Передача, распределение и потребление выработанной электроэнергии на промышленных предприятиях

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В совремемнных условиях при постоянном повышении стоимости электрической энергии, а также при решении вопросов связанных с уменьшением доли затрат на электроэнергию входящих в стоимость выпускаемой продукции как никогда раньше, актуальными становятся требования (надежность, экономичность, безопасность, удобство эксплуатации), предъявляемые к уже действующим и вновь проектируемым системам электроснабжения.

На этапе проектирования выполнение приведенных выше требований достигается путем учета многочисленных факторов, особенно при сборе исходных данных о будущем объекте проектирования. Это - потребляемая мощность и категория надежности питания отдельных электроприемников, графики нагрузок потребителей и их размещение (потребителей) на генеральном плане; характеристика технологического процесса производства и характеристика окружающей среды (среды поддерживаемой в цехе), а также многое другое.

В ходе решения поставленных задач необходимо постоянно выполднять сопоставление нескольких решений различных по своей направленности. Например, при расчете электрических нагрузок, все электроприемники цеха разбиваются на группы, причем попадание электроприемника в ту или иную группу зависит от внутренней силовой схемы электроснабжения (радиальной, магистральной, смешанной), выбирается в ходе технико-экономического сравнения вариантов, таким образом все решения принимаются по смежным вопросам, взаимно корректируются.

Экономия энергетических ресурсов должна осуществляться путем перехода на энергосберегающие технологии производства; совершенствование энергетического оборудования; реконструкцию устаревшего оборудования; сокращение всех видов энергетических потерь и повышение уровня использования вторичных ресурсов; улучшение структуры производства; преобразование и использование энергетических ресурсов.

Передача, распределение и потребление выработанной электроэнергии на промышленных предприятиях должны производится с высокой экономичностью и надежностью. В системе цехового распределения электроэнергии, т.к. цех имеет не большие габариты (всего 48мЧ28м) и малое количество электроприемников, используют комплектные распределительные устройства, шинопроводы и кабели. Это создает гибкую и надежную систему распределения, в результате чего экономится большие суммы денег связанные с капитальными вложениями. Широко применяются современные системы автоматики. Все это обеспечивает необходимое рациональное и экономное расходование электроэнергии во всех отраслях промышленности, являющихся основными потребителями огромного количества электроэнергии.



1. Характеристика комбината и его приемников электроэнергии

Общество с ограниченной ответственностью «Камышинский Хлопчатобумажный Комбинат» - это старейшее и одно из самых крупных промышленных предприятий легкой промышленности - производитель тканей, не только города Камышин, но и одно из самых крупнейших текстильных предприятий всего региона.

Все текстильное производство специализировано на выпуске следующей текстильной продукции: ткани для тапочек и производства обуви), махровых тканей 100% хлопчатобумажных (махровое полотно, махровые полотенца и простыни, гладкокрашенные полотенца с надписями, логотипами и знаками зодиака, подарочные комплекты махровых полотенец с именами, марками автомобилей), х/б пестротканных тканей (подкладочные и сорочечные ткани, шотландка, вафельное полотно и полотенца, фуле), товаров народного потребления - ширпотреба, швейной продукции (покрывала и пледы для мягкой мебели и кроватей, столовые наборы и принадлежности, комплекты столового белья: скатерти, салфетки, подставки, столешницы, фартуки, кухонные наборы; комплекты постельного спального белья КПБ: покрывала, накидки, простыни, наволочки, подушки с синтетическим наполнителем, одеяла; комплекты для сауны и ванных комнат: махровые домашние халаты взрослые и детско-подростковые; махровые полотенца и др. текстильные изделия с вышивкой под заказ, автомобильные чехлы на авто и автомобильные сидения и др. готовые текстильные изделия).

Климатические условия: преобладают западные ветра. Тип рельефа - равнинный. Грунт - супесь, окружающая среда не агрессивная.

Комбинат работает в две смены. Рассматриваем группу цехов, в которую входит цех х/б изделий №8.

Общая установленная мощность группы цехов составлет 3704 кВт.

Общая площадь группы цехов предприятия Fп = 8085 м2

Проектируемым объектом сети 0,4 кВ является цех х/б изделий №8 оборудованый станками, машинами и другим оборудованием.

Наиболее мощный приемник цеха х/б изделий - вытяжная машина мощностью 44 кВт. Самый маломощный - вентелятор мощностью 2,4 кВт. Все приемники рассчитаны на напряжение 0,4 кВ, на переменный трехфазный ток промышленной частотой 50 Гц.

Электроприемники относятся к 2 категории электраснабжения, перерыв в электроснабжении которых приводит к значительному ущербу предприятия, массовому браку продукции, расстройству сложного технологического процесса, массовому недоотпуску продукции, простоям рабочих мест, механизмов и промышленного транспорта.

Общая площадь рассматриваемого цеха - 28х48=1344 м2.

Общее количество электроприемников - 46.

2. Расчет электрической нагрузки цеха х/б изделий и комбината в целом

2.1 Приближенный расчет осветительных установок цехов методом удельной нагрузки на единицу площади цеха

При определении электрических нагрузок в целом по цеху или корпусу предприятия должна учитываться осветительная нагрузка. Расчетная нагрузка освещения отдельных помещений, зданий, цехов и корпусов приближенно определяется по выражению, кВт

,

где Kс.о - коэффициент спроса осветительной нагрузки, значение коэффициента принимается в соответствии с приложением [6]; Pуд.о - удельная мощность осветительной нагрузки, Вт/м2 [6]; F - площадь помещения цеха, участка, м2 (определяется по плану цеха или генплану предприятия).

Расчетная реактивная мощность осветительной нагрузки помещения (цеха, корпуса) определяется по формуле

,

где tg ц=tg(arccos(cos ц)), для светильников с люминесцентными, компактными люминесцентными (энергосберегающими) лампами cos ц=0,6.



После расчета силовой и осветительной нагрузки вычисляется их сумма, которая записывается в итоговой строке таблицы 2.3.

Для расчета осветительной нагрузки определим удельную нагрузку подробно проектируемого цеха:

Полная удельная нагрузка освещения может быть определена по:

,

где F8 - площадь цеха, индекс 8 означает что удельная нагрузка рассчитана для цеха х/б изделий.

Зная удельную нагрузку освещения подробно проектируемого цеха определим расчетные нагрузки освещения для остальных цехов предприятия.

Рассчитаем нагрузку освещения для шестого здания - административно-бытовой комплекс. Пересчитаем удельную нагрузку исходя из минимальной рекомендуемой освещенности цеха.

,

В этой формуле =300 Лк - рекомендуемая освещенность объекта №6

Расчетная нагрузка освещения:

,



Расчеты для других цехов занесем в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Расчетная нагрузка освещения всех цехов

Наименование потребителя	Е, Лк	F, м2	Кс	у ВА/м2	P, кВт	Q, кВАр	S, кВА
6. Административно-бытовой комплекс	300	1935	0,9	23,3	20,3	35,2	40,6
7. Цех окраски сырья	400	1008	0,85	31,1	13,3	23,1	26,6
8. Цех хлопчатобумажных изделий	350	1344	0,85	27,2	18,3	31,7	36,6
9. Крутильный цех	400	1204	0,85	31,1	15,9	27,6	31,8
10. Швейные мастерские	200	1250	0,95	15,5	9,2	16,0	18,5
11. Цех обработки изделий	300	1344	0,85	23,3	13,3	23,1	26,6
Итого:		8085			90,4	156,5	180,7

2.2 Определение расчетных электрических нагрузок ЭП до 1 кВ в целом по предприятию (корпусу) методом коэффициентов расчетной активной нагрузки (в соответствии с РТМ 36.18.32.4-92)

Расчет выполняется по форме Ф636-92 [14]

Расчет электрических нагрузок ЭП напряжением до 1 кВ производится для каждого узла питания (распределительного пункта, шкафа, сборки, распределительного шинопровода, щита станций управления, троллея, магистрального шинопровода, цеховой трансформаторной подстанции), а также по цеху, корпусу в целом.

Исходные данные для расчета (графы 1-6).

При этом:

Все ЭП группируются по характерным категориям с одинаковыми Ки и tg. В каждой строке указываются ЭП одинаковой мощности.

Резервные электроприемники, ремонтные сварочные трансформаторы и другие ремонтные электроприемники, а также электроприемники, работающие кратковременно (пожарные насосы, задвижки, вентили и т. п.), при подсчете расчетной мощности не учитываются (за исключением случаев, когда мощности пожарных насосов и других противоаварийных ЭП определяют выбор элементов сети электроснабжения). В графах 2 и 4 указываются данные только рабочих ЭП.

В случаях, когда nэ определяется по упрощенному выражению [6,п. 3.2.5.2], все ЭП группируются построчно по характерным категориям независимо от мощности ЭП, а в графе 3 указываются максимальная и минимальная мощности ЭП данной характерной группы.

Для многодвигательных приводов учитываются все одновременно работающие электродвигатели данного привода. Если в числе этих двигателей имеются одновременно включаемые (с идентичным режимом работы), то они учитываются в расчете как один ЭП номинальной мощностью, равной сумме номинальных мощностей одновременно работающих двигателей.

Для электродвигателей с повторно-кратковременным режимом работы их номинальная мощность не приводится к длительному режиму (ПВ = 100%).

В случае превышения указанной неравномерности номинальная мощность эквивалентной группы трехфазных ЭП принимается равной тройному значению мощности наиболее загруженной фазы.

При наличии в справочных материалах интервальных значений ku следует для расчета принимать наибольшее значение. Значения ku должны быть определены из условия, что вероятность превышения фактической средней мощности над расчетной для характерной категории ЭП должна быть не более 0,05.

В графах 7 и 8 соответственно записываются построчно величины kuPн и kuPнtg. В итоговой строке определяются суммы этих величин:

kuPн kuPнtg

Определяется групповой коэффициент использования для данного узла питания:

ku = kuPн / Pн

Значение ku заносится в графу 5 итоговой строки.

Для последующего определения nэ в графе 9 построчно определяются для каждой характерной группы ЭП одинаковой мощности величины и в итоговой строке - их суммарное значение . При определении nэ по упрощенной формуле графа 9 не заполняется.

Определяется эффективное число электроприемников nэ следующим образом:

Как правило, nэ для итоговой строки определяется по выражению:

При значительном числе ЭП (магистральные шинопроводы, шины цеховых трансформаторных подстанций, в целом по цеху, корпусу, предприятию) nэ может определяться по упрощенной формуле:

nэ = 2Рн / рн.макс

Найденное по указанным выражениям значение nэ округляется до ближайшего меньшего целого числа. При nэ 4 рекомендуется пользоваться номограммой. В зависимости от средневзвешенного коэффициента использования и эффективного числа электроприемников определяется согласно [6,п. 2.11] и заносится в графу 11 коэффициент расчетной нагрузки Кр.

Расчетная активная мощность подключенных к узлу питания ЭП напряжением до 1 кВ (графа 12) определяется по выражению:

Рр = Кр Ки Рн

В случаях, когда расчетная мощность Рр окажется меньше номинальной наиболее мощного электроприемника, следует принимать Рр = рн.макс.

Расчетная реактивная мощность (графа 13) определяется следующим образом:

Для питающих сетей напряжением до 1 кВ в зависимости от nэ:

при nэ 10 Qр = 1,1 Ки Рн tg

при nэ > 10 Qр = Ки Рн tg

Для магистральных шинопроводов и на шинах цеховых трансформаторных подстанций, а также при определении реактивной мощности в целом по цеху, корпусу, предприятию:

Qр = Кр Ки Рн tg = Рр tg

К расчетной активной и реактивной мощности силовых ЭП напряжением до 1 кВ должны быть при необходимости добавлены осветительные нагрузки Рр.о и Qр.о.

Значение токовой расчетной нагрузки, по которой выбирается сечение линии по допустимому нагреву, определяется по выражению

(графа 15),

где - полная расчетная мощность, кВА, (графа 14).

Расчет электрических нагрузок ЭП напряжением выше 1 кВ производится в целом аналогично расчету, приведенному в [6, п. 3.2], с учетом следующих особенностей:

При определении коэффициентов, характеризующих реальную загрузку электродвигателей, в графу 5 заносится вместо Ки значение Кз, в графу 7 - значение КзРн.

Расчетная нагрузка цеховых трансформаторных подстанций (с учетом осветительной нагрузки и потерь в трансформаторах заносится в графы 7 и 8.

Определяется число присоединений 6 - 10 кВ на сборных шинах РП, ГПП (графа 2 итоговой строки). Резервные ЭП не учитываются.

Эффективное число ЭП nэ не определяется и графы 9 и 10 не заполняются.

В зависимости от числа присоединений и группового коэффициента использования КиРн/Рн, занесенного в графу 5 итоговой строки, [6,по таблице 3] определяется значение коэффициента одновременности Ко. Значение Ко заносится в графу 11 (при этом Кр =1, [6, п. 2.11]).

Расчетная мощность (графы 12 - 14) определяется по выражениям

Рр = Ко Ки Рн;

Qр = Ко КиРн tg = Рр tg;

Результирующий расчет нагрузок для каждой трансформаторной подстанции и выбор мощности трансформаторов рекомендуется выполнять по форме Ф202-90 [14].

Результирующая нагрузка на стороне высокого напряжения определяется с учетом средств КРМ и потерь мощности в трансформаторах.

Таблица 2.2 - Данные о электроприемниках подробнопроектируемого цеха х/б изделий

№ эл. приемника	Наименование приемника	Рпас, кВт	cosц	Ки
1,13,15,16,34,35,36	Ткацкий станок	21	0,7	0,74
2,43,44	Стригально-ворсовальный станок	4,4	0,7	0,74
3,24,25,26	Перемоточная машина	4,4	0,7	0,65
4,9	Центрифугально-прядильная машина	4,8	0,7	0,7
5,6,17,18	Пресс	16	0,55	0,35
7,8	Прядильная машина капрона	3	0,8	0,78
10,11,12	Электроверетено	30	0,7	0,62
14,19,20	Крутильная машина	13	0,8	0,64
21,37,38,39	Вытяжная машина	44	0,85	0,7
22,23	Ткацкий станок	3,4	0,7	0,74
27,28,29	Прядильная машина вискозы	8	0,7	0,5
30	Сушилка	18	0,8	0,5
31,32,33	Тростильно-крутильная машина	24	0,8	0,89
41,40,42	Центрифуга	14	0,6	0,4
45,46	Вентилятор	2,4	0,76	0,64

2.3 Расчет числа цеховых трансформаторов

Расчет удельной плотности нагрузки низкого напряжения (НН) 0,4 кВ на территории размещения электроприемников предприятия и выбор желаемой номинальной мощности трансформаторов

При установке на крупных промышленных предприятиях группы цеховых трансформаторов их номинальная мощность определяется плотностью нагрузки и выбирается, как правило, одинаковой для всей группы. Удельная плотность нагрузки определяется по следующей формуле, кВА/м2:

,

где - расчетная мощность предприятия на шинах напряжением до 1 кВ, кВА; Fц - площадь всех цехов предприятия, м2.

По полученному значению удельной плотности нагрузки у производится выбор номинальной мощности Sт цеховых трансформаторов.



Таблица 2.5 - Рекомендуемые номинальные мощности трансформаторов для различных плотностей нагрузок при установке трансформаторов в отдельных помещениях.

Удельная плотность нагрузки, кВА/м2	Рекомендуемая номинальная мощность трансформаторов, кВА
0,05-0,1	630
0,1-0,2	1000
0,2-0,3	1600
> 0,3	2500

Выполнить выбор числа, мощности и типа цеховых трансформаторов 10/0,4 кВ с учетом средств компенсации реактивной мощности для комбината по результатам расчета электрических нагрузок до 1 кВ.

Предприятие имеет большое количество цехов, мощность трансформаторов следует определять по удельной плотности электрической нагрузки. С использованием значений расчетной мощности и площади (см. итоговую строку таблицы 2.4, настоящего курсового проекта) определяется удельная плотность нагрузки предприятия:

кВА/м2 ;

По значению у с помощью таблицы 2.5 принимается номинальная мощность цеховых трансформаторов предприятия Sт=1000 кВА. К установке принимаются масляные трансформаторы серии ТМН.

Расчет минимально-допустимого числа цеховых трансформаторов по условию передачи активной мощности на напряжение 0,4 кВ

Для каждой группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности определяется минимальное их число, необходимое для питания расчетной активной нагрузки

,

где Pр - расчетная активная нагрузка электроприемников до 1 кВ рассматриваемой группы трансформаторов, кВт; вТ - коэффициент загрузки трансформаторов, определяемый в зависимости от категории электроприемников по бесперебойности электроснабжения; Sт - единичная мощность цеховых трансформаторов, кВА, принимаемая в зависимости от удельной плотности нагрузки.

Полученное значение округляется до ближайшего большего целого числа.

Средняя активная нагрузка электроприемников до 1 кВ с учетом освещения Pр= 1768,6 кВт берется из графы 14 итоговой строки таблицы 2.4. Для всего предприятия определяется минимальное число цеховых трансформаторов, необходимое для питания расчетной активной нагрузки.

,

2.4 Определение мощности компенсирующих устройств НН и распределение комплектных конденсаторных установок (ККУ) НН по КТП

Произведем выбор числа и мощности трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности.

При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно должен решаться вопрос об экономически целесообразной величине реактивной мощности, передаваемой через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ.

В качестве цеховых ТП используем КТП-1000.

В таблице 2.6 приведены результаты выбора цеховых трансформаторов.

В п. 4.2 будем осуществлять корректировку числа и мощности трансформаторов по критерию оптимальности загрузки активной мощностью цехов или подразделений.

Таблица 2.6 - Выбор цеховых трансформаторов

№ п/п	№ пункта питания	№ цеха	Тип трансформатора	NОПТ	Суммарная мощность ТП, кВА	Активная мощность, Рр, кВ	Количество трансформаторов Nmin
1	ТП-1	6,7,9	ТМН	2	2000	1181,3	1,7
2	ТП-2	8,10,11	ТМН	2	2000	587,2	0,8

Произведем выбор мощности конденсаторных батарей для снижения потерь мощности в трансформаторах.

Наибольшая реактивная мощность , которая может быть передана в сеть напряжением до 1 кВ из сети 10 кВ без увеличения числа трансформаторов, определяется по формуле, кВАр:

Суммарная мощность конденсаторных батарей на напряжение до 1 кВ составит, кВАр

,

В таблице 2.7 приведены результаты выбора конденсаторных батарей.



Таблица 2.7 - Выбор мощности конденсаторных батарей

Наименование ТП	№ цеха	, кВАр	, кВАр	, кВАр	Кол., шт	Мощность НКБ, кВАр	Тип НКБ
ТП-1	6,7,9	1034,7	345,3	320	2	160	УККРМ-0,38-160-25УЗ
ТП-2	8,10,11	599,0	-662,6	-	-	-	Установка не требуется

2.5 Расчет потерь активной и реактивной мощности в цеховых трансформаторах. Определение результирующих нагрузок на стороне 6-10 кВ цеховых подстанций, с учетом ККУ НН и потерь в трансформаторах

Коэффициент загрузки:

,

где - расчетная нагрузка на стороне 0,4 кВ;

- количество цеховых трансформаторов;

- мощность цеховых трансформаторов.

Потери в трансформаторах:

По таблице в зависимости от и мощности цеховых трансформаторов выбираем и . Умножив эти значения на количество трансформаторов, получаем потери в цеховых трансформаторах. Занесем полученные значения в таблицу 2.8.

Результирующий расчет нагрузок для трансформаторных подстанции и выбор мощности трансформаторов рекомендуется выполнять по форме Ф202-90 [6,таблица 2.13].



Таблица 2.8 - Расчет электрических нагрузок (форма Ф202-90)

Наименование	Коэф. реактивной мощности tgf	Расчетная нагрузка	Количество и мощность трансформ. шт. ґ кВА
		кВт	кВАр	кВА
		Рр	Qp	Sp
Результирующие электрические нагрузки цеховых трансформаторных подстанций
ТП
Силовая нагрузка 0,4 кВ		1678,2	1249,2	2092,1
Осветительная нагрузка		90,4	156,5	180,7
Итого на стороне 0,4 кВ без КУ		1768,6	1405,7	2272,8
Мощность КУ на напряжении 0,4 кВ			320		2хУККРМ-0,38-160-25УЗ
Итого на стороне НН ГПП	Кз=0,67	1768,6	1725,7	2471,0	4х1000
Потери в трансформаторах		57,0	227,9
Итого на стороне ВН ГПП		1825,5	1953,6	2673,8

2.6 Расчет электрических нагрузок на напряжение 6-10 кВ

Предварительная привязка потребителей 6-10 кВ к распределительным или главным понижающим подстанциям, исходя из их территориального расположения и надежности электроснабжения

Определение расчетной нагрузки на сборных шинах 6-10кВ РУ или ГПП методом коэффициентов расчетной активной нагрузки

Высоковольтная нагрузка, в частности, дуговые сталеплавильные печи (ДСП), синхронные двигатели (СД) на данном предприятии не представлена.



3. Проектирование схемы внешнего электроснабжения

3.1 Выбор рационального напряжения связи предприятия с электроэнергетической системой (ЭЭС)

Определение расчетного напряжения связи предприятия с районной подстанцией

Напряжение каждого звена системы электроснабжения следует выбирать с учетом напряжений смежных звеньев для получения наиболее экономичного варианта электроснабжения предприятия в целом. Предпочтение при выборе вариантов следует отдавать варианту с более высоким напряжением даже при небольших экономических преимуществах низшего из сравниваемых напряжений.

Для питания крупных и особо крупных предприятий следует применять напряжения 110, 220, 330, 500 кВ. На первых ступенях распределения энергии на крупных предприятиях следует применять напряжение 110 и 220 кВ. Напряжение 35 кВ применяют для питания предприятий средней мощности для полного или частичного внутризаводского распределения электроэнергии при наличии.

В качестве источников питания цеховой электрической сети выбираем комплектные трансформаторные подстанции типа КТП, которые в свою очередь питаются от главной понизительной подстанции (ГПП).

Выбор рационального напряжения осуществляется по формуле Илларионова:

,

где: l=30 км - длина линии; Р = - активная мощность определяемая как мощность на ВН трансформаторов ГПП с учетом потерь мощности в самих трансформаторах, в МВт;

где

Выбор номинального напряжения осуществляется на основании технико-экономического расчета двух вариантов внешнего электроснабжения. Для первого варианта примем, что питание предприятия осуществляется на номинальном напряжении 35 кВ. Для второго принимаем 110 кВ.

Разработка вариантов внешнего электроснабжения предприятия с выбором сечений ВЛЭП и номинальной мощности трансформаторов ГПП

Определяем сечения линий связи с подстанцией энергосистемы.

В режиме максимальных нагрузок:

Вариант 1. Uном = 35 кВ.

,

В послеаварийном режиме:

Вариант 2. Uном = 110 кВ.

,

В послеаварийном режиме:



,

По [5] определяем число часов использования максимальной нагрузки для данной отрасли промышленности:

ТМ = 4500 ч.

Сечения проводов ЛЭП и сечения кабелей в сетях выше 1000 В выбираются по экономической плотности тока, соответствующее режиму максимальных нагрузок:

,

где IМ - максимальный ток одной линии в нормальном режиме работы, т.е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается;

jэк - экономическая плотность тока для заданных условий работы.

По [3] для алюминиевых неизолированных проводов экономическая плотность тока равна: jэк = 1,1 А/мм2.

По формуле находим:

Вариант 1

Вариант 2

,

По таблицам 4.7, 4.9 [7] выбираем для первого варианта на напряжении 35 кВ сталеалюминиевый провод АС-35 с допустимым током нагрузки 175 А, для второго варианта электроснабжения на напряжении 110 кВ выбираем сталеалюминиевый провод АС-70 с допустимым током нагрузки 265 А.

Фактический длительный ток нагрева в послеаварийном режиме для первого и второго варианта соответственно (когда отключается одна из параллельных цепей) равен 44,2 А и 14 А, следовательно выбранное сечение проходит по допустимому току нагрева в рабочих режимах.

Проверка по допустимой длине линии, по потерям напряжения, осуществляется исходя из условия:

Вариант 1.

,

,

где (для двухцепных АС-35), длина линии на один 1% падения напряжения при полной нагрузке, = 20 %, допустимые потери напряжения в аварийном режиме

Вариант 2.

,

где (для двухцепных АС-70), длина линии на один 1% падения напряжения при полной нагрузке, = 20 %, допустимые потери напряжения в аварийном режиме.

Проверку по условию коронирования на 110 кВ не производим, ввиду того что минимальное сечение проводника 70 мм2 выбрано из условия отсутствия коронирования.

Принимаем окончательно:

Вариант 1 - АС-35 двухцепные,

Вариант 2 - АС-70 двухцепные.

Произведем выбор числа и мощности трансформаторов ГПП. Учитывая наличие потребителей I и II категории надежности, принимаем к установке два трансформатора.

Номинальную мощность трансформаторов определяем по условию:

,

Исходя из результата принимаем к установке трансформаторы с номинальной мощностью 2,5 МВА.

Проверяем перегрузочную способность трансформаторов в аварийном режиме по условию:

,

,

Так как условие выполняется, окончательно выбираем трансформаторы мощностью 2,5 МВА, для которых справочные данные принятых трансформаторов сведем в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Справочные данные трансформаторов ГПП для обоих вариантов

	Тип	, кВА	сочетание напряжений	Потери, кВт	Uк, %	Iхх,%
			ВН	НН	ДРх	ДРк
Вариант 1	ТМН-2500/35	2500	35	11	9,2	46,5	7,5	0,9
Вариант 2	ТМН-2500/110	2500	110	11	11,5	44	10,5	0,8

Расчет потерь мощности в ВЛЭП и трансформаторах ГПП

Максимальная полная мощность, потребляемая предприятием от источника питания (энергосистемы) определяется с учётом потерь мощности в трансформаторах ГПП и линии связи с энергосистемой. Приближенно потери мощности в них определяются по формулам:

,

,

,

Тогда, расчётная полная мощность, потребляемая предприятием от источника питания, будет равна:

,

,

Технико-экономическая оценка вариантов внешнего электроснабжения

Технико-экономическое сравнение вариантов ВН осуществлено по всей сети 10-0,4 кВ см. п.4.5.

3.2 Расчет баланса реактивной мощности на границе балансового разграничения с энергосистемой и оценка необходимости дополнительных среств компенсации реактивной мощности (КРМ) на предприятии по величине предельного значения коэффициента реактивной мощности

Определим неравномерность:

Расчетную нагрузку каждой секции сборных шин 6-10 кВ в нормальном режиме рекомендуется принимать как произведение общей нагрузки на коэффициент 0,6, учитывающий неравномерность распределения нагрузки по секциям сборных шин.

;

Определим мат.ожидание:

;

3.3 Корректировка мощности трансформаторов ГПП с учетом дополнительных средств КРМ

Выбираем два трансформатора на 110 кВ мощностью:

;

,

Устанавливаем на ГПП два трансформатора типа ТМН - 2500/110

	Тип	, кВА	сочетание напряжений	Потери, кВт	Uк, %	Iхх,%
			ВН	НН	ДРх	ДРк
Вариант 1	ТМН-2500/110	2500	110	11	11,5	44	10,5	0,8

Потери мощности в одном из двух трансформаторов ТМН - 2500/110 ГПП



где РXX=11,5; РКЗ=44, Кз=0,5

где ДQх.х - потери холостого хода, квар. Определяются по выражению

ДQнагр - нагрузочные потери, квар. Определяются по выражению

3.4 Определение результирующей нагрузки на границе балансового разграничения с энергосистемой при учете потерь, в трансформаторах ГПП

Таблица 3.2 - Расчет результирующей нагрузки ГПП

Расчет результирующей нагрузки ГПП
Наименование	Коэф. реактивной мощности tgj	Расчетная нагрузка	Количество и мощность трансформ. шт. ґ кВА
		кВт	кВАр	кВА
		Рр	Qp	Sp
Результирующие нагрузки ГПП
ГПП 110/10 кВ
Электр. нагрузка предприятия на стороне 10 кВ	0,66	1825,5	1953,6	2673,8
Итого на стороне 10 кВ	0,66	1825,5	1953,6	2673,8
Математ. ожидание нагрузки		2183,7	2337,0	3198,5	2*2500/110
Потери в трансформаторе	kз=0,5	22,5	215,8
Итого на стороне 110 кВ	0,72	2206,2	2552,8	3374,0

3.5 Разработка схем ввода электроэнергии на территорию предприятия с выбором места расположения ГПП или ЦРП

Для проведения экономического сравнения вариантов намечаются возможные схемы внешнего электроснабжения. Аппаратура и оборудование подстанций (ГПП, ПГВ, РП) выбирается ориентировочно, исходя из рассчитанной электрической нагрузки предприятия. Возможные схемы ввода электроэнергию на территорию комбината представлены на рисунок 3.1 и рисунок 3.2.

Рисунок 3.1 - Схема питания предприятия от энергосистемы при напряжении 10 кВ

Для предприятий большой мощности целесообразней применить схему (рисунок 3.2) с установкой ГПП, и поскольку имеется возможность установки ГПП при питании от сети напряжением 110 кВ, поэтому для электроснабжения комбината применяем схему при напряжении 110 кВ (рисунок 3.2).

Для выбора места расположения ГПП необходимо определить ЦЭН предприятия.

Таблица 3.3 - Координаты центра электрических нагрузок предприятия

Наименование потребителя	Рр, кВт	Qр,кВар	Pр*Xi, кВт*м	Pр*Yi, кВт*м	Qр*Xi, кВАр*м	Qр*Yi, кВАр*м
Итого по предприятию	1769	1405,7	394778	92916	300967	72549
			223	53	214	52
Координаты ЦЭН предприятия			Xp	Yp	Xq	Yq

ГПП сместим в сторону для более рационального питания КТП и удобства подключения потребителей, поскольку координаты ЦЭН размещены в на территории предприятия, где естественным образом размещение ГПП не возможно.



4. Проектирование схемы канализации электроэнергии по территории комбината

4.1 Построение картограммы электрических нагрузок цехов и обособленных подразделений предприятия

Для наглядного представления распределения нагрузок по территории комбината и выбора мощности и типа ТП и РП, применяем картограмму нагрузок, которая представляет собой размещенные на генплане предприятия окружности, причем площади ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов. Дня каждого цеха наносим свою окружность, центр которой совпадает с ЦЭН цеха. Радиус окружности определяется из выражения:

,

где Pрi - расчетная нагрузка i-го цexa, m - масштаб для определения площади круга (постоянный для всех цехов предприятия).

Осветительную нагрузку наносим совместно с кругами, изображающим нагрузку до 1000 В.

4.2 Распределение нагрузок ниже 1000 В совокупности цехов и подразделений предприятия между цеховыми трансформаторными подстанциями с корректировкой числа и мощности трансформаторов по критерию оптимальности загрузки активной мощностью цехов или подразделений, с учетом ограничений по численности номенклатуры мощностей КТП

В данном пункте необходимо распределить цеховую нагрузку преимущественно по трансформаторам номинальной мощностью до 1000 кВА. Для электроснабжения предприятия применим комплектные трансформаторные подстанции. Исходя из расположения цехов и расчетной мощности цехов, произведем уточнение мощности трансформаторов КТП.

Определим мощность КТП №1 от которой запитаем цеха № 6,7,9

,

,

Делаем вывод, что двухтрансформаторной КТП с номинальной мощностью одного трансформатора 1000 кВА достаточно.

Аналогично уточним мощность других КТП. Результаты занесем в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 - Результаты расчетов

№ КТП	Суммарная мощность двух трансформаторов КТП, кВА	Суммарная мощность Рр, кВт	Количество трансформаторов Nmin
1	2	3	4
Вариант 1
1 (6,7,9)	2000	1181,3	1,7
2 (8,10,11)	800	587,2	2,1
1 (6,7)	2000	1096,1	1,6
2(10,11)	500	276,9	1,6
3 (8,9)	800	396,0	1,4

Находим для каждой КТП место для установки, исходя из ЦЭН для данной группы цехов.



4.3 Разработка вариантов схем канализации электроэнергии по КТП с учетом требований по резервированию электроснабжения, как по высокому, так и по низкому напряжению

Наметим два варианта схем канализации электроэнергии на предприятии с учетом требований по резервированию электроснабжения показанные на рисунках 4.2, 4.3.

Таблица 4.3- Результаты расчетов для варианта №1

№ цеха	Рр+Росв, кВт	Qр+Qосв, кВар	Xi	Yi	PiXi	PiYi	QiXi	QiYi
1	2	3	4	5	6	7	8	9
КТП1
6	204	124	315	54	64204	10962	39071	6671
7	892	682	269	54	239828	47966	183386	36677
9	85	80	223	54	18977	4581	17712	4275
ИТОГО	1181,3	885,9	806,4	161,3	323009	63508	240170	47623
Координаты ЦЭН предприятия	273	54	271	54
КТП2					Xp	Yp	Xq	Yq
10	118	98	71	77	8385	9065	6932	7494
8	310	251	173	54	53620	16682	43321	13478
11	159	172	61	23	9764	3661	10544	3954
ИТОГО	587,2	519,9	305,3	153,6	71768	29408	60797	24926
Координаты ЦЭН предприятия	122	50	117	48

Таблица 4.4- Результаты расчетов для варианта №2

№ цеха	Рр+Росв, кВт	Qр+Qосв, кВар	Xi	Yi	PiXi	PiYi	QiXi	QiYi
Вариант 2
КТП1
6	204	124	315	54	64204	10962	39071	6671
7	892	682	269	54	239828	47966	183386	36677
ИТОГО	1096,1	806,3	583,7	107,5	304032	58927	222458	43348
Координаты ЦЭН предприятия	277	54	276	54
КТП 2					Xp	Yp	Xq	Yq
10	118	98	71	77	8385	9065	6932	7494
11	159	172	61	23	9764	3661	10544	3954
ИТОГО	276,9	269,2	132,5	99,8	18149	12726	17476	11448
Координаты ЦЭН предприятия	66	46	65	43
КТП3					Xp	Yp	Xq	Yq
8	310	251	173	54	53620	16682	43321	13478
9	85	80	223	54	18977	4581	17712	4275
ИТОГО	396	330,2	395,52	107,52	72597	21262	61033	17753
Координаты ЦЭН предприятия	184	54	185	54
					Xp	Yp	Xq	Yq

Рисунок 4.3 - Второй вариант схемы канализации электроэнергии на предприятии

В первом варианте канализации электроэнергии на предприятии питание осуществляется от 2 двухтрансформаторных, во втором варианте - от 3 двухтрансформаторных КТП. Каждая комплектная трансформаторная подстанция питается по двум кабельным линиям, т.е. левый и правый трансформаторы КТП питаются от разных секций шин, что обеспечивает требования по надежности электроснабжения для потребителей первой и второй категории имеющихся на предприятии.

4.4 Выбор параметров схем канализации электроэнергии на предприятии

Выбор кабелей, питающих КТП

Определим расчетную нагрузку на третьем уровне электроснабжения, которая включает в себя расчетную мощность силовой нагрузки, расчетную мощность осветительной нагрузки и потери мощности в линиях на низкой стороне.

Произведем расчет для КТП №1 варианта 1. От КТП №1 питаются потребители: № 6,7,9 по генплану.

,,

где - активная расчетная мощность цеха,

- расчётная активная нагрузка освещения,

- потери в линиях.

, ,

где - реактивная расчетная мощность цеха,

- расчётная реактивная нагрузка освещения

,

Произведем расход потерь активной и реактивной мощности в выбранных трансформаторах. Параметры трансформаторов, взятые в таблице [6 стр. 49], занесем в таблицу 4.5



Таблица 4.5 - Параметры трансформаторов

Трансформатор	Номинальное напряжение
	ВН	НН
ТМ-250/10	10	0,4	250	0,82	3,7	4,5	2,3
ТМ-400/10	10	0,4	400	1,05	5,5	4,5	2,1
ТМ-1000/10	10	0,4	1000	2,45	12,2	5,5	1,4

Определим потери активной и реактивной мощности для трансформаторов КТП №1

Определим потери мощности в трансформаторе в режиме максимальных нагрузок:

,

где - потери холостого хода,

- потери короткого замыкания.

,

где - ток холостого хода, - напряжение короткого замыкания.

Потери мощности в оставшихся КТП рассчитываются аналогичным образом.

Таблица 4.6 - Определение расчетной нагрузки.

№ КТП	№ цеха	Коли-чество	ТИП ТМ	Рр, кВт	Qр, кВар	Sр, кВА	?Ртр, кВт	?Qтр, кВар
Вариант №1		10кВ
1	6,7,9	2	1000	1226,0	885,9	1512,5	18,9	90,9
2	8,10,11	2	400	611,0	519,9	802,2	13,2	53,0
Вариант №2		10 кВ
1	6,7	2	1000	1137,2	806,3	1394,1	16,8	81,4
2	10,11	2	250	288,6	269,2	394,7	6,3	25,5
3	8,9	2	400	411,1	330,2	527,3	6,9	32,4

Определим наибольшую реактивную мощность Q1, которая может быть передана в сеть напряжением до 1 кВ из сети 10 кВ без увеличения числа трансформаторов, для каждой КТП.

Определим Q1 для КТП №1.

,\

где .

Определим мощность конденсаторных установок:

,

Устанавливаем компенсирующее устройство марки УККРМ-10-160-25 У3, УХЛ4

Питание цеховых трансформаторных подстанций будем осуществлять при помощи кабельных линий выполненных кабелем ААБл различных сечений в зависимости от нагрузок подстанций.

Определим расчетный ток кабельной линии питающей КТП №1 и выберем сечение кабеля для Варианта 1:

Расчетная нагрузка четвертого уровня представляет собой сумму расчетной нагрузки третьего уровня (расчетная силовая нагрузка цехов питающихся от КТП, включающая в себя потери в линиях, и нагрузку на освещение ) и потерь в цеховых трансформаторах.



,

,

,

Выбираем сечение жил кабельных линий, учитывая допустимую перегрузку в аварийном режиме при прокладке кабелей в одной траншее. Принимаем время ликвидации аварии максимальным (6ч), а коэффициент загрузки линии в нормальном режиме 0,6. в соответствии с [2, таблица 3.3] допустимая перегрузка составляет 1,25. Коэффициент снижения токовой нагрузки принимаем [2, таблица 1.3.26] равным 0,9.

Определим расчетный длительный ток кабельной линии в нормальном режиме.

,

Определим расчетный длительный ток кабельной линии в аварийном режиме.

,

Определим расчетный длительный ток кабельной линии в аварийном режиме с учетом коэффициента прокладки и коэффициента снижения токовой нагрузки , и допустимой перегрузки.

,

По таблице 4.14 [17] принимаем сечение жил трехжильного кабеля равным 35 мм2 (), кабель ААБл.

Аналогично производим расчет для других КТП, а результат сводим.

Выбор кабелей резервирования по низкой стороне КТП

Выбор кабелей резервирования по низкой стороне (между секциями шин) КТП аналогичен выбору кабелей на стороне ВН и представлен.

Таблица 4.9 - Выбор резервных кабелей ВН.

№ КТП	SIV, кВА	IАВ.ДЛ, А	Imaxр, А	Iдоп, А	F, мм2	Марка кабеля	Кол-во кабелей	L, м
Вариант №1
1	1407,5	40,6	81,3	110	35	АВВГ 3*35	2	5
2	626,0	18,1	36,1	70	16	АВВГ 3*16	2	5
Вариант №2
1	1420,2	41,0	82,0	110	35	АВВГ 3*35	2	5
2	353,4	10,2	20,4	70	16	АВВГ 3*16	2	5
3	553,4	16,0	31,9	70	16	АВВГ 3*16	2	5

4.5 Технико-экономическое сравнение вариантов канализации электроэнергии на предприятии

Экономичность сопоставляемых вариантов определяется путем сравнения затрат двух различных частей вариантов по формуле:

,

где Е - коэффициент суммарных ежегодных отчислений,

- годовая стоимость потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах,

- ежегодные эксплуатационные расходы на линии, трансформаторы и т.д. включающие амортизационные отчисления и отчисления на обслуживание и ремонт.

К - величина капитальных затрат.

Вариант 1:

Определение капитальных затрат:

,

Стоимость кабеля:

ААБл 3х16 - 222,91 р/м.

ААБл 3х35 - 373,22 р/м.

Определим ежегодные эксплуатационные расходы:

,

где , , значения взяты по таблице 6,1 - 6,2 [17, стр. 258].

Определим потери электроэнергии:

Определим потери мощности в линиях:

,

где - удельное активное сопротивление кабельной

линии, Ом/км; L - длина кабельной линии м, - расчетный длительный ток кабельной линии в нормальном режиме А , n - число параллельных кабельных линий.

КЛ №1:



,

КЛ №2:

,

Потери электроэнергии:

КЛ №1:

,

КЛ №2:

,

Определи стоимость ежегодных потерь электроэнергии:

,

где - стоимость электроэнергии в рублях по Волгоградской области [13]

Вариант №2:

Определение капитальных затрат:

,

Стоимость кабеля:

ААБл 3х16 - 222,91 р/м.

ААБл 3х35 - 373,22 р/м.

Определим ежегодные эксплуатационные расходы:

,

где , , значения взяты по таблице 6,1 - 6,2 [17, стр.258].

Определим потери электроэнергии:

Определим потери мощности в линиях:

,

где - удельное активное сопротивление кабельной линии, Ом/км; L - длина кабельной линии м, - расчетный длительный ток кабельной линии в нормальном режиме А , n - число параллельных кабельных линий.

КЛ №1:

,

КЛ №2:

,

КЛ №3:

,



Потери электроэнергии:

КЛ №1:

,

КЛ №2:

,

КЛ №3:

,

Определи стоимость ежегодных потерь электроэнергии:

,

где - стоимость электроэнергии в рублях по Волгоградской области [13]

Таблица 4.11 - Результаты расчетов по КТП. Вариант№1

КТП
№ КТП	Sном.т, кВА	Стоимость трансформаторов Ктр, т.р	потери ХХ трансформатора ДРхх, кВт	потери КЗ трансформатора ДРкз, кВт	коэффициент загрузки трансформаторов	потери электроэнергии в трансформаторах, тыс. кВт*ч.	капитальные затраты на КТП Ктр, тыс.руб.
1	1000	441,862	2,45	12,2	0,70	51,55	441,862
2	400	211,486	1,05	5,5	0,70	55,71	211,486
Итого					107,26	653,35



Таблица 4.12 - Результаты расчетов по конденсаторным батареям. Вариант№1

Конденсаторные батареи
№ КТП	марка батареи	количество батарей	стоимость батареи, тыс.р.	капитальные затраты на БК Кбк, тыс.руб.
1	УККРМ-10 -160-25 У3	2	97,8	195,6
2	УККРМ-10 -262,5-25 У3	2	122,5	245
Итого				440,6

Таблица 4.14 - Результаты расчетов по КТП. Вариант№2

КТП
№ КТП	Sном.т, кВА	Стоимость трансформаторов Ктр, р	потери ХХ трансформатора ДРхх, кВт	потери КЗ трансформатора ДРкз, кВт	коэффициент загрузки трансформаторов	потери электроэнергии в трансформаторах, тыс. кВт*ч.	капитальные затраты на КТП Ктр, тыс.руб.
1	1000	441,862	2,45	12,2	0,70	51,55	441,86
2	250	159,693	0,82	3,7	0,70	67,93	159,69
3	400	159,693	1,05	5,5	0,70	55,71	159,69
Итого						175,19	761,25

Таблица 4.15 - Результаты расчетов по конденсаторным батареям. Вариант№2

Конденсаторные батареи
№ КТП	марка батареи	количество батарей	стоимость батареи, тыс.р.	капитальные затраты на БК Кбк, тыс.руб.
1	УККРМ-10 -30-25 У3	2	52,4	104,8
2	УККРМ-10 -50-12,5 У3	2	58,1	116,2
3	УККРМ-10-150-12,5 У3	2	73,4	146,8
Итого				367,8

Произведем сравнение приведенных затрат:

,

Произведя ТЭС двух вариантов схем электроснабжения, отмечаем, что затраты первого из вариантов меньше на 31,1%, экономически целесообразно реализовать первый вариант схемы электроснабжения.



5. Выбор оборудования напряжением выше 1000 В и его проверка по токам короткого замыкания

5.1 Выбор оборудования

Коммутационную аппаратуру выбираем по рабочему току и по напряжению сети.

При выборе должны выполняться следующие условия:

,.

Для защиты линий выбираем вакуумные выключатели серии ВР.

Рассмотрим выбор выключателя для защиты КЛ1 до КТП1 питающей подробно проектируемый цех

Uном,Кл=10 кВ, Iном.кл=45,2 А.

Выбираем выключатель ВР0-10-20/630 У2 с Uном=10 кВ , Iном=630 А.

Для остальных линий выбор осуществляется аналогично, сведем результаты в таблицу 5.1

Таблица 5.1 - Результаты выбора вакуумных выключателей

№ КТП или КЛ	Uном, кВ	Расчетный ток в нормальном/аварийном режиме Iав, А	Тип выключателя	Iном выкл, А
КТП
КТП 1	10	40,6	81,3	ВР0-10-20/630 У2	630
КТП 2	10	18,1	36,1	ВР0-10-20/630 У2	630

При выборе ПКТ для защиты КТП берем коэффициент запаса равным 1,4-2,5.



Таблица 5.2 - Результаты выбора предохранителей

№ КТП	Uном, кВ	Iав, А	Iн.пред, А	Тип предохранителя	Кол-во
КТП 1	10	81,3	450	ПКТ-VK-10-450-50 У2	2
КТП 2	10	36,1	450	ПКТ-VK-10-450-50 У2	2

Для защиты КТП будем использовать выключатели нагрузки

Таблица 5.3 - Результаты выбора защитных аппаратов КТП.

№ КТП	Uном, кВ	Iав, А	Iн.выкл, А	Марка	Кол-во
КТП 1	10	81,3	200	ВН-16У3	2
КТП 2	10	36,1	200	ВН-16У3	2

5.2 Расчет токов КЗ в сети напряжением выше 1000 В

Расчет токов КЗ на ВН производится в относительных единицах. Расчет произведем по методике, изложенной в [4].

Рисунок 5.1 - Схема замещения системы электроснабжения

Схема замещения системы электроснабжения (рисунок 5.1) выше 1000 В представляет собой совокупность схем замещения ее отдельных элементов (в основном в виде индуктивных сопротивлений), соединенных между собой в той же последовательности, что и на расчетной схеме. Источники питания (синхронные генераторы и электрическая система) во внешней схеме электроснабжения кроме собственных реактивностей, имеют также и ЭДС (рисунок 5.2).

Рисунок 5.2 - Схема замещения системы электроснабжения

Исходные данные для расчета.

Т1 и Т2 (ТМН-2500/110): SН=2,5 МВА; UК.=10,5%; PК=44кВт, PХ=11,5 кВт, IХХ=0.8 кВт КТР=110/10,5.

ВЛ1 и ВЛ2 (АС-70): UНОМ=110кВ; rУД=0,422 Ом/км; хУД=0,444 Ом/км; L=30,0 км.

КЛ 1 до КТП1 (ААбл-35): UНОМ=10кВ; rУД =0,89 Ом/км; хУД =0,095 Ом/км; L=55 м.

В качестве базисных величин произвольно выбираем базисную мощность: и базисное напряжение, приравниваемое к среднему номинальному (по шкале средних напряжений) той ступени напряжения, на которой рассматривается к.з.: .

Для расчета тока короткого замыкания необходимо определить сопротивление системы (источника питания). Сопротивление системы определяем исходя из мощности трехфазного короткого замыкания на шинах источника питания. Согласно данным мощность трехфазного короткого замыкания на шинах источника питания составляет .

Базисный ток будем определять по формуле:

Для приведенных ступеней напряжения базисные токи будут соответственно равны:

,

,

Определяем сопротивление системы:

,

,

Определяем ток трехфазного короткого замыкания в точке К1.

,

,

Определяем сопротивления воздушной линии ВЛ 110 кВ в о.е.

,

,

,

,

Определяем результирующие сопротивления для точки К2:

,

,

Определяем ток трехфазного короткого замыкания в точке К2.

,

Определяем отношение сопротивлений:

,

По найденному соотношению определяем ударный коэффициент по графику на рисунок 6.2 [4, стр. 143]. При ударный коэффициент равен 1,242.

Определяем ударный ток:

,

Трансформаторы Т1 и Т2 установленные на ГПП:



,

,

Определяем результирующие сопротивления для точки К3:

,

,

Определяем ток трёхфазного КЗ в точке К3:

,

Определяем отношение сопротивлений:

,

По найденному соотношению определяем ударный коэффициент по графику на рисунок 6.2 [4, стр. 143]. При ударный коэффициент равен 1,708

Определяем ударный ток:

,

Определим сопротивление кабельной линии КЛ до КТП1:

,

,

Определяем результирующие сопротивления для точки К7:

,

,

Определяем ток трехфазного короткого замыкания в точке К7.

,

Определяем отношение сопротивлений:

,

По найденному соотношению определяем ударный коэффициент по графику на рисунок 6,2 [4, стр. 143]. При ударный коэффициент равен 1,596.

Определяем ударный ток, с учетом подпитывающего эффекта двигателей:

.



участок сети	результир. сопротивл.	ток кз	х/r	Ку	ударный ток
точка кз	r, о.е.	х, о.е.	I, кА	о.е.	о.е.	Iуд, кА
1	15	16	17	18	19	20
К1	0	0,11	4,52	-	2	12,78
К2	0,096	0,21	2,16	2,21	1,242	3,793
К3	0,207	1,87	2,92	9,08	1,708	7,04
К4	0,207	1,87	2,92	9,08	1,708	7,04
К7	0,311	1,89	2,88	6,07	1,596	6,493
К6	0,694	1,90	2,71	2,74	1,318	5,061

5.3 Проверка оборудования по токам к.з

Проверим выключатели защищающие кабельные линии напряжением 10 кВ. Проверку будем проводить по току КЗ и ударному току КЗ в К7.

ВР0-10-20/630 У2

По напряжению электроустановки:

UУСТ?UНОМ или 10кВ?10кВ

По длительному току:

или

По несиметричному току отключения:

, или 6,493 кА < 40 кА,

где .

По апериодической составляющей расчетного тока:



=0,01+0,055=0,065 с,

где - собственное время отключения выключателя с приводом;

- условное наименьшее время срабатывания релейной защиты;

- содержание апериодической составляющей.

,

,

,

По предельному сквозному току к.з. на электродинамическую устойчивость:

или 6,493 кА<128 кА,

или 6,493 кА<128 кА.

По допустимому току термической устойчивости:

где и - ток и время термической устойчивости.

,

где =0,055с - время отключения линии;

= 0,01 - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з.

,

,

,

Выключатель подходит по результатам проверки.

Условия проверки выключателя нагрузки ВН-16У3 установленных на КТП:

где номинальное напряжение выключателя нагрузки, В;

номинальное напряжение сети, В;

номинальный ток выключателя нагрузки;

максимальный рабочий ток электроприемника, А;

предельный сквозной ток, кА;

ударный ток КЗ, кА; максимальный ток КЗ, кА;

наибольшее действующее значение полного тока;

ток термической стойкости, кА; время отключения, с;

время протекания тока, с;

номинальный ток предохранителя, А;

номинальный ток отключения предохранителя, кА;

В КТП установлены выключатели нагрузки типа ВН-16У3.

Каталожные данные: UНОМ=10кВ, IНОМ=200А, iном.дин=25 кА, Iу.доп=14,5А, it=6кА, tпр=10с.

Условия проверки:

10 кВ =10 кВ,

200 А > 90,5 А,

25 кА > 15 кА,

14,5 кА > 6,493 кА,

62*10 >6,4932*0,05 или 360 кА2*с > 1,9 кА2*с,

где t = 0.05c - время перегорания предохранителя ПКТ.

Имеющийся выключатель нагрузки удовлетворяет всем требованиям.

Проверим установленный на КТП предохранитель исходя из условий:

где номинальное напряжение предохранителя, В;

номинальное напряжение сети, В;

номинальный ток отключения предохранителя, кА;

максимальный ток КЗ, кА;

номинальный ток предохранителя, А;

номинальный ток плавкой вставки, А;

максимальный рабочий ток электроприемника, А.

В КТП установлены предохранители типа ПКТ-VK-10-450-50 У2

Каталожные данные: ; ;

,



10 кВ =10 кВ,

50 кА > 6,493 кА,100 А > 90,5 А,450 А > 90,5 А.

Проверку производили по наибольшему току КЗ и по наибольшему ударному току КЗ.

Имеющийся предохранитель отвечает всем требованиям.

Произведем проверку питающих кабелей 10 кВ и кабелей распределительной сети на термическую стойкость.

Произведем проверку сечения кабеля КЛ1 - питающего КТП1.

Согласно расчетам для КЛ1 был использован кабель марки ААБл сечением жил 35 мм2, трехфазный ток короткого замыкания на шинах источника питания составляет 6,493 кА. Для защиты от токов короткого замыкания питающих линий используем вакуумный выключатель марки ВР0-10-20/630 У2, полное время отключения выключателя составляет tВ = 0,055 с.

Принимая время срабатывания релейной защиты на головном участке сети tРЗ = 0,5 с определим тепловой импульс образующийся при коротком замыкании.

,

Определяем минимальное сечение, способное выдержать тепловой импульс.

,

где С = 95 - тепловая функция при номинальных условиях [16, таблица 3.4].

Отмечаем, что сечение кабеля 35 мм2 меньше минимального сечения 51 мм2 , увеличиваем сечение кабеля до 70 мм2.

Таблица 5.5 - Проверка питающих кабелей 10 кВ на термическую стойкость

КЛ	время сраб РЗ tрз, c	время сраб выключ / предохр tв, с.	полное время отключения t, с	ток КЗ Iп, кА.	тепловой импульс Вп, А^2*с	миним сечение Fmin, мм^2	сечение жилы кабеля F,мм^2	решение	принятое сечение жилы кабеля F,мм^2
1	2	3	4	5	6	7	8	9	8
КЛ1	0,5	0,055	0,555	6,493	23396115	51	35	изменяем сечене кабеля	70
КЛ2	0,5	0,055	0,555	5,061	14212874	40	16	изменяем сечене кабеля	50



6. Анализ качества электроэнергии в сети напряжением выше 1000 В

6.1 Расчет потерь напряжения в сети напряжением выше 1000 В и цеховых трансформаторах

Качество напряжения зависит от потерь напряжения в отдельных элементах питающей сети.