Министерство образования Российской Федерации

АЛТАЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

им. И.И.ПОЛЗУНОВА

Кафедра "Электроснабжение промышленных предприятий" УДК 621.315 Допустить к защите в ГАК

Зав. кафедрой _______________

”__” 2003 г.

РЕКОНСТРУКЦИЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ВОСТОЧНОГО РАЙОНА ГОРОДА БАРНАУЛА

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ

ДП 100401.33.000 ПЗ

обозначение документа

Дипломник группы Э - 82 М.Н. Петухов

подпись и.о., фамилия

Руководитель проекта

доцент А.Р. Упит

должность, ученое звание подпись и.о., фамилия

Консультанты: ________________________-----

Орг.-экон. -- ст. препод., к.э.н. О.Л. Никитина

раздел проекта должность, ученое звание подпись и.о., фамилия

Охрана труда -- доцент, к.т.н. Е.Н. Авдеев

БАРНАУЛ 2003

Реферат

В дипломном проекте использовано Х источников, 3 рисунков, Х таблиц. В данном дипломном проекте рассмотрены вопросы реконструкции электроснабжения восточной части г. Барнаула.

На основании исходных данных проведен расчет электрических нагрузок потребителей и района в целом.

Определен центр электрических нагрузок. И решен вопрос о месте расположения ГПП. Построены графики электрических нагрузок, произведен выбор количества и мощности трансформаторов потребителей и трансформаторов ГПП.

Рассчитаны токи короткого замыкания на стороне выше 1000 В, выбрана высоковольтная аппаратура и кабели.

Произведен расчет потребного количества огнетушащих средств для тушения пожаров, выполнен экономический расчет затрат на реконструкцию.

Специальным вопросом рассмотрена “Микропроцессорная система дуговой защиты КРУ напряжением 6-10 кВ”.

Введение

Непрерывный рост городов и численности их населения вызывает увеличение потребления электрической энергии. Огромные масштабы жилищного и промышленного строительства, осуществленного в городах, обуславливает необходимость непрерывного развития и совершенствования городских электрических сетей, являющихся связующим звеном между источниками и городскими потребителями электроэнергии.

В области электроснабжения потребителей эти задачи предусматривают повышение уровня проектно-конструкторских разработок, внедрение и рациональную эксплуатацию высоконадежного электрооборудования, снижение непроизводственных расходов электроэнергии при ее передаче, распределении и потреблении.

Решение ряда этих вопросов рассматривается в данном дипломном проекте. Предпринята попытка выявления оптимального варианта, на основе требований ПУЭ, ПТЭ и ТТБ, реконструкции схемы электроснабжения промышленного узла одного из районов.

Поводом для решения этой задачи явилось:

1) нерациональное расположение главной понижающей подстанции по отношению к потребителям;

2) положение о том, что в качестве основного напряжения для городских сетей среднего напряжения в России принято 10 кВ. В тех городах, где имеются сети 6 кВ, они, как правило, переводятся на напряжение 10 кВ;

3) и наконец, принципиальным вопросом построения схемы электроснабжения города является выгоднейшее число трансформаций энергии, т.е. количество ее преобразований между напряжением 110 кВ и 10 кВ.

Практика проектирования показывает, что введение промежуточного напряжения 35 кВ увеличивает капиталовложения и потери в сетях. Это является причиной отказа от применения в проектируемых сетях и системах электроснабжения городов этого напряжения и ликвидации его сетей в тех городах, где они существовали ранее. Таким образом, для городских сетей следует считать предпочтительной систему электроснабжения 110/10 кВ.

1 Определение расчетных электрических нагрузок

1.1 Краткая характеристика потребителей электрической энергии

Потребители электрической энергии системы электроснабжения района представлены двумя группами: промышленные потребители и коммунально-бытовые потребители.

Котельный завод специализируется на выпуске котлов малой мощности. Значительная часть их идет на экспорт.

Производство осуществляется в две смены. Характерен резкопеременный график электрических нагрузок. Перерыв в электроснабжении предприятия повлечет за собой массовый недоотпуск продукции, простой оборудования и крупные штрафы за недопоставку продукции на договорной основе. В связи с вышеизложенным, и согласно требованиям ПУЭ котельный завод отнесен по степени надежности электроснабжения к потребителям первой категории.

Маслосыркомбинат (МСК) специализируется на выпуске сыров и другой молочной продукции.

Режим работы трехсменный. График электрических нагрузок по часам суток и временам года относительно равномерный. Перерыв в электроснабжении повлечет за собой недовыпуск и массовую порчу продукции. По степени бесперебойности электроснабжения МСК отнесен к первой категории.

Элеватор выполняет заготовительные функции (прием, подработка, хранение и отпуск зерна). Характеризуется переменным графиком электрических нагрузок по временам года. В период заготовки зерна (август, сентябрь, октябрь) максимальное использование мощности установленного оборудования. Перерыв в электроснабжении в этот период влечет за собой не только простой собственного оборудования элеватора, но и транспортных средств доставки зерновых культур с полей. Кроме того, простой зерносушильных агрегатов при наличии высокой влажности зерна, ведет к резкому ухудшению бесперебойности последнего. Предприятие по степени бесперебойности электроснабжения отнесено к потребителям II категории.

Моломаш. Основное направление - производство аппаратов, машин и оборудования для хранения и переработки молока и молочных продуктов. Режим работы предприятия двухсменный. Электроприемников I категории нет. Перерыв в электроснабжении связан с существенным недовыпуском продукции, простоем людей и механизмов. По степени бесперебойности в электроснабжении Молмаш относится к потребителям II категории.

Показатели бесперебойности электроснабжения, приведенные для завода Молмаш характерны и для фанерно-спичечного комбината (ФСК), Маслоэкстрационного завода (МЭЗ), Авторемзавода (АРЗ).

Потребители распределительной городской сети (РП-5, РП-8, ТП-6) рассматриваемого района города являются: жилые дома одноэтажной (индивидуальной) и многоэтажной (до 9 этажей) застройки, оборудованные преимущественно электрическими плитами, предприятия общественного питания, магазины, детские дошкольные учреждения, школы, автовокзал.

Перерыв в электроснабжении влечет за собой нарушения нормальной жизнедеятельности значительного количества городских жителей. Согласно требованиям ПУЭ, данная городская распределительная сеть относится к электроприемникам II категории надежности.

1.2 Определение расчетных осветительных нагрузок по 2

цеху элеватора и МИС

Расчетную нагрузку осветительных нагрузок приемников определяем по установленной мощности и коэффициенту спроса:

, (1.1)

где - коэффициент спроса для освещения, принимаемый по справочным данным [2]

- установленная мощность приемников электрического освещения, находится по формуле [2].

, (1.2)

где - удельная нагрузка по площади пола;

- площадь пола здания, сооружения, определяемая по генплану.

Производим расчет осветительной нагрузки для механической мастерской. Тип применяемых светильников ОДРЛ. Высота подвеса 4 м. Требуемая освещенность 200 лх, согласно [3]. По таблице [4] для принятого типа светильников определяем удельную мощность = 11,2 Вт/м².

Отсюда имеем:

=11,2 800 = 8,96 кВт

=8,96 0,7 = 6,27 кВт

Аналогично рассчитываем осветительную нагрузку для каждого здания. При этом учитываем этажность зданий и сооружений. Производственно-бытовой корпус (ПБК) - 3 этажа, рабочая башня (элеватор) - 6, рабочая башня (МИС) - 5, лабораторный корпус - 2, бытовой корпус - 2, столовая - 2, стенд конвейеров, административное здание - 2, зерносушилка - 4, в силкорпусах освещению подлежат верхняя и нижняя транспортная галереи.

Результаты расчетов заносим в таблицу 1.1.

Таблица 1.1

№ по генплану	Наименование Потребителей	Осветительная нагрузка
		F, м2	, Вт/м2	, кВт		, кВт
1	2	3	4	5	6	7
1	Склад	230	18,8	4,3	0,7	3,0
2	Мех. Мастерская	800	11,2	8,96	0,7	6,27
3	Бытовой корпус	240	5,7	1,4	0,6	0,8
4	Приемная башня	96	9,5	0,9	0,8	0,7
5	Насосная	92	6,2	0,6	0,85	0,5
6	ПБК	1596	4,5	7,2	0,6	4,3
7	Рабочая башня	160	8,1	1,3	0,8	1,0
8	Стенд конвейеров	512	8,1	4,1	0,8	3,3
9	Зерносушилка	312	8,1	2,5	0,8	2
10	Рабочая башня	1344	12,1	16,2	0,8	12,9
11	Силкорпус 1	960	11,7	11,2	0,8	8,9
12	Силкорпус 2	960	11,7	11,2	0,8	8,9
13	Силкорпус 4	1200	11,7	14,0	0,8	11,2
	Освещение территории	20802	5	104	1,0

1.3 Определение расчетных максимальных электрических

нагрузок по 2 цеху элеватора

В основу расчета положен метод упорядоченных диаграмм [1]. Данный метод является основным при разработке технических и рабочих проектов электроснабжения.

Распределительные пункты РП-1, РП-2, РП-3, РП-4 рабочего здания стендов (РЗС) питаются отдельными линиями от распределительного шкафа трансформаторной подстанции (ТП). Отсюда же запитан ряд РП других подразделений предприятия.

Определяем расчетные максимальные нагрузки на каждом РП. Исходные данные и результаты расчетов приведены в таблице 1.2.

Расчет выполняем в следующем порядке. Определяем суммарную номинальную мощность , подключенную к РП-1, которая составляет 525 кВт; отношение номинальной мощности наибольшего электроприемника к номинальной мощности наименьшего имеет следующие значения >3.

Для группы электроприемников по таблице [5] принимаем значение 0,6 и по значению cos находим tg .

Определяем активную и реактивную нагрузки (средние) за наиболее загруженную смену:

= 0,6 525 = 315 кВт (1.3)

= 315 1 =315 кВт (1.4)

Т.к. m>3 и 0,6 приведенное (эффективное) число электроприемников определяем по формуле:

(1.5)

в зависимости от и по таблице [5] находим коэффициент максимума К_м =1,2, по которому определяем максимальную активную мощность на питающей линии

1,2 315 = 378 кВт

максимальная реактивная мощность мощность при >10 равна

= 315 квар

определим полную расчетную мощность

кВА

максимальный расчетный ток в питающей линии составит

А (1.6)

Аналогичнй расчет производим для всех групп электроприемников (ЭП).

ЭП, работающие эпизодически и кратковременно (перекидные клапаны, подбункерные задвижки) при определении нагрузок не учитываются. Для ЭП длительного режима работы (порт, транспортеры и т.п.) номинальная активная мощность Р_ном = Р_уст. Для ЭП с повторном кратковременным режимом работы (сварочные аппараты и т.д.) номинальную мощность, указанную в паспорте, приводим к ПВ=1 по формулам для сварочных трансформаторов

кВт (1.7)

Таблица 1.2 - Определение расчетных нагрузок по 2 цеху элеватора

Наименование питания и групп электроприемников	Количество рабочих приемников	Установленная мощность, приведенная к ПВ=1, кВТ		Коэффициент использования Ки		Средняя нагрузка за max загруженную смену	Эффективное число электроприемников nэ	Коэффициент максимума Км	Максимальные нагрузки	Расчетный ток, Ip,, А
							Pсм, кВт	Qсм, квар			Рр, кВт	Qp, квар	Sp, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
РП-1 Ленточные транспортеры	15	35	525	>3	0,6		315	315	14	1,2	378	315	492	748,4
РП-2 Ленточные и цепные транспортеры, таль, тележки	35 9	8,4 2,7	295 24	>3	0,6 0,35	0,7/1 0,6/1,33	177 8,4	177 11,7
Итого по РП-2	44	7,25	319	>3	0,58	0,69/1,02	185,4	188,17	44	1,11	205,8	188,17	278,8	424,2
РП-3 Скребовые транспортеры	5	5,5	27,5		0,6	0,55/1,51	16,5	24,91
Зерноочистительное оборудование (триера, сепараторы)	22	10,8	239		0,6	0,8/0,75	143,4	107,5
Аспирационное оборудование (вентиляторы, затворы шлюзные)	20	5,05	101		0,65	0,8/0,75	65,65	49,23
Итого по РП-3	47	7,8	367,5	>3	0,61	0,78/0,8	225,5	181,69	43	1,12	252,6	181,69	311,16	473,31
Итого: силовые приемники	198	1211,5	1211,5		0,6	0,73/0,94	725,95	684,86			836,4	684,86	1106,2
Осветительные			40,6				32,4				32,4
Всего по РЗС			1252,1				758,35	684,86			868,8	684,86	1106,2
РП-4 Вентиляторы	8	17,37	139	>3	0,65	0,8/0,75	90,35	67,76	8	1	90,35	67,76	112,9
Освещение			0,5				0,4				0,4
Итого по РП-4			139,5				90,75	67,76			90,75	67,76	113,25	172,23
РП-5 Ленточные транспортеры	6	9,3	5,6	>3	0,6	0,7/1	33,6	33,6
Триера	4	5,5	22		0,6	0,8/0,75	13,2	9,9
Итого	10	7,8	78	>3	0,6	0,73/0,9	46,8	43,5	9	1,28	59,9	47,85	76,66
Вентиляторы	2	4	8		0,65	0,8/0,75	5,2	3,9		1	5,2	3,9	6,5
Освещение			1,3				1,0				1,0
Всего по РП-5			86			0,74/0,89	53	47,4			66,1	51,75	83,9	127,68
Лабораторный корпус
Лабораторное оборудование (моечные машины, шелушитель)	5	2,26	11,3		0,25	0,8/0,75	2,85	2,11
Испытательный стенд	2	14	28		0,5	0,8/0,75	14	10,5
Печь сопротивления, сушильный шкаф	2	16	32		0,7	0,95/0,33	22,4	7,39
Итого	9	7,9	71,3	>3	0,55	0,88/0,52	39,25	20,29	6	1,47	57,69	22,3	61,85
Компрессор, сантехнические вентиляторы	5	5,9	29,5		0,8	0,8/0,75	23,6	17,7			23,6	17,7
Итого: силовое оборудование	14		100,8				62,85	37,99			81,29	40,02	90,61
Освещение			5,0				3,0				3,0
Всего по лабораторному корпусу			05,8				65,85	37,99			84,29	40,02	93,31	141,94
ПБК Металлорежущие станки (токарные, строгальные, фрезерные)	8	6,97	55,8		0,14	1,3	0,6/1,33	7,81	10,33
Деревообрабатывающие станки	2	13,5	27		0,16	0,6/1,33	4,32	5,74
Сварочные трансформаторы (Sпаст=32 кВА, ПВ=0,25)	2	8,8	17,6		0,35	0,55/1,51	6,16	9,3
Итого	12	8,36	100,4	>3	0,18	0,58/1,38	18,29	25,36	12	1,75	32	25,36
Сантехнические вентиляторы	8	3,25	26		0,8	0,8/0,75	20,8	15,6			20,8	15,6
Итого	20	1	122,9				44,22	48,88			52,8	40,96
Освещение			7,2				4,3				4,3
Всего по ПБК			130,1				48,52	48,88			57,10	40,96	70,27	106,89
РП-6 (РБ)
Транспортеры, шнеки, нории	25	16,12	403		0,6	0,7/1	241,8	241,8
Сепараторы, триера	12	10,6	128		0,6	0,8/0,75	76,8	57,6
Шлюзовые затворы	10	6,4	64,4		0,65	0,8/0,75	41,86	31,39
Итого: силовые электроприемники	547	1,09	595,4	>3	0,61	0,74/0,91	360,46	329,99	22	1,15	415,68	329,9	530,7
Осветительные, включая силкорпуса 1, 2, 3				49,8			39,6				39,6
Всего по РБ			645,2				400,06	329,99			455,28	329,99	562,99	856,38
Зерносушилка РП-7
Транспортеры	3	17	51		0,6	0,7/1	30,6	30,6
Вентиляторы (технол.)	5	16	80		0,65	0,8/0,75	52	39
Вентиляторы высокого давления	2	3,5	7		0,8	0,8/0,75	5,6	4,2
Вентиляторы (аспир.)	4	5,5	22		0,65	0,8/0,75	14,3	10,72
Итого: силовые электроприемники	14	11,4	160	>3	0,64	0,77/0,82	102,5	84,52	15	1,18	120,9	84,52	147,5
осветительные			2,5				2				2
Всего по зерносушилке	162		162,5				104,5				122,9	84,52	149,2	226,95
Силкорпус №4, РП-8
Транспортеры, нории	8	28,5	228	>3	0,6	0,7/1	136,8	136,8	6	1,37	187,41	150,48
Вентиляторы (аспир.)	4	4,0	16		0,65	0,8/0,75	10,4	7,8		10,4	7,8
Итого	12		244				147,2	144,6		197,81	158,28	253,35
Освещение			14,0				11,2			11,2
Всего по силкорпусу			258				158,4	144,6		209,1	458,2	262,18		398,8
Механическая мастерская
Металлорежущие станки (токарные, фрезерные, сверлильные)	5	6,6	33		0,2	0,6/1,33	6,6	8,78
Таль (Рпасп=7,5 кВт; ПВ=0,4)	1	4,7	4,7		0,5	0,6/1,33	2,35	3,12
Сварка (Sпасп=64 кВА)	1	17,05	17,05		0,35	0,55/1,51	5,97	9,01
Итого	7	7,8	54,75	>3	0,27	0,57/1,44	14,92	20,91	6	1,88	28,05	23
Вентиляторы (сантех.)	2	5	10		0,65	0,8/0,75	6,5	4,87			6,5	4,87
Итого: силовые электроприемники	9	64,75					21,42	25,78			34,55	24,87
осветительные		8,96					6,27				6,27
Всего по механической мастерской		73,71					27,69	25,78			40,82	27,87	49,42	76,17
Прием с автотранспорта и приемная башня
Автомобилеразгрузчик	6	18	108		0,35	0,55/1,51	37,8	57,08
Нории, транспортеры	6	10,6	64		0,6	0,7/1	38,4	38,4
Итого	12	14,33	172	>3	0,44	0,62/1,25	76,2	95,48	12	1,32	100,58	95,48
ентиляторы (асп.)	2	4	8		0,65	0,8/0,75	5,2	3,9			5,2	3,9
Итого: силовые электроприемники	14		180				81,4	99,38			105,78	99,38	145,14
осветительные			3,3				2,6				2,6
Всего по ПБ			183,3				94,0	99,38			108,38	99,38	147,04	223,67
Насосная
Насосы	2	10	20		0,7	0,8/0,75	14	10,5			14	10,5	17,5
Освещение			0,6				0,5				0,5
Всего			20,6				14,5	10,5			14,5	10,5	17,9	27
Столовая
Электрические печи	3	5	15		0,6	0,95/0,33	9	2,97
Водогрейный бак	1	13	13		0,7	0,95/0,33	9,1	3
Итого: силовые электроприемники	4	7	28	<3	0,65	0,95/0,33	18,1	5,97	4	1,4	25,34	6,56
осветительные			6,2				5,6				5,6
Всего			34,2				23,7	5,97			30,94	6,56	31,63	48,11
Осветительные электроприемники по позициям 1, 4, 5, 8, 10, 15, 18, 24 генплана и территории			133,9				133,46				125,06
Всего на стороне НН без компенсации			3224		0,61		196,38	1587,67			2273,9	1602,4	2781,8	4231,62

1.4 Определение расчетной нагрузки по району электроснабжения

в целом

Определим расчетные нагрузки методом упорядоченных диаграмм. Для этого суммируем количество фактически установленных рабочих приемников предприятия, их номинальные мощности, выбираем номинальную мощность наибольшего приемника, выбираем средневзвешанный коэффициент использования, характерный для данной отрасли предприятия, вычисляем средние нагрузки узла, определяем n_э и К_м, а затем P_p и Q_P. Суммируем установленные мощности и расчетные нагрузки. Суммируем расчетные активные и реактивные потери мощности в рабочих трансформаторах, входящих в узел.

Потери мощности трансформаторов ТП предприятий ориентировочно принимаем равными , .

.

Для узла элеватор - МИС

P_P=2273,9 кВт; Q_P = 1602,45 квар; P_P.O = 242,33 кВт.

Тогда

кВА;

= 0,02 2681,87 = 55,78 кВт;

= 0,1 2681,87 = 287,91 квар.

Аналогичный расчет производим для остальных предприятий. Данные расчетов заносим в таблицу 1.3.

Суммарные расчетные нагрузки промышленных потребителей равны:

кВт; квар.

Суммарные нагрузки трансформаторных подстанций городской распределительной сети, по данным районных электрических сетей, составляют: по РП-8 Р_Т = 6500 кВт;

по РП-5 Р_Т = 4200 кВт;

по ТП-6 Р_Т = 3700 кВт.

При определении полной мощности распределительных пунктов напряжением 10 кВ в период максимума нагрузки коэффициент мощности принимаем равным 0,93, соответственно tg = 0,39. Тогда реактивные наргузки составляют по РП-8 Q_Т = 2535 квар;

по РП-5 Q_Т = 1638 квар;

по ТП-6 Q_Т = 1554 квар.

Расчетные нагрузки распределительных пунктов определяем по формуле:

,

где - расчетная нагрузка i-го трансформатора трансформаторной подстанции, присоединенный к данному элементу сети;

- коэффициент, учитывающий совмещение максимумов нагрузок, указанных трансформаторов.

При n_т = 6 10 = 0,8

Для РП-8 P_P = 0,8 6500 = 5200 кВт, Q_Р = 2028 квар.

Для РП-5 P_P = 0,8 4200 = 3360 кВт, Q_Р = 1310,4 квар.

Для ТП-6 P_P = 0,9 3700 = 3330 кВт, Q_Р = 1298,7 квар.

Суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки по городской распределительной сети равны:

кВт; квар.

Суммарные расчетные нагрузки по району электроснабжения в целом составляют:

= 26644, 8 0,9 = 23980,32 кВт;

= 16980,4 0,9 = 15282,36 квар,

где 0,9 - коэффициент одновременности максимумов нагрузок промышленных и коммунально-бытовых потребителей.

Необходимая мощность компенсирующих устройств по району в целом определяем по формуле:

,

где = 0,64 (cos = 0,84) - расчетное значение

= 0,39 (cos = 0,93) - нормативный коэффициент, заданный энергоснабжающей организацией.

Q_k.y = 23980,32 (0,64 - 0,39) = 5995,08 квар.

В качестве компенсирующих устройств принимаются батареи статических конденсаторов, суммарные потери активной мощности которых составляют 0,2 % от .

Р_k.y = 11,99 кВт.

Общая активная мощность с учетом компенсирующих устройств

Р = (Р_Р + Р_k.y) = 23980,32 + 12 = 23982,32 кВт.

Расчетная нагрузка на шинах НН ПГВ (ГПП) с учетом компенсации реактивной мощности

кВА

Потери мощности в трансформаторах ГПП

= 0,02 25727,125 = 514,54 кВт;

= 0,1 25727,125 = 2572,71 квар.

Полная расчетная мощность на стороне ВН ГПП:

Расчетный ток на шинах ВН ГПП

А.

Таблица 1.3 - Определение расчетных нагрузок по предприятиям

Исходные данные	Расчетные данные
Наименование предприятия	n	Pуст, кВт	Р, кВт	Ки		Рсм, кВт	Qсм, квар	nэ	KM	Pp, кВт	QР, квар	SP, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
2 цех элеватора - МИС
Силовая нагрузка	359	0,6-75	2952,35	0,58	0,74/0,91	1720,46	1576,9	79	1,18	2273,9	1602,45	2781,87
Осветительная			285,8			242,3				242,3
Итого на стороне НН			3238,2			1962,79	1576,96			2282,87	1602,45	2789,87
Потери в трансформаторе										55,78	287,91
Итого на стороне ВН										2338,65	1890,36	3007,11
Завод Молмаш (ТП-2)
Силовая нагрузка	98	4,0-60	1300	0,35	0,85/0,62	455	282,1	43	1,18	536,9	282,1	606,49
Осветительная			20			17				17
Итого на стороне НН			1320			472	282,1			553,9	282,1	621,59
АРЗ
Силовая нагрузка	395	1,5-40	1725	0,25	0,76/0,86	431,25	370,8	86	1,18	508,87	370,87
Осветительная нагрузка			193			464,05				164,05
Итого на стороне НН			1918			595,3	370,8			672,92	370,87	768,35
Потери в трансформаторе										15,36	76,83
Итого на стороне ВН										688,28	447,71	821,08
МЭЗ
Силовая нагрузка	325	2,2-55	3540	0,55	0,7/1,02	1947	1885,9	128	1,08	2144,81	1985,94
Осветительная										61,90	309,54
Итого на стороне ВН										2436,21	2295,48	3347,29
ФСК
Силовая нагрузка	238	2,2-60	2685		0,54	0,73/0,93	1417,5	1318,27	87	1530,8	1318,27	2128,51
Осветительная			1720			1634				1634
Итого на стороне НН			2790			1557,7	1318,27			1671,15	1318,27	2128,51
Потери в тарнсформаторе										42,57	212,85
Итого на стороне ВН										1713,72	1531,12	2298,07
БиКЗ
Силовая нагрузка	1820	4-320	8640	0,45	0,68/1,08	3888	4199,04	54	1,1	4276,8	4199,04
Осветительная			1720			1634				1634
Итого на стороне НН			10360			5544	4199,04			5910,8	4199,04	7250,48
Потери в трансформаторе										145,01	725,05
Итого на стороне ВН										6055,8	4924,09	7805,09
Элеватор (3 цех)
Силовая нагрузка	297	2-40	2210	0,61	0,8/0,75	1348,1	1011,07	110	1,07	1442,47	1011,07
Потери в тарнсформаторе										12,42	62,16
Итого на стороне ВН										566,32	344,26	662,74
МСК
Силовая нагрузка	211	4-32	2205	0,42	0,75/0,88	926,1	814,97	138	1,06	981,66	814,97
Осветительная			210			178,5				178,5
Итого на стороне НН			2415			1104,6	814,97			1160,16	814,97	1417,79
Потери в трансформаторе										28,35	141,78
Итого на стороне ВН										1188,51	956,75	1525,75
Молмаш (ТП-1)	670	2,0-80	3970	0,35	0,85/0,62	1389,5	861,49	99	1,1	1528,45	861,49
Осветительная нагрузка			180			171				171
Итого на стороне НН			4150			1560,5	861,49			1699,45	861,49	1905,3
Потери в трансформаторе										38,1	190,53
Итого на стороне ВН										1737,55	1052,02	2031,21

Продолжение таблицы 1.3

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Осветительная			155			131,75				131,75
Итого на стороне НН			2365			1479,8	1011,07			1574,22	1011,07	1870,94
Потери в трансформаторе										37,42	187,09
Итого на стороне ВН										1611,64	1198,16	2008,22
Итого промышленные
Потребители на стороне НН			32366			16453,3	12320,7			14754,6	12343,3	19236,9
Городская распределительная сеть										11890	4637,1	12762,2
Всего по району на стороне НН бе компенсации с учетом Код = 0,9										23980,3	15282,34	28436
с учетом компенсации										23992,3	9287,28	25727,12
Потери в трансформаторе ГПП										514,5	2572,7
Всего на стороне ВН ГПП										24306,8	11860	27225,8

2 Определение центра электрических нагрузок

2.1 Картограмма нагрузок

Геометрическое изображение средней интенсивности распределения нагрузок на картограмме выполняем с помощью окружностей. В качестве центра окружности выбираем центр электрической нагрузки (ЦЭН) приемника электроэнергии нагрузок. В данном случае предполагаем, что центры нагрузок совпадает с месторасположением ТП и РП потребителей.

Значение радиуса круга находим из условия равенства расчетной мощности площади круга

(2.1)

где - радиус круга, мм;

- масштаб, кВт/мм;

, отсюда

(2.2)

Силовые и осветительные нагрузки изображаем в виде сектора круга. Угол сектора определяем из соотношения активных расчетных и осветительных нагрузок предприятия.

Выбираем масштаб m=1 кВт/мм². Расчетные значения приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Определение центра электрических нагрузок

№ по генплану	, кВт	, м	, м	, мм	, кВтм	, кВтм
1	2	3	4	5	6	7
1	2338,65	204	788	27	715627	1842856
2	566,32	1034	914	13	585574	517616
3	1188,51	1274	940	19	151416	117199
4	5200	900	930	41	7020000	4836000
5	1737,55	1300	580	23	2258815	1007779
6	688,28	1080	600	15	743342	412968
7	1713,72	1090	160	23	1867954	274195
8	6055,81	650	480	44	3936276	2906788
9	1611,64	466	358	23	751024	576967
10	2436,21	420	60	28	1023208	146160
11	3330	124	340	33	412920	1132200

На генплане района произвольно наносим оси координат. Координаты ЦЭН района определяем по формулам:

(2.3)

(2.4)

2.2 Определение центра зоны рассеяния

Каждый приемник электроэнергии (ТП, РП, промышленное предприятие) работают в соответствии со своим графиком нагрузки. Нагрузки приемников с течением времени изменяются в соответствии с технологическим процессом производства. Поэтому нельзя говорить о ЦЭН как о стабильной точке, координаты ЦЭН в каждый момент времени будут принимать значение, определенные нагрузками графика.

Рассмотрим приемники электроэнергии района электроснабжения, для каждого приемника существуют графики нагрузок, тогда координаты ЦЭН являются значениями функции времени:

(2.5)

(2.6)

Эти функции описывают перемещения ЦЭН, значения их, вычисленные в дискретные моменты времени t=1, 2, 3…24Т, образуют множество точек, заполняющих некоторую область, которую называют зоной рассеяния ЦЭН.

3 3 Выбор числа и мощности трансформаторов

потребителей с учетом компенсации реактивной мощности

Выбор оптимальной мощности низковольтных батарей конденсаторов (НБК) осуществляется одновременно с выбором трансформаторов потребителей электрической энергии, т.е. при выборе числа и мощности трансформаторов должен решаться вопрос об экономически целесообразной мощности реактивной энергии, передаваемой через трансформатор в сеть напряжением 0,4 кВ.

Рассчитаем мощность трансформаторов, устанавливаемых на подстанции 2 цех элеватора - МИС, при числе трансформаторов N равное 2.

Определяем мощность трансформаторов по формуле:

, (3.1)

где - число трансформаторов,

- коэффициент загрузки трансформаторов; принимаем равным 0,7 (для потребителя 2-й категории).

кВА

Принимаем к установке два трансформатора мощностью кВА.

Находим реактивную мощность, которую можно предать через трансформаторы в сеть 0,4 кВ.

квар (3.3)

Мощность НБК по первому этапу расчета

(3.4)

1577,3 - 1441,677 = 135,623 квар

Определяем дополнительную мощность НБК по условию снижения потерь по формуле

, (3.5)

где - расчетный коэффициент, зависящий от расчетных параметров К_р1 и К_р2 и схемы питания.

Значение К_р1 зависит от удельных потерь, приведенных затрат на НБК и потерь активной мощности. Значение К_р1 принимаем по таблице [4] равным15. Значение К_р2 принимаем по таблице равным 10. В зависимости от выбранных К_р1 и К_р2 по кривым определяем значение =0,45, тогда

,

т.е. =1,7, тогда = 135,6 + 1,7=137,3 кВар.

Расчетную мощность НБК округляем до ближайшей стандартной мощности комплектных конденсаторных установок (ККУ). Принимаем к установке ККУ типа ККУ-0,38-1-150 НУЗ левого и правого исполнения вводных ячеек суммарной мощности кВар.

Реактивная нагрузка, отнесенная на шины НН ГПП с учетом потерь в трансформаторах составит:

= 1577,3 - 150 + 13,6 = 1440,9 кВар (3.6)

Аналогичный расчет проведен для всех предприятий района. Данные расчетов занесены в таблицу 3.1.

Согласно исходным данным для РП-8, РП-5, ТП-6 установка БК не требуется.

Суммарная реактивная нагрузка на шинах НН ГПП составит:

(3.7)

=1440,9 + 280,97 + 359,19 + 246,1 + 260,87 + 516,27 +

+ 1597,44 + 503,07 + 1523,94 = 6729,05 кВар

= 2028 + 1310,4 + 1298,7 = 4637,1 кВар

(3.8)

= 6729,05 + 4637,1 = 11356,15 кВар

Это удовлетворяет условию поддержания коэффициента мощности района на уровне cos = 0,93.

Следовательно, установка высоковольтных батарей конденсаторов не требуется.

Таблица 3.1 - Расчет мощности трансформаторов потребителей и конденсаторных установок

Потребители	, кВА			,квар	принятая, квар	, квар	, квар
2 цех - МИСС	1600	2	0,7	136	150	1577,3	1430,9
МСК	630	2	0,8	66	600	814,97	280,97
МОЛМАШ ТП-1	1000	2	0,8	98	600	861,49	359,49
МОЛМАШ ТП-2	630	1	0,9	39	75	282,1	246,1
АРЗ	400	2	0,77	40	150	370,87	260,87
ФСК	1000	2	0,8	98	900	1318,27	516,27
БиКЗ	630	13	0,7	364	2620	3853,44	1597,44
3 цех (элеватор)	1000	2	0,75	92	600	1011,07	503,07
МЭЗ	1600	2	0,8	138	600	1985,94	1523,94

4 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Учитывая наличие потребителей I и II категории надежности, принимаем к установке на ГПП два трансформатора.

Для определения номинальной мощности трансформаторов найдем среднюю нагрузку по суточному графику в соответствии с выражением

, (4.1)

Рассчитаем коэффициент :

, (4.2)

где - стоимость 1 кВтч потерь энергии к.з.

Так как > 0,1, то мощность трансформаторов выбирается по перегрузочной способности.

На графике выделим типовую часть из условия S_пик > S_ср и определим коэффициент начальной нагрузки К_з и коэффициент перегрузки К_п' по формулам:

(4.3)

, (4.4)

где вместо принимаем среднее значение мощности .

Полученное значение меньше, чем 0,9 К_max = 1,3, поэтому принимаем = 1,3 и корректируем продолжительность перегрузки по формуле:

(4.5)

Расчет показывает, что уточненные значения Н незначительно отличается от определенного Н' по графику, поэтому в дальнейшем будем считать, что Н=14.

По полученным значениям = 0,59 и Н= 14 по графику [5] определяем допустимое значение перегрузки К_п = 1,05.

Определим номинальную мощность трансформатора в соответствии с формулой:

кВА (4.6)

На основании выполненного расчета принимаем к рассмотрению два варианта трансформаторов: вариант 1 - трансформаторы номинальной мощностью 16000 кВА, вариант 2 - с номинальной мощностью25000 кВА.

Проверим возможность перегрузки намеченных трансформаторов при выходе из строя одного из них.

Вариант 1. При отключении одного трансформатора мощностью 16000 кВА оставшийся в работе трансформатор сможет пропустить мощность, равную 1,4 S_H = 1,416000 = 22400 кВА, т.е. 76% всей потребляемой районом мощности.

Коэффициент 1,4 учитывает допустимую предельную перегрузку трансформатора в аварийном режиме.

Вариант 2. При отключении одного трансформатора мощностью 25000 кВА оставшийся в работе может пропускать мощность, равную 1,4 S_HТ2 = 1,425000 = 35000 кВА, т.е. всю потребляемую районом мощность.

5 Расчет токов короткого замыкания

5.1 Расчет токов короткого замыкания в электроустановках

выше 1000 В

Питание потребителей осуществляется от системы бесконечной мощности.

Расчет выполнен в базисных единицах. Принимаем за базисные единицы номинальную мощность трансформатора районной подстанции МВА и И_б=115 кВ.

Находим базисный ток:

кА (5.1)

Составляем схему замещения и нумеруем ее элементы в порядке их расположения от системы бесконечной мощности в направлении к точкам к.з.

Определяем в соответствии с таблицей сопротивления элементов схемы замещения в базисных единицах.

Трансформатор Т1

(5.2)

(5.3)

линия ВЛ-110

(5.4)

где - протяженность линии, км.

К расчету токов к.з.

	SC = ? Xc = 0 220 кВ 125 МВА 220/110 Pк = 315 кВт Ur = 11% 115 кВ ВЛ ry= 0, 26 Ом/км xy = 0,4 Ом/км К1 115 кВ 25 МВА 110/10 Pк = 120 кВт Ur = 10,5% К2 10,5 кВ КЛ ry= 0,320 Ом/км xy = 0,08 Ом/км К3 10,5 кВ 1,6 МВА Pк = 18 кВт Ur = 5,5%		К1 К2 К3
Рисунок 1 - Расчетная схема	Рисунок 2 - Схема замещения

(5.5)

где x_уд - удельное реактивоное сопротивление на 1 км длины линии Ом/км;

- активное сопротивление на 1 км длины линии, определяемое как

(5.6)

где - удельная проводимость проводов, принимаемое равным 32 м/Оммм² по справочным данным;

- сечение проводов, равное 120 мм². Тогда

Ом/км

Суммарное сопротивление для точки К1

Т.к. , активное сопротивление не учитывается.

Таким образом

кА (5.7)

Ударный ток в рассматриваемой точке составит

кА, (5.8)

где - ударный коэффициент.

Для точки короткого замыкания принимаем U_б=10,5 кВ, S_б=125 МВА

кА

С учетом влияния сопротивления нагрузки x_нагр = 1,2 суммарное сопротивление до точки К2 составит:

(5.9)

(5.10)

кА (5.11)

кА

МВА (5.12)

Для точки короткого замыкания расчетные точки достаточно взять на шинах ГПП (точка К2), т.к. протяженность линии незначительна (l = 0,84 км).

Для расчета заземлания ГПП (К1) необходимо определить ток однородного к.з. в точке К1. Для этого составляем схему нулевой последовательности до точки К1, в которую войдет лишь линия 110 кВ своим индуктивным сопротивлением. Сопротивление нулевой последовательности линии определяется из соотношения [7]. Отсюда = 3 , где Ом, = 32 = 6 Ом.

Сопротивление трансформатора 125 МВА в именованных единицах равно

Ом (5.13)

Ом.

Результирующее сопротивление схем обратной и прямой последовательности равны

= =14 Ом

Ток однофазного к.з. в точке К1 составит:

кА (5.14)

5.2 Расчет токов короткого замыкания в электроустановках до 100

В элеватора

Расчет токов к.з. в сети напряжением 0,4 кВ выполняем в именованных единицах. Все элементы сети на стороне ВН трансформатора рассматриваются как источник неограниченной мощности. Работа трансформаторов предприятия раздельная. Сопротивление элементов схемы высшего напряжения до трансформатора предприятия в именованных единицах составляет

Ом, = 0,07 Ом.

Приводим сопротивление ситемы электроснабжения к напряжению 0,4 кВ

мОм (5.15)

мОм (5.16)

Определяем сопротивление трансформаторов предприятия

мОм (5.17)

мОм (5.20)

Рассчитаем ток к.з. в точке К1 (рисунок 2) на вводе низшего напряжения ТП.

Суммарное реактивное сопротивление равно

мОм (5.21)

Суммарное сопротивление активное (кроме сопротивлений элементов системы электроснабжения высшего напряжения и трансформатора ТП) должно учитывать переходные сопротивления контактов. Для этой цели в расчет вводим добавочное сопротивление, которое на шинах подстанции составит 15 мОм.

мОм (5.22)

Ток в точке К1 равен:

кА (5.23)

Ударный ток в точке К1

кА (5.24)

Аналогично рассчитываем ток к.з. в других точках цеховой сети, при этом учитываем сопротивление контактов. Результаты расчетов приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Расчетные значения токов к.з. в низковольтной сети

Точка	x, мОм	rдоб, мОм	r, мОм	IК, кА	iуд, кА
К2	13,22	20	70,23	3,23	4,56
К3	13,22	20	70,23	3,23	4,56
К4	13,22	20	70,23	3,23	4,56
К5	13,22	20	70,23	3,23	4,56
К6	9,72	25	98,83	2,32	3,28
К7	8,58	25	71,33	3,21	4,53
К8	9,11	25	67,83	3,38	4,76
К9	5,71	25	42,83	5,35	7,5
К10	13,22	20	70,23	3,23	4,56
К11	13,22	20	70,23	3,23	4,56
К12	10,21	25	75,53	3,03	4,28
К13	13,11	20	69,73	3,24	4,57
К14	13,22	25	116,83	1,96	2,77
К15	8,9	25	53,94	4,23	5,96

К расчету току к.з.

Рисунок 3

6 Выбор и проверка оборудования

6.1 Выбор высоковольтных кабелей для распределительной

сети напряжением 10 кВ

Передачу электроэнергии от источника до приемного пункта осуществляем кабельными линиями. Сечение жил кабелей выбираем по техническим и экономическим условиям.

Начальное условие - соответствие выбранного номинального питающего напряжения 10 кВ напряжению устанавливаемого оборудования, в данном случае кабельных линий.

(6.1)

Далее, согласно ПУЭ, определяем экономическое сечение в зависимости от экономической плотности тока по формуле

(6.2)

где - максимальный расчетный ток линии при нормальной работе сети;

- экономическая плотность тока, А/мм², определяемая в зависимости от материала и времени использования максимальной нагрузки.

Расчетный ток линии принимаем при нормальной нагрузки без учета повышенной нагрузки при авариях и ремонтах. полученное сечение проводника округляем до ближайшего стандартного значения.

Выбираем сечение кабеля для питания трансформаторной подстанции 3 цеха элеватора с учетом транзитной мощности, потребляемой вторым цехом и МИС.

Максимальная нагрузка составит S = 4276,55 кВА. Токовая нагрузка между питающими кабелями распределяется поровну. Продолжительность использования максимальной нагрузки 4500 часов.

Определяем расчетный ток нагрузки

А (6.3)

Расчетный ток на один кабель

А

Для кабеля с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами = 1,4 А/мм² определяем экономическое сечение кабеля

=88 мм².

Принимаем ближайшее стандартное значение 95 мм². Длительно допустимый ток по нагреву для кабеля 95 мм², лежащего в земле составит I_доп = 205 А. Введем поправочные коэффициенты на число кабелей, лежащих в одной траншее.

I_доп.к = 2050,9 = 184,5 А

I₁ = 126,3 А Следовательно, сечение кабелей, выбранное по экономической полотности тока, проходит по условию нагрева.

Выбранное сечение проверяем на термическую устойчивость к току переходного к.з. по формуле:

, (6.4)

где - установившееся значение тока к.з. принимаем равным 4,57 кА;

- приведенное время к.з., равное 0,59 с;

- температурный коэффициент, учитывающий ограничение допускаемой температуры нагрева жил кабеля принимаем 95 А/мм².

мм².

Коэффициент предварительной нагрузки:

(6.5)

В аварийном режиме, при выходе одного кабеля из строя, и на время ликвидации аварии допускается перезагрузка в течении 5 суток в пределах до 6 часов составляющая 1,25. Допустимый ток нагрузки линии с учетом перегрузки

А (6.6)

Это составляет 93% от в аварийном режиме, т.е. в аварийной ситуации предприятию необходимо в часы максимума предусмотреть снижение нагрузки на 7%.

Выбор остальных кабелей проводим аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 6.1.

В предполагаемом варианте электроснабжения для всех трасс принимаем к прокладке кабель марки ААШ_В.

Таблица 6.1 - Выбор кабелей и способ их прокладки

Наименование линий	Протя- женность трассы, м	Нормальный режим	Аварийный режим	Способ прокладки	Поправочный коэффициент	Сечение по термической устойчивости	Сечение по условию Sэк=Iр/jэк	Марка кабеля	Iдоп,, А	Iдоп.перег., А
		S, кВА	IН, А	S, кВА	IН, А
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
ГПП - 3 цех	328	2138,27	123,6	4047,2	230,6	Траншея	0,9	62,64	88,28	ААШв2(395)	184,5	230,62
3 цех - 2 цех	512	1274,47	73,67	2548,95	147,34	Траншея	0,9	62,64	52,62	ААШв2(350)	126	157,5
ГПП - МСК	1276	647,09	37,4	1294,19	74,81	Кабельный канал - траншея	0,75	62,64	26,7	ААШв2(350)	105	131,25
ГПП - РП8	1338	90,66	161,31	5581,47	322,63	Кабельный канал - траншея	0,75	62,64	115,22	ААШв2(3240)	266,25	332,81
ГПП - МОЛМАШ (ТП - 1)	858	1253,88	72,48	2507,76	144,96	Кабельный канал - траншея	0,75	62,64	51,77	ААШв2(350)	105	131,25
ТП-1 - ТП-2 МОЛМАШ	548	308,2	17,82	616,71	35,65	Траншея	0,9	62,64	12,72	ААШв2(350)	126	157,5
ГПП - АРЗ	718	367,52	21,24	735,05	42,49	Траншея	0,75	62,64	15,17	ААШв2(350)	105	131,25
ГПП - ФСК	518	976,48	56,44	1952,97	112,89	Кабельный канал - траншея	0,75	62,64	40,31	ААШв2(350)	105	131,25
ГПП - БиКЗ	244	3235,44	187,02	6470,88	374,04	Траншея	0,75	62,64	133,58	ААШв2(3240)	319	399,37
ГПП - МЭЗ	406	1276,1	73,76	2552,2	147,53	Траншея	0,75	62,64	52,68	ААШв2(350)	105	131,25
ГПП - ТП6	700	1803,24	104,38	3606,48	208,77	Траншея	0,75	62,64	74,55	ААШв2(395)	153,75	192,18
ГПП - РП5	80	1787,14	103,3	3574,28	206,61	траншея	0,9	62,64	73,78	ААШв2(395)	184,5	230,62

6.2 Выбор высоковольтного оборудования

Условие выбора выключателей, отделителей, короткозамыкателей имеют вид, приведенный в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Условие выбора оборудования

Наименование	Условие выбора
Номинальное напряжение	UН UН действ.
Номинальный ток	IН Imax
Отключающая мощность	Sоткл Sоткл. расч.
Номинальный ток отключения	IН.откл Iоткл.расч
Ток термической устойчивости	IН.Т.У. I2tф
Ток динамической устойчивости	iуд.доп iуд

Расчетные данные и параметры выбранных аппаратов приведены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 - Выбор оборудования на стороне 110 кВ

Расчетные величины	Разъединитель РНД (3)-2-110/1000	Отделитель ОД(3) 110 М/630 У1	Короткозамыкатель КЗ-110У1
UН = 110 кВ	110 кВ	110 кВ	110 кв
IН = 173 А	1000 А	630 А	-
iу = 11,74 кА	80 кА	80 кА	51 кА
I2tф = 43,68 кА	40 кА	22 кА	20 кА

Так как расчет тока к.з. сделан при условии питания цепи к.з. (точка К1) от источника неограниченной мощности, то приведенное (фиктивное) время t_ф равно действующему времени отключения t [5]. Время отключения равно сумме соответственного времени отключения аппаратуры t_откл и минимального времени действия защиты t_з

t_ф = t = t_з + t_откл. (6.7)

За величину t_з принимаем время действия наиболее быстродействующих типов защиты (от 0,02 до 0,05 с). За расчетное наименьшее время отключения 0,12 с - время действия короткозамыкателя; 0,4 с - время действия отделителя.

t_ф = 0,05 + 0,12 + 0,4 = 0,57 с.

Тогда I² t_ф ⁼ 4,9² 0,57 = 13,68 кА I_ТУ (6.8)

Для заземления нейтрали трансформаторов устанавливаем однополюсной заземлитель типа ЗОН-110У I_Н = 400 А; I_Н.Т.У. = 6,3 кА.

Для защиты изоляции электроустановки от атмосферных перенапряжений выбираем вентильные разрядники типа РВС-110М.

Производим выбор аппаратуры на стороне напряжением 10 кВ. Расчетные данные и параметры выключателей приведены в таблице 6.4.

Таблица 6.4 - Выбор аппаратуры на стороне 10 кВ

Вводной выключатель ВМПП-10-1000-31,5	Секционный выключатель ВМПП-10-630-31,5
Расчетные величины	Допустимые величины	Расчетные величины	Допустимые величины
UН = 10 кВ	10 кВ	UН = 10 кВ	10 кВ
IР = 846,5 А	1000 А	IН = 423,2 А	630 А
iу = 33,09 кА	80 кА	iу = 33,09 кА	80 кА
I2 tф = 3,13 кА2с	31,5 кА2с	I2tф = 3,13 кА2с	31,5 с
Sк = 77,85 МВА	200 МВА	Sк = 77,85 МВА	МВА

t_ф = 0,05 с (з) + 0,1 с (выкл)

Выключатели поставляются комплексно с камерами КРУ со встроенным приводом.

Таблица 6.5 - Выключатели на отходящие фидера

Расчетные величины	Допустимые величины
UН = 10 кВ	10 кВ
IН = 100200 А	630 А
I2tф = 3,13 кА2с	31,5
iу = 33,09 кА	80 кА
Sк = 77,85 МВА	200 МВА

6.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения

Измерительные трансформаторы предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений наиболее удобных для подключения измерительных приборов, реле защиты, устройств автоматики.

Таблица 6.6 - Условия выбора трансформаторов

Расчетные параметры цепи	Каталожные данные трансформатров	Условия выбора
Uуст	UН	Uуст UН
Iраб.ут	I1Н	Iраб.ут I1Н
iу	Iт. дин кдин	iу Iт. дин iу
Вк	IТ, tТ КТ, I1Н	Вк IТ2tТ Вк (КТI1Н)2tТ
Z2	Z2Н	Z2 Z2Н

Трансформаторы тока установлены во всех цепях трансформаторов и линий. Необходимые измерительные приборы выбираются по рекомендациям [1]. Для учета мощности, потребляемой приборами используется табличная форма.

Таблица 6.7 - Расчет S приборов

Наименование и тип прибора	Число приборов	Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр Э-378	1	0,1	0,1	0,1
Ваттметр Д-335	1	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии И-674	1	3	-	3
Счетчик реактивной энергии И-673	1	3	-	3
Итого:	4	6,6	0,1	6,6

Из таблицы видно, что наиболее загружены трансформаторы фаз А и С.

Общее сопротивление приборов

Ом (6.9)

где - вторичный ток прибора, равный 5А.

Предполагаем к установке трансформатор тока ТПЛК 10УЗ-0,5/10Р, U_Н = 10 кВ, Z_2Н = 1,2 Ом, t_тер = 3 с, I_Н1 = 1000 А, к_тер = 27.

Допустимое сопротивление проводов

, (6.10)

где - удельное сопротивление материала. Для алюминия = 0,0283 Ом/мм²;

l - расчетная длина приблизительно равная для подстанции 75 м;

g - сечение соединительных проводов.

Ом.

Сопротивление контактов, принимается равным при числе приборов больше 3 - 0,1 Ом.

Сумма вторичных сопротивлений равна r₂ = r_приб + r_пр + r_к = 0,26 + 0,53 + + 0,1 = 0,89 Ом.

Условие Z₂ Z_2Н выполняется.

Сравнение остальных условий приведены в табличной форме.

Таблица 6.8 - Расчетные и каталожные данные по выбору трансформатора тока

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст = 10 кВ	UН = 10 кВ
IРН = 846 А	IН1 = 1000 А
iу = 33,09 кА	= 74,5 1,41 1000 - 105 кА
ВК = 3,13 кА2с	(КТIН)2tТ= (27 1)2 3 = 2187 кА2с

На отходящих фидерах к установке приняты трансформаторы тока ТПЛ-10-0,5/10р, которые встраиваются заводом изготовителем ячейки КРУ.

Трансформаторы напряжения предназначены для питания включенных параллельно катушек измерительных приборов, релейной защиты и приборов контроля изоляции.

Таблица 6.9

Расчетные данные	Каталожные данные ТПЛ-10
UН = 10 кВ	UН = 10 кВ
Ip.max = 374 А	IН = 400 А
Z21 = 0, 38 Ом	Z21 = 0, 38 Ом
iу = 33,09 кА	= кА
ВК = 3,13 кА2с	(КТIН1)2tТ= (20 0,4)2 3 = 192 кА

На стороне 10 кВ РУ закрытой установки, выбираем пятистержневой трансформатор напряжения НАМИ-10; U_Н = 10 кВ, S_Н2 = 120 ВА в классе точности 0,5.

Расчет вторичной нагрузки трансформатора напряжения 1 секции приведен в таблице 6.10.

Таблица 6.10 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	S, ВА	Число обмоток	Cos	Sin	Число приборов	P, Вт	Q, Вар
1	2	3	4	5	6	7	8

Подобные документы

• Проект ТП 35/10 кВ "Город" ИРЭС ООО "БашРЭС-Стерлитамак" для электроснабжения потребителей с разработкой защитного заземления

  Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии.
  
  дипломная работа [653,6 K], добавлен 20.07.2008
  

• Электроснабжение цементного завода

  Проектирование электроснабжения цехов цементного завода. Расчет электрических нагрузок: цехов по установленной мощности и коэффициенту спроса, завода в целом, мощности трансформаторов. Определение центра нагрузок и расположения питающей подстанции.
  
  курсовая работа [142,1 K], добавлен 01.02.2008
  

• Расчет электроснабжения станкостроительного завода

  Станкостроительный завод: электроснабжение, графики нагрузок, центр электрических нагрузок, схема электроснабжения, мощность конденсаторных установок и трансформаторов, выбор напряжений, сетей завода и токов, экономическая часть и охрана труда.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 20.07.2008
  

• Выбор и расчёт электрической части подстанции

  Изучение схемы электроснабжения подстанции, расчет электрических нагрузок. Выбор числа и мощности трансформаторов. Составление схемы РУ высокого и низкого напряжений подстанции. Расчёт токов короткого замыкания. Подбор выключателей, кабелей и их проверка.
  
  курсовая работа [571,1 K], добавлен 17.02.2013
  

• Реконструкция системы электроснабжения завода ОАО "Тагат" имени С.И. Лившица

  Проектирование внутрицеховых электрических сетей завода ОАО "Тагат" имени С.И. Лившица. Определение силовой и осветительной нагрузок; выбор числа и мощности трансформаторов цеховой подстанции. Расчет релейной защиты и автоматики; меры электробезопасности.
  
  дипломная работа [2,5 M], добавлен 18.02.2013
  

• Характеристика установки инверторной сварки "Магма–315Р"

  Краткая характеристика механосборочного цеха. Схемы внешнего электроснабжения. Анализ электрических нагрузок. Выбор схемы электроснабжения, расчет трансформаторов. Компоновка цеховой подстанции. Принцип работы установки инверторной сварки "Магма–315Р".
  
  дипломная работа [710,8 K], добавлен 13.07.2014
  

• Проектирование электрооборудования участка модельного цеха

  Определение и анализ электрических нагрузок системы электроснабжения объекта. Ознакомление с процессом выбора числа и мощности цеховых трансформаторов. Характеристика основных аспектов организации технического обслуживания электрооборудования цеха.
  
  дипломная работа [7,1 M], добавлен 08.02.2022
  

• Потребители электрической энергии

  Характеристика потребителей электроэнергии. Категории надежности потребителей. Режимы работы электроприемников. Расчет электрических нагрузок, силовых нагрузок, осветительной нагрузки. Проектирование освещения производственного здания. Источники света.
  
  курсовая работа [484,4 K], добавлен 15.06.2008
  

• Выбор схем выдачи мощности электростанции типа АЭС

  Разработка проекта изменения электрической части Запорожской АЭС: технико-экономическое сопоставление вариантов и выбор схемы выдачи мощности АЭС. Расчет электроснабжения собственных нужд блока, выбор мощности дизель-генераторов систем надежного питания.
  
  курсовая работа [356,4 K], добавлен 22.11.2010
  

• Проектирование тяговой подстанции

  Однолинейная схема главных электрических соединений подстанции. Расчет токов нормального режима и короткого замыкания. Выбор и проверка токоведущих частей и изоляторов, электрических аппаратов, контрольно-измерительной аппаратуры, трансформаторов.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 08.09.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам