Электроснабжение агломерационной фабрики

Ток КЗ⁽³⁾ в точке К - 1:

I _К-1⁽³⁾ = U_с /v3*vR ² _{У К-1} + X² _{У К-1} = 400/v3*v18,94²+12,91²=10,08 кА;

Ударный ток в точке К -1:

i_уд=к_уд*v2* I_по

к_уд=1+е^-0,01/Та - коэффициент ударного тока, где

Та = X_{У К-1}/щ* R_{У К-1}=12,91/ 314*18,94 = 0,002 с;

к_уд =1+е^{-0,01/ 0,002}=1,0067;

i_уд = 1,0067*v2*10,08 = 14,35 кА.

Сопротивление нулевой последовательности для точки К -1 будет приближенно равняться сопротивлению К3⁽³⁾, т.к. трансформатор на КТП имеет 11 группу соединения, только Х_У0 = X_{У К-1} - Хс =12,91 - 0,46 =12,45 Ом; R_{У 0} = R_{У К-1}=18,94 мОм;

I_по⁽¹⁾= (v3*U_с/v(2* R_{У К-1}+ R_{У 0})²+(2* Х_{У К-1}+ Х_{У 0})²)= (v3*400/v(2*18,94+18,94)²+(2*12,91+12,45)²)=10,11 кА;

R_{к к} = 0,024 мОм - сопротивление контактов кабеля;

R_каб = R_о*?=1,84*17 =31,28 мОм;

Х_каб= R_о*?= 0,068*17 =1,156 мОм;

R_{ав 2} = 0,65 мОм;

Х_{ав 2} = 0,17 мОм;

R_{к. ав 2} = 1 мОм;

Rд2=20 мОм - сопротивление дуги в точке К -2;

R_{У К-2}= R_{У К-1} - Rд1+R_{к к}+ R_каб +R_{к. ав 2}+ R_{ав 2}+ Rд2 =18,94 - 15+0,024+31,28+0,65+1+20 =56,89 мОм;

X_{У К-2}= X_{У К-1}+X_каб+ Х_{ав 2} =12,91+1,156+0,17 =14,24 мОм;

Ток КЗ⁽³⁾ в точке К - 2:

I _К-1⁽³⁾ = U_с /v3*vR ² _{У К-2} + X² _{У К-2} = 400/v3*v56,89²+14,24²=3,94 кА;

Ударный ток в точке К -2:

i_уд=к_уд*v2* I_по

к_уд=1+е^-0,01/Та - коэффициент ударного тока, где

Та = X_{У К-2}/щ* R_{У К-2}=14,24/ 314*56,89 = 0,0008 с;

к_уд =1+е^{-0,01/ 0,0008}=1;

i_уд = 1*v2*4 = 5,66 кА.

Ток однофазного КЗ в точке К -2:

X_{У К-1}+Xс R_{У К-1} - Rд1 R_{к к} R _{о каб} Х _{о каб}

R_{к. ав 2} R_{ав 2} Х_{ав 2} Rд2

К -2

Расчетная схема замещения КЗ⁽¹⁾ для точки К - 2

R_{о каб}= R_каб*10=31,28*10=312,8 мОм - активное сопротивление нулевой последовательности кабеля;

Х_{о каб}= Х_каб*4 = 1,156*4 =4,624 мОм - индуктивное сопротивление нулевой последовательности кабеля;

R_{Уо К-2}= R_{У К-1} - Rд1+R_{к к}+ R_{о каб} +R_{к. ав 2}+ R_{ав 2}+ Rд2 = 18,94 - 15+0,024+312,8+0,65+1+20 =338,41 мОм;

X_{Уо К-2}= X_{У К-1} - Хс+X_{о каб}+ Х_{ав 2} =12,91+4,624+0,17 =17,7 мОм;

I_К-2 ⁽¹⁾= (v3*U_с/v(2* R_{У К-2}+ R_{У 0})²+(2* Х_{У К-2}+ Х_{У 0})²)= (v3*400/v(2*56,89+338,414)²+(2*14,24+17,7)²)=1,52 кА;

Расчет токов КЗ в точке К-3:

R_{к. пр} = 0,1 мОм - сопротивление контактов провода;

R_пр = R_{о пр}*?=0,117*5,5 =0,644 мОм - активное сопротивление провода;

Х_пр = Х_{о пр}*?=0,0065*5,5 =0,036 мОм - индуктивное сопротивление провода;

Rд3 = 25 мОм - сопротивление дуги в точке К -3;

R_{У К-3}= R_{У К-2} - Rд2+R_{к пр}+R_пр +Rд3 =56,89 - 20+0,1+0,644+25 = 62,63 мОм;

X_{У К-3}= X_{У К-2}+X_пр =14,24+0,036 =14,276 мОм;

I _К-3⁽³⁾ = U_с /v3*vR ² _{У К-3} + X² _{У К-3} = 400/v3*v62,63²+14,276²=3,595 кА;

Ударный ток в точке К -3:

Та = X_{У К-3}/щ* R_{У К-3}=14,276/ 314*62,63 = 0,00073 с;

к_уд =1+е^{-0,01/ 0,00073}=1;

i_уд = 1*v2*3,595 = 5,08 кА.

Ток однофазного КЗ⁽¹⁾ в точке К -3:

X_{У К-2} - Хс R_{У К-2} - Rд2 R_{к пр} R_{о пр} Х_{о пр} Rд3

К - 3

Расчетная схема замещения КЗ⁽¹⁾ для точки К - 3

R_{о пр}= R_пр*10=0,644*10=6,44 мОм;

Х_{о пр}= Х_пр*4 = 0,036*4 =0,144 мОм;

R_Уо = R_{У К-2} - Rд2+R_{к пр}+ R_{о пр} +Rд3 = 56,89 - 20+0,1+6,44+25 =68,43 мОм;

X_Уо = X_{У К-2} - Хс+ R_{У К} X_{о пр} =14,24+0,144 =14,384 мОм;

I_К-2 ⁽¹⁾=(v3*U_с/v(2* _-2+ R_{У 0})²+(2* Х_{У К-2}+ Х_{У 0})²)= (v3*400/v(2*62,63+68,43)²+(2*14,276+14,384)²)=3,492 кА;

Результаты расчетов сведены в таблицу 4.3

Таблица 4.3. Результаты расчетов токов короткого замыкания

Точка КЗ	RУ, мОм	XУ, мОм	куд	I(3) по, кА	iуд, кА	I(1) по, кА
К -1	18,94	12,91	1,0067	10,08	14,35	10,11
К -2	56,89	15,24	1	3,94	5,657	1,52
К - 3	62,63	14,276	1	3,595	5,08	3,492

Проверим уставки мгновенных расцепителей автоматов QF 1 и QF 2:

I_мгн < I⁽³⁾ _по

QF 1 QF 2

4 кА <10,08 кА 0,8 кА <3,94 кА

Проверим выключатели на электродинамическую стойкость:

I_{п. отк} > i_уд

20 кА >14,35 кА 20 кА >5,657 кА

Условия выполняются, выключатели выбраны правильно.

4.5 Освещение цеха

Целью проектирования освещения является создание нормальной освещенности на рабочих местах, необходимой для проведения технологического процесса.

Размеры цеха: L_ц*В_ц*Н_ц = 36 м*20 м*10 м;

Высота рабочей поверхности: h_p =1 м;

Расстояние овеса светильников: h_с = 1 м (рис. 4.7.)

H_р=H_ц-h_с-h_p=10-1-1=8 м - высота от светильников до рабочей поверхности;

Для термического цеха по системе общего освещения принимаем нормированное значение освещенности Ен = 300 лк.

Выбираем тип применяемых ламп

Так как высота подвеса светильников значительная, а также, исходя из требований ПУЭ о преимущественном применении газоразрядных ламп, применяем для установке в цехе лампы типа ДРЛ.

Для термических цехов с использованием газоразрядных ламп К_зап =1,5.

Выбираем класс светильников со средним светораспределением (кривая света типа Г).

Тип светильников - РСПО 51Г03 (глубокоизлучатель эмалированный).

Определяем расстояние между светильниками:

? / H_р =1 > ? = 1* H_р =1*8=8 м;

где ? - расстояние между светильниками.

Светильники в цехе размещаем по углам квадрата, т.е. равномерное освещение.

L_ц = 36 м, В_ц = 20 м.

n_р =В_ц / ? =20 / 8 = 2 - число рядов;

n_св =L_ц / ? =36 / 8 = 4 - число светильников в ряду;

Общее число светильников в цехе:

N=2*4=8 шт. (рис. 4.8)

Определяем индекс помещения:

i= L_ц *B_ц/ H_р *(L_ц +B_ц)=36*20/ 8*(36+20)=1,6;

Для ламп типа ДРЛ z = 1,15 - коэффициент минимальной освещенности;

з - коэффициент использования светового потока: з=f(i), з=0,82 при с_р =0,3 - коэффициент отражения рабочей поверхности; у_п= 0,5 - коэффициент отражения потолка; у_с= 0,5 - коэффициент отражения стен;

Световой поток лампы:

Фл=Ен* К_зап* z* L_ц * В_ц /N*з=300*1,5*1,15*36*20 / 8*0,82=56798,8 лм;

Выбираем лампу типа ДРП мощностью 700 Вт, с световым потокам Фном=59500 пм.

? Фл =(Фн / Фп)*100%=(59500 - 56799) / (59500)*100=4,5% ? 10%;

Таблица 4.3. Светотехническая ведомость

№

Наименование

Размеры

Коэффициент отражения

Нормиро- ванная освещен- ность Ен, лк

Коэфф. запаса

Коэффиц. использ светового потока з, о.е

Тип осветител прибора и число

L, м

В, м

H, м

ур. п

упот

устен

1

Термический цех

36

20

10

0,3

0,5

0,5

300

1,5

0,82

ДРЛ -700 8

Для питания каждого ряда светильников применяем трехфазную сеть с нулевым проводом, т.к. эти лампы должны включаться в сеть 220 В, а для снижения коэффициентов пульсации светового потока должны подключаться к разным фазам питающей сети.

Установленная мощность светильников:

Р_ряд = n*Р_ном, кВт

Р_ряд = 4*700 = 2,8 кВт;

I_р = Р_ряд /v3*U*cosц = 2800 /v3*380*0,95 = 4,5 А.

Для управления освещением, а также для защиты электросетей от токов перегрузки и КЗ выбираем щиток осветительный типа ЯОУ - 8502 на напряжение 380/220 В, укомплектованный автоматическими выключателями ВА 21-16 I_ном= 16 А.

Выбираем провод питающей сети по условию нагрева расчетным током марки АПВ сечением 2,5 мм², I_{дл. доп} = 19 А.

Включение газоразрядных ламп в сеть через ПРА приводит к снижению коэффициента мощности, повышение cosц осуществляется за счет компенсации реактивной мощности групповым методом. Мощность конденсаторных батарей принимают равной 1,15 - 1,25 кВАр на 1 кВА мощности. Обслуживание светильников имеют право выполнять только лица из квалифицированного персонала. При этом замена ламп или обслуживание светильников осуществляется с кранов или специальных площадок.

Местное освещение предусматривается на отдельных рабочих местах (станках, агрегатах и т.д.) и выполняется светильниками, установленными непосредственно у рабочих мест. Системы местного и общего освещения, применяемые совместно, образуют систему комбинированного освещения. /12/

5. Внешнее электроснабжение

5.1 Выбор оптимального напряжения

Для экономического режима работы системы электроснабжения предприятия очень важно правильно решить вопрос выбора оптимального напряжения. Этот выбор осуществляется путем сравнения двух вариантов по приведенным затратам:

З = Ен*К+U+Ущ, руб./год;

где Ен - нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений, 1/год;

К - капитальные затраты по соответствующему варианту, руб.;

U - годовые текущие затраты по эксплуатации, руб./год;

Ущ - ущерб от недоотпуска электроэнергии промышленному предприятию из - за перерыва электроснабжения, руб./год; /8/

Предварительно определяем рациональное напряжение по нижеприведенной зависимости:

U_эк=1000 / v(500/ L+2500 / Р_м);

где L - длина линии, км: L=8,5 км;

Р_м - максимальная электрическая нагрузка предприятия, МВт: Р =11,112 МВт.

U_эк=1000 / v(500/ 8,5+2500 / 11,112)=59,36 кВ.

То есть оптимума искомого напряжения попадает между значениями стандартных напряжений 35 кВ и 110 кВ, что дает право сравнивать по приведенным затратам вариант ВЛ 35 кВ и 110 кВ.

Выбор ЛЭП и определение ее сметной стоимости

Проектируем воздушную ЛЭП, т.к. расстояние от энергосистемы до фабрики равно 8,5 км.

Определим расчетный ток в линии:

I_р = S_р /v3*U_ном, А;

где S_р - полная расчетная мощность предприятия = 14170,4 кВА;

U_ном - напряжение линии, кВ;

I_р ³⁵ = 14170,4 /v3*35 = 233,78 А; I_р ¹¹⁰ = 14170,4 / v3*110 = 74,37 А.

Определим экономическое сечение проводов:

F_эк = I_р / j_эк, мм²

где j_эк - экономическая плотность тока, А/мм²;

для Тм = 6000 ч j_эк =1 А/мм²; /8, табл. 1.1/

F_эк³⁵ = 233,78/1= 233,78 мм²; F_эк¹¹⁰ = 74,37/1=74,37 мм²;

Т.к. агломерационная фабрика металлургического комбината в целом относится ко 2-ой категории надежности, то согласно ПУЭ такой потребитель должен обеспечиваться электроэнергией от 2-х независимых резервирующих источников питания, значит, в нашем случае следует проектировать двухцепную ВЛ.

Проектируем двухцепную ВЛ на железобетонных опорах, район 2-ой по гололеду.

Расчетное сечение проводов:

F_р = I_р/m, мм²; m = 2 - т.к. ВЛ двухцепная.

F_р³⁵ =233,78/2=116,89 мм²; F_р¹¹⁰ = 74,37/2=37,19 мм².

Для напряжения 110 кВ выбираем F_ст = 70 мм²(наименьшее допустимое по условиям короны), для напряжения 35 кВ выбираем F_ст =120 мм².

Капитальные вложения на сооружения ВЛ рассматриваемых напряжений определяются как:

К_вл = К_вл^уд * L* К_уд;

где К_уд = 20 - коэффициент удорожания затрат в связи с инфляцией;

К_вл^уд - удельные капитальные затраты, руб./км;

L - длина ВЛ, L=8,5 км.

Для 35 кВ К_вл^уд = 14,5 тыс. руб./км.

Для 110 кВ К_вл^уд = 17,8 тыс. руб./км. /3, табл. 10.14-10.15/

К_вл³⁵ = 14,5*8,5*20=2465 тыс. руб.;

К_вл¹¹⁰ =17,8*8,5*20=3026 тыс. руб.

Выбор ГПП и определение ее сметной стоимости.

Установленная расчетная мощность ГПП:

Руст_ГПП = 1,5 *Р_р, кВт;

Руст_ГПП = 1,5 *11111,6=16667,4 кВт;

Единичная мощность трансформатора:

Р_Един = Руст_ГПП / 2, кВт;

Р_Един = 16667,4/ 2 = 8333,7 кВт;

Выбираем трансформаторы на ГПП:

35 кВ: ТД - 2 - 10000 -35 /10,5, сметной стоимостью К_гпп³⁵=160*20 = 3200 тыс. руб.

110 кВ: ТДН - 2 -10000 -110 /10,5, сметной стоимостью К_гпп¹¹⁰=250*20= 5000 тыс. руб. /8, прилож. 3/

Ежегодные издержки включают в себя амортизационные отчисления, эксплуатационные затраты, стоимость затрат на возмещение потерь мощности в энергосистеме:

U= U_АМ +U_Э+U_ПОТ, руб./год;

Амортизационные отчисления определяются как:

U_АМ = Р_АМ* К / 100, руб./год.

Воздушные линии (ВЛ): Р_АМ=3%

U_АМ ³⁵ = Р_АМ* К_ВЛ³⁵ / 100 = 3*2465*1000 / 100= 73950 руб./год;

U_АМ ¹¹⁰ = Р_АМ* К_ВЛ¹¹⁰ / 100 = 3*3026*1000 / 100= 90780 руб./год;

ГПП: Р_АМ=13%

U_АМ ³⁵ = Р_АМ* К_ВЛ³⁵ / 100 = 13*2465*1000 / 100= 416000 руб./год;

U_АМ ¹¹⁰ = Р_АМ* К_ВЛ¹¹⁰ / 100 = 13*3026*1000 / 100=650000 руб./год;

Эксплуатационные отчисления:

U_Э= Р_Э* К / 100, руб./год;

ВЛ: Р_Э=1,4%

U_Э ³⁵ = Р_Э* К³⁵ / 100 = 1,4*2465*1000 / 100= 34510 руб./год.

U_Э ¹¹⁰ = Р_Э* К¹¹⁰ / 100 = 1,4*3026*1000 / 100= 42364 руб./год.

ГПП: Р_Э=3%

U_Э ³⁵ = Р_Э* К³⁵ / 100 = 3*2465*1000 / 100= 96000 руб./год.

U_Э ¹¹⁰ = Р_Э* К¹¹⁰ / 100 = 3*3026*1000 / 100= 150000 руб./год.

Затраты на возмещение потерь мощности в энергооборудовании определяют как:

U_пот=?Р_М* ф_max*Ц_э;

где ?Р_М - максимальная мощность потерь, кВт;

ф_max - время пользования максимума потерь ч/год;

Ц_э - стоимость электроэнергии, руб./ кВт ч.

Ц_э= (а / Т_м)*к_у+в, руб./кВт ч;

где к_у - коэффициент участия в максимуме энергосистемы, к_у =0,9;

а, в-ставки двухставочного тарифа.

Ц_э=(2800/6000)*0,9+0,51 = 0,93 руб./кВт ч;

ф_max = (0,124 +(Т_м / 10000))² * 8760=(0,124+(6000 / 10000))² * 8760 =4591,78 ч/год.

Максимальные потери активной мощности ?Р_М для 3-х фазных токопроводов:

?Р_{М ВЛ} = 3*(с_о/2)*L*I_М²*10^-3, кВт;

с_о³⁵ = 0,25 Ом/км; с_о¹¹⁰ = 0,43 Ом/км; /3, табл. 7.38/

I_м³⁵ = 233,78 А; I_м¹¹⁰ = 74,37 А;

?Р_{М ВЛ}³⁵ = 3*I_М²*(с_о/2)*L* 10^-3 =3*233,78²*(0,25/2)*8,5*10^-3=174,21 кВт;

?Р_{М ВЛ}¹¹⁰ = 3*I_М²*(с_о/2)*L* 10^-3 =3*74,37²*(0,43/2)*8,5*10^-3=30,32 кВт;

Потери активной мощности в трансформаторе:

?Р_{М ГПП}= 2*(?Р_хх+?Р_кз*к_з²), кВт;

где к_з - коэффициент загрузки трансформатора: к_з=0,7;

n=2 - двухтрансформаторная ГПП.

Для 35 кВ Для 110 кВ

?Р_хх=12 кВт ?Р_хх=14 кВт / 3, табл. 3,5 3,6 /

?Р_кз=81 кВт ?Р_кз=58 кВт

?Р_{М ГПП}³⁵ = 2*(12+81*0,7²)=103,4 кВт

?Р_{М ГПП}¹¹⁰ = 2*(14+58*0,7²)=84,8 кВт

ВЛ:

U_пот³⁵ = 174,21*4591,78*0,93=743938,61 руб./год;

U_пот¹¹⁰ = 30,32*4591,78*0,93=129477,18 руб./год;

ГПП:

U_пот ³⁵ = 103,4*4591,78*0,93=441554,75 руб./год;

U_пот ¹¹⁰ = 84,8*4591,78*0,93=362126,14 руб./год;

Ущерб от недоотпуска электроэнергии:

У_щ = Э_{н д}*а_щ, руб./год;

где Э_{н д} - возможный недоотпуск потребителю электроэнергии;

а_щ - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии;

Э_{н д} = (Р_М*Т_м / 8760)*t_пр*к_м, ч/год;

где t_пр - ожидаемое значение времени перерыва электроснабжения предприятия, ч/год;

t_пр^ВЛ = (л_ав* Т_В*L/ 100)+ л_пл* Т_пл, ч/год;

где л_ав - поток отказов, отк/год;

Т_В - среднее время устранения отказа ч/отк;

л_пл - поток плановых отключений, отк/год;

Т_пл - среднее время планового отключения /отк;

к_м - коэффициент дефицита мощности для данного потребителя: к_м=2, т.к. ВЛ - двухцепная /8/

ВЛ: 35 кВ 110 кВ

л_ав =0,05 1/год л_ав=0,13 1/год

Т_В =12,4 ч Т_В =14,8 ч /3, табл. 8.14/

л_пл=0,15 1/год л_пл=0,4 1/год

Т_пл =13 ч Т_пл =13 ч

t_{пр ВЛ}³⁵ = (0,05*12,4*8,5/100)+0,15*13 = 2,003 ч/год;

t_{пр ВЛ}¹¹⁰ = (0,13*14,8*8,5/100)+0,4*13=5,364 ч/год;

Трансформаторы ГПП: 35 кВ 110 кВ

л_ав =0,012 1/год л_ав=0,014 1/год

Т_В =70 ч Т_В =70 ч /3, табл. 8.8/

л_пл=0,75 1/год л_пл=0,75 1/год

Т_пл =26 ч Т_пл =28 ч

t_{пр ГПП}³⁵ = 0,012*70+0,75*26= 20,34 ч/год;

t_{пр ГПП}¹¹⁰ = 0,014*70+0,75*28=21,98 ч/год;

Т.к. параметры надежности (л и Т) для трансформаторов приводятся в расчете на один трансформатор, а на ГПП устанавливаются два однотипных трансформатора, работающих в параллель, то для двух параллельно работающих трансформаторов

t_пр^, = t_пр²/ 8760, ч/год;

t_пр, ³⁵ = 20,34²/ 8760=0,047 ч/год;

t_пр^{, 110} =21,98²/ 8760 = 0,055 ч/год;

Для t_{пр ВЛ}³⁵ = 2,003<34 - а_щ = 1*20=20 руб./ кВт ч

Для t_{пр ВЛ}¹¹⁰ = 5,364>34 - а_щ = 0,72*20=14,4 руб./ кВт ч /8, прил. 4 /

Для t_{пр ГПП}³⁵ = 0,047<34 - а_щ = 1*20=20 руб./ кВт ч

Для t_{пр ГПП}¹¹⁰ = 2,003<34 - а_щ = 1*20=20 руб./ кВт ч

Э_{н д ВЛ}³⁵ = (11111,6*6000/ 8760)*2,003*1 = 15244,2 кВт ч/год;

Э_{н д ГПП}³⁵ = (11111,6*6000/ 8760)*0,047*1 =357,7 кВт ч/год;

Э_{н д ВЛ}¹¹⁰ = (11111,6*6000/ 8760)*5,364*1 =40823,7 кВт ч/год;

Э_{н д ГПП}¹¹⁰ = (11111,6*6000/ 8760)*0,055*1 =418,6 кВт ч/год;

У_{щ ВЛ}³⁵ = 15244,2*20=304884 руб./год;

У_{щ ВЛ}¹¹⁰ = 40823,7*14,4= 587861,3 руб./год;

У_{щ ГПП}³⁵ = 357,7*20=7154 руб./год;

У_{щ ГПП}¹¹⁰ = 418,6*20=8372 руб./год

Определяем приведенные затраты:

З = Е_н*К+U+У_щ;

З_ВЛ ³⁵=0,3*2465000+(73950+34510+743938,61)+304884 = 1896783 руб./год;

З_ГПП ³⁵=0,3*3200000+(416000+96000+441554,75)+7154 =1920709 руб./год;

З_ВЛ ¹¹⁰=0,3*3026000+(90780+42364+129477,18)+587861,3 = 1758282,5 руб./год;

З_ГПП ¹¹⁰=0,3*5000000+(650000+150000+362126,14)+8732 = 2670498,1 руб./год;

З³⁵ =3817492 руб./год;

З¹⁰⁰ = 4428780,6 руб./год;

Приведенные затраты варианта высшего напряжения превышают приведенные затраты низшего напряжения на 13,8%, поэтому принимаем к дальнейшему проектированию 110 кВ, как более перспективный в развитии.

5.2 Выбор числа и мощности трансформаторов

Мощность трансформаторов ГПП определяем как:

S_нт = (vР_р ²_? + Q ²_э) / N*в, кВА;

N=2, в=0,7 - коэффициент загрузки трансформатора;

Q _э - экономически выгодное значение реактивной мощности, кВАр.

Q _э= Р_{р полная}+tg ц_эн, кВАр tg ц_эн = 0,3 - для 110 кВ

Р_{р полная} = (Р_{р 0,4}+ Р_{р 10})*к_о+ Р_{р осв}+?Р_т, кВт;

где к_о - коэффициент одновременности, для 3-х смешанной работы к_о=0,95.

Р_{р осв} = 243 кВт (таблица 2.2)

?Р_т = 0,02* S_{р 0,4} = 0,02*7430,4 =148,61 кВт;

Р_{р полная} = (5111,6+6000)*0,95+243+148,61=10947,63 кВт;

Q _э = 10947,63*0,3=3284,3 кВАр;

S_нт = (v10947,63² +3284,3²) / 2*0,7= 8164,05 кВА.

Выбираем к установке на ГПП 2 трансформатора тока по 10000 кВА /3, табл. 3.6/

Таблица 5.1. Парметры силового трансформатора

Тип трансфор-ра	Sном кВА	Напряжени обмотки, кВ	Потери, кВт	uкз, %	Iхх, %	Габариты, м	Масса, т
		ВН	НН	Рхх	Ркз			длина	шири- на	вы- сота	мас ла	транс - ная	Пол- ная
ТН -10000/110	10	115	11	14	58	10,5	0,9	5,8	3,5	5,3	10,2	27	31

Определим загрузку трансформатора в нормальном режиме и аварийном режиме:

в_ф = (v10947,63² +3284,3²) / 2*10000= 0,6;

в_ав = (v10947,63² +3284,3²) / 10000= 1,14;

Трансформаторы на ГПП недогружены, но в связи технологическим расширением предприятия в будущем такие коэффициенты загрузки можно оставить.

5.3 Баланс реактивной мощности и расчет коэффициента оснащенности КУ

Реактивная мощность, потребляемая предприятием должна покрываться за счет поступлений от энергосистемы, синхронных двигателей, компенсирующих устройств.

Составим баланс реактивной мощности:

0,9*Q_р? - Q_нкф - Q'_СД - Q_э = ?Q'^;

где 0,9*Q_р? - математическая ожидаемая нагрузка реактивной по заводу в целом;

Q_нкф - мощность низковольтных конденсаторов фактическая;

Q_э - экономически выгодное значение реактивной мощности;

Q'_СД - 20% от Q_СД;

Q_р? = Q_{р 0,4} - Q_рСД = 5373,3 - 3072 = 2301,3 кВАр

Q_нкф = 3000 кВАр;

Q_э = 3284,3 кВАр;

Q_СД = 0,2*3072 = 614,4 кВАр;

0,9*2301,3 - 3000 - 614,4 - 3284,3 = -4827,53 кВАр.

?Q'=-4827,53 кВАр - имеет место перекомпенсация, для того, чтобы установить баланс заменим 7 СД на? АСД, а 3 СД оставим, при этом параметры режимов работы АСД и СД должен быть примерно одинаковыми, - отсюда

Q_рАСД = 2150,4 кВАР;

Q_рСД = 921,6 кВАр;

Q_р? = (Q_{р 0,4}+ Q_рАСД - Q_рСД)*0,95+?Q_тр+ Q_{р осв};

Q_р? = (5373,3+2150,4-921,6)*0,95+743+100=7114,995 кВАр.

где ?Q_тр =0,1* S_{р 0,4} = 0,1*7430,4 = 743 кВАр;

Q_{р осв} = 100 кВАр (таблица 2.2)

Составим баланс реактивной мощности:

0,9*7114,995-3000-3284,3-184,32=-65,12 кВАр;

?Q' = -65,12 кВАр - перекомпенсация 1% < 10% - допускается

Рассчитаем коэффициент оснащенности КУ:

Ш = (Q_нкф+ Q'_СД+ Q_НСД) / Р_р?;

Ш = (3000+184,32+921,6) / 10947,63 = 0,4 кВАр/кВт.

5.4 Выбор схемы и конструктивного исполнения ГПП

Главная понизительная подстанция (ГПП) предназначена для приема электроэнергии высокого напряжения от энергосистемы, понижения напряжения и распределения электроэнергии по кабельным линиям к цеховым ТП и СД. Исходя из назначения, можно выделить три основные части ГПП: распределительное устройство высокого напряжения 110 кВ, силовые трансформаторы, распределительное устройство 10 кВ. /1,2,17/

Распределительное устройство высокого напряжения проектируем открытое по блочному типу без сборных шин на стороне ВН с высоковольтными выключателями и неавтоматической перемычкой. /1,2,17/

Такое исполнение ОРУ требует больших капвложений, чем ОРУ с короткозамыкателями и отделителями, но зато оно более надежно в работе и удобнее в эксплуатации. /1,2,17/

Для надежного электроснабжения и снижения токов КЗ распределительное устройство 10 кВ выполняется одной секционированной системой шин. Секции шин работают раздельно, но при необходимости соединяются секционным выключателем, отключенным в нормальном положении. С целью удешевления строительства РУ - 10 кВ выполняются на комплектных устройствах наружного исполнения - ячеек КРУН типа К - 59. /1,2,17/

Согласно ПУЭ, под трансформаторами открытых подстанций уложен чистый гравий или гранитный щебень. Гравийная подсыпка должна возвышаться над поверхностью планировки не менее чем на 0,25 м. Этот слой должен выступать за пределы оборудования не менее чем на 1 м. Гранитная подсыпка должна быть ограничена бортовыми бетонными ограждениями во избежание растекания масла в случае выпуска его из бака. На территории ОРУ предусмотрена емкость для слива масла при проведения ремонтных работ.

Для тушения небольших очагов пожаров имеются ящики с песком и передвижной углекислотный огнетушитель УП - 1М.

В ОРУ в зоне влияния электрического поля необходимо ограничивать время пребывания человека в зоне в соответствии с требованием ГОСТ 12.1.002 - 84. При напряженности электрического поля:

до 5 кВ/м - время пребывания не ограничивается;

свыше 20 до 25 кВ/м - не должно превышать 10 минут;

свыше 25 кВ/м - необходимо применять средства защиты. /10/

5.5 Расчет токов КЗ

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы ЭС является возникновение КЗ в сети или в элементах электрооборудования. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы ЭС необходимо правильно определить токи КЗ и по ним выбирать электрооборудование, защитную аппаратуру. /1/

Для выполнения расчетов используем исходные данные:

Напряжение системы - 220 В;

Длина питающих линий - 8,5 км; Х_о = 0,429 ОМ/км;

Мощность КЗ энергосистемы - 1400 МВА;

Мощность тр - ра п/с энергосистемы - 63 МВА, U_вн=230 кВ, U_нн=115 к;

Напряжение распределительной сети - 10 кВ.

Расчетным видом КЗ для выбора или проверки параметров электрооборудования обычно считают КЗ⁽³⁾.

Расчет проводим в относительных единицах: S_б=1000 МВА, U_б1 =115 кВ, U_б1=10,5 кВ.

Х_с = S_б/ S_кз = 1000/1400 = 0,71 о.е.

Х_л = х_о*?*S_б / U² _б1 = 0,429*8,5*1000 / 115² = 0,276 о.е.

Х_т1= (U_к/100)*(S_Б/ S_т1)=11*1000/100*63 =1,75 о.е.

Х_т2= (U_к/100)*(S_Б/ S_т2)=10,5*1000/100*10 =10,5 о.е.

3 СД: СТД - 800 - 23 УХЛЧ: Х_d''_СД=0,143 о.е. /11, табл 2.48/

Х_СД= Х_d''_СД*S_б*cosц/Р_н = 0,143*1000*0,89/3*0,8 = 53,77 о.е.

7 АСД: АТД2 - 800/6000 УХЛЧ /3, табл. 4/

Х_АСД= Х_к''*S_б*cosц/Р_н = 0,192*1000*0,89/7*0,8 = 30,51 о.е.

Х_к'' = 1/к_п = 1/5,2 = 0,192

U_с =1; Е^»_СД=1,1; Е_АСД=0,9.

Определяем базисный ток:

I_Б1=S_Б/v3*U_Б=1000/v3*115=5 кА;

I_Б2=1000/v3*10,5=55 кА.

Определяем результирующие сопротивления в точках КЗ:

Х_{к - 1} =Хс+Хт1 = 0,71+1,75 =2,46 о.е.

Х_{к - 2} =Хс+Хт1+Хл = 2,46+0,28 =2,74 о.е.

Х_{к - 3} =Хс+Хт1+Хл+Хт2 = 2,74+10,5 =13,24 о.е.

Ток КЗ в точке К -1:

I'_по1⁽³⁾ = U_c / Х_{к - 1} =1/ 0,46=0,41 о.е.

I_по1⁽³⁾ = I'_по1⁽³⁾ * I_Б1 = 0,41*5=2,05 кА;

I_по1⁽²⁾ = I_по1⁽³⁾* v3/2 = 2,05*v3/2=1,78 кА;

Ударный ток в точке К - 1:

i_{уд К -1}=v2*К_уд* I_по1^(3);

где К_уд = 1,608; /1, табл. 3.8/

i_{уд К -1}=v2*1,608*2,05 = 4,66 кА;

Тепловой импульс тока КЗ:

В_к1 = I_по1^{(3) 2} *(t_отк+Т_А),

где t_отк - время отключения к.з., требуемое для оценки термической стойкости аппаратуры, определяется по времени действия релейных защит и полноту времени отключения выключателей.

t_отк = t_р.з.+ t_{отк. в}, с

t_р.з.=0,1 с; t_{отк. в}=0,08 с; /3, табл. 5.2/

t_отк =0,1+0,08 = 0,18 с;

Т_А = 0,02 с /1, табл. 3.8/

В_к1=2,05²*(0,18+0,02)= 0,84 кА²*с.

Ток КЗ в точке К -2:

I'_по2⁽³⁾ = U_c / Х_{к - 2} =1 / 2,47=0,36 о.е.

I_по2⁽³⁾ = I'_по2⁽³⁾ * I_Б1 = 0,36*5=1,82 кА;

I_по2⁽²⁾ = I_по2⁽³⁾* v3/2 = 1,82*v3/2=1,58 кА;

Ударный ток в точке К - 1:

i_{уд К -2}=v2*К_уд* I_по2⁽³⁾ =v2*1,608*1,82 = 4,14 кА;

где К_уд = 1,608; /1, табл. 3.8/

Тепловой импульс тока КЗ:

В_к2 = I_по2^{(3) 2} *(t_отк+Т_А),

где t_отк = t_р.з.+ t_{отк. в}=0,1+0,08 = 0,18 с;

Т_А = 0,02 с /1, табл. 3.8/

В_к2=1,82²*(0,18+0,02)= 0,66 кА²*с.

Ток К.З. в точке К - 3 учетом подпитки от высоковольтных двигателей (АСД и СД)

I'_по3⁽³⁾ = U_c / Х_{к - 3} =1/ 13,24=0,076 о.е.

I'_СД⁽³⁾ =Е_СД / Х_СД =1,1/ 53,77= 0,021 о.е.;

I'_АСД⁽³⁾ =Е_АСД / Х_АД =0,9/ 30,51= 0,029 о.е.;

I_по1⁽³⁾ = (I'_по3⁽³⁾+ I'_СД⁽³⁾+ I'_АСД⁽³⁾)* I_Б2 =(0,076+0,021+0,029)*55=6,93 кА;

I_по3⁽²⁾ = I_по3⁽³⁾* v3/2 = 6,93*v3/2=6 кА;

Ударный ток в точке К - 3:

i_{уд К -3}= i_уд.с +i_{уд. дв}, кА;

i_уд.с=v2*К_уд* I_по3^(3);

где I_по3⁽³⁾= I'_по3⁽³⁾* I_Б2= 0,076*55 = 4,18 кА;

К_уд = 1,369; Т_А = 0,01 /1, табл. 3.8/

i_уд.с=v2*1,369*4,18=8,09 кА;

i_{уд. дв} =v2* К_{уд СД}* I_СД⁽³⁾ +v2* К_{уд АСД}* I_АСД⁽³⁾ =v2*1,62*1,155+v2*1,74*1,595=6,57 кА;

где К_{уд СД}=1,62; /1, табл. 3.8/

I_СД⁽³⁾ = I'_СД⁽³⁾* I_Б2 = 0,021*55 = 1,155 кА;

где К_{уд АСД}=1,74; /11/

I_АСД⁽³⁾ = I'_АСД⁽³⁾* I_Б2 = 0,029*55 = 1,595 кА;

i_{уд К -3} = 8,09+6,57 = 14,66 кА;

Тепловой импульс тока КЗ в точке К - 3:

В_к3 = I_по3^{(3) 2} *(t_отк+Т_А),

где t_отк = t_р.з.+ t_{отк. в}=0,6+0,05 = 0,65 с;

t_{отк. в}=0,05 с; /3, табл. 5.8/

t_р.з.=t_{пр. защит}+?t = 0,1+0,5=0,6 с;

В_к3=6,93²*(0,65+0,01)= 31,7 кА²*с.

Определяем термически стойкое проводника (кабеля) отходящей линии:

q_min =v В_к3*10⁶ / с, мм²;

где с = 100 А*е^Ѕ / мм² - постоянная; /1, табл. 3.13/

q_min =v31,7*10⁶/ 100 = 56,2 мм².

Так как мы считаем токи КЗ приближенно не учитывая активные сопротивления, поэтому при выборе сечения кабеля по термической стойкости следует принимать ближайшее меньшее стандартное сечение, отсюда принимаем минимальное термически стойкое сечение кабеля q_терм = 50 мм².

Значит, проводник сечением q будет термически стойким, если q ? q_min

Таблица 5.2. Расчетные значения токов КЗ

Параметры и величины	Токи КЗ
	К -1	К - 2	К - 3
Iпо(3), кА	2,05	1,82	6,93
Iпо(2), кА	1,78	1,58	6
iуд, кА	4,66	4,14	14,66
Вк, кА2*с	0,84	0,66	31,7

5.6 Выбор электрооборудования на ГПП

Продолжительный режим работы электротехнического устройства - это режим, продолжающийся не менее, чем необходимо для достижения установившейся температуры его частей при неизменной температуре охлаждающей среды.

Продолжительный режим работы, электротехнического устройства имеет место, когда энергосистема или электроустановка находится в одном из следующих режимов: нормальный, ремонтный, послеаварийный.

Расчетными токами продолжительного режима являются: I_р - расчетный ток в нормальном режиме работы; I_max - наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима.

I_р = 11429*66 / v3*110*2 = 30 А

I_max =10000*1,4/ v3*110 = 73,5 А

Выбор оборудования на стороне ВН

На ОРУ выбираем следующее электрооборудование разъединители, выключатели, трансформаторы тока. Выбор электрооборудования покажем в соответствующих таблицах 5.3 - 5.5

Выбор разъединителей

Таблица 5.3 /3, табл. 5.5/

Тип	Расчетные данные	Паспортные данные	Проверка
РНД3.2 - 110/1000У1	Uраб = 110 кВ Imax = 73,5 А iуд = 4,14 кА Вк = 0,7 кА2*с	Uном = 110 кВ Iном = 1000 А iпрс = 80 кА Вт=I2т* tт =2976,8 кА2*с	1. По термической стойкости Вк<Вт 0,7 кА2*с < 2976,8 кА2*с 2. По динамичсекой стойкости iуд< iпрс 4,14 кА < 80 кА

Расчетные данные меньше или равны номинальным паспортным данным разъединителя, следовательно, разъединитель данного типа подходит для установки на проектируемой подстанции.

Выбор трансформаторов тока

Таблица 5.4 /3, табл. 5.9/

Тип	Расчетные данные	Паспортные данные	Проверка
ТФЗМ 110Б - 100/5	Uраб = 110 кВ Imax = 73,5 А iуд = 4,14 кА Вк = 0,7 кА2*с	Uном = 110 кВ Iном = 100 А iпрс = 20 кА Вт= 48 кА2*с	1. По термической стойкости Вк<Вт 0,7 кА2*с < 48 кА2*с 2. По динамичсекой стойкости iуд< iпрс 4,14 кА < 20 кА

Трансформаторы тока подходят для установки на стороне ВН.

Выбор выключателей

Таблица 5.5. /3, табл. 5.2/

Тип	Расчетные данные	Паспортные данные	Проверка
ВМТ - 110Б - 20/1000УХЛ1	Uраб = 110 кВ Imax = 73,5 А Iпо = 1,82 кА iуд = 4,14 кА Вк = 0,7 кА2*с	Uном = 110 кВ Iном = 1000 А Iном отк = 20 кА Iпр.с = 52 кА iпр.с = 20 кА Вт=I2т* tт =1200 кА2*с	1. По отключающей способности Iпо< Iном отк 1,82 кА < 20 кА. 2. На термическую стойкость Вк< I2т* tт 0,7 кА2*с < 1200 кА2*с 3. На электродинамичсекой стойкости Iпо< Iпр.с, iуд< iпрс 1,82 кА<52 кА, 4,14 кА<20 кА

Выбранные выключатели подходят для установки на ОРУ.

Для защиты подстанционного оборудования от атмосферных и внутренних перенапряжений на ОРУ ГПП ставим разрядники типа РВС - 110МУ1. /3, табл. 5.20/

Выбор оборудования на стороне НН

В РУ 10 кВ выбираем следующее оборудование: выключатели (вводные, секционные (отходящих кабельных линий), трансформаторы тока и напряжения.

В зависимости от места установки выключателей по ним будут проходить разные токи в максимальном режиме. Поэтому, перед выбором выключателей определяем значение максимальных токов.

Для вводных выключателей максимальный рабочий ток будет определяться при отключении одного трансформатора ГПП и перегрузки оставшегося в работе трансформатора в 1,4 раза.

Для секционного выключателя, максимальный рабочий ток будет равен половине расчетной мощности на шинах 10 кВ.

Для выключателей отходящих линий максимальный рабочий ток рассчитаем по данным таблицы 3.4, 2.1.1

I_{max B. B} = 1,4*S_{ном тр}/ v3*U_нн = 1,4*10000/v3*10 = 808,3 А;

I_{max С. B} = S_{р полной}/ v3*2*10 =11429,66/v3*2*10 = 330 А;

I_{max СД} = 54 А;

I_{max КТП} = 94,14 А.

Выбор оборудования на стороне НН покажем в соответствующих таблицах (5,6, 5,7)

Выбор выключателей на стороне НН

Таблица 5.6 /3, табл. 5.1/

Тип	Расчетные данные	Паспортные данные	Проверка
Вводный выключатель ВВЭ-10-20/1000УЗ	Uраб = 10 кВ Imax = 808,3 А Iпо = 6,93 кА iуд = 14,6 кА Вк = 31,7 кА2*с	Uном = 10 кВ Iном = 1000 А Iном отк = 20 кА Iпр.с = 52 кА iпр.с = 20 кА Вт=I2т* tт =1200 кА2*с	1. По отключающей способности Iпо< Iном отк 6,93 кА < 20 кА. 2. На термическую стойкость Вк< I2т* tт 31,7 кА2*с < 1200 кА2*с 3. На электродинамичсекой стойкости Iпо< Iпр.с, iуд< iпрс 6,93 кА<52 кА, 14,6 кА<20 кА
Секционный выключатель ВВЭ-10-20/630УЗ	Uраб = 10 кВ Imax = 330 А Iпо = 6,93 кА iуд = 14,6 кА Вк = 31,7 кА2*с	Uном = 10 кВ Iном = 630 А Iном отк = 20 кА Iпр.с = 52 кА iпр.с = 20 кА Вт=I2т* tт =1200 кА2*с	1. По отключающей способности Iпо< Iном отк 6,93 кА < 20 кА. 2. На термическую стойкость Вк< I2т* tт 31,7 кА2*с < 1200 кА2*с 3. На электродинамичсекой стойкости Iпо< Iпр.с, iуд< iпрс 6,93 кА<52 кА, 14,6 кА<20 кА

Для защиты ТСН от перегрузки и токов к.з устанавливаем предохранители типа ПКТ - 101.

Выбор предохранителя:

I_уст = 33,9/ v3*10 = 1,96 А

1) по напряжению установки

U_ном? U_раб, U_н = 10 кВ

2) по току

I_ном >I_уст, I_н = 2 А

Выбираем предохранитель ПКТ - 101 - 10 - 2 - 31,5 УЗ. /3, табл. 5.4/

Схема питания ТСН зависит от вида оперативного тока, от категории подстанции. Наиболее ответственными потребителями СН ПС являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения силовых трансформаторов. Исходя из необходимости управления выключателями 10 кВ, при отключенных вводных выключателях, ТСН присоединяем между трансформаторами и выключателями.



Тип	Расчетные данные	Паспортные данные	Проверка
Отходящей линии BВЭ -10 - 20/630УЗ	Uраб = 10 кВ Imax = 94,11 А Iпо = 6,93 кА iуд = 14,6 кА Вк = 31,7 кА2*с	Uном = 10 кВ Iном = 630 А Iном отк = 20 кА Iпр.с = 52 кА iпр.с = 20 кА Вт=I2т* tт =1200 кА2*с	1. По отключающей способности Iпо< Iном отк 6,93 кА < 20 кА. 2. На термическую стойкость Вк< I2т* tт 31,7 кА2*с < 1200 кА2*с 3. На электродинамичсекой стойкости Iпо< Iпр.с, iуд< iпрс 6,93 кА<52 кА, 14,6 кА<20 кА

Выбранные выключатели по условиям проверки подходят.

Выбор трансформаторов тока.

Таблица 5.7. /3, табл. 5.9./

Тип	Расчетные данные	Паспортные данные	Проверка
Трансформатор тока вводной ячейки ТПОЛ - 10УЗ	Uраб = 110 кВ Imax = 808,3 А iуд = 14,6 кА Вк = 31,7 кА2*с	Uном = 10 кВ Iном 1 = 1000 А Iэд=кэд*v2* Iном 1=97 кА Вт= (кт* Iном 1)2*tт = =2,2 *103 кА2*с	1. По термической стойкости Вк<(кт* Iном 1)2*tт 31,7 кА2*с < 2,2*103 кА2*с 2. По электродинамичсекой стойкости iуд< кэд*v2* Iном 1 14,6 кА < 97 кА
Трансформатор тока секционной ячейки ТПОЛ - 10УЗ	Uраб = 10 кВ Imax = 330 А iуд = 14,6 кА Вк = 31,7 кА2*с	Uном = 10 кВ Iном 1 = 600 А Iэд = кэд*v2* Iном 1=69 кА Вт= (кт* Iном 1)2*tт = =1,1 *103 кА2*с	1. По термической стойкости Вк<(кт* Iном 1)2*tт 31,7 кА2*с < 1,1*103 кА2*с 2. По динамичсекой стойкости iуд< кэд*v2* Iном 1 14,6 кА < 69 кА
Трансформатор тока отходящей ячейки ТПОЛ - 10УЗ	Uраб = 10 кВ Imax = 94,11 А iуд = 14,6 кА Вк = 31,7 кА2*с	Uном = 10 кВ Iном 1 = 100 А Iэд = 52 кА Вт= Iт2* tт= 94,1 кА2*с	1. По термической стойкости Вк< Iт2* tт 31,7 кА2*с < 94,1 кА2*с 2. По динамичсекой стойкости iуд< Iэд 14,6 кА < 52 кА

Для контроля изоляции и измерения напряжения, а также для целей учета ставим трансформатор напряжения НАМИ - 10. Для защиты от атмосферных и внутренних перенапряжений изоляции оборудования ставим облегченные разрядники типа РВО - 10У1. /3, табл. 5.20./

Выбор оперативногго тока и расчет нагрузки собственных нужд, выбор ТСН

В качестве оперативного тока применяем выпрямленный оперативный ток. Это позволит использовать на подстанции выключатели с электромагнитным приводом. Для получения выпрямлянного тока используем трансформаторы собственных нужд ТСН и комбинированные устройства питания цепей оперативного постоянного тока.

В состав потребителей собственных нужд ГПП входят электродвигатели обдува трансформаторов, обогрев приводов высоковольтных аппаратов, шкафов КРУН, освещение и т.д.

Произведем расчет нагрузок ТСН (табл. 5.8.)

Таблица 5.8. Расчет нагрузок ТСН

Электроприемник	Установленная мощность, кВт	Коэфф. мощности, cosц	Количество, шт.	Коэфф. спроса	Расчетная мощ-ть
					кВт	кВАр
1. обогрев выклю- чателя 110 кВ	1,75	1	2	1	3,5	-
2. АД обдува трансформатора	0,5	0,85	12	085	5,1	3,16
3. обогрев КРУН	0,25	1	21	1	5,25	-
4. подогрев шкафов РЗ	0,5	1	21	1	10,5	-
5. наружное освещение	4,5	1	-	0,5	2,25	-
6. отопление, осве- щение	6	1	-	0,9	5,4	-
7. оперативные цепи	1,8	1	-	1	1,8
Итого:					33,8	3,16

Вычисляем полную расчетную мощность:

S_p = v33,8² * 3,16² = 33,9 кВА

С учетом коэффициента спроса к_с = 0,7:

S_{Ф тсн} = 0,7*33,9 = 23,7 кВА

К установке на ГПП принимаем 2 трансформатора типа ТМ 25/10.

Проверим их на аварийную перегрузку, для чего определим коэффициент загрузки в этом режиме:

к_ав = 23,7/25 = 0,9

к_ав = 0,9 - что вполне удовлетворяет

Для защиты ТСН от перегрузки и токов КЗ устанавливаем предохранители типа ПКТ - 101.

Выбор предохранителя:

I_уст= 33,9/v3*10 = 1,96 А

1. по напряжению установки

U_ном? U_раб, U_н = 10 Кв

2. по току

I_ном> I_уст, I_н = 2 А

Выбираем предохранитель ПКТ - 101 - 10 - 2 - 31,5УЗ. /3, табл. 5.4./

Схема питания ТСН зависит от вида оперативного тока, от категории подстанции. Наиболее ответственными потребителями СН ПС являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения силовых трансформаторов. Исходя из необходимости управления выключателями 10 кВ, при отключенных вводных выключателях, ТСН присоединяем между трансформаторами и выключателями.

Размещено на Allbest.ru