Проектирование системы электроснабжения промышленного предприятия

.

Расчет токов короткого замыкания для варианта напряжения 220/10 кВ аналогичен, отличие состоит лишь в том, что сопротивление трансформатора системы не включаем для варианта с напряжением 220 кВ, так как питание идет непосредственно от шин системы, так же учитываем сопротивление понижающего трансформатора. Результаты расчета сводим в таблицу 4.5.

Таблица 4.5 - Расчет токов короткого замыкания

Вариант напряжений, кВ	Точка КЗ	Iп0, кА	iуд, кА	Вк, А2·с·106	Sту min, мм2
220/10 кВ	К2-ВЛ	6,06	16,4	11,4	36
35/10 кВ	К2-ВЛ	7,37	19,3	14,3	40

Из таблицы 4.5 видно, что на варианте с напряжением 220 кВ превышают токи КЗ, чем в других вариантах. Использование данного варианта однозначно вызовет удорожание схемы внутреннего электроснабжения. Это связано с увеличением сечений кабельных линий ввиду больших значений токов коротких замыканий и, как следствие, минимального термически устойчивого сечения.

4.4.3 Проверка линий на термическую устойчивость к токам коротких замыканий

Для того чтобы линия была термически устойчива к токам коротких замыканий, должно выполняться условие

. (4.30)

Результат выбора и проверки кабельных линий для первого варианта сводим в таблицу 4.6, а для второго - в таблицу 4.7.

Таблица 4.6 - Определение сечений линий распределительной сети для 1-го варианта

№ линии	Назначение	Количество цепей	Способ прокладки	Количество кабелей в траншее	Кп	Расчетные нагрузки	L, км	Допустимые нагрузки	Sдоп нагр, мм2	SДU, мм2	Sту min, мм2	Сечение и марка кабеля
						Iр, А	Iр max, А		I/ доп, А	1,3·I/ доп, А	После проверки
											Iдоп, А	1,3·Iдоп, А
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
При вводе на напряжение 220 кВ
Л1	ГПП-РУ1	2	траншеи	2	0,9	151	302	0,040	248	322	275	357,5	150	150	50	AАБ(3х150)
Л2	ГПП-РУ2	2	траншеи	2	0,9	88	176	0,046	149	193	165	214,5	70	70	50	AАБ(3х70)
Л3	РУ1-ТП1	2	констр.	2	0,9	24	48	0,005	41	54	105	136,5	16	16	50	AАБГ(3х50)
Л4	РУ2-ТП2	2	констр.	2	0,9	28	56	0,005	59	76	105	136,5	25	25	50	AАБГ(3х50)
Л5	ГПП-ТП3	2	траншеи	2	0,9	9	18	0,038	68	88	140	182	16	16	50	AАБ(3х50)
Л6	ГПП-ТП4	2	траншеи	2	0,9	18	36	0,023	68	88	140	182	16	16	50	AАБ(3х50)
Л7	ГПП-ТП5	2	траншеи	2	0,9	14	27	0,009	68	88	140	182	16	16	50	AАБ(3х50)
При вводе на напряжение 35 кВ
Л1	ГПП-РУ1	2	траншеи	2	0,9	151	302	0,040	247,5	321,75	275	357,5	150	150	50	AАБ(3х150)
Л2	ГПП-РУ2	2	траншеи	2	0,9	88	176	0,046	148,5	193,05	165	214,5	70	70	50	AАБ(3х70)
Л3	РУ1-ТП1	2	констр.	2	0,9	24	48	0,005	41,4	53,82	80	104	16	16	50	AАБГ(3х35)
Л4	РУ2-ТП2	2	констр.	2	0,9	28	56	0,005	58,5	76,05	80	104	25	25	50	AАБГ(3х35)
Л5	ГПП-ТП3	2	траншеи	2	0,9	9	18	0,038	67,5	87,75	115	149,5	16	16	50	AАБ(3х35)
Л6	ГПП-ТП4	2	траншеи	2	0,9	18	36	0,023	67,5	87,75	115	149,5	16	16	50	AАБ(3х35)
Л7	ГПП-ТП5	2	траншеи	2	0,9	14	27	0,009	67,5	87,75	115	149,5	16	16	50	AАБ(3х35)

Таблица 4.7 - Определение сечений линий распределительной сети для 2-го варианта

№ линии	Назначение	Количество цепей	Способ прокладки	Количество кабелей в траншее	Кп	Расчетные нагрузки	L, км	Допустимые нагрузки	Sдоп нагр, мм2	SДU, мм2	Sту min, мм2	Сечение и марка кабеля
						Iр, А	Iр max, А		I/ доп, А	1,3·I/ доп, А	После проверки
											Iдоп, А	1,3·Iдоп, А
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
При вводе на напряжение 220 кВ
Л1	ГПП-РУ1	2	траншеи	2	0,9	151	302	0,040	248	322	275	358	150	150	50	AАБ(3х150)
Л2	ГПП-РУ2	2	траншеи	2	0,9	77	154	0,046	126	164	140	182	50	50	50	AАБ(3х50)
Л3	РУ1-ТП1	2	констр.	2	0,9	24	48	0,005	41	54	105	137	16	16	50	AАБГ(3х50)
Л4	РУ2-ТП2	2	констр.	2	0,9	17	33	0,005	41	54	105	137	16	16	50	AАБГ(3х50)
Л5	ГПП-ТП3	2	траншеи	2	0,9	9	18	0,038	68	88	140	182	16	16	50	AАБ(3х50)
Л6	ГПП-ТП4	2	траншеи	2	0,9	18	36	0,023	68	88	140	182	16	16	50	AАБ(3х50)
Л7	ГПП-ТП5	2	траншеи	2	0,9	25	51	0,028	68	88	140	182	16	16	50	AАБ(3х50)
При вводе на напряжение 35 кВ
Л1	ГПП-РУ1	2	траншеи	2	0,9	151	302	0,040	247,5	321,75	80	104	150	150	50	AАБ(3х150)
Л2	ГПП-РУ2	2	траншеи	2	0,9	77	154	0,046	126	163,8	115	149,5	50	50	50	AАБ(3х50)
Л3	РУ1-ТП1	2	констр.	2	0,9	24	48	0,005	41,4	53,82	115	149,5	16	16	50	AАБГ(3х35)
Л4	РУ2-ТП2	2	констр.	2	0,9	17	33	0,005	41,4	53,82	115	149,5	16	16	50	AАБГ(3х35)
Л5	ГПП-ТП3	2	траншеи	2	0,9	9	18	0,038	67,5	87,75	0	0	16	16	50	AАБ(3х35)
Л6	ГПП-ТП4	2	траншеи	2	0,9	18	36	0,023	67,5	87,75	0	0	16	16	50	AАБ(3х35)
Л7	ГПП-ТП5	2	траншеи	2	0,9	25	51	0,028	67,5	87,75	0	0	16	16	50	AАБ(3х35)

4.5 Выбор выключателей отходящих линий

Выбор выключателей отходящих линий производим по описанным в подразделе 3.3 формулам (3.21) - (3.23). Результат заносим в таблицу 4.8.

Таблица 4.8 - Выбор выключателей отходящих линий

Место установки	Кол-во	Ip, A	Iпо, кA	iуд, кA	Тип выключателя
Вариант 1
При вводе на напряжение 220 кВ
ГПП	10	151	6,06	16,4	ВМПП-10-630-20У2
При вводе на напряжение 35 кВ
ГПП	10	151	7,37	19,3	ВМПП-10-630-20У2
Вариант 2
При вводе на напряжение 220 кВ
ГПП	10	151	6,06	16,4	ВМПП-10-630-20У2
При вводе на напряжение 10 кВ
ГПП	10	151	7,37	19,3	ВМПП-10-630-20У2

4.6 Технико-экономический анализ схемы внутреннего электроснабжения

4.6.1 Определение капитальных затрат и расхода цветного металла. Расчет производим аналогично внешнему электроснабжению по формулам (3.22)-(3.33). Результаты для первого варианта сводим в таблицу 4.9, а для второго - в таблицу 4.10.

4.6.2 Определение эксплуатационных расходов и потерь электроэнергии в распределительной сети. Определение эксплуатационных расходов и потерь электроэнергии в распределительной сети производится аналогично питающей сети по формулам (3.34) - (3.38). Результаты для первого варианта сводим в таблицу 4.11, а для второго - в таблицу 4.12.

4.6.3 Определение эксплуатационных расходов и потерь электроэнергии в трансформаторах. Определение эксплуатационных расходов и потерь электроэнергии в трансформаторах производится аналогично трансформатору ГПП по формулам (3.39) - (3.46). Результаты сводим в таблицу 4.13.

электроснабжение нагрузка завод

Таблица 4.9 - Определение капитальных затрат и расхода цветного металла для 1-го варианта

Номер линии	Марка и сечение	Линии	Выключатели	Трансформаторы
		L, км	g, т/км	G, т	Сл, тыс. тенге/км	Кл, тыс. тенге	Тип	n, шт	Св, тыс. тенге /шт	Кв, тыс. тенге	Тип	nхSТ, кВ·А	СТ, тыс. тенге/ шт	КТ, тыс. тенге
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
При вводе на напряжение 220 кВ
Л1	AАБ (3х150)	0,040	1,2	0,193	1341	130	ВМПП-10-630-20У2	10	819	8190	ТМ	2х630	1470	1470
Л2	AАБ (3х70)	0,046	0,56	0,104	910	110					ТМ	2х630	1470	1470
Л3	AАБГ (3х50)	0,005	0,4	0,008	805	11					ТМ	2х250	809	809
Л4	AАБГ (3х50)	0,005	0,4	0,008	805	11					ТМ	2х400	1183	1183
Л5	AАБ (3х50)	0,038	0,4	0,061	802	82					ТМ	2х400	1183	1183
Л6	AАБ (3х50)	0,023	0,4	0,038	802	51
Л7	AАБ (3х50)	0,009	0,4	0,015	802	20
Итого			0,427		416		10		8190				6115
При вводе на напряжение 35 кВ
Л1	AАБ (3х150)	0,040	1,2	0,193	1341	130	ВМПП-10-630-20У2	10	819	8190	ТМ	2х630	1470	1470
Л2	AАБ (3х70)	0,046	0,56	0,104	910	110					ТМ	2х630	1470	1470
Л3	AАБГ (3х35)	0,005	0,28	0,006	725	11					ТМ	2х250	809	809
Л4	AАБГ (3х35)	0,005	0,28	0,006	725	11					ТМ	2х400	1183	1183
Л5	AАБ (3х35)	0,038	0,28	0,043	728	77					ТМ	2х400	1183	1183
Л6	AАБ (3х35)	0,023	0,28	0,026	728	47
Л7	AАБ (3х35)	0,009	0,28	0,010	728	19
Итого			0,388		404		10		8190				6115

Таблица 4.10 - Определение капитальных затрат и расхода цветного металла для 2-го варианта

Номер линии	Марка и сечение	Линии	Выключатели	Трансформаторы
		L, км	g, т/км	G, т	Сл, тыс. тенге/км	Кл, тыс. тенге	Тип	n, шт	Св, тыс. тенге/шт	Кв, тыс. тенге	Тип	nхSТ, кВ·А	СТ, тыс. тенге/шт	КТ, тыс. тенге
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
При вводе на напряжение 220 кВ
Л1	AАБ (3х150)	0,040	1,2	0,193	1341	130	ВМПП-10-630-20У2	10	819	8190	ТМ	2х630	1470	1470
Л2	AАБ (3х50)	0,046	0,4	0,074	802	100					ТМ	2х400	1183	1183
Л3	AАБГ (3х50)	0,005	0,4	0,008	805	11					ТМ	2х250	809	809
Л4	AАБГ (3х50)	0,005	0,4	0,008	805	11					ТМ	2х400	1183	1183
Л5	AАБ (3х50)	0,038	0,4	0,061	802	82					ТМ	2х630	1470	1470
Л6	AАБ (3х50)	0,023	0,4	0,038	802	51
Л7	AАБ (3х50)	0,028	0,4	0,045	802	60
Итого			0,427		446		10		8190				6115
При вводе на напряжение 35 кВ
Л1	AАБ (3х150)	0,040	1,2	0,193	1340,5	130	ВМПП-10-630-20У2	10	819	8190	ТМ	2х630	1470	1470
Л2	AАБ (3х50)	0,046	0,4	0,074	801,5	100					ТМ	2х400	1183	1183
Л3	AАБГ (3х35)	0,005	0,28	0,006	724,5	11					ТМ	2х250	809	809
Л4	AАБГ (3х35)	0,005	0,28	0,006	724,5	11					ТМ	2х400	1183	1183
Л5	AАБ (3х35)	0,038	0,28	0,043	728	77					ТМ	2х630	1470	1470
Л6	AАБ (3х35)	0,023	0,28	0,026	728	47
Л7	AАБ (3х35)	0,028	0,28	0,031	728	56
Итого			0,379		431		10		8190				6115

Таблица 4.11. Определение эксплуатационных расходов и потерь электроэнергии в распределительной сети для 1-го варианта

Номер линии	Марка и сечение	Линии	Выключатели
		Кз	К32	L, км	С0, тенге/кВт·ч	ф, ч	цл, %	ДРдоп, кВт/км	ДРл, кВт	ДЭл, кВт·ч/г	Спл, тыс. тенге	Сал, тыс. тенге	Кл, тыс. тенге	Кв, тыс. тенге	цв, %	Сав, тыс. тенге
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
При вводе на напряжение 220 кВ
Л1	AАБ(3х150)	0,61	0,373	0,040	5,40	2886	4	56	1,677	4,84	26,1	5,2	130,0	8190	4,4	360
Л2	AАБ(3х70)	0,59	0,349	0,046	5,40	2886	4	44	1,425	4,11	22,2	4,4	109,9
Л3	AАБГ(3х50)	0,26	0,066	0,005	5,40	2886	2	44	0,031	0,09	0,5	0,2	11,5
Л4	AАБГ(3х50)	0,30	0,087	0,005	5,40	2886	2	44	0,041	0,12	0,6	0,2	11,5
Л5	AАБ(3х50)	0,07	0,005	0,038	5,40	2886	4	44	0,018	0,05	0,3	3,3	82,4
Л6	AАБ(3х50)	0,14	0,020	0,023	5,40	2886	4	44	0,042	0,12	0,6	2,0	50,5
Л7	AАБ(3х50)	0,11	0,012	0,009	5,40	2886	4	44	0,009	0,03	0,1	0,8	19,9
Итого				0,168						9,36	50,5	16,2	415,7	8190		360
При вводе на напряжение 35 кВ
Л1	AАБ(3х150)	0,61	0,373	0,040	5,40	2886	4	56	1,677	4,84	26,1	5,20	129,96	8190	4,4	360
Л2	AАБ(3х70)	0,59	0,349	0,046	5,40	2886	4	44	1,425	4,11	22,2	4,40	109,93
Л3	AАБГ(3х35)	0,34	0,113	0,005	5,40	2886	2	42	0,050	0,15	0,8	0,21	10,62
Л4	AАБГ(3х35)	0,39	0,150	0,005	5,40	2886	2	42	0,067	0,19	1,0	0,21	10,62
Л5	AАБ(3х35)	0,09	0,008	0,038	5,40	2886	4	42	0,025	0,07	0,4	3,07	76,81
Л6	AАБ(3х35)	0,17	0,030	0,023	5,40	2886	4	42	0,059	0,17	0,9	1,88	47,09
Л7	AАБ(3х35)	0,13	0,017	0,009	5,40	2886	4	42	0,013	0,04	0,2	0,74	18,50
Итого				0,168						9,57	51,7	15,7	403,5	8190		360

Таблица 4.12 - Определение эксплуатационных расходов и потерь электроэнергии в распределительной сети для 2-го варианта

Номер линии	Марка и сечение	Линии	Выключатели
		Кз	К32	L, км	С0, тенге/кВт·ч	ф, ч	цл, %	ДРдоп, кВт/км	ДРл, кВт	ДЭл, кВт·ч/г	Спл, тыс. тенге	Сал, тыс. тенге	Кл, тыс. тенге	Кв, тыс. тенге	цв, %	Сав, тыс. тенге
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
При вводе на напряжение 220 кВ
Л1	AАБ(3х150)	0,61	0,373	0,040	5,40	2886	4	56	1,677	4,84	26,1	5,2	130,0	8190	4,4	360,4
Л2	AАБ(3х50)	0,61	0,376	0,046	5,40	2886	4	44	1,531	4,42	23,9	4,0	99,9
Л3	AАБГ(3х50)	0,26	0,066	0,005	5,40	2886	2	44	0,031	0,09	0,5	0,2	11,5
Л4	AАБГ(3х50)	0,18	0,031	0,005	5,40	2886	2	44	0,014	0,04	0,2	0,2	11,5
Л5	AАБ(3х50)	0,07	0,005	0,038	5,40	2886	4	44	0,018	0,05	0,3	3,3	82,4
Л6	AАБ(3х50)	0,14	0,020	0,023	5,40	2886	4	44	0,042	0,12	0,6	2,0	50,5
Л7	AАБ(3х50)	0,20	0,040	0,028	5,40	2886	4	44	0,099	0,29	1,5	2,4	60,2
Итого				0,187						9,85	53,2	17,4	445,9	8190		360
При вводе на напряжение 35 кВ
Л1	AАБ(3х150)	0,61	0,373	0,040	5,40	2886	4	56	1,677	4,84	26,1	5,2	130,0	8190	4,4	360,4
Л2	AАБ(3х50)	0,61	0,376	0,046	5,40	2886	4	44	1,531	4,42	23,9	4,0	99,9
Л3	AАБГ(3х35)	0,34	0,113	0,005	5,40	2886	2	42	0,050	0,15	0,8	0,2	10,6
Л4	AАБГ(3х35)	0,23	0,053	0,005	5,40	2886	2	42	0,024	0,07	0,4	0,2	10,6
Л5	AАБ(3х35)	0,09	0,008	0,038	5,40	2886	4	42	0,025	0,07	0,4	3,1	76,8
Л6	AАБ(3х35)	0,17	0,030	0,023	5,40	2886	4	42	0,059	0,17	0,9	1,9	47,1
Л7	AАБ(3х35)	0,24	0,060	0,028	5,40	2886	4	42	0,140	0,40	2,2	2,2	56,1
Итого				0,187						10,12	54,6	16,8	431,0	8190		360

Таблица 4.13 - Определение эксплуатационных расходов и потерь электроэнергии в трансформаторах

Номер ТП	nхSт ном	Расчетные данные на один трансформатор	Расчетные данные на подстанцию
		Iхх, %	Uкз, %	ДРхх, кВт	ДРкз, кВт	Кип	С0, тыс. тенге	ф, ч	КЗ	КЗ2	ДР/ хх, кВт	ДР/ кз, кВт	ДЭт, тыс. кВт·ч	Спт, тыс. тенге	Кт,	цт, %	Сат, тыс. тенге
Вариант 1
ТП1	2х630	2	5,5	2	7,3	0,07	5,40	2886	0,65	0,42	3,1	11,2	80,3	433,5	1470	4,4	65
ТП2	2х630	2	5,5	2	7,3				0,74	0,55	3,1	11,2	89,0	480,7	1470		65
ТП3	2х250	4	5,5	1	3,8				0,61	0,37	3,5	7,7	76,6	413,9	809		36
ТП4	2х400	3	5,5	1,3	5,4				0,74	0,55	3,4	9,3	89,0	480,6	1183		52
ТП5	2х400	3	5,5	1,3	5,4				0,56	0,32	3,4	9,3	76,6	413,6	1183		52
Итого													411,5	2222,3			269
Вариант 2
ТП1	2х630	1,5	5,5	2	7,3	0,07	5,4	2886	0,65	0,42	3,7	13,5	96,9	523,1	1470	4,4	65
ТП2	2х400	3	5,5	1,3	5,4				0,69	0,47	4,7	11,6	113,2	611,4	1183		52
ТП3	2х250	3,5	5,5	1	3,8				0,61	0,37	4,9	10,0	107,3	579,4	809		36
ТП4	2х400	3	5,5	1,3	5,4				0,74	0,55	4,7	11,6	118,4	639,6	1183		52
ТП5	2х630	1,5	5,5	3	11,2				0,67	0,45	4,7	17,4	126,9	685,3	1470		65
Итого													562,7	3038,7			269

4.7 Сравнение и окончательный выбор варианта электроснабжения завода

Схема запитывания завода приведена на рисунке 4.5 и рисунке 4.6.

Суммарные капитальные вложения в систему внутреннего электроснабжения определяем по формуле

, ( 4.31)

.

Суммарные эксплуатационные расходы на систему внутреннего электроснабжения определяем по формуле

, (4.32)

.

Суммарные затраты на схему внутреннего электроснабжения определяем по формуле

, (4.33)

.

Суммарные затраты на схему внутреннего электроснабжения заносим а таблицу 4.14.

Таблица 4.14 - Итоги сравнения внешнего и внутреннего электроснабжения

Вариант	Эконом. показатели	Технич. показатели
	К	С?	З	ДЭ	G
	тыс.тенге	тыс.тнг/год	тыс.кВтч	тонны
Внешнее электроснабжение
Вариант 1. Uном=220 кВ
Линии	126788	3867	19716	4	44,87
ГПП	66164	8085	16356	958	-
Всего	192952	11953	36072	962	44,87
Вариант 2. Uном=35 кВ
Линии	51436	2693	9123	205	27,77
ГПП	26292	4244	7530	572	-
Всего	77728	6937	16653	777	27,77
Внутреннее электроснабжение
Вариант №1
Uном=220 кВ
КЛ	416	67	119	9	0,43
Выключатели	8190	360	1384
ТП	6115	2491	3256	412
Всего	14720	2918	4758	421	0,43
Uном=35 кВ
КЛ	404	67	118	10	0,39
Выключатели	8190	360	1384
ТП	6115	2491	3256	412
Всего	14708	2919	4758	421	0,39
Вариант №2
Uном=220 кВ
КЛ	446	71	126	10	0,43
Выключатели	8190	360	1384
ЦТП	6115	3308	4072	563
Всего	14750	3739	5582	573	0,43
Uном=35 кВ
КЛ	431	71	125	10	0,38
Выключатели	8190	360	1384
ЦТП	6115	3308	4072	563
Всего	14736	3740	5582	573	0,38

Таблица 4.15 - Итоги вариантов систем электроснабжения

Вариант внутреннего электроснабжения	Первый	Второй
Внешнее электро снабжение	Напряжение	220 кВ	35 кВ	220 кВ	35 кВ
	Способ подведения ЭЭ	Воздушная линия	Воздушная линия	Воздушная линия	Воздушная линия
Эконом. показатели	К	тыс.тенге	207672	92436	207702	92464
	С?	тыс.тнг/год	14871	9856	15691	10677
	З	тыс.тнг/год	40830	21411	41654	22235
Технич. показатели	ДЭ	тыс.кВтч	1383	1198	1535	1349
	G	тонны	45,29	28,15	45,29	28,14

Сравнивая варианты внутризаводского электроснабжения, делаем вывод, что экономически целесообразно выбрать первый вариант с напряжением внешнего электроснабжения на 35 кВ с передачей электроэнергии во внешнем электроснабжении по воздушной линии. Так как у 1-го варианта меньше годовые затраты, из этого следует, что целесообразно применить вариант №1, так как он дешевле остальных вариантов.

Рисунок 4.5. Схема электроснабжения. Вариант 1



Рисунок 4.6. Схема электроснабжения. Вариант 2

5. Выбор и проверка электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей

Цель выбора - обеспечить электроустановки надёжным в работе, безопасным в обслуживании и экономичным в монтаже и эксплуатации оборудованием. Для этого выбранные аппараты, изоляторы, шины и кабели должны:

- соответствовать условиям окружающей среды или роду установки (на открытом воздухе, в производственном помещении обычного типа, во взрывоопасном помещении, при определённой температуре и т.д.);

- иметь такие номинальные параметры (ток, напряжение, мощность и т.д.) или размеры, чтобы удовлетворять условиям работы как в нормальном так и в аварийном режимах работы;

- отвечать требованиям технико-экономической целесообразности.

Выбираем выключатели, трансформаторы тока и напряжения, установленные в КРУ 10 кВ, сборные шины и шинные изоляторы ЗРУ, предохранители.

5.1 Выключатели

Проверяем, предварительно выбранные, выключатели типа ВМП-10-1000-20У2.

Выбор выключателей по номинальному напряжению сводится к сравнению номинального напряжения установки и номинального напряжения выключателя:

, (5.1)

.

Выбор выключателей по номинальному току сводится к выбору выключателей, у которого номинальный ток является ближайшим большим к расчетному максимальному рабочему току:

, (5.2)

.

Проверка выключателей на отключающую способность включает в себя проверку на симметричный ток отключения и на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ.

Проверка на симметричный ток отключения проводится в соответствии с условием

, (5.3)

,

где I_{н откл} - номинальный ток отключения выключателя.

Проверка возможности отключения апериодической составляющей тока КЗ по условию

, (5.4)

где - нормированная относительное значение содержания периодической составляющей в отключаемом токе, %; - апериодическая составляющая тока КЗ, кА.

Расчетный ассиметричный ток отключения составит по формуле

, (5.5)

.

Наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов находим по формуле

, (5.6)

,

где t_рз.min - минимальное время действия релейной защиты, (t_рз.min=0,01 с); t_с.в - собственное время отключения выключателя, с [13].

Условие электродинамической устойчивости имеет вид:

, (5.7)

,

где i_дин.н - номинальные амплитуда и наибольшее действующее значение тока электродинамической устойчивости.

Проверка на термическую стойкость выключателя проводится по тепловому импульсу (В_к) ток КЗ.

, (5.8)

где В_к.р - расчетный тепловой импульс, кА²•с; В_к.н - номинальный тепловой импульс, кА²•с.

Расчетный тепловой импульс определяется по формуле

, (5.9)

где t_откл - время отключения, с.

Время отключения определяется по формуле

, (5.10)

где t_рз - время действия релейной защиты, t_рз=0,5 с; t_откл.в - полное время отключения выключателя, с [1].

Номинальный тепловой импульс выключателя определяется по формуле

, (5.11)

где I_терм - ток термической стойкости, кА; t_терм - допустимое время его действия, с.

Гарантированный заводом-изготовителем ассиметричный ток отключения

.

Расчётные параметры, номинальные данные выключателей, условия выбора и проверки выключателей приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Выбор и проверка выключателей

Тип выключателя	Формула для проверки	Номинальные данные	Расчетные данные
ВМПП-10-1000-20У2		10 кВ	=10 кВ
		1000 А	550 А
		20 кА	7,4 кА
		33,9 кА	12,6 кА
		52 кА	19,3 кА
		1600	37,1

5.2 Выключатели на отходящих линиях

Выбор выключателей выполнен в таблице 5.2. Принимаем к установке выключатель типа ВМП-10-630-20У2 [2].

Таблица 5.2-Выбор и проверка выключателей нагрузки

Тип выключателя	Формула для проверки	Номинальные данные	Расчетные данные
ВМП-10-630-20У2		10 кВ	=10 кВ
		630 А	302 А
		20 кА	7,4кА
		32,8 кА	12,6 кА
		52 кА	19,3 кА
		1600	20,8

5.3 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производится по тем же условиям, что и выключатели, кроме проверки на отключающую способность.

Условия выбора и проверки разъединителей сведены в таблицы 5.3 - 5.4.

Таблица 5.3 - Выбор разъединителей на напряжение 35 кВ

Формулы для выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
РДЗ-35/1000У1
Uном аппар. ? Uном уст.	Uном раз. =35 кВ	Uном уст.= 35 кВ
Iном выкл. ? Iр маx	Iном раз.= 1000 А	Iр max1= 159 А
iном дин ? iу,	iном дин раз. = 63 кА	iу1=5,7 кА
I2 ном терм. • t ном терм. ? Bк	I2 ном терм. • t ном раз.=252• 4=2500 кА2с,	Bк1= 2,6 кА2с,

Таблица 5.4 - Выбор разъединителей на напряжение 10 кВ

Формулы для выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
РВФ-10/1000У1
Uном аппар. ? Uном уст.	Uном раз. =10 кВ	Uном уст.= 10 кВ
Iном выкл. ? Iр маx	Iном раз.= 1000 А	Iр max1= 550 А
iном дин ? iу,	iном дин раз. = 100 кА	iу1= 19,3 кА
I2 ном терм. • t ном терм. ? Bк	I2 ном терм. • t ном раз.=402• 4=6400 кА2с,	Bк1=37,1 кА2с,

Так как расчётные данные меньше чем номинальные, выбранные выключатели и разъединители проходят по условиям выбора.

5.4 Предохранители

Выбор предохранителей линии производится по номинальному напряжению, номинальному длительному току и току отключения.

Выбор предохранителей линии выполнен в таблице 5.5. Тип предохранителя ПКТ104-10-160-20У3 [2].

Таблица 5.5 - Выбор предохранителей

Условия проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
Uуст Uном	Uном = 10 кВ	Uуст = 10 кВ
р.max ном	ном = 160 А	р.max = 151 А
по отк	отк = 20 кА	по = 7,4 кА

5.5 Трансформаторы тока

Выбор трансформаторов тока состоит в выборе типа, сопоставлении ожидаемой и номинальной нагрузки, а также проверки на термическую и электродинамическую устойчивость к токам КЗ.

Тип трансформатора тока определяется номинальным напряжением установки (U_н.уст.), расчётным максимальным рабочим током присоединения (I_max.р.), требованием в отношении точности измерения и родом установки.

Предлагаем установить трансформатор тока типа ТЛМ10-У3 с литой изоляцией, предназначен для КРУ с номинальным первичным током до 600 А, выполненный в виде опорной конструкции и имеет повышенную стойкость к токам КЗ. Исполнение сердечника выполнено в классе 0,5Р (0,5 - для подключения измерительных приборов; Р - для релейной защиты).

Расчётная вторичная нагрузка (полное сопротивление внешней цепи) трансформатора тока определяется из выражения

, (5.12)

где Z_приб - сумма сопротивлений, последовательно включённых обмоток приборов, Ом; Z_пр - сопротивление соединительных проводов, Ом; Z_к - суммарное сопротивление контактов, равное 0,05 Ом, при числе приборов больше трёх.

Распределение нагрузки между фазами трансформаторов тока представлено в таблице 5.6.

Таблица 5.6 - Распределение нагрузки между фазами трансформаторов тока

Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы, В•А
		А	С
Амперметр	Э-350	0,5	-
Счетчик активной энергии	СА4У-И672М	2,5	2,5
Счетчик реактивной энергии	СР4У-И673М	2,5	2,5
Всего		5,5	5

Необходимая вторичная нагрузка трансформатора тока типа ТЛМ10-У3, соответствующая классу точности 0,5 при Z_2н равной 0,8 Ом. Исходя из допустимой величины Z_2н, определим необходимое расчётное сечение соединительных проводов S_пр, мм² по выражению

, (5.13)

где - удельное сопротивление материала провода, для алюминиевых жил составляет 0,0283 Оммм²/м; l_расч - расчётная длина проводов, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, принимаем равным 6,9 м; Z_пр. - наибольшее допустимое сопротивление соединительных проводов, Ом.

Из выражения (5.3) Z_пр можно определить по следующему выражению

. (5.14)

Тогда необходимое расчётное сечение соединительных проводов по (5.13) составит

.

Принимаем минимально-допустимое по механической прочности равное 4 мм². Тогда действительное сопротивление соединительных проводов по выражению составит

. (5.15)

Расчётная вторичная нагрузка трансформатора тока по выражению (5.14) составит

.

Условие выбора, расчётные данные и номинальные параметры трансформаторов тока типа ТЛМ10-У3 представлены в таблице 5.7.

Таблица 5.7 - Выбор и проверка трансформаторов тока

Проверяемая величина	Номинальные параметры	Тип	Расчётные параметры	Формулы проверки
Номинальное напряжение, кВ	10 кВ	ТЛМ10-У3	10 кВ
Максимальный расчётный ток, А	600 А		550 А
Класс точности	0,5/Р		0,5/Р	Соотв. ПУЭ
Номинальная вторичная нагрузка, Ом	0,8		0,355
Кратность тока эл. динамической устойчивости	100 кА		19,3 кА
Кратность тока односекундной термической устойчивости,	1587		37,1

5.6 Трансформаторы напряжения

Трансформаторы напряжения выбираем по номинальному первичному напряжению и классу точности при данной вторичной нагрузке. Соответствие классу точности проверяем путём сопоставления номинальной нагрузки вторичной цепи с фактической нагрузкой подключённых приборов.

Вторичную нагрузку подсчитываем на весь трансформатор напряжения в целом, без разделения по фазам, но с отдельным определением активной и реактивной составляющей и полной мощности.

Для подключения счётчиков необходимы трансформаторы напряжения класса точности 0,5. Схемы соединения обмоток трансформатора напряжения и катушек приборов различны, по этому проверяем трансформатор напряжения на точность измерения приближённо, уравнивая суммарную трёхфазную нагрузку от всех измерительных приборов с трёхфазной номинальной мощностью трансформатора напряжения в классе точности 0,5.

К трансформатору напряжения одной секции шин ЗРУ присоединены измерительные приборы сборных шин: вольтметры контроля изоляции, измерительные приборы, установленные на вторичном напряжении трансформаторов связи с энергосистемой. Предполагаем установку трансформатора напряжения типа НТМИ-10-66У3 [2]

Суммарная мощность, потребляемая приборами, представлена в таблице 5.8, а выбор и проверка трансформаторов напряжения представлена в таблице 5.9.

Таблица 5.8 - Нагрузка трансформаторов напряжения

Прибор	Тип прибора	Мощность 1-ой катушки, В•А	Число катушек, n	Число приборов, m	cosц/tgц	Потребляемая мощность
						P, Вт	Q, вар	S, В•А
Вольтметр	Э-335	2	1	2	-	4	0	-
Счетчик активной энергии	СА4У-И672М	2	2	10	0,38/2,43	40	97,4	-
Счетчик реактивной энергии	СР4У-И673М	2	2	1	0,38/2,43	4	9,74	-
Всего						48	107,1	117,4

Таблица 5.9 - Выбор и проверка трансформаторов напряжения

Проверяемая величина	Номинальные параметры	Тип	Расчётные параметры	Формулы проверки
Номинальное напряжение, кВ	10	НТМИ-10-66У3	10
Класс точности	0,5		0,5	Соответствует ПУЭ
Номинальная мощность,	225		117,4

Принимаем к установке один трёхфазный двухобмоточный трансформатор напряжения типа с соединением обмоток Y₀/Y₀, с номинальной мощностью в классе точности 0,5, равной 75 В^.А, но так как соединяем в звезду, то суммарная мощность составляет 225 В^.А.

5.7 Шины ЗРУ

Выбор и проверку шин ЗРУ производим по максимальному расчётному току (I_рmax), который равен I_рmax=550 А, термической устойчивости (S_т.уст), допустимому напряжению в шине на изгиб (_доп) с учётом появления механического резонанса.

Длительно допустимый ток для шин Iдоп, А определяется из выражения

, (5.16)

где I_доп - длительно допустимый ток для одной полосы, при температуре шины 70⁰С, температуре воздуха в ЗРУ 25⁰С и расположении шин вертикально, определяем по 2; К₁ - поправочный коэффициент при расположении шин горизонтально, 2; К₂ - коэффициент длительно допустимого тока для многополосных шин, 2; К₃ - поправочный коэффициент при температуре воздуха, отличающейся от 25⁰С, 2.

Выбираем прямоугольные алюминиевые шины сечением 506 мм расположенные горизонтально с длительно допустимым током I_доп равным 740 А. Тогда длительно допустимый ток для шин по (5.16) составит

.

Минимально допустимое сечение шин по термической устойчивости к токам КЗ определяем из выражения

, (5.17)

Подставляя данные в формулу (5.17), получаем

.

Расчётное напряжение в шине на изгиб _расч., МПа определяем по выражению

, (5.18)

где f - сила взаимодействия между шинами разных фаз, Нм; l - расстояние между опорными изоляторами, принимаем равным 70 см; W - момент сопротивления шины относительно перпендикулярному действию усилия, см³.

Сила взаимодействия между шинами разных фаз f, Нм можно определить из следующего выражения

, (5.19)

где i_у - амплитудное значение ударного тока КЗ, кА (из раздела 4); а - расстояние между осями фазных шин, принимаем 0,25 м.

Подставляя значения в формулу (5.19), получим

.

Момент сопротивления шины относительно перпендикулярному действию усилия W, см³ определяем по выражению

, (5.20)

где b - ширина полосы шины, см; h - высота полосы шин, см.

см³.

Тогда расчётное напряжение шин на изгиб по (5.18) составит

.

Допустимое напряжение шин на изгиб _доп, МПа составляет 75 МПа. Если _доп больше _расч, то выбранное сечение шин удовлетворяет условию по динамической устойчивости. В нашем случае

_доп=75МПа_расч=4МПа,

что допустимо.

Расчетная частота собственных колебаний для алюминиевых шин f_{с расч}, Гц определяем по выражению

f_{с расч}= 5,02·10²·b/l² = 5,02·10²·0,006/0,7=61,5 Гц. (5.21)

Расчетная частота собственных колебаний (f_срасч) отличается от критических частот, представленных в условии:

45? f_{с расч}?55 Гц,

90? f_{с расч}?110 Гц, (5.22)

Выбор и проверка шин ЗРУ представлены в таблице 5.10.

5.8 Шинные изоляторы ЗРУ

Наибольшая расчётная нагрузка на опорный изолятор F_расч, Н определяется по выражению

, (5.23)

где k_h - поправочный коэффициент на высоту шины, если шина расположена на ребро.

. (5.24)

Тогда наибольшая расчётная нагрузка на опорный изолятор по (5.25) составит

.

Допустимая нагрузка на головку изолятора составляет 60% усилия, разрушающего изолятор F_доп, Н определяется из следующего выражения

. (5.26)

При выборе шинных изоляторов необходимо соблюдать следующие условие

. (5.27)

В нашем случае условие (5.17) выполняется, т.к.

.

Принимаем к установке шинные изоляторы типа И4-80 УХЛ3.

Расчётные величины, номинальные данные шинных изоляторов, условия выбора и проверки сведены в таблицу 5.8.

Таблица 5.10 - Выбор и проверка шин и шинных изоляторов ЗРУ

Проверяемая величина	Ном. данные	Марка и сеч. шин, изол.	Расчётные параметры	Формулы для проверки
Шины ЗРУ		АД-31Т-1
Максимально допустимый расчётный ток, А	703	50х6	550	Iдоп Iрмах
Сечение шины (проверка по термич. уст-ти), мм2	300		40	Sдоп Sту
Допустимое напряжение в шине на изгиб, МПа	75		4	доп расч
Частота собст. колеб.	45-55		61,5	fс.кр1 fсрасч
	90-110			fс.кр2 fсрасч
Шинные изоляторы ЗРУ		И4-80 УХЛ3
Ном. напряжение, кВ	10		10	Uном Uн.уст
Доп. усилие на головку изолятора, Н	2400		224	Fдоп Fрасч

5.9 Выбор трансформаторов собственных нужд подстанции

Таблица 5.11 - Нагрузка собственных нужд подстанции

Вид потребителя	Установ. мощность	cosц	tgц	Pp, кВт	Qp, квар
	ед.	всего
Освещение ЗРУ		30	1	0	30	0,00
Подогрев 24 ячеек КРУ	1	24	1	0	24	0,00
Итого					54	0

Суммарная полная мощность нагрузки собственных нужд определяется по формуле

, (5.27)

.

Выбираем к установке два трансформатора ТМ-40/10 мощностью по 40 кВА.

Заключение

Электроснабжение осуществляется от подстанции энергосистемы по двумя воздушным линиям напряжением 35 кВ, выполняемым проводом марки АС сечением 150 мм², на железобетонных опорах.

Главная понизительная подстанция ГПП завода расположено почти в центре территории завода, возле цеха №5 (метод глубокого ввода). На ГПП на вводе установлены два высоковольтных выключателя типа ВМПП-10-1000-20У2.

ЗРУ 10 кВ выполнено из шкафов закрытого типа с одинарной системой шин, секционированной масляным выключателем с устройством автоматического включения резерва (АВР).

Цеховые трансформаторные подстанции установлены внутри цехов. Кабельные линии к трансформаторным подстанциям выполнены в траншеях, а внутри цехов по конструкциям. В цеховых двухтрансформаторных подстанциях (КТП) установлены трансформаторы ТМ-630/10, ТМ-400/10 и ТМ-250/10 с вторичным напряжением 0,4-0,23 кВ. Цеховые подстанции размещены в цехах 1, 2, 3, 4, и 5.

Распределительные устройства РУ находятся в цехах №1 и №2. РУ получают питание от ГПП по радиальной схеме.

Распределительные сети напряжением 10 кВ выполнены алюминиевым кабелем марки ААБ и по территории завода прокладываются в кабельных траншеях, а алюминиевые кабеля марки ААБГ прокладываемые в кабельных конструкциях внутри цехов.

Кабели напряжением 0,4 кВ внутри цехов прокладываем по конструкциям. Распределительные пункты установлены в цехе №6.

Для компенсации реактивной мощности на шинах низшего напряжения цеховых трансформаторных подстанций устанавливаются конденсаторные установки УКЛ-0,38У3, мощностью по 1800 кВАр на каждую секцию.

Список использованных источников

[1] Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. В 2-х кн. Под общ. ред. Федорова А.А. и Сербиновского Г.Н.. Кн.2. Технические сведения об оборудовании. М.: Энергия, 1974.

[2] Справочник по электроснабжению промышленных предприятий / Под общей ред. А.А. Федорова и Г.И. Сербиновского М.: - Энергия, 1980.

[3] Справочник по электроснабжению и электрооборудованию Т.1 / Под общей ред. А.А. Федорова. М.: - Энергоатомиздат, 1987.

[4] Справочник по электроснабжению и электрооборудованию Т.2 / Под общей ред. А.А. Федорова .М.: - Энергоатомиздат, 1987.

[5] Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Ю.Г Барыбина, Л.Е. Федорова, М.Г. Земинкова, А.Г. Смирнова М.:- Энергоатомиздат, 1990.

[6] Справочная книга для проектирования электрического освещения / Под ред. Г.М. Кноринга Л.: - Энергия, 1976.

[7] Охрана труда в электроустановках / Под ред. Князевского Б.А. М.:- Энергоатомиздат, 1983.

[8] Князевский Б.А, Трунковский Л.Е. Монтаж и эксплуатация электроустановок М.: - Эноргоатомиздат,1984.

[9] Синягин Н.Н., Афанасьев Н.А., Новиков С.А. Система планово-предупредительного ремонта оборудования сетей и промышленной энергетики.М.: - Энергоатомиздат,1984.

[10] Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования М.: - Энергоатомиздат, 1987.

[11] Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий М.: - Высшая школа, 1986.

[12] Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций М.: - Энергоатомиздат, 1989.

[13] Рожкова Л.Д, Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.

[14] Семчинов А.М. Токопроводы промышленных предприятий. 3-е изд., перераб. и доп. - Л.: Энергоиздат. Ленингр. отделение, 1982. - 208 с., ил.

Размещено на Allbest.ru