Электроснабжение комбината стройиндустрии

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Перечень сокращений и обозначений

Введение

1. Электроснабжение комбината стройиндустрии

1.1 Технологический процесс производства

1.2 Исходные данные на проектирование

2. Расчет электрических нагрузок по заводу

2.1 Расчет осветительной нагрузки

2.2 Расчет низковольтных электрических нагрузок по предприятию

2.3 Выбор числа цеховых трансформаторов и компенсация реативной мощности на напряжение 0,4Кв

2.4 Определение потерь мощности в ЦТП

2.5 Определение высоковольтных расчетных нагрузок

3. Сравнение вариантов внешнего электроснабжения

4. Выбор оборудования и расчет токов короткого замакания U>1кВ

4.1 Расчет токов короткого замыкания Iкз с учетом подпитки от СД

4.2 Выбор оборудования

5. Специальная часть

5.1 Диагностика высоковольтных выключателей

5.2 Приборы и системы для испытания выключателей класса напряжения 0.4...800кВ.

6. Безопасность жизнедеятельности

6.1 Анализ условий труда в цехе металлоконструкций

6.2 Обеспечение оптимальных параметров микроклимата на рабочих местах на производстве

6.3 Инженерно-технические мероприятия по обеспечению электробезопасности

7. Экономическая часть

7.1 Основная часть

7.2 Расчет технико-экономических показателей подстанции

7.3 Показатели финансово-экономической эффективности инвестиций

Заключение

Список литературы



Перечень сокращений и обозначений

ААШв - кабель с алюминиевыми жилами в алюминиевой оболочке и защитным покровом в виде шланга из поливинилхлорида.

АО - акционерное общество

ВЛ - воздушная линия

ВН - высокое напряжение

ГПП - главные понизительные подстанции

ИК - инфракрасная (техника)

КЗ - короткое замыкание

ЛЭП - линия электропередач

НН - низкое напряжение

ОНШ - опорные штыревые изоляторы

ОПН - ограничитель перенапряжения

ОРУ - открытое распределительное устройство

ПС - подстанция

РУ - распределительное устройство

РЭК - региональная электросетевая компания

СД - синхронный двигатель

СТД - синхронный турбодвигатель

СН - среднее напряжение

ТТ - трансформатор тока

ТП - трансформаторная подстанция

ЩРВ - щит распределительный навесной

IRR - норма прибыли инвестиционного проекта

NPV - чистый приведенный доход

PP - срок окупаемости инвестиций



Введение

Развитие народного хозяйства и промышленности диктует необходимость совершенствования электроэнергетики: создания экономичных надежных систем электроснабжения промышленных предприятий, систем автоматизированного управления электроприводами и технологическими процессами. Важнейшие задачи, решаемые энергетиками и энергостроителями, состоят в непрерывном увеличении объемов производства, в сокращении сроков строительства новых энергетических объектов и реконструкции старых, уменьшении удельных капиталовложений, в сокращении удельных расходов топлива, повышении производительности труда, в улучшении структуры производства электроэнергетики.

Основными потребителями электрической энергии являются промышленность, транспорт, сельское хозяйство, коммунальное хозяйство городов и поселков. При этом на промышленные объекты приходится более семидесяти процентов потребления электроэнергии.

Электроэнергия применяется буквально во всех отраслях народного хозяйства, особенно для электропривода различных механизмов, а в последние годы и для различных электротехнологических установок, в первую очередь для электротермических и электросварочных установок, электролиза, электроискровой и электрозвуковой обработки материалов, электроокраски.

В системе цехового распределения электроэнергии широко используют комплектные распределительные устройства, подстанции и силовые токопроводы. Это создает гибкую и надежную систему распределения, в результате чего экономиться большее количество проводов и кабелей. Широко применяют совершенные системы автоматики, а также простые и надежные устройства защиты отдельных элементов системы электроснабжения промышленных предприятий.

Цель дипломного проекта заключается повышении надежности электрооборудования комбината стройиндустрии.

Основной задачей проектирования объектов электроснабжения является обеспечение высокой степени надежности и их экономичности. Проектирование электроснабжения промышленных предприятий ведется с учетом использования новейших достижений науки и техники. Проектирование электроснабжения осуществляется в три стадии: технико-экономическое обоснование, технический проект, рабочие чертежи. Сооружаемые электроустановки должны обеспечить безопасность эксплуатации, надежность и экономичность. При проектировании эти показатели достигаются с помощью технико-экономических расчетов.



1. Электроснабжение комбината стройиндустрии

1.1 Технологический процесс производства

Машиностроительные заводы состоят из отдельных производственных единиц, называемых цехами, и различных устройств. Состав цехов, устройств и сооружений завода определяется объектом выпуска продукции, характером технологических процессов, требованиями к качеству изделий и другими производственными факторами, а также в значительной мере степенью специализации производства и кооперирования завода с другими предприятиями и смежными производствами.

Цехи завода разделяются на основные, вспомогательные и побочные. Основные цехи работают непосредственно над созданием промышленной продукции. При технологическом принципе организации производства основные цехи разделяются на заготовительные, обрабатывающие и выпускающие продукцию.

На заводе минеральных изделий изготавливают изоляционные материалы, плитки, панели из минеральной ваты, тонкого волокна, производство прочих неметаллических минеральных изделий

Дробильно-сортировочная установка-это комплекс оборудования, предназначенного для первичной переработки и подготовки добытой горной массы к промышленному использованию, включающее в себя дробилки крупного и среднего дробления, грохоты, конвейеры и т. д., позволяющее осуществлять поточную технологию и комплексную механизацию открытых и подземных работ.

В плотнично-опалубочной мастерской производят плотничные и столярные работы. Плотничные работы-это обработка древесины с устройством соединений элементов на врубках, шпонках и гвоздях. К плотничным работам относятся: устройство полов, потолков, заготовка и установка опалубки, стропил, стропильных и мостовых ферм и т.д. Столярные работы-это тоже обработка дерева, но более чистая, с устройством соединений элементов преимущественно на клею. К столярным работам относятся: изготовление и установка на место оконных переплетов, дверей, чистых перегородок, производство мебели и др

Основным видом деятельности цеха металлоконструкций является проектирование, производство и монтаж металлоконструкций.

Установка гашения извести - это установка, где производят сухую гашеную известь из извести-кипелки перед тем, как смешать ее с избыточным количеством воды, чтобы в конце концов получить известковое молоко.

В мастерской стройтермоизоляции выполняют строительно-монтажные, ремонтно-восстановительные работы по тепловой изоляции трубопроводов и оборудования, работающих в широком диапазоне положительных и отрицательных температур.

Электроремонтный цех имеет производительные отделения, в которых выполняются конкретные виды работ по ремонту трансформаторов, электрических машин и коммутационных аппаратов.

Арматурный цех предназначен для изготовления арматурных изделий, процесс изготовления которых состоит из следующих этапов: разгрузки, складирования и хранения арматурной стали на складе; транспортирования арматуры в арматурный цех; переработки арматурной стали в арматурные изделия и доставка изделий к постам укладки в формовочный цех

Завод крупнопанельтного домостроения-предприятие по выпуску конструкций из железобетона, которые используются при строительстве столярных изделий, фундаментных блоков, жилых домов, раствора, товарного бетона, различного оборудования и конструкций.

Завод железо-бетонных изделий поставляет железобетонные изделия и осуществляет поставку ЖБИ

Завод ячеистых бетонов осуществляет производство стеновых панелей и утеплителя из ячеистого бетона, выпускает мелкие стеновые блоки и теплоизоляционные изделия из ячеистых бетонов.

Завод гипсошлаковых перекрытий осуществляет производство перекрытий из гипсошлака, перекрыти бывают металлические, деревянные и железобетонные.

Завод шифера - производятся шиферные листы, а так же другие изделия, которые используются для кровли.

Электроремонтные работы производят как собственными силами завода, так и силами специализированных подрядных организаций. Силовые трансформаторы мощностью более 1000 кВ А и электродвигатели мощностью более 1000 кВт рекомендуется ремонтировать силами специализированных организаций. На крупных заводах с большим количеством различных электрических машин, пускорегулирующей аппаратуры и трансформаторов (силовых, сварочных, измерительных и др.) создают электроремонтные мастерские, где выполняют все виды ремонта.

Технологический процесс ремонта электрооборудования в крупных мастерских обычно осуществляют по поточно-узловым методам, когда поврежденные узлы электрооборудования доставляют одновременно на соответствующие специализированные ремонтные участки (разборочный, промывочный, обмоточный с пропиткой и сушкой, слесарно-механический, сборочный и др.).

Все виды ремонта электрооборудования в электроремонтной мастерской завода выполняют в определенной технологической последовательности, требующей организации специфических для данной мастерской отделений участков и бригад. В этих мастерских, как правило, имеются: складское отделение, отделение разборки, дефектации и промывки поступившего в ремонт электрооборудования, масляное хозяйство, обмоточное отделение, отделение для механической обработки и сборки отремонтированного оборудования, а также испытательная станция.

1.2 Исходные данные

Питание может быть осуществлено от подстанции, на которой установлены два трехобмоточных трансформатора с мощностью по 40 МВА, напряжением 115/37/10,5 кВ. Трансформаторы работают раздельно. Мощность системы 700 МВА, реактивное сопротивление системы на стороне 115 кВ, отнесенное к мощности системы 0,4. Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 5,5 км. Завод работает в две смены. Сведения об электрических нагрузках по цехам завода приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 Электрические нагрузки по цехам

№ п/п	Наименование	Кол-во ЭП,N	Установленная мощность, кВт
			Одного ЭП, Pн	Рн
	2	3	4	5
1	Склады заполнителей	30	1-25	310
2	Склад цемента	15	1-20	420
3	Завод минеральных изделий	75	1-30	2200
4	Дробильно-сортировояная установка	23	10-35	450
5	Открытый полигон ж/д изделий	35	1-25	330
6	Плотнично-опалубочная мастерская	12	1-10	80
7	Цех металлоконструкций	45	1-55	1100
8	Установка гашения извести	6	10-20	90
9	Компрессорная а) 0,4кВ б) 10Кв	15 4	10-40 630	300 2520
10	Мастерская стройтермоизоляции	15	10-35	250
11	Котельная	40	10-90	620
12	Электроремонтный цех	40	5-35	250
13	Управление комбинатом	35	1-15	220
14	Арматурный цех	50	1-100	1800
15	Завод домостроения	66	1-85	2100
16	Завод ж/д изделий	33	10-30	630
17	Завод ячеистых полигонов	52	10-35	1200
18	Завод гипсошлаковых изделий	35	5-30	440
19	Завод шифера	55	10-45	1400
20	База механизации	47	10-55	1200
21	Бетонно-растворный завод	35	1-30	500



2. Расчет электрических нагрузок

2.1 Расчет осветительной нагрузки

Расчет осветительной нагрузки при определении нагрузки предприятия производим упрощенным методом по удельной плотности осветительной нагрузки на квадратный метр производственных площадей и коэффициенту спроса.

По этому методу расчетная осветительная нагрузка принимается равной средней мощности освещения за наиболее загруженную смену и определяется по формулам:

(2.1)

(2.2)

где Кco - коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки;

tgjо - коэффициент реактивной мощности, определяется по cos;

Руо - установленная мощность приемников освещения по цеху, определяется по удельной осветительной нагрузке на 1м2 поверхности пола известной производственной площади;

F - площадь производственного помещения, которая определяется по генеральному плану завода, м2;

r0- удельная расчетная мощность, кВт/м2.

Все расчетные данные заносятся в таблицу 2.1 Расчет осветительной нагрузки.



2.2 Расчет электрических нагрузок по предприятию

Расчет электрических нагрузок напряжением до 1 кВ по цехам предприятия производим также методом упорядоченных диаграмм упрощенным способом.

Число m определяется

(2.3)

где Рн max,Рн min - номинальные активные мощности наибольшего и наименьшего электроприемников.

Средняя активная нагрузка за наиболее нагруженную смену

Pcм = Ки * Рн , (2.4)

где Ки - коэффициент использования, значения которого выбирается по справочнику;

Рн - номинальная активная нагрузка.

Средняя реактивная нагрузка за наиболее нагруженную смену

Qсм = Рсм * tg ц, (2.5)

где Рсм - средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену;

tg ц - реактивный коэффициент мощности, определяется по известному cosц.

Для определения итоговой нагрузки узла питания необходимо определить средневзвешенное значение коэффициента использования



(2.6)

Эффектное число электроприемников

(2.7)

Максимальная активная получасовая нагрузка от силовых электроприемников узла

(2.8)

где Kм - коэффициент максимума;

Рсм - средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену.

Максимальная реактивная получасовая нагрузка от силовых электроприемников узла: - при nЭ ? 10, Qм = 1,1* Qсм; - при nЭ ?10, Qм = Qсм .

Максимальная полная нагрузка расчетного узла питания

(2.9)

Расчетный максимальный ток:

Результаты расчета силовых и осветительных нагрузок по цехам сведены в таблицу 2.2 Расчет электрических нагрузок по цехам напряжением

2.3 Выбор числа цеховых трансформаторов и компенсация реактивной мощности на напряжение 0,4 кВ

Правильное определение числа и мощности цеховых трансформаторов возможно только путем технико-экономических расчетов с учетом следующих факторов: категории надежности электроснабжения потребителей; компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1кВ; перегрузочной способности трансформаторов в нормальном и аварийном режимах; шага стандартных мощностей; экономичных режимов работы трансформаторов в зависимости от графика нагрузки.

Данные для расчета:

Рp0,4= 9379,07кВт;

Qp0,4= 6035,35 квар;

Sp0,4= 11153,7 кВА.

Предприятие относится ко 2 категории потребителей, предприятие работает в 2 смены, следовательно, коэффициент загрузки трансформаторов Кзтр=0,8 Принимаем трансформатор мощностью Sнт=1000 кВА.

Для каждой технологически концентрированной группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности минимальное их число, необходимое для питания наибольшей расчетной активной нагрузки, рассчитывается по формуле:

, (2.11)

где Рр 0,4 - суммарная расчетная активная нагрузка;

кз - коэффициент загрузки трансформатора;

Sнт - принятая номинальная мощность трансформатора;

N - добавка до ближайшего целого числа.

N T min = 9379,07/(0.8*1000) +0.28=12.

Экономически целесообразное число трансформаторов определяется по формуле:

Nт.э = Nmin + m; (2.12)

Nт.э = 12+0,

где m - дополнительное число трансформаторов, m=0;

Nт.э = 12 - определяется удельными затратами на передачу реактивной мощности с учетом постоянных составляющих капитальных затрат З*п/ст.

По выбранному числу трансформаторов определяют наибольшую реактивную мощность Q1, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ, определяется по формуле:

(2.13)

Q1=, квар

Данному расчету соответствует схема замещения, представленная на рисунке 2.1.

Из условия баланса реактивной мощности на шинах 0,4 кВ определим величину Qнбк:

Qнбк = Qр 0,4 - Q1, квар, (2.14)

Qнбк = 6035,35-2047,7 = 3988,7, квар



Рисунок 2.1Схема замещения

Определим мощность одной батареи конденсаторов, приходящуюся на каждый трансформатор:

(2.15)

Qнбк тп= 3988,7/12 =332.3, квар

Принимаем тип НБК: УКЛН-0,38-300-150У3.

На основании расчетов, полученных в данном пункте составляется таблица 2.3 Распределение нагрузок цехов по ТП, в которой показано распределение низковольтной нагрузки по цеховым ТП.

Таблица 2.3 Распределение низковольтной нагрузки по цеховым ТП

№ТП, Sн.тр, QНБК	№ цехов	РР0,4, кВт	QР0,4, квар	SР0,4, кВA	Кз
1	2	3	4	5	6
ТП1 (2*1000кВА)	2	126,1	113,28
ТП2 (2*1000кВА)	5	135,2	114,75
S=4000кВА	6	37,22	25,16
	9	240,99	237,6
	16	252,11	197,7
	17	581,6	436,57
	18	244,12	38,93
	19	416,26	66,48
	20	381,71	258,09
	21	737,18	537,5
QНБК = 4*300квар			-1200
Итого		3152,49	826,36	3259	0,81
ТП3 (2*1000кВА)	1	127,74	10,54
ТП4 (2*1000кВА)	3	1254,26	846,24
S=4000кВА	8	74,4	78,02
	11	458,8	255,8
	12	138,68	88,88
QНБК = 4*300квар			-1200
Освещение терр.		1196,64	574,39
Итого		3250,52	653,87	3315,63	0,83
ТП5 (2*1000кВА)	7	564,24	653,87
ТП6 (2*1000кВА)	14	782,81	571,45
S=4000кВА	4	171,98	15,3
	13	162,1	89,8
	15	1114,7	882,35
	10	198,23	146,75
Qнбк=4*300квар			-1200
Итого		2994,06	956,27	3143,06	0,79

Определим расчетные реактивные потери мощности:

, (2.17)

Выбираем трансформаторы ТСЗ-1600/10.(таблица 2.4)

Таблица 2.4 Паспортные данные трансформатора

Sн, кВА	1600
Iхх, %	0,7
Uк, %	6
Рхх, кВт	2,75
Ркз, кВт	13,5



Находим потери активной и реактивной мощности для ТП1, ТП2, ТП3:

Кз1 = 0,81; Кз2=0,83, Кз3=0,79. N = 4

Суммарные потери во всех трансформаторах:

Рт =4(2,75+13,5*0,812 =46,43кВт;

Qт=4((0,7/100)*1600+(6/100)*1600*0,812=296,4квар;

Рт =4(2,75+13,5* 0,832 =48,2кВт;

Qт=4((0,7/100)*1600+(6/100)*1600*=322,2квар;

Рт =4(2,75+13,5* 0,792 =44,6кВт;

Qт=4((0,7/100)*1600+(6/100)*1600*0,792=284,4квар.

Рт=46,43+48,2+44,62=139,23кВт.

Qт=296,4+322,2+284,4=890квар.

2.4.2 Определение расчетной мощности синхронных двигателей

По мощности двигателя согласно заданию из справочника выбирается тип и паспортные данные СД.

Определение расчетных активных и реактивных мощностей СД:

, (2.18)

. (2.19)

Рр СД = 630*4*0,85 =2142, кВт

Qр СД = 2142*,048 = 1028,16, квар

Выбираем СТД-630-2. Рн=630кВт, Ином=6кВ, n=3000, Xd=14.7.

2.4.3 Расчет компенсации реактивной мощности на шинах 10 кВ ГПП

Составим схему замещения, показанную на рисунке 2.2.



Рисунок 2.2 Схема замещения

Составляется уравнение баланса реактивной мощности на шинах 6-10 кВ относительно QВБК:

(2.20)

Qвбк=6035,35+580,2+661,62+1028,16-12*300=1800.квар

где Qэ - входная реактивная мощность задается энергосистемой как экономически оптимальная реактивная мощность, которая может быть передана предприятию в период наибольшей нагрузки энергосистемы и определяется по формуле:

(2.21)

Qэ = 0,25*(9379,07+98,824+2142)=2905,квар

где Qрез - величина резерва реактивной мощности на предприятии, определяется по формуле:

(2.22)

Qрез = 0,1*(6035,35+580,8)=661,62,квар

Полученную реактивную мощность используем для компенсации на шинах ГПП.

Для компенсации на шинах ГПП выбираем конденсаторные батареи типа УКЛ-10,5-900УЗ, Где Qн =900квар, n =2, Qн = 1800 квар.

2.5 Расчет низковольтной и высоковольтной нагрузки по предприятию

Расчет силовой нагрузки по заводу, включая низковольтную и высоковольтную нагрузки, потери в трансформаторах ЦТП, расчетные мощности ДСП и СД, приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 Уточненный расчет мощности по промышленному предприятию
№№ТП, Sнт, QБК ТП	№№ цеха	N	Pn min - Pn max	Pн	Ки	Средняя мощность	nэ	Kм	Расчетные мощности	Kз
						Рсм, кВт	Qcм, квар			Рр, кВт	Qр, квар	Sp, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14

3. Сравнение вариантов внешнего электроснабжения

Питание может быть осуществлено от подстанции, на которой установлены два трехобмоточных трансформатора с мощностью по 40 МВА, напряжением 115/37/10,5 кВ. Трансформаторы работают раздельно. Мощность системы 700 МВА, реактивное сопротивление системы на стороне 115 кВ, отнесенное к мощности системы 0,4. Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 5,5 км. Завод работает в две смены.

Для технико-экономического сравнения вариантов электроснабжения завода рассмотрим три варианта:

I вариант - ЛЭП 110 кВ;

II вариант - ЛЭП 35 кВ;

III вариант - ЛЭП 10 кВ.

Вариант 1

Рисунок 3.1 Первый вариант схемы электроснабжения



Выбираем электрооборудование по I варианту.

Выбираем трансформаторы ГПП

(3.1)

Расчитав Sр гпп по формуле 3.1 и получили ее значение,равное 11087,2кВА.

Рассмотрим 2 трансформатора мощностью 10000 кВА:

Кз=11087,2/2*1000=0,6

Принимаем 2 трансформатора 2?10000 кВА, Кз=0,6 , типа ТДН-10000/100

Паспортные данные: Sн = 10000 МВА; UВН= 115 кВ; UНН= 6,6 кВ; Pхх = 11,5 кВт; Pкз = 76кВт; Uкз = 10,5%; Iхх = 0,4%.

Определим потери мощности в трансформаторах ГПП:

Ртр гпп=2(Рхх +Ркз Кз2)= 2х(11,5 + 76*(0,6)2) = 77,72 кВт

Qтр гпп = 2(0,4*10000/100 + 10,5*1000*(0,6)2/100) = 836квар

Определим потери электрической энергии в трансформаторах ГПП:

Wт гпп=2 (Рхх Твкл+ Ркз К)



Д W т р г п п = 2х(11,5*4000 + 76*1576,8*0,62) =178282,4кВт ч

где Твкл - число часов включения, для двухсменной работы Твкл = 4000ч;

число часов использования максимума потерь и зависит от числа часов использования максимума нагрузки:

= (0,124 + 3000/10000)2х8760 = 1576,8,ч.

где ТМ = 3000 ч. - число часов использования максимума.

Выбираем сечение проводов ЛЭП 110 кВ

Определим мощность, проходящую по ЛЭП

Sлэп2 = (10699,83+77,72)2 + 29052 = 11161,6кВА

Iав = 11161,6/(2*1,73*115) = 56,1 А

Iав=2Iр = 56,1, А

Ip=28,05A

а) определим сечение по экономической плотности тока (jэ):



Fэ=28,05/2*1,1=25,5мм2,

где jэк=1,1 А/мм2- плотность тока для воздушных линий.

Принимаем стандартное ближайшее сечение Fэ=25,5мм2, Iдоп= 175А

б) по условию потерь на «корону»

Так как для ВЛ 110 кВ минимальное сечение 70 мм2, то принимается провод марки АС 70, Iдоп=275 А.

в) на нагрев рабочим током:

Iдоп .пров.> Iр, (275А > 28,05А)

г) по аварийному режиму:

1,3 Iдоп .пров.> Iав., (1,3 275 > 56,1А)

Окончательно принимаем провод марки АС-70-275, I доп = 275 А

Определим потери электрической энергии в ЛЭП 110 кВ:

Wлэп 110=N3IR10-3=2*3*28,052*1576,8*4,675 = 3479*,7,кВт ч

где R=r0L = 0,46*5,5 = 4,675, Ом;

r0=0,46Ом/км - удельное активное сопротивление АС-70-275.

Выбор оборудования на U=110 кВ.

Перед выбором аппаратов составим схему замещения (рисунок 3.2) и рассчитаем ток короткого замыкания.



Рисунок 3.2 Схема замещения

Принимаем Sб=1000 МВА; Uб=115 кВ.

Определяем базисный ток:

Iб=1000/1,73*115 = 5,12, кА

Определяем сопротивление системы:

Xс = 0,4

Определяем сопротивление ЛЭП:

Хлэп=5,5*0,34*1000/1152=0,14, о.е.

Определяем ток короткого замыкания :



Ik-1= 5,12/0,4 = 12,8, кА

Iк-2 = 5,12/0,4+0,14=9,48, kA

Определяем ударный ток:

iуд2=Куд

iуд1= 1,4*1,8*12,8 = 32,256, кА

iуд2=1,4*1,8*9,48=23,89кА

Мощность короткого замыкания:

Sк-1=UнIк-1 = 1,73*115*12,8 = 2546,56,МВА.

Sк-2=*Uн*Iк-2 = 1,73*115*9,48=1376,8,МВА.

После расчета токов КЗ произведем выбор выключателей, разъединителей, ограничителей и их стоимость.

Таблица 3.1 Стоимость электрооборудования

Вид защиты	Наименование	Цена	Валюта
ОПН	REXLIM-110	5 000	€
Выключатели	121 PM 40-20В	65 000	€
Разъединитель	NSA 123/1600+2Е	20 000	€
Трансформатор	ТДН-16000/110	450 000	€
ЛЭП	АС-70	20 000	$

Определим капитальные затраты на выбранное оборудование:

1) Затраты на трансформаторы ГПП:

Ктр.гпп=2Ч450000=900000 € = 180млн тг

2) Затраты на ЛЭП-110 кВ:

КЛЭП-110=lЧКлэп = 20000 у.е. = 3млн тг

3) Затраты на выключатели В1-В4:

КВ1-В4=4Ч 65000= 260000 € = 52млн тг

4) Затраты на разъеденитель:

Кразъед.=4Ч 20000 = 80000 € = 16млн тг

5) Затраты на ОПН:

КОПН=4Ч 5000 = 20000 € = 4млн тг

Суммарные затраты:

КI= КВ1-В4+ КЛЭП-110+ Кразъед. + КОПН+Ктр.гпп, тыс. у.е.

КI = 180млн+3млн+52млн+16млн+4=255млн тг

Суммарные издержки рассчитываются по формуле:

ИI=Иа+Ипот+Иэ, у.е.

Амортизационные отчисления

Иа: Иа=Еа. К = 0,063*252*106=16млн тг.

Для ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах Еа=0,028

Для распредустройств и подстанций Еа=0,063

ИI=Иа+Ипот+И = 16,338*106+8,022*106+3*106=27,36млн тг.

Иа.обор.=Еа.оборЧКобор.=0,063*252*106=16млн тг



Иа.лэп=0,028*16,5*106=0,462млн тг

Иа= (15,876+0,462)*106=16,1млн тг.

Амортизационные отчисления на ЛЭП:

Иа.лэп=Еа.лэпЧКлэп= 0,028*16,5*106=0,462млн тг

Издержки на эксплуатацию оборудования:

Иэкспл.обор.=Еэкспл.обор. ЧКобор.=0,03*252*106=7,6млн тг

Издержки на эксплуатацию ЛЭП:

Иэкспл.лэп=Еэкспл.лэп. Клэп=0,028*16,5*106=0,462млн.тг

Иэ=7,56+0,462=8,022млн тг

Стоимость потерь электроэнергии Со=14тг/кВт. ч

Определим издержки на потери электроэнергии:

Ипот=Со(Wтр. гпп+WЛЭП-110) = 14*(178262,4+34342,16) = 3млн тг.

Определим суммарные издержки:

ИI=16,1+8,022+3=27,36млн тг.

Приведенные затраты, являющиеся мерой стоимости, определяются по выражению:

ЗI=Е. КI+ИI=0,12*268,5*106+27,36*106 = 59,58млн тг.

где Е=0,12-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений

Вариант 2 (показан на рисуноке 3.3)

Выбираем электрооборудование по II варианту.

Выбираем трансформаторы ГПП:

Принимаем 2 трансформатора 2?10000кВА, Кз= 0,6, типа ТДНС-10000/35

Паспортные данные: Sн =10МВА; UВН = 36,75кВ; UНН=10,5 кВ; Pхх = 8,5кВт; Pкз = 60кВт; Uкз = 8%; Iхх = 0,3 %.

Определим потери мощности в трансформаторах ГПП:

Ртр гпп=2(Рхх +РкзКз2)=2*(8,5+60*0,62)=60,2кВт;

Qтр гпп = 2(0,3*10000/30 + 8*10000/100)=636квар



Рисунок 3.3 Второй вариант схемы электроснабжения

Д W т р г п п = 2(8,5*4000+60*1576,8*0,62)=136117,7кВт ч

Определим потери электрической энергии в трансформаторах ГПП:

Wт гпп=2*(Рхх*Твкл+РкзК)

Выбираем сечение проводов ЛЭП 35 кВ

Определим мощность, проходящую по ЛЭП:



SЛЭП =

Iав=11161,6/1,73*37=174,3А

Ip=174.3/2=87.1A

а) определим сечение по экономической плотности тока (jэ):

Fэ=87,1/1,1=79мм2

где jэк=1,1 А/мм2- плотность тока для воздушных линий;

принимаем стандартное ближайшее сечение Fэ= 79 мм2, Iдоп= 330А

б) на нагрев рабочим током:

Iдоп .пров.> Iр, (174,1 А >87,1А)

в) по аварийному режиму:

1,3 Iдоп .пров.> Iав., (1,3 330 > 174,3 А)

Окончательно принимаем провод марки АС-95, I доп= 330А.

Определим потери электрической энергии в ЛЭП 35 кВ:



Wлэп 35=N3IR10-3

где R=r0L=0,33*5,5=1,815,Ом;

r0= 0,33Ом/км - удельное активное сопротивление АС-95.

Выберем трансформаторы энергосистемы

Выбираем два трансформатора типа ТДТН-40000/110/35/10

Паспортные данные трансформаторов:

Sн=40000, Uвн=115, Uсн=38,5, Uнн=11, Рхх=35, Ркз=200, UкВ-Н=17,5%,

UкС-Н=6,5%, UкВ-С10,5%, Iхх=0,3%.

Найдем 1-коэффициент долевого участия проектируемого завода в мощности трансформаторов энергосистемы:

1=

1=11161,6/2*40000=0,14, о.е.

Найдем потери электроэнергии в трансформаторах ГПП:

Wт-р сист.=2(Рхх*Твкл+РкзК), кВтч

Wт-р сист =2(35*4000+1576,8*200*0,142)=292362,2, кВтч

Выбор оборудования на U=35 кВ.

Перед выбором аппаратов составим схему замещения (рисунок 3.4) и рассчитаем ток короткого замыкания.

Sб= 1000 МВА; Uб=37кВ; хс= 0,4

Iб=1000/1,73*37=15,62,А

Sб= 1000 МВА; Uб=37кВ; хс= 0,4

Рисунок 3.4 Схема замещения

Iб=1000/1,73*37=15,62,А

Хтр сист=10,5/100*1000/40=2,5ое

Хлэп=0,32*5,5*1000/372=1,28ое

Iк1=15,62/0,4+2,5=5,39кА.

Iк2=15,62/0,4+2,15+1,28=3,7,кА

iуд1=Куд

iуд1=1,4*1,8*5,39=13,72,кА

iуд2=Куд

iуд=1,4*1,8*3,7=9,3,кА.

Мощность короткого замыкания:

Sк-1=UбIк-1=1,73*37*5,39=345,01, МВА;

Sк-2=UбIк-2=1,73*37*3,7=234,28, МВА.

После расчета токов КЗ произведем выборвыключателей.

Выключатели В1, В2 выбираем по аварийному току трансформаторов системы. Найдем ток, проходящий через выключатели В1и В2:

=40000/1,73*37=624,9, А

Выбираем выключатели В1,В2 типа 38РМ31-12(АВВ) (таблица 3.1)

Таблица 3.1 Выключатели В1,В2

Паспортные данные	Расчетные данные	Условия выбора
Uн= 38кВ Iн= 1200А Iоткл= 31,5кА Iдин= .82кА	Uр= 37кВ Iав.В1,В2= 174,3А Iк1= 5,39кА iуд1= 13,72кА	UнUр Iн Iав.тр сист Iоткл Iк1 Iдин iуд1

Найдем ток, проходящий через выключатель В3:

IрВ3=624,9/2=312,45, А

Выбираем выключатели В3 типа 39РМ31-12(АВВ) (таблица 3.2)

Таблица 3.2 Выключатели В3

Паспортные данные	Расчетные данные	Условия выбора
Uн= 38кВ Iн= 1200А Iоткл= 31,5кА Iдин= 82кА	Uр= 37кВ IрВ3=87,1 А Iк1= 5,39кА iуд1= 13,72кА	UнUр Iн Iр.тр сист Iоткл Iк1 Iдин iуд1

=174,3/1200=0,15

=87,1/1200=0,07

Выключатели В4-В7 выбираем по аварийному току завода: Iав.= 174,3А

Выбираем выключатели В4-В7 типа 38РМ1-12(АВВ) (таблица 3.3)



Таблица 3.3 Выключатели В4-В7

Паспортные данные	Расчетные данные	Условия выбора
Uн= 38кВ Iн= 1200А Iоткл= 31,5кА Iдин= 82кА	Uр= 37Кв Iав= 174,3А Iк1= 5,39кА iуд1= 13,72кА	UнUр Iн Iртр сист Iоткл Iк1 Iдин iуд1

Выбираем разъединители типа .NSA72.5/1250 (таблица 3.4)

Таблица 3.4 Разъединители

Паспортные данные	Расчетные данные	Условия выбора
Uн= 72.5кВ Iн=1600А Iскв.ампл.= 79кА Iпред.терм. ст.= 31.5кА	Uр= 37кВ Iав= 87.1А iуд2= 9.29кА Iк2= 3.66kA	UнUр Iн Iав Iскв.ампл. iуд2 Iпред.терм. ст Iк2

Ограничители перенапряжения: ОПНп-PEXLIM, Un=35кВ

Определим капитальные затраты на выбранное оборудование:

1) Затраты на трансформаторы ГПП:

Ктр.гпп=2Ч350000*200=140, млн тг.

2) Затраты на ЛЭП-35 кВ:

КЛЭП-35=lЧКлэп=40000*150*5,5=33, млн тг

3) Затраты на выключатели В4-В7:

КВ4-В7=4Ч 35000*200=28, млн тг

4) Затраты на разъеденитель:

Кразъед.=4Ч 15000*200=12, млн тг

5) Затраты на ОПН:

КОПН=2Ч 4000*200=1,6, млн тг

6) Затраты на трансформаторы системы:



Ктр.сист=1Ч2ЧКтр= 0,14 Ч2Ч 1400000*200=78,4, млн тг

7) Затраты на выключатели В1,В2:

КВ1,В2=2Ч2ЧКВ1,В2= 0,15 Ч2*200*35000=2,1, млн тг

8) Затраты на выключатель В3:

КВ3=3ЧКВ3= 0,07*200*35000=0,49, млн тг

Суммарные затраты:

КII= КВ4-В7+ КЛЭП-35+Кразъед.+ КОПН+ Ктр.гпп+Ктр.сист.+ КВ1-В2 + КВ3

КII =140+33+28+12+1,6+78,4+2,1+0,49=295,6, млн тг.

Суммарные издержки рассчитываются по формуле:

ИII=Иа+Ипот+Иэ, у.е.

Амортизационные отчисления

Иа: Иа=Еа. К

Для ВЛ-35 кВ на железобетонных опорах Еа=0,028

Для распредустройств и подстанций Еа=0,063

Амортизационные отчисления на оборудование:

Иа.обор.=Еа.оборЧКобор.=Еа.оборЧ( КВ4-

В7+Кразъед+КОПН+Ктр.гпп+Ктр.с.+КВ1-В2 +КВ3)

Иа.обор.=0,063*262,59=16,5, млн тг.

Амортизационные отчисления на ЛЭП:

Иа.лэп=Еа.лэпЧКлэп = 0,28*33=9,24, млн тг

Издержки на эксплуатацию оборудования:

Иэкспл.обор.=Еэкспл.обор. ЧКобор. = 0,03*262,59=7,9, млн тг

Издержки на эксплуатацию ЛЭП:

Иэкспл.лэп=Еэкспл.лэп. Клэп = 0,28*33=9,24, млн тг

Стоимость потерь электроэнергии Со=14тг./кВт. ч

Определим издержки на потери электроэнергии:

Ипот=Со(Wтр. гпп+WЛЭП-35 +Wтр. сист)

Ипот = 14*(136117,76+128777,5+292362,2)=9,3, млн тг

Определим суммарные издержки:

ИII=16,5+9,24+7,9+9,24+6,7=49,58, млн тг

Приведенные затраты, являющиеся мерой стоимости, определяются по выражению:

ЗII=Е. КII+ИII,

где Е=0,12-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений

ЗII=0,12*295,6+49,58=85,1, млн тг

Вариант 3

Рисунок 3.5 - Третий вариант схемы электроснабжения

Количество проводов в одной цепи получилось 4, то дальнейший расчет не целесообразен с экономической и технической точки зрения невозможно и большие потери.

Таблица 3.5 Данные трансформаторов I и II вариантов

Варианты	Uн, Кв	К, млн.тг.	И, млн.тг.	З, млн.тг.
I	115	255	27,36	59,58
II	37	295,6	49,58	85,1

Выберем трансформаторы энергосистемы:

Выбираем два трансформатора типа ТДТН-40000/110/35/10

Паспортные данные трансформаторов:

Sн=40000, Uвн=115, Uсн=38,5, Uнн=11, Рхх=35, Ркз=200, UкВ-Н17,5,

UкС-Н=10,5, UкВ-С=6,5, Iхх=0,3.

Вывод: Подходит I вариант по суммарным и приведенным затратам.

4. Выбор оборудования и расчет токов короткого замыкания U>1кВ

4.1 Расчет токов короткого замыкания Iкз (U= 10 кВ) с учетом подпитки от СД

Рисунок 4.1 Схема замещения электроснабжения ГПП

Sб = 1000МВА; хс= 0,4; Uб= 10,5,кВ;

Iб=1000/1,73*10,5 = 55,05,кА

Токи КЗ в точке К-1, К-2 рассчитаны выше, то остается рассчитать токи в точках К-3.



Хлэп = 0,34*5,5*1000/1152 = 0,14,о.е.

Хтр.гпп = 10,5*1000/100*10 = 10,5,о.е.

I/k-3 = 55.06/(0.4+0.14+10.5) = 4.94,кА

Рассчитаем ток подпитки от СД.

Исходные данные:

В цехе установлено 4синхронных двигателя типа СТД-630-2 со следующими характеристиками:

Рн= 630кВт, Uн= 10 кВ, n= 300об/мин, х”d= 14,3 %.

Находим полную мощность СД:

Sн.сд = 630/0,8=787,5кВА.

Определяем расчетный ток СД:



Iсд=0,85*787,5/1,73*10,5 = 36,85А.

Выбираем марку и сечения кабеля к СД:

а) по экономической плотности тока:

Fэ = 36,85/1,4 = 26,32 мм2.

б) по минимальному сечению:

Fmin=Iкз = 12*4,94*0,63 = 37,72,мм2.

Принимаем кабель маркой Ас-70-265А, Iдоп= 265 >36,85 А.

Данные кабеля: r0= 0,46Ом/км; х0= 0,34 Ом/км.

Хкаб СД = 0,08*5,5*1000/2*1152=0,07о.е.

Хсд = 14,3/2 * 1000/0,7875 = 90,85о.е.

Хэкв = 0,07+90,85 = 90,92о.е.

Тогда ток короткого замыкания от двигателей будет равен:

IкзСД = 1,05*55,05/90,92 = 0,64кА

Суммарный ток КЗ в точке К-3 на шинах 10 кВ с учетом подпитки от двигателей компрессорной будет равен:

Iкз = I/к-3 + Iкз СД = 4,94+,064 = 5,78кА.

Ударный ток в точке К-3:

iуд3=Куд.= 1,8*1,4*5,78=14,75кА.

Sкз = 1,73*10,5*5,78 = 104,9МВА.

4.2 Выбор оборудования

4.2.1 Выбор выключателей

Sр.завода, = 11087,2,кВА;

Iр.зав.=11087,2/2*1,73*10,5 = 302,4А

Iав=2Iр.зав = 302,4*2 = 604,8,А.

Выбираем выключатель типа BB/TEL-10-12.5/630У2.( таблица 4.2)

Секционный выключатель

Ip = 604,8/2 = 302,4А

Принимаем выключатель типа BB/TEL-10-12.5/630У2. (таблица 4.1)

Таблица 4.1 Выключатели

	Вводные выключатели	Секционный выключатель
	Расчетные	Паспортные	Расчетные	Паспортные
Uн , кВ	10,5	10,5	10	10
Iн , А	604,8	630	604,8	630
Iотк , кА	5,78	20	5,78	20

Магистраль ГПП - (ТП1-ТП2):

SрТП1,2 =

Ip = Sр ТП1,2/2*1,73*Uн=3005,4/2*1,73*10,5 = 82,7,А

Iав=2*Ip=165.4,A

Выбираем выключатель типа ВВ/TEL-10-12,5/630У2 (таблица 4.2)

Таблица 4.2 Проверка выключателя

Паспортные данные	Расчетные данные
Uн= 10 кВ Iн = 630 A Iоткл= 12,5 кА Iскв= 32 кА I2•t =(Iоткл)2•3=468,75кА2 Чс	U= 10 кВ Iав= 165.4А Iкз= 5,78 кА iуд= 14.57 кА B=(Iкз)2•0,12= 4.01кА2Чс

Магистраль ГПП - (ТП3-ТП4):

SрТП1,3,4 =

I = Sр ТП1,2/2*1,73*Uн=2852.5/2*1,73*10,5 = А

Iав=2*Ip=152.08A

Выбираем выключатель типа ВВ/TEL-10-12,5/630У2 (таблица 4.3)

электрический нагрузка замыкание выключатель

Таблица 4.3 Проверка выключателя

Паспортные данные	Расчетные данные
Uн= 10 кВ Iн =630 A Iоткл= 12,5 кА Iскв= 32кА I2•t =(Iоткл)2•3=468,75кА2 Чс	U= 10 кВ Iав= 152.08 А Iкз= 5,78 кА iуд= 14,57 кА B=(Iкз)2•0,12= 4.01кА2Чс
Привод электромагнитный, с магнитной защелкой

Магистраль ГПП - (ТП5-ТП6):

SрТП5.6 =

S2p тп1,2 = (3041.2+44.6)2+(593.9+284.4)2=3208.4кВА

Ip = Sр ТП1,2/2*1,73*Uн=3208.4/2*1,73*10,5 = 88.3А

Iав=2*Ip=176.6A

Выбираем выключатель типа ВВ/TEL-10-12,5/630У2 (таблица 4.4)

Таблица 4.4 Проверка выключателя

Паспортные данные	Расчетные данные
Uн= 10 кВ Iн =630 A Iоткл= 12,5 кА Iскв= 32кА I2•t =(Iоткл)2•3=468,75кА2 Чс	U= 10 кВ Iв= 176.6 А Iкз= 5.78 кА iуд= 14.57 кА B=(Iкз)2•0,12= 4.01кА2Чс
Привод электромагнитный, с магнитной защелкой

Линия ГПП-СД

Sн СД = 2375,9кВА

Iр.СД = 65,4А

Выбираем выключатель типа ВВ/TEL-10-12,5/630У2 (таблица 4)

Таблица 4.5 Проверка выключателя

Паспортные данные	Расчетные данные
Uн= 10 кВ Iн =630 A Iоткл= 12,5 кА Iскв= 32кА I2•t =(Iоткл)2•3=468,75кА2 Чс	U= 10 кВ IрСД= 65,4 А Iкз= 5,78 кА iуд= 14,57 кА B=(Iкз)2•0,12= 4,01кА2Чс
Привод электромагнитный, с магнитной защелкой

Линия ГПП-ВБК1,2

Выбираем выключатель типа ВВ/TEL-10-12,5/630У2 (таблица 4.6)

Таблица 4.6 Проверка выключателя

Паспортные данные	Расчетные данные
Uн= 10 кВ Iн =630 A Iоткл= 12,5 кА Iскв= 32кА I2•t =(Iоткл)2•3=468,75кА2 Чс	U= 10 кВ IрВБК= 49,55 А Iкз= 5,78 кА iуд= 14,57 кА B=(Iкз)2•0,12= 4,01кА2Чс
Привод электромагнитный, с магнитной защелкой



4.2.2 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираются по следующим условиям:

по напряжению установки: Uном ттUном уст-ки;

по току: Iном ттIрасч;

по электродинамической стойкости: Кдин;

по вторичной нагрузки: Sн2Sнагр расч;

5. по термической стойкости: Ктс=;

по конструкции и классу точности.

а) Выбор трансформаторов тока на вводе и секционном выключателе.

Таблица 4.7 Приборы, подключенные к ТТ

Прибор	Тип	А, ВА	В, ВА	С, ВА
A	Э-350	0,5	0,5	0,5
Wh	САЗ-И681	2,5	2,5	2,5
Varh	СР4-И689	2,5	2,5	2,5
W	Д-355	0,5	7	0,5
Var	Д-345	0,5	7	0,5
Итого		6,5	19,5	6,5

Примем трансформатор тока ТОЛ-10/У3: Iн= 1500 А; Uн= 10 кВ; Sн =20ВА.

Таблица 4.8 Выбор трасформатора

Расчетные величины	По каталогу
Uн= 10кВ	Uн= 10кВ
Iав= 930,8 А	Iн= 1500А
iуд= 14,57кА	Iдин= 81кА
S2 р= 20ВА	S2 н= 20ВА

Рассчитаем вторичную нагрузку трансформаторов тока.

Сопротивление вторичной нагрузки состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

R2=Rприб+Rпров+Rк-тов

Сопротивление приборов определяется по формуле:

где Sприб. - мощность, потребляемая приборами;

I2 - вторичный номинальный ток прибора.

Допустимое сопротивление проводов:

Принимаем провод АКР ТВ; F=2,5мм2;

S2=R2 =0,41652=10,5 ВА;

где R2=Rприб+Rпров+Rк-тов=0,26+0,056+0,1=0,416 Ом

Выбираем трансформатор тока на секционном выключателе шин ГПП: ТОЛ-10/У3. Iр= 302,4А; Iн= 1500А; Uн=10 кВ.

Таблица 4.9

Прибор	Тип	А, ВА	В, ВА	С, ВА
Aмперметр	Э-350	0,5	0,5	0,5
Итого		0,5	0,5	0,5

Таблица 4.10 Выбор трансформатора

Расчетные величины	По каталогу
Uн= 10 кВ	Uн= 10кВ
Iав= 930,8 А	Iн= 1500А
iуд= 14,57кА	Iдин= 81кА
S2 р= 4,4ВА	S2 н= 10ВА

0,4-0,02-0,1=0,28 Ом;

Принимаем провод АКР ТВ; F=2,5 мм2;

S2=R2 =0,0,176?52=4,4 ВА;

R2= 0,02+0,056+0,1=0,176 Ом.

б) Выбираем трансформатор тока на линии ГПП-(ТП1-ТП2); ГПП-(ТП3-ТП4); ГПП-СД; ГПП-ДСП; ГПП-ВБК.

Таблица 4.11

Прибор	Тип	А, ВА	В, ВА	С, ВА
Амперметр	Э-350	0,5	0,5	0,5
Wh	САЗ-И681	2,5	2,5	2,5
Varh	СР4-И689	2,5	2,5	2,5
Итого		5,5	5,5	5,5

0,4-0,22-0,1=0,08 Ом;

Принимаем кабель АКРТВ; F=2,5мм2;

S2=R2=0,37652=9,4 ВА;

R2= 0,22+0,056+0,1=0,376 Ом.

Трансформатор тока на линии ГПП-(ТП1-ТП2): Iав=165,4А; примем трансформатор тока ТОЛ-10/У3: Iн= 400 А; Uн= 10 кВ; Sн = 10ВА.



Таблица 4.12 Выбор трансформатора

Расчетные величины	По каталогу
Uн= 10 кВ	Uн= 10 Кв
Iав= 156,4 А	Iн= 400А
iуд= 14,57кА	Iдин= 52кА
S2 р= 9,4ВА	S2 н= 10ВА

Трансформатор тока на линии ГПП - (ТП3-ТП4): Iав=152,08.А; примем трансформатор тока ТОЛ-10/У3: Iн= 400 А; Uн= 10 кВ; Sн = 10ВА.

Таблица 4.13 Выбор трансформатора

Расчетные величины	По каталогу
Uн = 10 кВ	Uн = 10 кВ
Iав= 152,08А	Iн= 400 А
iуд= 14,57 кА	Iдин= 52 кА
S2 р=9,4 ВА	S2 н= 10 ВА

Трансформатор тока на линии ГПП - (ТП5-ТП6): Iав=176,6 А; примем трансформатор тока ТОЛ-10/У3: Iн = 400 А; Uн= 10 кВ; Sн = 10 ВА.

Таблица 4.14 Выбор трансформатора

Расчетные величины	По каталогу
Uн = 10 кВ	Uн = 10 кВ
Iав = 176,6А	Iн = 400 А
iуд = 14,57 кА	Iдин = 52 кА
S2 р = 9,4 ВА	S2 н = 10 ВА

Трансформатор тока на линии ГПП-СД: Iр.СД=65,4 А; примем трансформатор тока ТОЛ-10/У3: Iн = 75 А; Uн= 10 кВ; Sн = 10 ВА.

Таблица 4.15 Выбор трансформатора

Расчетные величины	По каталогу
Uн = 10 кВ	Uн = 10 кВ
Iр.СД = 65,4 А	Iн = 75 А
iуд = 14,57 кА	Iдин = 52 кА
S2 р=9,4 ВА	S2 н = 10 ВА

Трансформатор тока на линии ГПП-ВБК: Iр.ВБК=49,55 А; примем трансформатор тока ТОЛ-10/У3: Iн = 75 А; Uн= 10 кВ; Sн = 10 ВА.

Таблица 4.16 Выбор трансформатора

Расчетные величины	По каталогу
Uн = 10 кВ	Uн = 10 кВ
Iр.ВБК = 49,55 А	Iн = 75 А
iуд = 14,57 кА	Iдин = 52 кА
S2 р=9,4 ВА	S2 н = 10 ВА

4.2.3 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:

1. по напряжению установки: UномUуст;

2. по вторичной нагрузки: Sном2S2расч;

3. по классу точности

4. по конструкции и схеме соединения

Таблица 4.17 Приборы, подключенные к ТТ

Прибор	Тип	Sоб-ки, ВА	Число об-к	cos?	sin?	Число приборов	Робщ,Вт	Q? , вар
V	Э-335	2	2	1	0	2	8	-
W	Д-335	1,5	2	1	0	1	3	-
Var	И-335	1,5	2	1	0	1	3	-
Wh	СА3-И681	3 Вт	2	0,38	0,925	7	42	102,2
Varh	СР4-И689	3 вар	2	0,38	0,925	7	42	102,2
Итого							98	204,4

Расчетная вторичная нагрузка:



S2р=1982+204,42=226,7,ВА

Принимаем ТН типа НАМИ-10-У3

Таблица 4.18 Трансформатор напряжения

Uн т= 10кВ	Uн т= 10кВ
Sн 2= 300кВА	Sр 2= 226,7ВА
Схема соединения обмоток

Трехфазные трансформаторы напряжения масляные типа НАМИ являются масштабными преобразователями и предназначены для выработки сигнала измерительной информации для электрических измерительных приборов, цепей защиты и сигнализации в сетях переменного тока с изолированной или с заземленной через дугогасящий реактор нейтралью частотой 50 Гц.

Трансформаторы могут эксплуатироваться при внутренней установке в районах с умеренным климатом, при этом: высота над уровнем моря не более 1000м; режим работы- длительный; температура окружающего воздуха от - 450С до +400С. Трансформаторы не предназначены для работы в условиях тряски, вибраций, ударов, во взрывоопасной и агрессивной среде.

4.2.4 Выбор выключателей нагрузки

ТП1,2 Iр= 82,7 А;

ТП3,4 Iр= 76,04 А

ТП5,6 Iр=88,3 А

Для всех трансформаторов принимаем выключатель нагрузки типа

ВНПу-10/400-10ЗпУ3



Таблица 4.19 Выбор выключателя

Расчетные	Паспортные
Uн= 10кВ	Uн= 10 Кв
Iрасч= 76,04-88,3 А	Iн= 400А
Iк= 5,78кА	Iотк= 10 Ка

4.2.5 Выбор силовых кабелей отходящих линий

Выбор кабелей производится по следующим условиям:

1. по экономической плотности тока:

2. по минимальному сечению Fmin =Iкзtп;

3. по условию нагрева рабочим током Iдоп кабIр;

4. по аварийному режиму Iдоп авIав;

5. по потере напряжения UдопUрас.

Выбираем кабель ГПП-ТП1-ТП2:

SрТП1,2=3005,4кВА

Ip=82,7А.

Iав=165,4А

а) по экономической плотности тока:

Fэ = Iр / jэк , мм2.

Fэ=82,7/1,4=59,1мм2

где jэк=1,4 - для Тм= 3000-5000ч.

Принимаем кабель марки ААШв-10-(3*70); Iдоп= 165А.

б) проверим выбранный кабель по термической стойкости к Iкз , найдем минимальное сечение кабеля по Iкз:



Fmin=Iкз=12*5,78*,63=43,7мм2;

принимаем окончательно кабель ААШв-10-(3*50); Iдоп= 140 А;

в) проверка по аварийному току:

Iдоп ав =1,3165,4= 215,05А 240 А;

г) проверка по рабочему режиму с учетом поправочного коэффициента Кпопр, зависящего от количества кабелей проложенных в одной траншее Кпопр= 0,75 (6 кабеля в траншее):

Iр/Кпопр=82,7/0,75=110,3 А, (240 А> 110,3А).

Условия выполняются, тогда окончательно принимаем кабель марки ААШв-10-(3*120), с Iдоп=240А.

Все расчетные данные выбора остальных кабелей занесены в таблицу - Кабельный журнал.

4.2.6 Выбор шин ГПП

Сечение шин выбирают по длительно допустимому току и экономической целесообразности. Проверку шин производят на электродинамическую и термическую стойкость к токам КЗ.

Выбираем твердотянутые алюминиевые шины прямоугольного сечения марки МГМ-80*6; Iдоп=1500А (одна полоса на фазу) , Iав= 845,3А; iуд= 14,57кА

а) Iдоп Iав;

б) проверка по термической стойкости к Iкз

Fmin=Iкзмм2 < Fn;

Fmin=12*5.78*.63=43.7<480мм2

в) проверка по динамической стойкости кiуд кз доп=700 кгс/см2:



?

f = 1.75*10-2*14.572*80/10=25.63кгс.

W=0,167bh2, см3

W=0.167*0.6*62=3.6cм2

Qрасч=25,63*80/10*3,6=56,96кгс/см2

где L - расстояние между изоляторами;

а - расстояние между фазами;

b - толщина одной полосы;

h - ширина (высота) шины.

Из условия видно, что шины динамически устойчивы.

4.2.7 Выбор изоляторов

Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:

- по номинальному напряжению: Uном Uуст;

- по допустимой нагрузке: Fдоп ??Fрасч.

где Fрасч. - сила, действующая на изолятор;

Fдоп - допустимая нагрузка на головку изолятора, Fдоп = 0,6?Fразруш.;

Fразруш - разрушающая нагрузка на изгиб.

Fрасч = 1,73*13,53*80/10=253,35,кгс

Выбираем изолятор типа ОНШ-10-2000У3, Fразруш =1200кгс.

Таблица 4.2.20 Кабельный журнал
Наименование участка	Sр, кВА	Кол-во кабелей в траншее	Нагрузка	По экономической плотности тока, мм2	По допустимой нагрузке, мм2	По току короткого замыкания, мм2	Выбранный кабель	Iдоп, A
			Iр, A	Iав, A	jэ	Fэ	Кп	Fдоп	Iк, A	S
ГПП -(ТП1-ТП2)	3005,4	6	82,7	165,4	1,4	59,07	0,75	70	5,78	70	ААШв-10-(3х120)	265
ГПП -(ТП3-ТП4)	2762,5	6	76,04	152,08	1,4	54,31	0,75	70	5,78	70	ААШв-10-(3х70)	165
ГПП -(ТП5-ТП6)	3208,4	6	88,3	176,6	1,4	63,07	0,75	70	5,78	70	ААШв-10-(3х70)	165
ГПП -СД	630	4	65,4	-	1,4	46,71	0,8	70	5,78	70	ААШв-10-(3х70)	165
ТП1-ТП2	273,12	6	85,7	165,4	1,4	5907	0,75	70	5,78	70	ААШв-10-(3х70)	165
ТП3-ТП4	2514,1	4	76,04	152,08	1,4	54,31	0,8	70	5,78	70	ААШв-10-(3х70)	165
ТП5-ТП6	3041,1	2	88,3	176,6	1,4	63,07	0,9	70	5,78	70	ААШв-10-(3х70)	165
ГПП-ВБК	900	1	49,55	-	1,4	35,39	1	70	5,78	70	ААШв-10-(3х70)	165

5. Специальная часть

5.1 Метод раннего обнаружения дефектов

В электроэнергетических системах высоковольтные выключатели относятся к одним из наиболее ответственных видов электрооборудования. Качество функционирования высоковольтных выключателей (рисунок 5.1) определяет степень надёжности и энергобезопасности работы всей системы передачи и распределения электроэнергии как в нормальных, так и в аварийных режимах. Поэтому весьма актуальными являются технический контроль и диагностика состояния высоковольтных выключателей, позволяющие своевременно выявлять развивающиеся дефекты или неисправности, а затем оперативно устранять их. Очевидно, что диагностике высоковольтных выключателей в эксплуатации любых энергообъектов следует уделять повышенное внимание. В настоящее время важную роль в электроэнергетике, в том числе и в диагностике высоковольтного электрооборудования, начинают играть цифровые методы, устройства и системы на микропроцессорной элементной базе. Эти методы имеют особо важное значение для изношенного электрооборудования, в первую очередь для масляных выключателей, которых в настоящее время находится в эксплуатации значительно больше, чем других типов. На предприятиях энергосистемы количество масляных выключателей составляет, как правило, не менее 50% от общего числа высоковольтных выключателей.

Предприятия, эксплуатирующие силовое электроэнергетическое оборудование, сталкиваются с большими трудностями -- большая часть техники устарела как морально, так и физически. Инвестиции на новую технику незначительны, обслуживающий персонал сокращается. Около 40 процентов масляных и воздушных выключателей, прежде всего на 110 и 220 кВ, отработало установленный нормативами минимальный срок службы, а к 2015 году предполагается обновить лишь 55 процентов всего парка выключателей.

Для выявления дефектов высоковольтных выключателях были разработаны методика и аппаратура для обнаружения зарождающихся и имеющихся дефектов в механизмах высоковольтных выключателей.

Одним из самых популярных приборов для такой диагностики является прибор ПКМ/М6Н, который позволяет контролировать привод выключателя, механизм передачи движения от привода до подвижных контактов, демпферы, контактную систему, цепи управления и другие узлы выключателя.

Графики, полученные с помощью специальных приборов (таких, как ПКВ/М6, ПКВ/М7, ПКВ/У3), при диагностике высоковольтных выключателей используются для анализа состояния выключателя. Такой метод получил название метода раннего обнаружения дефектов в механизмах высоковольтных выключателей. Он позволяет обнаружить не только неисправности на ранней стадии их развития, но даже небольшие отклонения в работе узлов выключателя, основываясь на полученных с помощью прибора графиках процесса. Метод заключается в регистрации процесса перемещения одного из элементов механизма (подвижного контакта, траверсы, вала привода и другого) при пусках выключателя и сопоставлении полученного графика с графиком полностью исправного выключателя либо с графиком, снятым с этого же выключателя при последнем его обследовании.

Хотя в практике контроля высоковольтных выключателей графическая форма отображения результатов, казалось бы, давно и хорошо известна (например, временные осциллограммы, получаемые на светочувствительной бумаге шлейфового осциллографа, и виброграммы скорости, рисуемые с помощью вибрографа и подвижной линейки), однако эти графики неудобны для непосредственного восприятия и требуют предварительной ручной обработки.

При автоматических измерениях скоростных характеристик с помощью датчиков перемещения с высокой разрешающей способностью можно получить совсем другие графики: скорость в зависимости от времени, скорость в зависимости от хода, ход в зависимости от времени. Они отображают процессы движения траверсы и подвижных контактов, взаимодействие их с направляющими механизмами, подвижными контактами и буферами. Следовательно, по их внешнему виду и отклонению его от стандартного можно оперативно произвести диагностику неисправности этих узлов сразу после вывода выключателя из эксплуатации.

Использование приборов ПКВ позволяет:

1. в полтора раза снизить затраты предприятия на обслуживание высоковольтных выключателей;

2. вдвое сократить время диагностики выключателя;

3. в ряде случаев использование приборов приводило к полному отказу от проведения планового ремонта ввиду нормального состояния выключателей.

Требования к техническому состоянию высоковольтного выключателя определяются инструкцией завода-изготовителя и соответствующей нормативно-технической документацией. Оценка текущего состояния выключателя (в норме, не в норме) сводится к выявлению уже имеющихся отклонений от заводских параметров. Но обнаружение еще только зарождающихся либо скрытых дефектов, когда отклонение параметра еще не вышло за паспортные нормы либо проявляется лишь в отдельные моменты, возможно только при анализе графиков всего процесса пуска выключателя.

Для оценки состояния высоковольтного выключателя используются различные способы, но удобнее всего проводить диагностику выключателя с помощью специально предназначенных приборов, таких, как ПКВ/М6Н и ПКВ/М7. Применение этих приборов сокращает время проведения комплексного обследования при значительном повышении его качества, а также позволяет обоснованно отказаться от проведения капитального ремонта. Кроме того, с помощью приборов ПКВ/М6Н и ПКВ/М7 удается выявлять скрытые дефекты, которые, как известно, одни из самых опасных.

Зная, как себя ведет исправный выключатель при включении и отключении (поведение графика в процессе включения/отключения), можно легко выявлять неисправности выключателя по графикам.

Такой сложный дефект, как люфты в подвижных частях, также определяется приборами ПКВ/М6 и ПКВ/М7. Люфты создают прерывистую нагрузку от механизмов трех полюсов на общий привод, через который происходит взаимное влияние трех процессов движения, хорошо наблюдаемое при совмещении графиков «скорость-время» двух (или трех) полюсов.

Взаимодействие механизмов полюсов происходит следующим образом. После начала движения из_за плохого состояния дугогасительного устройства или отключающих пружин штанга с траверсой полюса С движется с меньшей скоростью, чем штанга с траверсой полюса В. В это время выбирается люфт между полюсами. К моменту времени точки 1 люфт между полюсами оказывается весь выбранным. Происходит взаимодействие движущихся масс. Одна штанга с траверсой получает ускоряющий импульс, а другая тормозящий. Начиная с этого момента происходит соответствующее изменение скоростей движения траверс. И к моменту точки 2 скорости движения штанг с траверсами стабилизируются, но опять оказываются разными. Теперь штанга полюса С еще движется быстрее штанги полюса В. Люфт выбирается в другую сторону. В момент времени точки 3 штанга с траверсой полюса В начинает тормозиться масляным буфером, а штанга полюса С еще движется со значительной скоростью. В момент точки 4 люфт оказывается весь выбранным. Происходит взаимодействие движущихся масс. Штанга с траверсой полюса С получает тормозящий импульс, а штанга с траверсой В -- ускоряющий. Это объясняет всплеск скорости на участке торможения у полюса В и наличие зубцов из_за интенсивного воздействия на участке торможения у полюса С.

Разработка интеллектуальной системы диагностики производилась для высоковольтных выключателей (ВВ). Существующие диагностические приборы ВВ вычисляют их скоростную характеристику как функцию от хода контактов выключателя (перемещения) или от времени. При регулировке механизма выключателя и оценке его работы в качестве координаты используют ход подвижного контакта или траверсы. Пример такой характеристики изображен на рисунке 5.2.

Рисунок 5.2 График процесса отключенного выключателя

По графику «скорость-время» диагностируется и еще один дефект -- увеличенное время отключения выключателя.

Таким образом, можно сделать вывод, что метод диагностики скрытых дефектов при помощи анализа графиков, полученных приборами ПКВ/М6Н и ПКВ/М7, прост, надежен и нагляден, позволяет существенно экономить время.

Графики позволяют определять неисправности и отклонения на ранней стадии и более эффективно планировать ремонт. Даже минимальный опыт в расшифровке графиков позволяет до начала ремонта выявить узлы и устройства выключателя, требующие вмешательства ремонтного персонала, не подвергать ненужной (а зачастую и вредной) разборке исправные узлы, тем самым сокращая время ремонта.



5.2 Инфракрасная диагностика

Инфракрасная диагностика всё больше набирает обороты и, в первую очередь, это относится к проведению обследования энергетического оборудования. Так, если раньше его ремонт проводился планово, то сегодня тепловизионный контроль позволяет выявить наличие дефекта в оборудовании даже без соприкосновения с самим оборудованием, то есть дистанционно, не подвергая опасности персонал.