Проектирование системы электроснабжения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Краткая характеристика предприятия

2. Электроснабжение

2.1 Расчет электрических нагрузок

2.1.1 Определение расчетных мощностей объектов

2.1.2 Определение центров активной и реактивной мощности

2.2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения

2.2.1 Обоснование принимаемых значений напряжения

2.2.2 Определение расчетных электрических нагрузок ТП

2.2.3 Компенсация реактивной мощности

2.2.4 Определение количества трансформаторов в ТП и их номинальной мощности

2.2.5 Выбор сечения проводников линий электропередачи

2.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения

2.3.1 Обоснование принимаемых значений напряжения внешнего электроснабжения

2.3.2 Определение расчетной нагрузки предприятия

2.3.3 Технико-экономическое сравнение вариантов внешнего электроснабжения

2.3.4 Выбор сечения проводников кабельной линии электропередачи

2.4 Определение величины токов короткого замыкания

2.5 Выбор и проверка электрооборудования по условиям работы в режиме короткого замыкания

2.5.1 Выбор силовых выключателей напряжением выше 1000 В

2.5.2 Выбор трансформаторов тока

2.5.3 Выбор трансформаторов напряжения

2.5.4 Выбор разъединителей

2.5.5 Выбор и проверка шин

2.5.6 Выбор трансформаторов собственных нужд

2.5.7 Выбор разрядников

2.5.8 Выбор трансформаторов тока нулевой последовательности

2.5.9 Выбор автоматических выключателей напряжением 0,38 кВ

2.5.10 Проверка сечений кабелей по термической стойкости к токам к.з

2.6 Защита сетей от аварийных режимов

2.6.1 Защита кабельных линий 10 кВ

2.6.2 Токовая защита нулевой последовательности

2.6.3 Защита мощных ответственных двигателей от перегрузки и токов КЗ

3. Электрификация ремонтно-механической базы (бокса)

3.1.1 Расчет электроосвещения

3.1.2 Компоновка осветительной сети

3.1.3 Выбор конструктивного исполнения электропроводок осветительной сети

3.1.4 Электрический расчет осветительной сети

3.1.5 Выбор пускозащитной аппаратуры

3.1.6 Выбор сечений проводов и кабелей

3.2.1 электрический расчет силовой сети

3.2.2 Выбор аппаратов защиты

3.2.3 Выбор пусковой аппаратуры

3.2.4 Выбор сечений проводов и кабелей

3.2.5 Проектирование компенсации реактивной мощности

4. Организация эксплуатации электрохозяйства

5. Охрана труда и окружающей среды

5.1 Мероприятия по электробезопасности объекта

5.2 Мероприятия по охране окружающей среды

6. Основные технико-экономические показатели проекта

Заключение

Список использованных источников

Введение

электроснабжение кабель электрификация трансформатор

При проектировании системы электроснабжения котельной должны быть решены следующие задачи: выбор наиболее рациональной, с точки зрения технико-экономических показателей, схемы питания; правильный технический и экономический обоснованный выбор мощности трансформаторов подстанций; выбор экономически целесообразного режима работы трансформаторов; выбор рационального напряжения, размеры капиталовложений, расход цветного металла, величину потерь электроэнергии и эксплуатационные расходы; выбор электрических аппаратов в соответствии с требованиями технико-экономической целесообразности; выбор сечения проводов, шин, кабелей в зависимости от ряда технических и экономических факторов; выбор условий, отвечающих требованиям техники безопасности, защиты окружающей среды.

Система электроснабжения любого предприятия состоит из источников питания и линий электропередач, осуществляющих передачу электрической энергии к предприятию, понизительных, распределительных и преобразовательных подстанций и связывающих их кабелей воздушных линий, а также токопроводов, обеспечивающих на требуемом напряжении подвод электрической энергии к ее потребителям.

Требования, предъявляемые к электроснабжению производственных предприятий, в основном зависят от потребляемой ими мощности и характера электрических нагрузок, особенностей технологии производства, климатических условий, загрязненности окружающей среды и других факторов.

Практика эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий показывает, что наиболее надежными являются системы электроснабжения, содержащие минимальное количество коммутационных аппаратов (выключателей, разъединителей и т.п.), смонтированных с высоким качеством, при своевременности выполнения профилактических ремонтов и замены устаревшего оборудования.

Технико-экономические обоснования целесообразности строительства или реконструкции объектов являются результатом предпроектных исследований, проводимых технологами, экономистами и инженерами-проектировщиками различных специальностей на основе генеральной схемы развития и размещения предприятий данной отрасли промышленности.

При построении системы электроснабжения необходимо учитывать многочисленные факторы, к числу которых относятся потребляемая мощность и категории надежности питания отдельных элементов, графики нагрузок крупных потребителей, например характер нагрузок, например наличие ударных резкопеременных нагрузок; размещение электрических нагрузок на генеральном плане; число и мощность подстанций и других пунктов потребления электрической энергии; напряжение электропотребителей; число, расположение, мощность, напряжение и другие параметры располагаемых источников питания; требования энергетической системы, учет совместного питания с другими потребителями; требования аварийного и послеаварийного режимов, степень загрязненности окружающей среды.

Основными определяющими факторами являются характеристика источников питания, мощность и категория потребителей электрической энергии. Оба эти фактора тесно связаны. При построении системы электроснабжения нужно учитывать также требования ограничения токов короткого замыкания, а также условия выполнения простой и надежной релейной защиты, автоматики и телеуправления.

При строительстве электрических сетей необходимо стремиться к осуществлению надежных и простых схем электроснабжения. Источники питания промышленных нагрузок следует максимально возможно приближать к центрам потребления, сооружая подстанции при централизованном питании или электростанции при местном питании около центров нагрузок.

Во всех отраслях народного хозяйства широко внедряется новая техника, прогрессивная технология средств автоматизации, повышающие производительность труда и позволяющие обезопасить человека от вредных производственных факторов.

Автоматизация технологических процессов в топливно-энергетических предприятиях осуществляется путем внедрения систем контроля, регулирования и управления на базе комплекса технических средств общепромышленного и отраслевого назначения.

1. Краткая характеристика предприятия

Котельная №3 города Костанай расположена по улице Карбышева неподалеку от КЖБИ-нского моста. Она введена в эксплуатацию в 1964 году. В 2010 году была произведена реконструкция, при которой был установлен четвертый котел КВ-ГМ-100, мощностью 100 Гккал и 90 метровая дымовая труба. Однако как отмечают специалисты, четвертый котел понадобится лишь в моменты пиковых нагрузок, которые приходятся на самые холодные месяцы (декабрь-январь). По итогам реконструкции была заявлена мощность котельной 427 Гккал в час, что сопоставимо с мощностью ТЭЦ, расположенной в центре Костаная. Необходимость расширения была вызвана резким ростом строительства жилья в Южной части нашего города.

Котельная принадлежит ТОО «Теплосеть Холдинг», директором которой, на данный момент, является Иван Игнатенко. Котельная № 3 является одним из крупнейших теплоисточников города, она снабжает теплом всю Южную часть Костаная. Котлы в обычном режиме работают на газу, в качестве резервного топлива имеется возможность использования мазута.

Здание котельной выполнено из сборного железобетона, стойки, ригели и оконные переплеты - стальные; двери деревянные, фундаменты под оборудование изготовлены из монолитного железобетона. Чердачное перекрытие отсутствует. С обеих сторон имеются выходы, выполненные в виде высоких ворот. Основное здание разделено на 2 цеха (котловая и дымососная). В котловой установлены 4 котла производительностью по 3,5 тонны воды в час. Рабочее давление составляет 6 атмосфер. Для удобного и безопасного обслуживания котла около него сооружены площадки и лестницы из несгораемых материалов. Размеры площадок, лестниц и проходов выбраны в соответствии с требованиями по безопасной эксплуатации котлов. Здания котельной и машинного зала соединены между собой двухэтажными мостиками - по одному на два соседних котла: первый этаж мостика на уровне 7 м предназначен для перехода персонала, обслуживающего станцию, из одного цеха в другой, второй этаж - для размещения трубопроводов. Вне здания котельной, на открытой площадке, размещены тягодутьевые машины, золоуловители, баки различного назначения, подогреватели мазута. В котельной предусматрены мероприятия по обеспечению надежной и безопасной эксплуатации, мероприятия по охране окружающей среды от загрязнения, а также защита от замерзания трубопроводов и арматуры.

Для осуществления подвоза жидкого топлива предусмотрены ЖД пути.

На предприятии лицом ответственным за электрохозяйство приказом закреплен главный энергетик, аттестован, как и весь электротехнический персонал. Электроустановки котельной укомплектованы испытанными защитными средствами, средствами противопожаротушения и средствами оказания первой медицинской помощи.

Расчет за потребленную электроэнергию осуществляется по одноставочному тарифу. По надежности электроснабжения электроустановки предприятия относятся ко II категории надежности.

2. Электроснабжение

Схема питания потребителей котельной №3 отвечает требованиям по надежности электроснабжения для потребителей II категории. Достоинством схемы является её простота и удобство в эксплуатации. Но, в тоже время, существенным недостатком этой схемы является повышенная аварийность, в частности из-за наращивания мощности предприятия и введения в строй нового технологического оборудования. В свою очередь эти изменения приводят к возникновению коротких замыканий, провалам напряжения, пробою изоляции, механическим повреждениям. В результате происходят частые отключения электроустановок в результате аварий, много времени уходит на ремонт, что сказывается на качестве технологического процесса. Последняя капитальная модернизация котельной прошла в 2010 году, однако она охватила лишь установку нового котла и протяжку кабелей для запитки нового оборудования. Все остальное оборудование давно устарело морально и физически. Следовательно, можно сделать вывод о необходимости оптимизации системы предприятия с заменой недостаточно мощного, либо физически устаревшего оборудования на новое и более современное с технико-экономическим обоснованием принимаемых решений.

2.1 Расчет электрических нагрузок

2.1.1 Определение расчетных мощностей объектов

Зная установленную мощность каждого объекта предприятия, k_c [1], сosj и значение удельного освещения по объектам [2], с помощью генплана определяем площади объектов предприятия.

Определяем расчетную нагрузку силового оборудования:

, (1)

где Р_р - активная расчетная нагрузка, кВт;

k_c - коэффициент спроса;

P_уст - установленная мощность объекта, кВт;

Определяем реактивную расчетную нагрузку силового оборудования:

, (2)

где Q_p - реактивная расчетная нагрузка, кВАр.

tgj--- соответствует характерному для данного объекта сosj [2].

Определяем расчетную активную нагрузку электроосвещения:

, (3)

где P_po - расчетная активная мощность на освещение, кВт;

F - площадь объекта, м²;

P_уд - удельная нагрузка освещения, Вт/м².

Определяем суммарные расчетные нагрузки:

, (4)

где Р_р.сум - расчетная активная мощность, с учетом освещения, кВт.

Определяем полную расчетную мощность:

, (5)

где S_p - расчетная полная мощность, кВА.

Приведем пример расчета для объекта №1 (основной производственный цех):

Р_р = 0,8250 = 200 кВт.

Q_p = 2001.52 = 303,7 кВАр.

P_p.o = 205400 = 108 кВт.

Q_р.о = 1080,48 = 51,84 кВАр.

Р_р.сум1 = 108 + 200 = 308 кВт.

Q_р.сум1 = 51.84 + 303.7 = 355.54 кВт.

кВА.

Аналогично считаем расчетные нагрузки для всех оставшихся объектов и сводим данные в таблицу 1.

Таблица 1 Расчет электрических нагрузок

№ п.о ГП	Наименование	Pу, кВт	cosц	tgц	F, мІ	Kc	Pуд, Вт/мІ	Pр.с., кВт	Qр.с., кВАр	Pр.о., кВт	Qр.о., кВАр	Pp, кВт	Qр, кВАр	Sp, кВА
1	Котловая	250	0,55	1,52	5400	0,8	20	200	303,70	108	51,84	308,00	355,54	470,39
2	Дымососная	1050	0,6	1,33	2000	0,8	20	840	1120,00	40	19,20	880,00	1139,20	1439,51
3	Химводоочистная	460	0,75	0,88	2800	0,75	20	345	304,26	56	26,88	401,00	331,14	520,05
4	Склад	390	0,65	1,17	120	0,3	10	117	136,79	1,2	0,58	118,20	137,36	181,22
5	Мазутонасосная	120	0,35	2,68	800	0,35	20	42	112,41	16	7,68	58,00	120,09	133,36
6	Резервуары для мазута	-	-	-	942	-	-	-	-	-	-	-	-	-
7	Градирня	100	0,8	0,75	1400	0,65	15	65	48,75	21	10,08	86,00	58,83	104,20
8	Ремонтно- механический цех (бокс)	250	0,6	1,33	600	0,5	20	125	166,67	12	5,76	137,00	172,43	220,23
9	Административный корпус	120	0,85	0,62	2800	0,4	30	48	29,75	84	40,32	132,00	70,07	149,44
10	Столовая	420	0,85	0,62	700	0,6	30	252	156,18	21	10,08	273,00	166,26	319,64
11	Склад ГСМ	45	0,65	1,17	400	0,35	10	15,75	18,41	4	1,92	19,75	20,33	28,35
12	Газораспределительный узел	-	-	-	50	-	-	-	-	-	-	-	-	-
13	Территория котельной	26	0,85	0,62	50988	1	0,5	-	-	25,494	15,80	25,49	15,80	29,99

Расчет нагрузок 10 кВ осущствляем аналогичным образом и заносим в табл. 2

Таблица 2 Расчет нагрузок потребителей 10 кВ

№ п.о ГП	Наименование	Pу, кВт	cosц	tgц	Kc	Pp, кВт	Qр, кВАр	Sp, кВА
1	Котловая 10 кВ	1950,00	0,55	1,52	0,80	1560,00	2368,83	2836,36
2	Дымососная (10кВ)	1500,00	0,60	1,33	0,80	1200,00	1600,00	2000,00
5	Мазутонасосная (10 кВ)	1250,00	0,70	1,02	0,35	437,50	446,34	625,00

2.1.2 Определение центров активной и реактивной мощности

Для расчета центров нагрузки произведем аналогию между массами и электрическими нагрузками. Координаты центров активной и реактивной электрической нагрузки можно определить с помощью ниже изложенных формул [3]. Для этого наносим на генеральный план оси и для каждого объекта определяем координаты Х и Y.

Определяем координаты центра активной мощности по формулам:

, (6)

Определяем координаты центра реактивной мощности по формулам:

, , (7)

где P_i - расчетная активная нагрузка с учетом освещения;

Q_i - расчетная реактивная нагрузка;

X_i, Y_i - расстояние от осей до потребителей.

Определяем координаты центра активной и реактивной мощности, по формуле (6), (7) используя таблицу 1:

,

,

С помощью полученных точек выбираем место расположения. Результаты расчетов вносим в таблицу 3.

Таблица 3

Определение центров активных и реактивных нагрузок

Наименование	Pp, кВт	Qр, кВАр	xi, см	yi, см	PiXi, кВт*см	QiXi, кВАр*см	PiYi, кВт*см	QiYi, кВАр*см
Котловая	308	355,54	3,5	8	1078	1244,39	2464	2844,32
Дымососная	880	1139,2	2	8,5	1760	2278,4	7480	9683,2
Химводоочистная	401	331,14	7	8,5	2807	2317,98	3408,5	2814,69
Склад	118	137,36	9	9	1062	1236,24	1062	1236,24
Мазутонасосная	58	120,09	12	4	696	1441,08	232	480,36
Градирня	86	58,83	8	1	688	470,64	86	58,83
Ремонтно- механический цех (бокс)	137	172,43	6	4,5	822	1034,58	616,5	775,935
Административный корпус	132	70,07	4	4	528	280,28	528	280,28
Столовая	273	166,26	10	7	2730	1662,6	1911	1163,82
Склад ГСМ	19,75	20,33	7	12	138,25	142,31	237	243,96
?	2412,75	2571,25			12309,25	12108,5	18025	19581,635

2.2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения

2.2.1 Обоснование принимаемых значений напряжения

Для получения экономичного варианта электроснабжения котельной в целом, напряжение каждого звена системы электроснабжения должно выбираться, прежде всего, с учетом напряжения потребителей электроэнергии. Для стороны низкого напряжения принимается напряжение 0,4 кВ, значение высокого напряжения принимаем равным 10 кВ.

В связи с тем, что котельная во время отопительного сезона не может быть остановлена, (т.к. треть населения города останется без тепла) все объекты необходимо отнести ко 2 категории потребителей. Питание предприятия осуществим от двухтрансформаторной подстанции КЖБИ по двум независимым кабельным линиям, тем самым мы достигнем экономии средств на сооружение главного распределительного пункта, а также выполним все требования по питанию потребителей 2 категории.

2.2.2 Определение расчетных электрических нагрузок ТП

Для определения расчетных мощностей трансформаторных подстанций необходимо по схеме внутреннего электроснабжения предприятия просуммировать активные и реактивные мощности потребителей, приходящиеся на каждую трансформаторную подстанцию. При расчете мощности ТП необходимо учитывать коэффициент одновременности.

Приведем порядок расчета мощности трансформаторной подстанции [2]. Активная мощность трансформаторной подстанции с учетом коэффициента одновременности определяется по формуле, кВт:

, (8)

где К₀ - коэффициент одновременности, 0,9 [6];

- суммарные активные расчетные мощности потребителей, питающихся от трансформаторной подстанции, кВт;

Аналогично рассчитывается реактивная мощность, кВАр:

, (9)

где - суммарные реактивные расчетные мощности потребителей, питающихся от трансформаторной подстанции, кВАр.

Полная расчетная мощность ТП определяется по формуле, кВА:

(10)

В качестве примера приведем расчет мощности подстанции ТП1

Определяем количество ТП

Т.к. меньше единицы, принимаем необходимое количество ТП равное единице. Остальной расчет осуществляем аналогично и заносим в таблицу 4

Таблица 4

Определение количества ТП

№ потребителя по ГП	Наименование	Sp, кВА	Nтп1	Nтп2	Принятое количество ТП	№ потребителей, запитаннных от ТП	Sp ТП, кВА
1	Котловая	470,39	1,88	0,21	1	1,8,9	756,05
2	Дымососная	1439,51	5,76	0,64	1	2	1439,51
3	Химводоочистная	520,05	2,08	0,23	1	3,4,11	656,66
4	Склад	181,22	0,72	0,08	0	-	-
5	Мазутонасосная	133,36	0,53	0,06	0	-	-
7	Градирня	104,2	0,42	0,05	0	-	-
8	Ремонтно- механический цех (бокс)	220,23	0,88	0,10	0	-	-
9	Административный корпус	149,44	0,60	0,07	0	-	-
10	Столовая	319,64	1,28	0,14	1	5,7,10	557,20
11	Склад ГСМ	28,35	0,11	0,01	0	-	-

Определяем активную расчетную мощность трансформаторной подстанции ТП1 по выше приведенной формуле (8):

кВт.

Определяем реактивную расчетную мощность ТП1 по формуле (9):

кВАр.

Рассчитаем полную расчетную мощность ТП1 по формуле (10):

кВА.

Аналогичным способом определяем расчетные нагрузки остальных ТП. Результаты расчета сведем в таблицу 5.

Таблица 5

Определение расчетной мощности трансформаторов ТП

№ ТП	№- потребителей, подключенных к ТП	?Рр, кВт	?Qр, кВАр	Ko	Ppтп, кВт	Qртп, кВАр	Sртп, кВА
1	1,8,9	519,3	604	0,9	467,37	543,64	716,92
2	2	880	1139,2	0,9	792	1025,28	1295,56
3	3,4,11	538,75	277,69	0,9	484,875	249,92	545,49
10	5,7,10	468	345,18	0,9	421,2	310,66	523,37

2.2.3 Компенсация реактивной мощности

Большинство промышленных электроприемников в процессе работы потребляет из сети не только активную Р, но и реактивную мощность Q. Основными потребителями реактивной мощности являются: асинхронные двигатели (65-60% общего потребления реактивной мощности), трансформаторы (20-25%), реакторы, преобразователи и другие установки (около 10%).

Выполнение компенсации реактивной мощности позволяет существенно повысить КПД, разгрузить линии электропередач, а также улучшить качество отпускаемой потребителю электроэнергии.

Компенсацией реактивной мощности как всякое техническое мероприятие может применяться для нескольких различных целей. Во-первых, компенсация реактивной мощности необходима по условию баланса реактивной мощности. Во-вторых, установка компенсирующих устройств применятся для снижения потерь электроэнергии в сети. Компенсирующие устройства применяются для регулирования напряжения.

Так как установка компенсирующих устройств не требует значительных затрат, выполнение мероприятий по компенсации реактивной мощности просто необходимо. Тем более, что затраты на передачу реактивной мощности значительно больше, чем затраты на установку компенсирующих устроств.

Чтобы ограничить перетоки реактивной мощности компенсирующие устройства должны размещаться как можно ближе к месту потребления РМ, при этом передающие элементы сети разгружаются по реактивной мощности, этим достигается снижение потерь активной мощности и напряжения, а также появляется возможность снизить сечения линий.

Минимально допустимая величина средневзвешенного коэффициента мощности для промышленных предприятий на вводах, питающих предприятие, должна находиться в пределах 0,92ч0,97.

Для компенсации реактивной мощности, потребляемой электроустановками промышленного предприятия, могут быть применены синхронные компенсаторы, конденсаторы и использованы имеющиеся синхронные двигатели.

Конденсаторы - специальные емкости, предназначенные для выработки реактивной мощности. Они по сравнению с другими источниками реактивной мощности обладают рядом преимуществ:

- малые потери активной мощности (0,0025 - 0,005 кВт/кВАр);

- простота эксплуатации (в виду отсутствия вращающихся частей);

- простота производства монтажных работ (малый вес, отсутствие фундамента);

- для установки конденсаторов может использоваться любое сухое помещение.

Для компенсации реактивной мощности на проектируемом предприятии применим конденсаторные установки, установленные в трансформаторных подстанциях на шинах низкого напряжения 0,38 кВ. Необходимую мощность конденсаторных установок определяем по следующему выражению, кВАр:

(11)

Полную расчетную мощность трансформаторных подстанций с учетом компенсации реактивной мощности определяем по следующей формуле, кВА:

, (12)

где , - расчетная активная и реактивная мощность трансформаторной подстанции с учетом коэффициента разновременности максимумов нагрузки.

Коэффициент мощности ТП после компенсации реактивной мощности:

(13)

Мощность трансформаторов ТП с учетом компенсации реактивной мощности при условии перегрузки трансформаторов на 40% от номинального значения составит, кВА:

(14)

По приведенным формулам рассчитаем в качестве примера расчетную мощность трансформаторной подстанции ТП1 с учетом компенсации реактивной мощности.

Определим необходимую мощность конденсаторных установок (11):

кВАр.

Устанавливаем конденсаторные батареи УКБН-0,38-200 мощностью 2Ч200 кВАр. Полную расчетную мощность трансформаторных подстанций с учетом компенсации реактивной мощности определим по формуле (12):

кВА.

Проверим значение коэффициента мощности после компенсации реактивной мощности по формуле (13):

Аналогично приведенному примеру рассчитываем остальные ТП, и результаты расчета сводим в таблицу 6.

Таблица 6

Компенсация реактивной мощности

№ ТП	№ электроприемников, запитанных от ТП	Pp? , кВт	Qp? , кВАр	Kо	Ppтп , кВт	Qpтп , кВАр	Принятая БК	Spк , кВА	cosцк	Qку, кВАр	Qбк, кВАр
1	1,8,9	519,3	604	0,9	467,4	543,64	2УКБН-0,38-200	488,9	0,96	389,40	400
2	2	880	1139,2	0,9	792	1025,2	4УКБН-0,38-200	823,4	0,96	763,92	800
3	3,4,11	538,7	277,69	0,9	484,9	249,92	УКБН-0,38-100	507,5	0,96	89,91	100
10	5,7,10	468	345,18	0,9	421,2	310,66	1УКБН-0,38-200	435,4	0,97	171,67	200

2.2.4 Определение количества трансформаторов в ТП и их номинальной мощности

Для выбора числа и мощности силовых трансформаторов применяем методику технико-экономических расчетов с учетом надежности электроснабжения потребителей, расхода цветного металла и необходимой трансформаторной мощности.

При выборе номинальной мощности трансформаторов руководствуемся следующими соображениями [21]:

- загрузка каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции в нормальном режиме составляет 60 - 80 %;

- перегрузка трансформатора в аварийном режиме (для обеспечения всех потребителей II категории) составляет до 140 % номинальной мощности;

Приведем порядок определения оптимальной мощности трансформаторов подстанций путем технико-экономического сравнения вариантов [3].

Определяем минимальную мощность трансформатора по условию:

(15)

Определяем коэффициент загрузки по формуле:

, (16)

где S_р - расчетная нагрузка с учетом компенсации реактивной мощности;

S_н.т - номинальная мощность трансформатора;

n - количество трансформаторов.

Стоимость годовых потерь мощности в трансформаторах ТП определяется по формуле:

, (17)

где DР_х - потери мощности холостого хода трансформатора, кВт, [1];

DР_к - потери мощности короткого замыкания трансформатора, кВт, [1];

ц_э - цена потерь электроэнергии, тен/кВтЧч.

Определяем приведенные расчетные затраты:

(18)

Общие годовые приведенные затраты можно определить по формуле, тыс.тнг/год:

Рассмотрим в качестве примера выбор оптимальной мощности трансформаторов подстанции №1 по методу технико-экономического сравнения вариантов. Исходя из формулы (15) наиболее подходящим вариантом в данном случае являются трансформаторы с мощностью 400 кВА:

кВА

Определяем коэффициент загрузки по формуле (16):

Определим стоимость годовых потерь мощности в ТП, (17):

тыс.тнг/год,

Определим общие годовые приведенные затраты по (19), тыс.тнг/год:

тыс.тнг/год,

Аналогично определяем оптимальную мощность трансформаторов остальных ТП, результаты сводим в таблицу 7.

2.2.5 Выбор сечения проводников линий электропередачи

Экономически целесообразное сечение кабеля АВВГ на каждом участке находим используя справочные: С_о, S, l, U, DP_н, I_н.к, К₁ [1].

При передаче мощности S на расстояние l, при стоимости 1 кВт ч электроэнергии С₀ и определенном напряжении U капиталовложения К и эксплуатационные расходы С_э зависят от сечения проводов или жил кабелей S, принимаемого для передачи электроэнергии меняя в приведенных условиях сечения проводов или жил кабелей, получают соответствующие им приведенные затраты, т.е. З = С_э + 0,15·К [2].

Далее по соответствующим формулам определяем сечение жилы кабеля на данном участке.

Определяем расчетный ток на участке для потребителей 2 категории, А:

, (20)

где S - полная мощность на данном участке линии, кВА.

U_н - номинальное напряжение на участке, кВ.

Определяем аварийный ток, кВт:

, (21)

Определяем стоимость КЛ:

, (22)

Таблица 7

Выбор мощности силовых трансформаторов

№ ТП	Sp , кВА	Sнт , кВА	К, тыс. тенге	Рх, кВт	Рк, кВт	Кз	ф, час	Цэ, тен/кВт·ч	р, о.е.	рК, тыс.тен/год	Ипэ, тыс.тен/год	З, тыс.тен/год
1	488,94	400	1270	1,08	5,9	0,61	3000	12	0,184	233,68	243,34	477,02
	488,94	630	1700	1,68	8,5	0,39	3000	12	0,184	312,80	295,34	608,14
2	823,42	630	1700	1,68	8,5	0,65	3000	12	0,184	312,80	376,58	689,38
	823,42	1000	2310	2,5	15	0,41	3000	12	0,184	425,04	485,12	910,16
3	507,52	400	1270	1,08	5,9	0,63	3000	12	0,184	233,68	248,28	481,96
	507,52	630	1700	1,68	8,5	0,40	3000	12	0,184	312,80	299,86	612,66
10	435,49	400	1270	1,08	5,9	0,54	3000	12	0,184	233,68	229,15	462,83
	435,49	630	1700	1,68	8,5	0,35	3000	12	0,184	312,80	282,36	595,16

где к₀- удельная стоимость КЛ, тыс.тг/км ;

l - длина КЛ, км

Определяем издержки на потери электроэнергии, кВт:

, (23)

Определяем суммарные затраты, тыс.тг/год:

(24)

Определяем падение напряжения на участке, %:

, (25)

где С_о - стоимость одного кВтч, тнг.

Для примера приведем расчет сечения кабеля участка “ГРП -дымососная”.

Определяем расчетный ток по формулам (22)-(25):

А

А

тыс.тг

тыс.тг/год

тыс.тг/год,

Аналогично просчитываем все сечения для остальных участков и все данные сводим в таблицу 8.

Аналогичный расчет производим для КЛ 10 кВ. Результаты расчетов заносим в таблицу 9

Размещено на http://www.allbest.ru/

9

Таблица 8 Выбор сечения КЛ-0,38

Линия	Участок	Pp , кВт	Qp , кВАр	Sp , кВА	Ipаб , А	Iав , А	L, км	F, мм2	Iп , А	rо , Ом/км	xо , Ом/км	K0, тыс.тен./км	Р, о.е.	ф, час	Цэ, тен/кВт·ч	РК, тыс.тен/год	Ипэ, тыс.тен/год	З, тыс.тен/год	ДU, %
Л5	0-9	242	307,8	391,00	297,38	594,77	0,182	2x185	628	0,082	0,06	1000	0,184	3000	12	33,49	142,54	176,03	4,83
		242	307,8	391,00	297,38	594,77	0,182	2х240	718	0,062	0,06	1290	0,184	3000	12	43,20	58,66	101,86	4,23
		242	307,8	391,00	297,38	594,77	0,182	3х185	942	0,05	0,06	1500	0,184	3000	12	50,23	86,92	137,15	3,85
	9-8	137	172,4	220,23	167,50	335,00	0,06	240	359	0,125	0,06	645	0,184	3000	12	7,12	22,73	29,85	1,14
		137	172,4	220,23	167,50	335,00	0,06	2x150	580	0,103	0,06	832	0,184	3000	12	9,19	18,73	27,91	1,02
		137	172,4	220,23	167,50	335,00	0,06	2x185	628	0,082	0,06	1000	0,184	3000	12	11,04	13,90	24,94	0,90
		137	172,4	220,23	167,50	335,00	0,06	2х240	718	0,0625	0,06	1290	0,184	3000	12	14,24	11,36	25,60	0,79
Л6	10-5	144	178,7	229,57	174,60	349,21	0,05	240	359	0,125	0,06	645	0,184	3000	12	6,88	23,87	30,75	1,15
		144	178,7	229,57	174,60	349,21	0,05	2x150	580	0,103	0,06	832	0,184	3000	12	8,88	19,67	28,55	1,03
		144	178,7	229,57	174,60	349,21	0,05	2x185	628	0,082	0,06	1000	0,184	3000	12	10,67	15,66	26,33	0,91
		144	178,7	229,57	174,60	349,21	0,05	2х240	718	0,062	0,06	1290	0,184	3000	12	13,77	11,23	25,00	0,79
		144	178,7	229,57	174,60	349,21	0,05	3х185	942	0,05	0,06	1500	0,184	3000	12	16,01	9,55	25,56	0,72
	5-7	86	58,83	104,20	79,25	158,50	0,12	70	184	0,443	0,06	315	0,184	3000	12	7,19	37,26	44,45	3,57
		86	58,83	104,20	79,25	158,50	0,12	95	219	0,32	0,06	320	0,184	3000	12	7,30	26,91	34,22	2,67
		86	58,83	104,20	79,25	158,50	0,12	120	248	0,253	0,06	366	0,184	3000	12	8,35	21,28	29,63	2,17
		86	58,83	104,20	79,25	158,50	0,12	150	281	0,206	0,06	426	0,184	3000	12	9,72	17,33	27,05	1,82
		86	58,83	104,20	79,25	158,50	0,12	185	314	0,164	0,06	500	0,184	3000	12	11,41	13,79	25,20	1,51
		86	58,83	104,20	79,25	158,50	0,12	240	359	0,125	0,06	645	0,184	3000	12	14,72	10,51	25,23	1,23
Л7	3-4	123,9	157,6	200,59	152,56	305,13	0,05	185	314	0,164	0,06	500	0,184	3000	12	4,97	22,26	27,23	1,11
		123,9	157,6	200,59	152,56	305,13	0,05	240	359	0,125	0,06	645	0,184	3000	12	6,41	16,97	23,38	0,93
		123,9	157,6	200,59	152,56	305,13	0,05	2x150	580	0,103	0,06	832	0,184	3000	12	8,27	13,98	22,25	0,83
		123,9	157,6	200,59	152,56	305,13	0,05	2x185	628	0,082	0,06	1000	0,184	3000	12	9,94	11,13	21,07	0,73
		123,9	157,6	200,59	152,56	305,13	0,05	2х240	718	0,062	0,06	1290	0,184	3000	12	12,82	8,48	21,30	0,64
	4-11	19,75	20,33	28,34	21,56	43,12	0,08	35	126	0,868	0,06	260	0,184	3000	12	4,11	3,75	7,86	1,09
		19,75	20,33	28,34	21,56	43,12	0,08	50	153	0,641	0,06	287	0,184	3000	12	4,54	2,77	7,31	0,83
		19,75	20,33	28,34	21,56	43,12	0,08	70	184	0,443	0,06	315	0,184	3000	12	4,98	1,91	6,90	0,59
		19,75	20,33	28,34	21,56	43,12	0,08	95	219	0,32	0,06	320	0,184	3000	12	5,06	1,38	6,44	0,45
		19,75	20,33	28,34	21,56	43,12	0,08	120	248	0,253	0,06	366	0,184	3000	12	5,79	1,09	6,88	0,37

Таблица 9 Расчет сечения КЛ-10кВ

Линия	Участок	?Pp, кВт	?Qp, кВАр	K0	Pp, кВт	Qp, кВАр	Sp, кВА	Ipаб , А	Iав , А	L, км	F, мм2	Iп , А	rо , Ом/км	xо , Ом/км	K0, тыс.тен./км	Р, о.е.	ф, час	Цэ, тен/кВт·ч	РК, тыс.тен/год	Ипэ, тыс.тен/год	З, тыс.тен/год	ДU, %
Л1	0-2 (РП10)	1929	1995	0,9	1736,1	1795,5	2497,57	72,18	144,37	0,312	25	146	1,55	0,23	547,8	0,184	3000	12	31,45	272,14	303,59	0,97
		1929	1995	0,9	1736,1	1795,5	2497,57	72,18	144,37	0,312	35	176	1,12	0,214	767,1	0,184	3000	12	44,04	196,64	240,68	0,73
		1929	1995	0,9	1736,1	1795,5	2497,57	72,18	144,37	0,312	50	211	0,825	0,208	1095,9	0,184	3000	12	62,91	144,85	207,76	0,56
		1929	1995	0,9	1736,1	1795,5	2497,57	72,18	144,37	0,312	70	263	0,57	0,199	1534,2	0,184	3000	12	88,08	100,08	188,15	0,42
		1929	1995	0,9	1736,1	1795,5	2497,57	72,18	144,37	0,312	95	322	0,414	0,193	2082	0,184	3000	12	119,52	72,69	192,21	0,33
Л2	0-1	2027	2603,53	0,9	1824,3	2343,2	2969,60	85,83	171,65	0,273	35	176	1,12	0,214	767,1	0,184	3000	12	38,53	243,25	281,78	0,69
		2027	2603,53	0,9	1824,3	2343,2	2969,60	85,83	171,65	0,273	50	211	0,825	0,208	1095,9	0,184	3000	12	55,05	179,18	234,23	0,54
		2027	2603,53	0,9	1824,3	2343,2	2969,60	85,83	171,65	0,273	70	263	0,57	0,199	1534,2	0,184	3000	12	77,07	123,80	200,86	0,41
		2027	2603,53	0,9	1824,3	2343,2	2969,60	85,83	171,65	0,273	95	322	0,414	0,193	2082	0,184	3000	12	104,58	89,91	194,50	0,33
		2027	2603,53	0,9	1824,3	2343,2	2969,60	85,83	171,65	0,273	120	372	0,332	0,188	3345	0,184	3000	12	168,03	72,11	240,13	0,29
	1-1РП10	1560	2368,83	1	1560	2368,8	2836,36	81,98	163,95	0,0307	35	176	1,12	0,214	767,1	0,184	3000	12	4,33	24,95	29,29	0,07
		1560	2368,83	1	1560	2368,8	2836,36	81,98	163,95	0,0307	50	211	0,825	0,208	1095,9	0,184	3000	12	6,19	18,38	24,57	0,05
		1560	2368,83	1	1560	2368,8	2836,36	81,98	163,95	0,0307	70	263	0,57	0,199	1534,2	0,184	3000	12	8,67	12,70	21,37	0,04
		1560	2368,83	1	1560	2368,8	2836,36	81,98	163,95	0,0307	95	322	0,414	0,193	2082	0,184	3000	12	11,76	9,22	20,99	0,03
		1560	2368,83	1	1560	2368,8	2836,36	81,98	163,95	0,0307	120	372	0,332	0,188	3345	0,184	3000	12	18,90	7,40	26,29	0,03
Л3	0-10	674	497,40	0,9	606,6	447,66	753,90	21,79	43,58	0,078	25	146	1,55	0,23	547,8	0,184	3000	12	7,86	6,20	14,06	0,08
		674	497,40	0,9	606,6	447,66	753,90	21,79	43,58	0,078	35	176	1,12	0,214	767,1	0,184	3000	12	11,01	4,48	15,49	0,06
		674	497,40	0,9	606,6	447,66	753,90	21,79	43,58	0,078	50	211	0,825	0,208	1095,9	0,184	3000	12	15,73	3,30	19,03	0,05
		674	497,40	0,9	606,6	447,66	753,90	21,79	43,58	0,078	70	263	0,57	0,199	1534,2	0,184	3000	12	22,02	2,28	24,30	0,03
	10-3	401	331,14	1	401	331,14	520,05	15,03	30,06	0,048	25	146	1,55	0,23	547,8	0,184	3000	12	4,84	1,82	6,65	0,03
		401	331,14	1	401	331,14	520,05	15,03	30,06	0,048	35	176	1,12	0,214	767,1	0,184	3000	12	6,78	1,31	8,09	0,02
Л4	0-5 (РП10)	437,5	446,34	1	437,5	446,34	625,00	18,06	36,13	0,108	25	146	1,55	0,23	547,8	0,184	3000	12	10,89	5,90	16,79	0,08
		437,5	446,34	1	437,5	446,34	625,00	18,06	36,13	0,108	35	176	1,12	0,214	767,1	0,184	3000	12	15,24	4,26	19,51	0,06

2.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения

2.3.1 Обоснование принимаемых значений напряжения внешнего электроснабжения

Наилучшим вариантом питания Котельной №3, исходя из экономической выгодности, является сооружение ГРП, т.к. совсем неподалеку (728 метров от самой котельной) расположена подстанция КЖБИ 35/10, от которой мы и запитываем ГРП по двум независимым кабельным линиям проложенным в раздельных траншеях и подключенных к двум секциям шин. Кроме того, на питающей подстанции имеется АВР, которое обеспечивает необходимую для потребителей второй категории надежность. Кабельные линии, питающие трансформаторные подстанции, выполним двумя кабелями марки АПвЭП, проложенными в разных траншеях, также напряжением 10 кВ.

2.3.2 Определение расчетной нагрузки предприятия

Схема внешнего электроснабжения включает в себя часть системы электроснабжения предприятия, начиная с источника питания и заканчивая главным пунктом распределения электроэнергии на территории предприятия. Исходя из того, что котельная относится ко второй категории потребитлей по надежности электроснабжения, на ней предусмотрено секционирование шин приемного пункта, питание, как уже было сказано ранее, для каждой секции производится по отдельным линиям.

2.3.3 Технико-экономическое сравнение вариантов внешнего электроснабжения

Определяем полную расчетную нагрузку предприятия.

, (26)

, (27)

, (28)

, (29)

= () (30)

где к_О=0,9 - коэф. одновременности.

Р_УРТП=2102,07 кВт,

Р_У10кВ=3197 кВт,

Р_Р.ПР=0,9· (2102,07 +3197)=4769,2 кВт,

Q_УРТП=1002,57 кВАр

Q_У10кВ=4415,17 кВАр,

Q_Р.ПР=0,9· ((1002,57+4415,17)=4947,5 кВАр,

S_Р.ПР = =6871,9 кВА.

Определим коэффициент мощности предприятия:

, (31)

Исходя из того, что коэффицент мощности менее допустимого, принимаем решение о необходимости выполнения компенсации РМ на стороне 10 кВ. Расчет производим аналогично расчету компенсации РМ на стороне 0,38 кВ по формулам 11;12;13.

Определим необходимую мощность конденсаторных установок (11):

кВАр.

По справочным данным принимаем 3 конденсаторные батареи УК-10-1125 мощностью 3Ч1125 кВАр. Полную расчетную мощность предприятия с учетом компенсации реактивной мощности определим по формуле (12):

кВА.

Проверим значение коэффициента мощности после компенсации реактивной мощности по формуле (13):

Сравним два варианта внешней системы электроснабжения котельной - установка на территории главного распределительного пункта (ГРП) или главной понизительной подстанции (ГПП).

Технико - экономический анализ вариантов сравнения систем внешнего электроснабжения произведем сравнив приведенные затраты на сооружение ГРП (ГПП) с учетом технических и экономических показателей питающей линии электропередачи от источника питания.

В первом случае напряжение в схеме внешнего электроснабжения будет таким же, что и на стороне выше 1000 В схемы внутреннего электроснабжения, т.е. 10 кВ. Во втором случае напряжение принимается из имеющихся стандартных напряжений на источнике питания. Исходя из того, что питающая подстанция имеет только напряжения 35 и 10 кВ, для ГПП принимаем напряжение равное 35 кВ.

Рассмотрим вариант, при котором на предприятии установлена ГРП.

В этом случае Uн=10кВ. Определим рабочий ток линии:

, (32)

А.

Определим сечение провода по экономической плотности тока:

, (33)

где J_ЭК=1,4 - экономическая плотность тока для КЛ.

мм².

Принимаем минимальное сечение равное 120 мм².

Определяем капитальные затраты.

Капитальные затраты для КЛ:

, (34)

где k₀ - удельная стоимость КЛ [тыс. тг/км]

l=0,728 км - расстояние от подстанции до котельной.

тыс.тен.

Капитальные затраты для ГРП:

, (35)

где к_ВЯ=360·10 ³тен. - стоимость вводной ячейки.

к_ТСН=367·10 ³тен.- трансформатора собственных нужд;

к_ТН=228·10³ тен - стоимость трансформатора напряжения;

к_СЯ=360·10 ³ тен.- стоимость секционной ячейки.

К_ЛЯ=360·10 ³ тен.- стоимость линейной ячейки.

n= 4 - количество линейных ячеек.

тыс. тен.

Общие капитальные затраты для варианта с ГРП:

К₁=К_ЛЭП+К_ГРП (36)

К₁=2435.16+5510=7945.16 тыс. тен.

Определим приведенные затраты для первого варианта:

З_i = Е_н * К_i + И_i (37)

где К_i - капиталовложение на строительство по варианту ,тыс. тен;

К_i - соответствующие годовые издержки на эксплуатацию тыс. тен/год;

Е_н - нормативных коэффициент эффективности капиталовложений, равный 0,12.

Годовые издержки на эксплуатацию сетей определяются:

И_i = И_а + И_об + И_пэ

где - издержки на амортизацию, тыс. тен/год;

р_а=3,0% - амортизационные отчисления для КЛ-10кВ;

р_а=6,3 - амортизационные отчисления для РУ-10кВ;

- издержки на обслуживание, тыс. тен/год;

издержки на потери эл. энергии, тыс. тен/год.

ф=3000 часов;

Ц_Э=12 тен/кВт*ч.

тыс. тен/год;

тыс. тен/год;

тыс. тен/год

тыс. тен/год

З₁=0,12·7945,16+1061,21=2014,63 тыс. тен/год.

Рассмотрим вариант, при котором на предприятии установлена ГПП.

В этом случае Uн=35 кВ. По формуле (32) определим рабочий ток линии:

А.

Определяем сечение КЛ по формуле (33).

J_ЭК=1,4 - экономическая плотность тока для КЛ.

мм².

Принимаем кабель марки АПвЭП сечением 35мм².

Определим номинальную мощность трансформатора ГПП с учетом 40% аварийной перегрузкой:

, (38)

кВА.

Принимаем трансформатор ТМ-4000/35, Р_хх=6,7кВт, Р_к= 33,5кВт, к=4140 тыс.тен.

Определим капитальные затраты для КЛ по формуле 37:

Определим капитальные затраты для подстанции:

, (39)

где к_ОРУ-35=1800 тыс. тен,

к_ТР=4140 тыс. тен,

к_ЗРУ-10= к_ГРП-10=5510 тыс. тен.

тыс. тен.

Капитальные затраты для варианта внешнего электроснабжения с ГПП:

, (40)

тыс. тен.

Определяем годовые издержки на эксплуатацию:

Издержки на амортизацию:

тыс. тен/год;

Издержки на обслуживание:

тыс. тен/год,

Издержки на потери электроэнергии складываются из издержек на потери в КЛ и в трансформаторе.

Потери в ЛЭП:

кВт·ч./год

Потери в трансформаторе:

, кВт·ч/год (41)

кВт·ч/год

тыс. тг/год

тыс. тг/год

По формуле (37) определим приведенные затраты для второго варианта:

тыс. тен/год.

2014,63‹ 5959,8

Принимаем вариант внешнего электроснабжения с установкой ГРП.

2.3.4 Выбор сечения проводников кабельной линии электропередачи

Нахождение экономически целесообразного сечения питающей линии электропередачи осуществляется по тем же формулам и аналитическим выражениям, что и для кабельных линии 0,38 и 10 кВ. Результаты расчетов сводим в таблицу 10

Таблица 10

Выбор сечения питающей линии

Pp , кВт	Qp , кВАр	Sp , кВА	Ipаб , А	Iав , А	L, км	F, мм2	Iп , А	rо , Ом/км	xо , Ом/км	K0, тыс.тен./км
4769,20	1567,80	5021,00	145,12	290,23	0,73	95	322,00	0,41	0,19	2082,00
4769,20	1567,80	5021,00	145,12	290,23	0,73	120	372,00	0,33	0,19	3345,00

Р, о.е.	ф, час	Цэ, тен/кВт·ч	РК, тыс.тен/год	Ипэ, тыс.тен/год	З, тыс.тен/год	ДU, %
0,18	3000,00	12,00	278,89	685,46	964,35	1,66
0,18	3000,00	12,00	448,07	549,69	997,76	1,37

2.4 Определение величины токов короткого замыкания

Для расчет всех видов релейной защиты необходимо знать величины токов короткого замыкания в разных точках сети, их распределение по отдельным элементам (линиям, трансформаторам) в максимальном и минимальном режимах работы систем. Для расчета максимального режима достаточно иметь токи трёхфазного короткого замыкания, в минимальном режиме необходимо также знать значение токов двухфазных коротких замыканий. Расчет токов короткого замыкания производим методом относительных единиц. При этом методе все расчетные данные привозятся к базисному напряжению, току и мощности. Сопротивления элементов системы электроснабжения приводятся к базисным условиям. При расчете базисную мощность принимаем равную мощности системы, т.е. S_б = 100 мВА.

Относительное реактивное сопротивление системы определяется по формуле:

, (42)

где - трехфазный ток короткого замыкания на шинах питающей подстанции.

При этом базисные токи на всех ступенях напряжения определяем по формуле:

(43)

Далее определяется относительное активное сопротивление кабельной линии 10 кВ:

, (44)

где r_o - удельное активное сопротивление питающей линии 10 кВ, Ом/км;

l - длина питающей линии 10 кВ, км.

Относительное реактивное сопротивление кабельной линии участка

ГРП - ТП:

 , (45)

где х_o - удельное реактивное сопротивление питающей линии, Ом/км.

Относительное активное сопротивление трансформатора ТП:

(46)

Относительное полное сопротивление трансформатора ТП:

(47)

Затем определяется относительное реактивное сопротивление трансформатора ТП:

(48)

Далее, рассчитав все относительные сопротивления сети, определим результирующие сопротивления в расчетных точках короткого замыкания. Результирующие сопротивления до точек коротких замыканий на схеме замещения определяются по формуле:

, (49)

где - результирующее (суммарное) относительное активное сопротивление участка до расчетной точки короткого замыкания;

- результирующее (суммарное) относительное реактивное сопротивление участка до расчетной точки короткого замыкания.

Установившееся максимальное значение трехфазного тока короткого замыкания в заданной точке определяется по формуле:

(50)

Минимальное значение установившегося двухфазного тока короткого замыкания в расчетной точке определяется по выражению:

(51)

Определим ударный ток в каждой точке короткого замыкания по схеме замещения:

, (52)

где К_уi - ударный коэффициент, находится по справочным данным в зависимости от отношения результирующих сопротивлений цепи (прямой последовательности) x/r [5].

Расчет токов короткого замыкания производим по эквивалентной схеме замещения приведен в приложении 1

Определяем базисные токи на всех ступенях напряжения по формуле (43):

кА,

кА.

Определяем относительное реактивное сопротивление системы по (42):

.

Определяем сопротивление питающей линии. (44):

Относительное реактивное сопротивление питающей линии, (45):

Сопротивления кабельных линий от ГРП к потребительским ТП осуществляется аналогично. Резултаты расчетов вносим в таблицу 11:

Таблица 11

Расчет относительных сопротивлений линий

Линия	Uб, кВ	L, км	r0, Ом/км	x0, Ом/км	Xл,Ом	rл, Ом	Zл
Питающая	10,5	0,728	0,414	0,193	0,127	0,273	0,302
Л1	10,5	0,312	0,57	0,99	0,280	0,161	0,323
Л2.1	10,5	0,273	0,414	0,193	0,048	0,103	0,113
Л2.2	10,5	0,0307	0,414	0,193	0,005	0,012	0,013
Л3.1	10,5	0,078	0,825	0,208	0,015	0,058	0,060
Л3.2	10,5	0,048	1,55	0,23	0,010	0,067	0,068
Л4	10,5	0,108	1,55	0,23	0,023	0,152	0,153

Определяем относительное сопротивление питающего трансформатора марки ТМ-16000/35 по формуле (46):

Определяем относительное сопротивление трансформатора ТП1 марки ТМ-400/10 по формуле (46):

Относительное полное сопротивление трансформатора ТП1 определим по формуле (47):

Далее определим относительное реактивное сопротивление трансформатора ТП1 по формуле (48):

Расчет относительных сопротивлений оставшихся ТП осуществляем аналогично, резултаты расчетов вносим в таблицу 12

Таблица 12

Расчет относительных сопротивлений ТП

№ ТП	Pк, кВТ	Uк,%	Sнт, МВА	Rтр, Ом	Zтр, Ом	Xтp, Ом
1	5,9	4,5	0,4	3,69	11,25	10,63
2	8,5	5,5	0,63	2,14	8,73	8,46
3	5,9	4,5	0,4	3,69	11,25	10,63
10	5,9	4,5	0,4	3,69	11,25	10,63

После расчета всех относительных сопротивлений сети, определим результирующие сопротивления в других расчетных точках короткого замыкания. Полные результирующие сопротивления до точек короткого замыкания на схеме замещения определяем по формуле (49).

Активное результирующее сопротивление в точке К2 составит:

Реактивное результирующее сопротивление в точке К2:

Полное результирующее сопротивление в точке К2 равно:

Определим максимальное значение установившееся значение трехфазного тока короткого замыкания в расчетной точке К2 по формуле (50):

кА.

Установившееся значение двухфазного тока короткого замыкания в расчетной точке К2 (минимальное значение) (48):

кА.

Определим амплитудное значение ударного тока в точке К2 по схеме замещения (49). Для определения значения ударного коэффициента необходимо знать отношение x/r, которое в данном случае равно 12,23. По справочнику определяем значение коэффициента К_у = 1,75.

кА.

Токи короткого замыкания во всех остальных точках определяются аналогично, результаты заносим в таблицу 13.

Таблица 13

Расчет относительных токов короткого замыкания

Точка к.з.	Uб, кВ	Iб,кА	xр*, Ом	rр*, Ом	Zр*, Ом	I3к, кА	I2к, кА	Ку	Iу, кА	S, МВА
К0	10,5	5,5	4,67	0	4,67	1,18	1,02	1,95	3,24	21,39
К1	10,5	5,5	4,98	0,27	4,99	1,10	0,96	1,85	2,88	20,03
К2	10,5	5,5	5,26	0,43	5,28	1,04	0,91	1,75	2,57	18,93
К3	10,5	5,5	5,03	0,37	5,04	1,09	0,95	1,78	2,74	19,81
К4	10,5	5,5	15,66	4,06	16,18	0,34	0,30	1,4	0,67	6,18
К5	10,5	5,5	5,035	0,382	5,05	1,09	0,95	1,75	2,69	19,79
К6	10,5	5,5	4,995	0,328	5,01	1,10	0,96	1,82	2,82	19,96
К7	10,5	5,5	15,625	4,018	16,13	0,34	0,30	1,42	0,68	6,19
К8	10,5	5,5	5,005	0,395	5,02	1,10	0,95	1,78	2,75	19,90
К9	10,5	5,5	15,635	4,085	16,16	0,34	0,30	1,4	0,67	6,18
К10	10,5	5,5	5,003	0,422	5,02	1,10	0,95	1,74	2,69	19,90

Приведем порядок расчета однофазных (минимальных) токов короткого замыкания на шинах низкого напряжения трансформаторных подстанций и на вводе в распределительные пункты объектов предприятия по методу расчета в именованных единицах. Ток однофазного короткого замыкания на шинах низкого напряжения ТП определяется по следующей формуле:

, (53)

где - фазное напряжение, равное 220 В;

- расчетное сопротивление трансформатора при однофазном коротком замыкании, определяется по справочным данным [9], Ом.

- сопротивление петли фаза-нуль кабельной линии, определяется как произведение удельного сопротивления петли фаза-нуль на длину, Ом [9]

Ток однофазного короткого замыкания у потребителя (на вводе в РП) определяется по формуле:

, (54)

Расчитаем ток однофазного короткого замыкания в точке К4 схемы замещения. (54):

кА.

Аналогично приведенному примеру рассчитываются однофазные токи во всех расчетных точках. Результаты расчета заносятся в таблицу 14.

Таблица 14

Расчет однофазных токов короткого замыкания

Линия	Участок	Тип трансформатора	Zто ,Ом	Сечение кабеля ,мм2	Длина,км	Zп.уд.,ом\км	Zп,ом	Zто+Zп,ом	Iк1,А
Л5	1-9	ТМ-400/10	0,065	2х240	0,182	0,8	0,15	0,21	1044,63
	9-8	ТМ-400/10	0,065	2х185	0,06	0,495	0,03	0,09	2323,13
Л6	10-5	ТМ-400/10	0,065	2х240	0,058	0,8	0,05	0,11	1974,87
	5-7	ТМ-400/10	0,065	185	0,124	0,99	0,12	0,19	1171,71
Л7	3-4	ТМ-630/10	0,043	2х185	0,054	0,495	0,03	0,07	3155,03
	4-11	ТМ-630/10	0,043	95	0,09	1,53	0,13	0,17	1260,16

2.5 Выбор и проверка электрооборудования по условиям работы в режиме короткого замыкания

Все элементы распределительного устройства проектируемого ГРП предприятия должны надёжно работать в условиях длительных, нормальных режимов, а также обладать термической и динамической стойкостью при возникновении самых тяжелых коротких замыканий. Исходя из этого при выборе элементов энегосистемы очень важна проверка соответствия их параметров длительным рабочим и аварийным кратковременным режимам, возникающих в эксплуатации. Электрическое оборудование в СЭС должно отвечать следующим основным требованиям:

1. Изоляция электрического аппарата должно соответствовать напряжению электрической установки.

(55)

2. Максимальный рабочий ток аппарата меньше значения его номинального тока.

(56)

3. Аппарат противостоит электродинамическому действию токов короткого замыкания.

(57)

4. Температура токоведущих частей при коротком замыкании не должна превышать предельно допустимого значения.

(58)

где t_пр - приведенное время протекания тока,

t_к - каталожное время.

(с)

5. Предельно отключаемый ток выключателей и предохранителей должен быть больше максимального тока короткого замыкания в месте установки.

(59)

6. Предельная мощность выключателя должна быть больше мощности к.з. в месте его установки.

 (60)

(61)

2.5.1 Выбор силовых выключателей напряжением выше 1000 В

1.

2.

3.

4.

5.

6.

Окончательно принимаем выключатель BB/TEL-10-12,5-630.

Расчет выключателей сводим в таблицу 15.

Таблица 15

Выбор выключателей

Линия	Выключатель	Iн, А	iдин, кА	Iтс, кА
Л1	BB/TEL-10-12,5-630	630	32	12,5
Л2	BB/TEL-10-12,5-630	630	32	12,5
Л3	BB/TEL-10-12,5-630	630	32	12,5
Л4	BB/TEL-10-12,5-630	630	32	12,5
Вводной	BB/TEL-10-12,5-630	630	32	12,5
Секционный	BB/TEL-10-12,5-630	630	32	12,5
Питающий	BB/TEL-10-12,5-630	630	32	12,5

2.5.2 Выбор трансформаторов тока

Рассмотрим пример выбора ТТ на линии Л1

1.

2.

3.

4.

Окончательно принимаем трансформатор тока ТПЛ - 10 - 150.

Расчет трансформаторов тока на линиях сводим в таблицу 16

Таблица 16

Выбор трансформаторов тока

Линия	Трансформатор тока	I1н, А	Iдин, кА	Iтер, кА
Л1	ТПЛ-10-150	150	250	45
Л2	ТПЛ-10-200	200	250	45
Л3	ТПЛ-10-50	50	250	45
Л4	ТПЛ-10-50	50	250	45
Вводной	ТЛМ-10-300	300	100	18,4
Секционный	ТПЛ-10-150	100	250	45
Питающий	ТЛМ-10-300	300	100	18,4

2.5.3 Выбор трансформаторов напряжения