Определение оптимального варианта схемы внешнего электроснабжения завода

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Основой рационального решения комплекса технико-экономических вопросов при проектировании электроснабжения современного промышленного предприятия является правильное определение ожидаемых электрических нагрузок. Определение электрических нагрузок является первым этапом проектирования любой системы электроснабжения. Значения электрических нагрузок определяют выбор всех элементов и технико-экономические показатели проектируемой системы электроснабжения. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты в системе электроснабжения, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. Ошибка при определении электрических нагрузок приводит к увеличению экономических и ухудшению технических показателей промышленного предприятия.

Также необходимо рассчитывать экономически и технически целесообразный объем реактивной мощности, потребляемый из энергосистемы и сделать правильный выбор средств компенсации, их мощности и места размещения. От этого также будет зависеть эффективность использования энергетических ресурсов и оборудования.

Для определения оптимального варианта схемы внешнего электроснабжения, параметров электросети и ее элементов, необходимо проведение технико-экономических расчетов. При этом необходимо произвести всесторонний анализ технических и экономических показателей. Только сопоставление и анализ всех технико-экономических показателей, характеризующих возможные варианты, позволяет провести выбор наилучшего решения. Следующим этапом расчетов является окончательное определение схемы электроснабжения и ее параметров, выбор необходимого электрооборудования, проводов и кабелей.

Исходные данные на проектирование

1. Схема генерального плана завода (приложение А)

2. Сведения об электрических нагрузках по цехам завода (таблица 1)

3. Питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы, на которой установлены два параллельно работающих трансформатора мощностью по 40 МВА, напряжением 115/37/10,5 кВ. Мощность системы 650 МВА, мощность короткого замыкания на шинах 115 кВ равна 880 МВА.

4. Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 5,5 км.

5. Завод работает в две смены.

Таблица 1 - Электрические нагрузки по цехам завода

№ П/П	Наименование	Количество ЭП, n, шт	Установленная мощность, кВТ
			одного ЭП, Pн	? Рн
1	Шамотный цех №1	50	1-30	970
2	Шамотный цех №2	60	1-40	1520
3	Динасовый цех	70	1-50	1800
4	Смесительно-формовочный цех	70	1-50	2100
5	Цех вращающихся печей	10	10-100	650
6	Компрессорная: а) 0,4кВ	10	10-20	120
	б) 10кВ	10	630	1260
7	Цех пылеулавливания, газоочистки	25	1-20	360
8	Цех подготовки глины	40	1-28	680
9	Цех помола шамота	50	20-50	1500
10	Склад сырья	15	5-20	120
11	Механический цех	40	1-25	570
12	Заготовительно-штамповочный цех	35	5-70	400
13	Лаборатория	20	1-20	250
14	Стекольный цех	40	1-40	850
15	Склад готовой продукций	10	1-10	60
16	Заводоуправление, столовая	50	1,1-40	560
17	Цех туннельных печей	40	10-50	1480

1. Расчет силовой и осветительных нагрузок завода

1.1 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 формуле:

Рpo=Кco Руо, кВт (1.1)

Qpo=tgо Рро, квар, (1.2)

где Кco - коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки;

tg о - коэффициент реактивной мощности, определяется по cos?;

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

Руо= о F, кВт (1.3)

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

о -удельная расчетная мощность кВт/м2.

Все расчетные данные заносятся в таблицу 2 "Расчет осветительной нагрузки".

Расчет электрических нагрузок напряжением до 1 кВ по цехам завода производим методом упорядоченных диаграмм. Отдельной строкой по каждому цеху определяем силовые и осветительные нагрузки, затем суммированием находим полную мощность цеха. Результаты расчета силовых и осветительных нагрузок по цехам сведены в таблицу 3 "Расчет силовой нагрузки завода по производству огнеупоров напряжением 0,4 кВ".

Таблица 2 - Расчет осветительной нагрузки

№ по плану	Наименование цеха	Размеры помещения, длина (м) ширина (м)	Площадь помещения, м2	Удельная осветительная нагрузка о, кВт/м2	Коэф. спроса, Кс	Установленная мощность освещения, Рyо, кВт	Расчетная мощность осветительной нагрузки	cos / tg
							Рро, кВт	Qро, квар
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Шамотный цех №1	63х54	3402	0,015	0,8	51,03	40,824	20,412	0,9/0,5
2	Шамотный цех №2	135х27	3645	0,015	0,8	54,675	43,74	21,87	0,9/0,5
3	Динасовый цех	126х45	5670	0,013	0,8	73,71	58,968	29,484	0,9/0,5
4	Смесительно-формовочный цех	90х45+36х32	5202	0,02	0,8	104,04	83,232	41,616	0,9/0,5
5	Цех вращающихся печей	48,6х16,2	787,3	0,015	0,8	11,8095	9,4476	4,7238	0,9/0,5
6	Компрессорная:	45х9	405	0,01	0,8	4,05	3,24	1,62	0,9/0,5
7	Цех пылеулавливания, газоочистки	27х14,4	388,8	0,013	0,8	5,0544	4,04352	2,02176	0,9/0,5
8	Цех подготовки глины	36х16,2	583,2	0,013	0,8	7,5816	6,06528	3,03264	0,9/0,5
9	Цех помола шамота	81х30,6	2478,6	0,015	0,8	37,179	29,7432	14,8716	0,9/0,5
10	Склад сырья	45х16,2	729	0,01	0,65	7,29	4,7385	2,36925	0,9/0,5
11	Механический цех	77,4х23,4	1811,2	0,015	0,8	27,168	21,7344	10,8672	0,9/0,5
12	Заготовительно-штамповочный цех	36х18	648	0,016	0,8	10,368	8,2944	4,1472	0,9/0,5
13	Лаборатория	54х14,4	777,6	0,02	0,9	15,552	13,9968	6,9984	0,9/0,5
14	Стекольный цех	27х54	1458	0,02	0,85	29,16	24,786	12,393	0,9/0,5
15	Склад готовой продукции	34,2х21,6	738,7	0,01	0,7	7,387	5,1709	2,58545	0,9/0,5
16	Заводоуправление, столовая	126х32,4	4082,4	0,02	0,9	81,648	73,4832	36,7416	0,9/0,5
17	Цех туннельных печей	144х32,4	4665,6	0,015	0,8	69,984	55,9872	27,9936	0,9/0,5
18	Территория		57928	0,002	1	115,856	115,856	57,928	0,9/0,5
Итого	603,351	301,6755

1.2 Картограмма электрических нагрузок завода

Картограмма электрических нагрузок представляет собой графическое измерение электрических нагрузок по цехам. Она отображается на генплане в виде кругов в масштабе отображенных электрических нагрузок. В центре этих окружностей совпадают с центрами электрических нагрузок цехов.

В зависимости от структуры энергопотребления, картограмма может быть нанесена на генплан отдельно для активной и реактивной мощности, и отдельно для низковольтной и высоковольтной нагрузки.

Низковольтная нагрузка должна наглядно показывать долю осветительной нагрузки цеха, в котором изображается в виде сектора круга соответствующего цеха.

Площадь окружности в выбранном масштабе

Pсм = р r2 m; (1.4)

r = /р m; (1.5)

m = Pсм /р r2 (1.6)

где m - это масштаб для определения площади круга, который выбирается проектировщиками в зависимости от масштаба генплана и величины нагрузок предприятия.

Для изображения электрических нагрузок каждого цеха на картограмме в виде сектора круга необходимо определить угол сектора

б = PР осв / Pсм 360 (1.7)

Результаты расчета необходимые для построения картограммы электрических нагрузок по цехам сведены в таблицу 3.

2.3 Расчет электрических нагрузок по заводу

Расчет электрических силовых нагрузок напряжением до 1 кВ по цехам завода производим также методом упорядоченных диаграмм упрощенным способом. Расчет нагрузки напряжением 0,4кВ.

m= (1.8)

где Pнmax, Pнmin - наибольшая и наименьшая номинальная активная мощность электрооборудования.

Рсм=Ки•Рн , кВт (1.9)

где Ки - коэффициент использования;

Рн - номинальная активная нагрузка;

Рсм - средняя активная нагрузка за наиболее нагруженную смену.

Qсм=Рсм•tgц, кВар (1.10)

где tgц - реактивный коэффициент мощности;

Рсм - средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену;

Qсм - средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену.

(1.11)

где nэ - эффективное число оборудования;

Рн - номинальная активная нагрузка;

Рн маx - максимальная активная нагрузка.

 (1.12)

где Км - коэффициент максимума;

Рсм - средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену;

Рр - расчетная активная нагрузка электроприемника.

, если ,

, если (1.13)

где Qр - максимальная реактивная нагрузка от силового оборудования;

Qсм - средняя реактивная нагрузка за наиболее нагруженную смену.

; (1.14)

где Рр -активная нагрузка 0.4 кВ;

Qр - реактивная нагрузка 0.4 кВ;

Sр - полная максимальная нагрузка.

Результаты расчета силовых нагрузок по цехам сведены в таблицу 4.

Таблица 3 - Картограмма электрических нагрузок завода

№ п/п	Наименование здания, сооружения	Рр сумм.,кВт	Рр осв.,кВт	Угол,?	Масш.	Радиус
1	Шамотный цех №1	438,4	40,8	33,50365	8,64	4,019885
2	Шамотный цех №2	680	43,7	23,13529	8,64	5,006483
3	Динамовый цех	990	58,97	21,44364	8,64	6,04082
4	Смесительно-формовочный цех	924	83,2	32,41558	8,64	5,835987
5	Цех вращающихся печей	390	9,45	8,723077	8,64	3,791496
6	Компрессорная	120	3,2	9,6	8,64	2,103144
7	Цех пылеулавливания, газоочис.	165	4,04	8,814545	8,64	2,466154
8	Цех подготовки глины	312,8	6,1	7,02046	8,64	3,395562
9	Цех помола шамота	924	29,7	11,57143	8,64	5,835987
10	Склад сырья	48	4,74	35,55	8,64	1,330145
11	Механический цех	135,42	21,73	57,76695	8,64	2,234188
12	Заготовительно-штам. цех	146,6	8,3	20,38199	8,64	2,324584
13	Лаборатория	132,75	13,995	37,95254	8,64	2,212053
14	Стекольный цех	484,5	24,8	18,42724	8,64	4,225958
15	Склад готовой продукции	21,6	5,173	86,21667	8,64	0,892288
16	Заводоуправление	297,36	73,485	88,96489	8,64	3,310698
17	Цех туннельных печей	888	55,984	22,69622	8,64	5,721169

Таблица 4 - Расчет силовых нагрузок завода напряжением U = 0,4кВ

№ цехов	Наименование цехов	Кол-во ЭП, n	Установленная мощность, кВт	m	Kи	cos? /tg?	Средние нагрузки	nэ	Kм	Расчетные нагрузки
			Рнmin?Рн max	?Pн				Pсм, кВт	Qсм, квар			Pp, кВт	Qp, квар
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1	Шамотный цех №1
	а) силовая	50	1-30	970	>3	0,4	0,7/1	388	388	50	1,13	438,4	388
	б) осветительная							40,8	20,4		1	40,8	20,4
	Итого											583,2	500,4
2	Шамотный цех №2
	а) силовая	60	1-40	1520	>3	0,4	0,7/1	608	608	60	1,12	680	608
	б) осветительная							43,7	21,85		1	43,7	21,85
	Итого											723,7	629,85
3	Динасовый цех
	а) силовая	70	1-50	1800	>3	0,5	0,75/0,88	900	792	70	1,1	990	792
	б) осветительная							58,97	29,49		1	58,97	29,49
	Итого											1048,97	821,49
4	Смесительно-формовочный цех
	а) силовая	70	1-50	2100	>3	0,4	0,7/1	840	840	70	1,06	924	840
	б) осветительная							83,2	41,6		1	83,2	41,6
	Итого											1007,2	881,6
5	Цех вращающихся печей
	а) силовая	10	10-100	650	>3	0,6	0,88/0,54	390	210,6	10	1,2	390	210,6
	б) осветительная							9,45	4,73		1	9,45	4,73
	Итого											399,45	215,33
6	Компрессорная:
	а) силовая	10	10-20	120	<3	0,6	0,85/0,6	72	43,2	10	1,2	120	90
	б) осветительная							3,2	1,6		1	3,2	1,6
	Итого											123,2	91,6
7	Цех пылеулавливания газоочистки
	а) силовая	25	1-20	360	>3	0,46	0,7/1	165	165	25	1	165	165
	б) осветительная							4,04	2,02		1	4,04	2,02
	Итого											169,04	167,02
8	Цех подготовки глины
	а) силовая	40	1-28	680	>3	0,4	0,75/0,88	272	239,36	40	1,15	312,8	239,6
	б) осветительная							6,1	3,03		1	6,1	3,03
	Итого											318,9	242,63
9	Цех помола шамота
	а) силовая	50	20-50	1500	<3	0,55	0,8/0,75	825	618,75	50	1,12	924	618
	б) осветительная							29,7	14,85		1	29,7	14,85
	Итого											953,7	633,6
10	Склад сырья
	а) силовая	15	5-20	120	>3	0,25	0,6/1,3	30	39	12	1,6	48	39
	б) осветительная							4,74	2,37		1	4,74	2,37
	Итого											52,74	41,37
11	Механический цех
	а) силовая	40	1-25	570	>3	0,2	0,65/1,2	111	133,2	32	1,22	135,42	133,2
	б) осветительная							21,736	10,868		1	21,736	10,868
	Итого											157,156	144,068
12	Заготовительно-штамповочный цех
	а) силовая	35	5-70	400	>3	0,2	0,6/1,3	80	104	11	1,82	146,6	104
	б) осветительная							8,296	4,148		1	8,296	4,148
	Итого											153,896	108,148
13	Лаборатория
	а) силовая	20	1-20	250	>3	0,45	0,75/0,88	112,5	99	20	1,18	132,75	99
	б) осветительная							13,995	6,998		1	13,995	6,998
	Итого											146,745	105,998
14	Стекольный цех
	а) силовая	40	1-40	850	>3	0,5	0,75/0,88	425	374	40	1,14	484,5	374
	б) осветительная							24,8	12,4		1	24,8	12,4
	Итого											509,3	396,4
15	Склад готовой продукции
	а) силовая	10	1-10	60	>3	0,2	0,5/1,73	12	20,76	10	1,8	21,6	20,76
	б) осветительная							5,173	2,587		1	5,173	2,587
	Итого											26,773	23,347
16	Заводоуправление, столовая
	а) силовая	50	1,1-40	560	>3	0,45	0,75/0,88	252	221,76	28	1,18	297,36	221,76
	б) осветительная							73,485	36,74		1	73,485	36,74
	Итого											370,845	258,5
17	Цех туннельных печей
	а) силовая	40	10-50	1480	>3	0,6	0,9/0,48	888	426,24	45	1	888	426,24
	б) осветительная							55,984	27,93		1	55,984	27,93
	Итого											943,984	454,2
18	Освещение территории							115,86	57,93		1	115,86	57,93
	Итого на шинах U=0.4kB											7805,659	5801,411

2. Компенсация реактивной мощности и выбор числа цеховых трансформаторов

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= 7805кВт;

Qp0,4= 5801 кВар;

Sp0,4= 9725 кВА.

Завод по производству огнеупоров относится ко II категории потребителей, завод работает в две 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

(2.1)

где Рр 0,4 - суммарная расчетная активная нагрузка;

Кз - коэффициент загрузки трансформатора;

Sнт - принятая номинальная мощность трансформатора;

N - добавка до ближайшего целого числа.

Экономически целесообразное число трансформаторов определяется по формуле

N т. э = N min + m, (2.2)

где m - дополнительное число трансформаторов;

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

З*п/ст= 0,5; Кз = 0,8; N min = 11; N = 0,24.

Тогда из справочника по кривым определяем m, для нашего случая m =1, значит N т. э = 10+1=11 трансформаторов.

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

(2.3)

Рисунок 1.

Из условия баланса реактивной мощности на шинах 0,4 кВ определим величину Qнбк 1

Qнбк 1+Q1=Qр 0,4, (2.4)

то

Qнбк 1= Qр 0,4 - Q1=5801 - 4064,7= 1736 кВар (2.5)

Дополнительная мощность Qнбк2 НБК для данной группы трансформаторов определяется по формуле

Qнбк 2 =Qр 0,4 - Qнбк 1 - Nт э Sнт (2.6)

Принимаем Qнбк2=0.

Определим мощность одной батареи конденсаторов, приходящуюся на каждый трансформатор

(2.7)

Выбираем конденсатор УКЛН-0,38-200-50УЗ.

На основании расчетов, составляется таблица 5 - Распределение нагрузок цехов по ТП, в которой показано распределение низковольтной нагрузки по цеховым ТП.

Таблица 5 - Распределение низковольтной нагрузки по цеховым ТП

№ТП, Sн тп, Qнбк тп	№ цеха	Рр0,4, кВт	Qр0,4, кВар	Sр0,4, кВА	Кз'
1	2	3	4	5	6
ТП 1 (2х1000) ТП 2 (2х1000) УSн= 4 х1000=4000 кВА Qнбк= 4 х 200=800 кВар итого	1 2 3 5	583,2 724,7 1048,97 399,45	500,4 629,85 821,45 215,5
		2756,3	2167,2 800
		2756,3	1367,2	3077	0,77
ТП 3 (2х1000) ТП 4 (2х1000) УSн=4х1000=4000 кВА Qнбк= 4х200=800 кВар итого	4 6 7 8 9 10 11	1007 123,2 169,04 318,3 953,3 52,74 157,156	881,6 91,6 167,02 242,6 633,6 41,37 144,068
		2780,9	2197,1 800
		2780,9	1397,1	3112	0,78
ТП 5 (1х1000) ТП 6 (2х1000) УSн=3х1000=3000 кВА Qнбк=3х200=600 кВар итого	12 13 14 15 16 17 осв. тер	153,89 146,74 509,8 26,773 370,8445 943,984 115,86	108,15 105,99 396,4 23,347 258,5 454,2 57,93
		2377,5	1474,4 600
		2377,5	874,4	2533	0,8

3. Определение потерь в цеховых трансформаторах

Выбираем трансформаторы ТМЗ-1000-10/0,4

Uв=10 кB, Uн=0,4 кB, ?Pхх=2,1 кВт, ?Pкз=11,6кВт, ?хх=1,4%, Uкз=5,5%

1) для ТП1, ТП2: (Кз=0,77; N=4)

Рт = Рхх+Кз2Ркз, кВт(4.1)

Рт = (2,1+11,6 0,772) 4 = 35,9 кВт

Qт = 0,01 (Iхх Sн+Кз2 Uкз Sн), кВар (4.2)

Qт = 0,01 (1,4 1000+5,5 1000 0,772) 4 = 186,4 кВар

2) для ТП3, ТП4: (Кз=0,78; N=4)

Рт = (2,1+11,6 0,782) 4 = 36,6 кВт

Qт = 0,01 (1,4 1000+5,5 1000 0,782) ?4 = 189,8 кВар

3) для ТП5, ТП6: Кз=0,8; N=3

Рт = (2,1+11,6 0,82) 3 = 28,6 кВт

Qт = 0,01 (1,4 1000+5,5 1000 0,82) 3 = 147,6 кВар

Суммарные потери в трансформаторах:

УР1-11=35,9 +36,6 +28,6 = 101,1 кВт

УQ1-11=186,4 +189,8 + 147,6 = 523,9 кВар

Результаты сведем в таблицу 6

Таблица 6

№ ТП	Р, кВт	Q, кВар
ТП1, ТП2	35,9	186,4
ТП3, ТП4	36,6	189,8
ТП5, ТП6	28,6	147,6
Итого ?	101,1	523,9

4. Расчет нагрузки синхронных двигателей

Исходные данные:

Рн СД =630 кВт; cos = 0,9 tg = 0,48;

NСД = 10; к з = = 0,85

Определим расчетные активные и реактивные мощности для СД:

Р р СД = Р н СД NСД к з, кВт; (4.1)

Р р СД =630 10 0,85 = 5355 кВт;

Q р СД = Р р СД tg , кВар; (4.2)

Q р СД = 5355 0,48 = 2570,4 кВар

5. Выбор высоковольтной батареи конденсаторов

Рисунок 2.

Составим схему замещения, показанную на рисунке 2.

Определим неизвестные компоненты.

Резервная мощность Qрез необходима для послеаварийного режима (10-15% берется из энергосистемы).

Она не используется постоянно, только в критических случаях.

Qрез=0,1 УQрасч, кВар; (5.1)

Qрез =0,1 (Qр0,4+ДQт) =0,1 6324,9=632,4 кВар. (5.2)

Мощность, поступающая от энергосистемы:

Qэ=0,23 УPр=0,23 (Pр0,4+ДPт+Pсд) (5.3)

Qэ =0,23 (7805+101,1+5355) =3050 кВар.

Теперь, зная величины всех реактивных мощностей можем составить баланс реактивной мощности:

QВБК=Qр0,4+ДQт+Qрез-Qэ - Qсд = 5801+523,9-632,4-3050-2570,4= 72,1 кВар

Так как QВБК < 200, то ВБК не выбираем.

Уточненный расчет электрических нагрузок по заводу приведен в таблице 7.

Таблица 7 - Уточненный расчет нагрузок по заводу

№РП, Sнт, QНБК	№ цеха	n	Pn min - Pn max	?Pн	Ки	Ср. 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
ТП 1 (2х1000) ТП 2 (2х1000) Силовая Освещение Qнбк Итого	1 2 3 5	50 60 70 10	1-30 1-40 1-50 10-100	970 1520 1800 650		388 608 900 390	388 608 792 210,6
		190	1-100	4940	0,48	2286	1998,6	99	1,1	2514 152,92	2198,4 229,39 800
										2666,92	1627,79	3124	0,78
ТП 3 (2х1000) ТП 4 (2х1000) Силовая Освещение Qнбк Итого	4 6 7 8 9 10 11	70 10 25 40 50 15 40	1-50 10-20 1-20 1-28 20-50 5-20 1-25	2100 120 360 680 1500 120 370		840 72 165 272 825 30 111	840 43,2 165 239,6 618,75 39 133,2
		250	1-50	5250	0,58	2315	2078,7	210	1,1	2546,5 152,7	2286,6 76,33 800
										2699,2	1562,93	3119	0,77
ТП 5 (1х1000) ТП 6 (2х1000) Силовая Освещение Осв. тер Qнбк Итого	12 13 14 15 16 17	35 20 40 10 50 40	5-70 1-20 1-40 1-10 1,1-40 10-50	400 250 850 60 560 1480		80 112,5 425 12 252 888	104 99 374 20,76 221,76 426,24
		195	1-70	3600	0,37	1769,5	1245,8	103	1,1	1946,45 181,733 115,86	1370,4 90,803 57,93 600
										2244	919,1	2424,9	0,8
Итого на шинах 0,4кВ										7610,1	4109,8	8648,9
Потери в трансф. - х										101,1	523,9
Итого нагр.0,4кВ привед. к шинам 10кВ										7711,22	4633,7
Синхронные двигатели: СД1	6	10	630	1260						5355	-2570
Всего по заводу	13066,2	7203,7	14920,4

6. Технико-экономический расчет вариантов внешнего электроснабжения

Рисунок 3. Схема подстанции энергосистемы

Питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы, на которой установлены два параллельно работающих трансформатора мощностью по 40 МВА, напряжением 115/37/10,5 кВ. Мощность системы 650 МВА, мощность короткого замыкания на шинах 115 кВ равна 880 МВА. Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 5,5 км. Завод работает в две смены. Стоимость электроэнергии С = 6,4 тг/кВтч.

Для технико-экономического сравнения вариантов электроснабжения завода рассмотрим три варианта представленных на рисунке 3:



Рисунок 4 - Первый вариант схемы внешнего электроснабжения

Выбираем электрооборудование по первому варианту.

1. Выбираем трансформаторы ГПП:

От энергосистемы идет полностью активная мощность Р и часть реактивной мощности Qэ:

(6.1)

Примем два трансформатора мощностью 10000 кВА.

Коэффициент загрузки:

(6.2)

Коэффициент загрузки 2-х трансформаторной подстанции II категории должен быть не более Кз = 0,85, следовательно примем трансформаторы типа ТДН-10000/110.

Паспортные данные трансформатора: тип трансформатора ТДН-10000/110, Sн=10000 кВА, Uвн=115кВ, Uнн=11 кВ, ?Рхх=14кВт, Ркз=58кВт, uкз=10,5%, Iхх=0,9%

Потери мощности в трансформаторах:

активной:

кВт (6.3)

реактивной:

QТГПП =0,02 (Iхх Sн+Uкз Sн Кз2) (6.4)

QТГПП = 0,02 (0,9 10000 + 10,5 10000 0,672) = 1123 кВт.

Потери энергии в трансформаторах.При двухсменном режиме работы:

Твкл=4000ч. Тмакс=4000ч., (6.5)

тогда время максимальных потерь:

(6.6)

Потери электроэнергии в трансформаторах ГПП:

ДW=2 (ДPхх Tвкл+ДPкз ф Kз2) (6.7)

ДW=2 (14 4000 + 58 2405 0,672) =237541 кВт·ч

2. ЛЭП-110 кВ

Полная мощность, проходящая по ЛЭП:

(6.8)

Расчетный ток, проходящий по одной линии

(6.9)

Ток аварийного режима:

Iа=2 Iр=2 33,9=67,8 А (6.10)

Выбор сечения ЛЭП:

1) по экономической плотности тока

(6.11)

где Iр=33,9 А расчетный ток линии;

j=1,1 А/мм2 экономическая плотность тока для Казахстана;

2) по условию потерь на "корону" для напряжения 110кВ минимальное сечение провода F=70 мм2 и допустимый ток для провода АС -70, Iдоп=265А;

3) проверим выбранные провода по допустимому нагреву, при расчетном токе Iдоп=265А>Iр=33,9 А;

4) проверяем выбранные провода режиме перегрузки: коэффициент перегрузки Кп=1,3; следовательно допустимый аварийный ток равен:

Iдоп ав=1,3 Iдоп=1,3 265=344,5 A>Iав=67,8 A (6.12)

(6.13)

Определим потери электроэнергии в ЛЭП:

, (6.14)

где R=r0 L=5,5 0,46=2,53 Ом,

r0=0,46 Ом/км - удельное сопротивление сталеалюминевого провода сечением 70 мм2, L=5,5 км - длина линии.

Выбор коммутационной аппаратуры на напряжение U=110 кВ.

Перед выбором аппаратов составим схему замещения (рисунок 5) и рассчитаем ток короткого замыкания в относительных единицах.

Рисунок 5.

Расчет Iкз (в о. е).

Sб=1000 МВА; Sкз=880МВА; Uб=115кВ. (6.15)

хс= Sб /Sкз= 1000/880=1,14 о. е., (6.16)

(6.17)

(6.18)

 (6.19)

1) Выключатели В1, В2, В3, В4.

Выбираем выключатель МКП-110Б-630-20У1

Каталожные данные выключателя	Расчетные данные
	В1, В2	В3, В4
Iном=630 А Iоткл=20 кА Iпред= 64 кА Iтерм= 25 кА Цена= 20,130 тыс. у. е	>Iав=67,8 А >Ik1=4,4кА >iy=11,2кА; >Ik1=4,4 кА >Sкз1=875,4 кА	>Iав=67,8 А >Ik2=3,93кА >iy=9,97кА; >Ik2=3,93 кА >Sкз2=781,9 кА

2) Разъединитель

Принимаем разъединитель РНДЗ-110/1000У1

Iном=1000А >Iав=67,8 А; Iпред= 80 кА> iy= 9,97кА;

Iтерм= 31,5кА> Ik =3,93 кА;

Цена= 7,435 тыс. у. е

3) Ограничители перенапряжения ОПН

Выбираем ОПНн-110-420-77-10 УХЛ1.

Расчет затрат по первому варианту схемы электроснабжения. Затраты на выключатели В1, В2, В3, В4:

КВ1, В2, В3, В4= N·КВ, (6.20)

где N - количество выключателей; КВ - стоимость выключателя.

КВ1, В2, В3, В4= 4 20,130= 80,520 тыс. у.е.

Затраты на ЛЭП на двухцепной железобетонной опоре:

КЛЭП = L Куд,. (6.21)

где L - длина линии;

Куд = 25,500 у. е. /км, стоимость 1 км ЛЭП.

КЛЭП =5,5 25,500=140,250 тыс. у. е.

Затраты на тр ГПП:

Ктр ГПП= N·Ктр, (6.22)

где N - число трансформаторов;

Ктр - стоимость трансформатора.

Ктр ГПП=2 48=96 тыс. у. е.

Затраты на разъединители:

Краз= N·Краз, (6.23)

где N - количество разъединителей; Краз - стоимость разъединителя.

Краз=11 7,435= 81,875 тыс. у. е. (6.24)

Затраты на ОПН:

Копн= N·Копн,

где N - количество ОПН; Копн - стоимость ОПН.

Копн=2 1,8= 3,6 тыс. у. е. (6.25)

Суммарные затраты на оборудование первого варианта:

КУ1=КВЫК +КЛЭП +Кразъед +Копн +Кт гпп

КУ1=80,52+140,25+81,78+3,6+96 = 402,15 тыс. у. е.

Определим издержки. Издержки на эксплуатацию ЛЭП:

Иэкс ЛЭП=0,028 КЛЭП=0,028 140,25=3,93 тыс. у. е. (6.26)

Издержки на эксплуатацию оборудования:

Иэкс об=0,03 Коб=0,03 261,9=7,86 тыс. у.е. (6.27)

где Коб -суммарные затраты без стоимости ЛЭП.

Амортизационные издержки на ЛЭП:

Иа ЛЭП=0,028 КЛЭП=0,028 140,25=3,93 тыс. у. е. (6.28)

Амортизационные издержки на оборудование:

Иа об=0,063 Коб=0,063 261,9=16,5 тыс. у. е. (6.29)

Стоимость потерь электроэнергии

Ипот=Сo (Wтргпп+ Wлэп) =0,05? (237541 +41955) =13,974 тыс. у. е.,(6.30)

где Сo= = 0,05 y. e. /кВт?ч (6.31)

Суммарные издержки:

ИУ1=Иа+Ипот+Иэ,

ИУ1=3,93+16,5+13,97+3,93+7,86=46,2 тыс. у. е. (6.32)

Приведенные суммарные затраты:

ЗI=0,12 КУ1+ ИУ1=0,12?402,15+46,2= 94,5 тыс. у. е.

Второй вариант

Рисунок 6. Второй вариант схемы внешнего электроснабжения.

Выбираем электрооборудование по II варианту

1. Выберем трансформаторы ГПП.

Выбираем два трансформатора мощностью 10000 кВА.

Коэффициент загрузки Кз = 0,67.

Паспортные данные трансформатора: тип трансформаторара ТДНС-10000/35, номинальная мощность Sн=10000 кВА, Uвн=35кВ, Uнн=10,5 кВ,

Рхх=12кВт, Ркз=60кВт, uкз=8%, Iхх=0,75%

Потери мощности в трансформаторах:

Активной



Реактивной

ДQт=

Потери энергии в трансформаторах. При двухсменном режиме работы Твкл=4000 ч. Тмакс=4000 ч., тогда время максимальных потерь: ф=2405 ч. Потери электроэнергии в трансформаторах:

ДW=2 (ДPххTвкл+ ф ДPкз (Кз) 2= 2 (12 4000+60 2405 0,67 2) =225870 кВт ч.

2. ЛЭП-35кВ. Полная мощность, проходящая по ЛЭП

=

Расчетный ток, проходящий по одной линии

Iр=

Ток аварийного режима

Iав=2 Iр=2 106,1=212,2 А

Выбор сечения ЛЭП

1) по экономической плотности тока

мм2,

где Iр=106,1 А расчетный ток линии,

j - экономическая плотность тока;

j =1,1 А/мм2 при Тм=3000-5000 ч и алюминиевых проводах.

Принимаем по экономической плотности тока провод АС -70, Iдоп=265А.

2) проверим выбранные провода по допустимому нагреву:

при расчетном токе

Iдоп=265А>Iр=106,1 А

3) коэффициент перегрузки Кп=1,3 при аварийном токе

Iдоп ав=1,3 Iдоп=1,3 265=345 A>Iав=212,2 A

Определим потери электроэнергии в ЛЭП-35:

ДWЛЭП== ,

где R=r0?l, где r0=0,46 Ом/км удельное сопротивление сталеалюминевого провода сечением 70 мм2; l=5,5 - км длина линии.

Трансформатор энергосистемы. На подстанции энергосистемы расположены два трехобмоточных трансформатора ТДТН - 40000/110/37/10,5.

Паспортные данные: тип трансформатора ТДТН-40000/110, номинальная мощность

Sн=40000 кВА, Uвн=115кВ, Uсн=38,5кВ, Uнн=11 кВ,

Рхх=39кВт, Ркз=200кВт, uкз=10,5%, Iхх=0,6% (6.33)

Коэффициент долевого участия завода мощности трансформатора системы

г=

Долевым участием в потерях ?Р и ?Q пренебрегаем. Потери электроэнергии в трансформаторах энергосистемы

ДW=2 (ДPхх Tвкл+ ф ДPкз (Кз) 2= 2 (39 4000+200 2405?0,17 2) =339802 кВтЧч

Выбор коммутационной аппаратуры на напряжение U= 35 кВ.

Расчет токов КЗ проведем в относительных единицах. Схема замещения представлена на рисунке 7. В качестве базисных величин принимаем мощность Sб=1000 МВА и напряжение Uб=37 кВ, Sкз=880 MBA, тогда базисный ток будет:

Сопротивление системы

Сопротивление трансформатора

= о. е.

Сопротивление ЛЭП

о. е.

SК-1= UбIК-1= 37 6,4=409,7 кВА;

iУ1 = КУ IК-1 = 1,8 6,4=16,3 кА

SК-2= UбIК-1= 37 4,2 = 268,8 кВА;

iУ2 = КУ IК-1= 1,8 4,2 = 10,7Ка

Рисунок 7.

1) Выключатели В1, В2

Выключатели выбираем по аварийному току трансформаторов системы.

Принимаем, что мощность передаваемая через трансформатор по двум вторичным обмоткам трансформаторов распределена поровну (по 50%), поэтому:

Sав тр сист=2 20=40 МВА

Iав=Sав/1,73 Uн=40 1000/1,73 37=624,9 А,

Ip=Iав/2=312,45 А

Выбираем выключатели типа МКП-35-630-20У1.

Проверка выбранных выключателей:

Паспортные данные	Расчетные данные
Uн=35 кВ Iн=630 А Iотк=10 кА Sкз =640,9 МВА Цена=12150 у. е	Uр=35 кВ IАВ=624,9 А Iкз= 6,4 кА SК-1 =410 МВА

Коэффициент долевого участия завода в стоимости выключателей В1 и В2:

2=

2) Секционный выключатель В3:

IВ3= IАВ/2 =312,45 кА

Принимаем выключатель МКП-35-630-20У1.

Проверка выбранного выключателя:

Паспортные данные	Расчетные данные
Uн=35 кВ Iн=630 А Iотк=10 кА Sкз = 640,9 МВА Цена=12150 у. е	Uр=35 кВ IАВ=312,45 А Iкз= 6,4 кА SК-1 = 410 МВА

Коэффициент долевого участия завода в стоимости выключателя В3:

3=

3) Выключатели В4, В5, В6, В7: Iав ЛЭП=212,2 А

Принимаем выключатель МКП-35-630-20У1.

Проверка выбранного выключателя:

Паспортные данные	Расчетные данные
Uн=35 кВ Iн=630 А Iотк=10 кА Sкз = 640,9 МВА Цена=12150 у. е	Uр=35 кВ IАВ= 212,2 А Iкз= 4,2 кА SК-1 = 268 МВА

4) Разъединитель

Принимаем разъединитель типа РНДЗ.1-35/1000 У1.

Паспортные данные	Расчетные данные
Uн=35 кВ Iн=1000 А Iпред сквозн дин =63 кА Iпред. терм. стойк. =25 кA Цена=3500 у. е	Uр= 35 кВ IАВ=212,2 А IУ = 10,7 кА Iк. = 4,2 кA

5) Ограничители перенапряжения. Выбираем ОПНп-35/400/40,5-10 УХЛ1

Расчет затрат по второму варианту схемы электроснабжения. Суммарные затраты на оборудование второго варианта:

КУ2= г КВ1, В2+ г КВ3+КВ4, В5, В6, В7 +КЛЭП+Копн+Краз + г Ктр-ра +Кт гпп, тыс. у. е.

Затраты на выключатели В1 и В2:

КВ1, В2=2 г Кв=2 0,33 12,15=8,02 тыс у. е.

Затраты на выключатель В3:

КВ3=г Кв=0,16 12,15=1,94 тыс у. е.

Затраты на выключатели В4, В5:

КВ4, В5, В6, В7=4 Кв=4 12,15=48,6 тыс у. е.

Затраты на ЛЭП:

Куд = 27,3 тыс. у. е. /км, КЛЭП = l Куд = 5,5?27,3 = 150,2 тыс у. е.

Затраты на трансформаторы подстанции энергосистемы:

Кат = 2 г Ктр = 2 0,16 94,4=30,2 тыс у. е.

Затраты на трансформаторы ГПП:

Кт гпп = 2 43 = 86 тыс у. е.

Затраты на ОПН:

Копн = 2 0,5 = 1 тыс у. е.

Затраты на разъединители:

Краз1-4 = 4 г Краз = 4 0,21 3,5 = 2,94 тыс у. е.

Краз5-6 = 2 г Краз = 2 0,11 3,5 = 0,77 тыс у. е.

Краз = 11 3,5= 38,5 тыс у. е.

Краз = 2,94+0,77+38,5 = 42,2 тыс у. е.

Суммарные затраты:

КУ2=8,02+1,94+48,6+150,2+1+42,2+30,2+86 = 368,2 тыс. у. е.

Суммарные издержки на оборудований второго варианта

И2=Иа+Ипотери+Иэ, тыс. у. е.

Издержки на эксплуатацию ЛЭП:

Иэкс ЛЭП=0,028 КЛЭП=0,028 150,2 = 4,2 тыс у. е.

Амортизация ЛЭП:

Иа ЛЭП=0,028 КЛЭП=0,028 150,2 = 4,2 тыс у. е.

Издержки на эксплуатацию оборудования:

Иэкс об=0,03 Коб=0,03 235,3= 7,06 тыс у. е.,

где Коб -суммарные затраты без стоимости ЛЭП.

Амортизация оборудования:

Иа об=0,063 Коб=0,063 235,3=14,8 тыс у. е.

Стоимость потерь:

Ипот=Сo (Wтргпп+ Wлэп+ Wтр. эн. системы) = 0,05? (225870+339802+410977) =48,832 тыс. у. е.

Суммарные издержки:

ИУ2=4,2+14,8+4,2+7,06+48,8 =79,1 тыс у. е.

Приведенные суммарные затраты:

З=0,12 КУ2+ ИУ2=0,12 368,2+79,1= 123,3 тыс у. е. /год.

Третий вариант

Рисунок 8. Третий вариант схемы внешнего электроснабжения

Выбираем электрооборудование по III варианту.

1. ЛЭП -10 кВ

Полная мощность, проходящая по ЛЭП:

Расчетный ток, проходящий по одной линии:

Ток аварийного режима:

Iав=2 Iр=2 369,2=738,4А

Выбор сечения ЛЭП:

1) по экономической плотности тока

мм2,

где Iр=369,2 А расчетный ток линии

j - экономическая плотность тока;

j =1,1 А/мм2.

Для ЛЭП 6-10 кВ максимальное сечение воздушных линий по ПУЭ F=120мм2. Примем два провода АС-120 с Iдоп=380А в каждой.

2) проверим выбранные провода по допустимому нагреву:

при расчетном токе

Iдоп=N· Iдоп =2 380=760 A;

Iдоп Iр 760А335А.

3) проверим выбранные провода по аварийному режиму:

коэффициент перегрузки Кп=1,3, следовательно допустимый аварийный ток равен:

Iдоп ав=1,3 Iдоп=1,3 760=988 A, Iдоп ав Iав 988А738,4А.

Определим потери электроэнергии в ЛЭП:

WЛЭП== ,

где R= l,

где r0=0,27 Ом/км удельное сопротивление сталеалюминевого провода сечением 120 мм2;

l=5,5 - км длина линии.

Трансформатор энергосистемы.

На подстанции энергосистемы расположены два трехобмоточных трансформатора ТДТН - 40000/110/37/10,5, со следующими паспортными данными: номинальная мощность Sн=40000 кВА, Uвн=115 кВ, Uсн=38,5 кВ, Uнн=11 кВ, Рхх=39 кВт, Ркз=200 кВт, uкз=10,5%, Iхх=0,6%

Коэффициент долевого участия завода мощности трансформатора системы:

Потери энергии в трансформаторах:

ДW=2 (ДPхх Tвкл+ ф ДPкз (г) 2= 2 (39 4000+200 2405 0,17 2) =339802 кВтЧч.

Стоимость потерь:

Ипот=Сo (Wтр+ Wлэп) = 0,05 (1455531+339802) =897667 тыс. у.е.

Так как стоимость потерь электроэнергии сопоставима с суммарными затратами, то дальнейший расчет не целесообразен.

Составим сводную таблицу по всем вариантам(таблица 8).

Таблица 8 - Результаты ТЭР по трем вариантам электроснабжения

Вариант	Uн кВ	?К тыс. у. е.	?И тыс. у. е.	З тыс. у. е.
I	110	402,2	46,2	94,5
II	35	368,2	79,1	123,3
III	10	-	89,8	-

Вывод: для дальнейшего расчета принимаем первый вариант схемы внешнего электроснабжения.

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

7.1 Расчет суммарного тока КЗ

Для выбора оборудования произведем расчет токов КЗ на шинах ГПП завода и составим схему замещения (рисунок 9).

Рисунок 9.

Расчёт токов КЗ проведём в относительных единицах. В качестве базисных величин принимаем мощность и напряжение тогда базисный ток будет



В компрессорной установлено десять синхронных двигателя со следующими характеристиками:

(7.1)

(7.2)

Выберем кабель к СД: Расчетный ток СД

(7.3)

1) по экономической плотности тока:

,

где Iр=33 А расчетный ток СД;

j=1,2 А/мм2 экономическая плотность тока.

Выбираем кабель марки ААШв-10- (3х70) с Iдоп=165 А.

2) Проверяем выбранное сечение по термическому действию тока КЗ

(7.4)

Окончательно выбираем кабель ААШв-10- (3х70) с Iдоп=165А

Для выбранного кабеля Худ=0,086 Ом/км, r0=0,443 Ом/км;

Ток КЗ от СД:

(7.5)

(7.6)

Суммарный ток КЗ в точке К-2:

(7.7)

Суммарный ударный ток в точке К-2:

(7.8)

Мощность КЗ в точке К-2:



8.2 Выбор выключателей

Выбираем вводные выключатели:

Полная мощность:

Sр = кВА;

Расчетный ток:

Iр=

Принимаем выключатель ВМПЭ-10-1000-20УЗ.

Проверим выбранный выключатель:

Паспортные данные	Расчётные данные
UH = 10 кВ IH = 1000 A Iоткл = 20 кА Iпред скв = 52 кА	UP = 10 кВ IP = 770 A IКЗ = 5,07 кА IУ = 12,9 кА
Привод встроенный электромагнитный

Выбор секционного выключателя. Через секционный выключатель проходит половина мощности, проходящей через вводные выключатели. Следовательно, расчетный ток, проходящий через выключатель:

Iр=

Принимаем выключатель ВМПЭ-10-630-20УЗ.

Проверим выбранный выключатель:

Паспортные данные	Расчетные данные
Uн = 10 кВ Iн = 630 A Iоткл = 20 кА Iпред скв = 52 кА	U = 10 кВ Iр = 549,5 А Iкз = 5,07 кА IУ = 12,4 кА
Привод встроенный электромагнитный

Выбор выключателей отходящих линий:

Магистраль ГПП-ТП1-ТП2:

Расчетная мощность ТП1, ТП2

Расчетный ток ТП1, ТП2:

Принимаем выключатель ВММ-10-400-10У2

Проверим выбранный выключатель:

Паспортные данные	Расчётные данные
UH = 10 кВ IH = 400 A IОТК = 10 кА IСКВ = 25,5 кА	UP = 10 кВ IP = 179,2 A IКЗ = 5,07 кА IУ = 12,9 кА

Магистраль ГПП-ТП3-ТП4:

Расчетная мощность ТП3, ТП4:

кВА

Расчетный ток ТП3, ТП4:

Принимаем выключатель ВММ-10А-400-10У2

Проверим выбранный выключатель:

Паспортные данные	Расчётные данные
UH = 10 кВ IH = 400 A IОТК = 10 кА IСКВ = 25,5 кА	UP = 10 кВ IP = 178,9 A IКЗ = 5,07 кА IУ = 12,9 кА

Магистраль ГПП-ТП5-ТП6: расчетная мощность ТП5, ТП6:

=2509 кВА

Расчетный ток ТП5, ТП6:

Принимаем выключатель ВММ-10А-400-10У2

Проверим выбранный выключатель:

Паспортные данные	Расчётные данные
UH = 10 кВ IH = 400 A IОТК = 10 кА IСКВ = 25,5 кА	UP = 10 кВ IP = 138 A IКЗ = 5,07 кА IУ = 12,9 кА

Магистраль ГПП-СД:

Расчетный ток СД:

Принимаем выключатель ВММ-10А-400-10У2

Проверим выбранный выключатель:

Паспортные данные	Расчётные данные
UH = 10 кВ IH = 400 A IОТК = 10 кА IСКВ = 25,5 кА	UP = 10 кВ IP = 33 A IКЗ = 5,07 кА IУ = 12,9кА

7.3 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают по номинальному току Iном. тт, номинальному напряжению Uном. тт, нагрузке вторичной цепи S2ном, обеспечивающей погрешность в пределах паспортного класса точности.

Трансформаторы тока проверяют на внутреннюю и внешнюю электродинамическую Кдин и термическую стойкость Ктс к токам КЗ.

Выбор и проверка трансформаторов показаны в таблице 9.

Таблица 9 - Выбор и проверка трансформаторов

Параметр	Формула
Iном. т. т., кВ;	Iном. т. т. Iном. у.
Uном. т. т., А;	Uном. т. т. Uном. у.
S2ном, кВА;	S2номS2р
Кдин, кА2·с;	Кдин·?2·Iном. т. тiуд
Кт. с., кА2·с;	(Кт. с·Iном. т. т) 2·tном. тсIкз2·tп

Трансформаторы тока ввода

На вводах к шинам первой и второй секции и на секционном выключателе примем трансформатор тока ТШЛП-10-У3: Iном. тт = 600 А; Sном. тт =20 ВА.

Таблица 10 - Нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	Фаза А, ВА	Фаза В, ВА	Фаза С, ВА
A	Э-350	0,5	0,5	0,5
W	Д-365	0,5	-	0,5
Var	И-395	0,5	-	0,5
Wh	САЗ-И681	2,5	2,5	2,5
Varh	СРУ-И689	2,5	2,5	2,5
Итого	6,5	5,5	6,5

Рассчитаем вторичную нагрузку трансформаторов тока.

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

R2 = Rприб + Rпров + Rк-тов (7.9)

Сопротивление приборов определяется по формуле:

(7.10)

где Sприб - мощность, потребляемая приборами;

I2 - вторичный номинальный ток прибора.

Допустимое сопротивление проводов:

(7.11)

(7.12)

Принимаем провод АКР ТВ F=2,5 мм2;

(7.13)

R2 = Rприб + Rпров + Rк-тов = 0,26 + 0,056 + 0,1 = 0,416 Ом (7.14)

S2 = R2 I 2= 0,416 52 = 10,4 ВА; (7.15)

Вк=Iкз2 (tотк+Та) =4,872 (0,095+0,04) =3,2 кА2с (7.16)

Условия проверки ТТ ТШЛП-10У3
Расчетные величины	По каталогу
Uн=10 кВ	Uн=10 кВ
Iр=369,2 А	Iн=600 А
Вк=3,2 кА2с	Iт2tт=33075 кА2с
iуд=12,4 кА	Iдин= 81 кА
S2 р=10,4 ВА	S2 н=20 ВА
Z2P=0.416Ом	Z2Н=0,8 Ом

Трансформатор тока на линии ГПП -ТП1-ТП2

Примем трансформатор тока ТПЛК-10-У3: Iном. тт = 400 А; Sном. тт = 12ВА.

Таблица 11 - Нагрузка трансформатора тока

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	-	0,5
Var	Д-345	0,5	-	0,5
Итого		6,5	5,5	6,5

Сопротивление приборов:

Допустимое сопротивление проводов:

Принимаем провод АКР ТВ F=2,5 мм2;



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

S2 = R2 = 0,416 52 = 10,4 ВА;

Вк=Iкз2 (tотк+Та) =4,872? (0,095+0,04) =3,2 кА2с.

Условия проверки ТТ ТПЛК-10У3
Расчетные величины	По каталогу
Uн=10 кВ	Uн=10 кВ
Iр=179,2 А	Iн=400 А
Вк=3,2 кА2с	Iт2tт=33075 кА2с
iуд=12,4 кА	Iдин= 74,5 кА
S2 р=10,4 ВА	S2 н=12 ВА
Z2P=0.416Ом	Z2Н=0,8 Ом

Выбираем трансформатор тока на линии ГПП -СД1-2

Примем трансформатор тока ТПЛК-10-У3: Iном. тт = 50 А; Sном. тт = 12 ВА

Таблица 12 - Нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	А, ВА	В, ВА	С, ВА
A	Э-350	0,5	0,5	0,5
A	Э-350	0,5	0,5	0,5
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	-	0,5
Var	Д-345	0,5	-	0,5
Итого		7.5	6,5	7,5

Сопротивление приборов:



Допустимое сопротивление проводов:

0,48-0,3-0,1=0,08 Ом;

принимаем провод АКР ТВ; F=2,5 мм2;

S2=R2 =0,45652=11,4 ВА;

R2=Rприб+Rпров+Rк-тов=0,3+0,056+0,1=0,456 Ом.

Условия проверки ТТ ТПЛК-10У3:
Расчетные величины	По каталогу
Uн=10 кВ	Uн=10 кВ
Iр=33 А	Iн=100 А
iуд=12,4 кА	Iдин=51 кА
S2 р=11,4 ВА	S2 н=12 ВА

Трансформаторы на остальные элементы СЭС.

Ввод к ГПП: ТШЛ-10-У3

На линии к ТП1-2: ТПЛК-10-У3

На линии к ТП3-4: ТПЛК-10-У3

На линии к ТП5-6: ТПЛК-10-У3

7.4 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются по номинальному напряжению первичной цепи, классу точности и схеме соединения обмоток.

Соответствие классу точности следует проверить сопоставлением номинальной нагрузки вторичной цепи с фактической нагрузкой от подключенных приборов.

Нагрузка на каждую фазу определяется суммированием нагрузки всех параллельных катушек приборов (реле).

, ВА

Расчет для выбора трансформатора напряжения приведен в таблице 13.

Таблица 13

Прибор	Тип	Sоб-ки, ВА	Число об-к	cos?	sin?	Число приборов	?Рприб, Вт	?Qприб, вар
V	Э-335	2	2	1	0	2	4	-
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	9	36	87,63
Varh	СР4-И689	3 вар	2	0,38	0,925	9	36	87,63
Итого							82	175,26

Расчетная вторичная нагрузка:

Принимаем трансформатор напряжения типа НТМИ-10-66У3 и занесем условия выбора в таблицу 14.

Таблица 14

Паспортные данные	Расчетные значения
Uн т=10 кВ	Uн т=10 кВ
Sн 2=300 кВА	Sр 2=193,5 ВА
Схема соединения обмоток ?-0/Y-0/?-0

7.5 Выбор выключателей нагрузки

Расчёт токов, проходящих по кабелям, приведён ниже.

Токи, проходящие по линиям к цеховым подстанциям:

ТП1: Ip = 89,6 А

ТП2: Ip = 44,8 А

ТП3: Ip = 89,4 А

ТП4: Ip = 44,7 А

ТП5: Ip = 137,8 А

ТП6: Ip = 34,5 А

Для всех трансформаторов принимаем выключатель нагрузки типа ВНПу-10/40010У3

Паспортные данные	Расчётные данные
UH = 10 кВ IH = 400 A Iскв = 25 кА	UP = 10 кВ IP = 27,8 А - 109 A iуд=12,98 кА

На ТП1-ТП4, ТП6 устанавливаем предохранители типа ПК3-10-100/100-31,5УЗ

На ТП5 устанавливаем предохранители типа ПК4-10-200/160-31,5УЗ

7.6 Выбор силовых кабелей отходящих линий

осветительный силовой линия нагрузка

Выбор кабелей производится по следующим условиям:

по экономической плотности тока:

по минимальному сечению Fmin =??Iкз??tп;

по условию нагрева рабочим током Iдоп кабIр;

по аварийному режиму Iдоп авIав;

по потере напряжения ?Uдоп?Uрас

Все расчетные данные выбора кабелей занесены в таблицу 15 "Кабельный журнал"

Таблица 15 - Кабельный журнал

Наименов. участка	Sр, кВА	Кол-во каб. в траншее	Нагрузка	По экономич. плот. тока	По току короткого замыкания	По условию нагрева рабочим током	По аварийному режиму	По доп. нагр.	Выбранный кабель	Iдоп, А
			Iр, А	Iав, А	jэ	Fэ, мм2	Iк, кА	S, мм2	Iдл. доп, А	Iр, А	1,3Iдоп	Iав, А	Кп
ГПП-ТП1	3255	6	89,6	179	1,4	64	4,67	39,23	234	89,6	312	179	0,75	ААШв-10- (3х120)	240
ТП1-ТП2	1627	4	44,8	89,6	1,4	32	4,67	39,23	145,6	44,8	182	89,6	0,8	ААШв-10- (3х50)	140
ГПП-ТП3	3249	6	89,4	178,8	1,4	63,8	4,67	39,23	234	89,4	312	178,8	0,75	ААШв-10- (3х120)	240
ТП3-ТП4	1624	2	44,7	89,4	1,4	31,9	4,67	39,23	163,8	44,7	182	89,4	0,9	ААШв-10- (3х50)	140
ГПП-ТП5	2509	6	69,1	138,2	1,4	49,4	4,67	39,23	199,9	69,1	266,5	138,2	0,75	ААШв-10- (3х95)	205
ТП5-ТП6	1254	5	34,5	69	1,4	24,6	4,67	39,23	141,9	34,5	182	69	0,78	ААШв-10- (3х50)	140
ГПП-СД	700	4	38,5	77	1,4	27,5	5,07	39,23	145,6	38,5	182	77	0,8	ААШв-10- (3х50)	140

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Определение электрических нагрузок является первым этапом проектирования любой системы электроснабжения. Значения электрических нагрузок определяют выбор всех элементов и технико-экономические показатели проектируемой системы электроснабжения. В целях рационального решения комплекса технико-экономических вопросов при проектировании электроснабжения завода по производству огнеупоров была определена полная потребляемая мощность завода. Было рассчитано, что для его снабжения необходимо установить два трансформатора ГПП типа ТДН-10000/110 .Было принято 11 цеховых трансформаторов, которые были установлены на 6 ТП (5 двухтарнсформаторных подстанций и 1 однотрансформаторная подстанция).

Так как от компенсации реактивной мощности также зависит эффективность использования энергетических ресурсов и оборудования, в ходе работы был рассчитан экономически и технически целесообразный объем реактивной мощности, потребляемый из энергосистемы и сделан выбор средств компенсации, их мощности и места размещения.

Далее в курсовом проекте был произведен расчет токов к.з., выбор оборудования и кабельной продукции на напряжение выше 1000 В. Были выбраны: выключатели 10 кВ, трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, питающие кабели от ГПП до цеховых ТП.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Аракелов В.Е., Комплексная оптимизация энергоустановок промышленных предприятий. - М.: Энергомиздат , 1984;

2. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. - М.: Энергоатамиздат, 1991. - 464 с.

3. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

4. Лунина Л.Г., Шафирович Я.В. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок, 2-е изд., - М.: Энергоатомиздат, 1989. -144 с.

5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций : Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования : Учеб. Пособие для вузов .- М.: Энергомиздат, 1989

6. Санатова Т.С., Кошулько Л.Д. Защита персонала от поражения электрическим током (часть 1). Методические указания к дипломному проекту. - Алматы: АЭИ, 1996. - 28 с.

7. СНиП РК 2.04-05.2002 г. Естественное и искусственное освещение. Государственные нормативы в области архитектуры, градостроительства и строительства.

8. Замыслов П.А., Белоус А.Ф. и др. Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 144 с.

9. Тищенко Г.А. Осветительные установки. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

Размещено на Allbest.ru