/10/0,4.

Таблица 7.13 - Выбор вводных и секционных автоматических выключателей РУ НН КТП.

Номер ТП	Место установки выключателя	IР,А	IУТЯЖ,А	Iуд,кА	Тип выключателя
ТП-1	Вводной	72,4	144,9	43,3	ВА50-43
	Секционный	72,4	144,9	43,3	ВА50-43
ТП-2	Вводной	114,8	229,7	43,3	ВА50-43
	Секционный	114,8	229,7	43,3	ВА50-43
ТП-3	Вводной	30,2	60,4	43,3	ВА50-43
	Секционный	30,2	60,4	43,3	ВА50-43
ТП-4	Вводной	70,8	141,6	43,3	ВА50-43
	Секционный	70,8	141,6	43,3	ВА50-43
ТП-5	Вводной	140,5	281	43,3	ВА50-43
	Секционный	140,5	281	43,3	ВА50-43
ТП-6	Вводной	70,2	140,4	43,3	ВА50-43
	Секционный	70,2	140,4	43,3	ВА50-43
ТП-7	Вводной	208	416	43,3	ВА50-43
	Секционный	208	416	43,3	ВА50-43
ТП-8	Вводной	104	208	43,3	ВА50-43
	Секционный	104	208	43,3	ВА50-43
ТП-9	Вводной	69,2	138,4	43,3	ВА50-43
	Секционный	69,2	138,4	43,3	ВА50-43
ТП-10	Вводной	115,6	231,2	43,3	ВА50-43
	Секционный	115,6	231,2	43,3	ВА50-43
ТП-11	Вводной	87,9	175,9	43,3	ВА50-43
	Секционный	87,9	175,9	43,3	ВА50-43
ТП-12	Вводной	43,9	87,9	43,3	ВА50-43
	Секционный	43,9	87,9	43,3	ВА50-43
ТП-13	Вводной	31,2	62,4	43,3	ВА50-43
	Секционный	31,2	62,4	43,3	ВА50-43
ТП-14	Вводной	19,4	38,9	43,3	ВА50-43
	Секционный	19,4	38,9	43,3	ВА50-43
ТП-15	Вводной	84,7	169,4	43,3	ВА50-43
	Секционный	84,7	169,4	43,3	ВА50-43
ТП-16	Вводной	81,8	163,6	43,3	ВА50-43
	Секционный	81,8	163,6	43,3	ВА50-43
РПН-1	Вводной	182,7	365,4	43,3	ВА50-43
РПН-2	Вводной	89,3	178,7	43,3	ВА50-43
РПН-3	Вводной	757,3	1514,6	43,3	ВА50-43
	Секционный	757,3	1514,6	43,3	ВА50-43
РПН-4	Вводной	118,3	236,7	43,3	ВА50-43
	Секционный	118,3	236,7	43,3	ВА50-43
РПН-5	Вводной	75	150	43,3	ВА50-43
	Секционный	75	150	43,3	ВА50-43
РПН-6	Вводной	154,3	308,7	43,3	ВА50-43
	Секционный	154,3	308,7	43,3	ВА50-43
РПН-7	Вводной	46,9	93,9	43,3	ВА50-43
	Секционный	46,9	93,9	43,3	ВА50-43
РПН-8	Вводной	263,8	527,6	43,3	ВА50-43
	Секционный	263,8	527,6	43,3	ВА50-43

В разделе 7 мы выбрали электрооборудование системы электроснабжения предприятия - тип ячеек КРУ ГПП, выключатели КРУ, трансформаторы тока и напряжения в ячейках КРУ. Провели проверку кабелей напряжением 10 кВна термическую стойкость к токам короткого замыкания и определили сечения кабелей термически устойчивые. Выбрали трансформаторы собственных нужд ГПП ТМГ-160/10. Также выбрали вводные и секционные автоматические выключатели РУНН КТП.



8. Компенсация реактивной мощности

Оптимальный выбор средств компенсации реактивной мощности является составной частью построения рациональной системы электроснабжения промышленного предприятия. Распределительное устройство напряжением 10 кВ ГПП имеет трансформатор с расщепленной обмоткой, т.е. две системы сборных шин объединяются и рассматриваются как одна секция с.ш., на которую из энергосистемы поступает половина реактивной мощности.

На рисунке 8.1 приведена схема замещения системы электроснабжения предприятия для проведения расчета компенсации реактивной мощности

Рисунок 8.1 - Схема замещения системы электроснабжения предприятия для проведения расчета компенсации реактивной мощности

В таблице 8.1 приведены исходные данные для расчета компенсации реактивной мощности.



Таблица 8.1 - Исходные данные для расчета компенсации реактивной мощности

Трансформаторная подстанция	Sтн, кВА	Q1i, квар	ДQтi, квар	Rтi, Ом	Rлi, Ом
ТП1	1000	502,5	40,95	1,08	0,391
ТП2	1600	838,5	63,5	0,645	0,202
ТП3	400	210,5	22,7	3,375	0,698
ТП4	1000	465	40,5	1,08	0,293
ТП5	1000	679,7	47,2	1,08	0,194
ТП6	1000	679,7	47,2	1,08	0,008
ТП7	1600	857,7	63,7	0,645	0,102
ТП8	1600	857,7	63,7	0,645	0,012
ТП9	1600	558,5	63	0,547	0,329
ТП10	630	352,7	28,2	1,915	0,223
ТП11	630	352,7	28,2	1,915	0,037
ТП12	400	246,4	26	3,375	0,232
ТП13	250	128,3	11,2	5,92	0,341
ТП14	1000	481	39	1,08	0,133
ТП15	1000	622,5	47	1,08	0,067
ТП16	1600	888	63,5	0,645	0,051
ИТОГО		8721,4	695,55

В таблице обозначено:

S_НТi - номинальная мощность трансформатора i-й ТП;

Q_1i и Q_Тi - реактивная нагрузка на трансформаторы i-й ТП и потери реактивной мощности в них;

R_ТРi - активное сопротивление трансформаторов i-й ТП;

R_Лi - активное сопротивление i-й кабельной линии.

Активные сопротивления трансформаторов, приведенные к напряжению 10 кВ, определяются по формуле:

, (8.1)



Активные сопротивления кабельных линий найдем по формуле:

,(8.2)

где r_0Лi - удельное сопротивление i-й линии, Ом/км, [5];

l_i - длина i-й линии, км.

Также в составе электроприемников СШ1имеется 2синхронных двигателя с активной мощностью Р_СД1=800 кВт.

Таблица 8.2 - Номинальные данные синхронных двигателей

Обозначение в схеме	Тип двигателя	UНОМ, кВ	РСД.Нi, кВт	QСД.Нi, квар	Ni, шт	ni, об/мин	Д1i, кВт	Д2i, кВт
СД1	СДН	10	800	-706	1	3000	2,47	4,46

Располагаемая реактивная мощность СД:

,

где б_мi - коэффициент допустимой перегрузки СД по реактивной мощности, зависящий от загрузки в_сдi по активной мощности и номинального коэффициента мощности соsц_нi.

Примем, что все синхронные двигатели имеют в_сд=0,8, тогда б_м=0,65.

Мвар.

Удельная стоимость потерь активной мощности от протекания реактивной мощности:



, (8.3)

где - коэффициент, учитывающий затраты, обусловленные передачей по электрическим сетям мощности для покрытия потерь активной мощности;

и - основная и дополнительная ставки двухставочного тарифа;

- время использования максимальных потерь, ч;

отношение потерь Р_Э активной мощности от протекания реактивной мощности Q_Э, потребляемой предприятием в периоднаибольшей нагрузки энергосистемы, к максимальным потерям Р_М активной мощности от протекания максимальной реактивной мощности Q_М, потребляемой предприятием.

Согласно [11] Км=0,92, =5043ч.

Тогда (8.3):

руб/кВт.

Наметим все возможные места установки дополнительных компенсирующих устройств - батарей конденсаторов: низковольтные СШ цеховых ТП (Q_Сi); СШ РУ напряжением 10 кВ ГПП (Q₀). Кроме того, реактивная мощность может быть получена из энергосистемы (Qэс).

Затраты на генерацию реактивной мощности:

-для низковольтных БК (0,4 кВ)



где Е - нормативные отчисления от стоимости;

К_БКН - удельная стоимость батарей конденсаторов, руб/Мвар;

р_БКН - удельные потери в конденсаторах, кВт/Мвар, [12].

руб/Мвар.

-для высоковольтных БК (10 кВ)

руб/Мвар.

руб/Мвар.

-для синхронных двигателей

З_1г.сдi=С₀•; (8.4)

З_2г.сдi=С₀•. (8.5)

Обозначение	, Мвар	З1гсдi, руб/Мвар	З2гсдi, руб/Мвар^2	Rэсдi, Ом	Qсдi, Мвар
СД1	1,229	17328	22159	0,95	0,597

Определение эквивалентных активных сопротивлений ответвлений с ТП. Для расчета оптимальной реактивной мощности, генерируемой низковольтными БК, необходимо знать эквивалентные сопротивления соответствующих ТП.

Для ТП, питающихся по радиальным линиям, (рисунок 8.2(а)),например ТП1:



R_Эi=r_i=R_Лi+R_ТРi.

Рисунок 8.2 - Схема замещения радиальной (а) и магистральной (б) линий

Для ТП питающихся по магистральной линии (рисунок 8.2(б)), например ТП-5 и ТП-6:

Эквивалентные сопротивления присоединений:

Рассчитываем сопротивления для ТП, результаты расчета представлены в таблице 8.3.

Оптимальные реактивные мощности низковольтных БК, подключенных к ТП, определяем в предположении, что к шинам ГПП подключена высоковольтная БК при этом коэффициент Лагранжа л=З₁₀:

,(8.6)

;

.

Результаты расчета мощностей Q_Сi низковольтных БК сводим в таблицу 8.4.

Определим реактивную мощность, генерируемую синхронными двигателями СД1, подключенными к 1-ой с.ш. 10 кВ ГПП:

(8.7)

Ом.

Мвар

Определение мощности высоковольтной БК, подключенной к СШ 10 кВ ГПП, производим из условия баланса реактивных мощностей на СШ 10 кВ ГПП:

,(8.8)

где Q_Т^ГПП - потери реактивной мощности в трансформаторе ГПП, квар;

Q_ЭС1 -экономически целесообразная реактивная мощность, передаваемая энергосистемой предприятию.



Таблица 8.4 - Расчет мощности БК

Место установки БК	Rэi, Ом	Qсi, Мвар	Qс(л)i, Мвар	Qкi, квар	Qкi+ Qсi, квар	Тип принятой стандартной БК	Qстi, квар
		Расчетное	Принятое	Расчетное	Принятое
ТП-1	1,4	0,217	0,21	0	0	0	217,27	УКМ 58-04-225-37,5У3	225
ТП-2	0,84	0,334	0,33	0	0	0	334,98	2хУКМ 58-04-180-30У3	360
ТП-3	4,07	0,115	0,11	0	0	0	115,36	УКМ 58-04-100-33,3 УЗ	100
ТП-4	1,37	0,156	0,15	0	0	0	156,07	2хУКМ 58-04-75-25У3	150
ТП-5	1,46	0,4	0,4	0	0	0	400,01	2хУКМ 58-04-200-33,3 УЗ	400
ТП-6	1,47	0,402	0,4	0	0	0	402,42	2хУКМ 58-04-200-33,3 УЗ	400

Q_ЭС1 определяется как минимальная величина из двух:

Q_ЭС1'=0,5₁Р_РП (8.8)

Q_ЭС1''=Q_РП-(0,7/К_НР)Q_СД.М.(8.9)

где ₁=0,31 - расчетный коэффициент;

Р_Р,П. и Q_Р.П. - расчетные активная и реактивная нагрузки всегопредприятия;

К_Н.Р. - коэффициент несовпадения реактивной мощности;

Q_СД.М. - располагаемая мощность синхронных двигателей.

Тогда, согласно (9.6) и(9.7):

кBар

кBар

Таким образом, реактивная мощность, приходящаяся на один трансформатор ГПП:квар

Реактивные мощности рассчитаны и представлены в таблице 8.4.

После подстановки всех значений в выражение (9.5), получим:

=8721,4+695,5+1850,84/2-4154-1201=4987,320 квар.

Это говорит о целесообразности установки высоковольтных БК в РУ 10 кВ ГПП, то есть в СЭС завода имеется недостаток реактивной мощности. Чтобы обеспечить баланс реактинвых мощностей нас.ш. РУ ГПП.

Уточняем реактивные мощности источников:

-подключенные к с.ш. ГПП, по формуле 9.4

Проверяем баланс реактивной мощностей на сборных шинах 10 кВ главной понизительной подстанции проверятся как равенство генерируемых Q_г и потребленных Q_р реактивных мощностей:

,

Q_р1=8721,4+695,5+1850,84/2=10342,32квар.

,

Q_г1=3618+4154+1201=8973квар.

Выбираем комплектные конденсаторные установки.

Так как ГПП имеет трансформатор с расщепленной обмоткой, т.е. две системы сборных шин объединяются и рассматриваются как одна секция с.ш., на которую из энергосистемы поступает половина реактивной мощности, произведем установку высоковольтной БК 2*УКРЛ(П)56-10,5-750-У3 на каждую секцию шин.

Мощности низковольтных БК цеховых ТП определяются суммой двух групп БК: основной Qкi и дополнительной Qci:



Qкнi=Qкi+Qci.

Мощность Q_Кi определяется пропускной способностью трансформаторов цеховых ТП, а мощность Q_Сi - расчетами, проведенными в данном разделе.

Выбор ККУ осуществляем по каталогу [3,1, табл. 2.192], результаты представлены в таблице 8.4.

Резерв реактивной мощности, который должен составлять не менее 10-15% потребляемой предприятием реактивной мощности, могут быть получен ха счет установки резервных высоковольтных батарей конденсаторов на РУ 10 кВ ГПП.

Установим 2хУКРЛ(П)56-10.5-600-100 У3

Резерв реактивной мощности, который должен составлять не менее 10-15% потребляемой предприятием реактивной мощности, может быть получен за счет не доиспользованной мощности СД.

Резервной мощности вырабатываемой СД недостаточно дополнительно уставим УКРЛ(П)56-10,5-450-150У3.Найдемрезерв реактивной мощности вырабатываемой БК:



Заключение

В процессе выполнения курсового проекта была спроектирована система электроснабжения группы цехов машиностроительного завода. Был произведен расчет нагрузок по предприятию, выбор силовых трансформаторов, трансформаторных подстанций, коммутационной аппаратуры, кабельных линий (с проверкой на термическую стойкость). Показателя капитальных затрат и расходов на эксплуатацию приведены к оптимальному уровню. Но данный проект не может быть использован на практике, т.к. изначально не было задано точных исходных данных, и в проекте сделаны многочисленные допущения.



Библиографический список

1. Справочник по проектированию электроснабжения: Электроустановки промышленных предприятий /Под ред. Ю. Г. Барыбина, Л. Е. Федорова, М. Г. Зименкова. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576 с.

2. Электротехнический справочник: В 3 т. Т. 3. В 2 кн. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии/ Под общ.ред. профессоров МЭИ. - 7-е изд., испр. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 880 с.

3. БД «Промышленные каталоги» 1994-2000 г. Институт промышленного развития «Информэлектро».

4. Правила устройства электроустановок. - СПб.: Издательство ДЕАН, 2001. -928 с.

5. Неклепаев Б.Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб.пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

6. Петров О.А. Компенсация реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий. Учебное пособие для студентов-заочников; ? Челябинск, 1986-49с.

7. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В2 т. Т. 1. Электроснабжение / Под общ.ред. А.А. Федорова. - М.: Энергоатомиздат, 1986. -568 с.

8. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2 т. Т. 2. Электрооборудование / Под общ.ред. А.А. Федорова. - М.: Энергоатомиздат, 1987. -592 с.

9. Рожкова Л.Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанци.- 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. -648 с.

10. Справочник. Электротермическое оборудование. / Под общ.ред. А.П.Альтгаузена. - М.: Энергия, 1980. - 416 с.

Размещено на Allbest.ru