- уч. L=0,1 км, r=0.0422 Ом, х=0,0444 Ом.

Силовые трансформаторы ГПП:

- ТМН 4000/110: Sнт=4000 кВА, uк=10,5 % .

Расчет токов КЗ выполним в относительных единицах с приведением сопротивлений схемы к базисным условиям по средним значениям напряжения. В качестве базисных значений примем для первой ступени МВА,

кВ.

Найдем базисные токи и сопротивления:

, (7.1)

.

, (7.2)

.

Для остальных ступеней расчет выполним аналогично. Результаты сводим в таблицу 7.3.

Таблица 7.3 - Базисные условия расчета токов КЗ

Ступень расчета	Sб, МВА	Uб, кВ	Iб, кА	zб, Ом
1. Шины 110 кВ	50	121	0,24	291
2. Шины 10 кВ	50	10,5	2,75	2,2

7.2 Определение эквивалентных сопротивлений

Реактивное сверхпереходное сопротивление генераторов ТЭЦ:

(7.3)

где n - количество генераторов.

Реактивное сопротивление трансформаторов ТЭЦ:

, (7.4)

.

Сопротивление ВЛ 110:

, (7.5)

.

.

Учитываем полное сопротивление линии, так как r>1/3x.

Реактивное сопротивление ГПП:

, (7.6)

Эквивалентные сопротивления относительно точки К1 и ток периодической слагающей: замыкание освещение трансформатор сеть

, (7.7)

.

, (7.8)

Эквивалентные сопротивления относительно точки К2 и ток периодической слагающей:

, (7.9)

.

, (7.10)



.

Ударный ток КЗ в точке К1 и К2

(7.11)

(кА),

(кА),

где - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени цепи КЗ, принято:[9. Таблица 3].

Апериодическая слагающая тока КЗ для К1 и К2

(7.12)

(кА).

(кА).

где Та - значение постоянной времени затухания апериодической составляющей [9. Таблица 3];

- собственное время отключения КЗ.

Таблица 7.4 - Результаты расчётов токов КЗ

Место КЗ	Точка КЗ	Iпk,кА	iу,кА	iat=0,кА
1 Шины ВН ГПП	1	1,32	3,22	0,17
2 Шины НН ГПП	2	4,86	11,81	0,63



8. Выбор основного оборудования

8.1 Выбор высоковольтного оборудования завода

Для выбора оборудования необходимо рассчитать токи в нормальных и послеаварийных режимах.

Iн.ВН=Sр/(2*v3*Uн.ВН), (8.1

где Sр - расчётная нагрузка на шинах ВН, Sр=8957,75 кВА.

Iн.ВН=8957,75/(2*v3*110)=23,5 А.

В максимальном режиме, при выходе из строя одного трансформатора вся нагрузка будет проходить через рабочий трансформатор, так как мощность трансформатора ГПП >Sр.

Тогда:

Imax.ВН=2*Iн.ВН=23,5*2=47 А.

IнНН=8957,75/(2*v3*10)=258,59 А, в максимальном режиме

ImaxНН= IнНН*2=517,18 А.

Ток КЛ 10 кВ до ТП:

Iн.кл=Sн.кл/(nц*v3*Uн)

где nц - количество цепей КЛ (все КЛ 10 кВ двухцепные, т.к. к каждой ПС подключены ЭП II категории);

Sн.кл - нагрузка КЛ.

КЛ 10 кВ до ТП1

Iн.w1=(Sтп1)/(nц*v3*Uн)

Iнw1=(2364,05)/(2*v3*10)=68,24 А

В аварийном режиме, когда одна линия отключена ток в линии

Iаw1=Iнw1*2

Iаw1=68,24*2=136,49 А.

Для остальных КЛ производим расчёт токов аналогично и заносим результаты в таблицу 8.1.

Таблица 8.1 - Нагрузки КЛ 10 кВ

Линия	SнКЛ, кВА	Iн, А	Iав, А
W1	2364,05	68,24	136,49
W2	588,24	16,98	33,96
W3	1484,94	42,87	85,73
W4	835,31	24,11	48,23
W5	930,47	26,86	53,72
W6	590,11	17,04	34,07
W7	593,90	17,14	34,29
W8	371,27	10,72	21,44
W9	1199,45	34,63	69,25

8.1.1 Выбор высоковольтных выключателей

Выключатели выбираются по следующим условиям:

1 По номинальному напряжению:

2 По номинальному току:

3 По конструкции и роду установки.

Проверка выключателей производится:

1. по отключающей способности:

Отключение симметричного тока КЗ:

Отключение полного тока КЗ:

(8.2)

где - относительное содержание апериодического тока в токе отключения, задан в каталожных данных выключателей

2. Проверка на электродинамическую стойкость.

3. Проверка на термическую стойкость:

где Вк - тепловой импульс, определяется по формуле

(8.3)

- трёхсекундный ток термической стойкости.

Выбираем к установке на РУВН ГПП элегазовый выключатель ВГТ-110 кВ, на РУНН ГПП за трансформатором, на отходящих линиях и на линиях ЭП 6 кВ элегазовые LF1.

Таблица 8.2 - Характеристики выключателей

Место установки	Тип	Iном, А	Iоткл, кА	Iт, кА	t, с	iпр.ск, кА	tоткл, с	tвкл, с	, %
РУВН ГПП	ВГТ-110	3150	40	40	3	102	0,055	0,062	40
РУНН ГПП	LF1	630	25	25	3	64	0,05	0,065	50
Отходящие линии	LF1	630	25	25	3	64	0,05	0,065	50
Линии ЭП 6 кВ	LF1	630	25	25	3	64	0,05	0,065	50

Таблица 8.3- Проверка выключателей по условиям

Место установки	Uуст?Uном	Iав?Iном.в	Iп.0?Iном.откл	iуд?Iпр.скв	v2*Iп.о+iаt? v2*Iном.откл*(1+вном)	Вк=Iпо2*(tотк+Та) ?Iт2tт
1	2	3	4	5	6	7
РУВН ГПП	Uуст = Uном=110 кВ	23,51?3150	1,32?40	3,22?102	2,04?79,2	0,2?4800
РУНН ГПП	Uуст = Uном=10 кВ	258,59?630	4,86?25	11,81?64	7,50?53,03	2,72?1875
Отходящие линии
W1	Uуст = Uном=10 кВ	68,24?630	4,86?25	11,81?64	7,50?53,03	2,72?1875
1	2	3	4	5	6	7
W2	Uуст = Uном=10 кВ	16,98?630	4,86?25	11,81?64	7,50?53,03	2,72?1875
W3	Uуст = Uном=10 кВ	42,87?630	4,86?25	11,81?64	7,50?53,03	2,72?1875
W4	Uуст = Uном=10 кВ	24,11?630	4,86?25	11,81?64	7,50?53,03	2,72?1875
W5	Uуст = Uном=10 кВ	26,86?630	4,86?25	11,81?64	7,50?53,03	2,72?1875
W6	Uуст = Uном=10 кВ	17,04?630	4,86?25	11,81?64	7,50?53,03	2,72?1875
W7	Uуст = Uном=10 кВ	17,14?630	4,86?25	11,81?64	7,50?53,03	2,72?1875
W8	Uуст = Uном=10 кВ	10,72?630	4,86?25	11,81?64	7,50?53,03	2,72?1875
W9	Uуст = Uном=10 кВ	34,63?630	4,86?25	11,81?64	7,50?53,03	2,72?1875
Линии ЭП 6 кВ	Uуст = Uном=6 кВ	27,17?630	4,86?25	11,81?64	7,50?53,03	2,72?1875

8.1.2 Выбор разъединителей

Выбран разъединитель РГП-СЭЩ-110/1250 с электродвигательным приводом типа ПД СЭЩ.

Проверка разъединителей.

1) По номинальному напряжению:

Uном уст = Uном выкл=110 кВ

По номинальному току:

Imax..ВН ? Iном выкл (23,51 А ? 1250 А).

2) Установка и конструкция. Наружная установка, двухколонковые аппараты с поворотом контактных ножей в горизонтальной плоскости.

3) Проверка на электродинамическую стойкость (аналогично проверке выключателей:

Iо.ном=31,5 кА ? Iп.t=1,32 (кА)

iпр.скв=80 кА ? iуд=3,22 (кА)

4) Проверка на термическую стойкость

Главных ножей:

(6.27)

31,52*3=2976 кА2·с ?0,12 кА2·с

Заземляющих ножей

992,25кА2·с ?0,2 кА2·с

Таблица 8.4 -Выбор и проверка разъединителей

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		РГП-СЭЩ-110/1250
	110 кВ	кВ
Imax.раб.НН ? Iном раз	А	А
	кА	кА
	кА	кА
	кА2·с	Главные ножи:2976 А2·с Заземляющие ножи:992,25 А2·с

Все условия соответствуют требованиям.

8.1.3 Выбор ОПН

ОПН на ГПП нужно установить на ВН 110 кВ, в нейтрали трансформатора, на НН 10 кВ.

Таблица 8.5 - Характеристики выбранных ОПН

Тип	Действующее значение напряжения, кВ	Номинальный разрядный ток, кА	Остающееся напряжение, кВ
	Номинальное	Длительно допустимое рабочее		1 кА	10 кА
ОПН-10	15	12	10	40,7	38,4
ОПНп-110	91	73	10	215	242
ОПНН-110	75	60	10	152	192



8.1.4 Выбор сечений и марок кабелей внутреннего электроснабжения, напряжением 10 кВ

Определим сечение КЛ по экономической плотности тока

, (8.4)

где А/мм2- экономическая плотность тока для кабелей с алюминиевыми жилами для [1. Таблица 1.3].

Выбираем кабель марки АВБбШв 350 мм2, L=511,05 м.

Проверка на термическую стойкость Iдоп=175*kсп=175*0,8=140 А, kсп - коэффициент, учитывающий способ прокладки КЛ, определяется по [10. Таблица П2.9], Iдоп по [1. таблица 1.3.7]

.

Удельные сопротивления rо и хо определены по [7. Таблица П1.4]

;, (8.5)

;

где nц - количество цепей.

Потери напряжения в линии определяются

, (8.6)



.

АВБбШв 350 мм2 удовлетворяет всем условиям.

Таблица 8.6 - Кабельные линии 10 кВ

	, А	, А	, мм2	Марка кабеля	, А	>	r0,	х0,	r, Ом	х, Ом	, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
W1	68,24	136,49	42,65	АВБбШв 3х50	140	Вып	0,62	0,083	0,16	0,021	0,35
W2	16,98	33,96	10,61	АВБбШв 3х10	56	Вып	3,1	0,11	0,47	0,017	0,21
W3	42,87	85,73	26,79	АВБбШв 3х25	97,75	Вып	1,24	0,091	0,31	0,023	0,36
W4	24,11	48,23	15,07	АВБбШв 3х16	72	Вып	1,94	0,102	0,29	0,016	0,20
W5	26,86	53,72	16,79	АВБбШв 3х16	72	Вып	1,94	0,102	0,06	0,003	0,05
W6	17,04	34,07	10,65	АВБбШв 3х10	59,5	Вып	3,1	0,11	0,25	0,009	0,13
W7	17,14	34,29	10,72	АВБбШв 3х10	59,5	Вып	3,1	0,11	0,25	0,009	0,14
W8	10,72	21,44	6,70	АВБбШв 3х10	41,4	Вып	3,1	0,11	0,05	0,002	0,02
W9	34,63	69,25	21,64	АВБбШв 3х25	103,5	Вып	1,24	0,091	0,54	0,039	0,55

Все КЛ 10 кВ удовлетворяют условиям по максимальным потерям напряжения <5%. Выбор остальных КЛ производится аналогично. Результаты заносятся в таблицу 8.6

8.2 Выбор низковольтного оборудования цеха №37

Все ЭП 0,4 кВ в корпусе №3 питаются от ТП 3.

8.2.1 Выбор шинопроводов

Выбраны шинопроводы серии ШРА-73, кабели АВВГ, расчёт производится аналогично по формулам (8.4-8.6).

Таблица 8.7 - Выбор шинопроводов, кабелей до ЭП цеха №37 и СП корпуса №3

№ КЛ или ЭП	Iр, А	Fэк, мм2	Марка шинопровода/ кабеля	Iдоп, А	r0, мОм/км	x0, мОм/км	L, м	R, мОм	X, мОм	P, кВт	Q, квар
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
W1	123,28		ШРА-73	250	0,21	0,21	18,7	3,93	3,93	101,425	175,67
		77,05	АВВГ 3х70+1х50	128,8	0,588	0,08	1,9	0,80	0,15
W2	178,96		ШРА-73	250	0,21	0,21	57	11,97	11,97	166,3	244,94
		111,85	АВВГ 3х120+1х70	184	0,42	0,078	1,8	0,44	0,14
1	8,51	5,32	АВВГ 3х6+1х4	29,44	4,9	0,093	1,1	5,39	0,10	7	12,12
2	12,15	7,60	АВВГ 3х10+1х6	38,64	2,94	0,092	1,1	3,23	0,10	10	17,32
3/1	3,40	2,13	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	1,1	12,94	0,12	2,8	4,85
3/2	3,40	2,13	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	1,1	12,94	0,12	2,8	4,85
4/1	4,25	2,66	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	1,1	12,94	0,12	3,5	6,06
4/2	4,25	2,66	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	4,3	50,57	0,46	3,5	6,06
5/1	2,67	1,67	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	4,3	50,57	0,46	2,2	3,81
5/2	2,67	1,67	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	4,3	50,57	0,46	2,2	3,81
6/1	1,82	1,14	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	4,3	50,57	0,46	1,5	2,60
6/2	1,82	1,14	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	4,3	50,57	0,46	1,5	2,60
6/3	1,82	1,14	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	7,4	87,02	0,79	1,5	2,60
7	10,73	6,70	АВВГ 3х10+1х6	38,64	2,94	0,092	7,4	21,76	0,68	8,825	15,29
8	3,40	2,13	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	7,4	87,02	0,79	2,8	4,85
9/1	2,07	1,29	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	7,4	87,02	0,79	1,7	2,94
9/2	2,07	1,29	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	7,4	87,02	0,79	1,7	2,94
9/3	2,07	1,29	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	10,6	124,66	1,13	1,7	2,94
10	2,67	1,67	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	10,6	124,66	1,13	2,2	3,81
11/1	22,49	14,05	АВВГ 4х2,5	55,2	1,837	0,086	10,6	19,47	0,91	18,5	32,04
11/2	22,49	14,05	АВВГ 4х2,5	55,2	1,837	0,086	10,6	19,47	0,91	18,5	32,04
12	8,51	5,32	АВВГ 3х6+1х4	29,44	4,9	0,093	10,6	51,94	0,99	7	12,12
13	1,82	1,14	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	9,1	107,02	0,97	1,5	2,60
14	3,65	2,28	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	14,3	168,17	1,53	3	5,20
15	12,15	7,60	АВВГ 3х10+1х6	38,64	2,94	0,092	14,3	42,04	1,32	10	17,32
16/1	5,47	3,42	АВВГ 3х4+1х2,5	24,84	7,35	0,099	6,9	50,72	0,68	4,5	7,79
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
16/2	5,47	3,42	АВВГ 3х4+1х2,5	24,84	7,35	0,099	11,1	81,59	1,10	4,5	7,79
17	12,15	7,60	АВВГ 3х10+1х6	38,64	2,94	0,092	11,1	32,63	1,02	10	17,32
18	10,94	6,84	АВВГ 3х6+1х4	29,44	4,9	0,093	3,8	18,62	0,35	9	15,59
19/1	5,96	3,72	АВВГ 3х4+1х2,5	24,84	7,35	0,099	0,4	2,94	0,04	4,9	8,49
19/2	5,96	3,72	АВВГ 3х4+1х2,5	24,84	7,35	0,099	0,4	2,94	0,04	4,9	8,49
20/1	2,67	1,67	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	7,7	90,55	0,82	2,2	3,81
20/2	2,67	1,67	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	7,7	90,55	0,82	2,2	3,81
20/3	2,67	1,67	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	1	11,76	0,11	2,2	3,81
20/4	2,67	1,67	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	4,4	51,74	0,47	2,2	3,81
20/5	2,67	1,67	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	4,4	51,74	0,47	2,2	3,81
21/1	1,82	1,14	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	0,32	3,76	0,03	1,5	2,60
21/2	1,82	1,14	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	0,32	3,76	0,03	1,5	2,60
21/3	1,82	1,14	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	0,32	3,76	0,03	1,5	2,60
22	1,22	0,76	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	4,4	51,74	0,47	1	1,73
23/1	42,54	26,59	АВВГ 3х25+1х16	69	1,176	0,085	0,4	0,47	0,03	42	56,00
23/2	42,54	26,59	АВВГ 3х25+1х16	69	1,176	0,085	0,4	0,47	0,03	42	56,00
24/1	3,42	2,14	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	0,87	10,23	0,09	4,5	4,59
24/2	3,42	2,14	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	0,64	7,53	0,07	4,5	4,59
24/3	3,42	2,14	АВВГ 4х2,5	17,48	11,76	0,107	0,1	1,18	0,01	4,5	4,59
Wсп1	124,53	155,67	АВВГ 3х185	270	0,16	0,074	172,5	27,6	12,77	100,19	140,49

Способ прокладки в металлорукаве. Результаты занесены в таблицу 8.7.

8.2.2 Выбор автоматических выключателей в линиях ЭП и вводных выключателей шинопроводов

Автоматические выключатели выбираются по номинальному напряжению и токам в линиях.

Необходимо отстроить от срабатывания при пусковых токах и нормальных режимах

, (8.7)

, (8.8)

где Iэ - ток уставки электромагнитного расцепителя, А;

Iз - ток уставки теплового расцепителя, А.

Iп значение пускового тока, Iп=7*Iном, А;

Iр - рабочий ток в линии, А.

Для исключения возможности перегрева линии необходимо выполнение условия:

, (8.9)

где kзащ- наибольшая допустимая кратность уставки аппарата защиты к допустимому току проводника, kзащ=1.

Для токов выше 16 А выбираем выключатель compact CVS 100

Таблица 8.8 - Выбор автоматических выключателей

ЭП	Iр, А	Iп, А	Iдоп, А	Марка	Iз, А	Iэ, А
1	2	3	4	5	6	7
1	8,51	59,57	29,44	А63-МГ	10	100
2	12,15	85,05	38,64	А63-МГ	12,5	125
3/1	3,4	23,8	17,48	А63-МГ	4	40
3/2	3,4	23,8	17,48	А63-МГ	4	40
4/1	4,25	29,75	17,48	А63-МГ	5	50
4/2	4,25	29,75	17,48	А63-МГ	5	50
5/1	2,67	18,69	17,48	А63-МГ	3	30
5/2	2,67	18,69	17,48	А63-МГ	3	30
6/1	1,82	12,74	17,48	А63-МГ	2	20
6/2	1,82	12,74	17,48	А63-МГ	2	20
6/3	1,82	12,74	17,48	А63-МГ	2	20
7	10,73	75,11	38,64	А63-МГ	12,5	125
8	3,4	23,8	17,48	А63-МГ	4	40
9/1	2,07	14,49	17,48	А63-МГ	2,5	25
9/2	2,07	14,49	17,48	А63-МГ	2,5	25
1	2	3	4	5	6	7
9/3	2,07	14,49	17,48	А63-МГ	2,5	25
10	2,67	18,69	17,48	А63-МГ	3	30
11/1	22,49	157,43	55,2	CVS 100	25	190
11/2	22,49	157,43	55,2	CVS 100	25	190
12	8,51	59,57	29,44	А63-МГ	10	100
13	1,82	12,74	17,48	А63-МГ	2	20
14	3,65	25,55	17,48	А63-МГ	4	40
15	12,15	85,05	38,64	А63-МГ	12,5	125
16/1	5,47	38,29	24,84	А63-МГ	6,3	63
16/2	5,47	38,29	24,84	А63-МГ	6,3	63
17	12,15	85,05	38,64	А63-МГ	12,5	125
18	10,94	76,58	29,44	А63-МГ	12	120
19/1	5,96	41,72	24,84	А63-МГ	6,3	63
19/2	5,96	41,72	24,84	А63-МГ	6,3	63
20/1	2,67	18,69	17,48	А63-МГ	3	30
20/2	2,67	18,69	17,48	А63-МГ	3	30
20/3	2,67	18,69	17,48	А63-МГ	3	30
20/4	2,67	18,69	17,48	А63-МГ	3	30
20/5	2,67	18,69	17,48	А63-МГ	3	30
21/1	1,82	12,74	17,48	А63-МГ	2	20
21/2	1,82	12,74	17,48	А63-МГ	2	20
21/3	1,82	12,74	17,48	А63-МГ	2	20
22	1,22	8,54	17,48	А63-МГ	1,25	12,5
23/1	42,54	297,78	69	CVS 100	50	300
23/2	42,54	297,78	69	CVS 100	50	300
24/1	3,42	23,94	17,48	А63-МГ	4	40
24/2	3,42	23,94	17,48	А63-МГ	4	40
24/3	3,42	23,94	17,48	А63-МГ	4	40
W1	123,28	123,28	862,96	CVS 160	125	1250
W2	178,96	178,96	1252,72	CVS 250	200	1600

8.2.3 Расчёт освещения цеха №37

Площадь цеха №1 S=20х40 м, высота Н=4 м. Рассчитаем норму освещения и расчётную высоту для одной линии. Расстояние от светильника до перекрытия составляет hс=1,2 м, высота рабочей поверхности hр=1 м.

Цех №37 разряд зрительной работы IVб.

Выбираем светильники типа DS-Prom-30, т.к. эти светодиодные светильники наиболее экономичны, имеют высокие показатели энергоэффективности. Для данных светильников возможен выбор трёх видов диаграмм: К, Д, Ш, из которых Д обладает наиболее большим углом раскрытия светового потока при максимальной дальности распространения светового потока.

Расчётная высота помещения:

, (8.10)

.

Определим наиболее выгодное расстояние между светильниками :

, (8.11)

где и - относительные светотехнические и энергетические оптимальные расстояния между светильниками, для светильников типа DS-Prom-30 (светодиодные), с КСС типа Д.

Расстояние между светильниками принимаем 3 м.

Число рядов светильников в помещении:

, (8.12)

.

где Nвг и Nвв - количество рядов светильников и число светильников в ряде;

l - длина стороны помещения цеха.

Тогда общее количество светильников:

, (8.13)

Индекс помещения определяется:

(8.14)

где А и В - размеры цеха.

С увеличением площади помещения (А / В меньше 3 и имеют большие значения), отражение от стен уже не влияют на общий расчет и i = 5.

kи=80 для светильников типа DS-Prom-30 при наименьших коэффициентах отражения.

Суммарный поток светильников цеха составит:

(8.15)

где E- нормируемое значение освещённости, лк;

N - количество установленных светильников;

kзап - коэффициент запаса, kзап =1,3;

А - площадь рабочей поверхности помещения, м2;

z- коэффициент минимальной освещённости, z=1,15;

Принимаем к установке лампы ds-prom-50, световой поток 6500 лм.

Для аварийного освещения выбраны светильники SIRAH 2013-3 LED.

Согласно [4. 7.75] для эвакуационного освещения необходима минимальная освещённость Еmin=0,5 лк. По формуле (8.15) определяем световой поток Ф=747,5 лм.

Световой поток светильника Ф1=150 лм. Тогда можно определить количество светильников аварийного освещения как отношение Ф/Ф1.

Необходимое число светильников n=5.



9. Расчет релейной защиты для трансформаторов ГПП

Данное устройство выполняет функции токовой и дифференциальной защиты для двухобмоточных трансформаторов.

Типы защит:

-трёхступенчатая максимально-токовая защита с независимой выдержкой времени;

-двухступенчатая дифференциальная защита.

9.1 Расчёт уставок защиты трансформатора

ТМН 6300/110/10, схема соединения обмоток: Y/? - 11, максимальное время защит линий 10 кВ с.

Ток трёхфазного короткого замыкания на шинах ГПП 10 кВ, приведённый к стороне ВН трансформатора равен:

(9.1)

где- ток трёхфазного короткого замыкания на шинах 10 кВ;

- коэффициент трансформации силового трансформатора ГПП.

9.2 Расчёт уставок дифференциальной защиты трансформатора

Таблица 9.1 - Выбор трансформаторов тока на НН ГПП и ВН ГПП.

Наименование величины	Численное значение для сторон
	ВН 110 кВ	НН 6 кВ
1	2	3
Номинальный ток трансформатора	IномВН=6300/(v3•115)= 31,6А	IномНН=6300/(v3•11)= 330,7 А
1	2	3
Схема соединения обмоток трансформатора ГПП	Y	?
Схема соединения обмоток трансформатора тока	?	Y
Коэффициент схемы	K_сх=v3	K_сх=1
Расчётный коэффициент трансформации трансформаторов тока	K?=Kсх•I_номВН/5, K?=v3•31,6/5=54,7/5	K?=K_сх•I_номНН/5, K?=330,7/5
Принятый коэффициент трансформации трансформаторов тока	K_(тт ВН)=100/5 ТРГ-110	K_(тт НН)=400/5 ТОЛ-10

Для отстройки от токов намагничивания установлены фильтры тока по второй и по пятой гармоникам. Рекомендуемая уставка срабатывания - 20 % от первой гармоники дифференциального тока. Для отстройки от внешних КЗ установлена тормозная обмотка.

При расчёте коэффициента торможения учитываем погрешность ТТ 10% и за счёт неточного выравнивания токов в плечах защиты 5%.

где коэффициент 1,5 учитывает постоянный коэффициент торможенияkт=0,5.

Для обеспечения несрабатывания на номинальные токи, примем ток начала торможения 5 А, так как это максимальный ток от нагрузки.

Коэффициент выравнивания для ВН определяется:

(9.2)



Коэффициент выравнивания для ВН определяется:

(9.3)

где- номинальный первичный ток трансформатора тока установленного со стороны НН трансформатора;

- номинальный ток стороны НН силового трансформатора.

Уставку чувствительной ступени дифференциальной защиты в долях номинального тока трансформатора примем

После выбора коэффициентов выравнивания, уставки по току:

(9.4)

где IНН.тт= 5 - номинальный вторичный ток трансформатора тока, А.

,

(9.5)

.

Диапазон регулирования Iсз = (0,5ч5) А, IДТустНН =2,9 А, IДТустВН =2 А.

Действительный ток срабатывания ДЗ:



Коэффициент чувствительности при КЗ на стороне НН:

(9.7)

где - минимальный ток двухфазного короткого замыкания в точке К2, приведённый к ВН;

- ток срабатывания реле токовой отсечки.

Ток двухфазного короткого замыкания в точке К1:

, (9.8)

.

.

Чувствительная ступень удовлетворяет требованиям чувствительности.

Грубая ступень дифференциальной отсечки отстраивается от броска тока намагничивания. Её ток должен быть равен, .

Вторичный ток срабатывания определяется:

Действительный ток срабатывания грубой ступени:

, (9.9)

.

, (9.10)

, (9.11)

Коэффициент чувствительности дифференциальной отсечки при КЗ на стороне ВН. Ток двухфазного короткого замыкания:

, (9.12)

,

.

Грубая степень дифференциальной отсечки удовлетворяет требованиям чувствительности.

9.3 Выбор времени срабатывания дифференциальной защиты и дифференциальной отсечки

Уставку выдержки времени срабатывания дифференциальной защиты и дифференциальной отсечки примем 0,1 с.

9.4 Расчёт уставок токовой отсечки (МТЗ 1) защиты трансформатора

Токовая отсечка отстраивается от максимального тока внешнего короткого замыкания:

, (9.13)

где - коэффициент отстройки, принимаем ;

- максимальное значение периодической составляющей тока в месте установки защиты при трёхфазном коротком замыкании на стороне НН ГПП.

Ток внешнего КЗ - это ток КЗ на НН ГПП приведённый к стороне ВН:

.

Ток срабатывания реле токовой отсечки (МТЗ 1) равен:

, (9.14)

гдеКттВН -коэффициент трансформатора тока на стороне ВН;

- коэффициент схемы трансформатора тока на стороне ВН.

Диапазон уставки ТО (5ч60) А с шагом 0,1, принимаем А .

Действительный ток срабатывания токовой отсечки по формуле:

, (9.15)

Чувствительность при двухфазном КЗ на стороне ВН ГПП:

.

.

Выдержка времени токовой отсечки принимается с.

9.5 Расчёт уставок максимальной токовой защиты (МТЗ 2) трансформатора

Принимаем коэффициенты:

-коэффициент возврата реле, ;

-коэффициент запаса для отстройки тока нагрузки, ;

- коэффициент согласования для обеспченияселективности,.

МТЗ - защищает от междуфазных КЗ, резервирует основную защиту.

МТЗ отстраивается от максимального тока нагрузки.

Максимальная нагрузка S=8957,75 кВА, тогда ток:

, (9.16)

.

Тогда ток срабатывания МТЗ определяется по формуле:



, (9.17)

где- коэффициент отстройки защиты;

- коэффициент самозапуска двигателя;

- коэффициент возврата;

Ток срабатывания реле максимально-токовой защиты (МТЗ 2):

, (9.18)

.

Диапазон регулироваия (2ч120) А, шаг 0,1, принимаем А.

Действительный ток срабатывания МТЗ 2 по формуле:

, (9.19)

.

Чувствительность при КЗ на стороне НН:

МТЗ 2 удовлетворяет требованиям чувствительности.

Время срабатывания МТЗ 2 :

(9.20)

где - максимальное время защит линий отходящих от шин НН .

=0,5 - ступень селективности.

Используем выдержку времени в МТЗ 2.

Ток уставки защиты от перегрузки (МТЗ 3) трансформатора:

(9.21)

где- коэффициент отстройки защиты от перегрузки;

- коэффициент возврата;

- номинальный ток трансформатора на ВН ГПП.

Ток срабатывания реле защиты от перегрузки (МТЗ 3) равен:

, (9.22)

.

Диапазон уставки (2ч120) А, с шагом 0,1, А.

Время срабатывания защиты от перегрузок МТЗ 3 составит:

, (9.23)

.



Таблица 9.2 - Параметры настройки защит устройством РС 83 - ДТ 2

Наименование параметра	Диапазон регулирования	Параметр
1	2	3
Дифференциальная защита
Коэффициент выравнивания по току для стороны ВН, :	(0,1 - 5,0), через 0,01	1,83
Коэффициент выравнивания по току для стороны НН,:	(0,1 - 5,0), через 0,01	1,21
Чувствительная степень дифференциальной защиты
Уставка чувствительности ступени ДТ на стороне ВН	(0,5 - 10,0) А, шаг 0,1 А	2
1	2	3
Уставка чувствительности ступени ДТ на стороне НН,	(0,5 - 10,0) А, шаг 0,1 А	2,9
Уставка выдержки времени срабатывания ДТ, :	(0,01 - 1,0) с, шаг 0,01 с	0,1
Диапазон уставок по току начала торможения:	(0,5 - 10,0) А, шаг 0,1 А	5,0
Коэффициент торможения:	0,5	0,5
Уставка фильтра тока по второй гармонике от составляющей первой гармоники дифференциального тока:	(10 - 30) %, шаг 1 %	20
Уставка фильтра тока по пятой гармонике от составляющей первой гармоники дифференциального тока:	(10 - 30) %, шаг 1 %	20
Грубая ступень дифференциальной защиты
Уставка грубой ступени ДО по стороне ВН	(5,0 - 60,0) А, шаг 1 А	17
Уставка грубой ступени ДО по стороне НН	(5,0 - 60,0) А, шаг 1 А	25
Уставка времени срабатывания ДО, :	(10 - 1000) мс, шаг 1 мс	100
Максимально-токовая защита
Уставка токовой отсечки (МТЗ 1),	(2,0 - 120,0) А, шаг 0,1 А	47,9
Уставка выдержки времени (МТЗ 1),	(0,1 - 25,0) с, шаг 0,1 с	0,1
Уставка максимально-токовой защиты (МТЗ 2),	(2,0 - 120,0) А, шаг 0,1 А	3,9
Уставка выдержки времени (МТЗ 2)	(0,1 - 25,0) с, шаг 0,1 с	2
Уставка защиты от перегрузки (МТЗ 3)	(2,0 - 120,0) А, шаг 0,1 А	3,1
Уставка выдержки времени (МТЗ 3)	(0,1 - 25,0) с, шаг 0,1 с	2,5

В таблице 9.2 приведены выбранные параметры настройки защиты.



10. Безопасность проектируемого объекта

10.1 Проектирование и расчёт защитного заземления ГПП

Определим коэффициент напряжения прикосновения по формуле:

(10.1)

где параметр зависящий от ,

здесь удельное сопротивление верхнего слоя грунта,

удельное сопротивление нижнего слоя грунта=53 Ом*м, =9 Ом*м.

, следовательно, , определяется по таблице в [11];

длина вертикального заземлителя, (м),

длина горизонтальных заземлителей, (м),

расстояние между вертикальными заземлителями, (м),

коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека и сопротивлению растекания тока от ступней

(10.2)

где (Ом), (Ом).

S - площадь ПС, S=30000х50000 (мм2), S=1,5 тыс. м2.

Коэффициент напряжения прикосновения:

Определено напряжение на заземлителе по формуле:

(10.3)

где наибольшее допустимое напряжение прикосновения, (В), по [1].

Напряжение на заземлителе:

(В)

Определено сопротивление заземляющего устройства по формуле:

(10.4)

(Ом)

где - ток стекающий с заземлителя

(10.5)

(А)

Действительный план заземляющего устройства преобразован в расчетную квадратную модель со стороной:

Число ячеек на стороне квадрата:

(10.6)

m.

Округлено до целого числа:.

Длина полос в расчетной модели:

(10.7)

Длина сторон ячейки:

(10.8)

(м)

Число вертикальных заземлителей по периметру контура при

(10.9)

Принято. Расчетная модель заземляющего устройства представлена на рисунке 13.1.

Общая длина вертикальных заземлителей:



(10.10)

(м)

Относительная глубина заземлителя:

, (10.11)

где - глубина прокладки заземлителя,

Для по[11. Формула 7.30]

Согласно таблице [11. Таблица 7.6] относительное эквивалентное удельное сопротивление для сеток с вертикальным заземлителем: , тогда (Ом·м).

Общее сопротивление сложного заземлителя:

(10.12)

(Ом),

Условие выполняется .

Найдено напряжение прикосновения:

(10.13)



(В),

Условие выполняется.

10.2 Молниезащита ГПП

Определяем высоту защищаемой подстанции по наиболее высокой точке (трансформатор ТМН-6300/110) = 7,25 (м).

Площадь ПС, S = 30х50=1500 (м2).

Молниеотводы устанавливаем по периметру, в углах. Расстояния между молниеотводами:

,(10.14)

где l - длина стороны;

lогр - расстояние от ограды до молниеотвода;

n - количество молниеотводов на одну сторону.

.

.

.

Принимаем высоту четырех молниеотводов м.

, (10.15)\

.

, (10.16)

.

, (10.17)

.

Условием защищенности объектов высотой hx является выполнение неравенства rcx> 0 для всех попарно взятых молниеотводов.

, (10.18)

.

, (10.19)

,

,

Для защиты объектов на проектируемой подстанции от заноса высоких потенциалов присоединяем все металлические коммуникации и оболочки кабелей (в месте ввода их в объект) к заземлителю защиты от вторичных воздействий молнии.

11. Экономическое обоснование проекта

Стоимость КЛ 10 кВ указана в таблице 11.1.

Таблица 11.1 - Капиталовложения на КЛ

Линия	W1	W2	W3	W4	W5	W6	W7	W8	W9
nц	2	2	2	4	4	6	4	4	4
F, мм2	3х50	3х10	3х50	3х16	3х16	3х10	3х10	3х10	3х25
L, м	511	304	507	304	65	159	159	32,4	865,5
Uном, кВ	10	10	10	10	10	10	10	10	10
Суд, руб./м	599,3	315,32	599,3	352	352	315,32	315,32	315,32	394,7
С, руб	306242	95857,3	303845	107008	22880	50135,9	50135,9	10216,4	341613
Ккл, тыс.руб	1287,93

Стоимость ГПП включает:

Стоимость трансформатора Кт=7100 тыс.руб.

Стоимость отвода земли:

(11.1)

где SПС=15000 м2 - площадь постоянного отвода земли.

Стоимость выключателей:

(11.2)

где n - количество выключателей;

КвыклВН и КвыклНН - стоимость выключателя на ВН и НН соответственно

Постоянная часть затрат по ГПП учитывает капиталовложения на остальное оборудование. Для ПС 110/10 (открытая) Кпост=16478 тыс.руб по данным.

Общая стоимость ГПП:

, (11.3)

Стоимость ТП 10/0,4 и ТП 10/6 включает в себя стоимость трансформаторов Кт10/0,4 и Кт10/6, стоимость выключателей 6 кВ, данные стоимости представлены в таблице 11.2.

Таблица 11.2 - Капиталовложения на ТП

	Sном.т, кВА	Суд, тыс.руб	С, тыс.руб
ТП1	1600	10/0,4	743,1	1753,72
ТП2	400	10/0,4	204,6	482,86
ТП3	1000	10/0,4	427,6	1009,14
ТП4	630	10/0,4	298,6	704,70
ТП5	630	10/0,4	298,6	704,70
ТП6	400	10/0,4	204,6	482,86
ТП7	400	10/0,4	204,6	482,86
ТП8	250	10/0,4	163	384,68
ТП9	1000	10/6	427,6	1009,14
Выкл. 6 кв		5	407,6	2404,84
				9419,47

Тогда капиталовложения на ТП:

, (11.4)

.



Суммарные капиталовложения:

, (11.5)

Электроэнергия, потребляемая заводом:

, (11.6)

.

Потери электроэнергии определяются как сумма потерь в трансформаторах и проводниках.

(11.7)

где определяется для каждой КЛ И ВЛ по формуле (198):

, (11.8)

.

Для остальных КЛ и ВЛ находим , путём сложения получаем суммарные активные потери.

.

- время максимальных потерь :



, (11.9)

Тогда потери в проводниках:

Потери в трансформаторах ТП =93,83 кВт, в трансформаторах ГПП =15,94 кВт.

,

, (11.10)

,

Примем, что строительство займет 3 года, причем К распределятся:

1 год - 20%, 2 год - 50%, 3 год - 30%, тогда в первый год:

Для последующих годов К рассчитываются аналогично.

Выручка от реализации проекта в первый год эксплуатации:

(11.11)

где Сэ=4,12 руб.Втч - тариф на электроэнергию 2020 г;

I- индекс к стоимости объема передаваемой электроэнергии, I=0,5.

Стоимость потерь:

(11.12)

Затраты на обслуживание:

(11.13)

Затраты на заработную плату за год:

(11.14)

где Сзп - заработная плата сотрудникам за месяц, Сзп=30 тыс.руб.

Из.п.=360 тыс.руб. Также необходимо учитывать увеличение заработной платы, считаем, что заработная плата увеличивается с каждым годом на 10 %.

Также учитываются затраты на социальные нужды, которые приняты равными 34% от И з.п

Валовая прибыль:

(11.15)

Налоги:

(11.16)

Чистая прибыль:

(11.17)



Расчёт экономических показателей.

Чистый доход без дисконтирования

(11.18)

Чистый дисконтированный доход :

(11.19)

где - коэффициент дисконтирования, определяется:

(11.20)

где t - порядковый номер года;

Е - норма доходности рубля, Е=0,1.

Чистый дисконтированный доход с нарастающим итогом:

(11.21)

Индекс доходности :

(11.22)

где Кд - дисконтированные капиталовложения,

Зt - затраты на обслуживание, соц.нужды, зарплаты, потери.

Срок окупаемости определяем по графику ЧДД на рис.1, экономические показатели занесены в табл. 11.3.

Рисунок 11.1 - Графическое определение срока окупаемости инвестиций

Таблица 11.3 - Показатели экономической эффективности проекта

Показатели	Единица измерения	Величина
Срок окупаемости	годы	8,4
ИД	руб/руб	1,31

Вывод: Проект экономически выгоден, так как ИД>1.

Таблица 11.4 - Технико - экономические показатели СЭС

	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
К, тыс.руб	11809,85	29524,62	17714,77
R, тыс.руб				29440,69	29440,69	29440,69	29440,69	29440,69	29440,69	29440,69	29440,69	29440,69	29440,69	29440,69
C, руб/кВт*ч	4	4,04	4,08	4,12	4,16	4,20	4,25	4,29	4,33	4,37	4,42	4,46	4,51	4,55
Ипот, тыс.руб				3741,35	3778,76	3816,55	3854,72	3893,26	3932,19	3971,52	4011,23	4051,34	4091,86	4132,78
Иобсл, тыс.руб				3542,95	3542,95	3542,95	3542,95	3542,95	3542,95	3542,95	3542,95	3542,95	3542,95	3542,95
Из.п., тыс.руб				360,00	363,60	367,24	370,91	374,62	378,36	382,15	385,97	389,83	393,73	397,66
Ис.н., тыс.руб				122,40	123,62	124,86	126,11	127,37	128,64	129,93	131,23	132,54	133,87	135,21
Пвал, тыс.руб				21673,98	21926,15	22180,84	22438,08	22697,89	22960,30	23225,33	23493,02	23763,38	24036,44	24312,23
Н, тыс.руб				8669,59	8770,46	8872,34	8975,23	9079,16	9184,12	9290,13	9397,21	9505,35	9614,58	9724,89
Пчист, тыс.руб				13004,39	13155,69	13308,51	13462,85	13618,74	13776,18	13935,20	14095,81	14258,03	14421,86	14587,34
ЧД, тыс.руб	-11809,85	-29524,62	-17714,8	13724,39	13882,89	14042,98	14204,67	14367,97	14532,91	14699,49	14867,75	15037,68	15209,32	15382,67
б	1,00	0,91	0,83	0,75	0,68	0,62	0,56	0,51	0,47	0,42	0,39	0,35	0,32	0,29
ЧДД, тыс.руб	-11809,85	-26840,56	-14640,3	10311,34	9482,20	8719,58	8018,16	7373,04	6779,71	6234,02	5732,16	5270,62	4846,16	4455,81
ЧДД с нар. итогом, тыс.руб	-11809,85	-38650,41	-53290,7	-42979,38	-33497,18	-24777,59	-16759,43	-9386,39	-2606,68	3627,34	9359,50	14630,12	19476,27	23932,08

Заключение

В процессе проектирования системы электроснабжения ЗАО «Тролз» выполнены следующие расчеты:

-расчетные силовые нагрузки по цехам завода;

-расчётные нагрузки внутреннего и внешнего освещения территории завода;

-составлена картограмма и определен центр электрических нагрузок;

-произведен расчет компенсации реактивной мощности;

-выбор силовых трансформаторов;

-выбор высоковольтных выключателей;

-расчет заземления и молниезащиты ГПП.

В результате проведенных расчетов была разработана система электроснабжения ЗАО «Тролз», отвечающая всем необходимым требованиям по бесперебойности и надежности электроснабжения с минимальными потерями электроэнергии.

Разработана система внешнего освещения с светодиодными прожекторами, которые являются наиболее экономичными вследствие очень высокой эффективности. Освещение коммуникаций, охранное освещение рассчитано с учётом требуемой минимальной освещенности, указанной в нормативных документах.

Для определения экономической целесообразности произведен технико-экономический расчёт проекта электроснабжения. Выбранный экономический критерий - индекс доходности больше единицы, проект является экономически выгодным.

Для защиты персонала от ударов током и попадания молнии в оборудование ГПП рассчитан контур защитного заземления и молниезащита, эффективно защищающая на уровне самой высокой точки ГПП - подесных изоляторов.



Список использованных источников

1 Правила устройства электроустановок (ПУЭ-7)/ Главгосэнергонадзор России. М.: Сибирское университетское изд-во, 2009. - 853с.

2 РТМ 36.18.32.4-92 Указания по расчету электрических нагрузок. Проектирование электроустановок. Руководящий технический материал, шифр м788-1068, 1990 г. Введен взамен 'Указаний по расчету электрических нагрузок'. Срок введения установлен с 01 января 1993 г. -9 с.

3 Кабышев, А. В. Расчет и проектирование систем электроснабжения: справочные материалы по электрооборудованию: учеб. Пособие / А.В. Кабышев, С.Г. Обухов. -Томск: Томский политехнический университет, 2005. - 168 с.

4 СНиП 23-05-95* Естественное и искусственное освещение / Госстрой России Введ. 01.01.1996 взамен СНиП II-4-79 с изм. № 1, утвержденное постановлением Госстроя России от 29 мая 2003 г. № 44. - 59 с.

5 ГОСТ 12.1.046-85 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Строительство. Нормы освещения строительных площадок 7 / Группа Ж07 утвержден и введен в действие Постановлением Государственного комитета СССР по делам строительства от 25 апреля 1985 г. N 58. -18 с;

6 Разработка типового технического проекта модернизации системы уличного освещения [Электронные данные] / ООО СВЕТПРОЕКТ.

7 Инструкция по проектированию наружного освещения городов, поселков и сельских населенных пунктов, СН 541-82. Госгражданстрой/. м.: Стройиздат, 1982. - 23 с.

8 Фёдоров, А.А. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: учеб.пособие / А.А. Федоров, Л.Е. Старкова. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 368 с.

9 Беляев А. В. Выбор аппаратуры, защит и кабелей в сетях 0,4 кВ/ А. В Беляев. -Л.: Энергоатомиздат, 1988. -171 с.

10 Боровиков, В. А. Электрические сети энергетических систем: Учеб. пособие для вузов / В. А. Боровиков, В. К. Косарев, Г. А. Ходот, -Ленинград: Энергия, 1977. -391 с.

11 Рожкова, Л. Д. Электрооборудование станций и подстанций: справочник по электроэнергетике/ Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.



Реферат

При выполнении выпускной квалификационной работы были использованы следующие программы: Microsoft Office, рисунки и чертежи выполнены с помощью программы AutoCAD 2015.

Задачей ВКР является разработка проекта системы электроснабжения цехов основного производства ЗАО «Тролз».

Задачами работы являются:

Изучение литературы по теме ВКР, включающей нормативные документы (ПУЭ) и методические указания к расчётам.

Выбор основного оборудования по техническим условиям, выбор схемы внутреннего электроснабжения завода, светотехнический расчёт.

Решение вопросов о обеспечении безопасности при эксплуатации проектируемой подстанции.

Рассчитаны электрические нагрузки на различных уровнях электроснабжения; произведен выбор числа и мощности цеховых ТП и трансформаторов ГПП; рассчитаны системы внешнего и внутреннего электроснабжения, компенсация реактивной мощности; выбрано оборудование на различных уровнях напряжения, заземление, молниезащита ГПП; произведено технико-экономическое обоснование проекта.

Размещено на Allbest.ru