Проект системы электроснабжения завода "Уральская кузница"

Размещено на http://www.allbest.ru/

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ТЕХНИЧЕСКИЙ ПАСПОРТ ПРОЕКТА

КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ

СРАВНЕНИЕ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ И ПЕРЕДОВЫХ ЗАРУБЕЖНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И РЕШЕНИЙ

1. РАСЧЕТ НАГРУЗОК ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ

1.1 Общие положения

1.2 Определение приведенного числа электроприемников

1.3 Расчет электрических нагрузок по электроремонтному цеху

1.4 Расчет электрических нагрузок по предприятию

1.5 Нагрузка группы цехов

1.6 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия

2. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ЧИСЛА, ТИПА И МОЩНОСТИ ЦЕЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ ПРЕДПРИЯТИЯ

3. ВЫБОР И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ, СХЕМЫ И НАПРЯЖЕНИЯ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

3.1 Выбор мощности трансформаторов ГПП и напряжения схемы внешнего электроснабжения

3.2 Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия

3.2.1 Вариант 35 кВ.

3.2.2 Вариант 110 кВ.

3.3 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения

3.4 Выбор трансформаторов тока на каждом присоединении

4. ВЫБОР ВЕЛИЧИНЫ НАПРЯЖЕНИЯ И СХЕМЫ ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ, РАСЧЕТ ПИТАЮЩЕЙ ЛИНИИ

4.1 Выбор величины напряжения

4.2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения

4.3 Конструктивное выполнение электрической сети

4.4 Расчет питающих линий

5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

6. ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ СЭС ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ

6.1 Выбор выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения

6.2 Проверка кабеля на термическую стойкость

6.3 Выбор оборудования высоковольтного распределительного пункта РП-1

6.4 Выбор токопроводов для трансформаторов собственных нужд

6.5 Выбор изоляторов

6.6 Выбор трансформатора собственных нужд

7. КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В СЭС ПРОМЫШЛЕНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ

8. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

9. РАСЧЕТ ЗАЩИТЫ ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ДВИГАТЕЛЯ И ПУСКОВОГО УСТРОЙСТВА

9.1 Расчет защиты высоковольтного синхронного двигателя СТД 3150-10

9.1.1 Защита от многофазных коротких замыканий

9.1.2 Защита от перегруза - МТЗ с выдержкой времени

9.1.3 Защита минимального напряжения

9.1.4 Защита от асинхронного режима

9.1.5 Защита от замыканий на землю

9.2 Расчет защиты пускового устройства УБПВД-С-10-500УХЛ4

9.2.1 Защита от многофазных коротких замыканий

9.2.2 Защита от токовых перегрузок

9.2.3 Защита от понижения питающего напряжения

9.2.4 Защита от повышения напряжения

9.2.5 Защита от затяжного пуска

9. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

9.1 Планировка и конструктивная часть ГПП

9.2 Средства защиты

9.3 Контроль изоляции

9.4 Расчет освещения ГПП

9.5 Пожарная безопасность

9.6 Защита ГПП от грозовых перенапряжений

9.7 Расчет заземления

9.8 Вентиляция помещения аккумуляторных батарей

9.9 Компенсация емкостных токов

10. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

10.1 Расчет временных параметров сетевого графика

10.1.1Составление индивидуального перечня работ и построение сетевого графика

10.1.2 Расчет ожидаемой продолжительности выполнения работ

10.1.3 Расчет параметров событий сетевого графика

10.1.4 Расчет параметров работ сетевого графика

10.1.5 Расчет параметров СГ в целом

10.2 РАСЧЕТ СТОИМОСТНЫХ ПАРАМЕТРОВ СЕТЕВОГО ГРАФИКА

10.2.1 Расчет трудоемкости работ

10.2.2 Расчет сметной стоимости работ

11. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ И УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ (СПЕЦИАЛЬНЫЙ ВОПРОС)

11.1 Общие сведения

11.2 Общее описание АСКУЭ системы «КАПС-МИУС»

11.3 Общее описание АСКУЭ с использованием программно-аппаратным комплексом (ПАК) «Корона-1»

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПРАВОЧНИК

ВВЕДЕНИЕ

Развитие промышленности и требования прогресса диктуют необходимость совершенствования промышленной электроэнергетики: создание экономичных надежных систем электроснабжения промышленных предприятий, автоматизированных систем управления электроустановками и технологическими процессами. Все это ставит большие задачи перед работниками проектных, монтажных и наладочных организаций, работающих в области электрификации промышленности.

Главными задачами проектирования и эксплуатации современных систем электроснабжения являются: правильное распределение электроэнергетики, обеспечение необходимой степени надежности электроснабжения, обеспечение необходимого качества электроэнергии на шинах подстанции, экономия электроэнергии и других материальных ресурсов.

Важным аспектом при проектировании систем электроснабжения становится экономия электроэнергии, ввиду ограниченности энергоресурсов и их удорожания по мере использования, а также нехваткой мощностей электростанций из-за увеличения единичной мощности потребителей. Около 10-15% электроэнергии теряется при передаче от источника до приемника. Решить этот вопрос можно посредством увеличения напряжения сетей, как внешних, так и внутренних, обеспечения оптимального коэффициента загрузки трансформаторов, применения глубоких вводов, уменьшения уровней трансформации, равномерно распределения однофазных приемников по фазам, компенсация реактивной мощности непосредственно у потребителя.

Решение выше изложенных проблем, воплощение в жизнь перспективных направлений электроэнергетики является первоочередным в процессе разработки качественной и надежной системы электроснабжения, что в частности и отражает эта работа.

ТЕХНИЧЕСКИЙ ПАСПОРТ ПРОЕКТА

1. Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1 кВ - 24158кВт.

2. Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением выше 1 кВ -28910кВт, из них:

- синхронные двигатели:

7хСТД-630 кВт;

5хСТД-800 кВт;

1хСТД-1600 кВт;

6хСТД-3150 кВт.

3. Категория основных потребителей по надежности электроснабжения:

Потребители 2 категории:

- малый кузнечный участок;

- большой кузнечный участок;

- заготовительный участок;

- термический участок;

- цех обработки дисков;

- цех обработки штампов;

- энергетический цех;

- турбокомпрессорная.

Потребители 3 категории:

- склад готовых изделий;

- электроремонтный цех;

- ремонтно-механический цех;

-заводоуправление.

4. Полная расчетная мощность на шинах главной понизительной подстанции: 34307 кВА.

5. Коэффициент реактивной мощности:

- заданный энергосистемой - 0,5;

- расчетный - 0.

6. Напряжение внешнего электроснабжения: 110 кВ.

7. Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме 2866,3 МВА, тип и сечение питающих линий; ВЛ-110 провод: АС-70/11.

8. Расстояние от предприятия до питающей подстанции “Мисяш”: 6 км.

9. Количество, тип и мощность трансформаторов ГПП: 2хТРДН - 25000/110/10

10. Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия: 10кВ.

11. Тип принятых ячеек распределительного устройства ГПП

- ЗРУ ГПП: ячейки К-105-10-31,5У3.

- РП: ячейки К-105-10-31,5У3.

12. Количество цеховых трансформаторных подстанций - 11

13. Тип, мощность и количество трансформаторов цеховых ТП:

- ТМЗ - 1600 кВА - 4 шт.;

- ТМЗ - 630 кВА - 2 шт.;

- ТМЗ - 400 кВА - 2 шт.;

- ТМЗ - 160 кВА - 3 шт.

14. Количество низковольтных распределительных пунктов: 1

15. Тип и сечение кабельных линий:

- 10 кВ - ААШвУ сечением от 3х35 до 3х185 мм²;

- 0,4 кВ - ААШвУ сечением 4х185.

КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ

Открытое акционерное общество “Уральская кузница” (далее предприятие) основан 15 марта 1942 года. Предприятие является крупнейшим в России производителем штамповок из легированных сталей, жаропрочных и титановых сплавов. Предприятие расположено на восточной окраине города Чебаркуля Челябинской области.

В настоящее время предприятие выпускает:

- штамповки фланцев в обточенном состоянии, из углеродистых и нержавеющих сталей;

- штамповки крюков грузоподъемностью от 2,5 до 50 тон;

- штамповочные оси грузовых вагонов железнодорожного состава;

- штамповочные оси локомотивов подвижного состава;

- оси трамвайных вагонов;

- бандажи колес трамвайных вагонов;

- крышки шаровых запорных кранов для газо- и нефтепроводов;

- штамповки дисков компрессоров и турбин авиадвигателей;

- штамповки для аэрокосмического комплекса;

- штамповки коленвалов для автотракторной промышленности, судовых двигателей, компрессоров с массой от 3 до 800 кг (в том числе и на экспорт), штамповки шатунов этих же назначений с массой от 1,5 до 450 кг;

- цельнокатаные кольца;

- штамповки долотьев для золотодобывающей промышленности;

- штамповки кулачковых валов, шестерен, валиков, звездочек, крышек и др.

Штамповки проходят испытание механических свойств при обычных и повышенных температурах, люминесцентным контролем поверхности, ультразвуковым контролем структуры.

Основными потребителями продукции предприятия являются предприятия практически всех отраслей машиностроения. Кроме этого, продукция предприятия широко реализуется на внешних рынках не только в странах ближнего зарубежья, но и в США, Словакии, Югославии, КНР, Индии, Болгарии, Германии.

Климатическая характеристика района:

- район по толщине стенки гололеда II,

- район по скоростному напору ветра II,

- средняя максимальная температура воздуха-22,6С,

- средняя максимальная температура грунта-14,2С,

- коррозионная активность грунта средняя.

Характеристика электроприемников предприятия:

- потребляемый ток переменный, промышленной частоты;

- годовое число часов использование максимума нагрузки 4355ч.

Стоимость электроэнергии по двух ставочному тарифу для 110кВ:

основная ставка- 218,58 руб./кВт в месяц;

дополнительная ставка- 1,153 руб./кВт ч.

СРАВНЕНИЕ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ И ПЕРЕДОВЫХ ЗАРУБЕЖНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И РЕШЕНИЙ

Автоматические выключатели (автоматы) -- наиболее широко известные и привычные защитные устройства. Предназначены для предохранения цепи от короткого замыкания и перегрузок по току. Они пришли на смену перегорающим «пробкам» -- одноразовым предохранителям -- лет 20-30 назад. Сегодня автоматы снабжены специальным механизмом -- расцепителем, который непосредственно воздействует на исполнительный механизм выключателя и размыкает электрическую цепь.

Все автоматические выключатели применяются либо для бытового назначения, либо для промышленных целей (общего и специального назначения).

Большинство представленных на российском рынке современных бытовых автоматических выключателей -- комбинированные. Они имеют электромагнитный и тепловой расцепитель и могут одновременно защищать и от перегрузок сети, и от коротких замыканий (КЗ). Электромагнитный расцепитель (на базе электромагнита) способен защитить цепь от короткого замыкания, когда ток мгновенно возрастает до критических значений, в 5-10 раз (категория С) превышающих номинальные показатели. Автомат при этом должен отключить цепь за время порядка 0,01 секунды. Тепловой расцепитель имеет, например, биметаллическую пластину, изменяющую свою форму при нагреве. Этот элемент предупреждает критические перегрузки, сопровождающиеся значительным разогревом проводников, изоляция которых может воспламениться. Автомат с таким механизмом при нагрузке, превышающей номинальное значение на 13%, должен отключить цепь в течение часа.

Аналогичные процессы происходят и в промышленных цепях, где уровень коммутируемых токов может достигать десятки и сотни килоампер. В таких защитных автоматах используются и более сложные расцепители (полупроводниковые, микропроцессорные), применяются системы токоограничения и селективности.

Повышение требований к электро и пожаробезопасности вызвало резкий спрос на устройства защитного отключения (УЗО). УЗО -- это быстродействующий автоматический выключатель, реагирующий на дифференциальный ток (ток утечки) в проводниках, подводящих электроэнергию к защищаемой электроустановке.

Рынок отечественных УЗО слаборазвит и пока не может конкурировать с зарубежными аналогами.

При правильной эксплуатации автоматические выключатели должны служить 15-20 лет. С другой стороны потребность в автоматах постоянно растет из-за ввода в действие новых промышленных и бытовых объектов.

Особенности выключателей ВА57-35.

Трехполюсные автоматические выключатели типа ВА57 предназначены для применения в электрических цепях с напряжением 400/690В переменного тока частотой 50 и 60 Гц, их защиты от токов короткого замыкания, токов перегрузки, недопустимых снижений напряжения, а также для нечастых оперативных включений и отключений.

Номинальные токи выключателей до 630 А.

Отключающая способность - до 40 кА.

Широкий диапазон установок электромагнитных расцепителей.

Вспомогательные контакты (ВК) и вспомогательные контакты сигнализации (ВКС) автоматического отключения.

Независимый расцепитель (НР).

Расцепители минимального (PMН) и нулевого напряжения (PНН).

Кнопка тестирования механизма свободного расцепления.

Ручной дистанционный привод для оперирования через дверь.

Технические характеристики автоматического выключателя DPX - Legrand от 16 до 1600 A.

Существует возможность координировать различные типы автоматических выключателей. Магнитотермические автоматические выключатели: серия DPX от 16 до 1250 A, включают защиту от перегрузок переменного и постоянного тока и от коротких замыканий. Все автоматические выключатели имеют возможность регулирования термической установки. Порог магнитной установки можно регулировать на моделях DPX250, 400 и 1250.

Электронные автоматические выключатели: от 160 до 1600 A, включают больше защитных функций и более широкие диапазоны регулирования тока и времени отключения. Также в них предусматриваются функции сигнализации, измерения и связи и эксплуатируются они только при переменном токе.

Таблица 1-Электрические параметры автоматического выключателя DPX250

Электрические характеристики DPX250	Показатели
Максимальное рабочее напряжение, В	690AC, 250DC
Номинальный ток, A	25, 40, 63, 100, 160, 250
Отключающая способность, kA	36, 70, 100
Термическая установка	(0,64...1)In
Магнитная установка	(3,5...10)In
Клеммы для кабеля	150мм2
Полюса	3Р 4Р 3P+N/2

1. РАСЧЕТ НАГРУЗОК ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ

1.1 Общие положения

Электрические нагрузки систем электроснабжения определяют для выбора числа и мощности силовых трансформаторов, мощности и места подключения компенсирующих устройств, выбора и проверки токоведущих элементов по условию допустимого нагрева, расчета потерь и колебаний напряжения и выбора защиты.

Определение расчетной нагрузки на разных ступенях системы электроснабжения предприятия проводим по методу упорядоченных диаграмм. Расчетная активная нагрузка группы трехфазных электроприемников на всех ступенях питающих и распределительных сетей находим по средней нагрузке и коэффициенту максимума.

, (1)

где К_ра - расчетный коэффициент по активной мощности [1];

К_иа - коэффициент использования по активной мощности [1];

Р_ном- номинальная активная мощность i-го приемника, кВт.

Расчетная реактивная мощность определяется по формуле:

, (2)

где - коэффициент реактивной мощности i-го электроприемника [2];

К_рр - расчетный коэффициент реактивной мощности группы электроприемников, определяющиеся величиной n_э [1];

n_э - эффективное число электроприемников.

При n_э ? 10, то К_рр=1,1, при n_э > 10, то К_рр=1.

Полная расчетная нагрузка группы трехфазных электроприемников определяется из выражения:

. (3)

Расчетный ток:

. (4)

Расчетная нагрузка осветительных электроприемников определяется по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной поверхности пола с учетом коэффициента спроса:

, (5)

где K_со - коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки [3];

P_уо - удельная осветительная нагрузка на 1 м² производственной поверхности [3];

F - поверхность пола цеха м² .

Данные о К_иа, cosц как отдельных электроприемников, так и для характерных групп электроприемников по отраслям промышленности, производится в справочнике.

1.2 Определение приведенного числа электроприемников

При расчетах электрических нагрузок, пользуются следующими выражениями для определения эффективного числа электроприемников.

При К_иа<0.2 (6)

При К_иа>0.2 (7)

где P_ном.max - номинальная мощность самого мощного электроприемника в группе (цехе).

Под n_э понимается такое число одинаковых по режиму работы мощности электроприемников, которая обуславливает то же значение расчетного максимума, что и группа различных по мощности и режиму работы электроприемников.

1.3 Расчет электрических нагрузок по электроремонтному цеху

Рассмотрим расчет электрических нагрузок по цеху на примере электроремонтного цеха. Для расчета электрических нагрузок на различных ступенях СЭС цеха используется таблица 2.Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену для каждого электроприемника или группы электроприемников определяется по формуле:

. (8)

Среднее значение коэффициента использования:

(9)

Среднее значение :

(10)

Расчетная активная и реактивная нагрузка для 2-го уровня определяется из формул (1) и (2).

Вычисляются для цеха значения коэффициентов К_иа, tg ц, cos ц , а также полная расчетная мощность S_р и расчетный ток I_р цеха. Расчетные значения P_р и Q_р по цеху определяется из формул (1) и (2).

1.4 Расчет электрических нагрузок по предприятию

Расчет производится по укрупненным показателям, так как заданны суммарные установленные мощности электроприемников по цехам, но неизвестен их состав. Низковольтные и высоковольтные ЭП рассчитываются отдельно, результаты сводим в таблицу 3 и 4. Число n_э для большинства цехов находится в пределах от 5 до 50. Коэффициент использования К_и и cos ц выбирается в соответствии с группой цеха и характером нагрузки Расчетный коэффициент по активной и реактивной мощности равны.

Таблица 2 - Расчет электрических нагрузок электроремонтного цеха

Исходные данные	Расчетные величины	nэ	Кра	Расчетные мощности	Ip , А
По заданию технологов	Справочные	Pc, кВт	Qc, квар	n * Р2ном			Рр, кВт	Qp , квар	Sp кВА
Наименование Э.П.	Кол ЭП n	Ном. мощн. привед. к длит. реж., кВт	киа	соs ц
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
РП-1 Участок разборки двигателей.
1.Уст для мойки дел	1	5,5	5,5	0,4	0,65	2,2	2,57	30,25
2.Муфильная печь	1	3	3	0,7	0,95	2,1	0,67	9
3.Камера обдувки	1	11	11	0,4	0,7	4,4	4,49	121
4.Тепловая завеса	2	7	14	0,6	0,8	8,4	6,3	98
5.Пресс гидравлич.	1	4	4	0,2	0,65	0,8	0,93	16
6.Ст.настольн-свер.	1	1,5	1,5	0,18	0,65	0,27	0,31	2,25
Итого по РП-1	9		39	0,46		18,1	15,3	276,5	5,5	1,08	19,6	16,3	25,5	36,8
РП-2 Монтажный участок
7. Пресс гидравлич.	1	10	10	0,2	0,65	2	2,34	100
8.Нождак отрезной	1	4	4	0,24	0,65	0,96	1,12	16
9.Ст.вертикал-сверл	1	4	4	0,18	0,65	0,72	0,84	16
10.Ст.настольн-свер	1	2	2	0,18	0,65	0,36	1,5	4
Итого по РП-2	4		20	0,2		4,04	5,8	1600	2	3,39	13,56	13,56	19,18	27,7
РП-3 Участок механической обработки
11.Ст.настольн-свер	2	1	2	0,18	0,6	0,36	0,48	2
12.Ст.токарно-винт.	1	15	15	0,18	0,65	2,7	3,16	225
13.Ст.точил.-шлиф.	2	3	6	0,12	0,4	0,72	1,65	18
14.Ст.отрезной	1	1,5	1,5	0,13	0,45	0,19	0,38	2,25
15.Ст.консол.-фрез.	1	4	4	0,14	0,6	0,56	0,74	16
16.Ст.токарно-винт.	1	11	11	0,16	0,65	1,76	2,06	121
17.Ст.унивр-фрезер.	1	4	4	0,13	0,5	0,52	0,9	16
18.Листогибоч.маш.	1	10	10	0,18	0,65	1,8	2,1	100
19. Пресс ножницы	1	4	4	0,2	0,65	0,8	0,93	16

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
20. Пресс ножницы	1	17	17	0,2	0,65	3,4	3,97	289
21.Ст.попер.строгат	1	5,5	5,5	0,2	0,65	1,1	1,28	30,25
22. Пресс гидравл.	1	5,5	5,5	0,2	0,65	1,1	1,28	30,25
23.Нождак	1	1,5	1,5	0,13	0,5	0,19	0,33	2,25
Итого по РП-3	15		87	0,17		15,2	19,2	868	8,72	1,33	20,2	20,2	28,5	41,2
РП-4 Сборочный участок
24.Ст.обмоточный	1	5	5	0,18	0,65	0,9	1,05	25
25.Ст.настол.-сверл.	1	1,5	1,5	0,14	0,55	0,27	0,32	2,25
26.Каллориферы	6	4	24	0,7	0,8	16,8	12,6	96
Итого по РП-4	8		30,5	0,58		17,9	13,9	123,2	7,54	1,07	19,1	14,8	24,2	34,9
РП-5 Сварочная
27.Свароч. аппарат	3	4	12	0,4	0,5	4,8	8,3	48
28.Свароч. аппарат	2	9	18	0,4	0,5	7,2	12,4	162
29.Свароч. аппарат	2	12	24	0,4	0,5	9,6	16,6	288
30.Нождак	1	1,5	1,5	0,13	0,45	0,19	0,38	2,25
31.Ст.настол-сверл.	1	1,5	1,5	0,14	0,5	0,21	0,36	2,25
Итого по РП-5	9		57	0,38		22	38,1	502,5	6,46	1,11	24,4	40,4	47,2	68,1
РП-6 Покрасочная
32.Сушильная печь	1	9	9	0,55	0,7	4,95	5,05	81
33.Сушильная печь	1	12	12	0,5	0,7	6,6	6,73	144
34.Кран балка	1	7	7	0,25	0,5	1,75	3,03	49
35.Вентиляция	1	5	5	0,7	0,8	3,5	2,62	25
Итого по РП-6	4		33	0,5		16,8	17,4	299	3,64	1,21	20,3	18,8	27,7	39,9
РП-7 Участок изготовления проволоки
36.Печь эмалирован	1	35	35	0,7	0,96	24,5	7,1	1225
37.Печь обжига	1	10	10	0,7	0,96	7	2,03	100
38.Ст.валочный	1	1,5	1,5	0,13	0,5	0,19	0,33	2,25
39.Ст.для правки проволоки	1	1,5	1,5	0,14	0,55	0,21	0,32	2,25
40.Ст.размотачный	1	1,5	1,5	0,14	0,55	0,21	0,32	2,25
41.Ст.настол.-сверл.	1	1,5	1,5	0,13	0,5	0,19	0,33	2,25
Итого по РП-7	6		51	0,63		32,3	10,4	1334	1,95	1,02	33,1	11,7	35,1	50,6
Итого по Э.Р.Ц.	55		357	0,38	0,71	135	134	5299	24	0,85	115	139	180	260
Освещение Э.Р.Ц.			34,5	0,98	0,7						34	34
Всего с учетом освещения											149	173	228	330

1.5 Нагрузка группы цехов

Таблица 3 - Нагрузка группы цехов

Наименование цехов	Рном, кВт	nэ	Киа	cosц	Pс, кВт	Qс, квар	Kра
1	2	3	4	5	6	7	8
Нагрузка 0,4 кВ
1. Малая кузница	1441	32	0,5	0,85	720,5	446,7	0,8
2.Большая кузня	7828	40	0,6	0,85	4697	2912	0,85
3.Заготовительный участок	2140	25	0,5	0,85	1070	663,4	0,8
4.Термический участок	4524	20	0,6	0,9	2714,4	1303	0,9
5.Цех обработки дисков	3800	15	0,5	0,8	1900	1425	0,85
6.Э.Р.Ц.	357	24	0,38	0,71	135,6	135,6	0,85
7.Р.М.Ц.	1440	50	0,3	0,65	432	505,4	0,7
8.Склад готовых изделий	170	5	0,3	0,6	51	67,8	1
9.Цех обработки штампов	1668	23	0,5	0,85	834	517	0,85
10.Заводоуправление	270	4	0,4	0,65	108	126,3	1,06
11.Энергетический цех	270	20	0,8	0,85	216	134	0,85
12.Турбо компрессорная	250	12	0,8	0,85	200	124	0,9
Итого 0,4 кВ	24158				13078,5

Наименование цехов	Pр, кВт	Qр, квар	F, м2	Pуд. осв	tgц	Kосв	Pр. осв, кВт	Qр.осв, квар	Pр+Pр. осв, кВт	Qр+Qр.ос, квар	Sр, кВА
1	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19
1. Малая кузница	576,4	357,3	3744	0,02	1	0,85	63,6	63,6	640	420,9	766
2.Большая кузня	3992	2475	17712	0,02	1	0,85	301,1	301,1	4293	2776	5112
3.Заготовительнй участок	856	530,7	5832	0,02	1	0,85	99,1	99,1	955,1	629,8	1144
4.Термический участок	2443	1172	9072	0,02	1	0,85	154,2	154,2	2597,2	1327	2916
5.Цех обработки дисков	1615	1211	9504	0,02	1	0,9	171	171	1786	1382	2258
6.Э.Р.Ц.	115,2	115,2	1728	0,02	1	0,98	34	34	149,2	149,2	211
7.Р.М.Ц.	302,4	353,8	7776	0,025	1	0,85	165,2	165,2	467,6	519	698,6
8.Склад готовых изделий	51	67,8	4284	0,015	1	0,85	54,6	54,6	105,6	122,4	161,6
9.Цех обработки штампов	708,9	439,5	12096	0,02	1	0,85	205,6	205,6	914,5	645,1	1119
10.Заводоуправление	114,5	134	972	0,025	1	0,9	23,1	23,1	137,6	157,1	208,8
11.Энергетический цех	183,6	113,8	3024	0,015	1	0,85	38,5	38,5	222,1	152,3	269,3
12.Турбо компрессорная	180	111,6	1440	0,015	1	0,85	18,3	18,3	198,3	129,9	237
Итого 0,4 кВ	11138	7082	77184				1328,3	1328,3		8410
Освещение территории			769428	0,002	1	1	1538,8	1538,8

Таблица 4 - Нагрузка 10 кВ

Нагрузка 10 кВ	Рном, кВт	n,шт	Киа	cosц	Pс, кВт	Qс, квар	Kр	Pр, кВт	Qр, квар
Энергетический цех
1-6 СТД -630	3780	6	0,7	0,9	2646	-1270	1	2646	-1270
7-10 СТД -800	3200	4	0,7	0,9	2240	-1075	1	2240	-1075
Турбо компрессорная
11-16 СТД -3150	18900	6	0,8	0,9	15120	-7257,6	1	15120	-7257,6
19 СТД -1600	1600	1	0,75	0,9	1200	-576	1	1200	-576
Большая кузня
17 СТД-800	800	1	0,7	0,9	560	-264,8	1	560	-264,8
18 СТД-630	630	1	0,65	0,9	409,5	-196,6	1	409,5	-196,6
Итого 10 кВ	28910	19			22175,5	-10640		22175,5	-10640

1.6 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия

Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генплане окружности, центры которых совпадают с центрами цехов, а площади кругов пропорциональны расчетным активным нагрузкам. Каждый круг делится на секторы, площади которых пропорциональны расчетным активным нагрузкам электроприемников напряжением до 1000В, электроприемников напряжением выше 1000В и электрического освещения. Радиус окружности R и углы секторов для каждого вида нагрузки б_j цеха определяем по формулам:

, (11)

где m - масштаб принятый при построение картограммы нагрузок, кВт/мм².

Масштаб m определяется по формуле:

,(12)

где P_{p min} - минимальная мощность цеха.

кВт/мм²,

Определяем углы секторов окружности:

;(13)

; (14)

, (15)

где P_pi, P_p.H.i, P_p.B.i, P_p.осв.i - расчетные активные нагрузки соответственно всего цеха, электроприемников напряжением до 1000В, электроприемников напряжением выше 1000В и электрического освещения, кВт/мм².

Центр электрических нагрузок предприятия является символическим центром потребления электрической энергии (активной мощности) предприятия, координаты которого находим по формулам:

;(16)

, (17)

где x_i, y_i - координаты центра i - го цеха на плане предприятия, м.

Расчеты картограммы сводим в таблицу 5.

Место расположения главной понизительной подстанции выбрано с координатами исходя из следующих условий:

- центра электрических нагрузок;

- площади необходимой для размещения ГПП;

- розы ветров;

- рельефа местности;

- наличия коридоров для прокладки воздушных и кабельных линий с учетом охранной зоны.

Таблица 5 - Картограмма нагрузок

Наименование цехов	Pp , кВт	Рр н, кВт	Рр.в, кВт	Рр осв, кВт	Х, м	Y, м	R, мм	б н, град	б в, град	б осв, град
1. Малая кузница	640	576,4	-	63,6	385	191	20,2	324	0	36
2.Большая кузня	5262,6	3992	969,5	301,1	405	238	57,9	273,1	66,3	20,6
3.Заготов-ый участок	955,1	856	-	99,1	325	226	24,7	322,6	0	37,4
4.Термический участок	2597,2	2443	-	154,2	510	238	40,7	338,6	0	21,4
5.Цех обработки дисков	1786	1615	-	171	260	345	33,7	325,5	0	34,5
6.Э.Р.Ц.	149,2	115,2	-	34	377	110	9,7	278	0	82,0
7.Р.М.Ц.	467,6	302,4	-	165,2	383	145	17,3	232,8	0	127,2
8.С.Г.И.	105,6	51	-	54,6	557	240	8,2	173,9	0	186,1
9.Цех обработки штампов	914,5	708,9	-	205,6	260	237	24,1	279,1	0	80,9
10.Заводоуправление	137,6	114,5	-	23,1	180	167	9,4	299,6	0	60,4
11.Энергетический цех	5108,1	183,6	4886	38,5	443	96	57,0	12,9	344	2,7
12.Турбо компрессорная	16518,3	180	16320	18,3	409	304	102,6	3,9	356	0,4
Итого	34641,8	11138	22175,5	1328,3	405,7	250,7

X₀ = 405,7 м;

Y₀ = 250,7 м.

ГПП сместим в сторону питания, т.к. установка ГПП в ЦЭН не возможна из-за ограничения местности: X_гпп=409 м; Y_гпп=347 м.

2. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ЧИСЛА, ТИПА И МОЩНОСТИ ЦЕЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ ПРЕДПРИЯТИЯ

Выбираемые нами цеховые ТП предназначены для понижения напряжения с общезаводского до уровня напряжения цеховой сети.

Мощность трансформаторов определяется требуемой надежности электроснабжения, размером площади, на которой они размещены и т.п.. При одной и той же равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади цеха должна уменьшаться единичная мощность трансформаторов.

Существует связь между экономически целесообразной мощностью отдельного трансформатора S_э.т цеховых ТП и плотностью у электрической нагрузки цеха. Для того, чтобы определить S_э.т необходимо получить у:

, (18)

где - расчетная электрическая нагрузка цеха, кВА;

- площадь цеха, м².

Но во многих случаях выбор мощности трансформаторов цеховых ТП по условию (14) не получается, поэтому в общем случае мощность трансформаторов корректируется в зависимости от величины расчетной нагрузки цеха, а также ее категории, числа типа габаритов трансформаторов на предприятии и ряда других факторов.

Произведем подробные расчеты по выбору трансформаторов малой кузницы. Нагрузка цеха Р_рцеха = 640 кВт, Q_рцеха =420,9 квар, S_рцеха = 766 кВА, площадь цеха F_ц=3744 м² . Категория по надежности электроснабжения - 2. Тогда:



Таким образом, S_э.т=1250 кВА. Так как потребитель 2 категории, то количество трансформаторов на ТП равно 2 (n_i), а допустимый коэффициент загрузки 0,8 (К_здi). Примем к установке двухтрансформаторную подстанцию с трансформаторами марки ТМЗ (Т - трехфазный, М - масляный, З - защищенного исполнения). S_э.т = 1250 кВА, а это не целесообразно, т.к к_з - коэффициент загрузки в нормальном режиме очень мал, то произведем выбор трансформатора:

(19)

кВА.

Определим придельную реактивную мощность, которую могут пропустить выбранные трансформаторы.

(20)

.

Величина Q_1p является расчетной, поэтому в общем случае реактивная нагрузка трансформатора Q₁ не равна ей:

Q_{1i =} Q_1pi, если Q_1pi < Q_{pi ;} (21)

Q_pi, если Q_1pi ? Q_{pi .}

Таким образом, Q₁=0 квар, а мощность конденсаторных батарей необходимых для восполнения реактивной мощности:

(22)

квар.

Коэффициенты загрузки трансформатора в нормальном и послеаварийном режимах соответственно:

, (23)

, (24)

где n_тв/рез -число взаимно резервированных трансформаторов;

n_т -общее число трансформаторов в цехе.

,

Коэффициенты загрузки трансформатора в послеаварийном режиме К_з=1,6, что не допустимо, значит, в после аварийном режиме часть нагрузки отключим.

Определяем потери мощности в трансформаторах.

Для трансформатора ТМЗ-400/10/0,4

Р_хх = 0,95 кВт, Р_кз = 5,5 кВт, I_хх = 2,1%, u_кз= 4,5% [4], таким образом:

активные потери в трансформаторах:

, (25)

кВт.

Реактивные потери в трансформаторе:

(26)

Тогда активные и реактивные мощности на стороне высшего напряжения трансформаторов:

кВт;

квар.

Полная мощность:

, (27)

кВА.

Для всех остальных цехов подобные расчеты сведены в таблице 6.

Таблица 6 - Выбор цеховых ТП

Наименование цехов	Категория по надеж.	Рр, кВт	Qр, квар	Sр, кВА	Fц, м2	у, кВАм2	Sэт, кВА	Sном, кВА	Тип	№ ТП	Число ТР на ТП	Кз доп	Q1P, квар	Q1, квар	Qк = Qр - Q1доп, квар	Кз нор
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
1.Малая кузница	2	640	420,9	766	3744	0,2	1250	400	ТМЗ	1	2	0,8	2	0	421	0,8
2.Большая кузница	2	4293	2776	5112	217712	0,29	1600	1600	ТМЗ	2,3	2	0,8	2791	2776	0	0,67
3.Заготовительный участок	2	955,1	629,8	1144	5832	0,19	1250	630	ТМЗ	4	2	0,8	322,2	322	308	0,8
Термический участок	2	2597	1327	2916	9072	0,32
С.Г.И.	3	105,6	122,4	161,6	4284	0,04
4.Итого	2	2702	1449	3066	13356	0,23	1600	1600	ТМЗ	5	2	0,85	307	307	1142	0,85
5.Цех обработки дисков	2	1786	1382	2258	9504	0,23	1600	1600	ТМЗ	6	2	0,8	1834	1382	0	0,56
Э.Р.Ц.	3	149,2	149,2	211	1728	0,12
Р.М.Ц.	3	467,6	519	698,6	7776	0,09
6.Итого	3	616,8	668,2	909,3	9504	0,09	630	400	ТМЗ	7	2	0,95	444	444	224	0,8
7.Цех обработки штампов	2	914,5	645,1	1119	12096	0,09	630	630	ТМЗ	8	2	0,8	424	424	221	0,8
8.Заводоуправление	3	137,6	157,1	208,8	972	0,21	1250	160	ТМЗ	9	1	0,95	64,6	64,6	92,5	0,85
9.Энергетический цех	2	222,1	152,3	269,3	3024	0,09	630	160	ТМЗ	10	2	0,8	127,3	127,3	25	0,8
10.Т.К	2	198,3	129,9	237	1440	0,16	1000	160	ТМЗ	11	2	0,8	161,9	129,9	0	0,62

В столбце К_зп/ав * указывает, что в п/ав режиме нужно отключить часть нагрузки.

Наименование цехов	Кзп/ав	?Рхх, кВт	?Ркз, кВТ	Iхх, %	Uкз, %	?Рт, кВТ	?Qт, кВт	?Рт+Рр, кВт	?Qт+Q1, квар	Sр кВА
1	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27
1.Малая кузница	1,4*	0,95	5,5	2,1	4,5	8,94	39,8	649	460,7	796
2.Большая кузня	1,34	2,8	15	1,3	5,5	38,1	241	4331,1	3017,2	5278
3.Заготов-ый участок	1,4*	1,31	7,6	1,2	5,5	11,4	67,8	966,5	697,6	1192
Термический участок
С.Г.И
4.Итого	1,4*	2,8	15	1,3	5,5	26,7	165	2729,3	1614,8	3171
5.Цех обработки дисков	1,12	2,8	15	1,3	5,5	15	96,8	1801	1479	2330
Э.Р.Ц
Р.М.Ц.
6.Итого	1,4*	0,95	5,5	2,1	4,5	8,42	38,1	625,2	706,3	943,3
7.Цех обработки штампов	1,4*	1,31	7,6	1,2	5,5	10,5	51	925	696,1	1157,6
8.Заводоуправление	-	0,7	2,7	4	5,5	2,7	12,9	140,3	170	220,4
9.Энергетический цех	1,4*	0,7	2,7	4	5,5	3,9	21,1	226	173,5	285
10.Т.К.	1,24	0,7	2,7	4	5,5	3,5	19,5	201,8	194,4	251

Местоположение подстанций выбираем по возможности ближе к центрам электрических нагрузок с учетом расположения технологического оборудования. Все устанавливаемые нами подстанции внутрицеховые и встроенные. На ТП используются трансформаторы масляные (ТМЗ).

3. ВЫБОР И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ, СХЕМЫ И НАПРЯЖЕНИЯ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

3.1 Выбор мощности трансформаторов ГПП и напряжения схемы внешнего электроснабжения

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

Из всех возможных вариантов внешнего электроснабжения выберем оптимальный, то есть имеющий наилучшие технико-экономические показатели. Для этого находим величину рационального напряжения с помощью формулы Стилла:

, (28)

где l - длина питающей ГПП линии, равная 6 км;

Р_р.п. - расчетная активная нагрузка предприятия, которую находим по формуле:

, (29)

, кВт,

где К_ом=0,85 - коэффициент одновременности максимума;

Р_{р. нн} - расчетная активная высоковольтная нагрузка всех цехов и других потребителей;

Р_р.вн - расчетная активная высоковольтная нагрузка предприятия;

Р_{ос цех} - расчетная активная нагрузка освещения цехов;

Р_{ос тер} - расчетная активная нагрузка освещения территории;

?Р_?Т - суммарные потери в трансформаторах ТП.

Тогда рациональное напряжение

кВ.

Сравним варианты внешнего электроснабжения предприятия 35 и 110 кВ.

Полная расчетная нагрузка предприятия, необходимая для выбора трансформаторов главной понизительной подстанции:

, (30)

где - экономически целесообразная реактивная мощность на стороне внешнего напряжения главной понизительной подстанции, потребляемая предприятием от энергосистемы ().

- потери реактивной мощности в трансформаторах главной понизительной подстанции, квар.

; (31)

. (32)

На 110 кВ:

Мощность трансформаторов главной понизительной подстанции выбирается исходя из соотношения:

; (33)

.

К установке принимаем трансформатор ТРДН-25000/110/10.

Коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах определяем по формуле (34):

;(34)

.

.

Аналогично и для варианта 35 кВ проводим расчет силового трансформатора, учитывая, что , по формулам (30), (31), (32):

,

,

.

Мощность трансформаторов главной понизительной подстанции определяем по формуле(33):

.

К установке принимаем трансформатор ТРДН-25000/35/10.

Коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах определяем по формуле (34):

,

.

Результаты расчетов сведены в таблицу 7.

Таблица 7 - Сравнение вариантов целесообразного напряжения

Параметры	Напряжение сети, кВ.
	35	110
Sр.п, МВА	32900,8	33962,3
Qэ1 (Qгпп), кВар	12517,8 (2359,3)	15646,6 (2449,1)
Sт, МВА	23500,5	24258
Тип трансформаторов	ТРДН-25000/35	ТРДН-25000/110
Sном.т, МВА	25	25
Uв.н,кВ	36,75	115
Uн.н,кВ	10,5	11
Рхх,кВт	25	25
Рк,кВт	115	120
Uк,	10	10,5
Iхх,	0,5	0,5
Кзагр.норм	0,658	0,679

Схемы внешнего электроснабжения на 35 и 110 кВ одинаковы по составу оборудования и отличаются лишь типоразмерами оборудования и включением в нейтраль трансформатора 110 кВ ЗОН-110.

Рисунок 1- Схема внешнего электроснабжения на 35 кВ

Рисунок 2- Схема внешнего электроснабжения на 110 кВ

3.2 Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия

3.2.1 Вариант 35 кВ

Определим потери мощности в силовых трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТРДН-25000/35: ?Рхх = 25 кВт, ?Ркз = 115 кВт, Iхх = 0,5%, Uкз =10% [5]. Потери мощности в трансформаторах находим по формулам:

Потери мощности в силовых трансформаторах:

, (35)

(36)

кВт;

квар.

Потери электрической энергии в трансформаторах:

; (37)

,

где Тг=8760 часов - годовое число часов работы предприятия.

; (38)

,

где Тм=4355часов - годовое число часов использования максимума активной нагрузки.

Расчет линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции. Нагрузка в начале линии:

, (39)

.

Расчетный ток линии в нормальном режиме:

, (40)(48)

А.

Ток в послеаварийном режиме:

, (41)

А.

Сечение проводов линии по экономической плотности тока :

, (42)

.

Стандартное сечение - провод АС-240/32, Iдоп=605А, r0=0,12 Ом/км, х0=0,405 Ом/км. Проверка по нагреву в послеаварийном режиме: А.

Потери активной энергии в проводах линии за 1 год:

, (43)

,

Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию.

Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведена на рисунке 3.

Sб=1000 МВА, Uб=37 кВ.

По данным предприятия расчётный ток короткого замыкания в месте присоединения ВЛ к энергосистеме 14,39кА.

Мощность короткого замыкания:

, (44)

МВА.

Сопротивление системы:

; (45)

о.е.

Сопротивление воздушной линии:

; (46)

о.е.

; (47)

А.

Рисунок 3 - Схема замещения для расчета токов короткого замыкания

Определим ток короткого замыкания в точке К1, .

Периодическая составляющая постоянна в течение всего процесса замыкания:

, (48)

.

Ударный ток короткого замыкания:

, (49)

,

где =1,8- ударный коэффициент [6] .

Апериодическая составляющая:

; (50)

где Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установок напряжением выше 1000 В, Та = 0,05 с.

Устанавливаем вакуумный выключатель типа: ВВК-35Б-20 с встроенным приводом.

ф =, (51)

где tc.з = 0,01 - время срабатывания защиты;

tc.в =0,03 -собственное время отключения (с приводом) выключателя [4].

ф = 0,01 + 0,03= 0,04 с.

ia.ф = = 8,07 кА.

Тепловой импульс:

Вк = Iпо² ( tо + Ta ), (52)

tо = tрз +tов, (53)

где tрз - время срабатывания релейной защиты (МТЗ);

tов - полное время отключения выключателя [4].

tо= 0,37 +0,07 = 0,44 с.

Вк = 12,7² (0,44 +0,05) = 79,03 .

Определим показатели тока короткого замыкания в точке К2 (48), (49),(50), (52):

, (54)

,

,

,

,

Вк = 8,89² •(0,44 +0,05) =38,73 кА² с.

Согласно завода изготовителя апериодическая составляющая в отключаемом токе для времени ф равна:

Iаном = Iоткл.ном.,(55)

где вн - содержание апериодической составляющей, равное 35%.

Iаном= •20 = 9,9 кА.

Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию.

Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные [4] сведены в таблицу 8.

Таблица 8 - Аппаратура 35 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВВК-35Б-20	Разъединитель РДЗ.2-35/1000У1	Тр-р. тока ТФЗМ-35М-У1
Uс= 35 кВ	Uн =35 кВ	Uн =35 кВ	Uн =35 кВ
Iраб.max =546,1А	Iн =1000 А	Iн =1000 А	Iн = 400 А
Iп,о=Iп,ф=12,7 кА	Iоткл.ном =20 кА	-	-
iа,ф = 8,07 кА	iа ном =9,9 кА	-	-
iуд =39,7кА	iдин = 51 кА	iдин = 63 кА	iдин = 84 кА
Bк = 79,03 кс	тер•tтер=202•3=1200 кА2с	тер•tтер=2500кс	тер•tтер=152•3=675 кА2с

Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем .

3.2.2 Вариант 110 кВ

Определим потери мощности в силовых трансформаторах ГПП по формулам (35), (36). Параметры трансформаторов ТРДН-25000/110: ?Рхх=25 кВт, ?Ркз=120 кВт, Ixx=0,5%, Uк=10,5%. Потери мощности в трансформаторах:

.

.

Потери электроэнергии по формуле (37):

 .

Нагрузка в начале линии электропередач по формуле (39):

.

Расчетный ток одной цепи линии по формуле (40):

.

Послеаварийный ток в линии по формуле (41):

.

Сечение проводов по экономической плотности тока по формуле (42):

.

Минимальное сечение по короне для 110кв: 70. Устанавливаем провод АС-70/11 с характеристиками: , , [7]. Проверка по нагреву: 265А > 176,4А.

Потери активной энергии в проводах линии за 1 год определяем по формуле (43):

.

По данным предприятия расчётный ток короткого замыкания в месте присоединения ВЛ к энергосистеме 14,39 кА.

Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведены на рисунке 4. Определяем параметры схемы замещения. Нам задана мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы.

Принимаем:,.

Рисунок 4 - Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания

Мощность короткого замыкания определяем по формуле (44):

МВА.

Сопротивление системы определяем по формуле (45):

о.е.

Сопротивление, максимальный рабочий, ударный ток и воздушной линии 110 кВ в относительных единицах определяем по формулам (46), (47), (49):

.

.

.

Выбираем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию.

Намечаем к установке на подстанции системы и ГПП однотипные элегазовые выключатели ВГБ-110-40/2000У1 с встроенными трансформаторами тока.

Апериодическую составляющую тока определяем по формуле (50).

кА,

где с - время расхождения контактов;

Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установок напряжением выше 1000В, Та = 0,05 с.

Тепловой импульс (52):

кА²·с.

Определим показатели тока короткого замыкания в точке К-2 (48), (49),(50), (52), (54):

Х2 = 0,349+0,186=0,535 о.е.

Iк2 = .

iу = .

iaф = .

кА²·с.

Т.к. ток короткого замыкания меньше на шинах ГПП, то выбранный тип выключателя по номинальному напряжению, по Iном, Iдин, Iотк ном проходит.

Согласно завода изготовителя апериодическая составляющая в отключаемом токе для времени ф равна:

iаном = •Iоткл.ном., (56)

где вн - содержание апериодической составляющей = 30%.

iаном= •40 =17 кА.

Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 9.

Для защиты трансформаторов от перенапряжении в питающей сети устанавливаем ОПН - У110/77, в нейтраль силового трансформатора включаем ОПН-У110/56, ЗОН-110У (Iн = 400 А, tтер = 380 кА²с).

Таблица 9 - Параметры выключателя и разъединителя

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГБ-110-40/2000У1	Разъединитель РДЗ -110/1000У1	Трансформатор тока ТВ - 110
Uс= 110 кВ	Uн =110 кВ	Uн =110 кВ	Uн =110 кВ
Iраб.max = 175,7А	Iн =2000 А	Iн =1000 А	Iн =2000 А
Iп,о=Iп,ф=14,39кА	Iоткл.ном = 40 кА	-	-
iа,ф = 8,27 кА	iа ном = 14,14 кА	-	-
iуд =36,6 кА	iдин = 100 кА	iдин = 80 кА	iдин = 82 кА
Bк = 19,67 кс	тер•tтер= 4800 к•с	тер•tтер= 992к•с	тер•tтер= 4800 к•с

3.3 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения

При сравнении вариантов учитываются: коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы, воздушные линии, вводные коммутационные аппараты главной понизительной подстанции, силовые трансформаторы главной понизительной подстанции.

Годовые приведенные затраты находятся по формуле:

, (57)

где =0,213 - общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, это сумма нормативного коэффициента Ен=0,12, отчислений на амортизацию, обслуживания, текущий ремонт ;

- сумма капитальных затрат i-ой группы одинаковых электроприёмников;

-стоимость годовых потерь электроэнергии.

Результаты расчетов экономических показателей сведены в таблицы 8 и 9.

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

. (58)

, (59)

где - поправочный коэффициент;

- удельная стоимость потерь электроэнергии;

Км = ?Рэ/?Рм = 0,85-отношение потерь активной мощности предприятия ? Рэ в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям ?Рм активной мощности предприятия [8].

Для варианта 35 кВ:

-основная ставка тарифа;

-стоимость 1 электроэнергии;

- поправочный коэффициент.

руб/кВт ч.

Для варианта 110 кВ:

- основная ставка тарифа;

- стоимость 1 электроэнергии;

.

руб/кВт ч.

Результаты сравнения вариантов сведены в таблицы 10, 11.

Таблица 10 - Технико-экономическое сравнение показателей схем внешнего электроснабжения

Наименование оборудования	Единицы измерения	Количество	Стоимость единицы, тыс.руб	Капиталовложения, тыс.руб	Отчисления Е, о.е.	Затраты К*Е, тыс.руб	Потери электроэнергии ?А, кВт*ч	Стоимость потерь электроэнергии Сэ
1	2	3	4	5	6	7	8	9
35 кВ
Разъеденитель РДЗ.2-35/1000У1	полюс	14	15	190	0,213	41,53
Выключатель ВВК-35Б-20	шт	4	615	2460	0,213	523,98
ОПН-У-35/38,5	шт	6	14	84	0,213	17,89
Трансформатор силовой ТРДН-25000/35	шт	2	3500	7000	0,213	1491	711075

1	2	3	4	5	6	7	8	9
Трансформатор тока ТФЗМ-35М-У1	шт	6	95	570	0,213	121,41
ВЛ-35 на ЖБ опорах (двухцепная)	км	6	750	4500	0,168	756	923460
Итого				14809		2951,81	1634535	3501
110 кВ
Разъединитель РДЗ.2-110/1000У1	полюс	14	35	490	0,213	969,15
Выключатель ВГБ-110-40/2000У1	шт	4	1000	4000	0,213	852
ОПН-У110/56, ОПН-У110/77	шт	8	32	256	0,213	53,89
Трансформатор силовой ТРДН-25000/110	шт	2	4000	8000	0,213	1704	741427
Трансформатор тока ТВ-110	шт	6	120	720	0,213	153,36
ЗОН-110У	полюс	6	15	90	0,213	19,17
ВЛ-110 на ЖБ опорах (двухцепная)	км	6	700	4200	0,168	705,6	314870
Итого				17721		4457,17	1056297	2139

Таблица 11 - Сравнение экономических показателей схем внешнего электроснабжения

Вариант	Капитальные затраты К, тыс.руб	Приведенные капитальные затраты УЕiКi, тыс.руб	Потери электроэнергии У?А,кВт*ч	Стоимость потерь электроэнергии Сэ, тыс.руб	Приведенные затраты З, тыс.руб
35 кВ	14809	2951,81	1658976	3501	6453
110 кВ	17721	4457,17	1062590	2139	6596

Приведенные затраты для рассмотренных схем приблизительно одинаковы, при выборе оптимального варианта следует обратиться к техническим показателям. При сравнении вариантов внешнего электроснабжения таким показателем является величина напряжения питания. Согласно «Правилам устройства электроустановок» принимаем вариант 110кВ, так как его экономические показатели хуже лишь на 2,17%, что не превышает 10…15%.

3.4 Выбор трансформаторов тока на каждом присоединении

Трансформаторы тока используем встроенные в выключатель «ВГБ-110У1» ТВ-110 и дополнительные расчеты на динамическую и термическую стойкость не производим.

К обмотке трансформатора тока класса 0,5 на подстанции системы включены многофункциональные трехфазные счетчики электроэнергии типа СЭТ 3р-01-07А предназначены для:

- учета активной и реактивной энергии в трехфазных цепях переменного тока трансформаторного или прямого включения, в одно- и много тарифных режимах;

- использования в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) и передачи измеренных или вычисленных параметров на диспетчерский пункт по контролю, учету распределенной электрической энергии.

От атмосферных и коммутационных перенапряжений устанавливаем ограничители перенапряжений ОПН-У-110-77 с U_ном=110 кВ. В нейтрали трансформаторов устанавливаем ограничители перенапряжений. Они предназначены для защиты нейтрали трансформаторов ОПН-У-110/56 от коммутационных перенапряжений при отключенном положении заземляющих ножей в нейтрали трансформатора.

4. ВЫБОР ВЕЛИЧИНЫ НАПРЯЖЕНИЯ И СХЕМЫ ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ, РАСЧЕТ ПИТАЮЩЕЙ ЛИНИИ

4.1 Выбор величины напряжения

В настоящее время на предприятиях промышленности целесообразно устанавливать трансформаторы для цеховых ТП, имеющие высшее напряжение 10 кВ. Это связано с тем, что при 10 кВ меньше токи, а следовательно меньше потери в сети и ее элементах, чем при высшем напряжении 6 кВ. Также промышленностью почти прекращен выпуск трансформаторов с ВН 6 кВ.

4.2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения

Схема внутреннего электроснабжения на заводе выполняется кабельными линиями по магистральному и радиальному принципу. Полная схема представлена в графической части.