Электроснабжение завода "Полимер"

Необходимо сравнить два варианта электроснабжения:

- питание осуществляется от установленного в цехе №4 ТП8, НРП устанавливаемой в цехе №9, вариант 1 приведен на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Вариант 1

- питание осуществляется от двух ТП установленных в цехах №8 и №11 соединенных магистрально, единичная мощность трансформатора в ТП, устанавливаемых в цехах №8 и №11, будет равна 100кВА и 63кВА, соответственно, вариант 2 приведен на рисунке 3.2.

Для технико-экономического сравнения необходимо учесть следующее:

В первом варианте:

- стоимость ТП8 и НРП3;

- стоимость потерь электроэнергии в ТП8;

- стоимость кабелей ГПП-ТП8 и ТП-НРП3;

- стоимость потерь электроэнергии в этих кабелях;

Рисунок 3.2 - Вариант 2

Во втором варианте:

- стоимость ТП8 и ТП9;

- стоимость кабелей ГПП-ТП8 и ТП8-ТП9;

- стоимость потерь электроэнергии в этих кабелях;

- стоимость потерь электроэнергии в ТП8 и ТП9;

- стоимость выключателей нагрузки и предохранителей.

Годовые приведенные затраты:

;

,

где - общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, являющиеся суммой нормативного коэффициента эффективности , отчислений на амортизацию и расходов на текущий ремонт ;

- сумма капитальных затрат i-ой группы одинаковых электроприемников;

- стоимость годовых потерь электроэнергии.

При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:

, (3.11)

где - удельная стоимость потерь электроэнергии, рассчитываем для 110кВ;

- основная ставка тарифа;

- стоимость 1 кВт•ч электроэнергии;

- отношение потерь активной мощности предприятия в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям активной мощности предприятия;

- поправочный коэффициент.

Потери электроэнергии в трансформаторах определяются по формуле:

где n - число трансформаторов на ГПП;

- число часов в году

- годовое число часов максимальных потерь, для машиностроительного предприятия

Потери активной энергии в проводах за год [11]:

В таблице 3.4 приведен расчет стоимости первого варианта электроснабжения, в таблице 3.5 второго варианта. В таблице 3.6 приведено технико-эконосическое сравнение первого и второго варианта.

Вариант 1 выгоднее варианта 2 на 29%, для дальнейших расчетов принимаем его. Проверку экономической целесообразности установки НРП в цехах 1, 2, 7, 11, 16, можно провести аналогично.

Таблица 3.4 - Вариант 1

Наименование оборудования	Ед. изм.	Кол-во	Стоимость ед., тыс. руб.	Кап. вложения, тыс. руб.	Отчисления, о.е.	Затраты тыс. руб.	Потери эл. эн.,	Стоимость потерь эл. эн., тыс. руб.
					Ен	Етр	Еа	Итого
Подстанция ТП8 2 КТП-160/10/0,4	шт.	1,00	550	550,00	0,12	0,03	0,063	0,213	117,15	13716,55	50,20
ГПП-ТП8 КЛ ААП2лУ-3х120	км	0,24	440	105,60	0,12	0,005	0,028	0,153	16,16	46,32	0,17
ТП8-НРП3 КЛ ААП2лУ-4х120	км	0,07	578	40,46	0,12	0,005	0,028	0,153	6,19	2165,74	7,93
ИТОГО				696,06					139,50	15928,61	58,3

Таблица 3.5 - Вариант 2

Наименование оборудования	Ед. изм.	Кол-во	Стоимость ед., тыс. руб.	Кап. вложения, тыс. руб.	Отчисления, о.е.	Затраты тыс. руб.	Потери эл. эн.,	Стоимость потерь эл. эн., тыс. руб.
					Ен	Етр	Еа	Итого
ТП8 в цехе 4 2 КТП 100/10/0,4	шт.	1,00	500,00	500,00	0,12	0,03	0,063	0,213	106,50	9795,53	35,85
ТП9 в цехе 9 2 КТП-63/10/0,4	шт.	1,00	240,00	240,00	0,12	0,03	0,063	0,213	51,12	5659,02	20,71
Выкл. нагр. ВНПзу-10/630-31,5	шт.	4,00	20,65	82,60	0,12	0,03	0,063	0,213	17,59	-	-
Предохр. ПКТ104-10-10-20У3	шт.	2,00	0,68	1,36	0,12	0,03	0,063	0,213	0,29	-	-
Предохр. ПКТ104-10-6-20У3	шт.	2,00	0,46	0,92	0,12	0,03	0,063	0,213	0,20	-	-
ГПП-ТП8 КЛ ААП2лУ - 3х120	км	0,24	440,00	105,60	0,12	0,005	0,028	0,153	16,16	46,32	0,17
ТП8-ТП9 КЛ ААП2лУ - 3х120	км	0,07	440,00	30,80	0,12	0,005	0,028	0,153	4,71	7,53	0,03
ИТОГО				960,36					196,37	15508,40	56,76

Таблица 3.6 - Сравнение экономических показателей

Сравнение экономических показателей
Вариант	Кап. затраты, тыс. руб.	Приведённые кап. затраты, тыс. руб.	Потери эл. энергии,	Стоимость потерь, тыс. руб.	Приведённые затраты, тыс. руб.
ТП и НРП	696,06	139,50	15928,61	58,30	197,80
Две ТП	960,36	196,37	15508,40	56,76	253,13
Вариант 1 выгоднее варианта 2 на	29%

4. Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанции

Величина напряжения питания главной понизительной подстанции предприятия определяется наличием конкретных источников питания, уровнями напряжений на них, расстоянием от ГПП до этих источников, возможностью сооружения воздушных линий для передачи электроэнергии и другими факторами.

Величину рационального напряжения питания ГПП можно оценить по приближенной формуле Стилла:

, (4.1)

где l - длина питающей ГПП линии, км;

Р_Р.П. - расчетная активная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения ГПП, кВт.

(4.2)

где - коэффициент одновременности максимумов. Исходя из раздела 2 для шин НН ГПП ;

- расчетная активная низковольтная нагрузка силовых ЭП. Из раздела 2 известно, что ;

- расчетная активная высоковольтная нагрузка предприятия, создаваемая высоковольтными синхронными и асинхронными двигателями; Из раздела 2 известно, что

- расчетная активная нагрузка освещения предприятия, включающая внутрицеховое и наружное освещение. Из раздела 2 известно, что

- суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых ТП. Из раздела 3 известно, что

По формуле (4.2):

По формуле (4.1):

Для напряжения 10кВ:

Для напряжения 110кВ:

Согласно исходным данным на подстанции энергосистемы имеются уровни напряжения 10 и 110 кВ. Поскольку полученное рациональное напряжение схемы внешнего электроснабжения одинаково удалено от обоих из имеющихся напряжений внешнего электроснабжения, выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения будем проводить путем технико-экономического сравнения вариантов.

Для выбора силовых трансформаторов ГПП необходимо знать полную расчетную нагрузку предприятия:

,

где Q_ЭСI - экономически целесообразная реактивная мощность на стороне высшего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы, квар, найдем по выражению:

,

Для сети напряжением 10 кВ tg=0,25; для сети напряжением 110 кВ tg=0,31, тогда:

- для сети напряжением 10 кВ:

квар;

- для сети напряжением 110 кВ:

квар.

Итак, расчетная мощность завода по формуле (4.3):

- для сети напряжением 10 кВ:

кВА;

- для сети напряжением 110 кВ:

кВА.

Различие полных расчетных нагрузок предприятия и незначительно и практически не влияет на выбор мощности трансформатора ГПП, поэтому примем и будем использовать в дальнейших расчетах наибольшую величину из них. [9, 4.6].

Принимаем решение об установке на ГПП двух трансформаторов мощностью S_НТ=16000 кВА для сети напряжением 110 кВ, тогда коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:

,

где N=2 - число трансформаторов ГПП.

Для сети напряжением 110 кВ:

.

Коэффициент загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

.

Для сети напряжением 110 кВ:

Для данных трансформаторов коэффициент загрузки в послеаварийном режиме не превышает допустимых значений.

5. Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия

Для сравнения выбрано 2 варианта схемы электроснабжения.

5.1 Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ

Схема РУ ВН ГПП - Два блока линия-трансформатор с выключателем (110-3Н). Схема РУ НН ГПП - Одна секционированная выключателем система шин (10 (6) - 1). В качестве трансформатора ГПП выбираем ТДН-16000/110 [3, табл. 2.108].

1) Определим потери энергии в трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТДН-16000/110/10 приведены в таблице 5.1 [3, табл. 2.108].

Таблица 5.1 - Параметры трансформаторов ТДН-16000/110/10

ДPхх, кВт	ДPкз, кВт	Iхх, %	Uк, %
18	85	0,7	10,5

Потери активной и реактивной мощности определяются по формулам, аналогичным (3.8) и (3.9).

По формуле (3.8):

По формуле (3.9):

Потери электроэнергии в трансформаторах определяются по формуле:

(5.1)

где n - число трансформаторов на ГПП;

- число часов в году, ;

- годовое число часов максимальных потерь, которое определяется по выражению:

где - годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки. По [3, табл. 2.3] для химического предприятия

По формуле (5.2):

По формуле (5.1):

Рассчитаем ЛЭП от районной подстанции энергосистемы до ГПП предприятия. Нагрузка в начале линии находится по формуле:

(5.3)

Расчетный ток одной цепи линии 110 кВ находится по формуле:

(5.4)

где - число цепей линии, N=2;

- номинальное напряжение сети; .

Ток одной цепи ЛЭП в послеаварийном режиме определяется по формуле:

, (5.5)

.

Согласно [4, 4.7] сечение проводов ВЛ находим по экономической плотности тока по формуле:

(5.6)

где - экономическая плотность тока, А/мм². Согласно [8, табл. 1.3.36] экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов при равняется А/мм².

Однако по условиям короны минимальное сечение провода ВЛ 110 кВ составляет 70 мм². Поэтому в качестве проводов ВЛ от районной подстанции энергосистемы до ГПП предприятия принимает провода с сечением Параметры провода [9, табл. 7.33, 7.38]: Длительно допустимый ток I_Д=265 А; удельные активное и индуктивное сопротивления: r₀=0,428 Ом/км; x₀=0,444 Ом/км.

Провод должен быть проверен по нагреву в послеаварийном режиме:

 (5.7)

.

Потери активной энергии в проводах за год [11]:

(5.8)

2) Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы и на вводах ГПП. Схемы для расчета токов КЗ представлены на рисунке 5.1.

Согласно исходным данным, мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы 110 кВ S_С=3000 МВА. Расчет токов КЗ будет производить в относительных единицах. Для этого примем в качестве базисных S_Б=1000 МВА, U_Б=115 кВ.

Сопротивление системы в относительных единицах:

Рисунок 5.1 - Схемы для расчета токов КЗ

Сопротивление воздушной линии находится по формуле:

(5.10)

Ток короткого замыкания точке 1 равен [4]:

(5.11)

где - действующее значение периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени.

По формуле 5.11:

Ток КЗ в точке 2 находится по формуле:

(5.12)

Ударный ток короткого замыкания находится по формуле:

(5.13)

где - ударный коэффициент. Согласно [3, табл 2.45] для точек КЗ 1 и 2 соответственно: К_у1=1,72, К_у1=1,8,

Апериодическая составляющая тока КЗ находится по формуле:

(5.14)

где - постоянная времени затухания апериодической составляющей.

По [3, табл. 2.45] для точек КЗ 1 и 2: ;

3) Выберем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП. ГПП предприятия планируется выполнить с помощью КТП-СЭЩ Б(М) [12]. К установке в главных схемах КТП-СЭЩ Б(М) может быть принят выключатель ВГТ-110II^*-40/2500 УХЛ1. Проверим данный тип выключателя на возможность применения в качестве выключателей отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП. Характеристики возьмем из [11, 3.1].

Выбор и проверка выключателей производится по следующим параметрам приведенным в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Выбор и проверка выключателей

Условия выбора	Расчетные параметры сети	Каталожные данные ВГТ-110II* - 40/2500 УХЛ1
	Выключатель отходящей линии подстанции энергосистемы	Выключатель на вводе ГПП
По номинальному напряжению	Uc = 110,00 кВ	Uн= 110 кВ
		Iн = 2500 А
По номинальному току электродинамической стойкости:
а) симметричному
б) асимметричному
По номинальному току отключения:
а) симметричному
б) асимметричному
По номинальному импульсу квадратичного тока

В таблице 5.2 используются следующие обозначения:

- начальное значение периодической составляющей тока КЗ. Для точек 1 и 2 соответственно ;

- действующее значение периодической составляющей тока электродинамической стойкости;

- действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания для времени t. Поскольку точки КЗ 1 и 2 связаны с энергосистемой непосредственно, то будем считать, что;

- процентное содержание апериодической составляющей в токе короткого замыкания. :

(5.15)

где =0,01 с - минимальное время действия релейной защиты;

- собственное время отключения выключателя с:

Определяем, что , что допустимо для данного выключателя (номинальное относительное содержание апериодической составляющей не более 40%).

- время действия защиты, равное ступени селективности (1,8 для выключателей ГПП и 2,1 для выключателей подстанции энергосистемы (См. раздел 7)).

- ток термической стойкости;

t_тер - время протекания тока термической стойкости. По [11, 3.1]: t_тер= 3 с.

К установке в главных схемах КТП-СЭЩ Б(М) может быть принят разъединитель РН СЭЩ-110/1250УХЛ1 [10];

Проверим данный тип разъединителя на возможность применения в качестве разъединителей отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП, проверка приводится в таблице 5.3;

Для защиты оборудования ГПП от перенапряжений к установке в КТП-СЭЩ Б(М) принимается ограничитель перенапряжения ОПНН-Ф-110 [10].

5) Определим годовые приведенные затраты варианта схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ:

(5.16)

где - общие ежегодные отчисления от капитальных вложений:

Таблица 5.3 - Выбор и проверка разъединителей

Условия выбора	Расчетные параметры сети	Каталожные данные РН СЭЩ-110/1250УХЛ1
	Разъединитель отходящей линии подстанции энергосистемы	Разъединитель на вводе ГПП
По номинальному напряжению	Uc = 110,00 кВ	Uн= 110,00 кВ
		Iн = 1250,00 А
По номинальному току электродинамической стойкости
По номинальному импульсу квадратичного тока
а) для главных ножей
б) для заземляющих ножей

(5.17)

где - нормативный коэффициент эффективности ;

- расходы на обслуживание;

- отчисления на амортизацию;

- сумма капитальных затрат i-й группы одинаковых элементов;

- стоимость годовых потерь электроэнергии;

- ущерб от перерывов электроснабжения, определяющийся для вариантов, неравноценных по надежности;

- стоимость электроэнергии потребленной за год рассчитывается по формуле:

где - удельная стоимость потерь электроэнергии рассчитывается по формуле 3.11, для 110кВ равна

В данной дипломной работе рассматриваются два варианта питания на напряжении 110кВ и 10кВ. Они не являются равнонадежными, следовательно необходимо рассчитать ущерб от перерывов электроснабжения, для чего нарисуем схему сети 110кВ, с обозначением элементов, надежность которых следует учесть. Схема приведена на рисунке 5.2, данные по надежности элементов в таблице 5.4.



Рисунок 5.2 - Схема для расчета ущерба от перерыва электроснабжения

Таблица 5.4 - Показатели надежности элементов

Номер элемента	Аварийные отключения	Плановые отключения
1,3,5	0,008	15,0	1/3	35
2	0,060	20,0	1/3	165
6	0,030	20,0	1/3	165
4	0,055	7,9	1/4	45
7	0,014	70,0	1/6	280
8	0,010	10,5	1/3	24

Так как входящие в расчетные формулы для определения продолжительности совместных простоев представляют собой средние продолжительности одного ремонта, то их значения найдем по выражениям:



где - среднее время одного вынужденного (аварийного) или послеаварийного простоя;

- эквивалентный параметр потока отказов одной цепи,

(5.18)

(5.19)

(5.20)



(5.21)

Оценим ущерб, так как на ГПП установлены трансформаторы с запасом по мощности то ущерба от недоотпуска ЭЭ в режиме простоя одной цепи не будет. Поэтому учитываем только ущерб обусловленный полным гашением ГПП.

(5.22)

(5.23)

Годовой ущерб обусловленный полным гашением ГПП:

Сумма капитальных затрат на элемент системы электроснабжения находится по формуле [12, 1.6]:

 (5.24)

где - капитальные затраты на элемент СЭС, приведенные в справочной литературе в базисном уровне цен на 2000 г.;

- коэффициент дефляции, учитывающие отличие текущих цен от базисного уровня цен, согласно [13]: ;

- коэффициент включающий НДС в капитальные затраты на оборудование, .

В [12] приведены укрупненные стоимостные показатели стоимости ячеек выключателя и трансформатора. В стоимость ячейки выключателя включается стоимость высоковольтных выключателей, разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, оборудования релейной защиты ячейки выключателя, строительно-монтажных работ и т.п.

В стоимость ячеек трансформатора включена стоимость трансформатора, кабельного хозяйства, материалы, строительные монтажные работы и т.п. Поэтому, используя данные [12] будем производить расчет капитальных затрат не по отдельным элементам схемы внешнего электроснабжения, а по ячейкам выключателя, трансформатора. Также будет учтена стоимость строительства двухцепной ВЛ 110 кВ, соединяющей ГПП с подстанцией энергосистемы.

- Ячейка выключателя

Количество ячеек- 4 (2 выключателя на отходящих линиях подстанции энергосистемы и 2 выключателя на вводе ГПП). Стоимость ячейки элегазового выключателя согласно [12] - К_справ=6580 тыс. руб.

По формуле (5.18):

Согласно [2, табл. 2.1]: ;.

По формуле (5.17):

Таким образом годовые затраты тыс. руб.

- Ячейка трансформатора

Количество ячеек - 2 (2 трансформатора на ГПП). Стоимость ячейки трансформатора мощностью 16 МВА и с высшим напряжением 110 кВ согласно [12] - К_справ=5546 тыс. руб.

По формуле (5.18):

Аналогично ячейке выключателя:

Годовые затраты:

тыс. руб.

Стоимость потерь электроэнергии в элементе СЭС:

(5.25)

где - удельная стоимость потерь электроэнергии.

По (5.19) для трансформатора:

- ВЛ 110 кВ

Длина ВЛ - 5 км. Стоимость строительства одного километра двухцепной линии напряжением 110 кВ, согласно [12] :

По (5.18):

Согласно [2, табл. 2.1]: ;.

По формуле (5.17):

Годовые затраты:

тыс. руб.

По (5.19) для ВЛ:

Сведем результаты расчетов годовых приведенных затрат для варианта схемы внешнего электроснабжения напряжением 110 кВ в таблицу 5.5.

Таблица 5.5 - Годовые приведенные затраты для схемы 110кВ

Наимен. оборуд.	Ед. измер.	Кол-во	Стоим. ед., тыс, руб.	K, тыс. руб.	E	K•E,	ДW,	Cэ,
1. Ячейка выклюю чателя	шт.	4	29 038,86	116 155,40	0,213	24 741,11	-	-
2. Ячейка трансфор матора	шт.	2	24 475,61	48 951,22	0,213	10 426,61	498 517,4	1824,57
3.ВЛ 110 кВ	км	5	6 597,73	32 988,65	0,152	5 014,27	57 271,9	209,62
Итого						40 181,99	555 789,3	2034,19

По формуле (5.24):

Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ представлена на рисунке 5.3.

5.2 Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 10 кВ

Схема РУ НН ЦРП - Одна секционированная выключателем система шин (10 (6) - 1).

1) Рассчитаем кабельную линию от районной подстанции энергосистемы до ЦРП предприятия. Нагрузка в начале линии находится по формуле (5.3):

Расчетный ток одной цепи линии 10 кВ находится аналогично по формуле (5.4):

Ток одной цепи кабельной линии в послеаварийном режиме определяется по формуле (5.5):

.

Рисунок 5.3 - Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ

Сечение проводов КЛ находим аналогично по формуле (5.6):

В качестве КЛ от районной подстанции энергосистемы до ЦРП предприятия принимает кабели 2xПвБВнг(А) - LS, с сечением Параметры кабеля: длительно допустимый ток I_Д=562 А; удельные активное и индуктивное сопротивления: r₀=0,077 Ом/км; x₀=0,075 Ом/км.

Кабель должен быть проверен по нагреву в послеаварийном режиме по формуле (5.7):

.

По [2, табл. 21.4] выбираем максимально близкое к экономическому .

Произведем проверку кабелей 10 кВ по условию термической стойкости к току КЗ. При этом термически стойкое сечение кабеля находится по формуле:

где - импульс квадратичного тока КЗ;

- термическая функция,

Выбранное нами сечение больше термически устойчивого.

Потери активной энергии в кабелях за год по формуле (5.8):

Потеря напряжения в кабельной линии проверяется по условию:

 (5.26)

где и - расчетные активная и индуктивная нагрузки на кабельную линию;

и - удельные активное и индуктивное сопротивления кабеля принимаем согласно;

- длина кабельной линии, км,

2) Рассчитаем тока короткого замыкания в начале отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы и на вводах ЦРП.

Схемы для расчета токов КЗ представлены на рисунке 5.4.

Рисунок 5.4 - Схемы для расчета токов КЗ

Согласно исходным данным, мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы 10 кВ S_С=200 МВА. Расчет токов КЗ будет производить в относительных единицах. Для этого примем в качестве базисных S_Б=1000 МВА, U_Б=10,5 кВ.

Сопротивление системы в относительных единицах по формуле (5.9):

Сопротивление кабельной линии находится по формуле (5.10):

Ток короткого замыкания точке 1 находится по формуле (5.11):

Ток КЗ в точке 2 находится по формуле (5.12):

Согласно [3, табл 2.45] для точек КЗ 1 и 2 соответственно: К_у1=1,72, К_у1=1,8;;

Ударный ток короткого замыкания находится по формуле (5.13):

3) Выберем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ЦРП. ЦРП предприятия планируется выполнить с помощью комплектное распределительное устройство 10 кВ наружной установки серии СЭЩ-59 [10]. К установке в качестве вводного выключателя намечается выключатель ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/1250 [10, табл. 2.1]. Проверим данный тип выключателя на возможность применения в качестве выключателей отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ЦРП, выбор и проверка выключателей производится по следующим параметрам, приведенным в таблице 5.6.

По формуле (5.15):

.

По [9, рис. 4.5] определяем, что , что допустимо для данного выключателя (номинальное относительное содержание апериодической составляющей не более 40%).

4) Определим годовые приведенные затраты варианта схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 10 кВ.

Аналогично, используя данные [12] будем производить расчет капитальных затрат по ячейкам выключателя, трансформатора и КЛ.

- Ячейка выключателя

Количество ячеек- 2 (2 выключателя на отходящих линиях подстанции энергосистемы, 2 выключателя на вводе ЦРП не учитываем, так как в первом варианте они тоже есть). Стоимость ячейки вакуумного выключателя согласно [12] - К_справ=150 тыс. руб.

По формуле (5.18):

Аналогично выключателям 110 кВ:

;;

Таким образом, годовые затраты:

тыс. руб.

- КЛ 10кВ

Длина КЛ- 1 км. Стоимость строительства одного километра КЛ напряжением 10 кВ согласно [12],

По (5.18):

Аналогично ВЛ 110 кВ:

;;.

Годовые затраты:

По (3.11) и (5.19) для КЛ 10 кВ:

Для расчета ущерба от перерывов электроснабжения нарисуем схему сети 10кВ, с обозначением элементов надежность которых следует учесть, схема приведена на рисунке 5.5, данные по надежности элементов в таблице 5.6.

Таблица 5.6 - Показатели надежности элементов

№ эл-та	Аварийные отключения	Плановые отключения
1	0,01	10,5	1/5	24
2	0,075	16	1	2
3	0,01	10,5	1/5	24

Выбор выключателей сведем в таблицу 5.7.

Таблица 5.7 - Выбор и проверка выключателей

Условия выбора	Расчетные параметры сети	Каталожные данные ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/1250
	Выключатель отходящей линии подстанции энергосистемы	Выключатель на вводе ЦРП
По номинальному напряжению	Uc = 10,00 кВ	Uн= 10 кВ
		Iн = 1250 А
По номинальному току электродинамической стойкости:
а) симметричному
б) асимметричному
По номинальному току отключения:
а) симметричному
б) асимметричному
По номинальному импульсу квадратичного тока

Рисунок 5.5 - Схема для расчета ущерба от перерыва электроснабжения



Так как входящие в расчетные формулы для определения продолжительности совместных простоев представляют собой средние продолжительности одного ремонта, то их значения найдем по выражениям:

где - среднее время одного вынужденного (аварийного) или послеаварийного простоя;

- среднее время одного планового простоя:

По формулам (5.18-5.21):

Оценим ущерб по формуле (5.22) и (5.23):

Годовой ущерб обусловленный полным гашением ГПП:

Стоимость электроэнергии потребленной за год рассчитывается по формуле:

Сведем результаты расчетов годовых приведенных затрат для варианта схемы внешнего электроснабжения напряжением 10 кВ в таблицу 5.3

Таблица 5.3 - Годовые приведенные затраты для схемы 10кВ

Наименование оборудования	Единица измерения	Кол-во	Стоимость единицы, тыс. руб.	K, тыс. руб.	E	K•E,	ДW,	Cэ,
1. Ячейка выключателя	шт.	2	661,98	1323,96	0,213	282,00	-	-
2. КЛ 10 кВ	км	4	15583,00	62332,00	0,152	9474,47	127640	739,04
Итого						9756,47	127640	739,04

По формуле (5.16):

.

Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 10 кВ представлена на рисунке 5.6.

Рисунок 5.6 - Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 10 кВ

5.3 Выберем оптимальный вариант схемы внешнего электроснабжения предприятия

Приведенные затраты на вариант схемы внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ равняются . В свою очередь приведенные затраты на вариант с напряжением сети 10 кВ равняются . Исходя значительного превышения приведенных годовых затрат в варианте схемы внешнего электроснабжения с напряжением сети 10 кВ по сравнению с приведенными годовыми затратами варианта схемы внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ, и учитывая дополнительные затраты которые будет нести предприятие из-за того что цены на э/э на напряжении 10кВ выше чем на напряжении 110кВ, к исполнению принимаем вариант схемы внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ.

6. Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения предприятия, расчет питающих линий

6.1 Выбор напряжения

Поскольку в исходных данных нет никакой информации о наличии высоковольтных электроприемников с номинальным напряжением 6 кВ, в качестве напряжения схемы внутреннего электроснабжения принимаем 10 кВ.

6.2 Построение схемы электроснабжения

Согласно [6, 6.3.11, 6.3.11] к одной магистрали могут быть подключены до трех трансформаторов мощностью 1000 кВА или два трансформатора мощностью 1600 кВА. Обращая внимание на то, что при выборе цеховых ТП были выбраны трансформаторы с номинальными мощностями 160, 400, 1000, 2000 кВА, а также учитывая территориальное расположение цеховых ТП, принимаем, что ТП1 и ТП2; ТП5 и ТП6; ТП11 и ТП7 будут питаться по магистральной схеме, в остальных случаях предпочтительнее применить радиальную схему, так как применение магистральной схемы не приведет к существенному удешевлению, но усложнит выбор релейной защиты и несколько снизит надежность.

Учитывая технологическую необходимость оперативного управления высоковольтными электродвигателями в цехах 4, 8 (водонасосная, компрессорная соответственно), в данных цехах устанавливаем распределительные подстанции РП 1 (цех №4), РП2 (цех №8).

Разработанная схема электроснабжения предприятия на напряжении 10 кВ представлена на рисунке 6.1.

6.3 Конструктивное выполнение электрической сети

Согласно исходным данным грунт предприятия обладает низкой коррозионной активностью, присутствуют блуждающие токи в грунте, а также колебания и растягивающие усилия. При применении кабелей с пропитанной бумажной изоляцией для прокладки в траншее при наличии вышеперечисленных условий рекомендуется прокладка кабелей марки ААП2лУ- с алюминиевыми жилами и алюминиевой оболочкой, броня из оцинкованных плоских проволок, поверх которых наложен защитный покров, в подушке под броней имеется 2 слоя из пластмассовых лент, усовершенствованная бумажная изоляция. На участках кабельных линий, проходящих по цехам, кабели проложены в лотках.

Рисунок 6.1 - Схема электроснабжения предприятия на напряжении 10 кВ6.4 Расчет питающих линий

Расчетный ток кабельной линии в нормальном режиме находится по формуле:



где - мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме, берем из раздела 3;

- номинальное напряжение сети.

Сечение кабельной линии по формуле:

где - экономическая плотность тока,

По [2, табл. 21.4] выбираем максимально близкое к экономическому . Далее принимаем длительно допустимый ток по наихудшим условиям прокладки. Длительно допустимый ток с учетом условий прокладки определяется по формуле:

где - поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей;

- поправочный коэффициент на температуру среды, в которой проложен кабель. Согласно исходным данным, наивысшая температура окружающего воздуха равно 27,3 ^оС. Для нормированной температуры жил, используя линейную интерполяцию, получим: ;

- число запараллеленных кабелей в кабельной линии.

Допустимая перегрузка кабеля в послеаварийном режиме определяется по условию:



где - коэффициент перегрузки, который определяется по [14, табл. 21.1], в зависимости от коэффициента предварительной загрузки;

- нагрузка на КЛ в послеаварийном режиме.

Потеря напряжения в кабельной линии проверяется по условию (5.26).

Результаты выбора кабельных линий приведены в таблице 6.1.

Выводы по разделу шесть

Произвели выбор напряжения схемы внутреннего электроснабжения 10 кВ. Разработали схему электроснабжения предприятия. С учетом условий прокладки выбрали кабели марки ААП2лУ. Рассчитали кабельные линии на напряжении 10кВ и 0,4кВ, проверили их по допустимому току в послеаварийном режиме и падению напряжения.

7. Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов КЗ в дипломном проекте производится с помощью метода типовых кривых.

Для расчета токов КЗ составляется исходная расчетная электрическая схема, на которой показываются источники питания точек КЗ (энергосистема, синхронные и асинхронные двигатели и т.п.), расчетные точки КЗ и связи между ними (воздушные, кабельные линии и т.п.). При выборе расчетной схемы для определения токов КЗ должны рассматриваться вероятные режимы, при которых воздействие токов КЗ на СЭС является наиболее тяжелым. Таким характерным режимом СЭС ПП является состояние схемы электроснабжения, когда одна из кабельных линий питающих ГПП отключена для проведения профилактических мероприятий или аварийного ремонта и включены секционные выключатели в РУ ГПП 10 кВ. Для выбора электрооборудования в дипломном проекте проводится расчет токов КЗ в следующих точках:

1) К₁ и К₂ - в схеме внешнего электроснабжения;

2) К₃ - в РУ 10 кВ ГПП;

3) К₄ - в электрической сети цеха, для которого был подробно проведен расчет нагрузок (ТП3 - МЦ).

Учитывая вышесказанное, была составлена принципиальная электрическая схема СЭС ПП, на которой показаны вышеназванные элементы, представленная на рисунке 7.1.



Рисунок 7.1 - Принципиальная схема СЭС

При определении токов КЗ в точках К₁ и К₂ подпитку от высоковольтных синхронных и асинхронных двигателей, установленных на стороне низшего напряжения ГПП по схеме, учитывать не будем. Поэтому значение периодической составляющей токов КЗ и ударных токов в точках К₁ и К₂ можно принять из расчета, проведенного в подразделе 5.2:

Мощность КЗ в точке К₁ S_к1=S_С=3000 МВА. Мощность КЗ в любой точке КЗ находится по формуле:

где - среднее номинальное значение ступени напряжения точки КЗ. Для точек К₁ и К₂: .

Для точки К₂:

Для нахождения тока КЗ в точке К₃ составляется схема замещения. Для этого примем в качестве базисных S_Б=1000 МВА, U_Б=10,5 кВ.

Принимаем следующие сверхпереходные ЭДС, выраженные в относительных единицах, приведенных к базисным условиям:

1) Для энергосистемы ;

2) Для синхронных двигателей ;

3) Для асинхронных двигателей .

Для расчета сверхпереходных сопротивлений, выраженных в относительных единицах, приведенных к базисным условиям, выберем для установки следующие высоковольтные электродвигатели:

1) Асинхронные двигатели: ДАЗО4-450УК-8Д с номинальной мощностью P_ном = 400 кВт и кратностью пускового тока КПД=94,4%;

2) Синхронные двигатели установленные в компрессорной станции: СТД-1600-2 с номинальной мощностью P_ном = 1600 кВт и сверхпереходным сопротивлением по продольной оси [3, табл. 2.48]; КПД=96,4%;

3) Синхронные двигатели установленные в котельной: СТД-630-2 с номинальной мощностью P_ном = 630 кВт и сверхпереходным сопротивлением по продольной оси [8, табл. 2.48]; КПД=95,3%.

Определим сверхпереходные сопротивления для элементов схемы:

1) Энергосистема. По формуле (5.9):

2) ВЛ 110 кВ, согласно [3, табл. 2.41]:

где - среднее номинальное значение напряжения ступени, на которой находится ВЛ, ;

3) Трансформатор ТДН-16000/110, согласно [8, табл. 2.41]:

где - напряжение короткого замыкания трансформатора ТДН-16000/110. Согласно таблице 5.1 ;

- номинальная мощность трансформатора,

4) Асинхронные двигатели ДАЗО4-450УК-8Д. Согласно [3, табл. 2.41] для синхронного двигателя:



5) Синхронные двигатели СТД-1600-2. Согласно [3, табл. 2.41] для синхронного двигателя:

6) Синхронные двигатели СТД-630-2. Согласно [8, табл. 2.41] для синхронного двигателя:

7) Кабельные линии. Для кабельных линий сверхпереходное сопротивление находится по формуле (5.9), результаты расчета сведены в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 - Расчет сверхпереходного сопротивления для КЛ

Начало и конец КЛ	Номер сверхпереходного сопротивления	l, км	x0, Ом/км
ГПП-РП1	7	0,20	0,090	0,16
РП1-АД1 (2,3,4)	8	0,05	0,113	0,05
ГПП-РП2	9	0,29	0,081	0,21
РП2-СД1 (2,3,4)	10	0,07	0,090	0,06
ГПП-СД5 (6)	11	0,13	0,095	0,11

На рисунке 7.2 представлена схема замещения для расчета тока КЗ в точке К₃.

Рисунок 7.2 - Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К₃

На рисунке 7.3 показана преобразованная схема замещения, в которой суммированы все последовательно соединенные сопротивления.



Рисунок 7.3- Преобразованная схема для расчета тока КЗ в точке К₃

Параллельные ветви 13 14, и 15 могут быть преобразованы в эквивалентные с помощью формул [3, табл. 2.43]:

где , , , - соответствующие ЭДС и сопротивления первой и второй ветви соответственно.

Соответствующим образом преобразованная схема замещения представлена на рисунке 7.4.

Рисунок 7.4 - Преобразованная схема для расчета тока КЗ в точке К₃

Дальнейшие аналогичные преобразования показаны на рисунке 7.5

Рисунок 7.5 - Преобразованная схема для расчета тока КЗ в точке К₃

Начальное действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ находится по формуле:

где - начальное значение тока КЗ, создаваемая i-й ветвью, выраженное в относительных единицах;

- базисное значение тока. Для точки К₃:

Действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в точке К₃ для любого момента времени можно определить по формуле [3, 2.19]:

где - для энергосистемы ; Для электродвигателей определяется в зависимости от удаленности КЗ от выводов двигателя по графикам [3, рис. 2.23, 2.24],

Значение апериодической составляющей тока КЗ в произвольный момент времени находится по формуле:

(7.1)

где - значение апериодической составляющей тока КЗ, создаваемая i-й ветвью, которое находится по формуле:

(7.2)

где - постоянная времени затухания апериодической составляющей. Для энергосистемы в точке K₃ [3, табл. 2.45].

Для асинхронного двигателя серии ДАЗО [3, табл. 2.46].

Для синхронного двигателя СТД-1600-2 согласно [3, табл. 2.48] .

Для синхронного двигателя СТД-630-2 согласно [3, табл. 2.48] .

По формулам (7.1) и (7.2) значение апериодической составляющей тока КЗ в точке К₃ равняется:

Значение ударного тока в точке К₃ находится по формуле [3, 2.19]:

(7.3)

где - ударный ток, создаваемый i-й ветвью, который определяется по формуле:

(7.4)

Удаленность от точки К₃:

а) Асинхронных двигателей:

б) Синхронных двигателей СТД-1600-2:



в) Синхронных двигателей СТД-630-2:

По формулам (7.3) и (7.4) для точки К₃:

Мощность КЗ в точке К₃:

При определении тока КЗ в точке К₄ в качестве источника рассматривается только энергосистема, а подпитка от электродвигателей напряжением 10 кВ не учитывается.

Для расчета тока КЗ на выводах НН трансформатора ТП4 посчитаем:

1) Индуктивное сопротивление КЛ ГПП-ТП4:

2) Индуктивное сопротивление сети от энергосистемы до шин 10 кВ ГПП:

а) Сопротивление энергосистемы, приведенное к стороне 10 кВ [15, с. 64]:

 (7.5)

б) Сопротивление ВЛ 110 кВ, приведенное к стороне 10кВ:

в) Сопротивление трансформатора ГПП, приведенное к стороне НН:

г) Индуктивное сопротивление сети от энергосистемы до шин 10 кВ ГПП:

,

.

3) Индуктивное сопротивление сети от энергосистемы до вводов ВН трансформаторов ТП4:

.

4) Мощность короткого замыкания на вводах ВН ТП4:

5) Индуктивное сопротивление сети, приведенное к ступени 0,4 кВ, по (7.5):

6) Активное, индуктивное и полное сопротивление трансформатора ТП4, данные для расчета берем из таблицы 3.1:



7) Суммарное полное сопротивление сети от энергосистемы до шин НН ТП5:

8) Ток КЗ в точке К₄ [15, с. 62]:

9) Апериодическая составляющая тока КЗ в произвольный момент времени находится по формуле [15, с. 63]:

(7.6)

где - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с, равная:

(7.7)

где - соответственно результирующее активное и индуктивное сопротивления.

- синхронная угловая частота напряжения сети.

По (7.7):

По (7.6):

10) Ударный ток в точке К₄ может быть найден по формуле:

(7.8)

где - угол сдвига по фазе напряжения и периодической составляющей тока КЗ:

- время от начала КЗ до появления ударного тока:

По (7.8):

11) Мощность КЗ в точке К₄ по формуле (7.1):

Сведем результаты расчетов в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 - Токи короткого замыкания

Точка	Uср.ном, кВ	Токи, кА	SКЗ, МВА
		Iп0	Iпt	iуд
К1	115,0	15,213	15,213	37,00	3000,00
К2	115,0	10,080	10,080	25,66	2007,79
К3	10,5	12,910		29,40	234,79
К4	0,4	12,155	12,155	24,40	8,42

Для оценки теплового импульса воздействия тока КЗ на отдельные элементы СЭС ПП необходимо найти время отключения КЗ. С этой целью на рисунке 7.6 построена диаграмма селективности действия максимальной токовой защиты. Считается, что автоматические выключатели смежных ступеней СЭС имеют ступень селективности 0,1 с, выключатели 10 кВ - 0,3 с, предохранители 10 кВ - 0,5 с.



Рисунок 7.6 - Электрическая схема с указанием уставок РЗ

8. Выбор электрооборудования СЭС промышленного предприятия

Выбор основного электрооборудования схемы внешнего электроснабжения был произведен в разделе 5. В этом разделе будет произведен выбор электрооборудования остального электрооборудования.

1) Произведем выбор токопровода, соединяющего трансформаторы ГПП с ячейками РУ НН ГПП. Токопровод 6,10 кВ выбирается по номинальному напряжению, току утяжеленного режима, а также электродинамической и термической стойкости к токам КЗ.

К установке планируется комплектный токопровод типа ТЗК-10-1600-61 УХЛ1 [16, 2.3], проверка представлена в таблице 8.1.

Таблица 8.1 - Выбор и проверка токопровода

Условия выбора	Расчетные параметры сети	Каталожные данные ТЗК-10-1600-61УХЛ1
По номинальному напряжению	Uc = 10,0 кВ	Uн= 10,0 кВ
		Iн = 1600,0 А
По номинальному току электродинамической стойкости
По номинальному импульсу квадратичного тока

2) Согласно [10, 7.4.2] при выполнении ГПП предприятия с помощью принятой ранее КТП-СЭЩ Б(М) в качестве РУ НН ГПП может быть использовано комплектное распределительное устройство 10 кВ наружной установки серии СЭЩ-59 У1. ячейки КРУ выбирается по номинальному напряжению, номинальному току и току утяжеленного режима, электродинамической и термической стойкости к токам КЗ. Поскольку по перечисленным параметрам также проверяются и выключатели, установленные в КРУ, проверка ячеек КРУ будет осуществлена совместно с выбором выключателей.

3) К установке в качестве вводного выключателя РУ НН ГПП намечается выключатель ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/1600 [17, табл. 2.1]. Проверка выключателей производится по номинальному напряжению, номинальному току, току утяжеленного режима, по стойкости к электродинамическому и термическому действию тока КЗ, по отключающей способности. При его проверке по номинальному току используется формула:

(8.1)

Результаты выбора выключателя сведены в таблицу 8.2. Коэффициенты и приняты по [3, рис. 2.23, 2.24] для

Таблица 8.2 - Выбор и проверка вводного выключателя РУ НН ГПП

Условия выбора	Расчетные параметры сети	Каталожные данные ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/1600
По номинальному напряжению	Uc = 10,0 кВ	Uн= 10,0 кВ
		Iн = 1600,0 А
По номинальному току электродинамической стойкости:
а) симметричному
б) асимметричному
По номинальному току отключения:
а) симметричному t=0,01+0,03=0,04 c
б) асимметричному
По номинальному импульсу квадратичного тока:

2) Согласно [14] трансформаторы тока выбираются по номинальному напряжению, номинальному току, току утяжеленного режима, электродинамической и термической стойкости к действию тока КЗ, а также проверяются по работе в заданном классе точности (по допустимой вторичной нагрузке). В качестве трансформатора тока принимается к установке ТОЛ-СЭЩ-10-11-0,2s/0,5/10Р-5/10/15-1500/5 У2 [18]. Выбор трансформатора тока, установленного в ячейке вводного выключателя РУ НН ГПП, произведен в таблице 8.3.

Таблица 8.3 - Выбор и проверка трансформатора тока

Условия выбора	Расчетные параметры сети	Каталожные данные ТОЛ-СЭЩ-10-11 0,2s /0,5 /10Р-5/10/15-1500/5 У2
По номинальному напряжению	Uc = 10,0 кВ	Uн= 10 кВ
		Iн = 1500 А
По номинальному току электродинамической стойкости
По номинальному импульсу квадратичного тока

На подстанциях 110 кВ на стороне НН трансформатора устанавливаются амперметр, счетчики активной и реактивной энергии. В качестве амперметра будем использовать цифровой многофункциональный электроизмерительный прибор ЩМ120. В качестве счетчика активной и реактивной энергии будем использовать счетчик ЕвроАЛЬФА EA02RTX-P3BN-3W. Схема подключения выбранных контрольно-измерительных приборов к обмоткам трансформатора тока приведена на рисунке 8.1.

Рисунок 8.1 - Схема подключения

Проверка по допустимой вторичной нагрузке приводится в таблице 8.4.

Таблица 8.4 - Проверка по допустимой вторичной нагрузке

Обмотка ТТ	Прибор	Тип прибора	Количество приборов	Потребляемая мощность, ВА
				фаза А	фаза B	фаза C
0,2s	PIK	EA02RTX	1	0,015	0,015	0,015
0,5	A	ЩМ120	1	0,100	0,100	0,100
Итого	0,115	0,115	0,115

Исходя из условного обозначения трансформатора тока ТОЛ-СЭЩ-10-11-0,2s/0,5/10Р-5/10/15-1500/5 У2 [18, 8] знаем, что максимально допустимая нагрузка S_2ном обмотки 0,2s составляет 5 ВА, а обмотки 0,5 - 10 ВА. Нормированная нагрузка для определенного класса точности обмотки ТТ находится по формуле:

(8.2)

где - номинальное значение тока вторичной обмотки ТТ, [18, 8].

По формуле (8.2):

1) Для обмотки 0,2s:

2) Для обмотки 0,5:

допустимое сопротивление соединительных проводов находится по формуле:

(8.3)

где - сопротивление подключенных к данной обмотке ТТ приборов, которое находится по формуле:

(8.4)

где - мощность, потребляемая подключенным к данной обмотке ТТ прибором;

- переходное сопротивление контактов, равное 0,05 Ом.

По формуле (8.4):

1) Для обмотки 0,2s:

2) Для обмотки 0,5:

По формуле (8.3):

1) Для обмотки 0,2s:

2) Для обмотки 0,5:

Допустимое сечение соединительных проводов может быть найдено по формуле:

(8.5)

где - удельное сопротивление материала провода. Поскольку в качестве соединительных выбираем медные провода, то ;

- расчётная длина соединительных поводов, учитывающая схемы включения приборов и обмоток трансформаторов тока. Для нашей схемы: , где l - длина соединительных проводов от обмотки трансформатора тока до приборов. Для линий 115 кВ к потребителям l=15 м. Таким образом .

По формуле (8.5):

1) Для обмотки 0,2s:

2) Для обмотки 0,5:

Для обмотки ТТ 0,2s выбираем соединительные провода с сечением 4 мм². По условию механической прочности для обмотки ТТ 0,5 выбираем соединительные провода с сечением 2,5 мм².

3) Выключатели нагрузки и предохранители устанавливаются на вводах цеховых ТП при питании последних по магистральным схемам. Рассмотрим выбор указанных аппаратов для ТП-1, на которой установлены два трансформатора типа ТМЗ-2000. Условия выбора, расчетные параметры сети и каталожные данные выключателя нагрузки и предохранителя представлены в таблицах 8.5 и 8.6 соответственно.

Таблица 8.5 - Выбор выключателей нагрузок

Условия выбора	Расчетные параметры сети	Каталожные данные ВНПзу-10/630-31,5
По номинальному напряжению	Uc = 10,0 кВ	Uн= 10,0 кВ
		Iн = 630,0 А
По номинальному току электродинамической стойкости
По номинальному импульсу квадратичного тока

Таблица 8.6 - Выбор предохранителей

Условия выбора	Расчетные параметры сети	Каталожные данные ПКТ 104-10-160-20 У3
По номинальному напряжению	Uc = 10,00 кВ	Uн= 10 кВ
		Iн = 630 А

4) Выбор остальных выключателей и трансформаторов тока произведем в таблице 8.7, также в таблице приведен выбор секционных выключателей и установленных в их ячейках трансформаторов тока. При этом учтено, что ток, протекающий через секционный выключатель ГПП в послеаварийном режиме (после отключения КЗ и включения секционного выключателя с помощью АВР), равен 0,7 от тока, протекающего через вводной выключатель в послеаварийном режиме [19, 17.3.3].

5) В начале перечисленных в таблице 8.7 (кроме секционных выключателей) кабельных линий устанавливаются трансформаторы тока нулевой последовательности ТЗЛМ-1 [17, табл. 2.2].

6) Произведем выбор трансформаторов напряжения, подключенных к секциям шин ГПП и РП.

В качестве трансформаторов напряжения, установленных на шинах 10 кВ, примем трансформаторы напряжения НАМИ-10-95УХЛ2 [17].

Трансформаторы напряжения выбираются по номинальному напряжению и проверяются по классу точности (по допустимой вторичной нагрузке). Как уже было сказано, на вводе ГПП установлен счетчик активной и реактивной энергии ЕвроАЛЬФА EA02RT. Согласно [20, табл. 4.11] на линиях 10 кВ, отходящих к потребителям устанавливаются, помимо амперметра, счетчики активной и реактивной энергии. На стороне НН трансформаторов собственных нужд устанавливаются счетчики активной энергии. Кроме того, на секциях шин 10 кВ необходимо установить вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений. Как и раньше, в качестве счетчиков энергии (активной или одновременно активной и реактивной энергии) будем использовать счетчики ЕвроАЛЬФА EA02RTX-P3BN-3W. В качестве вышеназванных вольтметров будем использовать цифровые электроизмерительные приборы ЩМ120.

Схема подключения вышеназванных приборов к вторичным обмоткам трансформатора напряжения секций шин ГПП представлена на рисунке 8.2.

Таблица 8.7 - Выбор выключателей и трансформаторов тока

Кабельные линии (начало и конец)	Uн, кВ	Iр, А	Iутяж, А	Iп0, кА	t3, c	iу, кА	Тип выключателя (выключателя нагрузки с предохранителем)	Тип трансформатора тока
ГПП-ТП1	10	165,91	331,83	12,91	1,1	29,4	ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 400/5
ГПП-ТП4		101,10	202,19		1,1		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 250/5
ГПП-ТП5		13,15	26,29		1,1		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5
ГПП-ТП11		27,29	54,59		1,1		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5
ГПП-ТП8		6,70	13,40		0,6		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5
ГПП-ТП9		6,83	13,66		0,6		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5
ГПП-ТП10		41,76	83,52		0,6		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 100/5
ГПП-ТП12		15,08	-		0,5		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5
ТП1		80,92	161,85		0,8		ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-200-20 У3	-
ТП2		80,92	161,85		0,8		ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-200-20 У3	-
ТП4		16,18	32,37		0,8		ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-40-20 У3	-
ТП3		80,92	161,85		0,8		ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-200-20 У3	-
ТП5		6,47	12,95		0,8		ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-20-20 У3	-
ТП6		6,47	12,95		0,8		ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-20-20 У3	-
ТП11		6,47	12,95		0,8		ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-20-20 У3	-
ТП7		16,18	32,37		0,8		ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-40-20 У3	-
ГПП-СД5 (6)		23,52	-		0,0		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5
ГПП-РП1		39,43	78,86		0,9		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 80/5
ГПП-РП2		164,22	328,45		0,9		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 400/5
РП1-АД1 (2,3,4)		19,71	-		0,0		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5
РП2-СД1 (2,3,4)		82,11	-		0,0		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 100/5
ГПП(секционный)		-	906,36		1,4		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/1000	ТОЛ-СЭЩ-10-11 1000/5
РП1 (секционный)		-	55,20		0,3		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5
РП2 (секционный)		-	229,91		0,3		ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 250/5

Рисунок 8.2 - Схема подключения приборов к вторичным обмоткам трансформатора напряжения секций шин ГПП

Произведем проверку трансформатора напряжения, установленных на шинах ГПП, по допустимой вторичной нагрузке в таблице 8.8.

Таблица 8.8 - Проверка трансформатора напряжения

Прибор	Тип прибора	Количество приборов	Потребляемая прибором мощность от трех фаз ТН, ВА	Суммарная потребляемая приборами данного типа мощность, ВА
PV	ЩМ-120	1	0,3	0,3
PIK	EA02RTX	12	4,0	48,0
PI	EA02RTX	1	4,0	4,0
Итого	52,3

Согласно [21, табл. 2] при работе основной вторичной обмотки данного ТН в классе точности 0,5 максимально допустимая трехфазная нагрузка составляет 200 ВА. Исходя из этого считаем, что выбранный трансформатор напряжения работает в заданном классе точности.

В качестве соединительных проводов выбираем медные провода сечением 2,5 мм^2.

На секциях шин РП также устанавливаем трансформаторы напряжения типа НАМИ-10-95УХЛ2.

7) Произведем выбор трансформаторов собственных нужд ГПП. Потребители собственных нужд подстанций делятся на ответственных и неответственных. Ответственными механизмами являются система охлаждения силовых трансформаторов, сети аварийного освещения, система пожаротушения, система подогрева приводов разъединителей и подогрева шкафов КРУ, система оперативного управления, связи и телемеханики. Кроме того, потребителями собственных нужд подстанции являются освещение, отопление, вентиляция ЗРУ, освещение ОРУ также относится к потребителям собственных нужд. Мощность трансформаторов собственных нужд должна выбираться в соответствии с нагрузками собственных нужд в разных режимах работы подстанции с учетом коэффициентов одновременности и загрузки, а также с учетом перегрузочной способности трансформаторов в послеаварийном режиме. Допустимо принимать мощность трансформатора собственных нужд, равной 0,5% от мощности силового трансформатора, так как производится расчет трансформаторов собственных нужд ГПП в качестве мощности силового трансформатора возьмем полную мощность всех цехов.

где S_тсн - мощность трансформатора собственных нужд, кВА;

- мощность силового трансформатора, кВА,

кВА.

Исходя из условий питания вспомогательных механизмов предприятия, выбираем трансформатор типа ТМГ-100/10У1.

,

А.

Трансформатор подключается к обмотке НН силовых трансформаторов ГПП через предохранители типа ПКТ-104-10-8-31,5 УЗ.

8) Произведем проверку кабелей 10 кВ по условию термической стойкости к току КЗ. При этом термически стойкое сечение кабеля находится по формуле:

где - импульс квадратичного тока КЗ;

- термическая функция.

Если сечение кабельной линии выбранной в подразделе 6.4, меньше то необходимо поднять сечение до термически стойкого.

9) Произведем выбор цеховых ТП, НРП и коммутационных аппаратов на стороне 0,4 кВ. Трансформаторы цеховых ТП были выбраны в разделе 3. Цеховые