Электроснабжение завода продольно-строгальных станков

Согласно заданию питание осуществляется от подстанции неограниченной мощностью, на которой установлены два трехобмоточных трансформатора мощностью по 100 МВА, напряжением 230/115/37 кВ. Трансформаторы работают раздельно. Расстояние от подстанции до завода 16км. Таким образом, существует два варианта по выбору питающего напряжения. Произведем сравнение обоих вариантов.

Оценим по эмпирической формуле Стилла величину нестандартного напряжения:

При питании от подстанции энергосистемы:

где l - длина линии, км;

P_p - передаваемая расчетная мощность, кВт;

Из стандартного ряда напряжений выбираем два ближащих значения: 110 кВ и 35 кВ. Так как имеются потребители I и II категории, то принимаем питание по двухцепной ВЛ.

Расчетный ток при напряжении 35 кВ:

А.

где S_p - полная расчетная мощность, кВА;

n - количество линий;

По величине расчетного тока I_р и экономической плотности тока j_э, определяется приближённое сечение проводов ВЛ. Экономическая плотность тока находится по продолжительности использования максимума нагрузки Т_мах=4345 ч, из литературы [1] j_э=1,1 А/мм²

мм²;

Из литературы [7 таблица П3.3] выбираем провод марки АС - 120 у которого длительно допустимый ток равен I_доп = 390 А, удельные активные и индуктивные сопротивления Ом/км, Ом/км.

Выбранное сечение провода необходимо проверить на: а) допустимость к нагреву током форсированного режима; б) величину допустимых потерь напряжения.

Проверка по нагреву сводится к сравнению форсированного тока линии с допустимым:

, ,А.

, А(выполняется);

Проверка по потерям напряжения выполняется по формуле:

%

Аналогичный расчет делаем и для напряжения 110 кВ. Результаты расчетов сведем в таблицу 5.

Таблица 5 - Выбор сечения проводов, проверка по падению напряжения.

, кВ	, А	, А	, мм2	Марка провода	, Ом/км	, Ом/км	l, км	, %
35	120.06	240.11	109.14	АС-120	0.27	0.4	16	1.58
110	38.20	76.40	34.73	АС-70	0.46	0.43	16	0.31

Подсчитаем затраты на электроснабжение при напряжении 35 и 110 кВ.

Используем укрупненные данные 1989 года с учетом увеличения цен в 100 раз.

Приведенные затраты, тыс. руб/год.:

, тыс. руб/год

где р_н - нормативный коэффициент экономической эффективности, р_н = 0,12 литературы [].

К - капиталовложения, тыс. руб.

И - годовые эксплуатационные расходы, руб/год.

Капиталовложения будут равны:

,

где К_{комм.аппар.} - капиталовложения на высоковольтные коммутационные аппараты, тыс. руб,

К_лин - капиталовложения в сооружения линии, тыс. руб,

К_тр - капиталовложения на силовой трансформатор, тыс. руб.

Питание осуществляется по двуцепной линии, опоры металлические с двухцепной подвеской цепей. Упрощеная схема внешнего электроснабжения предприятия приведена на рисунке 4.

Рисунок 4 - Упрощеная схема внешнего электроснабжения завода продольно-строгальных станков.

Из литературы [5,таблица 5.2] находим, что стоимость ОРУ с элегазовыми выключателями на напряжение 110 кВ составляет 3200 тыс. руб., стоимость сооружения 1 км двухцепной сталеалюминевой воздушной линии проводами марки АС-70 на железобетонных опорах на 110 кВ равна 1500 тыс. руб, [5 ,таблица 10.15]. Стоимость силового трансформатора напряжением 110/10 кВ и мощностью 10МВА равна 4360 тыс. руб. [5, таблица 3.6].

, тыс. руб.;

Стоимость ОРУ с элегазовыми выключателями на напряжение 35 кВ составляет 2500 тыс. руб, стоимость сооружения 1 км двухцепной сталеалюминевой воздушной линии проводами марки АС-120 на металлических опорах на 35 кВ равна 1360 тыс. руб, [5 ,таблица 10.15]. Стоимость силового трансформатора напряжением 35/10 кВ равна 3200 тыс. руб. [5, таблица 3.6].

, тыс. руб.;

Годовые эксплуатационные расходы:

,

где И_э - расходы на потери электроэнергии в данной установке, руб/год,

И_а - амортизационные отчисления, руб/год,

И_о - расходы на обслуживание электроустановки, руб/год., этот вид расходов изменяются незначительно, поэтому им можно пренебречь.

Линия 110 кВ:

Расходы на потери электроэнергии вычисляются по формуле:

Для линий: ,тыс.руб/год;

,где ДS_max - потери активной мощности в электроустановке при максимальной нагрузке на напряжение 110кВ

, кВА

Для трансформаторов:

где ДP_хх - потери холостого хода для трансформатора ТДН-10000/110 .

ДP_хх=18, кВт из литературы [].

ДP_кз - потери короткого замыкания для трансформатора ТДН-10000/110

ДP_кх=68, кВт из литературы [].

ф - время наибольших потерь, ч, ф = 2638 часов, из литературы [],

С_о - стоимость энергии, С_о=0,00018 тыс.руб/кВА.

Амортизационные отчисления вычисляются по формуле:

;

где К_а - норма амортизационных отчислений, для линий К_а=0,05, для трансформаторов К_а=0,09 из литературы [5,таблица 5.2],

тыс.руб/год;

тыс.руб/год; тыс.руб/год;

Приведенные затраты на электроснабжение, при напряжении 110 кВ:

тыс.руб/год;

Линия 35 кВ:

Для линий: ,тыс.руб/год;

,где ДS_max - потери активной мощности в электроустановке при максимальной нагрузке на напряжение 35кВ

, кВА

Для трансформаторов:

где ДP_хх - потери холостого хода для трансформатора ТДН-10000/35 .

ДP_хх=14.5, кВт из литературы [].

ДP_кз - потери короткого замыкания для трансформатора ТДН-10000/35

ДP_кх=65, кВт из литературы [].

тыс.руб/год;

тыс.руб/год;

тыс.руб/год;

Тогда приведенные затраты на электроснабжение при напряжении 35 кВ:

тыс.руб/год;

Результаты расчетов сведем в таблицу 6.

Таблица 6 - Выбор уровня напряжения внешнего электроснабжения.

Уровень напряжения, кВ	Капитальные вложения К, тыс.руб.	Издержки И, тыс.руб.	Приведенные затраты З,тыс.руб.
35	30660	1860	5539
110	35920	2200	6510

По приведенным затратам выбираем наиболее выгодный уровень напряжения 35кВ.

Выбор мощности трансформаторов ГПП и места их установки

Среди цехов завода продольно-строгальных станков приобладают цеха первой и второй категории, поэтому принимаем число трансформаторов равное двум.

Выбор двухтрансформаторной подстанции производиться по условию:

Принимаем мощность трансформатора марки ТДН-10000/35/10,5

Для установки на ГПП выбираем трансформатор марки ТДН-10000/35/10,5. Для обеспечения требуемой надёжности на ГПП предусматриваем установку двух трансформаторов данной марки. Данный вид выбранного трансформатора предусматривает возможное увеличение потребляемой мощности предприятия, а следовательно и снижение затрат при замене их более мощными.

Для строительства ГПП выбираем свободную территорию с учетом того, чтобы она была как можно ближе к центру электрических нагрузок завода. Под строительство подстанции отведем площадь размерами 50х40 м .Место расположения ГПП указана на рисунке 5.



Рисунок 5 - Место расположения ГПП на генплане завода продольно-строгальных станков

6. Выбор схемы внутреннего электроснабжения

При проектировании системы внутреннего электроснабжения завода продольно-строгальных станков, будем учитывать:

- существуют приемники 10 кВ.

- категорийность приемников.

- наличием цехов с малой потребляемой мощностью.

Категорийность надежности электроснабжения цехов завода продольно-строгальных станков указана в таблице.6.

Таблица 6- Категории цехов завода продольно-строгальных станков по надежности электроснабжения.

№	Цех	Категория
1	Механический цех мелких станков	2
2	Механический цех крупных станков	2
3	Механический цех уникальных станков	2
4	Цех обработки цветных металлов	2
5	Сборочный цех	2
6	Чугунолитейный цех	1
7	Цех цветного литья	1
8	Заготовительно-сварочный цех	2
9	Термический цех	1
10	Компрессорная а) 0,4 кВ б) Синхронные двигатели 10 кВ	2 1
11	Модельный цех	3
12	Заводоуправление, столовая	3
13	Главный магазин	3
14	Электроцех	2

При проектировании электроснабжения рассмотрим несколько вариантов и выберем наиболее экономичный по приведенным затратам.

Варианты схем внутреннего электроснабжения смотрены на рисунках 6,7.

В зависимости от общей схемы электроснабжения, величины потребляемой мощности, территориального размещения нагрузок, , выбираем радиальную или магистральную схему. Наилучший вариант схемы электроснабжения промышленного предприятия выбирают по условию минимальных приведённых затрат:

, тыс. руб/год

где р_н - нормативный коэффициент экономической эффективности, р_н = 0,12 литературы [].

К - капиталовложения, тыс. руб.

И - годовые эксплуатационные расходы, руб/год.

Капиталовложения будут равны сумме стоимостей кабельных линий и трансформаторных подстанций:

, тыс.руб.

где К_лин - капиталовложения в сооружения кабельных линий, тыс. руб,

К_тр - капиталовложения на строительство цеховых трансформаторных подстанций, тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы:

, тыс.руб.

где И_э - расходы на потери электроэнергии в данной установке, руб/год,

И_а - амортизационные отчисления, руб/год,

И_о - расходы на обслуживание электроустановки, руб/год., этот вид расходов изменяются незначительно, поэтому им можно пренебречь.



Рисунок 6 - Первый вариант внутренней схемы электроснабжения завода продольно-строгальных станков

Рисунок 7 - Второй вариант внутренней схемы электроснабжения завода продольно-строгальных станков

Произведем технико-экономический расчет по выбору наиболее оптимального варианта схемы внутреннего электроснабжения. Капитальные вложения на строительство складываются из суммы вложений в устройство ЦТП и стоимости кабельной сети. Результаты расчетов мощности и стоимости ЦТП для каждого варианта сведем в таблицу 7. Используем укрупненные данные 1989 года [5] увеличенные в сто раз.

Таблица 7 - Расчет мощности и стоимости ЦТП (вариант №1).

N	Наименование цеха	, кВт	, кВ•А	Категория надежности	Pрасч без КРМ, кВт	Pрасч с КРМ по 0.4, кВт	Sном без КРМ кВ•А	Sном с КРМ кВ•А	n1	n2	n	Q пропус через трансф	Qp-Qпропус	Марка КТП	Стоимость КТП с учетом оборудования и монтажа, тыс.руб	Потери электроэнергии в КТП, кВА/год	Стоимость потерь электроэнергии в КТП, тыс.руб/год
	ЦТП-2
1	Механический цех мелких станков	257.6	340.7	2		200.0
2	Механический цех крупных станков	1033.9	1460.3	2		1000.0
	Итого ЦТП-2	1291.4	1800.3	2	1260.2	904.8	1600	1000	1.15	1.84	2	1830.2	-575.9	2КТП-1000/10 У3	2875	105757.45	19.04
	ЦТП-3
3	Механический цех уникальных станков	1137.8	1616.7	2		1000.0
14	Электроцех	91.4	121.3	2		50.0
	Итого ЦТП-3	1229.2	1737.7	2	1216.4	869.4	1600	1000	1.10	1.76	2	1872.6	-644.3	2КТП-1000/10 У3	2875	104517.57	18.81
	ЦТП-5
4	Цех обработки цветных металлов	354.6	394.5	2		250.0
5	Сборочный цех	348.4	483.9	2		0.0
	Итого ЦТП-5	703.0	920.0	2	644.0	547.7	1000	630	1.00	1.59	2	1210.9	-617.2	2КТП-630/10 У3	2666	59187.03	10.65
	ЦТП-6.2
6	Чугунолитейный цех	1842.1	2445.6	1		1100.0
	Итого ЦТП-6.2	1842.1	2445.6	1	1589.6	1242.2	1600	1250	1.77	2.27	2	966	642.6	2КТП-1600/10 У3	6560	77056.14	13.87
	ЦТП-6.1
6	Чугунолитейный цех	921.0	1222.8	1
10	Компрессорная а) 0.4 кВ	210.9	298.7	2		200.0
11	Модельный цех	69.7	87.4	3
	Итого ЦТП-6.1	1201.6	1608.0	1	1045.2	963.7	1600	1000	1.16	1.85	2	1698	-629.2	2КТП-1000/10 У3	2875	74014.92	13.32
	ЦТП-7
7	Цех цветного литья	1079.3	1265.3	1		660.0
12	Заводоуправление, столовая	204.9	268.7	3		175.0
	Итого ЦТП-7	1284.2	1531.4	1	995.4	834.7	1000	1000	1.98	1.98	2	202	632.2	2КТП-1000/10 У3	2875	70412.61	12.67
	ЦТП-9
8	Заготовительно-сварочный цех	253.0	411.3	2		300.0
9	Термический цех	669.8	889.4	1		500.0
13	Главный магазин	34.1	39.8	3
	Итого ЦТП-9	956.9	1334.4	1	867.3	627.7	1000	630	1.47	2.34	2	880	50.0	2КТП-630/10 У3	2666	62529.62	11.26
	Итого стоимость			23392		99.63

Таблица 7 - Расчет мощности и стоимости ЦТП (вариант №2).

N	Наименование цеха	, кВт	, кВ•А	Категория надежности	Pрасч без КРМ, кВт	Pрасч с КРМ по 0.4, кВт	Sном без КРМ кВ•А	Sном с КРМ кВ•А	n1	n2	n	Q пропус через трансф	Qp-Qпропус	Марка КТП	Стоимость КТП с учетом оборудования и монтажа, тыс.руб	Потери электроэнергии в КТП, кВА/год	Стоимость потерь электроэнергии в КТП, тыс.руб/год
	ЦТП-1
1	Механический цех мелких станков	257.6	340.7	2		200.0
14	Электроцех	91.4	121.3	2		50.0
	Итого ЦТП-1	349.0	462.0	2	323.4	247.1	400	250	1.25	1.99	2	438	-135.2	2КТП-250/10 У3	850	28280.13	5.09
	ЦТП-2
2	Механический цех крупных станков	1033.9	1460.3	2		1000.0
	Итого ЦТП-2	1033.9	1460.3	2	1022.2	724.0	1600	1000	0.92	1.48	2	1987	-955.8	2КТП-1000/10 У3	2875	92867.63	16.72
	ЦТП-3
3	Механический цех уникальных станков	1137.8	1616.7	2		1000.0
	Итого ЦТП-3	1137.8	1616.7	2	1131.7	799.4	1600	1000	1.02	1.63	2	1929	-781.0	2КТП-1000/10 У3	2875	100049.10	18.01
	ЦТП-5
4	Цех обработки цветных металлов	354.6	394.5	2		250.0
5	Сборочный цех	348.4	483.9	2		0.0
	Итого ЦТП-5	703.0	920.0	2	644.0	547.7	1000	630	1.00	1.59	2	1211	-617.2	2КТП-630/10 У3	2666	59187.03	10.65
	ЦТП-6.2
6	Чугунолитейный цех	1842.1	2445.6	1		2200.0
11	Модельный цех	1079.3	1265.3	3
	Итого ЦТП-6.2	2921.4	3699.1	1	2404.4	1899.4	2500	2500	1.80	1.80	2	1424	845.0	2КТП-2500/10 У3	8521	103957.74	18.71
	ЦТП-6.1
6	Чугунолитейный цех	921.0	1222.8	1
10	Компрессорная а) 0.4 кВ	210.9	298.7	1		1000.0
	Итого ЦТП-6.1	1131.9	1520.9	1	988.6	735.8	1000	1000	1.74	1.74	2	639	376.5	2КТП-1000/10 У3	2875	69993.30	12.60
	ЦТП-7
7	Цех цветного литья	1079.3	1265.3	1		600.0
	Итого ЦТП-7	1079.3	1265.3	1	822.5	702.7	1000	1000	1.66	1.66	2	724	-64.2	2КТП-1000/10 У3	2875	62592.78	11.27
	ЦТП-9
8	Заготовительно-сварочный цех	253.0	411.3	2		300.0
9	Термический цех	669.8	889.4	1		500.0
13	Главный магазин	34.1	39.8	3
	Итого ЦТП-9	956.9	1334.4	1	867.3	627.7	1000	630	1.47	2.34	2	880	50.0	2КТП-630/10 У3	2666	62529.62	11.26
	ЦТП-12
12	Заводоуправление, столовая	204.9	268.7	3		175.0
	Итого ЦТП-12	204.9	268.7	3	241.8	184.4	250	250	0.82	0.82	1	143	30.6	КТП-250/10 У3	451	22787.99	4.10
	Итого стоимость			26654		108.40

где - расчетная активная нагрузка цеха, кВт.

- расчетная полная нагрузка цеха, кВА.

S_ном без КРМ - номинальная мощность цехового трансформатора без учета компенсации реактивной мощности в цехе на стороне 0,4кВ, кВА.

S_ном с КРМ номинальная мощность цехового трансформатора с учетом компенсации реактивной мощности в цехе на стороне 0,4кВ, кВА.

n1 - минимальное возможное число трансформаторов без компенсации реактивной мощности в цехе на стороне 0,4кВ.

n2-минимальное возможное число трансформаторов с учетом полной компенсации реактивной мощности в цехе на стороне 0,4кВ.

n - принятое число трансформаторов.

-наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана в сеть напряжением до 1000 В из сети 10 кВ без увеличения числа трансформаторов.

- расчетная реактивная нагрузка цеха, кВАр.

Оценим стоимость кабельных сетей на территории предприятия для двух вариантов, результаты расчетов сведем в таблицу 8,9.

Таблица 8 - Оценка стоимости вариантов кабельной сети и её параметров (вариант №1)

Участок сети	Длина участка сети, м	Способ прокладки	Расчетная нагрузка, кВА	Iрасч,А	Iдоп,А	Sэк,мм2	Число кабелей	Марка	Сечение, мм2	rуд, Ом/км	xуд, Ом/км	Потери напряжения, %	Стоимость сети, тыс. руб.	Годовые потери электроэнергии, кВА/год	Годовые потери электроэнергии, тыс.руб/год
Вариант №1
Кабеля 10 кВ
ГПП?ЦТП2	52.63	в траншее	1 800.99	104.10	124.2	30.6	2	АПвЭБП	3x35	0.868	0.42	0.05	29.16	2177.14	0.39189
ГПП?ЦТП9	250.00	в траншее	1 340.50	77.49	105.3	22.8	2	АПвЭБП	3x25	1.2	0.445	0.25	127.00	7604.16	1.36875
ГПП?ЦТП5	263.16	в траншее	2 616.42	151.24	179.1	44.5	2	АПвЭБП	3x70	0.443	0.366	0.23	183.68	13691.09	2.46440
ГПП?ЦТП6.1	105.26	в траншее	4 054.50	234.36	243.9	68.9	2	АПвЭБП	3x120	0.253	0.318	0.10	96.00	9300.02	1.67400
ГПП?ЦТП7	236.84	в траншее	1 534.02	88.67	105.3	26.1	2	АПвЭБП	3x25	1.2	0.445	0.27	120.32	9433.97	1.69812
ГПП?ВД1	65.79	в траншее	1 470.59	85.01	132	50.0	1	АПвЭБП	3x50	0.641	0.394	0.04	20.20	2831.64	0.50969
ГПП?ВД2	65.79	в траншее	1 470.59	85.01	132	50.0	1	АПвЭБП	3x50	0.641	0.394	0.04	20.20	2831.64	0.50969
ГПП?ВД3	65.79	в траншее	1 470.59	85.01	132	50.0	1	АПвЭБП	3x50	0.641	0.394	0.04	20.20	2831.64	0.50969
ГПП?ВД4	65.79	в траншее	1 470.59	85.01	132	50.0	1	АПвЭБП	3x50	0.641	0.394	0.04	20.20	2831.64	0.50969
ЦТП5?ЦТП3	92.11	в траншее	2 132.52	123.27	124.2	36.3	2	АПвЭБП	3x35	0.868	0.42	0.11	51.03	5341.80	0.96152
ЦТП6.1?ЦТП6.2	78.95	в траншее	2 000.00	115.61	124.2	34.0	2	АПвЭБП	3x35	0.868	0.42	0.09	43.74	4027.30	0.72491
Кабеля 0,4 кВ
ЦТП2?РП1	52.63	в трубе	340.68	518.22	531		4	АВВГ	4x185	0.164	0.0596	0.63	128.42	4881.22	0.87862
ЦТП5?РП4	65.79	в трубе	394.52	600.12	613.8		4	АВВГ	4x240	0.125	0.0596	0.72	167.11	6493.78	1.16888
ЦТП3?РП14	52.63	в трубе	121.35	184.59	197.1		2	АВВГ	4x120	0.253	0.0602	0.66	45.58	1846.09	0.33230
ЦТП9?РП8	26.32	в трубе	411.30	625.65	663.75		6	АВВГ	4x185	0.164	0.0596	0.25	96.32	2371.61	0.42689
ЦТП9?РП13	52.63	в трубе	39.85	60.61	63		1	АВВГ	4x16	1.91	0.0675	1.60	7.89	2925.44	0.52658
ЦТП6?РП10	39.47	в траншее	298.67	454.33	459		2	АВБбШв	4x150	0.206	0.0596	1.01	40.58	6916.31	1.24494
ЦТП7?ЦТП12	144.74	в траншее	268.69	408.72	459		2	АВБбШв	4x150	0.206	0.0596	3.34	148.79	20524.26	3.69437
ЦТП6?РП11	52.63	в траншее	87.41	132.97	137		1	АВБбШв	4*50	0.641	0.0625	1.19	12.68	4744.53	0.85402
Итого		1379	113605.	20.5

Таблица 9 - Оценка стоимости вариантов кабельной сети и её параметров (вариант №2)

Участок сети	Длина участка сети, м	Способ прокладки	Расчетная нагрузка, кВА	Iрасч,А	Iдоп,А	Sэк,мм2	Число кабелей	Марка	Сечение, мм2	rуд, Ом/км	xуд, Ом/км	Потери напряжения, %	Стоимость сети, тыс. руб.	Годовые потери электроэнергии, кВА	Годовые потери электроэнергии, тыс.руб/год
Вариант №2
Кабеля 10 кВ
ГПП?ЦТП2	52.63	в траншее	1 810.61	104.66	124.2	30.8	2	АПвЭБП	3x35	0.868	0.42	0.05	29.16	2200.46	0.39608
ГПП?ЦТП9	250.00	в траншее	1 344.09	77.69	105.3	22.9	2	АПвЭБП	3x25	1.2	0.445	0.25	127.00	7644.96	1.37609
ГПП?ЦТП5	263.16	в траншее	2 621.59	151.54	179.1	44.6	2	АПвЭБП	3x70	0.443	0.366	0.23	183.68	13745.23	2.47414
ГПП?ЦТП6.1	105.26	в траншее	4 060.38	234.70	243.9	69.0	2	АПвЭБП	3x120	0.253	0.318	0.10	96.00	9326.99	1.67886
ГПП?ЦТП7	236.84	в траншее	1 537.64	88.88	105.3	26.1	2	АПвЭБП	3x25	1.2	0.445	0.27	120.32	9478.59	1.70615
ГПП?ВД1	65.79	в траншее	1 470.59	85.01	132	50.0	1	АПвЭБП	3x50	0.641	0.394	0.04	20.20	2831.64	0.50969
ГПП?ВД2	65.79	в траншее	1 470.59	85.01	132	50.0	1	АПвЭБП	3x50	0.641	0.394	0.04	20.20	2831.64	0.50969
ГПП?ВД3	65.79	в траншее	1 470.59	85.01	132	50.0	1	АПвЭБП	3x50	0.641	0.394	0.04	20.20	2831.64	0.50969
ГПП?ВД4	65.79	в траншее	1 470.59	85.01	132	50.0	1	АПвЭБП	3x50	0.641	0.394	0.04	20.20	2831.64	0.50969
ЦТП5?ЦТП3	92.11	в траншее	2 134.63	123.39	179.1	72.6	2	АПвЭБП	3x70	0.443	0.366	0.07	64.29	3189.59	0.57413
ЦТП6.1?ЦТП6.2	78.95	в траншее	2 000.00	115.61	124.2	34.0	2	АПвЭБП	3x35	0.868	0.42	0.09	43.74	4027.30	0.72491
ЦТП7?ЦТП12	144.74	в траншее	269.94	15.60	105.3	4.6	2	АПвЭБП	3x25	1.2	0.445	0.03	73.53	178.52	0.03213
ЦТП2?ЦТП1	171.05	в траншее	340.68	19.69	105.3	5.8	2	АПвЭБП	3x25	1.2	0.445	0.04	86.89	336.04	0.06049
Кабеля 0,4 кВ
ЦТП1?РП14	39.47	в трубе	121.35	184.59	197.1		2	АВВГ	4x120	0.253	0.0602	0.50	34.18	1384.57	0.24922
ЦТП5?РП4	65.79	в трубе	394.52	600.12	613.8		4	АВВГ	4x240	0.125	0.0596	0.72	167.11	6493.78	1.16888
ЦТП9?РП8	26.32	в трубе	412.89	628.07	663.75		6	АВВГ	4x185	0.164	0.0596	0.25	96.32	2389.99	0.43020
ЦТП9?РП13	52.63	в трубе	40.80	62.07	63		1	АВВГ	4x16	1.91	0.0675	1.64	7.89	3067.89	0.55222
ЦТП6?РП10	39.47	в траншее	298.66	454.31	459		2	АВБбШв	4x150	0.206	0.0596	1.01	40.58	6915.79	1.24484
ЦТП6?РП11	52.63	в траншее	88.90	135.23	137		1	АВБбШв	4*50	0.641	0.0625	1.21	12.68	4907.49	0.88335
Итого		1264	86613	15.6

Произведем сравнение вариантов путем технико-экономического расчета аналогично расчету цеха обработки цветных металлов для результаты сведем в таблицу 9.

Таблица 9 - Сравнение вариантов схем внутреннего электроснабжения завода продольно-строгальных станков

№	Стоимость подстанций, тыс. руб.	Стоимость сети, тыс. руб.	Суммарные капитальные вложения, тыс. руб.	Амортизационные отчисления, тыс. руб.	Стоимость потерь, тыс. руб.	Приведенные затраты, тыс. руб.
1	23392	1 379.08	24771	2174.23	120.07	5266.84
2	26654	1 264.16	27918	2462,07	124	5936.24

По результатам видно, что первый вариант дешевле, чем второй.

Поэтому выбираем первый вариант электроснабжения.

Расчет токов короткого замыкания в системе электроснабжения завода продольно-строгальных станков

Расчет токов короткого замыкания позволяет определить параметры работы защит, позволяет проводить выбор коммутирующей аппаратуры.

В качестве точек короткого замыкания рассматриваем шины высокого и низкого напряжения цеховых подстанций, а также шины высокого и низкого напряжения ГПП. Расчет будем вести как для нормального режима сети для самых тяжелых режимов работы схемы электроснабжения - замкнутым секционным выключателем на шинах ГПП на стороне 35кВ и 10 кВ. в. Этом случае принципиальную схему питания предприятия на напряжении 35 - 10кВ можно представить на рисунке 8:



Рисунок 8- Принципиальная схема питания завода

Составим схему замещения рисунок 9 с указанием точек короткого замыкания, учитывая то, что обмотка напряжением 115 кВ трансформатора 230/115/37 кВ нас не интересует.

Рассчитаем параметры схемы замещения



Рисунок 9 - Схема замещения питания завода с указанием точек КЗ

Произведем расчет

- Выбор базисных величин

Sб = 100, МВА.

Uб1 = 230 кВ

Uб2 = 230•37/230 =37 кВ

Uб3 = 37•11/37 = 11 кВ

- параметры системы

Ес = 230 / Uб1 = 230/230 = 1

.

- параметры трехобмоточного трансформатора

При отношении Х/R = 20 получаем

- параметры одной цепи линии 35 кВ

- параметры трансформатора ГПП (Sн=10 МВА, Uk=10,5%, Uвн=37 кВ, Uнн=10.5 кВ, Ркз=68кВт,):

- параметры синхронных двигателей (Sд=4.25 МВА, Uн=10.5 кВ, Iпуск=6.68, з=0.965):

- параметры трансформаторов ЦТП-5, ЦТП-9 (Sн=0.63 МВА, Uk=5,5%, Uвн=10.5 кВ, Uнн=0.4 кВ, Ркз=7.6 кВт,):

- параметры трансформаторов ЦТП-2, ЦТП-3, ЦТП-6.1, ЦТП-7 (Sн=1 МВА, Uk=5,5%, Uвн=10.5 кВ, Uнн=0.4 кВ, Ркз=11.6 кВт,):

- параметры трансформаторов ЦТП-6.2 (Sн=1.6 МВА, Uk=5,5%, Uвн=10.5 кВ, Uнн=0.4 кВ, Ркз=16.5 кВт,):

- параметры сети электроснабжения на 10 кВ

Расчет коротких замыканий

Точка К1

Действующие значение тока периодической составляющей



Постоянная времени тока КЗ

Ударный коэффициент

Ударный ток КЗ

Точка К2

Действующие значение тока периодической составляющей

Постоянная времени тока КЗ

Ударный коэффициент

Ударный ток КЗ

Аналогичным образом рассчитаем остальные точки КЗ. Расчеты сведем в таблицу 12.

Таблица 12 Расчет токов короткого замыканиях в сетях 10-35кВ.

Точка	I(3)K, кА	I(2)K, кА	Ta , c	Kуд	iуд.норм. кА	iуд.авар. кА
1	4.356	3.77	0.0064	1.21	7.455	7.822
2	5.024	4.35	0.3893	1.95	14.029	22.39
3	4.601	3.98	0.0287	1.706	11.098	15.25
4	4.419	3.82	0.0181	1.575	9.844	12.45
5	4.909	4.251	0.0619	1.851	12.849	18.92
6	4.39	3.8	0.0118	1.428	11.489	13.78
7	4.916	4.257	0.1182	1.919	13.34	20.76
8	4.804	4.161	0.0618	1.851	12.575	18.36
9	4.423	3.83	0.0123	1.44	9.037	10.21
25	4.962	4.297	0.0084	1.305	14.03	22.34
10	0.58		0.0151	1.516	1.25	2.69
11	0.855		0.017	1.52	1.837	4.052
14	0.87		0.017	1.556	1.918	4.273
16	0.58		0.0138	1.485	1.217	2.607
20	0.87		0.0175	1.56	1.928	4.301
19	1.25		0.0199	1.606	2.846	6.563
23	0.85		0.0142	1.495	1.81	3.977

где I⁽³⁾_K - ток трехфазного короткого замыкания в точке К, кА.

I⁽²⁾_K, кА - ток двухфазного короткого замыкания в точке К, кА

Ta - постоянная времени, с.

K_уд - ударный коэффициент.

i_{уд.норм}- ударный ток трехфазного короткого замыкания в точке К, в нормальном режиме (секционные выключатели на ГПП, ЦТП РУ-10кВ, РУ-0,4кВ отключены), кА

i_{уд.авар} - ударный ток трехфазного короткого замыкания в точке К, в аварийном режиме (все секционные выключатели на ГПП, ЦТП РУ-10кВ, РУ-0,4кВ включены),кА

7. Выбор компенсирующих устройств

Мероприятия, проводимые по компенсации реактивной мощности, могут быть разделены на связанные со снижением потребления реактивной мощности приемниками электроэнергии и требующие установки компенсирующих устройств в соответствующих точках системы электроснабжения.

Так как в задании указано наличие синхронных двигателей 10 кВ, следовательно, их можно использовать в качестве компенсирующих устройств. Также источником реактивной энергии являются батареи конденсаторов, которые могут быть установлены на стороне 10 кВ или 0,4 кВ.

В таблице 10 показано распределение реактивной мощности по цеховым подстанциям предприятия.

Таблица 10 - Распределение реактивной мощности по ЦТП завода.

ЦТП	Суммарная расчетная реактивная мощность для каждой ЦТП предприятия, кВАр	Реактивная мощность которую может пропустить через себя ЦТП предприятия без увеличения числа трансформаторов, кВАр
ЦТП-2	1254.3	1830.253
ЦТП-3	1228.3	1872.62
ЦТП-5	593.5	1210.682
ЦТП-6.2	1608.7	966.0188
ЦТП-6.1	1068.6	1697.795
ЦТП-7	834.2	202.0479
ЦТП-9	930.0	879.9947

Суммарная расчетная реактивная нагрузка завода: 7716,16 кВар

Предварительный выбор суммарной мощности компенсирующих устройств определяем исходя из соотношения [1]

,

где - расчетная суммарная реактивная нагрузка завода;

- реактивная мощность, которую система может выдать заводу

при

кВАр.

Кабельные и воздушные линии электропередач как источники реактивной энергии не рассматриваем в виду их малой протяжённости и низкого уровня напряжения сети.

Так как на заводе установлены синхронные двигатели, то их следует использовать для компенсации реактивной мощности.

Оценим максимальную величину реактивной мощности, которую могут генерировать синхронные двигатели, по формуле

кВАр,

где - коэффициент наибольшей допустимой перегрузки СД по реактивной мощности, литературы [] [4];

- номинальная активная мощность двигателей, кВт, , кВт;

- номинальный коэффициент реактивной мощности, ;

- номинальный КПД СД,

литературы [] [4],

Рассмотрим два варианта передачи реактивной мощности через питающие сети из системы и установку батарей конденсаторов той же мощности на ГПП. Результаты расчета вариантов сведем в таблицу

1) Вариант №1. Установка батарей конденсаторов в РУ-10кВ ГПП.

Выбираем четыре батареи конденсаторов марки УКЛ-10-1350-У3 номинальной мощностью 1350 кВАр, напряжение 10 кВ. Суммарная мощность которых равняется 5400 кВАр.

, тыс.руб.

где - постоянная составляющая затрат, не зависящая от генерируемой мощности, тыс.руб.

- затраты на 1 МВАр генерируемой мощности, тыс.руб.

- мощность батареи конденсаторов.

,тыс.руб.

где Е- коэффициенты, учитывающие суммарные ежегодные отчисления от стоимости вводного устройства из литературы [] Е=0,223.

К₀ - стоимость одного вводного устройства (ячейки) при установке БК на напряжение 10 кВ, тыс.руб. из литературы [] с учетом увеличения цен в сто раз. Предполагаем к дополнительной установке четыре ячейки в РУ-10кВ ГПП.

К₀=148, тыс.руб.

;

,тыс.руб/МВАр.

где К_у - удельная стоимость БК. составляет для напряжений 10 кВ 412 тыс.руб./МВАр из литературы [] с учетом увеличения цен в сто раз.

- отношение U_нб конденсаторов к U_н сети. При U_н=10 кВ и U_н=10,5 кВ, =1.05;

- относительное значение напряжения сети в точке присоединения БК, =1;

С₀ - стоимость 1 кВт потерь активной мощности, руб.;

- удельные потери в конденсаторах: при напряжении 6-10 кВ литературы [] , =2,5 кВт/МВАр.

Стоимость потерь активной мощности

,руб.

2) Вариант №2. Передача реактивной мощности через питающие сети из системы.

Используя указанные выше формулы и значения из таблицы находим расходы на потери электроэнергии в данной установке, тыс.руб/год.

Стоимость потерь эл/энергии в линии 35кВ:

,тыс.руб/год;

Стоимость потерь эл/энергии в трансформаторе 35кВ:

Себестоимость реактивной энергии потребляемой предприятием из системы в год, тыс.руб./год.

тыс.руб.

, тыс.руб.

Таблица. - Результаты расчета компенсации реактивной мощности на РУ-10кВ ГПП или передачи мощности из системы.

Вариант №1 Компенсация реактивной мощности на ГПП	Вариант №2 Компенсация реактивной мощности из системы
679.29 тыс.руб	108.04 тыс.руб

Как видно вариант №2 является более экономичным. Оставшуюся реактивную мощность кВАр, которую необходимо скомпенсировать, выработают синхронные двигатели кВАр.

Т.к на ЦТП-6.2, ЦТП-7, ЦТП-9 трансформаторы ,без увеличения их числа, неспособны передать реактивную мощность на сторону 0,4кВ, примем на этих ЦТП частичную компенсацию реактивной мощности на стороне 0,4кВ. Расчеты и выбор БК на стороне 0,4кВ ЦТП-6.2, ЦТП-7, ЦТП-9 сведем в таблицу.

Таблица. - Расчеты и выбор батарей конденсаторов на стороне 0,4кВ ЦТП-6.2, ЦТП-7, ЦТП-9.

ЦТП	Реактивная мощность которую необходимо скомпенсировать в на стороне 0,4 кВ., кВАр	Марка и число батарей конденсаторов установленных на стороне 0,4кВ.	Место установки батарей конденсаторов
ЦТП-6.2	642.6	УКЛ-0,38-450-У3 УКЛ-0,38-300-У3	РУ-0,4кВ ЦТП-6.2
ЦТП-7	632.2	УКЛ-0,38-300-У3 УКЛ-0,38-250-У3	РУ-0,4кВ ЦТП-7
		УКЛ-0,38-150-У3	РУ-0,4кВ Заводоуправление, столовая.
ЦТП-9	50.0	УКЛ-0,38-150-У3	РУ-0,4кВ Заготовительно-сварочный цех.

Количество батарей конденсаторов на стороне 0,4кВ увеличиваем вдвое с учетом взаимного резерва.

9. Выбор электрических аппаратов

Выбор аппаратов на ГПП

Выбор аппаратов на стороне 110 кВ

Выбор разъединителей, отделителей [3]

Из [3] выберем и проверим разъединитель (устанавливаются вместе с высоковольтными выключателями) РНДЗI - 110/1000 У1 - наружной установки, двухколонковый, с заземляющими ножами. С приводом ПР - Т1.

Таблица 13- Паcпортные данные выбранного разъединителя

Uн, кВ	Iн, кА	Iпр.ск, кА	Iтер, кА	tтер, c
110	1	80	31,5	3

Таблица 14- Проверка выбранного разъединителя

Характеристика	Обозначение и формулы	Расчет
Номинальное напряжение, кВ		110 = 110 (вып.)
Длительный максимальный ток, кА		(вып.)
Номинальный ток динамической стойкости, кА: Периодический (действующее значение) Полный (максимальное значение)		3,4680 (вып.) 6,15?203,6 (вып.)
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), кА2•с		0,21?3969 (вып.)

Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке разъединитель данного типа.

Из [3] выберем и проверим отделитель ОДЗI - 110/1000 УХЛ1 - двухколонковый, с заземляющими ножами, для умеренного климата. С приводом ПРО - 1У1.

Таблица 15- Паcпортные данные выбранного отделителя

Uн, кВ	Iн, кА	Iпр.ск, кА	Iтер, кА	tтер, c
110	1	80	31,5	3

Таблица 16- Проверка выбранного отделителя

Характеристика	Обозначение и формулы	Расчет
Номинальное напряжение, кВ		110 = 110 (вып.)
Длительный максимальный ток, кА		(вып.)
Номинальный ток динамической стойкости, кА: Периодический (действующее значение) Полный (максимальное значение)		3,4680 (вып.) 6,15?203,6 (вып.)
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), кА2•с		0,21?3969 (вып.)

Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке.

Выбор выключателей

Из [3] выберем и проверим выключатель BГТ - 110 - 40/2500У1 - элегазовый, трехполюсный, для умеренного климата.

Таблица 17- Паcпортные данные выбранного выключателя

Uн, кВ	Iн, кА	Iотк.н, кА	вн, %	Iпр.ск, кА	iпр.ск, кА	Iтер, кА	tтер, c	tc.откл, с
110	2,500	40,0	25	40	102	40,0	3	0,04

Таблица 18- Проверка выбранного выключателя

Характеристика	Обозначение и формулы	Расчет
Номинальное напряжение,кВ		110 = 110 (вып.)
Длительный максимальный ток,кА		(вып.)
Номинальный ток динамической стойкости,кА: Периодический (действующее значение) Полный (максимальное значение)		3,4640,0 (вып.) 6,15102 (вып.)
Номинальный ток отключения,кА: Периодический (действующее значение) Полный (максимальное значение)		3,46 40,0 (вып.) 9,0470,7 (вып.)
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость) , А2•с		0,21?4800 (вып.)

Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке выключатель данного типа.

Выбор трансформаторов тока [3]

ТТ выбираются по номинальному току, напряжению и допустимой нагрузке вторичной цепи. Проверка трансформаторов тока осуществляется по динамической и термической стойкости.

При питании от системы требуется установка на ГПП как трансформаторов тока для счетчиков с классом точности 0,5, так и трансформаторов тока для питания цепей релейной защиты с классом 10Р.

Для первой цели предусмотрим установку 6 (по одному на фазу) трансформаторов тока марки ТФЗМ110Б с коэффициентом трансформации 200/5

Для второй встроенные в силовые трансформаторы марки ТВТ110-1-200/5

Условия:

I_р < I_ном

i_уд < i_дин

В_К <В_{К ДОП}

Таблица 19- Выбор трансформаторов тока на 110 кВ

Марка трансформатора тока	Ip, А	Iн, А	iуд, кА	iтер, кА	BК, кА2*м	ВК ДОП, кА2*м
ТФЗМ110Б	105	200	15,121	4	1,699	48
ТВТ110-1-200/5	105	200	15,121	25	1,699	1875

Выбор трансформаторов напряжения [3]

Для установки счетчиков также предусмотрим установку трансформаторов напряжения с классом точности 0,5 марки НАМИ-110-УХЛ1

Выбор аппаратов ГПП на стороне 10 кВ

- Выбор выключателей

Из [3] выберем и проверим КРУ серии К-104М, на основе вакуумного выключателя серии ВВ/TEL-10-20/1600 У2

Таблица 20- Паспортные данные выбранного КРУ

Uн, кВ	Iн, А	Iотк.н, кА	вн, %	Iпр.ск, кА	iпр.ск, кА	Iтер, кА	tтер, c	tc.откл, с
10	1600	20	55	20	51	20	3	0,015

Таблица 21- Проверка выбранного КРУ

Характеристика	Обозначение и формулы	Расчет
Номинальное напряжение, кВ		10 = 10 (вып.)
Длительный максимальный ток, кА		? 1,6 (вып.)
Номинальный ток динамической стойкости, кА: Периодический (действующее значение) Полный (максимальное значение)		11,06 ? 20 (вып.) 26,685 ? 51 (вып.)
Номинальный ток отключения, кА: Периодический (действующее значение) Полный (максимальное значение)		11,06 20 (вып.) 15,64+9,53 ? 25,17 43,8 (вып.)
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), кА2•с		? 124,16 ? 1200 (вып.)

Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке КРУ данного типа.

Данные ячейки КРУ установим в цепи низшего напряжения за силовыми трансформаторами (выключатели ввода).

Подберем ячейку КРУ К-104М и вакуумный выключатель к ней, для установки между секций шин. Предварительно ВВ/TEL-10-20/1000 У2

Таблица 22- Паспортные данные выбранного КРУ

Uн, кВ	Iн, А	Iотк.н, кА	вн, %	Iпр.ск, кА	iпр.ск, кА	Iтер, кА	tтер, c	tc.откл, с
10	1000	20	55	20	51	20	3	0,015

Таблица 23- Проверка выбранного КРУ

Характеристика	Обозначение и формулы	Расчет
Номинальное напряжение, кВ		10 = 10 (вып.)
Длительный максимальный ток, кА		? 1,0 (вып.)
Номинальный ток динамической стойкости, кА: Периодический (действующее значение) Полный (максимальное значение)		11,06 ? 20 (вып.) 26,685 ? 51 (вып.)
Номинальный ток отключения, кА: Периодический (действующее значение) Полный (максимальное значение)		11,06 20 (вып.) 15,64+9,53 ? 25,17 43,8 (вып.)
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), А2•с		? 124,16 ? 1200 (вып.)

Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке КРУ данного типа.

Выбранную ячейку КРУ установим между секций (секционный выключатель).

Необходимо подобрать ячейку КРУ К-104М и вакуумный выключатель к ней, для установки на отходящие линии к потребителям.

Предварительно ВВ/TEL-10-20/630 У2

Таблица 24- Паспортные данные выбранного КРУ

Uн, кВ	Iн, А	Iотк.н, кА	вн, %	Iпр.ск, кА	iпр.ск, кА	Iтер, кА	tтер, c	tc.откл, с
10	630	20	55	20	51	20	3	0,015

Таблица 25- Проверка выбранного КРУ

Характеристика	Обозначение и формулы	Расчет
Номинальное напряжение, кВ		10 = 10 (вып.)
Длительный максимальный ток, кА		? 0,63 (вып.)
Номинальный ток динамической стойкости, кА: Периодический (действующее значение) Полный (максимальное значение)		11,06 ? 20 (вып.) 26,685 ? 51 (вып.)
Номинальный ток отключения, кА: Периодический (действующее значение) Полный (максимальное значение)		11,06 20 (вып.) 15,64+9,53 ? 25,17 43,8 (вып.)
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость), А2•с		? 124,16 ? 1200 (вып.)

Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке КРУ данного типа.

Принимаем к установке на отходящих к потребителям линиях проверенную ячейку КРУ К-104М компонуемую выключателем ВВ/TEL-10-20/630 У2.

Конструкция данной ячейки предполагает установку трансформаторов тока с классом точности - 0,5, предназначенных для подключения приборов для учета электроэнергии. Произведем выбор и проверку трансформаторов тока в ячейку секционного выключателя и на отходящие линии, а также выберем приборы учета электроэнергии.

- Выбор трансформаторов тока.

Из [3] выберем и проверим трансформатор тока ТПЛК-10. Класс точности - 0,5, предназначенного для учета электроэнергии.

Таблица 26- Паспортные данные выбранного трансформатора тока.

Uн, кВ	I1н, А	I2н, А	Kт	Iпр. ск., kA	Iтер, kA	tтер, c
10	1000	5	1000/5	74,5	70,8	3

Таблица 27- Проверка выбранного трансформатора тока

Характеристика	Обозначение и формулы	Расчет
Номинальное напряжение, кВ		10 = 10 (вып.)
Номинальный ток, кА		1,0 ? 0,578 (вып.)
Динамическая стойкость, кА		11,06 ? 74,5 (вып.) 26,685 ? 189,65 (вып.)
Термическая стойкость, кА2•с		? 124,16 ? 15037,92 (вып.)

Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке трансформатор тока данного типа. Установим его в ячейку КРУ К-104М между секций.

Из [3] выберем и проверим трансформатор тока ТПЛК-10. Класс точности - 0,5, предназначенного для учета электроэнергии.

Таблица 28- Паспортные данные выбранного трансформатора тока.

Uн, кВ	I1н, А	I2н, А	Kт	Iпр. ск., kA	Iтер, kA	tтер, c
10	1500	5	1500/5	74,5	70,8	3

Таблица 29- Проверка выбранного трансформатора тока

Характеристика	Обозначение и формулы	Расчет
Номинальное напряжение, кВ		10 = 10 (вып.)
Номинальный ток, кА		1,5 ? 1,16 (вып.)
Динамическая стойкость, кА		11,06 ? 74,5 (вып.) 26,685 ? 189,65 (вып.)
Термическая стойкость, А2•с		? 124,16 ? 15037,92 (вып.)

Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке трансформатор тока данного типа. Установим его в ячейку КРУ К-104М за силовыми трансформаторами.

ТТ выбираются по номинальному току, напряжению и допустимой нагрузке вторичной цепи. Проверка трансформаторов тока осуществляется по динамической и термической стойкости.

Условия: I_р < I_ном; i_уд < i_дин ; В_К <В_{К ДОП}

Таблица 30- Выбор трансформаторов тока на 10 кВ

ТТ для линии	Марка транс-ра тока	Ip, А	Iн, А	iуд, кА	iдин, кА	BК, кА2*м	ВК ДОП, кА2*м
РУ - ЦТП 1	ТПЛК-10	44,49	100	6,146	74,5	484,9	1071.63
ГПП - ЦТП 2	ТПЛК-10	97,99	100	20,26	74,5	484,9	1071.63
ГПП - ЦТП 3	ТПЛК-10	398,31	1000	25,21	74,5	484,9	1071.63
ГПП - ЦТП 4	ТПЛК-10	454,95	1000	25,44	74,5	484,9	1071.63
ГПП - ЦТП 5	ТПЛК-10	398,25	1000	25,95	74,5	484,9	1071.63
ГПП - ЦТП 6	ТПЛК-10	74,48	100	20,83	74,5	484,9	1071.63
ГПП - РУ 1	ТПЛК-10	449,58	1000	25,73	74,5	484,9	1071.63

- Выбор трансформаторов собственных нужд

Таблица 31 - Расчет мощности ТСН.

Вид потребителя	Мощность, кВт х кол-во
Подогрев шкафов КРУ	1х27
Освещение РУ	8
Подогрев приводов разъединителей	0,6х8
Отопление, освещение, вентиляция ОПУ	80
Суммарная нагрузка на 2 тр-ра	119,8

- Выбор предохранителя для защиты ТСН.

Рабочий ток: Iр=6,42 А

Номинальный ток плавкой вставки определяется из условия I_пл.вст>I_p. Т.о. выбираем предохранитель ПКТ101-10-10-31,5УЗ. [3]

Нагрузка на один трансформатор S_нагр=S_сумК₀=119,80,7=83,86 кВА,

где К₀ - коэффициент одновременности, принимаем 0,7.

Согласно таб. 3,3 [5] принимаем в качестве трансформатора ТСЗ-100/10У3.

Таблица 32 - Расчет мощности ТСН на РУ1.

Вид потребителя	Мощность, кВт х кол-во
Подогрев шкафов КРУ	15
Освещение РУ	6
Подогрев приводов разъединителей, отделителей	0,6х8
Отопление, освещение, вентиляция ОПУ	60
Суммарная нагрузка на 2 тр-ра	85,8

Нагрузка на один трансформатор S_нагр=S_сумК₀=85,80,7=60,06 кВА, где К₀ - коэффициент одновременности, принимаем 0,7.

Согласно таб. 3,3 [5] принимаем в качестве трансформатора ТСЗ-63/10У3.

- Выбор предохранителя для защиты ТСН на РУ9.

Рабочий ток: Iр=4,72 А

Номинальный ток плавкой вставки определяется из условия I_пл.вст>I_p. Т.о. выбираем предохранитель ПКТ101-10-10-31,5УЗ. [3]

- Выбор трансформаторов напряжения.

ТН выбирают по напряжению и вторичной нагрузке.

Для установки в КРУ выбираем НАМИ-10-95УХЛ2. [3]

- Выбор предохранителя для защиты трансформатора напряжения.

Выбор предохранителя для защиты ТН осуществляется по номинальному напряжению и марке ТН. Выбираем предохранитель для НАМИ-10-95УХЛ2 - ПКН001-10У3. [3]

Выбор коммутационного оборудования цеховых подстанций и РУ ЦП №1

Расстояние от РУ1 до данной ЦП составляет 94 метра, поэтому не предполагаем установку коммутационного оборудования

ЦП №2

Расстояние от ГПП до данной ЦП составляет 238 метров, поэтому предполагаем установку коммутационного оборудования - выключателей марки ВВ/TEL-10-12,5/630 У2

ЦП №3

Расстояние от ГПП до данной ЦП составляет 293 метров, поэтому предполагаем установку коммутационного оборудования - выключателей марки ВВ/TEL-10-20/630 У2

ЦП №4

Расстояние от ГПП до данной ЦП составляет 166 метров, поэтому не предполагаем установку коммутационного оборудования

ЦП №5

Расстояние от ГПП до данной ЦП составляет 150 метров, поэтому не предполагаем установку коммутационного оборудования

ЦП №6

Расстояние от ГПП до данной ЦП составляет 226 метров, поэтому предполагаем установку коммутационного оборудования - выключателей марки ВВ/TEL-10-12,5/630 У2

РУ1

От данного РУ питаются приемники первой категории для которых предусмотрена секционированная система шин поэтому применяем в качестве коммутационной аппаратуры ВВ/TEL-10-20/630 У2

Цепи оперативного тока получают питание от ТСЗ ГПП или других цехов.

Рассчитаем токовую отсечку для трансформаторов 10/0,4 кВ, где длинна кабельной линии больше 200 метров.



Рисунок 10 - Электрическая схема и схема замещения

- Выбор базисных величин

Sб = 63 МВА

Uб = 10,5кВ

- параметры системы

Ес = 1

- параметры одной цепи линии 110 кВ

- параметры трансформатора ГПП

=0,021+0,413j

- параметры трехобмоточного трансформатора

- параметры кабельной линии на 10 кВ

Рассчитаем параметры трансформаторов на 10/0,4 кВ:

- Мощность трансформатора 1000 кВА

- Мощность трансформатора 630 кВА

Расчет коротких замыканий

Точка К1

А

где - максимальное значение периодической составляющей тока КЗ на шинах НН, приведенного к стороне ВН.

А

где - ток двухфазного КЗ на выводах ВН трансформатора в минимальном режиме энергосистемы.

Токовая отсечка

Расчет первичного тока срабатывания

А

где - коэффициент отстройки

Расчет вторичного тока срабатывания

А

где - коэффициент трансформации ТТ:

Принимаем к установке трансформатор тока с

Выбор тока уставки

Выбираем реле РСТ-11-32 с А. ( 30-120 А)

А

где n - целое число, определяемое положением переключателей

(принимаем )

Оценка чувствительности

(по ПУЭ 2)

А

Чувствительность обеспечена.

Следовательно выключатель перед ЦТП2 не нужен.

Рассчитаем токовую отсечку для остальных ЦТП и расчеты сведем в таблицу 33.

Таблица 33 - Расчет коэффициента чуствительности.

№ ЦТП	, А	, А	, А
2	1213	60,67	63	4,15
3	2398	119	120	2,2
6	815,97	40,8	42	6,25

Следовательно чувствительность обеспечена, выключатели перед ЦТП не устанавливаем.

Выбор аппаратов защиты цеховых сетей.

Автоматические выключатели обладают рядом преимуществ: после срабатывания автоматический выключатель снова готов к работе, в то время как в предохранителе требуется замена калиброванной плавкой вставки, увеличивающая время простоя ЭП; более точные защитные характеристики; совмещение функций коммутации электрических цепей и их защиты; наличие в некоторых автоматических выключателях независимых расцепителей и др.

Номинальный ток теплового расцепителя автоматического выключателя выбирают по длительному расчетному току линии [4, с.205, ф. 5.12]

I_т > I_дл.

Номинальный ток электромагнитного I_эл или комбинированного расцепителя автоматических выключателей выбирают также по длительному расчетному току линии [4, с.205, ф. 5.13]

I_эл ? I_дл.

Ток срабатывания (отсечки) электромагнитного или комбинированного расцепителя I_ср.эл проверяют по максимальному кратковременному току линии [4, с.205, ф. 5.14]

I_ср.эл ? kI_кр,

где k - коэффициент учитывающий неточность при определении I_кр при разбросе характеристик электромагнитных расцепителей автоматических выключателей, k = 1,25.

I_кр = I_п = 5· I_ном.

Таблица 34 - Выбор автоматических выключателей.

Участок сети	Номинальный ток, Iном, А	Тип автом. выкл.	Номинальный ток автом. выкл., Iном, А
ЦТП1?РП1	279,33	ВА55-37	400
ЦТП1?РП6	323,88	ВА55-37	400
ЦТП2?РП2	264,9	ВА55-37	400
ЦТП3?РП3	411,58	ВА55-39	630
ЦТП6?РП4	233,22	ВА55-35	250
ЦТП6?РП5	415,96	ВА55-39	630

10. Выбор защит и их согласование, схем автоматики, сигнализации и учета

Защита элементов схемы электроснабжения напряжением 110 и 10 кВ.

Кабельные сети напряжением 10 кВ защищаем устройствами релейной защиты от междуфазных замыканий и от однофазных замыканий на землю.

От междуфазных замыканий выбираем максимальную токовую защиту (МТЗ) и выполняем ее в двухфазном исполнении и включаем ее в одни и те же фазы по всей сети одного напряжения с целью отключения двойных замыканий на землю только одного места повреждения.

Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью не является коротким замыканием. Поэтому выбираем защиту, действующую на сигнал и только когда это необходимо по требованиям безопасности, действующей на отключение.

Цеховые трансформаторы и трансформаторы ГПП имеют защиту от многофазных и однофазных замыканий в обмотках, от понижения уровня масла, от токов в обмотках, обусловленных перегрузкой. Кроме того, цеховые трансформаторы мощностью до 1000 кВА имеют токовую отсечку без выдержки времени или токовую защиту со ступенчатой характеристикой выдержки времени.

Защита элементов схемы электроснабжения напряжением 0,4 кВ.

В сетях 0,4 кВ защиту выполняем плавкими предохранителями и расцепителями автоматических выключателей.

Плавкие предохранители марки ПН2 предназначены для защиты электрических установок от токов КЗ и перегрузок.

Автоматические выключатели снабжают специальными устройствами релейной защиты, которые в зависимости от типа выключателя выполняют в виде токовой отсечки, МТЗ, двухступенчатой токовой отсечки. Марка выключателей ВА.

Выбор схем автоматики, сигнализации и учета.

В виду того, что предприятие имеет на ГПП два источника питания, работающих раздельно в нормальном режиме, на шинах ГПП устанавливается устройство АВР. Оно предназначено для осуществления быстрого автоматического переключения на резервное питание потребителей в случае пропадания питания на основном вводе. Также устанавливаем АВР и на РУ 1. АВР состоит из двух измерительных органов - по одному на каждый источник, логической части, содержащей органы выдержки времени, цепи однократности и запрета действий АВР и сигнальных реле.

В качестве измерительных органов используют реле типа РН54/160 и РН 53-60Д.

Эти реле срабатывают при симметричном снижении напряжения до значения, при котором не обеспечивается нормальная работа потребителей. В качестве реле времени используется реле типа РВ-132.