Размещено на http://www.allbest.ru/

Тема: «Электроснабжение цементно-шиферного завода»

Исходные данные на проектирование

1. Схема генерального плана завода.

2. Сведения об электрических нагрузках по ценам завода.

3. Питание завода может быть осуществлено от ТЭЦ соседнего завода. На ТЭЦ установлены четыре турбогенератора по 25 МВт, напряжением 10,5 кВ. Генераторы работают параллельно. На ТЭЦ имеется повышающая подстанция с двумя трансформаторами мощностью по 25 МВ А, напряжением 11/38,5/115 кВ.

4. Расстояние от ТЭЦ до завода 9,6 км.

5. Завод работает в две смены.

РЕФЕРАТ

В дипломном проекте были проработаны следующие разделы: расчет электрических нагрузок по заводу в целом и по механическому цеху; выбор схемы высшего электроснабжения; выбор числа и мощности трансформаторных подстанций; выбор и расчет схемы внутреннего электроснабжения; расчет токов КЗ; выбор аппаратов защиты и кабелей; расчет релейной защиты и автоматики; расчет внутрицеховой электрической сети; безопасность и экологичность; экономика.

В ходе выполнения дипломного проекта были проведены расчеты реактивной мощности подлежащее компенсации, был проведен выбор выключателей, разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов собственных нужд подстанции, ОПН, средств релейной защиты.

Введение

В данном дипломном проекте рассмотрим электроснабжение цементно-шиферного завода, расположенного в девяти километрах от источника электроэнергии.

На территории завода имеется девятнадцать цехов, несущие определенные силовые и осветительные нагрузки.

Особенностью данного дипломного проекта является наличие синхронных двигателей (дымососов), записывающихся непосредственно от главной понизительной (распределительной) подстанции завода, напряжением 10 кВ. остальные электроприемники завода имеют номинальное напряжение 380/220 В. На территории завода нет особо - опасных - взрыво, пожароопасных или химических производств, следовательно, при проектировке можно выбирать трансформаторы с масляным охлаждением, осуществлять прокладку кабелей в алюминиевой оболочке.

Внешнее электроснабжения завода можно осуществить тремя способами:

- напряжение 110 кВ - воздушной линией на железобетонных опорах;

- напряжением 35 кВ - воздушной линией на железобетонных опорах;

- напряжением 10 кВ - кабельной линией, проложенной в земле.

Из трех вариантов выбирается наиболее экономичный, и устанавливается ГПП (ГРП) с учетом розы ветров - для уменьшения загрязнения подстанции.

В проекте необходимо обеспечить высокую надежность электроснабжения потребителя, надлежащее качество напряжения и наименьшее потери электроэнергии при капитальных минимальных затратах. Для этого потребители I категории напитываются отдельными линиями, а на шинах ГПП (ГРП) и отдельных цеховых ТП устанавливаются компрессирующие устройства.

Необходимо рассчитать релейную защиту оборудования, защиту низковольтной сети, выполнить условия безопасности и экологичность, а также обеспечить обслуживание энергохозяйства завода квалифицированным персоналом.

1. Краткая характеристика потребителей электроэнергии. Роза ветров

Таблица 1 - Краткая характеристика потребителей

Цех №	Наименование цехов	Категория	Производственная среда
1	Печной цех. Холодный конец печей	I	жаркая
2	Печной цех. Горячий конец печей	I	жаркая
3	Горизонтальный шламбассейн	II	нормальная
4	Склад сырья	II	нормальная
5	Отделение сырьевых мельниц	II	пыльная
6	Склад клинкера	II	нормальная
7	Отделение цементных мельниц	II	пыльная
8	Сушильное отделение	II	нормальная
9	Вертикальный шламбассейн	II	нормальная
10	Материальный склад	III	нормальная
11	Механический цех	II	нормальная
12	Электроремонтный цех	II	нормальная
13	Дымососы: синхронные двигатели 10 кВ	I	нормальная
14	Склад огнеупоров	II	нормальная
15	Компрессорная	I	нормальная
16	Насосная	I	нормальная
17	Автогараж	III	нормальная
18	Административное здание	III	нормальная
19	Шиферный завод	I	нормальная

Электрические нагрузки завода:

№	Наименование цехов	Кол-во эл. приемников	Установленная мощность, кВт
			Одного эл. приемника, Рном.	Суммарная УРном.
1	Печной цех. Холодный конец печей	28	2,8…50,0	550
2	Печной цех. Горячий конец печей	32	2,8…50,0	640
3	Горизонтальный шламбассейн	18	2,8…50,0	280
4	Склад сырья	6	4,5…40,0	100
5	Отделение сырьевых мельниц	25	4,5…100,0	1200
6	Склад клинкера	12	4,5…30,0	180
7	Отделение цементных мельниц	21	10,0…100,0	750
8	Сушильное отделение	19	10,0…75,0	800
9	Вертикальный шламбассейн	18	2,8…40,0	250
10	Материальный склад	12	4,5…20,0	140
11	Механический цех	См. приложение 1
12	Электроремонтный цех	43	1,0…40,0	740
13	Дымососы: синх. Дв. 10 кВ	2	1000	2000
14	Склад огнеупоров	8	4,5…10,0	45,0
15	Компрессорная	14	1,0…40,0	350
16	Насосная	20	20,0…50,0	750
17	Автогараж	15	1,0…20,0	90
18	Административное здание	45	1,0…40,0	450
18	Шиферный завод	85	1,0…20,0	1200

Электроприёмники механического цеха:

№ приёмника на плане	Наименование приёмника	Установленная мощность, кВт, по вариантам
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Круглошлифовальный станок	11,6	11,1	14,2	9,3	11,4	12,5	11	11,8	12,8	5,3
2,8,9	Плоскошлифовальный станок	7,1	8,3	6,8	5,2	JA	6,5	6,5	8	4,7	5,8
3,4,5	Токарный станок	3,6	4,7	5	4,1	4,7	4,5	5	4,2	4,8	3,6
6,7	Универсальный фрезерный станок	3	2,6	3,6	3,2	3,8	3	3,2	3,2	5	2,6
10, 19,20,26	Точильный станок	2,2	1,5	1,8	2,2	2,8	2,2	1,5	1,8	2,2	2,2
11...13,24,25	Сверлильный станок	2,6	2,4	3,6	2,8	2,2	2,6	2,4	2,8	2,4	2,2
14...16, 36...38	Токарно-винторезный станок	11,7	8,7	15	11,7	8,7	12,7	9,7	13	11,2	9,1
17	Пресс гидравлический	10	7,5	10	5,5	7,5	10	7,5	10	5,5	7,5
18,21	Кран мостовой, ПВ=25%	19,9	20,7	18,8	16,8	18,2	14,4	20,7	18,7	18,8	18,8
22,23	Пресс холодного выдавливания	40	55	40	55	40	55	40	55	40	55
27,31	Вентилятор калорифера	4,5	5,5	7,5	5,5	4,5	7,5	5,5	4,5	4,5	5,5
28,34	Пресс кривошипный	30	25	40	25	30	25	30	40	25	30
29,30,32,33	Долбёжный станок	4	5,5	4	5,5	4	5,5	4	5,5	4	5,5
35	Резьбонарезной станок	30	25	35	40	35	40	35	30	25	35



Генеральный план цементно-шиферного завода

Рисунок 1 - Роза ветров

2. Расчет электрических нагрузок

2.1 Расчет электрической нагрузки механического цеха

Определение расчетных нагрузок производим методом порядочных диаграмм, то есть с мощью коэффициентов использования Ки и расчетной мощности Кр. Для этого, используя генплан цеха, производим предварительное распределение всех электроприемников по питанию от распределительных пунктов (силовых шкафов). Так как в цехе 45 приемников, то устанавливаются 4РП, питание к которым подводится по двум магистралям от двух секций шин (т.к II категория).

Покажем определение расчетной мощности на примере РП-1.

Соотношения между номинальными, средними и расчетными мощностями следующие:

Рс = Ки * Рном, кВт; (1)

Qc = Pc*tg ц, квар; (2)

кВа. (3)

где Ки - коэффициент использования, о.е,

tgц - тангенс угла ц, соответствующий cos ц

Pc = 0,13*11,4 = 1,428 кВа;

Qс = 1,482*2,29 = 3,39 квар;

кВа.

Групповой коэффициент использования определяем по формуле:

(4)

Групповой коэффициент мощности определим:

(5)

(6)

Рр = Рс * Кр, кВт, (7)

где Кр - коэффициент расчетной нагрузки.

Qp = l,lQc, если n0?10, (8)

Qp = Qc, если nэ > 10, (9)

Для РП-1 определим:

Для каждого распределительного пункта определяем эффективное число приемников:

(10)

Зная nэ и Ки, гр, определяем Кр.

Для РП-1:

Кр = 1,96;

Рр = 23,447* 1,96=45,96 кВт.

Для других электроприемников результаты расчетов сводим в таблицу 2. После вычисления расчетных нагрузок сравниваем нагрузки по магистралям. Разница не должна превышать 30%.

Таблица 2 - Определение расчетных нагрузок по цеху

№	Наименование	n, шт	Рном, кВт	УРн, кВт	Ки	cosц	Рс, кВт	Qc, квар	Sc, кВa	nэ	кр	кВт	Qр, квар	Sp, кВа
						tgц
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
	РП-1
1	Круглошл. ст.	1	11,4	11,4	0,13	0,4 2,29	1,482	3,39	3,7
8,9	Плоскошл. ст.	2	7,5	15	0,13	0,4 2,29	1,95	4,466	4,872
10,19,20	Точильный станок		2,8	8,4	0,1	0,7 1,02	0,84	0,858	1,2
17	Пресс гидравл.	1	7,5	7,5	0,17	0,65 1,169	1,275	1,49	3,847
27	Вентил. калор.	1	4,5	4,5	0,7	0,8 0,75	3,15	2,363	3,938
28,34	Пресс кривош.	2	30	60	0,17	0,65 1.169	10,2	11,92	15,69
35	Резьбонар. ст.	1	35	35	0,13	0,5 1,73	4,55	7,87	9,09
	Итого	11	2,8-30	141,8	0,165	0,59 1,38	23,45	32,36	40	6	1,96	45,9	35,6	58
	РП-2
2	Плоскошл. ст.	1	7,5	7,5	0,13	0,4 2,29	0,975	2,233	2,436
3,4,5	Токарный ст.	3	4,7	14,1	0,13	0,4 2,29	1,833	4,2	4,581
6,7	Унив. фрез. ст.	2	3,8	7,6	0,13	0,4 2,29	0,988	2,26	2,468
11-13	Сверл.станок		2,2	6,6	0,13	0,5 1,73	0,858	1,485	1,713
18	Кран мостовой	1	18,2	18,2	0,2	0,5 1,73	3,64	6,297	7,27
22,23	Пресс хол. выд.	2	40	80	0,17	0,65 1,169	13,6	15,9	20,92
	Итого	12	2,2-40	134	0,16	0,56 1,48	21,89	32,38	39	4	2,35	51,5	35,6	62,5'
	РП-3
21	Кран мостовой	1	18,2	18,2	0,2	0,5 1,73	3,64	6,297	7,27
29,30. 32,33	Долбежный станок	4	4	16	0,13	0,5 1,73	2,08	3,6	4,156
36-38	Ток.-винт. ст.		8,7	26,1	0,13	0,5 1,73	3,393	5,87	6,78
39	Ножницы диск.	1	5,5	5,5	од	0,7 1,02	0,55	0,561	0,78
40	Свароч. преоб.	1	28	28	0,4	0,5 1,73	11,2	19,38	22,38
41	Вентил. вытяж.	1	10	10	0,7	0,8 0,75	7	5,25	7,425
	Итого	11	4-28	103,8	0,27	0,56 1,48	27,86	40,95	49,5	7	1,23	34,3	45,1	56,6
	РП-4
14-16	Ток.-винт. ст.		8,7	26,1	0,13	0,5 1.73	3,393	5,87	6,78
24,25	Сверл, станок	2	2 2	4,4	0,13	0,5 1,73	0,572	0,99	1,142
26	Точил.станок	1	2,8	2,8	0,1	0,7 1,02	0,28	0,286	0,4
31	Вентил. калор.	1	4,5	4,5	0,7	0,8 0,75	3,15	2,363	3,938
44,45	Гильотин, нож.	2	13	26	0,1	0,7 1,02	2,6	2,652	3,714
43	Свароч. преоб.	1	28	28	0,4	0,5 1,73	11,2	19,38	22,38
42	Вентил. вытяж.	1	10	10	0,7	0,8 0,75	7	5,25	7,425
	Итого	11	2,2-28	101,8	0,28	0,6 1,3	28,19	36,79	46,35	7	1,23	34,7	40,5	53,3
	1 магистраль (РП-1 +РП-2)											97,4	71,2	120
	2 магистраль (РП-3 + РП-4)											68,9	85,5	110
	Итого по цеху						101,4	142,5	174,9			166	157	230

Сравнение нагрузок по магистралям:

, (11)

<30%.



Рисунок 2 - Электрические нагрузки механического цеха

2.2 Расчет электрической нагрузки завода

Расчет электрической нагрузки завода аналогичен расчету электрической нагрузки цеха.

Расчет nэ:

если n ? 4 и отношение (12)

то nэ = n

если m >3 и Ки > 0,2, то (13)

Результаты расчетов сведены в таблицу 3.

Таблица 3 - Расчетная нагрузка завода

Наименование цехов	Цех,№	n, шт.	Рном, кВт	ЕРн, кВт	m	Ки	coscp	Рс, кВт	Qc, квар	Sc, кВа	nэ	кр	Рр, кВт	Qp, квар	Sp, кВа
							tgц
Печ. цех. Хол конец печей	1	28	2,8..50	550	18	0,7	0,7 1,02	385	392,7	550	22	1	385	392,7	550
Печ. цех. Гор конец печей	2	32	2,8..50	640	18	0,7	0,7 1,02	448	457	640	26	1	448	457	640
Гориз. шламб		18	2,8..50	280	18	0,7	0,7 1,02	196	200	280	11	1	196	200	280
Склад сырья	4	6	4,5..40	100	9	0,2	0,7 1,02	20	20,4	28,6	5	1,72	34,4	22,4	41
Отд-е сырьев. мельниц	5	25	4,5.. ..100	1200	22	0,6	0,75 1,88	720	633,6	960	24	1	720	633,6	959
Склад клинк.	6	12	4,5..30	180	7	0,2	0,7 1,02	36	36,7	51,4	12	1,32	47,5	36,7	60
Отделение цем. мельниц	7	21	10.. ..100	750	10	0,6	0,75 1,88	450	396	600	15	1	450	396	599
Суш. отдел-е	8	19	10..75	800	7,5	0,4	0,8 0,75	320	240	400	19	1	320	240	400
Верт. шламб.	9	18	2,8..40	250	14	0,7	0,7 1,02	175	178,5	250	13	1	175	178,5	250
Матер, склад	10	12	4,5..20	140	4	0,2	0,7 1,02	28	28,56	40	12	1,32	36,9	28,6	46,7
Механ. цех	11	45	2,2..40					101,4	142,5	175			166,4	156,7	230
Электроремонтный цех	12	43	1..40	740	40	0,3	0,7 1,02	222	226,4	317	37	1	222	226,4	317
Склад огнеуп.	14	8	4,5..10	45	2	0,2	0,7 1,02	9	9,18	12,9	8	1,48	13,32	10,1	16,7
Компресс-я	15	14	1..40	350	40	0,7	0,8 0,75	245	183,8	306	14	1	245	183,8	306
Насосная	16	20	20..50	750		0,7	0,8 0,75	525	393,8	656	20	1	525	393,8	656
Автогараж	17	15	1..20	90	20	0,2	0,8 0,75	18	13,5	22,5	9	1,43	25,7	14,85	30
Адм. здание	18	45	1..40	450	40	0,5	0,7 1.02	225	229,5	321	23	1	225	229,5	321
Шиферный завод	19	85	1..20	1200	20	0,8	0,8 075	960	720	1200	85	1	960	720	1200
Дымососы: СД 10 кВ	13	2	1000	2000	-	0,7	08 0,75	1400	-	1750	2	2	2800	-	2800
ИТОГО										8561					9933

Далее определим осветительную нагрузку завода Ро по удельной мощности на единицу площади со, площади цехов F (м2) и коэффициенту спроса освещения Ксо:

Po=со*Kco*F*l0-3. (14)

Принимаем Ксо=0,8, люминесцентные лампы, коэффициент мощности которых:

cosц = 0,8, tgц = 0,75.

Находим реактивную мощность люминесцентных ламп:

Qo = Po * tgц. (15)

Для первого цеха:

Ро = 2812,5* 15*0,8* 10-3 = 33,75 кВт;

Qo = 33,75*0,75 = 25,31 квар;

кВа.

Полученную осветительную нагрузку складываем со средней и расчетной нагрузками:

(16)

(17)

кВа

кВа

Данные для других цехов занесем в таблицу 4.

Таблица 4 - Нагрузка завода с освещением

Цех, №	F, м2	ро, Вт/м2	Ро, кВт	Qo, квар	So, кВа	Рс, кВт	Qc, квар	Рс', кВт	Qс', квар	Sc' кВа	Рр, кВт	Qp, квар	Qp' квар	Рр' кВт	S'p, кВа
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1	2813	15	33,8	25,31	42,2	385	392,7	418,8	418	591,7	385	392,7	418	418,8	591,7
2	2331	15	27,9	20,98	35	448	457	475,9	478	574,6	448	457	478	476	674,6
3	2188	10	17,5	13,13	21,9	196	200	213,5	213	301,7	196	200	213	213,5	301,7
4	3750	12	36	27	45	20	20,4	56	47	73,4	34,4	22,4	49	70,4	86
5	2038	16	26,1	19,56	32,6	720	633,6	746	653	992	720	633,6	653	746	991,6
6	2488	12	23,9	18	29,9	36	36,7	59,9	55	81	47,5	36,7	55	71,4	90
7	2188	16	26	19,5	32,5	450	396	476	115,5	632	450	396	415	476	632
8	2719	12	26,1	19,6	32,6	320	240	346	260	432,6	320	240	260	346	432,6
9	2369	10	19	14,2	23,7	175	178,5	194	193	273,4	175	178,5	192,7	194	273,4
10	3938	10	31,5	23,6	39,4	28	28,56	59,5	52	79	36,9	28,6	52	68,5	86
11	864	14	9,68	7,26	12,1	101,4	142,5	111	150	186,5	166	156,7	164	176	240,6
12	3281	14	36,8	27,6	45,9	222	226,4	258,7	254	362,6	222	226,4	254	259	362,6
13	368	12	3,53	2,65	4,4	1400	-	1404	-	1404	2800	_	-	2804	2804
14	956	10	7,65	5,74	9,56	9	9,18	16,65	14,9	22,4	3 32	10,1	15,8	21	26,3
15	1806	12	17,3	13	21,7	245	183,8	262,3	96,8	328	245	183,8	197	262	328
16	938	12	5	3,75	6,25	525	393,8	530	597,5	562,5	525	393,7	398	530	662,5
17	1563	15	16,3	12,2	20,3	18	13,5	34,3	26	42,8	25,74	14,9	27	42	50
18	2338	20	37,4	28	46,8	225	229,5	262,4	258	367,6	225	230	258	262	367,6
19	9619	18	138,5	103,8	173	960	720	1099	824	1373	960	720	824	1099	1373
Территория	122 074	0,17	16,6	12,5						20,8					20,8
Итого										9252					10624

Для представления о значениях нагрузок по цехам и их структуре (силовой и осветительной) построим картограмму нагрузок.

Картограмма нагрузок строится на основе выражений:

(18)

где Ri - радиус круга для i-ro цеха, см;

S'pi -расчетная мощность i-ro цеха, включая освещение, кВа;

m - масштаб изображения,

(19)

где а - угол для сектора, площадь которого пропорциональна осветительной нагрузке,

So - полная мощность осветительной нагрузки, кВа. Данные для цехов приведены в таблице 5.

Вычислим нахождение центра электрических нагрузок, используя формулы:

где Xi, Yi - координаты соответствующих центров цеховых нагрузок, см.



см

Аналогично получаем Уо = 6,14 см.

Таблица 5 - Построение картограммы нагрузок

№ цеха	Sp' кВa	So, кВa	m, кВa/см2	R, см	а,о
1	591,7	42,19	135	1,18	26
2	674,6	35	135	1,26	19
3	301,7	21,88	135	0,84	26
4	86	45	135	0,45	188
5	991,6	32,6	135	1,5	12
6	90	29,85	135	0,46	119
7	632	32,5	135	1,22	19
8	432,6	32,6	135	1	27
9	273,4	23,68	135	0,8	31
10	86	39,38	135	0,45	165
11	240,6	12,1	135	0,75	18
12	362,6	45,9	135	0,9	46
13	3033	4,4	240	2	1
14	26,3	9,56	16	0,7	131
15	328	21,67	135	0,8	24
16	662,5	6,25	135	1,25	3
17	50	20,3	16	1	146
18	367,6	138	135	0,9	138
19	1373	173	135	1,8	45



Рисунок 3 - Картограмма нагрузок

3. Выбор количества и мощности цеховых трансформаторов. Компенсация реактивной мощности

Для питания внутризаводской сети выбираем напряжение 10 кВ, так как имеются электроприемники (синхронные двигатели) данного напряжения.

Согласно ПУЭ для электроснабжения цехов I и II категорий принимаем двухтрансформаторные подстанции (двухсекционные распредпункты), а для цехов III категории - однотрансформаторные (односекционные).

Если нагрузка цеха превышает 250 кВа, то будем выбирать трансформаторы, иначе - распределительные пункты.

Условия выбора трансформаторов:

1) (20)

где Sc - среднесменная нагрузка цеха;

вн - номинальный коэффициент нагрузки трансформаторов, принимаемый:

- для I категории вн = 0,55 - 0,7;

- для II категории вн = 0,7 - 0,8;

- для III категории вн = 0,9 - 0,95.

2) (21)

- условие надежной работы в послеаварийном режиме.

Далее проверяется загрузка трансформатора

трансформатор электрический мощность цех

 (22)

Для I категории должно выполняться условие в ? 0,5, а для II категории в ? 0,55.

Затем проверяем необходимость установки компенсирующих устройств на стороне 0,4 кВ. для этого определяем величину наибольшей реактивной мощности, которая может быть передана со стороны 10 кВ без увеличения числа и мощности применяемых трансформаторов по формуле:

(23)

где в - коэффициент загрузки, принимаемый равным 0,7 для потребителей I категории, 0,8 - для II категории, 0,93 - III категории.

Тогда количество реактивной мощности, которое нужно скомпенсировать:

Q0,4 = Q'р-Q1 (24)

Для первого цеха:

кВа

Выбираем 2 * ТМ - 630/10

кВа

.

Так как трансформаторы оказываются недогруженными, то выберем трансформаторы

ТМ-400/10 и произведем компенсацию реактивной мощности.

квар;

Q0,4 = 418 - 371,8 = 46,2 квар.

Выбираем 2БК*25 квар : ККT(H)-0,38-Q УЗ;

QБК = 2*25 = 50 квар;

Q"р = Qр' - QБК = 418-50 = 368 квар; (25)

(26)

кВа.

Вновь проверим условие:

кВа; (27)

Расчеты для других цехов сведем в таблицу 6. Для других цехов устройства компенсации не устанавливаются (Q0,4< 0).

Таблица 6 - Выбор трансформаторов

№ ТП	Категория	Зонаохвата	РаспТП	Sc, кВа	Sp, кВа	Sном.т, кВа	вm	вов	QНБК0,4 квар	Sp', кВa	в'm	в`ав	Примечание
1	I	1	1	591,7	591,7	400	0,74	1,48	50	557	0,7	1,4
2	I	2	2	674,6	674,6	630	0,55	1,1		674,6	0,55	1Д
	II	3	3	301,7	301,7	250	0,6	1,2		301,7	0,6	1,2
4	II	5,6	5	1073	1073	1000	0,54	1,08	-	1073	0,54	1,08
5	II	4,7,10	7	784,4	804	630	0,64	1,28	-	804	0,64	1,28
6	II	8,14	8	455	458,9	400	0,57	1,14		458,9	0,57	1,14
7	11,111	9,17	9	316,2	323,4	250	0,65	1,3		323,4	0,65	1,3
8	II	11,12	12	549,1	603,2	400	0,75	1Л		603,2	0,75	1,5	В послеаварийном реж. Допускается откл-е эл. прием-ков. III категор.
9	I	15	15	328	328	250	0,66	1,32	-	328	0,66	1,32
10	I	16	16	662,5	662,5	630	0,53	1,06		662,5	0,53	1,06
11	III	18	18	367,6	367,6	400	0,92	-		367,6	0,92	-
12	I	19	19	1373	1373	1000	0,69	1,38	-	1373	0,69	1,38

Вычислим реактивную мощность, которую необходимо скомпенсировать на стороне 10 кВ, установив батареи конденсаторов на ГПП. Их мощность для одной секции шин определяется:

(28)

где С-количество секций шин;

- реактивная мощность, определяемая по формуле

(29)

- потери реактивной мощности в силовых трансформаторах, квар:

(30)

QB - реактивная мощность приемников, подключенных к сети 6-10 кВ в (для данного дипломного проекта QB = 0);

Qсист - реактивная мощность, получаемая из энергосистемы;

(31)

Qсист = 0,33 * 8535,13 = 2816,59 квар.

ДQ'Т - потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП:

ДQ'Т = 0,l *SнтГПП. (32)

ТП-1: квар.

Qв-н = 418 - 50 + 23,1 = 391,1 квар;

ТП-2: ДQТ = 34,728 квар;

Qв-н = 512,7 квар;

ТП-3: ДQТ = 14,875 квар;

Qв-н = 228 квар;

ТП-4: ДQТ =45,55 квар;

Qв-н = 753,32 квар;

ТП-5: ДQТ = 36,288 квар;

Qв-н = 553,378 квар;

ТП-6: ДQТ = 21,93 квар;

Qв-н = 297,37 квар;

ТП-7: ДQТ =15,156 квар;

Qв-н = 234,896 квар;

ТП-8: ДQТ =23,55 квар;

Qв-н = 441,51 квар;

ТП-9: ДQТ =15,213 квар;

Qв-н = 212,013 квар;

ТП-10: ДQТ =34,382 квар;

Qв-н = 431,882 квар;

ТП-11: ДQТ = 24,96 квар;

Qв-н = 282,46 квар;

ТП-12: ДQТ = 50,425 квар;

Qв-н = 874,425 квар;

УQв-н = 5213,063 квар;

(33)

квар.

Предварительно выберем трансформаторы на ГПП:

(34)

кВа

2 * ТДН-10000

Принимаем ДQТ =2*0,1*10000=2000 квар;

квар.

Выбираем 2 комплектные КУ: У - 10 - 1125УЗ (1125 квар);

Qку = 2250 квар.

Получим суммарную нагрузку по заводу:

; (35)

кВа.

4. Сравнение вариантов и выбор схемы внутризаводской сети

По эксплуатационным и техническим соображениям все цехи, кроме 18, запитываются однозначно по радиальной схеме. Так, к примеру, цехи № 1, 2, 15, 16, 19 имеют I категорию, а следовательно запитываются непосредственно от ГПП (ГРП); дымососы (№13) являются единственными электроприемниками на 10 кВ; цехи № 3, 7 находятся в непосредственной близости от ГПП (ГРП) и целесообразней запитывать их отдельно. Сравнение вариантов производим по данным цен учебного пособия [5] и справочника [6] .

1) Радиальная схема

ГПП (ГРП) - административное здание 18

По условиям допустимого нагрева и экономической плотности тока производим выбор кабельной линии:

, (36)

где n-количество кабелей (для I, II категорий n = 2, для III категории n = 1).

A

Экономическое сечение:

(37)

где j - экономическая плотность тока (для КЛ );

мм2

Выбираем Fcт = 16мм2, Iдоп = 15А

Потери электроэнергии в линии:

ДА = 3 * I2р * R * фм * 10-3,ф = 5000 ч. (38)

Сопротивление линии:

R = 1995 * 0,325 = 0,634Oм;

Х = 0,11 * 0,325 = 0,036 Ом;

Стоимость кабельной линии:

К = 1,76 * 0,325 = 0,572 тыс.руб.

Вычислим потери напряжения в линии:

(39)

(40)

В

ДU% = 0,18%.

ГПП (ГРП) - 9 цех

A

мм2

Выбираем Fст = 16мм2, Iдоп = 75А.

Проверяем по нагреву:

Iав ? I'доп (41)

Iав = 2 * Ip = 2 * 9,34 = 18,68А; (42)

I'доп = Кп * Кaв * Iдоп, (43)

где Кп - коэффициент снижения нагрузки, учитывающий дополнительный нагрев кабеля при совместной прокладке;

Кав - коэффициент допустимой аварийной перегрузки кабеля;

I'доп = 0,9 * 1,25 * 75 = 84,375А.

Условие Iав? I'доп выполняется.

R = 1,95 * 0,225 = 0,439Oм;

Х = 0,11 * 0,225 = 0,025 Ом.

К = 2 * 1,76 * 0,225 = 0,792 тыс.руб.;

В

ДU% = 0,045%.

Издержки на возмещение потерь для радиальной схемы:

Ином = С*Д4У, (44)

где С - стоимость 1 кВт*ч (данное в задании);

Издержки на амортизацию кабельной линии:

, (45)

Издержки на амортизацию выключателей:

(46)

КВУ = n * Кя, (47)

где KBУ - стоимость выключателей,

n-количество выключателей,

Кя - стоимость одной ячейки КРУ с выключателем.

Кя =2,65 тыс.руб.

КВУ = 3 * 2,65=7,95 тыс.руб.

И = Иа,л + Иа,в + Ином; (48)

К = КУ + КBУ; (49)

К = 0,572 + 0,792 + 7,95 = 9,314 тыс.руб.

Тогда приведенные затраты для данного варианта:

З = Еn * К + И, (50)

где Еn - нормативный коэффициент эффективности;



Рисунок 4 - Радиальная схема внутреннего электроснабжения завода

2) Смешанная схема

Цех №9 - административное здание 18

Ip =21,2A; Fст = 16мм2; Fэ = 5,14мм2;

R = 1,95 * 0,163 = 0,318Oм;

Х = 0,11 * 0,163 = 0,018Ом;

К = 1,76 * 0,163 = 0,287 тыс.руб.;

В

ДU% = 0,09%.

ГПП (ГРП) - цех №9

A

мм2

Выбираем Fст = 16мм2, Iдоп = 75А.

Проверяем по нагреву:

Iав = 2 * 19,95 =39,9А;

I'доп = 0,9 * 1,25 * 75 = 84,375А;

39,9 < 84,375А

R = 1,95 * 0,225 = 0,439Ом,

Х = 0,11 * 0,225 = 0,25Ом,

; К = 0,792 тыс.руб.;

ДU = 11В; ДU% = 0,11%.



KBУ = 2 * 2,65 = 5,3 тыс.руб.;

И = 0,032 + 0,334 + 0,17 = 0,536

К = 0,287 + 0,792 + 5,3 = 6,379 тыс.руб.;

З = 0,12 * 6,379 + 0,536 = 1,3

Сравним варианты:

(51)

Выбираем смешанную схему, как экономически выгодную.

Вычислим потери напряжения на других участках внутризаводской сети.

ГПП (ГРП) - 1 цех

A

мм2; Fст = 16мм2; Iдоп = 75А.

R = 0,39Ом; Х = 0,22Ом,

ДU = 9В; ДU% = 0,09%.

ГПП (ГРП) - 2 цех

A

мм2; Fст = 16мм2; Iдоп = 75А.

R = 0,49Ом; Х = 0,0028Ом,

ДU = 1В; ДU% = 0,01%.

ГПП (ГРП) - 3 цех

A

мм2; Fст = 16мм2; Iдоп = 75А.

R = 0,39Ом; Х = 0,0022Ом,

ДU = 0,4В; ДU% = 0,004%.

ГПП (ГРП) - 5 цех

A

мм2; Fст = 25мм2; Iдоп = 90А.

R = 0,329Ом; Х = 0,026Ом,

ДU = 14В; ДU% = 0,14%.

ГПП (ГРП) - 7 цех

A

мм2; Fст = 16мм2; Iдоп = 75А.

R = 0,117Ом; Х = 0,0066Ом,

ДU = 4В; ДU% = 0,04%.

ГПП (ГРП) - 8 цех

A

мм2; Fст = 16мм2; Iдоп = 75А.

R = 0,878Ом; Х = 0,05Ом,

ДU = 17В; ДU% = 0,17%.

ГПП(ГРП)-12цех

A

мм2; Fст = 16мм2; Iдоп = 75А.

R = 0,659Ом; Х = 0,037Ом,

ДU = 15В; ДU% = 0,15%.

ГПП (ГРП)-15 цех

A

мм2; Fст = 16мм2; Iдоп = 75А.

R = 0,858Ом; Х = 0,048Ом,

ДU = 12В; ДU% = 0,12%.

ГПП (ГРП)-16 цех

A

мм2; Fст = 16мм2; Iдоп = 75А.

R = 0,99Ом; Х = 0,056Ом,

ДU = 27В; ДU% = 0,27%.

ГПП (ГРП)-19 цех

A

мм2; Fст = 25мм2; Iдоп = 90А.

R = 0,475Ом; Х = 0,038Ом,

ДU = 28В; ДU% = 0,28%.

ГПП (ГРП) - РП 10 кВ (13 цех)

A

мм2; Fст = 95мм2; Iдоп = 205А.

R = 0,066Ом; Х = 0,016Ом,

ДU = 8В; ДU% = 0,08%.



Рисунок 5 - Смешанная схема внутреннего электроснабжения завода

5. Выбор внешнего напряжения и расчет питающих линий

Сравнение вариантов производим по данным цен учебного пособия [5] и справочника [6] .

1 вариант- 110 кВ

Стоимость РУ Ко=120 тыс. руб.

Питание осуществляется по одной двухцепной воздушной линии со сталеалюминиевыми проводами и железобетонными опорами.

Jэ = 1,1 А/мм2.

Расчетный ток одной цепи:

(52)

A

мм2

Iав = 2 * Ip (53)

Iав = 2 * 23,526 = 47А.

По условию возможного коронирования принимаем минимально допустимое сечение:

АС-70/11, Iдоп = 265А, Kуд = 13,5

Rо = 0,428; Х = 0,444,

47А > 265А; ДU = 0,19%.

Стоимость линии:

Кл = Куд * l, (54)

Кл = 13,5 * 9,6 = 129,6 тыс. руб.

Стоимость трансформаторов ТДН-10000/110:

Кт = 2 * 36,5 = 73 тыс. руб.

Суммарные капитальные затраты:

КУ = Кo + Кл + Кт; (55)

K У = 120 + 129,6 + 73 = 322,6 тыс. руб.

Издержки на амортизацию ВЛ:

Издержки на амортизацию трансформаторов:

Издержки на амортизацию ОРУ:

Потери электроэнергии в линии:

ДАл = n * ДРном * К23 * l*ф (56)

где n-количество линий,

ДРном - удельные потери в одной цепи;

К3 -коэффициент загрузки линии,

l - длина линии;

(57)

Потери электроэнергии в трансформаторах:

(58)

ТДН-10000/110:

ДРх = 8кВт, ДРк = 68 кВт;

Издержки на возмещение потерь:

Ином = С * ДАУ (59)

Суммарные издержки:

И = 3,629 + 4,599 + 7,56 + 2,718 = 18,5

З = 0,12 * 322,6 + 18,5 = 57,212

2 вариант - 35 кВ

Стоимость РУ Ко=13 тыс. руб.;

А

мм2

Iав = 2 * 73,94 = 147,88А

Принимаем воздушную линию с проводами

АС-70/11, Iдоп = 265А, Kуд = 10,7

Хо = 0,423; Rо = 0,428,

Потери напряжения в линии ДU =1,9%;

Iав < Iдоп

Стоимость двухцепной линии:

Кл = 10,7 * 9,6 = 102,72 тыс. руб.

Стоимость трансформаторов:

Кт = 2 * 28,3 = 56,6 тыс. руб.

КУ = 13 + 102,72 + 56,6 = 172,32 тыс. руб.

Издержки:

ТДН-10000/35:

ДРх = 14,5 кВт, ДРк = 65 кВт;



И = 2,876 + 3,566 + 0,819 + 28,08 = 35,341

З = 0,12 * 172,32+ 35,341 = 56,019

3 вариант - 10 кВ

Стоимость РУ Ко=6,3 тыс. руб.

А

Iав = 2 * 258,788 = 517,576А

Принимаем кабельную линию с медными жилами:

мм2

Выбираем Fст = 240 мм2, Iном = 570А, Куд = 10,86

Rо = 0,077; Хо = 0,075;

ДU =4,12%;

517,576 < 570 A;

Kл =10,86 * 2 * 9,6 = 208,512 тыс.руб.;

KУ = Kо + Kл, (60)

KУ = 208,512 + 6,3 = 214,812 тыс. руб.

Издержки:

И = 5,838 + 0,397 + 42,78 = 49,015

З = 0,12 * 214,812+ 49,015 = 74,79

Зз >З1 > З2

(61)

Так как варианты 35 и 110 кВ оказываются равноэкономичными (ДЗ<5%), то по условию дальнейшего расширения производства выбираем номинальное напряжение внешней сети 110 кВ (ГПП-110/10 кВ).

6. Проект ГПП

6.1 Расчет токов КЗ

Расчет токов короткого замыкания необходим для выбора силовых выключателей, разъединителей, а также для проверки кабелей на термическую стойкость.

Для расчета токов КЗ построим схему замещения эл. сети и приведем параметры элементов схемы к базисной ступени напряжения Uб = 11кВ.

Сопротивление системы:

Ом, (62)

ЭДС системы Ес = 11кВ.

Сопротивление двухцепной линии АС-70/11:

R = 4,1Ом; Х = 4,26Ом;

Ом, (63)

Ом, (64)

Сопротивление трансформаторов системы:

Ом (65)

Сопротивление трансформаторов ГПП

Ом (66)

Сопротивления линий:

ГП - ТП1

Хкл = Хо * l (67); Rкл = rо * l (68)

Rкл = 0,39Ом; Хкл = 0,022Ом.

Сопротивление нагрузки:

, (69)

Ом.

Так как , то , (70)

Ом

ЭДС нагрузки:

Ен = 0,85* Uн = 0,85 * 11 = 9,35 кВ

Данные других линий занесем в таблицу 7.

Таблица 7 - Сопротивления линий

№ТП	Rкл, Ом	Хкл, Ом	Хн, Ом	Rн, Ом	Ен, кВ	Хтп, Ом
1	0,39	0,022	71,66	28,66	9,35	0,0171
2	0,049	0,0028	62,74	25	9,35	0,0136
3	0,039	0,0022	140,23	56	9,35	0,027
4	0,329	0,026	39,47	15,79	9,35	0,0086
5	0,117	0,0066	52,67	21,07	9,35	0,0136
6	0,878	0,05	92,27	36,9	9,35	0,017
7	0,439	0,025	131	52,45	9,35	0,027
8	0,659	0,037	70,23	28,1	9,35	0,017
9	0,858	0,048	129,1	51,65	9,35	0,027
10	0,99	0,056	63,88	25,55	9,35	0,0136
11	0,318	0,018	115	46	9,35	0,017
12	0,475	0,038	30,84	12,34	9,35	0,0086
13(РП-10кВ)	0,09	0,018	13,96	5,59	9,35	-

Сворачиваем схему замещения

Х* = Хс + Хтс + Хвл + ХГПП = 0,00088 + 0,315 + 0,019 + 1,27 = 1,605 (72)

R* = Rвл = 0,0188Ом (73)

Расчет тока КЗ в точке К1

X'l = X1 + Xтп + Xкл1 = 71,66 + 0,017 + 0,022 = 71,7 Ом (74)

R'1 = R1 + Rкл1 = 0,39 + 28,66 = 29,05 Ом (75)

X'2 = 62,756 Ом;

R'2 = 25,049 Ом;

X'3= 140,26 Ом;

R'2 = 56,04 Ом;

X'3 = 39,5 Ом;

R'4 = 16,12 Ом;

X'5 = 52,69 Ом;

R'5 = 21,187 Ом;

X'6 = 92,337 Ом;

R'6 = 37,778 Ом;

Х'7=ХТП7 + Х7 = 0,027 + 131 = 131,027 Ом; (76)

R'7 = R7 = 52,45 Ом;

X'11 = X11 + Xтп11 + Xкл11 = 115,035 (77)

Ом (78)

Х”У = Х'У + Хкл7 =61,281 Ом (79)

Ом (80)

R”7 = R'У + Rкл7 = 25,036 Ом (81)

X'8 = 70,284 Ом;

R'8 = 28,76 Ом;

X'9 = 129,175 Ом;

R'9 = 52,508 Ом;

X'10 = 63,95 Ом;

R'10 = 25,54 Ом;

X'12 = 30,887 Ом;

R'12 = 12,815 Ом;

X'13 = 13,978Ом;

R'13 = 5,68Ом;

Суммарные по заводу:

ХУ = 4 Ом;

RУ = 1,626 Ом;

ХУ = 9,35 Ом;

Ом (82)

Ом (83)

кВ (84)

Действующее значение периодической составляющей тока КЗ за первый период:

кА. (85)

Ударный коэффициент

(86)

где Та - электромагнитная постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ

(87)

(88)

Ударный ток КЗ:

кА (89)

Действующее значение полного тока КЗ за первый период

кА (90)

Расчет тока КЗ в точке К2

Расчет тока КЗ для точки К2 ведем без учета тока подпитки от нагрузки.

Сопротивление системы:

Ом (91)

Ес = 115кВ.

Сопротивление ВЛ:

Ом (92)

Ом (93)

Сопротивление трансформаторов системы:

Ом (94)

Сворачиваем схему:

X1 = Хс + Хтс + Хвл = 10,58+34,385+2,13=47,095 Ом (95)

R1 = Rвл = 2,05 Ом (96)

Действующее значение периодической составляющей тока КЗ:

кА (97)

кА (98)

Ку = 1,87

Ударный ток КЗ:

iу = 3,129кA.

Действующее значение полного тока:

Iу = 2,22кА.

Расчет тока КЗ в точке К3

(99)

Х'полн = 1,166 Ом

(100)

R'полн = 0,0186Ом

Х*10 = Х'полн + Хкл10 = 1,166 + 0,056 = 1,222 Ом (101)

R*10 = R'полн + Rкл10 = 0,0186 + 0,99 = 1,0086 Ом (102)

Х”10 = Х'10 + Хкл10 = 63,894 Ом (103)

R”10 = R'10 + Rкл10 = 24,55 Ом (104)

Ом (105)

Ом (106)

кВ

кА (107)

Та = 0,0039

(108)

Ударный ток КЗ:

iу = 3,028кA

Iу = 3,955кА

Данные других точек КЗ занесем в таблицу 8.

Таблица 8 - Расчет токов КЗ

Точка КЗ	Sp, кВА	Ipmax. А	I(3)к max' кА	I(2)к min' кА
1	2	3	4	5
Шины РУ-10(К1)	8964,675	517,56	5,3	4,99
Шины РУ-10(К2)	8964,675	47,052	1,4	1,212
ТП1	557	32,197	3,13	2,71
ТП2	674,6	38,99	3,57	3,12
ТПЗ	301,7	17,439	2,26	1,957
ТП4	1072,6	62	3,27	3,01
ТП5	804	46,474	3,11	2,89
ТП6	458,9	26,526	3,03	2,624
ТП7	691	39,942	3,24	2,91
ТП8	603,2	34,867	3,45	2,988
ТП9	328	18,96	2,4	2,078
Окончание таблицы 8
1	2	3	4	5
ТП10(КЗ)	662,5	38,295	3,93	3,63
ТП11	367,6	21,249	2,95	2,555
ТП12	1373	79,364	3,74	3,35
РП1	3033	175,318	4,2	3,9
РП2	90	130	2,63	2,278
РПЗ	86	124,277	2,65	2,295
РП4	86	124,277	2,5	2,165
РП5	230,5	333,09	3,3	3,118
РП6	26,3	38	1,87	1,619
РП7	50	72,254	2,02	1,749

Примечание: при расчете токов КЗ в местах с номинальным напряжением 0,4 кВ(КЗ в конце проводов идущих к РП) не учитывалось индуктивное сопротивление, так как оно было более чем в три раза меньше активного. Переходное сопротивление в местах присоединения низковольтных проводов учитывалось добавкой активного сопротивления равной 30 мОм. Активное сопротивление трансформаторов системы очень мало из-за их большой мощности, поэтому оно не учитывается. Расчет тока трехфазного КЗ ведется по максимальному режиму, при включенном секционном выключателе и вышедшей из строя второй питающей лини от подстанции системы. При расчете двухфазного тока КЗ принимается, что вторая линия остается в работе, а секционный выключатель выключен.



Рисунок 6 - схема замещения эл.сети завода для расчета КЗ

Проверка кабелей на термическую стойкость

Проверяем кабели внутризаводской сети по току КЗ в точке К1

Iкз = 5300А

(109)

где С- температурный коэффициент (для алюминия С=95, для меди С=165), tпp - время приведения (время процесса КЗ); tпp = 0,1с;

мм2

Выбираем кабели для питания цехов минимальным сечением 25 мм2.

Таблица 9 - Окончательный выбор кабелей внутризаводской сети

Участок	Sp, кВа	Iр,А	Iдоп, А	Fcm, мм2	R, Ом	х, Ом	Число кабелей	Uнom, кВ
ГПП-ТП1	591,7	17	90	25	0,25	0,02	2	10
ГПП-ТП2	674,6	19,5	90	25	0,03	0,0025	2	10
гпп-тпз	301,7	8,7	90	25	0,025	0,002	2	10
ГПП-ТП4	1072,6	31	90	25	0,329	0,026	2	10
ГПП-ТП5	804	23,2	90	25	0,075	0,006	2	10
ГПП-ТП6	459	13,2	90	25	0,563	0,045	2	10
ГПП-ТП7	691	20	90	25	0,281	0,023	2	10
ГПП-ТП8	603,2	17,4	90	25	0,423	0,034	2	10
ГПП-ТП9	328	9,5	90	25	0,55	0,044	2	10
ГПП-ТП10	662,5	19	90	25	0,638	0,051	2	10
ТП7-ТП11	367,6	21,2	90	25	0,4	0,016	1	10
ГПП-ТП12	1373	39,6	90	25	0,475	0,038	2	10
ГПП-РП1	3033	88	205	95	0,066	0,016	2	10
ТП4-РП2	90	65	75	25	0,094	0,007	2	0,38
ТП5-РПЗ	86	62	75	25	0,186	0,014	2	0,38
ТП8-РП5	230,5	166	200	120	0,313	0,023	2	0,38
ТП6-РП6	26,3	19	75	25	0,004	0,0012	2	0,38
ТП5-РП4	86	62	75	25	0,063	0,005	2	0,38
ТП7-РП7	50	72,3	75	25	0,188	0,014	1	0,38

6.2 Выбор аппаратуры Выбор выключателей и разъединителей

Выбор выключателей производим по условиям:

Uном ? Uуст (110)

Iном ? Iрmax (111)

IОТКном ? I” (112)

iдин ? iуд (113)

Выбираем разъединители аналогично (кроме условия IОТКном? I”).

Таблица 10 - Выбор выключателей и разъединителей для РУ-10кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	ВВТЭ-10-20/1000У2	РВ-10/400 УЗ
Uycт= 10 кВ	Uном = 10кB	Uном = 10кB
Ipmax = 311,55 А	Iном = 1000А	Iном = 400А
I" = 5,3кА	Iотк.ном = 12,5 кА	-
iу = 6,3 кА	iдин = 32кА	iдин = 52кА

Таблица 11 - Выбор выключателей и разъединителей для РУ-110кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	HGF 1012	РНДЗ-110/630
Uycт = 110кВ	Uном = 110кB	Uном = 110кB
Ipmax = 320,2 А	Iном = 3150А	Iном = 630А
I” =1,4кА	Iотк.ном = 50 кА	-
iу= 3,129 кА	iдин = 150 кА	iдин = 100кА

Выбор разрядников

Для защиты трансформаторов на ГПП на стороне 110 кВ устанавливаются ограничители перенапряжений ОПН-110 У1, а на стороне 10 кВ - ограничители перенапряжений ОПН-10 У1, которые устанавливаются в ячейках КРУ.

Выбор шин ГПП

В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. Сечения гибких шин выбираются по условиям:

, (114)

Ipmax ? Iдоп, (115)

Ipmax = 320,2А

мм2

Принимаем для гибких шин

Fст = 240мм2, Iдоп = 610А

320,2 < 610А.

Согласно ПУЭ при I(3)к < 20 кА гибкие шины не проверяются на электродинамическую стойкость к токам КЗ, а также шины, выполненные голыми проводами на открытом воздухе, на термическое действие не проверяются.

Для РУ 10кВ с Ipmax = 311,55А выбираю однополюсные алюминиевые шины прямоугольного сечения размером 40*5, Iдоп = 540А;

311,5 < 540А.

Проводим проверку на термическую стойкость:

(116)

где С = 95.

мм2

Так как 17,6 < 200 мм2, то шина проходит по условию термической стойкости.

Проверка на электродинамическую стойкость:

(117)

где (118) - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия.

МПа

ддоп = 82,3 МПа

2 < 82,3 - шина проходит по условию механической прочности.

Частота собственных колебаний:

(119)

где (120) - момент инерции поперечного сечения шины, см4.

см4

Гц

Так как fo > 200 Гц, то механический резонанс исключен.

Выбор изоляторов

Выбор осуществляется по допускаемой нагрузке:

Fдоп = 0,6 * Fразр (121)

Fpacч < Fдоп (122)

(123)

где (124)

(125)

Выбираем изолятор ИО-10-3,75 УЗ:

Квз = 120 мм, Fразр = 3,75кН, Uном = 10кВ,

мм

Fдоп = 0,6 * 3,75 = 2,25кН;

;

0,0319 < 2,25 кН.

Условие механической прочности выполняется.

Выбор трансформаторов собственных нужд

На ГПП устанавливаются два трансформатора собственных нужд. Их мощность определяется из условий нагрузки:

- охлаждение силовых трансформаторов 3,5 кВт

- подогрев шкафов КРУ 1кВт

- устройство РПН 3,3кВт

- наружное освещение ОРУ 3кВт

- аппаратура связи и телемеханики 8,7кВт

- маслохозяйство 75кВт

Итого 94,5кВт

кВ*А (126)

кВ*А (127)

Принимаем трансформаторы ТМ-100/10.

Выбор трансформаторов тока

Определим вторичную нагрузку трансформаторов тока. Результаты определения вторичной нагрузки представим в таблице 12.

Таблица 12 - Определение вторичных нагрузок трансформаторов тока

Место установки	Приборы	Нагрузки по фазам
		А	В	С
Отходящие линии	Амперметр Э351	0,02	-	0,02
	Трехфазный универ. счетчик ЦЭ6812	0,008	-	0,008
ИТОГО		0,028	-	0,028
Секционный выключатель	Амперметр Э351	0,02	-	0,02
ВН трансформаторов ГПП	Амперметр Э351	0,02	-	0,02
	Трехфазный универ. счетчик ЦЭ6812	0,008	-	0,008
ИТОГО		0,028	-	0,028

Трансформаторы тока на отходящие линии

Для установки в КРУ предварительно принимаем трансформаторы тока ТПЛК-10 УЗ. Допустимая нагрузка при необходимом классе точности 0,5 Zдоп =1,2 Ом.

Определяем возможность работы трансформатора в выбранном классе точности по условию

rприбор + rпров + rк ? Zдоп (128)

где rк - сопротивление контактов (0,05 Ом).

Сопротивление провода:

rпроб = Zдоп - rприб - rк (129)

rпроб = 1,2 - 0,028 - 0,05 = 1,122 Ом.

Сечение провода определяем по формуле:

(130)

мм2

Принимаем контрольный кабель АКВРГ сечением 4 мм2.

Проверка на электродинамическую стойкость осуществляется по условию

(131)

где Кэд - кратность электродинамической стойкости по каталогу,

I1ном - номинальный первичный ток трансформатора тока.

Проверка ТПЛК-10 УЗ по данному условию не производится.

Проверка на термическую стойкость производится по условию

ВКрас ? (Кт * I1ном)2*tт, (132)

где Кт - кратность термической стойкости по каталогу,

tт - время термической стойкости по каталогу.

Вк = (70*2000)2 - 1 = 19600кА2*С;

ВКрасч = 5,32 * 1 = 28кА2*С;

28 кА2 * С < 19600 кА2 *С - условие выполняется.

Выбор трансформаторов тока для ВН ГПП

Принимаем ТПОЛ-110, Iном = 600А, Iном2 = 5А, класс точности 0,5, Zдоп = 0,8 Ом, iдин = 100 кА, Кт = 40, tт =4 с.

Принимаем контрольный кабель АКВРГ сечением:

rпров = 0,8 - 0,028 - 0,05 = 0,722 Ом;

мм2

Fст = 4 мм2;

Вк = (40 * 600)2 * 4 = 2304 кА2 *С.

28 кА2 * С < 2304 кА2 * С - условие выполняется.

Выбор трансформаторов тока на секционный выключатель

Принимаем ТПЛК-10 УЗ, Iном1 = 4000 А, Iном2 = 5А, класс точности 0,5, Zдоп = 1,2 Ом, Кт = 70, tт = 1с.

rпров = 1,2 - 0,02 - 0,05 = 1,13 Oм;

мм2

Принимаем контрольный кабель АКВРГ сечением 4мм2.

Проверка по условию:

28 кА2 * С < 19600 кА2 *С выполняется.

Таким образом, принимаем:

- на отходящие линии ТПЛК-10 УЗ;

- на ВН ГПП ТПОЛ-110-600/5 У1;

- на секционный выключатель ТПЛК-10 У3.

Выбор трансформаторов напряжения

Выбор трансформаторов напряжения осуществляем по напряжению установки, по классу точности и вторичной нагрузке

S2У ? Sном (133)

Выбор трансформатора напряжения на 110 кВ

К трансформатору напряжения будет подключен трехфазный универсальный счетчик ЦЭ 6812, потребляемая мощность параллельной обмотки которого S = 6В*А.

Принимаем НАМИ-110 УХЛ1, Uном = 110 кВ, класс точности 0,5, Sном = 360 В*А

6 В*А < 360 В*А -условие выполняется.

Выбор трансформатора напряжения на 10 кВ.

Определяем вторичную нагрузку трансформатора.

Таблица 13 - Вторичная нагрузка трансформатора

Прибор	Число обмоток	Число приборов	Soбм, ВА	cos ц	Р, Вт	Q, ВАр	S, ВА
Вольтметр Э335	1		2	1,0	6	0	6
Счетчик ЦЭ6812	1	8	6				48
ИТОГО							54

Принимаем НАМИ-10-95 УХЛ2, класс точности 0,5, Sном = 95 В*А.

54 В*А < 95 В*А - условие выполняется.

6.3 Компоновка ГПП

Питание завода осуществляется по двухцепной воздушной линии 110 кВ, выполненной проводами АС-70/11. ОРУ-110 кВ ГПП выполняется по схеме мостика с разъединителями РНДЗ-110/630 и выключателями HGF 1012, которая обеспечивает требуемую надежность. На ГПП установлены 2 трансформатора ТДН-10000/110. ЗРУ-10 кВ ГПП выполняется на основе ячеек K-XXVI,B которых устанавливаются вакуумные выключатели ВВТЭ-10-20/1000, ВВТЭ-10-20/630, трансформаторы напряжения. На вводах и отходящих линиях устанавливаются трансформаторы тока для питания измерительных цепей и целей релейной защиты.

Цеховые трансформаторные подстанции выбираем марки КТП с номинальной мощностью 250-1000 кВА.

7. Релейная защита

7.1 Защита кабельных линий напряжением 10 кВ

Распределительные сети промышленных предприятий на номинальное напряжение 6-35 кВ имеют одностороннее питание и выполняются с изолированной нейтралью. Наиболее распространенным видом защиты таких сетей является максимальная токовая защита (МТЗ). От межфазных замыканий такую защиту рекомендуется выполнять в двухфазном исполнении и включать ее в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения.

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

Обычно токовую защиту от замыкания на землю выполняют с включением на фильтр токов нулевой последовательности. Она приходит в действие в результате прохождения по поврежденному участку токов нулевой последовательности, обусловленных емкостью всей электрически связанной сети без учета емкости поврежденной линии.

Индивидуальную защиту кабелей напряжением 10 кВ применим только для линий ГПП - ТП7 - ТП11 и ГПП - РП1. Для других линий, имеющих глухое соединение с цеховыми трансформаторными подстанциями, применим защиту «Блок трансформатор - магистраль» (БТМ).

Защита от многофазных КЗ

На одиночных линиях с односторонним питанием для защиты от многофазных коротких замыканий устанавливают двухступенчатую токовую защиту:

1-я ступень - токовая отсечка мгновенного действия;

2-я ступень - максимальная токовая защита (МТЗ).

Токовая отсечка выполняется на реле РТ-80. Ток срабатывания токовой отсечки выбирается исходя из двух условий:

1) Iсз ? kотс * IУтр (134)

где kотс = 5 - коэффициент отстройки,

IУтp - суммарный номинальный ток трансформаторов, питающихся от защищаемой линии.

2) Iсз ? Кп * I(3)k2max (135)

где kн = 1,2 - коэффициент надежности.

Коэффициент чувствительности находим по выражению

(136)

где I(2)k - ток двухфазного КЗ в точке К;

kч должен быть не меньше 1,2.

Расчеты приведены в таблице 14.

Таблица 14 - Расчет тока срабатывания и коэффициента чувствительности ТО

Участок	Ipmax, А	I(3)k1max кА	I(3)k2max кА	I(2)k1max кА	Iс.з., кА	Кч
ГПП-ТПП	39,942	5,3	2,95	4,99	3,54	1,4
ГПП-РП1	175,318	5,3	4,2	4,99	4,5	1,2

МТЗ выполняется на реле РТ-80. Ток срабатывания МТЗ выбирается исходя из условий отстройки от максимального рабочего тока линии и обеспечения возврата пускового органа защиты в начальное положение после его срабатывания.

, (137)

где kн = 1,2 - коэффициент надежности;

kв = 0,85 - коэффициент возврата реле;

ксзп - коэффициент самозапуска нагрузки после отключения внешнего КЗ;

Iраб макс - максимальный рабочий ток линии.

Расчетный ток срабатывания реле определяется по выражению:

, (138)

где kcx = 1 - коэффициент схемы;

nт - коэффициент трансформации трансформаторов тока.

Коэффициент чувствительности находим по выражению:

(139)

Он должен быть не меньше 1,5.

Результаты расчетов приведены в таблице 15.

Таблица 15 - Расчет тока срабатывания и коэффициента чувствительности

Участок	Ipmax, А	I(3)k2max кА	I(2)k1max кА	Iс.з., кА	Кч	tсз
ГПП-ТПИ	39,942	2,95	2,55	84,58	30,1	0,5
ГПП-РШ	175,318	4,2	3,63	371,26	9,8	0,5

Защита от замыканий на землю

Защита выполняется с помощью одного токового реле РТЗ-51, которое подключается к трансформатору тока нулевой последовательности.

Ток срабатывания защиты определяется из условия ее надежной отстройки от броска собственного емкостного тока, проходящего в месте установки защиты при внешнем замыкании на землю.

Iсз ? Iсз.расч = kотс * kБ * Iс (140)

где kотс = 1,2 - коэффициент отстройки;

kБ = 2,5 - коэффициент, учитывающий бросок собственного емкостного тока;

Iс - собственный емкостный ток присоединения;

Iс = Iсд + Iсл (141)

При номинальной мощности двигателя, не превышающей 2,5-3 МВт, значением Iсд можно пренебречь. Тогда:

Iс = Iсл = Iсо * L * m (142)

где Ico - значение собственного емкостного тока на 1 км кабеля, А/км;

L - длина линии, км;

Коэффициент чувствительности находим по выражению:

(143)

где kч - наименьшее реальное значение емкостного тока сети I'с = 5А

kч должен быть не меньше 1,25.

Результаты расчетов приведены в таблице 16 для всех участков.

Таблица 16 - Расчет защиты от замыканий на землю

Участок	Ipmax, А	Ico А/км	Iс, А	Iс.з., А	Кч
ГПП-ТП1	32,197	0,65	0,33	0,99	4,7
ГПП-ТП2	38,99	0,65	0,033	0,099	50,2
ГПП-ТПЗ	17,439	0,65	0,033	0,099	50,2
ГПП-ТП4	62	0,65	0,35	1,05	4,43
ГПП-ТП5	46,474	0,65	0.1	0,3	16,3
ГПП-ТП6	26,526	0,65	0,5	1,5	3
ГПП-ТПП	39,942	0,65	0,25	0,75	6,3
ГПП-ТП8	34,867	0,65	0,4	1,2	3,8
ГПП-ТП9	18,96	0,65	0,53	1,59	2,8
ГПП-ТП10	38,295	0,65	0,6	1,8	2,4
ГПП-ТП12	79,364	0,65	0,45	1,35	3,4
ГПП-РШ	175,318	1,04	0,5	1,5	3

7.2 Защита блоков «Трансформатор - магистраль»

Согласно ПУЭ должны быть установлены следующие виды защит:

1) защита от многофазных КЗ;

2) защита от сверхтоков перегрузки (устанавливается для трансформаторов мощностью 400 кВА и более, действующая на сигнал, если на подстанции есть дежурный персонал , или на автоматическую разгрузку или выключение, если персонала нет);

3) защита от замыканий на землю;

4) температурная сигнализация;

5) газовая защита.

Защита от многофазных КЗ

Защита от многофазных КЗ выполняется двухступенчатой:

1) токовая отсечка мгновенного действия;

2) МТЗ.

1) Iсз ? Кн * I(3)k2max, (144)

где Кн = 1,2,

IК2(1) - ток трехфазного КЗ на стороне НН трансформатора.

, (145)

где Iк1(2) - ток двухфазного КЗ на стороне ВН.

Данные занесем в таблицу 17.

2) (146)

где kн =1,2- коэффициент надежности;

kв = 0,85 - коэффициент возврата реле;

kсзп - коэффициент самозапуска нагрузки после отключения внешнего КЗ;

Iраб.max - максимальный рабочий ток.

(147)

где Iк2(1) - ток однофазного КЗ на стороне НН трансформатора.

Данные занесем в таблицу 17.

Таблица 17 - Расчет защиты от многофазных КЗ

Участок	Ipmax, А	I(3)k2max кА	I(2)k1max кА	I(1)k2max кА	Iс.з.то, кА	Кч.то	Iс.з.мтз, А	Кч мтз.
ГПП-ТП1	32,197	1,02	2,7	0,88	1,22	2,2	90,9	9,68
ГПП-ТП2	38,99	1,23	3,09	1,07	1,47	2,1	110,09	9,7
ГПП-ТПЗ	17,439	0,8	1,95	0,69	0,975	2	49,24	14
ГПП-ТП4	62	1,12	2,83	0,97	1,347	2,1	175,06	5,54
ГПП-ТП5	46,474	0,97	2,69	0,84	1,17	2,3	131,22	6,4
ГПП-ТП6	26,526	0,97	2,62	0,84	1,16	2,25	74,9	11,2
ГПП-ТП8	34,867	1,15	3,45	0,99	1,38	2,5	98,45	10
ГПП-ТП9	18,96	0,95	2,4	0,82	1,14	2,1	53,53	15,3
ГПП-ТП10	38,295	1,42	3,93	1,23	1,7	2,3	108,13	11,4
ГПП-ТП12	79,364	1,25	3,74	1,08	1,5	2,5	224,09	4,8

Защита от сверхтоков перегрузки

Защита устанавливается для трансформаторов > 400 кВА и выполняется в виде МТЗ с действием на сигнал.

, (148)

где kн = 1,2 - коэффициент надежности;

kв = 0,85 - коэффициент возврата реле.

Данные занесем в таблицу 18.

Таблица 18 - Расчет защиты от перегрузки

№ТП	Spном, кВА	Ipmax, А	Iс.з., А	tcз., с
1	400	32,197	45,45	0,1
2	630	38,99	55	0,1
4	1000	62	87,53	0,1
5	630	46,474	65,61	0,1
6	400	26,526	37,45	0,1
8	400	34,867	49,22	0,1
10	630	38,295	54,06	0,1
12	1000	79,364	112,04	0,1

Защита от многофазных КЗ и перегрузки трансформаторов, запитанных по магистральной схеме (ТП7, ТП11) выполняется предохранителями типа ПК1-10-20/16-20УЗ.

Iвс.ном > Кз * Ipmax, (149)

где Кз = 1,1 - 1,25

Таблица 19 - Выбор предохранителей

№ТП	Ipmax, А	Iвс.ном, А
7	39,942	50
11	21,249	25

Защита от замыканий на землю

Результаты расчетов сведены в таблицу 16.

Температурная сигнализация

Температурная сигнализация срабатывает при повышении температуры в баке трансформатора, что происходит в результате его перегрузки. Устанавливается на трансформаторах, к которым есть свободный доступ обслуживающего персонала. Или выполняется в качестве тепловых реле, которые отключают трансформатор при превышении его максимально допустимой температуры.

Газовая защита

Применение газовой защиты является обязательным на трансформаторах мощностью 6300 кВ*А и более, а также на трансформаторах мощностью 1000-4000 кВ*А, не имеющих дифференциальной защиты или отсечки и если максимальная токовая защита имеет выдержку времени 1с и более.

Действие защиты основано на том, что всякие, даже незначительные, повреждения, а также повышенные нагревы внутри бака трансформатора вызывают разложение масла и органической изоляции, что сопровождается выделением газа.

Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому защита выполняется так, чтобы при медленном газообразовании подавался предупредительный сигнал, о бурном газообразовании, что имеет место при К.З., происходило отключение поврежденного трансформатора. Кроме того, газовая защита действует на сигнал при опасном понижении уровня масла в баке трансформатора.

7.3 Защита кабельных линий напряжением 0,38 кВ

Низковольтные кабели, прокладываемые в земле от цеховых трансформаторных подстанций до распределительных пунктов, защищаем предохранителями.

Таблица 20 - Расчет защиты низковольтных кабелей

Участок	Ipmax, А	1пл. вставки, А	Марка пред-ля
ТП4-РП2	130	150	ПН2-250
ТП5-РПЗ	124,277	150	ПН2-250
ТП5-РП4	124,277	150	ПН2-250
ТП8-РП5	333,09	350	ПН2-400
ТП6-РП6	38	40	ПН2-100
ТП7-РП7	72,254	80	ПН2-100

7.4 Защита трансформаторов ГПП

Дифференциальная защита трансформаторов

Дифференциальная защита применяется в качестве основной быстродействующей защиты трансформаторов. Ввиду ее сравнительной сложности дифференциальная защита устанавливается в следующих случаях:

- на одиночно работающих трансформаторах мощностью 6300 кВ*А и выше,

- на параллельно работающих трансформаторах мощностью 4000 кВ*А и выше,

- на трансформаторах мощностью 1000 кВ*А и выше, если токовая отсечка не обеспечивает необходимой чувствительности при КЗ на выводах низшего напряжения.

При параллельной работе трансформаторов дифференциальная защита обеспечивает не только быстрое, но и селективное отключение поврежденного трансформатора.

1. Определим ток срабатывания защиты на реле РНТ-565 отстройкой от броска тока намагничивания:

Iсз ? Кн * Iном.т (150)

Кн -коэффициент отстройки защиты от броска тока намагничивания предварительно для защиты РНТ равен 1,3.

Iном.т - номинальный ток трансформатора с высокой стороны.

, (151)

А

А

Iсз ? 1,3 * 50,204 = 65,265А.

2. Определим ток срабатывания защиты отстройкой от тока небаланса:

Iсз ? kн * IНБ (152)

Кн = 1,3

Ток небаланса

IНБ = I?НБ + I"НБ + I"'НБ, (153)

I'НБ - ток учитывающий погрешности трансформаторов тока.

I'НБ = Ка * Кодн * е * IВНк.max? (154)

Ка - коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую, принимает значение 1.

Кодн - коэффициент однотипности ТТ (0,5 или 1).

Со стороны питания установлены ТТ с Iном.1 = 100А (Iном.т = 50,204 А ВН), а со стороны 10 кВ выбираю ТТ с Iном.1 =1000А (Iном.т = 549,857 А НН).

Вторичный ток в плечах дифференциальной защиты при номинальной нагрузке силового трансформатора:

, (155)

А.

(156)

А.

Из за небольшого отличия токов протекающим по ТТ принимаем Кодн = 0,5.

е - полная погрешность ТТ(0,1).

Iвнк.max = I3к.max * Кт, (157)

А

I'НБ = 1*0,5*0,1*483,9=24,196А

I"НБ -учитывает наличие у силового трансформатора устройства РПН.

I"НБ = ДN*IВНК.max, (158)

ДN - половина регулировочного диапазона РПН, ДН = 0,06;

I"НБ = 0,06 * 483,9 = 29,034А.

I"'НБ - учитывает дискретность шкалы уставок.

IНБ = 24,196 + 29,034 = 53,23А.

Iсз > 1,3 * 53,23 = 69,199А.

Выбираю наибольший ток срабатывания защиты равный Iсз = 69,2А.

3.Чувствительность защиты.

(159)

Iвнк.min = I2к.min * Кт, (160)

А

4. Определение вторичного тока срабатывания защиты с наибольшим вторичным током.

Наибольший вторичный ток наблюдается на ТТ со стороны питания, т.к ТТ соединены в треугольник.

, (161)

А

5. Определим расчетное количество витков для основной стороны

, (162)

где щср - магнитодвижущая сила срабатывания реле РНТ-565, Fcp=100;

щосн - суммарное число витков рабочей и первой уравнительной обмоток с основной стороны.

щосн = щраб + щур1 (163)

На основной обмотке имеются отпайки для регулирования числа витков, принимаем ближайшее меньшее целое значение к щосн, которое можно установить на рабочей и первой уравнительной обмотках. Принимаем щосн =16 виткам.

6. Определяем количество витков с неосновной стороны

, (165)

I1, I2 - вторичный ток в плечах защиты при номинальной мощности трансформатора.

I1 =4,348A, I2 = 2,749А.

Принимаем щнеосн = 25.

7. Уточнение тока небаланса.

(166)

А

А

Полный ток небаланса

Iнк = 24,196 + 29,034 +15,175 = 68,405А.

8. Уточнение первичного тока срабатывания защиты

Iсз ? kн * IНБ (170)

Iсз = 1,3 * 68,405 = 88,927А.

9. Определение чувствительности защиты

, (171)

Коэффициент чувствительности превышает 1,5. Следовательно защита на реле РНТ-565 является пригодной.

Максимальная токовая защита от внешних многофазных КЗ

Защита устанавливается со стороны источника питания непосредственно у выключателя, при этом в зону действия защиты входят трансформатор и его присоединения с выключателями. Срабатывая, защита действует на отключение выключателей.

1. Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального рабочего тока:

(172)

где Кн - коэффициент надежности, принимаемый равным 1,2;

Kв - коэффициент возврата, принимаем 0,85;

Ксз - коэффициент самозапуска нагрузки после отключения внешнего КЗ, определяемый для обобщенной нагрузки по кривым [1];

Iраб.max - максимальный рабочий ток.

Iраб.max = 517.56A.