На предприятии небольшие нагрузки, т.е. нет крупных потребителей, а, следовательно, нет необходимости использования токопроводов для передачи потоков мощности. Также на заводе имеет место большое количество цехов (потребителей). Питание цеховых ТП осуществляем по магистральным и радиальным линиям. К каждой магистрали присоединяется не более трех ТП. К некоторым ТП (это уже было определено при выборе трансформаторов цеховых ТП) подключены РПН. Магистрали в большинстве своем двойные сквозные. К ним подключаются как потребители 2 и 3 категорий. Для потребителей 2 категории ТП двух трансформаторные с резервированием на стороне НН, трансформаторы в нормальном режиме работают раздельно, а в послеаварийном режиме, в случае, если один из трансформаторов неисправен, то второй принимает всю нагрузку. Для потребителей 2 категории на стороне НН на секционном выключателе предусматривается АВР (автоматический ввод резерва). Потребители 3 категории питаются по одной магистрали.

4.3 Конструктивное выполнение электрической сети

Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величины электрических нагрузок и их размещения, плотности застройки предприятия, конфигурации технологических, транспортных и других коммуникаций, загрязненности грунта на территории предприятия и т.д.

Как уже было сказано, сеть выполнена кабельными линиями. Кабели прокладываются в траншеях не более шести кабелей в траншее, марки кабелей полностью пригодны для прокладки в такой почве (температура почвы на глубине 0,7 м - 15 градусов по шкале Цельсия при 22,6 градусах окружающей среды, средняя коррозионная активность, наличие блуждающих токов, без колебаний и растягивающих усилий). Для напряжения 0,4 кВ сеть выполнена кабелями, проложенными в траншеях. В траншее кабель закрыт полнотелым кирпичом.

4.4 Расчет питающих линий

Питающие линии - кабельные линии (КЛ). Сечение кабелей 10 кВ определяем по экономической плотности тока и проверяем по допустимому току кабеля в послеаварийном режиме работы с учетом условий его прокладки и допустимой перегрузки, потере напряжения и термической стойкости к токам короткого замыкания. Расчет сводим в таблицу 12.

Расчетный ток кабельной линии:

, (60)

где - мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме.

Сечение КЛ, определяемое по экономической плотности тока:

, (61)

где - экономическая плотность тока для кабеля марки ААШвУ при Т_им=4355, А/мм² [9].

По результатам расчетов выбираем кабель, имеющий ближайшее стандартное сечение по отношению к . Для выбранного кабеля записываем допустимый ток .

Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки рассчитываем по формуле:

, (62)

где поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей в траншее [5];

поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель [5].

Под послеаварийным режимом понимается режим, когда выходит из строя одна из двух КЛ, питающих потребители 1 и 2 категорий. При этом нагрузка на линии удваивается, т.е. . Допустимая нагрузка кабеля в послеаварийном режиме:

, (63)

где - коэффициент перегрузки [5];

- число параллельных кабелей в кабельной линии.

Потеря напряжения в кабельной линии (КЛ):

, (64)

где P_p, Q_p - расчетная активная и реактивная нагрузка;

r_o, x_o - удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля;

l - длина КЛ.

Проверку КЛ по термической стойкости к току короткого замыкания проводим в пункте 6 и принимаем окончательное сечение кабеля.

Таблица 11 - Расчет кабельных линий

Конечные пункты КЛ	Рр, кВт	Qр, кВАр	Sр, кВА	Iр.к, А	Fэ, мм	Fтс, мм	Марка и кол-во КЛ	Способ Прокла-дки	Нагр на КЛ	Iдоп, А
									Iнорм, А	Iп/ав, А
10 кВ
ГПП-РП1	5553	-3710	6678,3	385,6	68,8	95	2//2ААШвУ3*95	земля	192,8	385,6	205
РП1-ТП10	226	173,5	285	16,4	11,7	16	2ААШвУ3*16	лоток	8,2	16,4	46
РП1-СД1-6	514,5	-385,8	643,1	37,1	26,5	25	ААШвУ3*25	лоток	37,1	-	65
РП1-СД7-10	560	-998,7	1145	66,1	47,2	50	ААШвУ3*50	лоток	66,1	-	105
ГПП-ТП2	2165,5	1508,6	2639	152,4	108,8	70	2ААШвУ3*70	земля	76,2	152,4	130
ГПП-ТП3	2165,5	1508,6	2639	152,4	108,8	70	2ААШвУ3*70	земля	76,2	152,4	130
ГПП-ТП5	2729,3	1614,8	3171	183,1	130,8	95	2ААШвУ3*70	земля	91,5	183,1	155
ГПП-ТП1	1274,2	1167	1650,4	95,3	68,1	35	2ААШвУ3*35	земля	47,6	95,3	80
ТП1-ТП7	625,2	706,3	943,2	54,4	38,8	25	2ААШвУ3*25	земля	27,2	54,4	90
ГПП-ТП4	2031,8	1563,7	2564	148	105,7	70	2ААШвУ3*70	земля	74	148	130
ТП4-ТП8	1065,3	866,1	1373	79,3	56,6	25	2ААШвУ3*25	земля	39,6	79,3	65
ТП8-ТП9	140,3	170	220,4	12,7	9	16	2ААШвУ3*16	земля	12,7	-	75
ГПП-ТП11	201,8	194,4	251	14,5	10,3	16	2ААШвУ3*16	земля	7,2	14,5	75
ГПП-ТП6	1801	1479	2330	134,5	96	50	2ААШвУ3*50	земля	67,2	134,5	105
ГПП-СД11-16	2800	-2100	3500	202	144	185	ААШвУ3*185	земля	202	-	310
ГПП-СД17	595	-446,2	743,7	42,9	30,6	35	ААШвУ3*35	земля	42,9	-	115
ГПП-СД18	325	-243,7	406,2	23,4	16,7	16	ААШвУ3*16	земля	23,4	-	75
ГПП-СД19	1312,5	-984,4	1640,6	94,7	67,6	70	ААШвУ3*70	земля	94,7	-	165
0,4 кВ
ТП5-НРП1	105,6	122,4	161,6	233	166,4	185	ААШвУ4*185	земля	233	-	260
ТП7-НРП2	149,2	149,2	211	304	217,1	185	ААШвУ4*185	земля	304	-	345

Конечные пункты КЛ	Kп	Kt	I'доп	Kав	I'ав	L, км	Rо, Ом/км	Xо, Ом/км	ДU%
10 кВ
ГПП-РП-1	0,85	1	174,2	1,25	217,8	0,414	0,329	0,0602	0,02
РП-1-ТП-10	1	1,035	47,6	1,25	59,5	0,01	1,95	0,0675	0,02
РП-1-СД1-6	1	1,035	67,27	-	-	0,01	0,894	0,0637	0,048
РП1-СД7-10	1	1,035	108,6	-	-	0,01	0,447	0,0612	0,003
ГПП-ТП-2	1	1,035	134,5	1,25	168	0,132	0,447	0,0612	0,07
ГПП-ТП-3	1	1,035	134,5	1,25	168	0,07	0,447	0,0612	0,04
ГПП-ТП-5	1	1,035	160,4	1,25	200,5	0,3	0,329	0,0602	0,149
ГПП-ТП-1	1	1,035	82,8	1,25	103,5	0,33	0,894	0,0637	0,2
ТП-1-ТП-7	0,85	1	76,5	1,25	95,6	0,204	1,25	0,0662	0,08
ГПП-ТП-4	1	1,035	134,5	1,25	168,2	0,258	0,447	0,0612	0,064
ТП-4-ТП-8	1	1,035	67,2	1,25	84	0,12	1,25	0,0662	0,041
ТП-8-ТП-9	0,9	1	71	-	-	0,168	1,95	0,0675	0,01
ГПП-ТП-11	0,75	1	56,2	1,25	70,3	0,03	1,95	0,0675	0,01
ГПП-ТП-6	1	1,035	108,6	1,25	135,8	0,258	0,625	0,0625	0,078
ГПП-СД11-16	0,75	1	232,5	-	-	0,04	0,169	0,0596	0,012
ГПП-СД17	0,9	1	103,5	-	-	0,102	0,894	0,0637	0,16
ГПП-СД18	0,9	1	67,5	-	-	0,138	1,95	0,0675	0,13
ГПП-СД19	0,75	1	123,7	-	-	0,04	0,447	0,0612	0,02
0,4 кВ
ТП-5-НРП-1	1	1,035	269,1	-	-	0,064	0,169	0,0596	1
ТП-7-НРП-2	1	1	345	-	-	0,03	0,169	0,0596	0,64

5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчет токов КЗ производим для выбора высоковольтных и низковольтных аппаратов, шин, кабелей и другого электрооборудования системы электроснабжения завода. При этом достаточно рассмотреть ток трехфазного КЗ в характерных точках СЭС и определить периодическую составляющую этого тока для наиболее тяжелого режима работы сети. Учет апериодической составляющей производится приближенно, допускается, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой точке электрической сети.

Принимаем периодическую составляющую тока КЗ от энергосистемы неизменной во времени.

Для расчета токов КЗ составляем исходную расчетную электрическую схему, на которой показываем источники питания КЗ.

В расчетных схемах для определения токов КЗ рассматриваем вероятный режим, при котором воздействие токов КЗ на СЭС является наиболее тяжелым. Таким характерным режимом является состояние схемы электроснабжения, когда один из трансформаторов ГПП отключен для проведения профилактических мероприятий или аварийного ремонта и включены секционные выключатели 10 кВ ГПП, все электроприёмники питаются от одного трансформатора. Схема замещения сети представлена на рисунке 5.



Рисунок 5 - Электрическая схема для расчета токов к.з.

Схема с расчетными токами КЗ изображена на рис.6. Токи КЗ в точках К₁ и К₂ были рассчитаны нами ранее при выборе оборудования схемы внешнего электроснабжения.

По найденному значению токов КЗ в точке К_З производится выбор всего электрооборудования схемы внутреннего электроснабжения напряжением 10 кВ предприятия.

При определении тока в точке К₄ в качестве источника рассматривается как энергосистема, так и подпитку от электродвигателей напряжением 10 кВ. По току КЗ производим выбор электрооборудования напряжением 0,4 кВ.

Определим токи КЗ в точках К₃ , К₄ и К₅.

Мощности короткого замыкания системы S_к=2866,3 МВА, базисная мощность S_б=1000 МВА,U_ср1=115 кВ, U_ср2=10,5 кВ, U_ср3=0,4 кВ

Для расчетов токов К.З. по схеме электроснабжения предприятия составляется схема замещения, в которой источники питания заменяются соответствующими ЭДС (энергосистема Е_с=1, синхронные двигатели Е=1,1)

Сопротивление системы (45):

.

Сопротивление линии (46):

.

Аналогично для всех кабелей производим расчет.

Сопротивление трансформаторов ГПП:

, (65)

.

,(66)

.

Сопротивление синхронных двигателей:

, (67)

где Х^//_d=0,2 - сверх переходное сопротивление,

S_н - номинальная мощность двигателя, кВА.

. (68)

Рис 6 - Схема замещения сети

Определим ток КЗ в точке К_3.

После многократных преобразований получим:

Определим эквивалентное сопротивление схемы:

, (69)

тогда Е_э=1,032.

, (70)

кА.

, (71)

кА.

, (72)

кА.

Результаты расчетов приведены в таблице 13.

Таблица 13 - Результат расчетов токов КЗ

Расчетная точка	Напряжение Uср расчетной точки, кВ	Iп.о., кА	Int, кА	iу, кА	Мощн. КЗ ступени , МВА
К1	115	14,34	14,34	36,5	2866,3
К2	115	9,45	9,45	24,06	1882
К3	10,5	10,09	10,09	27,56	183,5
К4	0,4	11,98	11,98	27,22	8,3
К5	10,5	17,5	17,5	47,79	318,26

6. ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ СЭС ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ

6.1 Выбор выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения

Выбор электрооборудования СЭС - это важная часть ее проектирования. От оборудования СЭС зависит надежность электроснабжения потребителей промышленного предприятии, поэтому подход к его выбору должен быть основательным.

На стороне высшего напряжения ГПП оборудование нами выбрано, поэтому выбор оборудования будем производить для внутризаводского электроснабжения. На стороне низшего напряжения ГПП применяется комплектное оборудования в виде ячеек КРУ. Принимаем к установке ячейку К-105-10-31,5УЗ . Основные параметры ячейки представлены в таблицу 14.

Условие выбора выключателей и трансформаторов тока приведены в разделе 3.2.

Таблица 14 - Параметры ячейки КРУ

Номинальное напряжение, кВ	Номинальный ток главных цепей, А	Номинальный ток сборных шин, А	Номинальный ток отключения выключателя, кА	Эл/динамическая стойкость кА/с	Термическая стойкость кА/с	Габариты (ширина, глубина, высота), мм	Вид встроенного выключателя
10	3150	3150	20	81	40/3	1125* 1300* 2150	Вакуумные

Для подключения сборных шин НН ГПП к силовым трансформаторам используем вводную ячейку с вводным выключателем, втычными разъединителями и трансформаторами тока. Принимаем к установке выбранный ниже выключатель ВВ-10-20-1250-ТЗ (таблица 15):

Таблица 15 - Выбор вводного и секционного выключателя

Выбор выключателей
Расположение выключателя	Наименование выключателя	Расчетные параметры цепи	Каталожные данные аппарата
Вводная ячейка	ВВ-10-20-1250-ТЗ	Uуст=10 кВ; Imax=962,2А; Ino=17,5 кА; iу=47,79 кА Bк=823,81 кА2с	Uном=10 кВ; Iном=1250 А; Iоткл=20 кА; iдин=52 кА; Iтерм2·tтерм=1200 кА2с;

Ток утяжеленного режима на вводах трансформатора ГПП:

,(73)

где S_{ном.тр-ра} - номинальная мощность трансформатора ГПП, кВА;

U_ном - номинальное напряжение трансформатора ГПП, кВ.

А.

Токи КЗ рассчитаны в разделе 5 для точки К5. Тепловой импульс КЗ В_к определяется как:

, (74)

где t_откл=t_рз+t_в+Т_а - время на срабатывание релейной защиты, время на отключение выключателя, время затухания апериодической составляющей тока КЗ (t_рз=2,5с_, t_в=0,07с, Т_а=0,12с).

кА²с.

Секционный выключатель выбираем такой же, как и на вводах НН.

Для выбора выключателей на отходящей линии 10 кВ выбираем присоединения с наибольшим расчетным током (ГПП-РП-1). Такой выключатель устанавливаем и в остальных ячейках с номинальным током, с целью обеспечения однотипности применяемого оборудования. Произведем выбор выключателя, расчетные и каталожные данные сводим в таблице 16.

Таблица 16 - Выбор выключателей на отходящих линиях

Выбор выключателей
Расположение выключателя	Наименование выключателя	Расчетные параметры цепи	Каталожные данные аппарата
ГПП-РП1	ВВ-10У-20/630ТЗ	Uуст=10 кВ; Imax=385,6 A; Iпо=17,5 кА; iу=47,79 кА; Bк=517,56 кА2с	Uном=10 кВ; Iном=630 А; Iоткл=20 кА; iдин=52 кА; Iтерм2·tтерм=1200 кА2с

Значения токов утяжеленного режима и токов КЗ взяты из разделов 4.4 и 5 для точки К₅, т.е. КЗ на шинах ГПП.

Тепловой импульс КЗ В_к определяем по формуле (74):

кА²с,

где с.

В ячейках КРУ применяются втычные разъединители, которые не выбираются и проверки для них не выполняются.

В КРУ устанавливаются трансформаторы тока (ТТ) для подключения измерительных приборов и релейной защиты. Произведем выбор ТТ для всех присоединений: для вводной ячейки и для ячеек отходящих линий . Результаты выбора сведем в таблицу 17.

Таблица 17 - Трансформатор тока для вводных ячеек и для ячеек отходящих линий

Расчетные данные	Каталожные данные Трансформатор тока ТЛ-10У3/0,5Р
Uуст=10 кВ; Imax=962,2 А; iу=47,79 кА; Вк=823,81 кА2с;	Uном=10 кВ; Iном=1000 А; iдин=81 кА; Iтерм2·tтерм=3970 кА2с

Определяем мощность, потребляемую приборами, подключенными к ТТ, для этого составляем таблицу 18, где указываем как и какие приборы подключаются.

Таблица 18 - Приборы, подключенные к трансформаторам тока

Наименование приборов	Количество	Потребляемая мощность, ВА	Суммарная мощность	На каких фазах располагаются
Амперметр ЭА 0702 4000/5А	1	0,5	0,5	А, В, С
Ваттметр Д365	1	0,5	0,5	А, С
Счетчик Вар СЭТ 3р-01-07А	2	4	8	А, В, С

Схема подключения приборов изображена на рисунке 7.

Рисунок 7 - Схема подключения приборов

Суммарную мощность берем для наиболее загруженной фазы, фазы А:

S_приб=2Ч0,5+8=9 ВА.

Сопротивление приборов:

, (75)

где I_ном2 - вторичный ток ТТ, А.

Ом.

Сопротивление соединительных проводов:

,(76)

где R_к - сопротивление контактов, Ом.

Ом.

Наименьшее допустимое сечение проводов:

,(77)

где с - удельное сопротивление алюминиевого кабеля,

L_расч- длина контрольного кабеля при включении ТТ в полную звезду, м.

мм².

Принимаем по условию механической прочности контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением F=4 мм².

Произведем выбор выключателей и трансформаторов тока для ячеек отходящих линий, результаты выбора сведем в таблицу 19.

Таблица 19 - Выбор выключателей и трансформаторов тока для ячеек отходящих линий

Кабельные линии	Uн,, кВ	Iр, А	Iутяж, А	Iпо, кА	iу, кА	Тип выключателя	Тип трансформатора тока
ТП-1	10	47,6	95,3	17,5	47,79	ВВ-10У-20/630 ТЗ	ТЛ-10УЗ/100/0,5Р
ТП-2	10	76,2	152,4	17,5	47,79	ВВ-10У-20/630 ТЗ	ТЛ-10УЗ/200/0,5Р
ТП-3	10	76,2	152,4	17,5	47,79	ВВ-10У-20/630 ТЗ	ТЛ-10УЗ/200/0,5Р
ТП-5	10	91,5	183,1	17,5	47,79	ВВ-10У-20/630 ТЗ	ТЛ-10УЗ/200/0,5Р
ТП-4	10	74	148	17,5	47,79	ВВ-10У-20/630 ТЗ	ТЛ-10УЗ/150/0,5Р
ТП-11	10	7,2	14,5	17,5	47,79	ВВ-10У-20/630 ТЗ	ТЛ-10УЗ/50/0,5Р
ТП-6	10	67,2	134,5	17,5	47,79	ВВ-10У-20/630 ТЗ	ТЛ-10УЗ/150/0,5Р
РП-1	10	192,8	385,6	17,5	47,79	ВВ-10У-20/630 ТЗ	ТЛ-10УЗ/400/0,5Р
СД-11,12,13,14,15,16	10	202	-	17,5	47,79	ВВ-10У-20/630 ТЗ	ТЛ-10УЗ/300/0,5Р
СД-17	10	42,9	-	17,5	47,79	ВВ-10У-20/630 ТЗ	ТЛ-10УЗ/100/0,5Р
СД-18	10	23,4	-	17,5	47,79	ВВ-10У-20/630 ТЗ	ТЛ-10УЗ/50/0,5Р
СД-19	10	94,7	-	17,5	47,79	ВВ-10У-20/630 ТЗ	ТЛ-10УЗ/100/0,5Р

Определяем мощность, потребляемую приборами, подключенными к ТТ, для этого составляем таблицу 20, где указываем как и какие приборы подключаются.

Таблица 20 - Мощность, потребляемая приборами, подключенными к ТТ

Наименование приборов	Потребляемая мощность, ВА	На каких фазах располагаются
Амперметр ЭА 0702 4000/5А	0,5	А, С
Счетчик вар СЭТ 3р-01-07А	4	А, С

Схема подключения приборов изображена на рисунке 8.

Рисунок 8 - Схема подключения приборов

Суммарную мощность берем для наиболее загруженной фазы, фазы А:

S_приб=0,5+4=4,5 ВА

где с - удельное сопротивление алюминиевого кабеля, .

Сопротивление приборов (75):

Ом,

где I_ном2 - вторичный ток ТТ, А.

Сопротивление соединительных проводов (76):

Ом,

где R_к -сопротивление контактов, Ом.

Наименьшее допустимое сечение проводов (77):

мм²,

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением F=4 мм².

Для питания релейной защиты и измерительных приборов, имеющих катушку напряжения, используются трансформаторы напряжения (ТН), устанавливаемые в свои отдельные ячейки. Таким образом, необходимо выбрать ТН. Приборы, подключаемые к ТН, представлены в таблице 21.

Таблица 21 - Расчет трансформатора напряжения

Наименование прибора	Потребляемая мощность, ВА	Число обмоток	cos	sin	Количество приборов	Потребляемая активная мощность, Вт	Потребляемая реактивная мощность, вар
Вольтметр (вводы) Э350	3	1	1	0	1	3	0
Ваттметр	3	2	1	0	1	6	0
Счетчик вар СЭТ 3р-01-07А	4	2	0,38	0,93	2	6,08	14,88
Счетчик вар СЭТ 3р-01-07А	4	2	0,38	0,93	8	24,32	59,5
Сумма	-	-	-	-	12	39,4	74,38

Суммарная мощность, потребляемая приборами:

,(78)

,ВА .

Выбираем три ТН, соединенные в треугольник ЗНОЛ 06-10У3, параметры ТН следующие: U_ном=10 кВ; класс точности 1; S_ном=150 кВА, кВА, S_пред=630 кВА.

ТН подключаются к шинам ГПП через предохранитель. Примем к установке предохранитель ПКН001-10УЗ с S_ном=10 кВ U_max=12 кВ.

Внутренне электроснабжение на предприятии выполняется как по радиальным, так и по магистральным схемам и для подключения цеховых ТП к линии (магистрали) устанавливаются выключатели нагрузки и предохранители. Выберем выключатели и предохранители для каждой ТП, подключенной по магистральной схеме. Условия выбора следующие:

1. Предохранители выбираются:

- по напряжению установки U_уст?U_ном;

- по току I_{раб.утяж}? I_ном;

- по конструкции и роду установки;

- по току отключения I_к ? I_откл.п (I_откл.п - предельно отключаемый ток).

2. Выключатель нагрузки выбирается по тем же условиям, что и обычные выключатели.

Результаты выбора сводим в таблицу 22.

Таблица 22 - Выбор выключателей нагрузки и предохранителей

Номер ТП	Sн тр, кВА	Uн, кВ	Iр, А	Iутяж, А	Iк, кА	Тип выключателя нагрузки	Тип предохранителя
1	400	10	47,6	95,3	17,5	ВН-10/200-20(п)У3	ПКТ104-10-100-31,5 У3
7	400	10	27,2	54,4	17,5	ВН-10/200-20(п)У3	ПКТ103-10-80-20 У3
4	630	10	74	148	17,5	ВН-10/200-20(п)У3	ПКТ104-10-160-20 У3
8	630	10	39,6	79,3	17,5	ВН-10/200-20(п)У3	ПКТ104-10-100-31,5У3
9	160	10	12,7	-	17,5	ВН-10/200-20(п)У3	ПКТ101-10-16-31,5 У3

В обозначениях выключателей нагрузки приняты следующие параметры, например для ТП-1 ВН-10/200-20(п)У3: В - выключатель, Н- нагрузки, 10 номинальное напряжение, кВ, 200 - номинальный ток, А, 20 - ток сквозного КЗ, кА, п - наличие предохранителей ,УЗ - климатическое исполнение (умеренный климат). Выключатель нагрузки автогазовый с пружинным приводом местного или дистанционного управления. В обозначениях предохранителей приняты обозначения: ПКТ104-10-100-31,5УЗ П - предохранитель, К - с кварцевым наполнителем, Т - для силовых трансформаторов, 104 - конструктивное исполнение контакта, 10 - номинальное напряжение, кВ, 100 - номинальный ток предохранителя, А, 31,5- номинальный ток отключения, кА, УЗ - климатическое исполнение.

На стороне низшего напряжения цеховых ТП, вводные и секционные автоматы выбирать не будем т.к. к установке приняты комплектные ТП.

Для единичных мощностей:

160 кВА КТП 400/10/0,4-84У1

400 кВА КТП 630/10/0,4-84У3

630 кВА КТП 1000/10/0,4-84У1

1600 кВА КТП 1250/10/0,4-84У3

Выбор НРП и автоматических выключателей сводим в таблицу 23.

Таблица 23 - Выбор НРП и автоматических выключателей

Номер НРП	Место установки выключателя	Iр, А	Iутяж, А	Iк, кА	Тип выключателя	Тип НРП
НРП-1	Вводной	233	-------	11,98	ВА53-39/250/25	ШР11-73704, Iн = 400А
НРП-2	Вводной	304	-------	11,98	ВА53-39/400/25	ШР11-73704, Iн = 400А

6.2 Проверка кабеля на термическую стойкость

Для кабелей напряжением 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения осуществляется проверка на термическую стойкость к токам КЗ (52), (53).

*- для аппаратов и проводников, защищенных плавкими предохранителями, независимо от их номинального тока и типа проверка по термической стойкости не проводится (согласно [5]).

, кА²с, где t_о.в - время отключения выключателя ВВ-10У-20/630 ТЗ t_о.в=0,055 с.

Выбранные ранее сечения кабелей по условиям нормального и утяжеленного режимов работы в некоторых случаях меньше, чем сечения, необходимые по термической стойкости. Таким образом, необходимо сечения увеличить до ближайшего стандартного сечения по отношению к F_т.с..

Для t_рз=1,5 с.:

,(79)

где С - коэффициент, зависящий от вида металла жил кабеля, С=100 Ас/мм² (для кабелей с алюминиевыми многопроволочными жилами и бумажной изоляцией).

мм².

Округляем до большего стандартного: F_т.с =120 мм² .

Для t_рз=0,5 с.:

кА²с,

мм²,

F_т.с =70 мм² .

Для t_рз=0 с.:

кА²с,

мм² ,

F_т.с =35 мм² .

Все кабели, для которых производится увеличение сечения, записываем в таблицу 24.

Таблица 24 - Проверка кабеля на термическую стойкость

Начало и конец каб.линии	Iпт, кА	tрз+ tо.в+ Та, с	Вк , кА2с	Старый кабель, мм2	Термически устойчивый кабель, мм2	Новый кабель, мм2
ГПП-РП1	10,09	1,605	163	2//2ААШвУ3*95	127	2//2ААШвУ3*120
РП1-ТП10	10,09	0,605	61,6	2ААШвУ3*16	78	2ААШвУ3*70
РП1-СД1-6	10,09	0.105	10,68	ААШвУ3*25	32	ААШвУ3*35
РП1-СД7-10	10,09	0,105	10,68	ААШвУ3*50	32	ААШвУ3*50
ГПП-ТП2,ТП3	10,09	0,605	61,6	2ААШвУ3*70	78	2ААШвУ3*70
ГПП-ТП1	10,09	0,605	61,6	2ААШвУ3*35	78	2ААШвУ3*70
ТП1-ТП7	10,09	0,605	61,6	2ААШвУ3*25	78	2ААШвУ3*70
ТП4-ТП8	10,09	0,605	61,6	2ААШвУ3*25	78	2ААШвУ3*70
ТП8-ТП9	10,09	0,605	61,6	2ААШвУ3*16	78	2ААШву3*70
ГПП-ТП11	10,09	0,605	61,6	2ААШвУ3*16	78	2ААШвУ3*70
ГПП-ТП6	10,09	0,605	61,6	2ААШвУ3*50	78	2ААШвУ3*70
ГПП-СД11-16	17,5	0.105	32,1	ААШвУ3*185	56	ААШвУ3*185
ГПП-СД17	17,5	0.105	32,1	ААШвУ3*35	56	ААШвУ3*50
ГПП-СД18	17,5	0.105	32,1	ААШвУ3*16	56	ААШвУ3*50
ГПП-СД19	17,5	0.105	32,1	ААШвУ3*70	56	ААШвУ3*70
ТП5-НРП1,НПР2	11,98	0,105	15,06	ААШвУ4*185	38,8	ААШвУ4*185

Для подробно рассматриваемого цеха (ЭРЦ) определим провода и автоматы. Для этого определим рабочие токи электроприемников.

,(80)

где Р_ном- номинальная мощность электроприемника (берется из таблицы 2),

n - к.п.д., принимаем равным 0,9,

U_ном- номинальное напряжение,

cos- коэффициент мощности электроприемника (берется из таблицы 1).

Для защита проводов от токов, превосходящих допустимые, проводится выбор автоматов по условию:

I_рА=1,71 I_р.(81)

Сечения проводов выбирается по условию:

I_доп> I_р.

Провод проложен закрыто в трубе от РП до станка. Для соединения выбраны провода марки АПВ. Все результаты расчетов сведены в таблицу 25.

Таблица 25 - Выбор автоматов и проводов

	Кол. ЭП n	Рном, кВт	cosц	Iном, А	Тип автомата	Сечение провода
1	2	3	4	5	6	7
РП-1
Участок разборки двигателей.
1.Уст для мойки детал.	1	5,5	0,65	13,5	ВА53-39/25	АПВ 4х2,5
2.Муфильная печь	1	3	0,95	5,06	ВА53-39/10	АПВ 4х2,5
3.Камера обдувки	1	11	0,7	25,2	ВА53-39/50	АПВ 4х4
4.Тепловая завеса	1	7	0,8	14,03	ВА53-39/25	АПВ 4х2,5
5.Пресс гидравличск.	1	4	0,65	9,86	ВА53-39/16	АПВ 4х2,5
6.Ст.настольно-сверлил	1	1,5	0,65	3,7	ВА53-39/10	АПВ 4х2,5
Итого по РП-1	6			71,35	ВА53-39/100	ААБ 4х16
РП-2
Монтажный участок
7. Пресс гидравличск.	1	10	0,65	24,67	ВА53-39/50	АПВ 4х4
8.Нождак отрезной	1	4	0,65	9,87	ВА53-39/16	АПВ 4х2,5
9.Ст.вертикально-сверл	1	4	0,65	9,87	ВА53-39/16	АПВ 4х2,5
10.Ст.настольн.свер.	1	2	0,6	5,34	ВА53-39/10	АПВ 4х2,5
Итого по РП-2	4			49,75	ВА53-39/75	ААБ 4х16
РП-3
Участок мех.обработки
11.Ст.настольно-сверл	1	1	0,6	2,67	ВА53-39/10	АПВ 4х2,5
12.Ст.токарно-винторез	1	15	0,65	37	ВА53-39/50	АПВ 4х6
13.Ст.точильно-шлиф.	2	3	0,4	12,02	ВА53-39/16	АПВ 4х2,5
14.Ст.отрезной	1	1,5	0,45	5,3	ВА53-39/10	АПВ 4х2,5
15.Ст.консольно-фрез.	1	4	0,6	10,7	ВА53-39/16	АПВ 4х2,5
16.Ст.токарно-винторез	1	11	0,65	27,1	ВА53-39/50	АПВ 4х4
17.Ст.унив-но-фрезерн.	1	4	0,5	12,8	ВА53-39/16	АПВ 4х2,5
18.Листогибочная маш.	1	10	0,65	24,6	ВА53-39/50	АПВ 4х4
19. Пресс ножницы	1	4	0,65	9,86	ВА53-39/16	АПВ 4х2,5

1	2	3	4	5	6	7
20. Пресс ножницы	1	17	0,65	41,9	ВА53-39/75	АПВ 4х6
21.Ст.попер.строгател.	1	5,5	0,65	13,57	ВА53-39/16	АПВ 4х2,5
22. Пресс гидравличск.	1	5,5	0,65	13,57	ВА53-39/16	АПВ 4х2,5
23.Нождак	1	1,5	0,5	4,81	ВА53-39/10	АПВ 4х2,5
Итого по РП-3	14			215,9	ВА53-39/250	ААБ 4х95
РП-4
Сборочный участок
24.Ст.обмоточный	1	5	0,65	12,3	ВА53-39/10	АПВ 4х2,5
25.Ст.настольно-сверл.	1	1,5	0,55	4,37	ВА53-39/10	АПВ 4х2,5
26.Каллориферы	6	4	0,8	8,01	ВА53-39/10	АПВ 4х2,5
Итого по РП-4	8			64,7	ВА53-39/75	ААБ 4х10
РП-5
Сварочная
27.Сварочный аппорат	3	4	0,5	12,8	ВА53-39/10	АПВ 4х2,5
28.Сварочный аппорат	2	9	0,5	28,8	ВА53-39/10	АПВ 4х4
29.Сварочный аппорат	2	12	0,5	38,5	ВА53-39/10	АПВ 4х6
30.Нождак	1	1,5	0,45	5,34	ВА53-39/10	АПВ 4х2,5
31.Ст.настольно-сверл.	1	1,5	0,5	4,81	ВА53-39/10	АПВ 4х2,5
Итого по РП-5	9			183,1	ВА53-39/250	ААБ 4х70
РП-6
Покрасочная
32.Сушильная печь	1	9	0,7	20,6	ВА53-39/10	АПВ 4х4
33.Сушильная печь	1	12	0,7	27,5	ВА53-39/10	АПВ 4х4
34.Кран балка	1	7	0,5	22,45	ВА53-39/10	АПВ 4х4
35.Вентиляция	1	5	0,8	10	ВА53-39/10	АПВ 4х2,5
Итого по РП-6	4			80,55	ВА53-39/100	ААБ 4х25
РП-7
Участок изготовления проволоки
36.Печь эмалирования	1	35	0,96	58,8	ВА53-39/10	АПВ 4х6
37.Печь обжига	1	10	0,96	16,7	ВА53-39/10	АПВ 4х2,5
38.Ст.валочный	1	1,5	0,5	4,8	ВА53-39/10	АПВ 4х2,5
39.Ст.для правки пров.	1	1,5	0,55	4,37	ВА53-39/10	АПВ 4х2,5
40.Ст.размотачный	1	1,5	0,55	4,37	ВА53-39/10	АПВ 4х2,2
41. Ст.настольно-сверл.	1	1,5	0,5	4,8	ВА53-39/10	АПВ 4х2,5
Итого по РП-7	6			93,84	ВА53-39/150	ААБ 4х25

6.3 Выбор оборудования высоковольтного распределительного пункта РП-1

Высоковольтный распределительный пункт устанавливаем в энергетическом цехи завода. К РП подключаются следующие потребители ТП-10, а также высоковольтные синхронные двигатели СД 1 по 10. РП выполнено в ячейках К-105-10-31,5УЗ. Параметры ячейки приведены в таблице 13.

Для подключения РП используем вводную ячейку с водным выключателем и трансформаторами тока. Принимаем к установке в ячейке выбранный ниже выключатель.

Таблица 26 - Выбор выключателя в высоковольтном распределительном пункте

Выбор выключателей
Расположение выключателя	Наименование выключателя	Расчетные параметры цепи	Каталожные данные аппарата
Вводная ячейка	ВВ-10У-20/630ТЗ	Uуст=10 кВ; Imax=385,6 A; Iпо=11,45 кА; iу=31,27 кА; Bк=210,4 кА2с	Uном=10 кВ; Iном=630 А; Iоткл=20 кА; iдин=52 кА; Iтерм2·tтерм=1200 кА2с

Секционную ячейку примем такой же.

Ток утяжеленного режима на вводах РП:

,(82)

где S_р - расчетная мощность, потребляемая РП, кВА;

U_ном - номинальное напряжение, кВ.

А

Токи КЗ рассчитаны в разделе 5 для точки К₃. Тепловой импульс КЗ В_к определяется по формуле (52):

кА²с.

В К-105-10-31,5УЗ устанавливаются трансформаторы тока (ТТ) для подключения измерительных приборов и релейной защиты. Произведем выбор ТТ для всех присоединений: для вводной ячейки и для ячеек отходящих линий.

Таблица 27 - ТТ (вводная ячейка)

Расчетные данные	Каталожные данные трансформатор тока ТЛ - 10-2У3
Uуст=10 кВ; Imax=385,6 A; Iпо=11,45 кА; iу=27,56 кА; Bк=163,4 кА2с	Uном=10 кВ; Iном=400 А; iдин=40кА; Iтерм2·tтерм=4800кА2с

Определяем мощность, потребляемую приборами, подключенными к ТТ, для этого составляем таблицу 28, где указываем как и какие приборы подключаются к ТТ.

Таблица 28 - Определение мощности, потребляемые приборами

Наименование приборов	Потребляемая мощность, ВА	На каких фазах располагаются
Амперметр ЭА 0702 4000/5А	0,5	А, С
Счетчик СЭТ 3р-01-07А	4	А, С

Схема подключения приборов изображена на рисунке 9.

Рисунок 9 - Схема подключения приборов

Суммарную мощность берем для наиболее загруженной фазы, фазы А:

S_приб=2Ч0,5+4=5 ВА.

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением F=4 мм.²

Произведем выбор выключателя и ТТ для ячеек отходящих линий.

Таблица 29 - Выбор выключателя и ТТ для ячеек отходящих линий

Кабельные линии	Uн, кВ	Iр, А	Iутяж,А	Iпо, кА	iу, кА	Тип выключателя	Тип трансформатора тока
ТП-10	10	8,2	16,4	10,09	27,56	ВВ-10У-20/630 ТЗ	ТЛ-10УЗ/50/0,5Р
СД-1,2,3,4,5,6	10	37,1	-	10,09	27,56	ВВ-10У-20/630 ТЗ	ТЛ-10УЗ/50/0,5Р
СД-7,8,9,10	10	66,1	-	10,09	27,56	ВВ-10У-20/630 ТЗ	ТЛ-10УЗ/100/0,5Р

Определяем мощность, потребляемую приборами, подключенными к ТТ, для этого составляем таблицу 30, где указываем как и какие приборы подключаются к ТТ.

Таблица 30 - Определение мощности трансформатора напряжения

Наименование приборов	Потребляемая мощность, ВА	На каких фазах располагаются
Амперметр ЭА 0702 4000/5А	0,5	А, С
Ваттметр Д365	0,5	А, С
Счетчик вар СЭТ 3р-01-07А	4	А, С

Схема подключения приборов изображена на рисунке 10.

Рисунок 10 - Схема подключения приборов

Суммарную мощность берем для наиболее загруженной фазы, фазы А:

S_приб=2Ч0,5+4=5ВА.

Сопротивление приборов (75):

Ом.

Сопротивление соединительных проводов (76):

Ом.

Наименьшее допустимое сечение соединительных проводов (77):

мм²,

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением F=4 мм².

Таблица 31 - Приборы, подключаемые к ТН

Наименование прибора	Потребляемая мощность, ВА	Число обмоток	сos	sin	Количество приборов	Потребляемая активная мощность, Вт	Потребляемая реактивная мощность, вар
Вольтметр Э350	3	1	1	0	1	3	0
Ваттметр Д365	3	2	1	0	1	6	0
Счетчик вар СЭТ3р-01-0,7ТА	4	2	0,38	0,93	2	6,08	14,88
Счетчик вар СЭТ3р-01-0,7ТА	4	2	0,38	0,93	6	18,24	44,64
Сумма	-	-	-	-	10	33,32	59,52

Выберем трансформаторы напряжения, подключенные к шинам РП. Приборы, подключаемые к ТН представлены, в таблице 31. Выбираем ТН, соединенные в треугольник - ЗНОЛ 06-10УЗ, параметры ТН следующие:

U_ном=10 кВ; класс точности 0,5; S_ном=150 ВА,

Суммарная мощность, потребляемая приборами (78):

ВА.

S<S_ном.

Мощности выбранных трансформаторов напряжения достаточно для питания приборов.

Сечение проводов принимаем 4 мм².

ТН подключается к шинам через предохранитель. Примем к установке предохранитель ПКН 001-10УЗ с U_ном=10 кВ, U_max = 12 кВ.

Низковольтная аппаратура выбрана выше.

6.4 Выбор токопроводов для трансформаторов собственных нужд

От силовых трансформаторов к сборным шинам ЗРУ прокладывается токопровод, по которому и происходит питание.

Выбираем токопровод заводского изготовления ТЭНЕ-10.

Таблица 32 - Параметры токопроводов

Тип токо-провода	Наименование и значение параметров
	Номинальное напряжение, кВ	Номинальный ток главных цепей, А	Ток эл. динамической стойкости, кА	Ток термической стойкости (3с), кА	Диаметр, мм	Масса, кг/м
ТЭНЕ-10	10	4000	250	100	408	39

Производитель ООО «Энергопромресурсы» г. Екатеринбург

Параметры, приведенные заводом изготовителем значительно превосходят наши расчетные и дополнительных расчетов не требуют.

6.5 Выбор изоляторов

Для прохода шин сквозь стены ЗРУ используем проходные изоляторы ИП-10/3150-3000УЗ:

с U_ном=10 кВ, I _ном=3150А, F_доп=3000 Н.

6.6 Выбор трансформатора собственных нужд

Мощность трансформатора собственных нужд выбираем как 0,5% от мощности силового трансформатора ГПП. S_{тр-ра ГПП}=25000 кВА, тогда S_{тен.расч}=125 кВА. Принимаем ТМ-160/10 с S_тен=160 кВА, который устанавливаем в здании ЗРУ. ТСН подключаем к шинному мосту от трансформаторов ГПП к ЗРУ.

Для защиты ТСН устанавливаем предохранитель ПКТ 102-10-31,5-31,5УЗ. На отходящие линии устанавливаем автоматы ВА53-39/400/25 (как вводный, так и секционный).

7. КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В СЭС ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ

Оптимальный выбор средств компенсации реактивной мощности (РМ) является составной частью построения рациональной СЭС промышленного предприятия. Компенсация РМ одновременно с улучшением качества электроэнергии в сети промышленного предприятия является одним из основных способов сокращения потерь электроэнергии.

К сетям напряжением 1 кВ промышленных предприятий подключают большую часть электроприемников, потребляющих РМ. Коэффициент мощности нагрузки обычно 0,7-0,8, при этом сети 380-660В электрически удалены от источников питания - энергосистемы. Поэтому передача РМ в сеть напряжением до 1 кВ приводит к повышенным затратам на увеличение сечений проводов и кабелей, на повышение мощности трансформаторов, на потери активной и РМ. Эти затраты можно уменьшить и даже устранить, если обеспечить компенсацию РМ непосредственно в сети напряжением до 1 кВ. Источниками РМ в этом случае могут быть синхронные двигатели напряжением 380-660В и низковольтные конденсаторные батареи (НКБ). Недостающая часть (некомпенсированная РМ) покрывается перетоком реактивной мощности с шин 10 кВ, т.е. из сети напряжением выше 1 кВ предприятия. При выборе трансформаторов цеховых ТП были получены: Q_li - реактивная нагрузка на один трансформатор, ДQ_Ti - потери реактивной мощности в трансформаторе. На основе этих данных и с учетом того, что 2 секция сборных шин ГПП от части зеркальное отображение 1 секции шин, заполняем следующую таблицу 33.

Таблица 33 - Данные о трансформаторах

Трансформаторная подстанция	Sт.нi, кВА	Qli, квар	ДQTi, квар	Rтрi, Ом	Rлi, Ом
ТП-1	400	0	19,9	3,43	0,2
ТП-2	1600	694	60,25	5,86	0,04
ТП-3	1600	694	60,25	5,86	0,05
ТП-4	630	161	33,9	1,91	0,08
ТП-5	1600	153,5	82,5	5,86	0,08
ТП-6	1600	691	48,4	5,86	0,11
ТП-7	400	222	19,05	3,43	0,25
ТП-8	630	212	25,05	1,91	0,1
ТП-9	160	64,5	12,9	10,5	0,32
ТП-10	160	63,5	10,55	10,5	0,02
ТП-11	160	65	9,75	10,5	0,06
Итого:		3020,5	382,5

Сопротивление трансформатора:

, (83)

где ДР_кз - потери короткого замыкания трансформатора, Вт;

S_{ном.тр-ра} - номинальная мощность трансформатора;

U_ном - ВН трансформатора, равное 10 кВ.

Сопротивление линии:

, (84)

где R₀ - удельное сопротивление КЛ, Ом/км; L - длина КЛ, км.

Схема замещения представлена на рисунке 11.

Рисунок 11 - Схема замещения С.Э.С. П.П. для провидения расчета компенсации реактивной мощности

Синхронные двигатели, способные генерировать РМ, представлены в таблице 34.

Таблица 34 - Параметры синхронных двигателей

Обозначение в схеме	Тип двигателя	Uн, кВ	Рсд нi, кВт	Qсд нi, квар	Ni, шт	ni, об/мин	Дli, кВт	Д2i, кВт
СД 1,2,3	СТД	10	800	-408	3	3000	2,47	4,46
СД 7,8	СТД	10	800	-408	2	3000	2,47	4,46
СД 11,12,13	СТД	10	3150	-1600	3	3000	7,16	10,1
СД 14,15,16	СТД	10	3150	-1600	3	3000	7,16	10,1
СД 17	СТД	10	800	-408	1	3000	2,47	4,46
СД 18	СТД	10	630	-320	1	3000	2,07	3,44
СД 19	СТД	10	1600	-705	1	3000	4,25	6,27

Определим удельную стоимость потерь активной мощности от протекания РМ:

,(85)

где д - коэффициент, учитывающий затраты, обусловленные передачей по электрическим сетям мощности для покрытия потерь активной мощности;

б - стоимость 1 кВт потребляемой мощности 225,51 руб. кВт/месяц;

К_м - отношение потерь активной мощности от протекания РМ, потребляемой предприятием в период наибольшей нагрузки энергосистемы, к максимальным потерям активной мощности от протекания максимальной РМ, потребляемой предприятием;

в - стоимость 1 кВт/ч энергии, равная 1,261 руб. кВт/час;

ф - время использования максимальных потерь, ч.

руб/кВт.

электрический трансформаторный ток мощность

Найдем допустимую реактивную мощность синхронных двигателей:

Примем, что синхронные двигатели имеют нагрузку по активной мощности тогда коэффициент допустимой перегрузки двигателя по реактивной мощности .

(86)

квар.

Определим затраты на генерацию реактивной мощности отдельными источниками:

- для низковольтных БК (0,4 кВ):

; (87)

где Е- коэффициент отчислений;

К_бкн - капиталовложения в батареи конденсаторов, руб;

ДР_бкн - потери активной мощности в НБК, кВт/руб.

руб/Мвар,

- для высоковольтных БК (10 кВ):

,(88)

руб/Мвар.

- для синхронных двигателей:

 ; (89)

где Д1 - параметр характеризующий потери активной мощности в СД.

руб./Мвар;

(90)

где Д2 - параметр характеризующий потери активной мощности в СД.

руб./Мвар.

Определим эквивалентные активные сопротивления ответвлений с ТП для расчета оптимальной РМ, генерируемой НБК:

R_э1=R1=R_л2+R_тр2=0,04+5,86=5,9 Ом;

R_э2=R2=R_л3+R_тр3=0,05+5,86=5,91 Ом;

R_э3=R₃=R_л5+R_тр5=0,08+5,86=5,94 Ом;

R_э4=R4=R_л6+R_тр6=0,11+5,86=5,97 Ом;

R_э5=R5=R_л11+R_тр11=0,06+10,5=10,56 Ом.

Схема замещения магистральной линии ТП-1,ТП-7 представлена на рисунке 12.



Рисунок 12 - Схема замещения магистральной линии ТП-1,ТП-7

R₀₁=R_л1=0,2 Ом; R₁₂=R_л7=0,25 Ом;

R₁=R_тр1=3,43 Ом; R₂= R_тр7=3,43 Ом.

Эквивалентная проводимость точки 1 схемы.

. (91)

.

Эквивалентные сопротивления присоединений:

, (92)

Ом.

,(93)

Ом.

Аналогично рассчитываются эквивалентные сопротивления для других магистральных линий.

Определим реактивную мощность, генерируемую синхронными двигателями:

,(94)

где ,

.

.

Результаты расчета по синхронным двигателям сведены в таблицу 35.

Таблица 35 - Результаты расчета по синхронным двигателям

Обозначение СД на схеме	Qcд.м, Мвар	З1г.сд, руб/Мвар	З2г.сд, руб/Мвар2	Rэ.сд, Ом	Qсд, Мвар
СД-1,2,3	1,266	46073,7	54213	0,896	0,49
СД-7,8	0,844	50736,5	81319,5	1,345	0,298
СД-11,12,13	5,044	28537,6	7983,1	1,334	0,437
СД-14,15,16	5,044	28537,6	7983,1	1,334	0,437
СД-17	0,42	64723	162639	2,77	0,103
СД-18	0,33	74342,2	203924,1	3,628	0,057
СД-19	0,82	49765,3	76577,2	1,28	0,319
Итого	13,768				2,141

Реактивная мощность источников:

, (95)

где Мвар Ом,

где а = 1000/U_ном².

Если Q_ci<0, то принимаем ее равной нулю, т.е. установка НБК на данной ТП не требуется.

Мощности НБК цеховых ТП определяются суммой двух групп БК: основной Q_кi и дополнительной Q_сi:

Q_кнi = Q_кi + Q_сi . (96)

По полученной мощности выбираем комплектные конденсаторные установки (ККУ) и определяем их суммарную мощность.

Результаты расчета мощностей Q_сi низковольтных БК сводим в таблицу 36.

Таблица 36 - Результаты расчета мощностей Q_сi

Место установки БК	Rэi, Ом	Qсi, Qсоi, Мвар	Qкi, квар	Qкi+Qсi, квар	Тип принятой стандартной БК	Qcтi, квар
		Расчетное	Принятое
ТП 1	3,816	-216	0	210,5	210,5	УКБН-0,38-200-50У3	200
ТП 2	5,9	601	601	0	601	УКЛН-0,38-600-150У3	600
ТП 3	5,9	601	601	0	601	УКЛН-0,38-600-150У3	600
ТП 4	2,078	-239	0	154	154	УКБН-0,38-150-50У3	150
ТП 5	5,94	84	84	571	655	УКЛН-0,38-650-150У3	650
ТП 6	5,97	588,3	588,3	0	588,3	УКЛН-0,38-600-150У3	600
ТП 7	4,09	20,5	20,5	112	132,5	УКБН-0,38-150-50У3	150

ТП 8	2,206	-171,8	0	110,5	110,5	УКБН-0,38-100-50У3	100
ТП 9	12,5	5,34	5,34	46,25	51,6	УКЛН-0,38-50-У3	50
ТП 10	10,52	-11,7	0	12,5	12,5	-	0
ТП 11	10,56	-10	0	0	0	-	0
Итого				1216,75	3117	-	3100

Установка конденсаторных батарей на РП-1 не требуется.

Определим мощность высоковольтных БК, подключаемых к сборным шинам 10 кВ ГПП.

Определение производим из условия баланса реактивных мощностей на каждой из сборных шин:

,(97)

где Q_эс - экономически целесообразная реактивная мощность, передаваемая энергосистемой предприятию, квар.

Q_эс - определяем, как минимальную величину из двух:

Q'_эс = б • Р_р (98)

Q'_эс = 0,31? 31293,2 = 9700,9 квар;

Q''_эс = Q_р - , (99)

где Кнр - коэффициент несовпадения реактивной мощности [3].

Q''_эс = 3020,5+382,5+1224,6 ? ,

тогда Qэс=0.

квар.

- это говорит о нецелесообразности установки высоковольтной БК, т.е. в СЭС завода имеется избыток реактивной мощности, обусловленные внутренними источниками. Поэтому можно и нужно уменьшить их мощность. Чтобы при этом сохранить оптимальные мощности источников и обеспечить баланс реактивных мощностей, нужно воспользоваться коэффициентом Лагранжа.

8. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

На предприятии установлены СД наибольшая мощностью двигателя 3150кВт. Они подключаются на напряжение 10 кВ (1, 2, 3, 4 С.Ш.). Необходима проверка соблюдения параметров качества электроэнергии (провалов напряжения) в точке раздела балансовой принадлежности сетей.

Пусковая расчетная мощность СД:

,(100)

где Р_ном, cos ц_н, з_н - номинальные параметры двигателя [13];

К_п - кратность пускового тока двигателя.

кВт.

К секции шин ГПП, на которой производится запуск, подключены трансформаторы мощностью 1х1600кВА, 1х400кВА, 1х630кВА, 1х160кВА и синхронный двигатель мощностью 1х3500.

Суммарная эквивалентная пусковая нагрузка:

Sпэ=26286+2790+3500=32576 кВА.

Эквивалентное сопротивление узла:

,(101)

где S_б= 1000МВА и U_б = 10,5кВ - приведенные базисные значения.



Остаточное напряжение на сборных шинах определяется по выражению:

(102)

где U_с = 10кВ - напряжение сети;

х_с - суммарное сопротивление питающей сети до сборных шин п.5, равно х_с=8,406.

,

т.е. посадка напряжения на шинах РП составит 10-7,68=2,32 кВ или 23,2%, что входит в допустимые 10% провала напряжения при пуске.

Выбираем пусковое устройство УБПВД-С-10-500УХЛ4.

Пусковая расчетная мощность СД:

кВт,

где К_п - кратность пускового тока двигателя при частотном пуске.

Суммарная эквивалентная пусковая нагрузка:

Sпэ=7202+2790+3500=13492 кВА.

Эквивалентное сопротивление узла:



Остаточное напряжение на сборных шинах определяется по выражению:

,

т.е. посадка напряжения на шинах РП составит 10-7,68=2,32 кВ или 23,2%, что входит в допустимые 10% провала напряжения при пуске.

9. РАСЧЕТ ЗАЩИТЫ ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ДВИГАТЕЛЯ И ПУСКОВОГО УСТРОЙСТВА

9.1 Расчет защиты высоковольтного синхронного двигателя СТД 3150-10

Согласно [12] для синхронных электродвигателей напряжением выше 1000В предусматриваются следующие защиты:

- дифференциальная защита без выдержки времени от многофазных коротких замыканий на выводах и в обмотке статора;

- защита от токов перегрузки, вызванной технологическими причинами и затянувшимся пуском или само запуском;

- защита минимального напряжения;

- защита от асинхронного режима;

- защита от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ);

9.1.1 Защита от многофазных коротких замыканий

В соответствии с требованиями [12] для электродвигателей мощностью более 2 МВт в качестве защиты от многофазных замыканий применяется продольная дифференциальная защита без выдержки времени с использованием полупроводникового дифференциального реле РСТ-15. Защиту выполняем по двухфазной двухрелейной схеме.

Номинальный ток двигателя:

(103)

где P_ном.дв = 3150 кВА - номинальная мощность двигателя типа СТД [13];

U_ном =10кВ - номинальное напряжение двигателя.

 А.

Ток срабатывания защиты отстраивается от пускового тока:

(104)

где К_П =5- коэффициент пуска двигателя [13].

А.

Поперечная относительная сверхпереходная ЭДС двигателя:

, (105)

где Х^//_d=0,2 - сверхпереходная ЭДС синхронного двигателя.

В.

Наибольшее действующее значение периодической составляющей тока в режиме трёхфазного короткого замыкания:

А,(106)

.

Отстраиваем защиту от тока небаланса, учитывающего ток I"_к, так как он имеет значение больше пускового.

Тогда ток срабатывания защиты:

А,(107)

где к_отс = 1,25 - коэффициент отстройки для статического реле;

е=0,1 - полная погрешность трансформатора тока.

.

Выбираем трансформатор тока ТЛ-10УЗ/300/0,5Р с коэффициентом трансформации:

,(108)

.

Ток срабатывания реле:

,(109)

А.

Коэффициент чувствительности определяется при двухфазном коротком замыкании в минимальном режиме на шинах, к которым подключен двигатель:

,(110)

.

значит, защита удовлетворяет требованию чувствительности.

Расчёт количества витков первичной обмотки TA упрощается в связи с равенством токов срабатывания реле на основной и не на основной сторонах. Принимаем щ_осн = щ_неосн =16 , тогда МДС срабатывания равна:

,(111)

А.

Ближайшая установка по МДС F_ср=40 А.

9.1.2 Защита от перегруза - МТЗ с выдержкой времени

Защита от перегруза - частный случай МТЗ с выдержкой времени.

1) Защиту выполним на реле РСТ 13 с коэффициентом возврата к_В = 0,9.

2) Перегруз является симметричным режимом, поэтому защита от него выполняется одним реле, включенным в одну из фаз. При этом мы используем те же трансформаторы тока, что и для токовой отсечки (коэффициент трансформации к_I = 60, коэффициент схемы к_СХ = 1).

3) Ток срабатывания защиты определяется из условия отстройки от номинального тока двигателя:

,(112)

где к_отс = 1,1 - коэффициент отстройки;

к_в=0,9 - коэффициент возврата.

А.

4) При расчете защиты от перегруза коэффициент чувствительности не определяется.

5) Ток срабатывания реле:

,(113)

А.

Принимаем к установке реле РСТ 13/19, у которого ток срабатывания находится в пределах I_ср.р. = (1,56) А.

6) Определим сумму установок:

,(114)

где I_min = 1,5А - минимальный ток срабатывания выбранного реле.

.

Принимаем установку 1,6 и 0,1, следовательно .

Найдем ток установки реле:

,(115)

А.

7) Выдержка времени защиты отстраивается от времени пуска электродвигателя. Наибольшее время пуска рассматриваемого двигателя t_ПУСК=9,5с. Тогда время срабатывания защиты от перегруза:

,(116)

где к_ОТС = 1,3 - коэффициент отстройки от времени пуска.

с.

Выбираем реле времени РВ 01, пределы регулировки времени которого от 0,1 до 50с.

9.1.3 Защита минимального напряжения

Защита минимального напряжения устанавливается одна на секцию сборных шин, в качестве измерительного органа имеет трансформатор напряжения.

Защита выполняется двухступенчатой. Первая ступень предназначена для облегчения само запуска ответственных электродвигателей, она отключает электродвигатели неответственных механизмов.

1) Для выполнения защиты будем использовать реле типа РСН 16, которое имеет коэффициент возврата к_в = 1,1.

2) Выбираем трансформатор напряжения типа 3*ЗНОЛ.06-10У3 согласно: В, В.

Коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

,(117)

.

3) Напряжение срабатывания:

,(118)

где - минимальное напряжение на шинах, которое не вредит технологическому процессу;

к_ОТС = 1,1 - коэффициент отстройки для статического реле.

кВ.

4) Для определения коэффициента чувствительности необходимо знать минимальное остаточное напряжение на шинах при металлическом коротком замыкании в конце зоны защищаемого объекта. Поскольку мы не можем найти значение этого напряжения, то коэффициент чувствительности не рассчитывается.

5) Напряжение срабатывания реле:

,(119)

В.

Принимаем к установке реле РСН 16/28, у которого напряжение срабатывания находится в пределах U_ср.р. = (40200) В.

6) Определим сумму установок:

,(120)

Г

де U_min = 40В - минимальное напряжение срабатывания выбранного реле.

Принимаем установку 0,4, следовательно .

.

Найдем напряжение установки реле первой ступени:

,(121)

В.

7) Выдержка времени принимается на ступень селективности больше времени действия быстродействующей защиты от многофазных коротких замыканий. Примем t_cp = 0,5 с, реле времени РВ 01, пределы регулировки времени которого от 0,1 до 50с.

Вторая ступень защиты отключает часть электродвигателей ответственных механизмов, само запуск которых недопустим по условиям технологического процесса или по условиям безопасности.

1) Вторую ступень защиты также выполним на реле РСН 16, коэффициент возврата к_В = 1,1.

2) Реле включается во вторичные цепи того же трансформатора напряжения, что и реле первой ступени.

3) Напряжение срабатывания второй ступени:

,(122)

где к_ОТС = 1,1 - коэффициент отстройки для статического реле.

кВ.

4) Коэффициент чувствительности второй ступени не определяем по тем же причинам, что и коэффициент чувствительности первой ступени.

5) Напряжение срабатывания реле второй ступени (121):

В.

Принимаем к установке реле РСН 16-23, у которого напряжение срабатывания находится в пределах U_СР.Р. = (1260) В.

6) Определим сумму установок:

,(123)

где U_min = 12 В - минимальное напряжение срабатывания выбранного реле.

.

Принимаем установки 1,6; 0,8, следовательно .

Найдем напряжение установки реле второй ступени:

,(124)

В.

7) Время срабатывания второй ступени защиты принимаем t_СЗ^II=10сек с помощью реле времени РВ 01, пределы регулировки времени которого от 0,1 до 50с.

9.1.4 Защита от асинхронного режима

Защита от асинхронного режима действует по схеме, предусматривающей ресинхронизацию с автоматической разгрузкой механизма до такого уровня, при котором обеспечивается втягивание электродвигателя в синхронизм. В схеме используется промежуточное реле типа РП-252, имеющее замедление при возврате для предотвращения отказа защиты при биениях тока асинхронного режима.

9.1.5 Защита от замыканий на землю

Согласно [12] защита электродвигателей от однофазных замыканий на землю электродвигателей мощностью более 2 МВт должна предусматриваться при токах замыкания на землю 5А и более. Ток замыкания на землю складывается из емкостного тока двигателя и емкостного тока кабельной линии.