Проектирование системы внутреннего электроснабжения предприятия

Содержание Введение

1. Общая характеристика объекта электроснабжения

2. Исходные данные для проектирования

3. Расчет электрических нагрузок и построение картограммы нагрузок

3.1 Определение расчетной нагрузки промышленных предприятий

3.2 Расчет нагрузки осветительных установок и полной нагрузки

3.3 Построение картограммы нагрузок

4. Выбор и обоснование схемы внешнего электроснабжения

4.1 Определение мощности источника питания

4.2 Технико-экономическое сравнение вариантов распределения электроэнергии в системе внешнего электроснабжения

4.2.1 Расчет суммарных приведенных затрат при использовании номинального напряжения 110 кВ

4.2.2 Расчет суммарных приведенных затрат при использовании номинального напряжения 35 кВ

5. Проектирование системы внутреннего электроснабжения предприятия

5.1 Выбор и расчет сечений кабелей 0,38 кВ для вариантов

5.2 Выбор цеховых трансформаторов

5.3 Выбор и расчет сечений кабелей 10 кВ

5.4 Выбор и расчет сечений кабелей потребителей высоковольтной нагрузки 10кВ

5.5 Технико-экономическое сравнение вариантов внутреннего электроснабжения

5.5.1 Расчет суммарных приведенных затрат Варианта I

5.5.2 Расчет суммарных приведенных затрат Варианта II

5.6 Проверка выбранных кабелей по потере напряжения

5.7 Уточнение установки КУ на шины ГПП 10 кВ

6. Расчет токов короткого замыкания

6.1 Расчет токов короткого замыкания выше 1 кВ

6.2 Расчет токов короткого замыкания ниже 1 кВ

6.3 Проверка выбранных кабелей на термическую стойкость

7. Выбор оборудования

7.1 Выбор высоковольтных выключателей на ГПП

7.2 Выбор разъединителей на ГПП

7.3 Выбор выключателей, установленных в линейных ячейках КРУ 10 кВ

7.4 Выбор оборудования КТП

8. Расчет заземления и молниезащиты

8.2 Расчет молниезащиты Заключение Список литературы

Введение

Системы электроснабжения промышленных предприятий предназначены для обеспечения питания электроэнергией промышленных приемников электрической энергии. По мере развития электропотребления усложняются и системы электроснабжения промышленных предприятий. Развитие и усложнение структуры систем электроснабжения возрастающие требования к экономичности и надежности их работы в сочетании с изменяющейся структурой и характером потребителей электроэнергии, широкое внедрение устройств управления распределением и потреблением электроэнергии на базе современной вычислительной техники ставят проблему подготовки высококвалифицированных инженеров. Первое место по количеству потребляемой электроэнергии принадлежит промышленности, на долю которого приходится более 60% вырабатываемой в стране энергии. С помощью электрической энергии приводятся в движение миллионы станков и механизмов, освещение помещений, осуществляется автоматическое управление технологическими процессами и др. Существуют технологии, где электроэнергия является единственным энергоносителем. Существует целый ряд актуальных задач, решение которых в конечном итоге приводит к энергосбережению в самих производственных установках, в производстве в целом. Сюда, в первую очередь относится повышение надежности электроснабжения, так как внезапное, иногда даже весьма кратковременное прекращение подачи электропитания может привести к большим убыткам в производстве. Но повышение надежности связано с увеличением стоимости системы электроснабжения, поэтому важной задачей должно считаться определение оптимальных показателей надежности, выбор оптимальной по надежности структуры системы электроснабжения.

Также важной задачей является обеспечение требуемого качества электроэнергии. Низкое качество электроэнергии приводит помимо прочих нежелательных явлений к увеличению потерь электроэнергии как в электроприемниках, так и в сети. От надежного и бесперебойного электроснабжения зависит: работа промышленных предприятий любых отраслей, полученная прибыль, зависящая от объемов выпуска продукции, соблюдения условий хранения скоропортящейся продукции, особенно актуально это звучит для предприятий пищевой промышленности. Для эффективного функционирования предприятия, схема электроснабжения должна обеспечивать должный уровень надежности и безопасности. Развитие частного предпринимательства предполагает использование новых подходов, в организации распределения и учета электроэнергии. В частности это касается наличия нескольких предприятий на территории одной производственной зоны (участка), принадлежащих разным собственникам. Наличие разных технологических цепочек, плюс экономически оправданная система электроснабжения, учета электроэнергии, налагает определенные (специфические) требования к проектированию данных предприятий. В рассматриваемом проекте предполагается решить эти задачи. С минимальными затратами, получить достаточно надежную систему электроснабжения промышленного предприятия. Требуемый уровень надежности и безопасности схемы электроснабжения обеспечивается строгим соблюдением, при выборе оборудования и элементов защиты, норм и правил.

Проектирование электроснабжения ведем в соответствии НТП-94.

1. Общая характеристика объекта электроснабжения Тракторная промышленность России представляет собой одну из отраслей сельскохозяйственного машиностроения в машиностроительном комплексе страны.

Производственный процесс в применении к заводу по выпуску автотракторной техники включает совокупность всех действий, которые осуществляются на заводе, чтобы получился трактор, готовый к отправке потребителю. Поступают же на завод исходные материалы для изготовления деталей, из которых собирают трактор, а также те узлы и комплектующие изделия, которые на заводе по тем или иным причинам производят. Поступает энергия (химическая — топливо, электрическая и (или) тепловая), которая обеспечивает работу технологического оборудования, освещение, отопление на всех рабочих местах и другие нужды жизнедеятельности производства. Поступают вспомогательные материалы, используемые в технологическом процессе, например, моющие и охлаждающие жидкости, формовочные смеси (или их составляющие), материалы для изготовления моделей для литейного производства и т. д. С завода же, кроме готовой продукции, идут различные отходы производства в газообразном, жидком и твердом виде. Поэтому к производственному процессу относятся также работы по обеспечению экологической безопасности производства. Таким образом, на заводе происходит преобразование входных потоков в выходные. Этот процесс преобразования исходных материалов и заготовок в готовую продукцию и называется производственным процессом. Производственный процесс на заводе осуществляется в цехах, которые делятся на следующие:

? производственные;

? вспомогательные;

? обслуживающие.

В производственных цехах изготавливают заготовки, детали, сборочные единицы и в целом изделие (кабины, мосты, тракторы и т. д.). Их делят на заготовительные цехи (литейные, кузнечные, раскройные и др.), обрабатывающие (механический, термический, прессовый, лакокрасочный и др.) и сборочные (сварочно-сборочный, по узловой и общей сборке, испытаний и др.). Если в цехе изготавливают основные детали узла и производят его сборку, то такие цехи называют механосборочными. Например, механосборочный цех гидросистем тракторного завода или цех трансмиссий.

Вспомогательные цехи обеспечивают функции технического обслуживания производственных цехов и завода в целом. К ним относят инструментальные, ремонтно-строительные, модельные и другие, а также энергетические установки (электрические подстанции, котельные, компрессорные, кислородные и ацетиленовые станции и т. д.).

К обслуживающим относят цехи и службы, выполняющие функции хозяйственного и частично технического обслуживания (транспортный цех, складское хозяйство, заводские лаборатории, заводоуправление, столовые, поликлиники и др.). Структура механосборочного производства зависит от конструктивных и технологических особенностей изделий, типа производства и ряда других факторов. Изделия, выпускаемые заводами, распределяют по цехам по предметному, технологическому или смешанному признаку. При организации цехов по предметному признаку за каждым из них закрепляют все детали определенного узла или изделия и их сборку. В этом случае все цехи являются механосборочными и включают механические и сборочные отделения. При наличии нескольких механосборочных цехов, изготавливающих отдельные узлы, на заводе предусматривают дополнительно цех общей сборки выпускаемых машин. Такая организация цехов характерна, как правило, для массового и крупносерийного типов производства. Например, на тракторных заводах имеются: механосборочный цех двигателей, механосборочный цех трансмиссий, цех общей сборки трактора и др.

Организация производственного процесса на заводе и в цехах во многом определяется типом производства. По типу различают: единичное, серийное, массовое производство.

Из производственного процесса выделяют технологический процесс, который включает в себя только те действия, те технологические операции, которые изменяют форму и (или) качество (коррозионная стойкость, твердость, внешний вид и т. д.) изделия. Технологический процесс по производству тракторов включает операции получения заготовок (отрезка, вырубка, штамповка, литье, ковка и т. д.), операции механической обработки заготовок (точение, сверление, нарезание резьбы, фрезерование, протягивание, обработка давлением и др.), операции выравнивания структуры и упрочнения как сердцевины, так и поверхности детали (отпуск, закалка, цементация, электромеханическая обработка, лазерное упрочнение и т. д.), операции декоративного и защитного характера (окраска, хромирование, нанесение вибро-, шумои теплоизоляции и др.), сборочные операции (сварка, клепка, приклеивание, привинчивание и т. д.), операции по сдаче продукции (заправка, регулировка, проверка работоспособности, консервация и т. д.). В технологический процесс не входят, например, производство технологической оснастки, обрабатывающего инструмента, его смена и заточка и т. д., так как в процессе этих действий не происходит непосредственного изменения формы и качества деталей и их взаимного расположения в изделии. Вообще, работа вспомогательных и обслуживающих цехов и служб не входит в технологический процесс, хотя и является неотъемлемой частью производственного.

2. Исходные данные для проектирования Рисунок 2.1 — Генеральный план тракторного завода Таблица 2.1 — Ведомость электрических нагрузок завода

3. Расчет электрических нагрузок и построение картограммы нагрузок Расчет электрических нагрузок производится для выбора элементов электроснабжения.

Выбор метода расчета электрических нагрузок производится в зависимости от принадлежности проектируемого объекта к той или иной отрасли (промышленное предприятие, цех, микрорайон, сельские потребители).

В качестве основного метода расчета электрических нагрузок промышленного предприятия (при отсутствии данных о числе электроприемников и их мощности) принят метод коэффициента спроса.

Осветительная нагрузка ориентировочно может быть определена методом удельной мощности.

После произведенного расчета электрических нагрузок на плане объекта строится картограмма и определяется теоретический центр нагрузки.

3.1 Определение расчетной нагрузки промышленных предприятий Определим расчетные нагрузки методом коэффициента спроса.

Метод коэффициента спроса наиболее прост, широко распространен при расчете электрических нагрузок цехов предприятия. Он заключается в использовании выражения:

Р_р = Р_макс = k_cP_y [кВт], (1)

где P_y — установленная мощность, определяемая как сумма номинальных мощностей электроприемников в группе, кВт;

k_c — коэффициент спроса.

Реактивная расчетная мощность равна:

[квар], (2)

где — коэффициент реактивной мощности, соответствующий коэффициенту мощности.

Полная расчетная мощность определяется:

(3)

Пример расчета (для прокатного цеха):

кВт;

квар;

кВА.

Для остальных электроприемников расчет аналогичен и приведен в таблице 3.1.

Таблица 3.1 — Расчет электрических нагрузок

3.2 Расчет нагрузки осветительных установок и полной нагрузки Расчет осветительной нагрузки цехов ведется по методу удельной мощности.

Расчетная активная нагрузка освещения:

[кВт], (4)

где — коэффициент спроса освещения;

— площадь здания, м²;

— удельная мощность осветительной установки, Вт/м².

Расчетная реактивная нагрузка освещения:

[квар], (5)

где — коэффициент реактивной мощности освещения, соответствующий коэффициенту мощности .

Для освещения производственных и складских помещений принимаем светильники с лампами типа ДРИ. Для освещения хозяйственных и административных помещений принимаем люминесцентные лампы. Для освещения территории принимаем светильники с лампами ДНаТ. Так как в даны значения удельных мощностей для E_н=100 лк, К_з=1,5 и КПД=100%, то определяем эти значения пропорциональным пересчетом для E_н=200 лк, КПД=80%.

Коэффициент спроса осветительной нагрузки равен 0,8. Коэффициент мощности cosц_осв для источников света с разрядными лампами равен 0,9 (при условии, что есть компенсация реактивной мощности).

Таблица 3.2 — Площади цехов и освещаемой территории

Пример расчета освещения (для прокатного цеха):

кВт;

квар.

Расчет освещения остальных цехов аналогичен и представлен в таблице 3.3.

Таблица 3.3 — Расчет полной нагрузки по цехам

3.3 Построение картограммы нагрузок Для определения местоположения главной понизительной подстанции предприятия и цеховых ТП при проектировании системы электроснабжения на генеральный план объекта наносится картограмма нагрузок.

Картограмма электрических нагрузок позволяет наглядно представить распределение нагрузок на территории промышленного предприятия. Картограмма нагрузок состоит из окружностей. Площадь, ограниченная каждой из этих окружностей (рr²_i), в выбранном масштабе m (кВт/м²) равна расчетной нагрузке соответствующего цеха Р_рi.

Центр окружности совмещают с геометрическим центром цеха, а радиус находят по выражению:

(6)

где mпринятый масштаб для определения площади круга, m=0,5 кВт²/м².

Геометрический центр нагрузок всего предприятия определяется по формулам:

(7)

где x_i, y_i — координаты центров нагрузки цехов, м;

— мощность i-го цеха, кВт.

Таблица 3.4 — Данные для построения картограммы нагрузок

Определим координаты центра питания:

м;

м.

Т.к. в данную точку сложно подвести напряжение 110 кВ воздушными линиями, переносим ГПП в сторону источника питания.

4. Выбор и обоснование схемы внешнего электроснабжения

4.1 Определение мощности источника питания Проектирование системы внешнего электроснабжения ведут в следующей последовательности:

1) определяют местоположение источника питания;

2) определяют его мощность;

3) выбирают схему электроснабжения на основе технико-экономического сравнения возможных вариантов распределения электрической энергии от шин системной подстанции.

Мощность трансформаторов на ГПП определяться по формуле:

(8)

где — суммарная расчетная нагрузка;

— число трансформаторов на ГПП;

— коэффициент загрузки трансформаторов (= 0,6−0,7 при питании от ГПП потребителей 1 и 2 категории, = 0,75−0,85 при питании от ГПП потребителей 2 и 3 категории) [3, стр. 64].

Так как имеются потребители I категории, то выбираем двух трансформаторную подстанцию с раздельной работой трансформаторов.

Расчетная нагрузка без учета потерь в элементах сети:

— активная:

12 204,5+269,844+14,297+

+4420=16 860,53 кВт; (9)

10 812,46+114,31+3662,12=14 588,89

кВА. (10)

где , — соответственно суммарные активная и реактивные нагрузки низкого напряжения предприятия;

— соответственно суммарные активная и реактивные нагрузки освещения цехов;

 — соответственно суммарные активная и реактивные нагрузки высокого напряжения предприятия;

— коэффициент разновременности максимумов нагрузки, принимается равным =0,85…1 [3, стр.19].

Поскольку на данном этапе проектирования источники питания цехов и проводниковые электрические связи еще не выбраны, суммарные потери в ЛЭП и цеховых трансформаторах можно определять по приближенным выражениям. Определяем потери без учета высоковольтной нагрузки.

331,16 кВт; (11)

квар; (12)

кВт. (13)

Определим нагрузку предприятия без учета компенсации:

кВт;

квар. (14)

Определяем суммарную нагрузку предприятия с учетом компенсации реактивной мощности, для этого находим мощность компенсирующих устройств:

квар, (15)

где — коэффициент реактивной мощности центра питания;

=0,4 — экономически обоснованный коэффициент реактивной мощности, выбирается в зависимости от напряжения питания, для электрических сетей 6−10 кВ =0,4 [3,стр.66].

Тогда суммарная реактивная нагрузка предприятия с учетом компенсации реактивной мощности равна:

квар. (16)

Таким образом, полная мощность ГПП будет составлять:

=кВА. (17)

Следовательно, мощность трансформаторов на ГПП:

кВА. (18)

Таким образом, электроснабжение осуществляется двумя трансформаторами мощностью 16 000 кВА каждый. Коэффициенты загрузки и аварийной перегрузки будут равны:

; (19)

. (20)

Коэффициент загрузки принимаем меньше 0,7, так как рассматриваем возможность расширения производства.

4.2 Технико-экономическое сравнение вариантов распределения электроэнергии в системе внешнего электроснабжения Предприятие по надёжности относится к потребителям I-II категорий. Поэтому в вариантах схемы электроснабжения предприятия питание предусматривается по двухцепной ВЛ напряжением 35 и 110 кВ, подсоединённые к разным подстанциям энергосистемы. Таким образом, сравниваются варианты электроснабжения предприятия:

Вариант I. Электроэнергия передаётся от подстанции энергосистемы по двум двухцепным линиям длиной 8 км на железобетонных опорах от разных подстанций системы до ГПП предприятия на напряжении 35 КВ, а распределяется по территории предприятия на напряжении 10 кВ. кВА.

Вариант II. Электроэнергия передаётся от подстанции энергосистемы по двухцепной линии длиной 8 км на железобетонных опорах от разных подстанций системы до ГПП предприятия на напряжении 110 КВ, а распределяется по территории предприятия на напряжении 10 кВ. кВА.

4.2.1 Расчет суммарных приведенных затрат при использовании номинального напряжения 110 кВ Выбор сечения проводника Расчетный ток в линиях:

А, (21)

где n — число кабелей, шт.;

— номинальное напряжение, кВ.

Сечение провода:

мм², (22)

где — экономическая плотность тока, для алюминиевых неизолированных проводов и шин, при числе часов использования максимума нагрузки Т_макс =5300 ч/год [4], согласно ПУЭ, принимаем равной =1 А/мм².

Выбираем провод марки АС 70 (минимальное рекомендованное сечение при =110 кВ, для того чтобы не учитывать потери на корону).

Выбираем трансформаторы 2хТДН-16 000/115. С параметрами: ?Р_ХХ = 21 кВт; ?Р_КЗ = 85 кВт [3, табл.Б.5].

Расчет капиталовложений Капиталовложения в ВЛ:

2 • 1602 •8 = 25 632 тыс. руб., (23)

где — укрупнённый стоимостной показатель для воздушных линий электропередачи [5, табл. П.6].

Капиталовложения в подстанции:

= 38 700 тыс. руб.,

где — стоимость комплектной трансформаторной подстанции с двумя трансформаторами мощностью 16 МВА, напряжение 110 кВ [5, табл. П.15].

Всего суммарные капиталовложения:

= 25 632 + 38 700 = 64 332 тыс. руб.

Расчет ежегодных издержек Издержки на обслуживание и амортизационные отчисления на капитальный ремонт:

= (0,004+0,004) • 25 632 = 205,056 тыс. руб./год;

= (0,029+0,02) • 38 700 = 1896,3 тыс. руб./год, где: — амортизационные отчисления на капитальный ремонт;

— коэффициент, определяющий эксплуатационные затраты (ремонт и обслуживание) в процентах от капиталовложений в линии электропередачи;

 — то же для подстанций.

Суммарные издержки на обслуживание и амортизационные отчисления на капитальный ремонт элементов схемы электроснабжения:

= 205,056 +1896,3= 2101,356 тыс. руб./год.

Амортизационные отчисления на реновацию ВЛ:

= 0,02 • 25 632 = 512,64 тыс. руб./год; (24)

= 0,035 • 38 700 = 1354,5 тыс. руб./год, (25)

где , — соответственно амортизационные отчисления на реновацию ВЛ и ПС.

Всего амортизационные отчисления на реновацию для схемы электроснабжения:

= 512,64 +1354,5 = 1867,14 тыс. руб./год.

Ежегодные издержки на компенсацию годовых потерь электроэнергии в элементах схем Потери в линиях электропередачи определяем по выражению исходя из закона Джоуля-Ленца:

39 230,3 кВт•ч/год, где I_расч — расчетный ток в линии электропередачи;

— время максимальных потерь, которое равно 3100 ч/год [3, табл. 3.9, стр. 71];

l — длина ЛЭП, заданная по условиям проектирования и равна 8 км;

— удельное активное сопротивление ЛЭП, для провода марки АС-70 =0,422Ом/км [6, табл. 3.8].

Потери электроэнергии в трансформаторах определяем по формуле:

548 681,62 кВт•ч/год, (26)

где S_T — мощность наибольшей нагрузки в данный период, кВА (принимается равной расчетной нагрузке предприятия ;

S_НОМ.Т. — номинальная мощность трансформатора;

=3000 ч — время потерь при максимальной нагрузке для ПС 110 кВ [3, табл. 3.9, стр. 71];

?Р_ХХ = 21 кВт — потери холостого хода трансформатора;

?Р_КЗ = 85 кВт — потери короткого замыкания трансформатора.

Всего потери энергии в схемах электроснабжения:

587 911,92 кВт•ч/год;

Всего суммарные издержки на компенсацию потерь электроэнергии:

тыс. руб./год;

где = 1,79 руб./кВт· ч — средний тариф на электроэнергию, заданный по условиям проектирования.

Суммарные приведенные затраты на строительство ЛЭП и ПС:

++=0,125•64 332+2101,356+1867,14+

+1052,36=13 062,356 тыс. руб./год, (27)

где =0,125 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

4.2.2 Расчет суммарных приведенных затрат при использовании номинального напряжения 35 кВ Выбор сечения проводника Расчетный ток в линиях:

А, Сечение провода:

мм²,

Выбираем провод марки АС 150, т.к. расчетное сечение провода не превышает стандартное более, чем на 15%.

Выбираем трансформаторы 2хТДН-16 000/35. С параметрами: ?Р_ХХ = 17 кВт; ?Р_КЗ = 85 кВт.

Расчет капиталовложений Капиталовложения в ВЛ:

2 • 2334 •8 = 37 344 тыс. руб.,

Капиталовложения в подстанции:

= 25 200 тыс. руб.,

Всего суммарные капиталовложения:

= 37 344+25200=62 544 тыс. руб.

Расчет ежегодных издержек Издержки на обслуживание и амортизационные отчисления на капитальный ремонт:

= (0,004+0,004) • 37 344 = 298,75 тыс. руб./год;

= (0,029+0,02) • 25 200 = 1234,8 тыс. руб./год.

Суммарные издержки на обслуживание и амортизационные отчисления на капитальный ремонт элементов схемы электроснабжения:

= 298,75+1234,8=1533,55 тыс. руб./год.

Амортизационные отчисления на реновацию ВЛ:

= 0,02 • 37 344 = 746,88 тыс. руб./год;

= 0,035 • 25 200 = 882 тыс. руб./год.

Всего амортизационные отчисления на реновацию для схемы электроснабжения:

= 746,88+882=1628,88 тыс. руб./год.

Ежегодные издержки на компенсацию годовых потерь электроэнергии в элементах схем Потери в линиях электропередачи определяем по выражению исходя из закона Джоуля-Ленца:

151 101,8 кВт•ч/год.

Потери электроэнергии в трансформаторах определяем по формуле:

418 347,75 кВт•ч/год.

Всего потери энергии в схемах электроснабжения:

кВт•ч/год.

Всего суммарные издержки на компенсацию потерь электроэнергии:

тыс. руб./год.

Суммарные приведенные затраты на строительство ЛЭП и ПС:

0,125•62 544+1533,55+1628,88+1019,31=11 999,74 тыс. руб./год.

Для наглядности результаты расчетов представляем в виде таблицы.

Таблица 4.1 — Основные технико-экономические показатели сравниваемых вариантов

=8,13%

Из проведенного технико-экономического сравнения определяем, что использование линии с напряжением 35 кВ требует затрат на 8,13% меньше, чем линия с напряжением 110 кВ. Но, т.к. предпочтительнее выбирать более высокое напряжение при разнице затрат менее 10−15%, то осуществляем внешнее электроснабжение по линиям 110кВ.

5. Проектирование системы внутреннего электроснабжения предприятия Система электроснабжения может быть выполнена в нескольких вариантов, из которых выбирается оптимальный. При его выборе учитывается степень надежности, обеспечение качества электроэнергии, удобство и безопасность эксплуатации, возможность применения прогрессивных методов электромонтажных работ. В рассматриваемых вариантах необходимо предусмотреть не только различные виды схем распределения, но и различное количество трансформаторных подстанций.

Два варианта электроснабжения завода представлены на рисунках 2 и 4. Принципиальные схемы электроснабжения для вариантов представлены на рисунках 3 и 5 соответственно.

Рисунок 5.1 — Вариант внутреннего электроснабжения I

Рисунок 5.2 — Принципиальная схема электроснабжения варианта I

Рисунок 5.3 — Вариант внутреннего электроснабжения II

Рисунок 5.4 — Принципиальная схема электроснабжения варианта II

5.1 Выбор и расчет сечений кабелей 0,38 кВ для вариантов Линия ТП4-Ц5 (Заводоуправление)

P=92,51 кВт; Q=79,1 квар; S_р=121,72 кВА; l=0,107 км.

Расчетный ток в нормальном режиме:

(28)

где n — количество цепей;

— полная мощность потребителей электроэнергии расчетной линии;

U_н — номинальное напряжение участка.

А.

Принимаем кабель АПвВГнг — 4×70 мм²; I_дл.доп.=195 А [3, табл.Б.29]; r₀ =0,42 Ом/км; x₀=0,061Ом/км [3, табл.Б.16].

Проверяем провод по условию нагрева.

(29)

где — допустимое для данной марки и сечения значение тока;

— поправочный коэффициент на количество прокладываемых кабелей, принимаем =1;

— поправочный коэффициент на температуру окружающей среды, принимаем k ₂ = 1,13 для температуры земли 15 °C [3, стр.256].

А;

220,35 А? 175,69 А.

Проверяем провод по допустимой потере напряжения:

(30)

где — допустимая потеря напряжения для кабеля данного сечения, при наличии средств регулирования напряжения в цеховых трансформаторах значение в кабельных сетях напряжением менее 1 кВ можно принимать равным 6,5−7% [3, стр.103];

— потеря напряжения в сети, вычисляется по формуле:

(31)

где P, кВт; Q, квар — активная и реактивная мощности, протекающие в линии;

l — длина кабельной линии, км;

r₀, x₀ — удельное активное и реактивное сопротивление кабельной линии, Ом/км.

;

3,23%? 6,5%.

Условие выполняется, сечение выбрано верно.

Для остальных линий расчет ведется аналогично. Сводим результаты в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 — Выбор кабелей 0,38 кВ варианта I

Таблица 5.2 — Выбор кабелей 0,38 кВ варианта II

5.2 Выбор цеховых трансформаторов В зависимости от общей нагрузки предприятия, а также мощности отдельных цехов и их территориального расположения для определения количества трансформаторов можно идти несколькими путями.

Один из подходов для решения поставленной задачи применяется в том случае, когда цеха предприятия имеют различную установленную мощность, различный характер работы, одинаковый или различный уровень надежности электроснабжения. В этом случае отдельные цеха, группы цехов, корпусов и т. п. объединяются в соответствующие группы по сходным режимным показателям и близкому уровню надежности электроснабжении.

Определение числа и мощности трансформаторных подстанций выполняем с учетом следующих факторов:

— категории надежности электроснабжения потребителей;

— компенсации реактивной мощности на напряжение до 1 кВ;

— перегрузочной способности трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах;

Коэффициент загрузки рекомендуется принимать в следующих пределах:

=0,6−0,7 для двух трансформаторных подстанций при наличии электроприемников первой и второй категории;

=0,75−0,85 для двухтрансформаторных подстанций при наличии электроприемников второй и третьей категории;

=0,9−0,95 для однотрансформаторных подстанций.

Предварительная нагрузка для вариантов на трансформаторные подстанции, без учета компенсации реактивной мощности приведена в табл. 5.3, 5.4:

Таблица 5.3 — Нагрузка трансформаторных подстанций для варианта I

Таблица 5.4 — Нагрузка трансформаторных подстанций для варианта II

Приведем пример расчета компенсации реактивной мощности и выбора внутрицехового трансформатора для ТП1 и ТП4 варианта I

Расчет компенсации реактивной мощности по цехам и выбор внутрицехового трансформатора ТП1

S_?р =863,889 кВА.

Так как схема распределение электрической энергии внутри цеха не известна, потери в кабельных линиях внутри цехов будем считать по приближённой формуле. Суммарные потери в линиях ТП1-Ц8 (по приближенным выражениям):

кВт;

;

квар, где =0,35 — для электрический сетей 0,4 кВ[3, стр.100].

Принимаем 1хКРМ-0,4−500−5-50У3.

Тогда общая расчетная нагрузка на низком напряжении без учета потерь в элементах сети на ТП с учетом компенсации реактивной мощности:

=

= кВА. (32)

Мощность цеховых трансформаторов:

кВА, (33)

где — количество трансформаторов;

— коэффициент загрузки трансформатора, выбирается в зависимости от категории потребителей.

Принимаем 1хТР с S_НОМ=1000 кВА Выбираем трансформатор марки ТМГ-1000:

кВт; кВт;; [3, табл. Б.3].

Потери в трансформаторах:

(34)

где , — соответственно активные и реактивные потери в стали трансформатора;

 — соответственно активные и реактивные потери в меди трансформатора.

кВт; (35)

квар; (36)

кВт; (37)

квар; (38)

Потери в трансформаторах:

кВА.

Расчет компенсации реактивной мощности по цехам и выбор внутрицехового трансформатора ТП4

887,49 кВт; квар;

Суммарные потери в линиях ТП4-Ц6 (по приближенным выражениям):

кВт;

Расчет активных потерь в линии ТП4-Ц5:

Р_р=92,51 кВт; Q_р=79,1 квар; l=0,107 км;

I_р=175,69 А.

Для выбранного кабеля АПвВГнг 4×70 r₀=0,42 Ом/км, тогда:

кВт.

Расчет активных потерь в линии ТП4-Ц7:

Р_р=243,29 кВт; Q_р=243,77; l=0,06 км;

I_р=497,1 А.

Для выбранного кабеля АПвВГнг 4×70 r₀=0,42 Ом/км, тогда:

кВт.

Суммарные потери в отходящих линиях от ТП4:

кВт.

;

квар.

Принимаем 2хКРМ-0,4−375−8-25УЗ.

Тогда общая расчетная нагрузка на низком напряжении без учета потерь в элементах сети на ТП с учетом компенсации реактивной мощности:

кВА.

Мощность цеховых трансформаторов:

кВА, Принимаем 2хТР с S_НОМ=1000 кВА Проверяем выбранный трансформатор по k_пер:

Проверяем выбранный трансформатор по k_пер:

. (39)

условие выполняется.

Выбираем трансформатор марки ТМГ-1000:

1,55 кВт; 10,2 кВт; 2%; 5,5%.

Потери в трансформаторах:

Потери в стали:

кВт;

квар;

Потери в меди:

кВт;

квар;

Потери в трансформаторах:

кВА.

5.3 Выбор и расчет сечений кабелей 10 кВ Выбор сечения кабельных ЛЭП напряжением 6−10 кВ производится по экономической плотности тока.

Проверка выбранного по экономической плотности тока проводника осуществляется по условию нагрева.

Пример расчета для магистральной линии ГПП — ТП1 — ТП2 — ТП3:

1) Выбор кабеля ТП3 — ТП2

Расчетный ток линии в нормальном режиме:

А; (40)

Определяем сечение кабеля по условию экономической плотности тока:

мм²,

где =1,2 А/ мм² для кабелей с резиновой поливинилхлоридной изоляцией и с алюминиевыми жилами при Т_max=5300 ч [3, табл.4.1].

Выбираем кабель марки АПвВГнг — 3×35, =135А.

Проверяем выбранный кабель по нагреву:

(41)

где — ток в послеаварийном режиме, он равен:

А.

67,58А? 135А. Условие выполняется.

Но, т.к. необходимо выбрать 2−3 типа сечений кабелей 10 кВ, то принимаем кабель с сечением 70 мм².

Определяем потери в кабельной линии «ТП3-ТП2», длина которой l=0,06 км; погонные активное и реактивное сопротивления r₀=0,42 Ом/км; х₀=0,086 Ом/км [3, табл.Б.16].

Активные потери в КЛ:

кВт.

Коэффициент протекающей по линии реактивной мощности:

где — протекающая по линии реактивная мощность:

квар;

— протекающая по линии активная мощность:

кВт.

По тангенсу определяем косинус:

.

Тогда полные потери в КЛ:

кВА.

2) Выбор кабеля ТП2 — ТП1

Расчетный ток линии в нормальном режиме:

=А;

Определяем сечение кабеля:

мм²,

Выбираем кабель марки АПвВГнг — 3×120, =267А [3, табл.Б.29].

Проверяем выбранный кабель по нагреву:

А.

246,86? 267А. Условие выполняется.

Определяем потери в кабельной линии «ТП2-ТП1», длина которой l=0,128 км; погонные активное и реактивное сопротивления r₀=0,24 Ом/км; х₀=0,081 Ом/км.

Активные потери в КЛ:

кВт.

Коэффициент протекающей по линии реактивной мощности:

квар;

кВт.

По тангенсу определяем косинус:

.

Тогда полные потери в КЛ:

кВА.

3) Выбор кабеля ТП1 — ГПП

Расчетный ток линии в нормальном режиме:

=А;

Определяем сечение кабеля:

мм²,

Выбираем кабель марки АПвВГнг — 3×120, =267А.

Проверяем выбранный кабель по нагреву:

А.

283,93? 267А. Условие не выполняется.

Выбираем кабель марки АПвВГнг — 3×150, =299А.

283,93? 299А. Условие выполняется.

Но, т.к. необходимо выбрать 2−3 типа сечений кабелей 10 кВ, то принимаем кабель с сечением 185 мм².

Определяем потери в кабельной линии «ТП1-ГПП», длина которой l=0,085 км; погонные активное и реактивное сопротивления r₀=0,16 Ом/км; х₀=0,077 Ом/км.

Активные потери в КЛ:

кВт.

Коэффициент протекающей по линии реактивной мощности:

квар;

=кВт.

По тангенсу определяем косинус:

.

Тогда полные потери в КЛ:

Все выбранные кабели удовлетворяют условиям по длительному допустимому току.

5.4 Выбор и расчет сечений кабелей потребителей высоковольтной нагрузки 10кВ Расчет сечения и выбор кабеля потребителей высоковольтной нагрузки 10 кВ выполняем один для варианта I и варианта II, т.к. длина кабельной линии и местоположение источника питания не изменяется.

Проведем расчет для линии ГПП-Ц10 (Литейная черного литья 10 кВ) Расчетный ток в нормальном режиме для отдельной ДСП:

А;

Сечение кабеля по условию экономической плотности тока:

Принимаем кабель марки АПвВГнг — 3×70, =195 А.

33,87 А? 195 А условие выполняется

5.5 Технико-экономическое сравнение вариантов внутреннего электроснабжения

5.5.1 Расчет суммарных приведенных затрат Варианта I

Расчет капиталовложений Принимаем, что капиталовложения в подстанции не меняются с выбором схемы, меняется только количество и цена трансформаторов, поэтому в качестве оценки капиталовложений рассматриваем только стоимость трансформаторов.

Капиталовложения в подстанции, тыс.руб.:

(42)

где — количество трансформаторов в ТП;

— стоимость i-ого трансформатора, тыс.руб. [3, табл. Б.3].

Таким образом, капиталовложения в строительство цеховых подстанций первого варианта:

тыс.руб.

Капиталовложения в строительство кабельных линий:

(43)

где — цена кабеля за 1 км, тыс. руб.;

— количество кабелей, шт.;

— длина, км.

Пример расчета для линии ТП3-ТП2:

тыс.руб.

Расчет капиталовложений в остальные КЛ сводим в таблицу 5.13.

Капитальные затраты на кабельные линии по варианту будут составлять:

419,95 тыс. руб.

Таким образом, суммарные капиталовложения варианта I будут составлять:

11 377+419,95=11 796,95 тыс. руб. (44)

Расчет ежегодных издержек Издержки на обслуживание и амортизационные отчисления на капитальный ремонт по формулам (26), (27):

(0,004+0,004) • 419,95 = 3,36 тыс. руб./год;

(0,029+0,02) • 11 377 = 557,47 тыс. руб./год.

Суммарные издержки на обслуживание и амортизационные отчисления на капитальный ремонт элементов схемы электроснабжения:

= 3,36+557,47= 560,83 тыс. руб./год.

Амортизационные отчисления на реновацию ВЛ по формулам (28), (29):

0,02 • 419,95 = 8,4 тыс. руб./год;

= 0,035 • 11 377 = 398,19 тыс. руб./год.

Всего амортизационные отчисления на реновацию для схемы электроснабжения:

= 8,4+398,19 = 406,59 тыс. руб./год.

Ежегодные издержки на компенсацию годовых потерь электроэнергии в элементах схем Потери в линиях электропередачи определяем по выражению исходя из закона Джоуля-Ленца по формуле (30):

0,014 кВт•ч/год.

Тогда потери энергии в линиях:

(45)

где — время максимальных потерь, равно:

ч. (46)

кВт•ч/год.

Потери электроэнергии в трансформаторах определяем по формуле:

=28,35•8760+82,41•3746,79=

=557 128,25 кВт•ч/год, (47)

Всего потери энергии в схемах электроснабжения:

667 362,4 кВт•ч/год;

Всего суммарные издержки на компенсацию потерь электроэнергии по формуле (32):

тыс. руб./год;

Суммарные приведенные затраты на строительство ЛЭП и ПС по формуле (33):

0,125•11 796,95+560,83+406,59+1194,58=3636,62 тыс. руб./год.

5.5.2 Расчет суммарных приведенных затрат Варианта II

Расчет капиталовложений Капиталовложения в строительство цеховых подстанций второго варианта:

=10 445 тыс. руб.

Расчет капиталовложений в строительство КЛ сводим в таблицу 5.15.

Капитальные затраты на кабельные линии по варианту будут составлять:

366,41 тыс. руб.

Таким образом, суммарные капиталовложения варианта II будут составлять:

10 445+366,41=10 811,41 тыс. руб.

Расчет ежегодных издержек Издержки на обслуживание и амортизационные отчисления на капитальный ремонт:

(0,004+0,004) • 366,41 = 2,93 тыс. руб./год;

(0,029+0,02) • 10 445 =511,81 тыс. руб./год, Суммарные издержки на обслуживание и амортизационные отчисления на капитальный ремонт элементов схемы электроснабжения:

= 2,93+511,81=514,74 тыс. руб./год.

Амортизационные отчисления на реновацию ВЛ:

0,02 • 366,41 = 7,33 тыс. руб./год;

= 0,035 • 10 445 = 365,57 тыс. руб./год, Всего амортизационные отчисления на реновацию для схемы электроснабжения:

= 7,33+365,57 = 372,9 тыс. руб./год.

Ежегодные издержки на компенсацию годовых потерь электроэнергии в элементах схем кВт•ч/год.

Всего потери энергии в схемах электроснабжения:

674 939,22 кВт•ч/год.

Всего суммарные издержки на компенсацию потерь электроэнергии:

тыс. руб./год;

Суммарные приведенные затраты на строительство ЛЭП и ПС:

0,125•10 811,41+514,74+372,9+1208,14=3447,21 тыс. руб./год.

=5,21%.

Из проведенного технико-экономического сравнения определяем, что наиболее оптимальным и экономичным вариантом является вариант II, так как суммарные капиталовложения и ежегодные затраты меньше, чем у варианта I.

5.6 Проверка выбранных кабелей по потере напряжения Выбранные кабели 10 кВ необходимо проверить по допустимой потере напряжения:

где — допустимая потеря напряжения для кабеля данного сечения, зависящая от процентного соотношения потерь в элементах сети, а также от оснащенности источников питания средствами регулирования напряжения, принимается равным 6,5−7% в сетях напряжением 6−10 кВ [3, стр. 103];

— потери напряжения в линии, рассчитываются по формуле:

(48)

где , — соответственно активная и реактивная мощности, протекающие по данной линии, кВт, квар;

 — соответственно удельное активное и реактивное сопротивления поверяемой линии, Ом/м [3, табл.Б.16].

Проверим кабель линии ТП3-ТП2. Марка кабеля АПвВГнг-3×70, =0,42 Ом/км; =0,086 Ом/км; =0,005 км.

1337,7 кВт; =425,08 квар.

Тогда потеря напряжения равна:

%

0,003%? 6,5%

Все выбранные кабели проходят по условию допустимой потери напряжения.

5.7 Уточнение установки КУ на шины ГПП 10 кВ Полная расчетная мощность, приведенная к шинам ГПП с учетом потерь в линиях 10кВ и установкой КУ:

=1440,53+4701,03+7,27+3,96=17 271,99 кВт;

где — суммарная активная нагрузка на ТР;

— суммарная активная нагрузка на напряжении 10 кВ;

— суммарные активные потери в трансформаторах;

— суммарные активные потери в кабельных линиях.

=10 926,78+3804,32+871,87−6850=8752,97 квар;

.

Мощность КУ на шинах ГПП:

квар;

Принимаем 2хКРМ-10,5−900−150УЗ.

Тогда:

=18 618,95 кВА.

кВА.

Принимаем 2хТР с S_н=16 000 кВА;

.

Выбираем трансформаторы марки ТДНС-16 000/36,75.

6. Расчет токов короткого замыкания Расчеты токов КЗ выполняются для выбора электрических аппаратов по коммутационной способности, проверки их на термическую и электродинамическую стойкость; выбора уставок релейной защиты и автоматики, выбора и проверки устройств заземления, грозозащиты и т. д.

6.1 Расчет токов короткого замыкания выше 1 кВ Расчетная схема представлена на рисунке 6.1.

Схему замещения составляем для разомкнутого секционного выключателя.

Рисунок 6.1 — Расчетная схема с нанесением точек КЗ

Расчет токов короткого замыкания для высоковольтной схемы производим в относительных единицах. Для этого, задаемся основными базисными величинами:

— базисная мощность: МВА;

— основное базисное напряжение: кВ (на 5% больше основного).

Для расчета параметров сразу в базисных величинах, рассчитаем базисные напряжения каждой ступени.

кВ; (49)

— базисные токи для каждой ступени напряжения:

кА; (50)

кА. (51)

Определим параметры схемы замещения и активные сопротивления в о.е.

Эквивалентное индуктивное сопротивление системы:

о.е. [и.д.];

о.е ЭДС системы:

о.е. (52)

Воздушная линия о.е.; (53)

о.е., (54)

где =0,444 Ом/км, =0,444 Ом/км — удельное реактивное и активное сопротивление ВЛ [6, табл.3.8].

Трансформатор ГПП Сопротивление трансформатора определяется его напряжением короткого замыкания u_k,%:

о.е. (55)

о.е. (56)

Кабельные линии Линия ГПП-ТП1:

о.е. (57)

о.е. (58)

Асинхронный двигатель Сверхпереходное сопротивление АД:

Ом; (59)

где — кратность пускового тока двигателя;

— номинальный коэффициент мощности двигателя;

— номинальный КПД двигателя.

Тогда в относительных единицах:

о.е. (60)

Для асинхронного и синхронного двигателя значение, тогда активное сопротивление:

6,42 о.е. (61)

Сверхпереходная фазная ЭДС асинхронного двигателя:

кВ, (62)

где кВ — фазное напряжение асинхронного двигателя;

кА — номинальный ток асинхронного двигателя.

Тогда линейная ЭДС асинхронного двигателя в о.е.:

о.е.

Рассчитаем ток короткого замыкания в точке К-1.

Преобразуем схему замещения относительно точки К-1. Для упрощения расчетов опустим знак «^*», так как расчет ведется в относительных единицах.

На ток короткого замыкания будет влиять только ЭДС системы и асинхронного двигателя, поэтому схема замещения будет выглядеть так, как показано на рисунке 6.2

.

Рисунок 6.2 — Схема замещения для точки К-1

электроснабжение трансформатор ток замыкание Преобразуем схему в эквивалентную результирующую.

о.е.;

о.е.

Рисунок 6.3 — Эквивалентная результирующая схема замещения для точки К-1

Начальное значение периодической составляющей тока к.з. для точки короткого замыкания:

. (63)

== 6,76 кА.

Поскольку точка короткого замыкания делит заданную схему на радиальные независимые друг от друга ветви, то ударный ток КЗ определяется суммой ударных токов отдельных ветвей:

(64)

где Тai — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока кз; она определяется по формуле

(65)

где Xэк (R=0) и Rэк (X=0) кз — соответственно индуктивная и активная составляющие результирующего эквивалентного сопротивления расчетной схемы относительно точки кз;

с — синхронная угловая частота напряжения сети.

Постоянные времени затухания апериодической составляющей тока к.з. для каждой ветви:

с;

с.

=13,02 кА.

Рассчитаем ток короткого замыкания в точке К-2.

Преобразуем схему замещения относительно точки К-2. Схема замещения будет выглядеть так, как показано на рисунке 6.4.

Рисунок 6.4 — Схема замещения для точки К-2

Преобразуем схему в эквивалентную результирующую.

о.е.;

о.е.

Рисунок 6.5 — Эквивалентная результирующая схема замещения для точки К-2

Начальное значение периодической составляющей тока к.з. для точки К-2:

== 7,39 кА.

Постоянные времени затухания апериодической составляющей тока к.з. для каждой ветви:

с;

с.

=12,93 кА.

В точке К-3 ток КЗ будет равен току КЗ в точке К-2, т.к. они имеют одинаковую подпитку.

6.2 Расчет токов короткого замыкания ниже 1 кВ Расчет токов короткого замыкания для сети ниже 1000 В производится в именованных единицах. При этом учитываются активные составляющие сопротивлений элементов.

Рассчитаем ток короткого замыкания в точке К-4. Построим расчетную схему для точки К-4:

Рисунок 6.6 — Расчетная схема для точки К-4

Начальное действующее значение периодической составляющей трехфазного тока кз:

(66)

где — среднее номинальное напряжение сети, в которой произошло короткое замыкание, В;

 — соответственно суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивление цепи кз. Эти сопротивления равны:

; (67)

(68)

где — эквивалентное сопротивление системы до понижающего трансформатора, приведенное к ступени низшего напряжения;

 — активное и индуктивное сопротивления кабельной линии;

 — активное и индуктивное сопротивления трансформатора;

 — активное и индуктивное сопротивления токовых катушек автоматических выключателей;

 — активное и индуктивное сопротивления первичных обмоток трансформаторов тока;

 — активное и индуктивное сопротивления шин.

Определим данные параметры.

1) Эквивалентное сопротивление системы до понижающего трансформатора, приведенное к ступени низшего напряжения:

(69)

где Iоткл. выкл — номинальный ток отключения выключателя, при токе нагрузки Iр. н=121,3 А, номинальный ток выключателя Iном=630 А, у которого Iоткл. выкл=12,5 кА;

Uср.НН — среднее номинальное напряжение сети, подключенной к обмотке низшего напряжения трансформатора, В;

Uср.ВН — среднее номинальное напряжение сети, подключенной к обмотке высшего напряжения трансформатора, В.

мОм.

2) Активное и индуктивное сопротивления кабельной линии, приведенные к ступени низшего напряжения:

мОм; (70)

мОм, где — коэффициент трансформации трансформатора, каскадно включенного между основной ступенью напряжения сети и приводимым элементом.

3) Активное и индуктивное сопротивления трансформатора, приведенные к ступени низшего напряжения:

мОм; (71)

мОм. (72)

4) Активное и индуктивное сопротивления токовых катушек автоматических выключателей:

мОм; =0,17 мОм по [3, табл. Б.64] при I_ном=400 А для I_п.ав=242,6 А.

5) Активное и индуктивное сопротивления первичных обмоток трансформаторов тока:

мОм; мОм по [3, табл. Б.57] при k_тр=300/5 А для I_п.ав=242,6 А.

6) Активное и индуктивное сопротивления шин:

мОм;

мОм, где , — удельные активное и индуктивное сопротивления шинопровода ШРА73 с I_ном=250 А при I_п.ав=242,6 А, мОм/м [9, табл.3];

— длина шины, м.

Тогда суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивления цепи кз равны:

мОм;

мОм.

Начальное действующее значение периодической составляющей трехфазного тока кз:

кА.

Сила ударного тока КЗ:

кА.

где =1,3 [3, стр.131].

Определяем ток однофазного короткого замыкания:

(73)

где — полное сопротивление петли «фаза-ноль»;

— полное сопротивление трансформатора току замыкания на корпус.

(74)

где , — удельные активное и индуктивное сопротивления фазного провода;

 — удельные активное и индуктивное сопротивления нулевого провода.

Эти сопротивления равны соответственно:

==0,24 Ом/км; ==0,06 Ом/км.

мОм;

мОм; (75)

кА.

6.3 Проверка выбранных кабелей на термическую стойкость Определяем тепловой импульс тока короткого замыкания, считая, что приведенное время на стороне 10 кВ — релейной защиты с выдержкой времени 0,05 с; полное время отключения выключателя 0,025 с [3, табл. Б.67]; постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания с [3, стр.103].

Приведенное время составит:

с. (76)

Проверку кабельных линий 10 осуществляем по току КЗ в точке К-2.

Тепловой импульс тока короткого замыкания для линий 10 кВ:

А²•с. (77)

Минимальное сечение по термической стойкости для линий 10 кВ:

мм², (78)

где С_Т — температурный коэффициент, А•с^½/мм² [3, табл. 5.4].

Все выбранные ранее кабельные линии удовлетворяют условию термической стойкости.

7. Выбор оборудования

7.1 Выбор высоковольтных выключателей на ГПП Ток в линии трансформатора:

— в нормальном режиме А;

— в послеаварийном режиме А.

Принимаем к установке элегазовые выключатели ВГУ-110 [12, стр. 47, табл.10]. Параметры выбранных выключателей приведены в таблице 7.1. Проверка выключателя приведена в таблице 7.2.

Тепловой импульс тока КЗ:

кА²•с.

7.2 Выбор разъединителей на ГПП По расчетным токам продолжительных режимов на РУСН выбираем разъединитель РН СЭЩ — 110/1250.

7.3 Выбор выключателей, установленных в линейных ячейках КРУ 10 кВ В качестве распределительного устройства на ГПП 10 кВ используем комплектное распределительное устройство КРУ-СЭЩ-70 производства ОАО «Самарский завод «Электрощит» г. Самара. КРУ-СЭЩ-70 предназначено для приёма и распределения трёхфазного электрического тока промышленной частоты на напряжении 6(10) кВ.

КРУ набирается из ячеек, каждая из которых выполняет свою функцию, например: ячейка отходящего фидера, ячейка трансформатора напряжения.

В качестве основных коммутационных аппаратов на вводе применяются вакуумные выключатели с электромагнитным приводом ВВУ-СЭЩ-Э (П)-10 производства ОАО «Самарский завод «Электрощит». В названии: В-выключатель; Ввакуумный; Уунифицированный; 6-номинальное напряжение, кВ; УХЛ3-климатическое исполнение и категория размещения.

Расчетный ток в послеаварийном режиме будет равен:

А.

Принимаем к установке выключатели ВВУ-СЭЩ-Э (П)-10/1600. Значение тока I_по принимаем в точке К2. Выключатель ВВУ-СЭЩ-Э-10 проходит по всем условиям.

Для отходящих линий выбираем выключатели ВВУ-СЭЩ-Э (П)-10/1000, установленные в выкатных ячейках.

В ячейках также установлены трансформаторы тока типа ТОЛ-СЭЩ-10 с номинальным током первичной обмотки, соответствующим расчётному току линии; трансформаторы напряжения 3НОЛ-СЭЩ-10−1, защищённые предохранителями ПКТ-101−10 [3, табл. Б.70] и ограничителями перенапряжения ОПН-КС -10 [3, табл. Б.77]. Всё оборудование климатического исполнения УХЛ3.

Класс точности трансформатора напряжения = 0,2; 0,5; 1,0; 3,0.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения =50,150,300,600 ВА.

7.4 Выбор оборудования КТП В качестве цеховых трансформаторных подстанций выбираем комплектные трансформаторные подстанции производства «Самарский завод «Электрощит» г. Самара.

ТП1 — 2КТПП-1000/10/0,4-У3 — тупиковая двухтрансформаторная подстанция;

ТП2 — 2КТПП-1000/10/0,4-У3 — тупиковая двухтрансформаторная подстанция;

ТП3 — 2КТПП-1000/10/0,4-У3 — тупиковая двухтрансформаторная подстанция;

ТП4 — 1КТПП-630/10/0,4-У3 — тупиковая однотрансформаторная подстанция;

ТП5 — 2КТПП-630/10/0,4-У3 — тупиковая двухтрансформаторная подстанции;

ТП6 — 2КТПП-1600/10/0,4-У3 — тупиковая двухтрансформаторная подстанция;

ТП7 — 2КТПП-1600/10/0,4-У3 — тупиковая двухтрансформаторная подстанция;

ТП8 — 1КТПП-630/10/0,4-У3 — тупиковая однотрансформаторная подстанция;

ТП9 — 2КТПП-1600/10/0,4-У3 — тупиковая двухтрансформаторная подстанция;

ТП10 — 2КТПП-1600/10/0,4-У3 — тупиковая двухтрансформаторная подстанция;

ТП11 — 1КТПП-630/10/0,4-У3 — тупиковая однотрансформаторная подстанция.

В качестве силового трансформатора возьмем выбранные ранее трансформаторы марки ТМГ.

В ячейках КТПП установлены трансформаторы тока типа ТШЛ-СЭЩ-0,66, выключатель нагрузки ВНА-СЭЩ-10.

На стороне НН установлены вводные и секционный автоматические воздушные выключатели ВА-СЭЩ-TD производства «Самарский завод «Электрощит» г. Самара.

В качестве примера рассмотрим выбор оборудования для КТПП-9, цеха 10 (как цех с максимальной нагрузкой). Нагрузка ТП9 равна S_р =1935,52 кВА. Протекающий ток утяжеленного режима на стороне НН ток будет равен I_п.ав=2793,68 А Выбираем вводной автоматический выключатель ВА-СЭЩ-В с номинальным током 3200 А с микропроцессорным расцепителем типа S. кА²•с.

8. Расчет заземления и молниезащиты

8.1 Расчет заземляющего устройства Основной защитной мерой от поражения электрическим током являются устройства защитного заземления.

Защитное заземление — преднамеренное соединение с землёй металлических частей электроустановки, которые случайно могут оказаться под напряжением при повреждении изоляции сети или электроприёмников.

Защитное заземление устанавливается в электроустановках до 1 кВ с изолированной нейтралью в обязательном порядке, в электроустановках выше 1 кВ — как с изолированной, так и с глухозаземленной нейтралью. Соединение с землей осуществляется посредством металлических электродов или групп электродов, соединенных параллельно. Они называются заземлителями.

Назначение защитного заземления заключается в создании между металлическим корпусом электроустановки и землёй электрического соединения достаточно малого сопротивления, тогда большая часть тока протекает через это сопротивление.

Длина электрически связанных кабельных линий 10 кВ:

+ =

=0,156+0,196+0,166+0,16+2•0,128+4•0,139,4=1,492 км.

Сопротивление заземляющего устройства нейтрали трансформатора на стороне 0,4 кВ согласно ПУЭ должно быть не более 4 Ом.

Сопротивление заземляющего устройства нейтрали трансформатора на стороне 10 кВ равно:

? 10 Ом, (79)

где — напряжение относительно земли, принимаем =125 В, т.к. заземляющее устройство устанавливается для электроустановки как до, так и выше 1 кВ (ТП 10/0,4 кВ),

— ток, который протекает в месте замыкания фазы на землю в электроустановках с изолированной нейтралью, А, он равен:

(80)

где — междуфазное напряжение установки, для которой ведется расчет, кВ;

 — длина электрически связанных кабельных и воздушных линий, км.

Т.к. используются только кабельные линии, то расчетный ток замыкания на землю рассчитывается по формуле:

А. (81)

Тогда сопротивление заземляющего устройства:

Ом.

Т.к. ТП является электроустановкой различных напряжений, то в качестве расчетной величины сопротивления берется наименьшее из имеющихся, т. е. =4 Ом.

Определим удельное расчетное сопротивление грунта:

Ом•м=180•10² Ом•см, (82)

где — коэффициент сезонности, учитывает засыхание, замерзание и т. д., =1,8 при применении стержневых электродов для климатической зоны России — 2 [3, табл. 8.1].

— измеренное удельное сопротивление грунта, принимаем =100 Ом•м для суглинка [3, табл. 8.2].

В качестве заземлителей используем прутковые с диаметром d=12 мм и длиной l=5 м. Тогда сопротивление одиночного заземлителя равно:

Ом. (83)

Предварительно заземлители размещаются на расстоянии а=3м друг от друга. Определяем число вертикальных заземлителей:

шт? 16шт. (84)

Расположение заземлителей принимаем по контуру. Периметр подстанции равен 32 800 мм [14, стр. 77].

8.2 Расчет молниезащиты Наиболее опасным проявлением молнии с точки зрения поражения зданий и сооружений является прямой удар (ПУМ).

Подстанции небольших размеров, как правило, защищаются стержневыми молниеотводами одинаковой выбранной высоты (не более 40−50 м). Конструкция молниеотвода представлена на рисунке 15.

От прямых ударов молнии ОРУ-110 кВ защищаются стержневыми молниеотводами, которые устанавливаются на порталах.

Для защиты ГПП принимаем два стержневых молниеотвода высотой h=50 м.

По степени надёжности защиты различают два типа зон:

А — степень надёжности защиты > 99,5%

Б — степень надёжности защиты 95 — 99,5%.

Для одиночного стержневого молниеотвода определяются параметры молниезащиты для зон.

Зона А:

Высота вершины конуса стержневого молниеотвода, м:

м. (85)

Определяем радиусы защиты на уровне земли:

м. (86)

Определяем радиусы защиты на высоте защищаемого сооружения:

м, (87)

где м — высота защищаемого объекта (ГПП) [14, стр.216].

Определяем высоту стержневого молниеприёмника:

м. (88)

Определяем активную высоту молниеотвода:

м. (89)

Зона Б:

Высота вершины конуса стержневого молниеотвода, м:

м. (90)

Определяем радиусы защиты на уровне земли:

м. (91)

Определяем радиусы защиты на высоте защищаемого сооружения:

м, (92)

Определяем высоту стержневого молниеприёмника:

м.

Определяем активную высоту молниеотвода:

м.

Для защиты электроустановок от внутренних и грозовых перенапряжений применяем ограничители перенапряжения нелинейные (ОПН).

Заключение

В ходе курсового проекта было рассмотрено электроснабжение тракторного. Основными требования были надежность, экономичность и экологичность. Начальным этапом проектирование было определение расчетных нагрузок, выбор места расположения ГПП и проектирование внешнего электроснабжения. Выбор производился по двум вариантам 110 и 35 кВ. Из проведенного технико-экономического сравнения наиболее оптимальным и экономичным является использование линии с напряжением 35 кВ, потому что она требует затрат на 8,13% меньше, чем линия с напряжением 110 кВ, но внешнее электроснабжения осуществляем на напряжении 110 кВ, т.к. предусматривается расширение завода.

Во втором этапе задача состояла в проектирование внутреннего электроснабжения завода. Было рассмотрено два варианта схемы проектирования внутреннего электроснабжения. По результатам расчета наиболее экономичным является вариант 2. Разница в затратах 2х вариантов составила 5,21%.

После выбора внутреннего электроснабжения, третьим этапом выполнялся расчет токов КЗ и проверка линий по термической стойкости. Все выбранные ранее кабельные линии 10 кВ удовлетворяют условию термической стойкости.

В четвертом этапе производился выбор основного оборудования: выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения и т. д.

Пятым этапом проектирования стал расчет заземляющего устройства и стержневых молниеотводов на ГПП.

1. Справочник по электроснабжению промышленный предприятий. В 2-х кн. / под общ. ред. А. А. Федорова и Г. В. Сербиновского. — Кн.2. Технические сведения об оборудовании.- М.: Энергия, 1974. — 528 с.

2. Справочная книга для проектирования электрического освещения/ под ред. Г. М. Кнорринга. Л.: Энергия, 1976. -384 с.

3. Наумов И. В., Лещинская Т. Б., Бондаренко С. И. Проектирование систем электроснабжения: учебное пособие. — 2-е изд., / Под общей редакцией И. В. Наумова. — Иркутск: ИрГСХА, 2011. — 327 С.

4. Степанов В. С. Методические указания для выполнения экономической части дипломного проекта по специальности 140 211 «Электроснабжение» / В. С. Степанов. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2011. — 49с.

5. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: ЭНАС, 2012. — 376 с.

6. ГОСТ 28 249–93 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ.

7. Правила устройства электроустановок (ПУЭ), изд. 7, 2001 — 2004.

8. Акишина А. Г., Старостина Э. Б. Электрооборудование станций и подстанций/ Акишина А. Г., Старостина Э. Б. — Иркутск, ИрГТУ- 2007 г.