Электроснабжение промышленных предприятий

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Кузбасский государственный технический университет имени Т.Ф. Горбачева»

Кафедра электроснабжения горных и промышленных предприятий

Методические указания и задания

Электроснабжение промышленных предприятий

по курсовому проектированию по дисциплине «Электроснабжение» для студентов направления

13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника»

всех форм обучения

Составитель:

В. А. Воронин

Кемерово 2016

РЕЦЕНЗЕНТЫ:

С. А. Захаров - заведующий кафедрой «Электроснабжение горных и промышленных предприятий»

И. Ю. Семыкина - председатель учебно-методической комиссии направления 13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника»

Воронин Вячеслав Андреевич. Электроснабжение промышленных предприятий: методические указания и задания по курсовому проектированию по дисциплине «Электроснабжение» [Электронный ресурс]: для студентов направления 13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника», всех форм обучения / сост.: В. А. Воронин. - Кемерово : КузГТУ 2016. - 1 электрон. опт. диск (CD-ROM) ; зв. ; цв. ; 12 см. - Систем. требования : Pentium IV ; ОЗУ 32 Мб ; WindowsХР ; (CD-ROM-дисковод) ; мышь;. - Загл. с экрана.

Составлено в соответствии с программой дисциплины «Электроснабжение» и предназначено для проведения курсового проектирования.



СОДЕРЖАНИЕ

• 1. ОБЪЕМ И ТРЕБОВАНИЯ К ОФОРМЛЕНИЮ ПРОЕКТА
• 2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
• 3. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ КУРСОВОГО ПРОЕКТА
• 3.1 Характеристика производства
• 3.2 Расчет электрических нагрузок
• 3.3 Выбор места расположения приемного пункта электроэнергии
• 3.4 Выбор рационального уровня напряжения
• 3.4.1 Выбор напряжения внешнего электроснабжения
• 3.3.1 Выбор напряжения распределительной сети предприятия
• 3.4 Выбор схемы распределительной сети предприятия
• 3.5 Выбор силовых трансформаторов
• 3.5.1 Выбор трансформаторов цеховых подстанций
• 3.5.2 Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности
• 3.5.3 Определение мощности батарей конденсаторов в сетях напряжением выше 1000 В
• 3.5.4 Выбор трансформатора ГПП
• 3.5.5 Расчет потерь мощности в трансформаторах
• 3.6 Выбор сечения линий, питающих ГПП
• 3.7 Выбор сечения линий распределительной сети предприятия
• 3.8 Расчет токов короткого замыкания
• 3.9 Выбор электрических аппаратов
• 3.9.1 Выбор высоковольтных выключателей
• 3.9.2 Выбор разъединителей
• 3.9.3 Выбор высоковольтных предохранителей
• 3.3.1 Выбор выключателей нагрузки
• СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. ОБЪЕМ И ТРЕБОВАНИЯ К ОФОРМЛЕНИЮ ПРОЕКТА

Курсовой проект состоит из расчетно-пояснительной записки и графической части.

Расчетно-пояснительная записка должна содержать:

1. Задание на курсовое проектирование.

2. Оглавление.

3. Расчет системы электроснабжения.

3.1. Характеристика производства.

3.2. Расчет электрических нагрузок.

3.3. Выбор места расположения ГПП.

3.4. Выбор уровня напряжения.

3.5. Выбор схемы распределительной сети предприятия.

3.6. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов.

3.7. Выбор сечения линий, питающих ГПП.

3.8. Выбор сечения линий распределительной сети предприятия.

3.9. Расчет токов короткого замыкания.

3.10. Выбор электрических аппаратов.

4. Список используемой литературы.

Графическая часть курсового проекта состоит из двух листов чертежей:

1. Генеральный план предприятия с нанесением картограммы электрических нагрузок, расположения ГПП, цеховых ТП, РУ и внутризаводской сети высокого напряжения.

2. Однолинейная схема электроснабжения предприятия.

Объем расчетно-пояснительной записки составляет 30-40 страниц. В тексте расчетно-пояснительной записки кратко излагается методика расчетов, дается обоснование принятым решениям, приводятся необходимые для расчетов формулы и схемы. Результаты расчетов представляются в табличном виде, а пояснения к ним выполняются на конкретном примере.

Каждый раздел расчетно-пояснительной записки начинают с новой страницы. Заголовки располагают посередине страницы без точки на конце. Переносить слова в заголовках не допускается. Текст: шрифт Times New Roman, 14 пт., интервал - полуторный, абзацный отступ 1,25 см. Выравнивание текста по ширине, расстановка переносов автоматическая. Поля: левое - 25 мм, правое - 10 мм, верхнее - 20 мм, нижнее - 20 мм.

Основные надписи в расчетно-пояснительной записке и графической части выполняются в соответствии с ГОСТ 2.104-2006.

Графическая часть должна оформляться в соответствии с ЕСКД и выполняться на листах формата А1.



2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Таблица 2.1

Сведения об электрических нагрузках коксохимического производства

№ на ген. плане	Наименование цеха	Установленная мощность, кВт
		Номер варианта задания
		1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Заводоуправление	200	110	80	250	350	170	90	120	150
2	Углеподготовительный цех	2200	1800	2500	2370	1920	2000	2050	1980	1600
3	Углеобогатительный цех №1	3100	2850	2700	2000	1900	2400	1680	3050	1800
4	Коксовый цех №1
	10 кВ	2500	2000	2400	1800	1600	1870	2100	1700	2600
	0,38 кВ	2400	800	1200	1900	1750	2105	1300	900	3000
5	Коксосортировка КЦ-1	500	1200	-	460	900	-	590	1000	-
6	Коксовый цех №2
	10 кВ	2400	2500	2000	2100	1800	1900	3000	1680	3050
	0,38 кВ	2100	2700	1800	2300	2070	1920	2500	2050	1960
7	Коксосортировка КЦ-2	800	550	1000	450	660	920	450	300	500
8	Цех химоулавливания №1
	10 кВ	2500	3100	2850	2700	2000	1900	2400	3100	2850
	0,38 кВ	-	2420	890	-	1970	1750	2110	-	800
9	Цех химоулавливания №2
	10 кВ	2900	2400	800	1200	1900	750	800	1400	1800
	0,38 кВ	-	2420	890	-	1970	1750	2100	-	800
10	Цех ректификации бензола	200	150	230	175	50	165	205	190	180
11	Смолоперерабатывающий цех	700	350	450	630	570	810	420	270	325
12	Цех фталиевого ангидрида	1300	900	700	1500	600	850	460	970	1100
13	Электроцех	4700	1200	1800	2400	3000	3200	3500	3800	4000
14	Ремонтно-механический	500	350	420	180	600	580	-	460	390
15	Углеобогатительный цех №2	300	450	610	800	190	320	510	670	430
16	Кузнечный	800	-	600	350	-	670	370	490	520
17	Лаборатория	200	50	150	200	190	250	270	130	80
18	Столовая	250	100	150	200	185	170	150	120	135
Длина питающей линии, км	6	3	2	5	10	1,5	4,6	5,7	8

Таблица 2.2

Сведения об электрических нагрузках машиностроительного завода

№ на ген. плане	Наименование цеха	Установленная мощность, кВт
		Номер варианта задания
		1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Кузнечный	1180	1400	1600	2100	-	-	2700	1000	2400
2	Механосборочный цех	1200	1600	2200	2400	3100	3050	1500	1200	1400
3	Литейный цех	6500	-	8100	-	6200	6400	7000	-	9000
4	Металлопрокатный цех	1300	1200	1700	1600	2500	1500	1650	1200	1100
5	Инструментальный цех	-	400	-	640	350	210	340	500	-
6	Заводоуправление	320	250	480	150	120	140	180	210	150
7	Цех упаковки	200	300	150	250	440	400	520	210	340
8	Сварочный цех	1500	2100	2500	1100	1400	2000	1200	1400	920
9	Термический цех	6400	7000	5050	9000	7100	6500	5400	8100	8400
10	Механический цех	1600	2200	1400	1100	3100	1250	-	750	1400
11	Автотранспортный цех	300	120	140	350	520	400	720	180	440
12	Инженерный корпус	3600	3000	2200	3200	2500	1400	1000	1700	820
13	Котельная	520	400	670	900	500	700	1000	800	600
14	Компрессорная
	10 кВ	2400	1200	1400	1700	1500	2100	3200	1100	2200
	0,38 кВ	20	40	70	80	45	34	25	47	96
15	Насосная оборотного водоснабжения	1200	1400	900	1200	1900	1200	1500	1700	1700
16	Насосно-фильтровальная станция	200	800	600	500	820	360	190	280	560
17	Насосная производственного водоснабжения	150	200	220	170	160	210	150	90	130
18	Градирня	180	250	200	230	190	160	300	240	200
19	Станция очистки масел	100	60	54	65	33	70	40	55	30
20	Склад химикатов	160	120	180	140	100	90	150	130	80
21	Склад ГСМ и ЛВЖ	120	110	120	140	130	125	137	145	135
22	Склад готовой продукции	100	97	112	125	85	118	90	80	80
23	Блок складов	50	20	60	70	55	47	45	30	43
24	Столовая	200	300	150	250	440	400	520	210	340
Длина питающей линии, км	10	13	15	16	3	5	7	9	10,4

Таблица 2.3

Сведения об электрических нагрузках химического комбината

№ на ген. плане	Наименование цеха	Установленная мощность, кВт
		Номер варианта задания
		1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Литьевой цех	2760	1600	3500	4700	2900	-	1550	2200	3150
2	Прессовый цех	5300	4500	3400	2700	2520	3100	3610	4050	3520
3	Литьевой цех	1350	1800	1700	1600	590	750	1200	-	900
4	Цех поллимитов	1860	630	1700	1200	1000	1600	800	1450	1400
5	Цех сополимеров	1760	600	1500	2400	1300	1450	2070	2650	1750
6	Цех смол	1230	900	890	800	390	700	650	690	700
7	Цех пылеулавливания	1410	-	-	1200	-	1100	800	750	-
8	Станция нейтрализации	1580	800	700	400	1000	500	900	450	830
9	Пресс порошки и текстолиты	2900	1180	1400	1600	2100	1500	2500	2700	1000
10	Цех текстолитов	1300	1180	1400	1600	2100	1500	2500	2700	1000
11	Цех формалина	2750	1400	2000	4050	1000	3100	2500	1400	810
12	Инструментальный цех	280	50	20	60	70	55	47	45	30
13	Электроцех	-	600	500	-	900	400	550	730	650
14	Ремонтный цех	1720	500	1400	700	920	450	1610	570	600
15	Заводоуправление	170	320	250	480	150	120	140	180	210
16	Склады	500	300	120	140	350	520	400	720	180
17	Строительный цех	250	320	250	480	150	120	140	180	210
18	Мойка тары	130	200	220	180	190	210	200	300	350
19	Склад готовой продукции	840	860	400	520	640	350	210	340	500
20	Столовая	120	300	120	140	350	220	100	220	180
Длина питающей линии, км	6	13	22	5	10	11,5	14,6	7	8

Рис. 2.1. Генеральный план коксохимического производства

Рис. 2.2. Генеральный план машиностроительного завода

Рис. 2.3. Генеральный план химического комбината



3. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

3.1 Характеристика производства

В данном разделе приводится общая характеристика предприятия: краткое описание технологического процесса, характеристика основных потребителей электроэнергии по напряжению, роду тока, режиму работы и требованиям, предъявляемым к бесперебойности электроснабжения. Отнесение потребителей к соответствующей категории надежности должно быть обосновано.

Также необходимо дать характеристику производственной среды с классификацией помещений по окружающей среде.

3.2 Расчет электрических нагрузок

Первым этапом проектирования системы электроснабжения предприятия является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.

Расчетная мощность предприятия определяется по расчетным активным и реактивным нагрузкам цехов (до и выше 1000 В) с учетом расчетной нагрузки освещения цехов и территории предприятия, потерь мощности в трансформаторах и линиях.

Определение электрических нагрузок в системе электроснабжения промышленного предприятия выполняют для характерных мест присоединения приемников электроэнергии (рисунок 3.1).

Расчет электрически нагрузок на первой и второй ступенях системы электроснабжения рассматривается в дисциплине «Проектирование систем электроснабжения».

Ступень 3 - шины НН ЦТП. По расчетной нагрузке на шинах НН выбирают число и мощность цеховых трансформаторов, сечение шин цеховой ТП, коммутационно-защитную аппаратуру на стороне НН. Расчетная нагрузка определяется с учетом силовой и осветительной нагрузки по формуле: ток замыкание мощность электроэнергия

(3.1)

(3.2)

,(3.3)

где , - соответственно расчетная активная мощность силовых потребителей и осветительных установок цеха, кВт; , - соответственно расчетная реактивная мощность силовых потребителей и осветительных установок цеха (в случае использования источников света, отличных от ламп накаливания), квар.

Т.к. точные данные о количестве и мощности цеховых электроприемников отсутствуют, расчетная мощность силовых электроприемников цеха может быть определена по коэффициенту спроса:

(3.4)

,(3.5)



где - суммарная установленная мощность всех электроприемников цеха, кВт; - коэффициент спроса, принимаемый по справочным данным; - коэффициент реактивной мощности, принимаемый по справочным данным.

Расчетная нагрузка осветительных установок находится по формуле:

(3.6)

,(3.7)

где - номинальная мощность осветительной нагрузки, кВт; - коэффициент спроса осветительной нагрузки (принимается по табл. 3.1); - удельная нагрузка на 1 м² площади цеха (принимается по табл. 3.2), Вт/м²; F - площадь цеха, м²; - коэффициент реактивной мощности осветительной нагрузки, определяется из коэффициента активной мощности осветительной нагрузки (при использовании ламп накаливания ; при использовании люминесцентных ламп ; при использовании газоразрядных ламп высокого давления ).



Рис. 3.1. Обобщенная схема электроснабжения предприятия

Ступень 4 - выводы ВН ЦТП. Для выбора сечения линий, питающих цеховые ТП и коммутационно-защитной аппаратуры этих линий определяют расчетную нагрузку на стороне ВН цеховой ТП по формулам:



Таблица 3.1

Коэффициент спроса осветительных установок

Характеристика помещения
Мелкие производственные здания и торговые помещения	1
Производственные здания, состоящие из отдельных крупных пролетов	0,95
Производственные здания, состоящие из ряда отдельных помещений	0,85
Библиотеки, административные здания, предприятия общественного пи-	0,9
питания
Лечебные заведения и учебные учреждения, конторско-бытовые здания	0,8
Складские здания, электрические подстанции	0,6
Аварийное освещение	1,0

Таблица 3.2

Удельная мощность (плотность) осветительной нагрузки

Наименование объекта	, Вт/м2
Литейные и плавильные цеха	12-19
Механические и сборочные цеха	11-16
Электросварочные и термические цеха	13-15
Инструментальные цеха	15-16
Деревообрабатывающие и модельные цеха	15-18
Блоки вспомогательных цехов	17-18
Инженерные корпуса	16-20
Центральные заводские лаборатории	20-27
Заводы горно-шахтного оборудования	10-13
Освещение территории	0,16

(3.8)

(3.9)

,(3.10)

где , - расчетные нагрузки на шинах НН цеховой ТП; , - потери активной и реактивной мощности в цеховых трансформаторах. При ориентировочных расчетах, когда неизвестен тип силового трансформатора, можно определить потери приближенно: ; .

Ступень 5 - шины ГРП. Расчетную полную мощность на шинах ГРП определяют по расчетным активным и реактивным нагрузкам цехов, включая расчетную мощность силовых электроприемников напряжением выше 1000 В и расчетную мощность, потребляемую на освещение территории предприятия. Расчетную активную мощность на шинах ГРП определяют по формулам:

(3.11)

(3.12)

,(3.13)

где , - расчетные нагрузки i-го ЦТП; , - расчетные нагрузки j-го высоковольтного электроприемника, получающего питание с шин ГРП (определяются по формуле (3.4), (3.5)); n, m - соответственно количество ЦТП и высоковольтных электоприемников, получающих питание от шин рассматриваемого ГРП; - коэффициент разновременности максимумов силовой нагрузки отдельных групп электроприемников, принимаемый в пределах 0,9-0,95; - установленная мощность КУ на шинах ГРП, кВАр; , - соответственно потери активной и реактивной мощности в линиях (могут быть приняты по приближенным формулам: ,); , - расчетная активная и реактивная мощность, потребляемая на освещение территории предприятия с шин ГРП (определяется по формулам (3.6), (3.7) при ).

Ступень 6 - шины НН ГПП. Расчетную нагрузку на шинах ГПП определяют по значениям расчетных нагрузок отходящих линий к ЦТП, ГРП, высоковольтным электроприемникам с учетом компенсирующих устройств, установленных на шинах ГПП.

,(3.14)

где - расчетная нагрузка i-й отходящей линии от шин ГПП, кВА; k - количество отходящих линий от шин ГПП.

Знание этой нагрузки необходимо для выбора числа и мощности силовых трансформаторов ГПП и коммутационно-защитной аппаратуры ГПП.

Ступень 7 - выводы ВН ГПП. Полная расчетная мощность предприятия со стороны ВН, необходима для выбора линий, питающих трансформаторы ГПП.

,(3.15)

где , - потери активной и реактивной мощности в силовых трансформаторах ГПП (можно определить приближенно: ; ).

Расчет требуемой мощности компенсирующих устройств и выбор места их установки выполняется в разделе 3.6. На данном этапе допускается приближенное определение расчетных нагрузок при допущении и коррекции их величины после выбора компенсирующих устройств в соответствующем разделе.

Расчетные данные необходимо представить в таблице в соответствии с приведенной формой (табл. 3.3).

3.3 Выбор места расположения приемного пункта электроэнергии

Электроснабжение промышленных предприятий осуществляется, как правило, от подстанции энергосистемы. Однако при наличии особых групп потребителей электроэнергии, а также в случае значительной удаленности или недостаточной мощности основного источника питания сооружают собственную электростанцию предприятия.

Для предприятий малой (до 5 МВт) и средней (5-75 МВт) мощности, как правило, применяют схему электроснабжения с одним приемным пунктом электроэнергии (ГПП, ГРП). Если имеются потребители I категории надежности, то предусматривают секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии.

Приемный пункт электроэнергии в целях экономии металла и электроэнергии рекомендуется устанавливать в центре электрических нагрузок предприятия. Трансформаторные подстанции максимально приближают к центрам электрических нагрузок, насколько позволяют производственные условия. Это дает возможность построить экономически целесообразную и надежную систему электроснабжения, т.к. сокращается протяженность сетей вторичного напряжения, уменьшаются потери электроэнергии и отклонения напряжения.

Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генеральном плане предприятия площади, ограниченные кругами, которые в определенном масштабе соответствуют расчетным нагрузкам цехов.

На генеральный план предприятия наносятся оси координат и определяются значения x_i и y_i для каждого цеха. Координаты центра электрических нагрузок предприятия x₀ и y₀ определяются по формулам:

(3.16)

,(3.17)

где x_i, y_i - координаты центра электрических нагрузок i-го цеха, м; - расчетная активная мощность i-го цеха с учетом освещения, кВт.

Радиусы окружностей для каждого цеха определяются из выражения:

,(3.18)

где m - масштаб для определения площади круга, кВт/мм² (постоянный для всех цехов предприятия). Считаем, что нагрузка по цеху распределена равномерно, поэтому центр нагрузок совпадает с центром тяжести фигуры, изображающей цех в плане. Каждый круг может быть разделен на секторы, соответствующие величинам силовой и осветительной нагрузок цеха. Угол сектора осветительной нагрузки в градусах определяется по выражению:

.(3.19)



Расчеты систематизируется в виде таблице 3.4.

3.4 Выбор рационального уровня напряжения

3.4.1 Выбор напряжения внешнего электроснабжения

Вопрос о выборе рационального напряжения питающей сети предприятия определяется расчетной нагрузкой, удаленностью от источника питания, перспективной развития, наличием сторонних потребителей и т.д. Экономически целесообразное напряжение питающих линий можно оценить по формуле Илларионова:

,(3.20)

где L - расстояние от источника питания, км; P - передаваемая мощность, равная расчетной нагрузке предприятия, отнесенной к шинам ВН ГПП, МВт.

При неоднозначности выбора напряжение питающей сети должно быть принято на основе технико-экономического сравнения сопоставимых вариантов. В курсовом проекте допускается принимать напряжение питающей сети по формуле (3.20) с округлением до ближайшего стандартизированного значения.

Таблица 3.3

Определение расчетных нагрузок 0,38 кВ и 6-10 кВ по цехам предприятия

№ на ген. плане	Наименование цеха	Силовая нагрузка	Осветительная нагрузка	Суммарная нагрузка
		Pн, кВт	Kс	cosц / tgц	Pр, кВт	Qр, квар	F, м2	pОУ, Вт/м2	Pно, кВт	Kсо	Pро, кВт	Pр+Pро, кВт	Qр, квар	Sр, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	14	15	16
Потребители электроэнергии 0,38 кВ
Потребители электроэнергии 6-10 кВ

Таблица 3.4

Расчетные данные для построения картограммы нагрузок

№ на ген. плане	, кВт	Pро, кВт	r, мм	б, град	xi, м	yi, м	•xi, кВт•м	•yi, кВт•м
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Потребители электроэнергии 0,38 кВ
Потребители электроэнергии 6-10 кВ

3.3.1 Выбор напряжения распределительной сети предприятия

Внутризаводская высоковольтная распределительная сеть - это внутренняя сеть предприятия, служащая для передачи электроэнергии с шин ГПП и ПГВ в распределительные и трансформаторные подстанции.

Выбор напряжения распределительной сети тесно связан с решением вопросов электроснабжения предприятия. Окончательное решение должно приниматься в результате технико-экономического сравнения вариантов, учитывающих различное сочетание напряжений отдельных звеньев системы. В курсовом проекте допускается выбирать напряжение без технико-экономического обоснования.

Напряжение 35 кВ в качестве распределительного может быть применено на энергоемком предприятии с мощными специфическими электроприемниками (электропечи, преобразовательные установки и т.д.), для которых целесообразно создание локальной сети 35 кВ, не являющейся сетью общего назначения.

Напряжение 20 кВ в качестве распределительного обладает рядом преимуществ по сравнению с напряжением 35 кВ, заключающихся в более простом устройстве сети и более дешевых коммутационно-защитных аппаратах. По сравнению с напряжением 10 кВ при напряжении 20 кВ снижаются потери электроэнергии в элементах системы электроснабжения и токи КЗ в сетях. Несмотря на имеющиеся преимущества, применение напряжения 20 кВ сдерживается отсутствием электрооборудования на это напряжение.

Напряжение 10 кВ применяют для внутризаводского распределения электроэнергии:

- на крупных предприятиях с наличием двигателей, допускающих непосредственное присоединение к сети 10 кВ;

- на предприятиях небольшой и средней мощности при отсутствии или незначительном числе двигателей 6 кВ;

- при наличии заводской электростанции с напряжением генераторов 10 кВ.

Напряжение 6 кВ применяют:

- при наличии на предприятии значительного количества электроприемников на это напряжение;

- при наличии заводской электростанции на напряжение 6 кВ.

3.4 Выбор схемы распределительной сети предприятия

Внутризаводское распределение электроэнергии выполняют по магистральной, радиальной или смешанной схеме. Выбор схемы определяется категорией надежности потребителей электроэнергии, их территориальным размещением, особенностями режимов работы.

Радиальные схемы применяют для питания сосредоточенной нагрузки (насосные станции, печи, преобразовательные установки, цеховые подстанции), расположенные в различных направлениях от центра питания.

Питание однотрансформаторных ЦТП мощностью до 630 кВА при отсутствии потребителей I и II категорий осуществляют одиночной радиальной линией без резервирования. Резервирование в объеме 25-30% на однотрансформаторных ТП следует осуществлять перемычками напряжением до 1000 В для отдельных ТП, где резервирование необходимо. Если однотрансформаторная ЦТП имеет потребителей II категории, то их питание должно осуществляться двухкабельной линией с разъединителями в каждом кабеле (ТП4 на рис. 3.2)

Питание крупных подстанций и подстанций или РП с преобладанием потребителей I категории осуществляют не менее чем двумя радиальными линиями, отходящими от разных секций шин источника питания.

На больших и средних предприятиях питание крупных пунктов потребления электроэнергии может осуществляться с промежуточными РП, т.к. нецелесообразно загружать основной центр питания предприятия с дорогими ячейками РУ большим количеством мелких отходящих линий.

Трансформаторы к радиальным линиям могут подключаться без коммутационных аппаратов («глухое» присоединение) или только через разъединитель, если защита, установленная в начале радиальной линии, чувствительна при всех повреждениях в трансформаторе.

Магистральные схемы питания ТП целесообразно применять при расположении ТП на территории предприятия, близком к линейному, что способствует прямому прохождению магистралей от источника питания до потребителей и тем самым сокращению длины магистралей. Рекомендуется питать от одной магистрали не более 2-3 трансформаторов мощностью 1500-2500 кВА и не более 4-5 при мощности 250-630 кВА.

Для питания потребителей III категории допускается применять одиночные магистрали (рис. 3.3). Схемы с двумя и более сквозными магистралями (рис. 3.4) имеют высокую надежность и могут применяться для потребителей любой категории надежности.

Рис. 3.2. Одноступенчатая радиальная схема распределения электроэнергии

Рис. 3.3. Одиночные магистральные схемы:

а - с односторонним питанием; б - с двухсторонним питанием

Рис. 3.4. Двойные магистральные схемы

При магистральной схеме питания на подстанциях используются более сложные схемы первичных соединений. Для удобства обслуживания и возможности отключения участков магистрали на входе и выходе магистрали к трансформатору устанавливают шинные накладки, разъединители или выключатели нагрузки. На вводе 6-10 кВ трансформатора устанавливают разъединитель или выключатель нагрузки с предохранителями. При соответствующем обосновании могут быть установлены высоковольтные выключатели.

В практике проектирования и эксплуатации редко применяют схемы внутризаводского распределения электроэнергии, построенные только по радиальному или только по магистральному принципу. Сочетание преимуществ радиальных и магистральных схем позволяет создать систему электроснабжения с наилучшими технико-экономическими показателями.

3.5 Выбор силовых трансформаторов

3.5.1 Выбор трансформаторов цеховых подстанций

Цеховые ТП по возможности устанавливают в центре электрических нагрузок узла питания, максимально приближая к цеховым электроприемникам, что позволяет сократить протяженность сетей 0,38 кВ. Для этого рекомендуется применять внутрицеховые ТП, а также встроенные в здание цеха или пристроенные к нему ТП, питающие отдельные цеха или части их. Пристроенной называется подстанция, непосредственно примыкающая к основному зданию, встроенной - подстанция, вписанная в общий контур здания, внутрицеховая - расположенная внутри производственного здания. Отдельно стоящие закрытые цеховые подстанции устанавливают, когда невозможно разместить ТП внутри цехов или у наружных стен по требованиям технологии или пожаро- и взрывоопасности производства, а также при питании от одной ТП нескольких цехов или при наличии нагрузки, расположенной вне цеха.

Цеховые трансформаторы имеют следующие номинальные мощности: 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500 кВА. Считается нецелесообразным применение цеховых трансформаторов мощностью более 2500 кВА.

Выбор числа трансформаторов ЦТП зависит от требуемой степени надежности электроснабжения.

Однотрансформаторные цеховые подстанции рекомендуется применять в следующих случаях:

- Для питания электроприемников III категории.

- Для питания электроприемников II категории при наличии складского резерва.

- Для питания электроприемников I категории, если их мощность не превышает 15-20% мощности трансформатора при наличии резервирования подстанции на вторичном напряжении перемычками с АВР.

Двухтрансформаторные цеховые подстанции рекомендуется применять в следующих случаях:

- При преобладании потребителей I категории.

- Для цехов с высокой удельной плотностью нагрузок (выше 0,5-0,7 кВА/м²).

- Для питания потребителей с неравномерным суточным или годовым графиком нагрузки.

Цеховые ТП с количеством трансформаторов более двух используют только при надлежащем обосновании необходимости их применения.

Номинальные мощности трансформаторов определяются плотностью нагрузки цехов и выбираются, как правило, одинаковыми для всей группы цехов, исходя из их рациональной загрузки в нормальном режиме и с учетом минимально необходимого резервирования в послеаварийном режиме.

Ориентировочно выбор номинальной мощности цеховых трансформаторов производится по удельной плотности нагрузки:

,(3.21)

где - суммарная расчетная мощность предприятия на напряжении до 1000 В, кВА; - площадь всех цехов предприятия, м².

Рекомендуемые номинальные мощности трансформаторов для различных плотностей нагрузок приведены в табл. 3.5.

Таблица 3.5

Рекомендуемые номинальные мощности трансформаторов в зависимости от удельной плотности нагрузки по предприятию

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

Минимально возможное число трансформаторов определяется по формуле:

,(3.22)

где - суммарная расчетная активная нагрузка, подведенная к трансформаторам в сети ниже 1000 В, кВт; - номинальная мощность одного трансформатора, кВА; - коэффициент загрузки трансформатора. Рекомендуется применять следующие коэффициент загрузки трансформаторов:

- при преобладании потребителей I категории на двухтрансформаторных ТП;

- при преобладании потребителей II категории на однотрансформаторных ТП в случае взаимного резервирования трансформаторов на НН;

- при преобладании потребителей II категории и наличии централизованного (складского) резерва трансформаторов, а также при нагрузках III категории.

Полученное значение округляется до ближайшего большего целого числа.

В случаях, когда нагрузка не распределена, а сосредоточена на отдельных участках цеха, выбор единичной мощности трансформаторов ЦТП не следует производить по критерию удельной плотности нагрузки.

На промышленном предприятии обычно имеется ряд вспомогательных цехов и объектов электроснабжения с нагрузкой в сотни киловатт. Для этих цехов следует выполнить расчет числа и выбора мощности трансформаторов ТП отдельно от основных цехов, по суммарной нагрузке вспомогательных цехов. Для вспомогательных цехов целесообразно применять ТП небольшой мощности (до 400 кВА) с учетом плотности нагрузки в этих цехах.

Окончательное решение по выбору силовых трансформаторов ЦТП принимают после рассмотрения мероприятий по компенсации реактивной мощности.



3.5.2 Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности

Суммарную расчетную мощность конденсаторных батарей низшего напряжения, устанавливаемых в цеховой сети, определяют расчетами в два этапа:

1) Выбирают экономически оптимальное число цеховых трансформаторов;

2) Определяют дополнительную мощность батарей конденсаторов в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети предприятия напряжением 6-10 кВ.

Суммарная расчетная мощность батарей ниже 1000 В равна:

,(3.23)

где и - суммарные мощности батарей, определенные на двух этапах расчета, кВАр.

Минимальное число цеховых трансформаторов одинаковой мощности определяют по формуле:

,(3.24)

где ?N - добавка до ближайшего большего целого числа.

Экономически оптимальное число трансформаторов рассчитывается по формуле:

,(3.25)

где m - дополнительное число трансформаторов (определяется в зависимости от и ?N по кривым рис. 3.5).

При трех трансформаторах и менее номинальную мощность трансформатора выбирают исходя из наибольшей расчетной активной нагрузки ниже 1000 В по условию:

.(3.26)

Наибольшую реактивную мощность, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть напряжением до 1000 В, определяют по формуле:

.(3.27)

Суммарная мощность конденсаторных батарей на напряжение до 1000 В составит:

,(3.28)

где - суммарная расчетная реактивная нагрузка всех цехов на напряжении ниже 1000 В, кВАр. Если окажется, что , то по первому этапу расчета установка низковольтных БК не требуется (мощность принимается равной нулю).

Дополнительная суммарная мощность батарей конденсаторов до 1000 В для данной группы трансформаторов определяется по формуле:

,(3.29)

где г - расчетный коэффициент, определяемый в зависимости от показателей , и схемы питания ЦТП (рис. 3.6 для радиальной схемы; рис. 3.7 для магистральной схемы с двумя трансформаторами), - для магистральной схемы с тремя и более трансформаторами; - для двухступенчатой схемы питания трансформаторов от РП 6-10 кВ, на которых отсутствуют источники реактивной мощности.

Рис. 3.5. Зоны для определения дополнительного числа трансформаторов: а - ; б -

Значение зависит от удельных приведенных затрат на батареи конденсаторов напряжением до и выше 1000 В и стоимости потерь:

.(3.30)



Значения определяются по формуле:

,(3.31)

где F - сечение линии, мм²; l - длина линии (при магистральной схеме с дву

мя трансформаторами - длина участка до первого трансформатора), км.

При отсутствии соответствующих данных для расчета показателей , допускается определять их значение по табл. 3.6 и 3.7.

Если окажется, что , то по второму этапу расчета установка низковольтных БК не требуется (мощность принимается равной нулю).

Рис. 3.6. Кривые определения коэффициента г для радиальной схемы питания трансформаторов:

а - U_ном = 6 кВ; б - U_ном = 10 кВ

Рис. 3.7. Кривые определения коэффициента г для магистральной схемы питания трансформатора:

а - U_ном = 6 кВ; б - U_ном = 10 кВ

Таблица 3.6

Показатели стоимости потерь и значения для ОЭС Сибири

Объединенная энергосистема	Количество рабочих смен	Расчетная стоимость потерь С0, у.е./кВт	Удельный коэффициент потерь
Сибири	1	85	15
	2	85	15
	3	85	15

Таблица 3.7

Значения показателя

Sн.т, кВА	Коэффициент Kр2 при длине питающей линии l, км
	до 0,5	0,5 - 1,0	1,0 - 1,5	1,5 - 2,0	свыше 2,0
400	2	4	7	10	17
630	2	7	10	15	27
1000	2	7	10	15	27
1600	3	10	17	23	40
2500	5	16	26	36	50



Суммарная расчетная реактивная мощность низковольтных батарей конденсаторов определяется по выражению (3.23) и распределяется между трансформаторами цехов пропорционально их реактивным нагрузкам, после чего округляется до ближайшей стандартной мощности конденсаторной установки.

При окончательном выборе количества цеховых трансформаторов в целом по предприятию принимается во внимание, что длина кабельных линий распределительной сети напряжением до 1000 В не должна превышать 200 м.

После выбор числа и мощности цеховых трансформаторов распределяют активные нагрузки цехов между ними равномерно. Активная нагрузка, приходящаяся на один цеховой трансформатор, может быть определена как:

.(3.32)

Число трансформаторов N_i, которое следует установить в том или ином цехе, определяется по формуле:

.(3.33)

Если получается дробное число, то объединяются нагрузки близлежащих цехов. После этого на плане предприятия обозначают места расположения ЦТП и намечают схему их питания от ГПП.

Результаты выбора трансформаторов цеховых подстанций должно быть сведены в табл. 3.8. Также необходимо привести в табличном виде основные каталожные данные выбранных силовых трансформаторов и расшифровку их маркировки.

Результаты расчет реактивной мощности низковольтных компенсирующих устройств должны быть сведены в табл. 3.9.

Таблица 3.8

Выбор трансформаторов цеховых подстанций (пример заполнения)

Наименование ТП	Потребители электроэнергии	Место нахождения ТП	Расчетная нагрузка ТП, кВА	Номинальная мощность трансформатора, кВА	Количество трансформаторов	Марка трансформатора
1	2	3	4	5	6	7
ТП-1	Цех 1, 14, 15	Цех 15	…
…

3.5.3 Определение мощности батарей конденсаторов в сетях напряжением выше 1000 В

Расчетная реактивная нагрузка в сетях 6-10 кВ промышленных предприятий определяется по формуле:

,(3.34)

где - расчетная реактивная нагрузка высоковольтных электроприемников, кВАр; - некомпенсированная нагрузка сети до 1000 В, питаемой через трансформаторы цехов, кВАр; ?Q - потери реактивной мощности в сети 6-10 кВ (допускается принимать приближенно), кВАр.

,(3.35)



где - суммарная расчетная реактивная нагрузка трансформаторов ТП, кВАр; - фактически принятая мощность БК до 1000 В, кВАр; - потери реактивной мощности в трансформаторах, кВАр.

Суммарная расчетная реактивная мощность БК 6-10 кВ для всего предприятия определятся из условия баланса реактивной мощности:

,(3.36)

где - расчетная реактивная нагрузка на шинах 6-10 кВ i-го РП или ТП, кВАр; - располагаемая мощность синхронных двигателей, кВАр; n - количество РП или ТП на предприятии, шт.; - реактивная мощность, передаваемая из сети энергосистемы в сеть предприятия, кВАр.

(3.37)

Для предприятий, расположенных в Сибири:

- - если величина напряжения питающих линий 35 кВ;

- - если величина напряжения питающих линий 110 кВ;

- - если величина напряжения питающих линий 220 кВ и выше.

Для упрощения расчета в курсовом проекте допускается принимать отсутствие на объекте проектирования синхронных двигателей 6-10 кВ.

Если окажется, что , то ее принимают равной нулю.

Суммарная реактивная мощность высоковольтных БК распределяется между отдельными РП или ТП пропорционально их нескомпенсированной реактивной нагрузке на шинах 6-10 кВ и округляется до ближайшей стандартной мощности конденсаторной установки.

Результаты расчета оформляются в виде табл. 3.9.

Таблица 3.9

Расчет мощности батарей конденсаторов

Место установки	Расчетная реактивная нагрузка узла, кВАр	Расчетная мощность батареи конденсаторов, кВАр	Фактическая мощность батареи конденсаторов, кВАр	Количество и марка батарей конденсаторов
1	2	3	4	5
Электрическая сеть 0,38 кВ
Электрическая сеть 6-10 кВ

3.5.4 Выбор трансформатора ГПП

На ГПП, как правило, устанавливаются два понижающих трансформатора одинаковой единичной мощности, что значительно упрощает схему и конструкцию подстанций и обеспечивает надежное электроснабжение потребителей электроэнергии. ГПП с иным числом силовых трансформаторов допускается в отдельных случаях и требует дополнительного обоснования.

Мощность трансформаторов выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из них, второй принял основную нагрузку подстанции с учетом допускаемой перегрузки в послеаварийном режиме и возможного временного отключения потребителей III категории. Согласно ГОСТ 14209-85 для трансформатора допускается длительная аварийная перегрузка 40%.

Мощность трансформаторов ГПП определяется по формуле:

.(3.38)

В аварийных условиях оставшийся в работе трансформатор должен быть проверен на допустимую перегрузку с учетом возможного отключения потребителей III категории надежности:

.(3.39)

3.5.5 Расчет потерь мощности в трансформаторах

Суммарные потери мощности в трансформаторе состоят из потерь холостого хода и нагрузочных потерь, зависящих от фактической нагрузки трансформатора.

Потери активной мощности:

,(3.40)

где - активные потери холостого хода трансформатора, кВт; - активные потери короткого замыкания трансформатора, кВт; - фактический коэффициент загрузки трансформатора.

Потери реактивной мощности:

,(3.41)

где - реактивные потери холостого хода трансформатора, кВАр; - реактивные потери короткого замыкания трансформатора, кВАр; - соответственно ток холостого хода и напряжение короткого замыкания, %.

По представленным формулам необходимо выполнить расчет потерь мощности в выбранных силовых трансформаторах предприятия.

3.6 Выбор сечения линий, питающих ГПП

Линии, питающие трансформаторы ГПП, выполняются воздушными двухцепными проводом марки АС. Сечение F проводов фазы проектируемой ВЛ можно найти как:

,(3.42)

где - расчетный ток линии в нормальном режиме, А; - экономическая плотность тока, А/мм² (см. табл. 1.3.36 [1]). Расчетный ток линии в нормальном режиме определяется по формуле:

.(3.43)

Полученное сечение округляется до ближайшего стандартизированного значения и проверяется по следующим условиям:

1) по нагреву максимальным рабочим током:

,(3.44)

где - допустимый длительный ток провода выбранного сечения, А; - максимальный рабочий ток линии, возникающий при отключении одной из параллельных линий:

.(3.45)

2) по механической прочности: минимально допустимые сечения проводов по условиям механической прочность определяются в зависимости от района по гололеду по табл. 2.5.5 [1].

3) по допустимой потере напряжения:

,(3.46)

где l - длина питающей линии, км; , - удельные активное и реактивное сопротивления провода ВЛ, Ом/км.

4) по условиям коронирования проводов. Данной проверке подлежат линии напряжением 110 кВ и выше. Проверяется выполнение условия:

,(3.47)

где E - напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода, кВ/см; E₀ - начальная напряженность возникновения коронного разряда, кВ/см.

(3.48)

,(3.49)



где - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см; r₀ - радиус провода, см; U - линейное напряжения, В; m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов - 0,82).

,(3.50)

где D_AB, D_BC, D_AC - расстояния между проводами отдельных фаз, см.

При выполнении проверки по условиям коронирования проводов допускается руководствоваться, приведенными в ПУЭ, минимальными диаметрами проводов ВЛ по условиям короны и радиопомех (см. табл. 2.5.6 [1]).

Если, выбранное по экономической плотности тока, сечение не проходит проверки, то его необходимо увеличить.

3.7 Выбор сечения линий распределительной сети предприятия

Распределение электроэнергии может осуществляться кабельными, воздушными линиями или токопроводами. Воздушные линии электропередачи на промышленных предприятиях используются редко, т.к. имеют сравнительно малую пропускную способность, что не позволяет осуществить магистральную схему и практически невозможно в условиях промышленного предприятия выполнить несколько параллельно идущих воздушных линий. Токопроводы применяются при передаче больших мощностей, превышающих 15-20 МВА. В связи с этим, распределительную сеть выше 1000 В по территории предприятия рекомендуется выполнять кабельными линиями, проложенными в траншеях.

Сечение кабельных линий выбирается по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение определяется по формуле (3.42). Расчетный ток линии распределительной сети предприятия в нормальном режиме можно определить по формуле:

,(3.51)

где - расчетная нагрузка, передаваемая по линии, кВА; - число параллельных питающих линий. Если линия питает ТП, то определяется по (3.10), если высоковольтный электроприемник - то по (3.4), (3.5), если РП - то по (3.13). Для магистральной линии рассчитывается на каждом участке между ответвлениями от магистрали по расчетной нагрузке, передаваемой по рассматриваемому участку и с учетом коэффициента разновременности максимумов группы нагрузок.

Расчетный ток определяется исходя из номинального режима работы электроустановки, при его определении не следует учитывать увеличение тока при аварийных ситуациях. Сечение, полученное в результате указанного расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения и проверяется по следующим условиям:

1) по допустимому нагреву рабочим током:

,(3.52)

где , - поправочные коэффициенты, учитывающие влияние температуры воздуха и почвы (, определяется по табл. 1.3.3 [1]) и влияние рядом проложенных кабельных линий (, определяется по табл. 1.3.26 [1]).

2) по допустимому нагреву максимальным рабочим током. Максимальный рабочий ток для цепей параллельных линий возникает при отключении одной из них. Полученное значение рабочего тока не должно превышать допустимый длительный ток кабеля выбранного сечения с учетом допустимой перегрузки:

,(3.53)

где - коэффициент, учитывающий возможную перегрузку кабеля. Для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией определяется по табл. 1.3.2 [1], для кабелей с полиэтиленовой изоляцией , с поливинилхлоридной - при продолжительности перегрузки не более 6 часов в сутки в течение 5 суток, если нагрузка в остальные периоды времени этих суток не превышает номинальной.

3) по условию нагрева при КЗ (по термической стойкости). Минимально допустимое сечение проводника по данному условию определяется по выражению:

,(3.54)

где - коэффициент, зависящий от допустимой температуры при КЗ и материала проводника (может быть принят для кабелей до 10 кВ: с медными жилами ; с алюминиевыми жилами ), ; - тепловой импульс тока КЗ, А²•с.

,(3.55)

где - начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ, А; - расчетное время отключения выключателя, с; - постоянная затухания апериодической составляющей тока КЗ, с.

,(3.56)

где - минимальное время срабатывания релейной защиты, может быть принято равным 0,01 с; - собственное время отключения выключателя, с.

Расчет токов КЗ рассматривается в разделе 3.9. Если после расчета токов КЗ с предварительно выбранным сечением линий окажется, что выбранные сечения меньше минимально допустимого сечения по термической стойкости (3.54), то необходимо увеличить сечение и повторить расчет.

Аппараты и проводники выше 1000 В, защищенные плавкими предохранителями, по термической стойкости не проверяются.

4) по потере напряжения. Потери напряжения в линиях напряжением до 35 кВ определяют по формуле:

,(3.57)

где - потери напряжения в линии, %; , - соответственно активное и реактивное удельное сопротивление линии, Ом/км; l - длина линии, км.

Относительные потери напряжения считают приемлемыми, если в нормальном режиме работы они не превышают 5%.

Результаты выбора сечений необходимо представить по форме табл. 3.9.

Таблица 3.9

Выбор сечений кабельных линий распределительной сети

Участок сети	Fэк, мм2	Fтерм, мм2	Iр, А	I'доп, А	Iр.max, А	KперI'доп, А	?U, %	Марка и сечение выбранного кабеля	Кол-во параллельных КЛ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

3.8 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов КЗ необходим для выбора и проверки элементов электроустановки (шин, изоляторов, кабелей и т.д.) на электродинамическую и термическую устойчивость, а также уставок срабатывания защит и проверки их на чувствительность.

На стороне выше 1000 В считается только трехфазное КЗ. Расчет токов КЗ ведем в относительных единицах. Для этого все расчетные данные приводят к базисному напряжению и базисной мощности. В качестве базисных величин принимают: - среднее напряжение ступени, на которой находится точка КЗ ( кВ); значение базисной мощности задается произвольно, как правило, принимают мощность одного трансформатора ГПП или условную единицу мощности, например, 100 или 1000 МВА. Базисный ток определяется по формуле:

.(3.58)

Для расчета токов КЗ составляется расчетная схема системы электроснабжения и на ее основе схема замещения. Расчетная схема (рис. 3.8, а) представляет собой упрощенную однолинейную схему, на которой указываются все элементы системы электроснабжения и их параметры, влияющие на токи КЗ. Здесь же указывают точки, в которых необходимо определить токи КЗ. Схема замещения (рис. 3.8, б) представляет собой электрическую схему, соответствующую расчетной схеме, в которой все магнитные связи заменены электрическими и все элементы системы электроснабжения представлены сопротивлениями.

На расчетной схеме намечаются характерные точки КЗ, в которых токи имеют максимальные значения. Как правило, это сборные шины ГПП, РУ, РП или начало питающих линий.

Для систем электроснабжения промышленных предприятий типичным случаем является питание от источника неограниченной мощности (т.е. напряжение на шинах источника остается практически неизменным при любых изменениях тока в цепи). Точка КЗ значительно удалена от источника питания, сопротивление системы до точки присоединения потребителей принимают равным нулю.

Базисные сопротивления в относительных единицах определяются по следующим формулам:

- Воздушные и кабельные линии:

,(3.59)

.(3.60)

- Двухобмоточный трансформатор:

,(3.61)

.(3.62)

где - потери короткого замыкания трансформатора, кВт; - напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

На основании расчетной схемы составляют схему замещения, которую путем последовательного и параллельного сложения сопротивлений, преобразования звезды сопротивлений в треугольник и обратно приводят к простому виду относительно каждой из точек КЗ.

Рис. 3.8. Пример выполнения расчетной схемы (а) и схемы замещения (б)

Активные сопротивления элементов системы электроснабжения при определении тока КЗ не учитывают, если выполняется условие , где , - суммарные активные и реактивные сопротивления элементов системы электроснабжения до точки КЗ.

Ток КЗ в рассматриваемой точке определяют из выражения:

,(3.63)

где - относительная сверхпереходная ЭДС системы (может быть принята равной 1), о.е.; - результирующее сопротивление до точки КЗ, о.е.

Ударный ток определяется по формуле:

,(3.64)

где - ударный коэффициент, может быть принят по рис. 3.9 в зависимости от значения постоянной времени , где - круговая частота.

Результаты расчета токов КЗ необходимо представить по форме табл. 3.10.

Рис. 3.9. Кривая для определения ударного коэффициента

Таблица 3.10

Сводная таблица расчета токов КЗ

Номер расчетной точки КЗ	, кА	, кА
1	2	3

3.9 Выбор электрических аппаратов

Электрические аппараты системы электроснабжения выбирают по уровню изоляции, условиям длительной работы при нормальных условиях, режиму перегрузок и режиму возможных КЗ.

В курсовом проекте необходимо выбрать электрические аппараты во внутренней распределительной сети выше 1000 В предприятия: коммутационные аппараты отходящих линий с шин НН ГПП (ГРП, ПГВ, РП), вводов ЦТП, РП, ЭП.

3.9.1 Выбор высоковольтных выключателей

Выбор высоковольтных выключателей производится по следующим условиям:

1) по уровню изоляции:

,(3.65)

где - напряжение электроустановки, кВ; - номинальное напряжения выключателя, кВ.

2) по длительному нагреву максимальным рабочим током:

,(3.66)

где - максимальный рабочий ток; - номинальный ток выключателя. Для выключателей в цепях трансформатора двухтрансформаторной ТП, будет определяться перегрузочной способностью трансформатора:

.(3.67)

Для выключателей в цепях двух параллельных линий, будет определяться с учетом возможности передать всю мощность по одной линии при отключении второй:

,(3.68)

где - расчетный ток одной линии в нормальном режиме, А.

3) по отключающей способности:

,(3.69)

где - номинальный ток отключения выключателя, кА.

4) по термической стойкости:

,(3.70)

где - допустимый ток термической стойкости выключателя, А; - время термической стойкости выключателя при протекании тока , с.

5) по электродинамической стойкости:

,(3.71)

где - каталожное значение предельного сквозного тока выключателя, кА.