Система электроснабжения станции "Гришево", на территории которой находится промышленный объект

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Ведение

Характеристика объекта

1. Расчет электрических нагрузок

2. Компенсация реактивной мощности

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на трансформаторных подстанциях.

4. Система внешнего электроснабжения.

5. Главная понизительная подстанция.

6. Электрическая сеть напряжением 10 кВ

7. Электрическая сеть напряжением 0,4 кВ

8. Защита и автоматика системы электроснабжения

9. Измерение параметров и учет электроэнергии

10. Оценка эффективности установки компенсирующих устройств

11. Расчет защитного заземления на ГПП

12. Меры обеспечения электробезопасности при эксплуатации ГПП.

Заключение

Литература

Введение

Электроснабжение железных дорог рассматривается как создание магистралей, которые будут решать не только чисто транспортные задачи, но и будут способствовать электрификации прилегающих районов.

В настоящее время по электрифицированным железным дорогам не только перевозят грузы и пассажиров, но и создают вокруг них промышленные и культурные центры.

Электрифицированные железные дороги получают электроэнергию от энергосистем, объединяющих в себе несколько электростанций. Электрическая энергия передается от генераторов электростанций через электрические подстанции, линии электропередач различного напряжения, на которых электрическая энергия преобразуется по роду тока и напряжения.

Вся совокупность устройств, начиная от генератора и кончая тяговой сетью, составляет систему электроснабжения электрифицированных железных дорог. От этой системы электроснабжения, помимо электрической тяги, питаются электроэнергией также все нетяговые железнодорожные потребители. Это потребители электроэнергии всех служб железных дорог. Электроснабжение нетяговых потребителей выполняется, как правило, с испольованием схем, принятых для электроснабжения промышленных предприятий и объектов жилищно- коммунального хозяйства. В данном проекте разрабатывается система электроснабжения Станции Гришево, на территории которой находится промышленный объект.

Характеристика объекта

Станция Гришево находиться на участке Черёмухово-Суховской Восточно -сибирской железной дороги.

Настоящий проект предусматривает электроснабжение станции.

На территории станции находятся потребители электроэнергии I , II и III категории ( в отношении обеспечения надежности электроснабжении )

Электроснабжение предусматривается от существующей ЛЭП - 35 кВ, питаюшей тяговую подстанцию.

Таблица №1

№ пп	Наименование объекта	Р расч.м кВт	cosц	категория
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12	Вокзал на 300 пассажиров Компрессорная Котельная Пост ЭЦ * Столярный цех АКБ Рельсосварочный цех Ремонтномеханические мастерские Цех периодического ремонта Цех ТР и ТО Цех подъёмки ** Субабонент	140 560 320 350 320 290 1500 400 1200 500 100	0,95 0,7 0,7 0,95 0,6 1 0,4 0,6 0,6 0,7 0,7	II II II I III II III III III III III III

* Пост ЭЦ должен иметь три независимых источника питания . Третье, независимое, питание осуществляется от дизель-генератора типа ДГА-24 (24 кВ·А), установленного в здании поста ЭЦ. Перевод питания производится автоматически.

** Перечень электроприёмников и нагрузка по цеху подъёмки сведены в таблицу № 2

Таблица № 2

Перечень электроприёмников и их нагрузок по цеху подъёмки.

№ пп	Электроприемники	Кол.	Рн кВт	Коэффициенты
				cosц	tgц	Ки
1,2 3 4 5 6 7,8 9,10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46	Кран мостовой Кран мостовой Кран мостовой Электродомкрат Колесно-токарный станок Стенд для дефектоскопии Подъёмник Сварочный трансформатор Камера окраски и сушки Сварочный преобразователь Сварочный трансформатор Станок для расточки Установка для пайки Конвейер для разборки Конвейер для сборки Бандажированный станок Станок обточки и шлифовки Баллансированный станок Печь для нагрева катушек Токарно-винторезный станок Испытательная станция Испытательная станция Кран мостовой Шкаф сушильный Стенд испытаний Индукционный нагреватель Ванна для нагрева Ванна для олова Сушильная печь Электрокран Станок для удаления масла Установка для сушки 3х-машинный агрегат Кран мостовой Регенерационная установка Стенд для формовки Стенд для испытания Стенд для испытания Стенд для испытания Стенд для регулирования Стенд испытания изоляции Мотор-генератор Установка для нагрева	2 1 1 1 1 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1	46х2 28 45 8 83 4х2 3х2 34 40 28 34 10 5 5 5 13 13 10 11 8 380 129 30 15 28 13 6 3 45 12 4 25 55 45 5 26 5 11 5 14 10 14 22	0,5 0,5 0,5 0,5 0,65 0,65 0,5 0,5 0,85 0,5 0,5 0,65 0,5 0,5 0,5 0,65 0,65 0,65 0,75 0,65 0,8 0,8 0,5 1 0,8 0,5 1 1 1 0,5 0,65 1 0,8 0,5 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,85 0,5	1,73 1,73 1,73 1,73 1,17 1,17 1,73 1,73 0,62 1,73 1,73 1,17 1,73 1,73 1,73 1,17 1,17 1,17 0,88 1,17 0,75 0,75 1,73 0 0,75 1,73 0 0 0 1,73 1,17 0 0,75 1,73 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,62 1,73	0,35 0,35 0,35 0,35 0,17 0,17 0,35 0,4 0,9 0,4 0,4 0,17 0,35 0,35 0,35 0,17 0,17 0,17 0,5 0,17 0,3 0,3 0,35 0,8 05 0,3 0,6 0,6 0,8 0,35 0,17 0,8 0,6 0,35 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,9 0,35

1.Расчет электрических нагрузок

Расчет нагрузок. Электрические нагрузки систем электроснабжения определяют для выбора числа и мощности силовых трансформаторов, мощности и места подключения компенсирующих устройств (КУ), выбора и проверки по условию допустимого нагрева токоведущих элементов сети, расчета потерь напряжения и выбора защит.

Все максимальные активные нагрузки и соответствующие им коэффициенты мощности, кроме цеха подъемки, приведены в таблице № 1.

Выполним расчет электрических нагрузок для цеха подъемки. Расчет выполним методом упорядоченных диаграмм, т.к. этот метод наиболее полно учитывает все изменения нагрузок электроприемников (ЭП).

Для этого разбиваем ЭП на две группы:

1 группа: ЭП с практически постоянным графиком нагрузки в длительном режиме работы, у которых Ки?0,6.

2 группа: все остальные ЭП.

Для второй группы находим эффективное число ЭП (пэ), общий коэффициент использования (Ки) и, по т. 2.6. [ 1] , коэффициент максимума (Км) как функцию.

Км = f (nэ, Ки)

Для этого определяем:

1) Суммарную номинальную активную мощность

Pн? = ? Рн ( 1.1 )

2) Суммарную сменную активную ( Рсм ? ) и реактивную ( Qсм?) мощности за наиболее загруженную смену.

Рсн? = ? (Рн • Ки) ( 1.2 )

Q см? = ? (Рн • Ки tgц ) ( 1.3 )

3) Коэффициент использования активной мощности за наиболее загруженную смену.

Ки = Рсн? / Рн? ( 1.4 )

4) Эффективное число электроприемников (пэ)

Если Ки > 0,2 и

М = Рн мах / Рн мin > 3 (1.5 )

Рн мах - мощность максимального электроприемника

Рн мin - мощность минимального электроприемника

То

пэ = 2Рн? / Рн мах (1.6 )

5) Коэффициент максимума Км

6) Максимальная активная ( Рм ), реактивная ( Qм ) и полная ( Sм ) мощность.

Рм = Рсм? • Км (1.7 )

Qм = Qсм? • К'м ( 1.8 )

К'м = 1 при nэ ? 10 и К'м = 1,1 при nэ < 10

Sм = v Рм2 + Qм2 ( 1.9 )

Для первой группы Значение Км принимается равным единице, поэтому, для нахождения Рм и Qм находятся Рсм? по ( 1.2 ) и Qсм? по ( 1.3 ), которые соответственно равны Рм и Qм.

Итоговые нагрузки Рм и Qм находятся путем сложения соответствующих мощностей 1и 2 группы, а общая мощность находится по ( 1.9 ).

Практический расчет, данные для расчета в таблице № 2.

1 группа .

Определяем Рсм? по ( 1.2 )

Рсм? = 40 · 0,9 +15 · 0,8 + 6 · 0,6 + 3 · 0,6 + 45 · 0,8 + 25 · 0,8 + 55 · 0,64 + 4 · 0,9 = =155 кВт.

Определяем Qсм? по ( 1.3 )

Qсм? = 40 · 0,9 · 0,62 + 55 · 0,6 · 0,75 + 14 · 0,9 · 0,62 = 55 кВАр

Исходя из методики расчета

Рм1 = Рсм? = 155 кВт

Qм1 = Qсм? = 55 кВАр

2 группа

Определяем Рн? по ( 1.1 )

Рн? = 1188 кВт

Определяем Рсм? по ( 1.2 )

Рсм? = 303 · 0,35 + 149 · 0,17 + 100 · 0,5 + 636 · 0,3 = 372, 18 кВт

Определяем Qсм? по ( 1.3 )

Qсм? = 303 · 0,35 · 1,73 + 149 · 0,17 · 1,17 + 100 · 0,5 · 0,88 + 623 · 0,3 · 0,75 +13 · 0,3 =

= 404 кВАр

Определяем Ки по ( 1.4 )

Ки = 372,18/ 1188 0,31

M = 380/ 3 = 127 > 3 по ( 1.5 )

Определяем nэ по ( 1.6 )

nэ = 2 · 1188/380 = 6

Определяем Км по т. 2.6 [ 1]

Км = 1,88

Определяем Рм2 по ( 1.7 )

Рм2 = 372,18 · 1,88 = 700 кВт

Определяем Qм2 по ( 1.8 )

Qм2 = 404 · 1,1 = 444,4 кВАр

Определим итоговую суммарную мощность

Рм = 700 + 155 = 855 кВт

Qм = 444,4 + 55 = 500 кВАр

Sм = v 855 2 + 500 2 = 990 кВА по ( 1.9 )

Определение реактивной и полной мощности и tgц для всех объектов.

S = P / cosц ( 1.10 )

Q = v S 2 - P 2 ( 1.11 )

tgц = Q / Р ( 1.12 )

Расчеты выполняются по ( 1.10 ), ( 1.11 ), ( 1.12 ) и сводятся в таблицу № 1.1

Таблица № 1.1

Расчетные мощности объектов

№ пп	Название объекта	Ррас	Qрас	Sрас	tgц
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12	Вокзал на 300 пассажиров Компрессорная Котельная Пост ЭЦ Столярный цех АБК Рельсосварочный цех Ремонтномеханические мастерские Цех периодического ремонта Цех ТР и ТО Цех подъемки субабонент	140 560 320 350 320 290 1500 400 1200 500 855 100	47 571,3 326,5 115 436,7 0 2000 533,3 1600 510 500 102	147,3 800 457,1 368,4 533,3 290 2500 666,7 2000 714,3 990,5 143	0,34 1,02 1,02 0,33 1,33 0 1,33 1,33 1,333 1,02 0,585 1,02

Расчет нагрузок по подстанциям

Трансформаторная подстанция ( ТП ) № 1 запитывает следующие объекты : 1) Вокзал на 300 пассажиров

2) Компрессорная

3) Котельная

4) Пост ЭЦ

Графики нагрузки у всех объектов различны. Суммарную мощность и график нагрузки ТП № 1 определим путем сложения графиков нагрузок входящих объектов.

Графики нагрузки всех объектов приведены на рисунке № 1.1 Сложение производится в именованных единицах и сводится в таблицу 1.2



Рис. 1.1

Таблица № 1.2

Интервалы Времени ч. Название объекта	0-2	2-4	4-6	6-8	8-10	10-12	12-14	14-16	16-18	18-20	20-22	22-24
Вокзал на 300 пассаж.	112	112	112	126	140 47	84 29	84	84	140	126	112	112
Компрессорная	112	112	112	448	560 571,3	560 571,3	560	560	560	448	224	224
Котельная	256	256	256	288	320 326,5	320 326,5	288	288	320	288	288	256
Пост ЭЦ	350	350	350	350	350 115	210 70	210	210	350	350	350	350
ТП № 1	830	830	830	1212	1370 1060	1174 997	1142	1142	1370	1212	974	942
ТП № 1 в %	60	60	60	88	100	86	83	83	100	88	71	69

Значение графиков нагрузки в именованных единицах объектов, запитанных по ТП № 1 и расчет значений графика нагрузки ТП № 1. Р ( кВт ) = f ( t )

В знаменателе реактивная нагрузка Q ( кВАр ), соответствующая расчетному максимуму нагрузки и максимуму энергосистемы, т.к. максимум энергосистемы находится на интервале времени с 9 до 11 часов. Из т. 1.2 для ТП № 1 Рм = 1370 кВт, Qм = 1060 кВАр

ТП № 2 запитывает рельсосварочный цех, поэтому её нагрузка определяется нагрузкой цеха, а графики нагрузок совпадают.

Рм = 1500 кВт, Qм = 2000 кВАр.

ТП № 3 запитывает цех подъемки и её нагрузка определяется аналогично ТП № 2 .

Рм = 855 кВт, Qм = 500 кВАр

ТП № 4 запитывает следующие объекты:

1) ремонтномеханические мастерские

2) АБК

3) Столярный цех

Расчет нагрузки ТП № 4 аналогичен расчету нагрузки ТП № 1. Все данные сводятся в таблицу 1.3

Таблица 1.3

Получение графика нагрузки ТП № 4 в именованных единицах, где Р ( кВт ) = f ( t )

Интервалы Времени ч. Название объекта	0-2	2-4	4-6	6-8	8-10	10-12	12-14	14-16	16-18	18-20	20-22	22-24
Ремонтномех. мастерские	140	160	120	220	34 453	400 533	300	360	280	260	200	160
Столярный цех	48	64	48	192	272 363	320 427	288	208	256	288	240	176
АБК	58	58	87	203	290	174	116	174	290	1116	58	58
ТП № 4	246	282	255	615	902 816	894 960	704	742	826	664	498	394
ТП № 4 в %	27	31	28	68	100	99	78	82	92	74	55	44

В знаменателе реактивная нагрузка Q ( кВАр ), соответствующая расчетному максимуму нагрузки и максимуму энергосистемы. Из т.1.3 для ТП № 4 Рм = 902 кВт, Q = 816 кВАр.

ТП № 5 запитывает цех периодического ремонта, и её нагрузка определяется аналогично ТП № 2.

Рм = 1200 кВт, Qм = 1600 кВАр.

ТП № 6 запитывает цех ТР и ТО, нагрузка определяется аналогично ТП № 2.

Рм = 500 кВт, Qм = 510 кВАр.

ТП № 7 запитывает субабонента, нагрузка определяется аналогично ТП № 2.

Рм = 100 кВт, Qм = 102 кВАр.

Расчетная мощность ( Рм ) и графики нагрузки на главной понизительной подстанции ( ГПП ) определяется аналогично ТП № 1. Все расчетные данные сводятся в таблицу 1.4

Таблица 1.4

Расчет мощности ( Р , кВт ) ГПП с помощью графиков нагрузки её потребителей.

интервалы времени ч. Назв. п/c.	0-2	2-4	4-6	6-8	8-10	10-12	12-14	14-16	16-18	18-20	20-22	22-24
ТП № 1	830	830	840	1212	1370	1174 997	1142	1142	1370	1212	974	342
ТП № 2	525	600	450	825	1275	1500 2000	1350	975	1200	1350	1125	825
ТП № 3	300	342	257	470	727	855 500	770	556	684	770	641	470
ТП № 4	246	282	255	615	902	894 960	704	742	826	664	498	394
ТП № 5	420	480	360	660	1020	1200 1600	1080	780	960	1080	900	660
ТП № 6	175	200	150	275	425	500 510	450	325	400	450	375	275
ТП № 7	20	20	20	80	80	90 91,8	50	50	70	100	100	40
ГПП	2516	2754	2322	4167	5800	6213 6660	5546	4570	5510	5626	4613	3606
ГПП в %	40	44	37	67	93	100	89	74	89	91	74	58

В знаменателе указана реактивная нагрузка ( Q, кВАр ) , соответствующая расчетному максимуму нагрузки и максимуму энергосистемы. Из т. 1.4 максимальная мощность ГПП равна:

Рм = 6213 кВт , Q = 6660 кВАр.

2. Компенсация реактивной мощности

Компенсация реактивной мощности является важной частью задачи электроснабже-

ния промышленных предприятий. Компенсация реактивной мощности, одновременно с улучшением качества электроэнергии в сетях промышленных энергопредприятий, является одним из основных способов сокращения потерь электроэнергии.

К сетям напряжением до 1 кВ промышленных предприятий подключают большую часть электроприемников, потребляющих реактивную мощность. Поэтому передача реактивной мощности в сеть напряжением до 1 кВ приводит к повышенным затратам на увеличение сечений проводов и кабелей, на повышение мощности трансформаторов, на потери активной и реактивной мощности. Эти затраты можно уменьшить и даже устранить, если обеспечить компенсацию реактивной мощности непосредственно в сети напряжением до 1 кВ.

Источниками реактивной мощности на данном проекте будут низковольтные конденсаторные батареи.

Конденсаторные батареи подключаем к шинам РУ - 0,4 кВ объектов.

Мощность батарей распределена пропорционально реактивной мощности энергосистемы. Период максимальных нагрузок принимается с 9 до 11 часов

Общая мощность компенсирующих устройств может быть определена

Qк = ( tgцфакт - tgцэн ) · Рнагр мах ( 2.1 )

Где :

tgцфакт - фактическое значение коэффициента мощности в период максимума нагрузки энергосистемы, вычисленное по графику нагрузки.

tgцфакт = Qнагр мах / Рнагр мах ( 2.2 )

где Рнагр мах и Qнагр мах - активная и реактивная нагрузки, определенные по графику нагрузки в период максимальных нагрузок системы.

tgцэн - экономически обоснованный коэффициент реактивной мощности.

tgцэн = Qэк / Рнагр мах

где Qэк - экономически обоснованная величина мощности, которую может получать потребитель из энергосистемы в период её максимальных нагрузок.

Заданный tgцэк = 0,4

Общая мощность компенсирующих устройств по ( 2.1 )

Qк рас = ( 1,072 - 0,4 ) · 6213 = 4175 кВАр.

tgцфакт = 6660/6213 = 1.072 по ( 2.2 )

Распределение реактивной нагрузки и выбор компенсирующих устройств проводится следующим образом. Исключаем все объекты с tgцфакт < 0,4

Для объектов tgцфакт < 0,4 определяем мощность кондесаторных батарей по ( 2.1 ) и ( 2.2 ).

Результаты расчетов сведены в т. 2.1.

Таблица 2.1.

Выбор компенсирующих устройств по объектам.

Название объекта	Рнагр мах кВт	Qнагр мах кВАр	Qку рас кВАр	Количество и тип КУ*	Qку кВАр
Компрессорная	560	571,3	347	9 х КЭ2 -0,38 - - 40 - 3У3	360
Котельная	320	326,5	199	8 х КЭ1 - 0,38 - - 25 -3У3	200
Солярный цех	320	427	300	12 х КЭ1 - 0,38 - - 25 - 3У3	300
Ремонтномеха- нические мас- терские	400	533	373	16 х КЭ1 - 0,3 - - 25 - 3У3	400
Рельсрсвароч- ный цех	1500	2000	1400	56 х КЭ1 -0,3 - - 25 - 3У3	1400
Цех периоди- ческого рем.	1200	1600	1120	28 х КЭ2 -0,38 - - 40 - 3У3	1120
Цех ТР иТО	500	510	310	8 х КЭ2 -0,38 - - 40 - 3У3	320
Цех подъемки	855	500	158	4 х КЭ2 -0,32 - - 40 - 3У3	160
Субабонент	90	92	56	2 х КЭ1 - 0,38 - - 25 - 3У3	50
Итого					4310

тип КУ выбираем по т. 6.21 [ 2 ].

tgцфакт на ГПП с учетом КУ в период максимума нагрузки электросистемы.

tgцфакт = ( Qнагр мах - Qку )/ нагр мах = ( 6660 - 4310 ) / 6213 = 0,378

tgцфакт находится в пределах допустимого.

Окончательные значения активной, реактивной и полной мощности ( Рм, Qм, Sм ) подстанций в период их максимальной нагрузки с учетом КУ сведены в таблице 2.2., где:

Qмах = Qм - Qку

Где Qм - максимальная реактивная нагрузка подстанций по графику Эл. Нагрузок.

Таблица 2.2.

Максимальная мощность подстанций с учетом КУ.

Обозначение Подстанций	Р мах кВт	Q мах кВАр	S мах кВА
ТП № 1 ТП № 2 ТП № 3 ТП № 4 ТП № 5 ТП № 6 ТП № 7 ГПП	1370 1500 855 894 1200 500 100 6213	500 600 340 260 480 190 52 2350	1460 1616 920 931 1292 535 113 6643

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на трансформаторных подстанциях.

Мощность трансформаторов определяется с учетом аварийных и систематических перегрузок. Методику определения допустимых нагрузок силовых масляных трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ, Ц и мощностью до 100 мВ·А определяет ГОСТ 14209 - 85.

Если в качестве исходных данных задан график нагрузки, то необходимо предварительно преобразовать график в эквивалентный двухступенчатый. Учитывая, что мощность трансформатора неизвестна , для преобразования графика используют следующий приближенный подход.

1) определяется средняя нагрузка по графику.

 n

? Si · ? ti

i = 0

Sср = --------- ( 3.1 )

n

? ? ti

I = 0

Где Si - мощность по графику на участке ? ti

2) выделяется пиковая часть графика.

3) Вычисляется коэффициент начальной нагрузки.

/ Sн2 · ?ti + Sн22 ?t +.....+ Sн2m ?t ( 3.2 )

К31 = 1 / Sном · v ?t1 + ?t2 +…….+?tn

Где Sном - номинальная нагрузка, Sн - начальная нагрузка.

4) предварительно определяют перегрузку эквивалентного графика.

/ ( S'н12) · ?Н1 + ( S'н2 2 ) · ? Н2 +.....+( S'н2n )· ?Hn ( 3.3 )

Кn' = 1 / Sном · v ?Н1 + ?Н2 +…….+?Нn

Где S'н - значение мощности на графике нагрузки в период пиковой части.

5) полученное К'n с Кмах исходного графика. Если К'n ? 0,9 Кмах = Sмах / Sном,

То :

Кn = К'n, если К'n< 0,9 Кмах, то следует принять Кn = 0,9 Кмах.

Продолжительность перегрузки Н в последнем случае должна быть ориентирована по формуле :

( К'n )2 · Н'

Н = ------------ ( 3.4 )

( 0,9 Кмах )2

6) по т. [ 2 ] , зная время перегрузки, К31 и среднюю температуру охлаждающего воздуха для систематических перегрузок выбираем допустимое значение перегрузки Кn.доп.

7) определяем перегрузку S'н2.

/ ( S'н12) · ?Н1 + ( S'н2 2 ) · ? Н2 +.....+( S'н2n )· ?Hn ( 3.5 )

S'н2 = v ?Н1 + ?Н2 +…….+?Нn

8) расчетная номинальная мощность силового трансформатора находиться из выражения

S'н1

Sном.рас = -------- ( 3.6 )

Кn.доп · n

И по стандартному ряду выбирается номинальная мощность трансформатора из условия Sном.т.? Sном.рас.

9) Проверка трансформатора на аварийные перегрузки. Повторяем пункты с1 по 6, только

Кn.доп выбираем для послеаварийных перегрузок, и сравниваем с Кn.

Если Кn.доп > Кn то трансформатор может перегружаться по данному графику нагрузки [ 7 ].

Выбор числа и мощности трансформаторов на ГПП.

Исходя из рекомендации [ 1 ] §2.15, выбираем двухтрансформаторную подстанцию.

Графики нагрузки ГПП см т.1.4

По т. 2.2. Sм = 6643 кВА

1) Определяем среднюю нагрузку

Sср = 4739 кВА

2) Пиковая часть графика с 8 до 22 ч.

6643 / 0,4 2 · 2 + 0,44 2 · 2 + 0,37 2 · 2 + 0,67 2 · 2 + 0,58 2

3) К31 = ----- · / --------------------- = 0,71 по (3.2 )

4739 v 10

6643 / 0,93 2 · 2 + 1 2 · 2 + 0,89 2 · 4 + 0,74 2 · 4 + 0,91 2

4) К31 = ---- · / ---------------------- = 1,228 по (3.3 )

4739 v 10

5) 0,9 Кмах = 0,9 · 6643 / 4739 = 1,262 1,228 < 1,262

К' n < 0.9 < Кмах, поэтому Кn = 0,9 Кмах = 1,262, а Н = ( 1,228 )2 · 14 / ( 1,262 )2 = 13,25 по ( 3.4 )

6) По т. 1.36 [ 2 ] для К31 = 0,71, Н = 14 ч. И температуры охлаждающего воздуха tє = =8.3єC по т. 1.37 [ 2 ] Кn доп = 1.08

7) S'н2 = 5819 кВА по ( 3.5 )

8) Sном рас = 5819 / 1,08 = 5388 кВА по ( 3.6 )

Т.к. у нас двухтрансформаторная подстанция

Sном рас = 5388 / 2 = 2694 кВА

По стандартному ряду выбираем трансформатор мощностью

Sном т = 4000 кВА

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы в период максимума нагрузки.

Кз = Sмах / Sном т = 6643 / 8000 = 0,83 ( 3.7 )

Так как ЭП III категории составляют более 50 % нагрузки, проверку на послеаварийные перегрузки делать нет необходимости.

Выбор числа и мощности трансформаторов на ТП № 1.

Так кА ТП № 1 запитывает ЭП I и II категории , то, исходя из § 2.15 [ 1 ] следует установить на подстанции два трансформатора.

Выбор мощности трансформаторов аналогичен выбору на ГПП, поэтому комментарии опускаются для всех последующих ТП

График нагрузки ТП № 1 см т. 1.2.

По т. 2.2. Sм = 1460 кВА

1) Sср = 1080,4 кВА по ( 3.1 )

2) Пиковая часть с 6 до 20 ч.

3) К31 = 0,87 по ( 3.2 )

4) К'n = 1,22 по ( 3.3 )

5) К'n = 0,9 Кмах 1,22 = 1,22 , поэтому К'n = К'n

6) По т. 1.36 [ 2 ] Кn доп = 1,08

7) S'н2 = 1,318 кВА по ( 3.5 )

8) Sком расч = 610 кВА по ( 3.6 )

По стандартному ряду выбираем ближайший больший по мощности трансформатор

С Sном т. = 630 кВА

9) Проверка на послеаварийную перегрузку. Пиковая часть с 0 до 24 по т. 1.36 [ 2 ] для аварийных перегрузок Кn доп = 1,4

К'n = 1,86 по ( 3.3 )

Так как К' n > К'n доп данный трансформатор не сможет обеспечивать питанием ЭП во время послеаварийной перегрузки, поэтому проверяем следующий по мощности трансформатор с Sном т. = 1000 кВА

Пиковая часть с 6 до 24

К'n = 1,25 по ( 3.3 )

К'n < щ,9 Кмах Кn = 0,9 Кмах = 1,314

По т. 1.36 [ 2 ] Кn = 1,4

Так как Кn доп > Кn , то трансформатор с Sном т. = 1000кВА сможет обеспечить

Питание потребителей во время послеаварийных перегрузок.

Окончательно выбираем два трансформатора Sном т. = 1000кВА

Выбор числа и мощности трансформаторов на ТП № 2.

ТП № 2 запитывает ЭП III категории

График нагрузки ТП № 2 смотри рис. 1.1.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

По т. 2.2. Sмах = 1616 кВА

1) Sср = 1077 кВА по ( 3.1 )

2) Пиковая часть с 8 до 22 ч.

3) К31 = 0,66 по ( 3.2 )

4) К'n = 1,264 по ( 3.3 )

5) 0,9 Кмах = 1,35 1,264 < 1,35

Кn = 1,25 , а

Н = 1,264 2 · 14 / 1,35 2 = 12,3 ч по ( 3.4 )

6) по т. 1.36 [ 2 ] Кn доп = 1,17

7) S'н2 = 1363 кВА ( 3.5 )

8) Sнрт = 1163 кВА Sн = 582 кВА при двух трансформаторах

При однотрансформаторной подстанции номинальная мощность трансформатора Sном т. = 1600 кВА

При двухтрансформаторной подстанции мощность трансформатора Sном т. = 630 кВА

Для удобства эксплуатации систем электроснабжения следует стремиться выбирать не более двух стандартных мощностей основных трансформаторов. Это ведет к сокращению складского резерва и облегчает замену поврежденных трансформаторов. [ 2 ] § 4.1

Проверка на систематические перегрузки.

Пиковая часть с 8 до 20 ч.

К31 = 0,65 по ( 3.2 )

К'n = 1,099 по ( 3.3 )

0,9 Кмах = 1,154, поэтому Кn = 1,154 , а Н = 11 ч.

Кn доп = 1,17 Кn доп > Кn

Данные трансформаторы могут систематически перегружаться по данному графику нагрузки. Проверка на послеаварийные перегрузки не требуется, так как ТП № 2 запитывает приемники III категории, которые в случае аварии могут быть частично выключены

Выбор числа и мощности трансформаторов на ТП № 3.

Графики нагрузки ТП № 3 см. рис. 1.1.

По т. 2.2. Sмах = 920 кВА

1) Sср = 613 кВА по ( 3.1 )

2) Пиковая часть с 8 до 22 ч.

3) К31 = 0,66 по ( 3.2 )

4) К'n = 1,264 по ( 3.3 )

5) 0,9 Кмах = 1,35 1,246 < 1,35

Кn = 1,35 , а

Н = 12,3 ч. по ( 3.4 )

6) по т. 1.36 [ 2 ] Кn доп = 1,08

7) S'n2 = 775 кВА по ( 3.5 )

ТП № 3 запитывает электроприемники III категории, поэтому, согласно рекомендациям [ 1 ] § 2.16, устанавливаем на подстанции один трансформатор.

8) Sном рас т. = 662 кВА

Выбираем ближайший больший по мощности трансформатор Sном.т. = 1000 кВА.

Кз = 920 / 1000 = 0,92 , то есть трансформатор будет иметь запас по мощности.

Выбор числа и мощности трансформаторов на ТП № 4.

График нагрузки см. т. 1.3

По т. 2.2. Sмах = 931 кВА

1) Sср = 604 кВА по ( 3.1 )

2) Пиковая часть с 6 до 20 ч.

3) К31 = 0,6 по ( 3.2 )

4) К'n = 1,318 по ( 3.3 )

5) 0,9 К мах = 1,387 К'n < 0,9 К мах, поэтому

Кn = 1,387, а Н = 12,6 ч. по ( 3.4 )

6) Кn доп = 1,08 по т.1.36 [ 2 ]

7) Sn2 = 796 кВА по ( 3.5 )

ТП № 4 запитывает электроприемники II и III категории, поэтому, согласно рекомендациям [ 1 ] § 2.16, выбираем однотрансформаторную подстанцию с резервированием на стороне низкого напряжения.

8) Sном рас. = 737 кВА по ( 3.6 )

Выбираем ближайший больший по мощности трансформатор Sн = 1000 кВА.

Кз = 0,931 по ( 3.7 ), то есть трансформатор в период максимальной нагрузки подстанции будет иметь запас по мощности.

Выбор числа мощности трансформаторов на ТП № 5.

График нагрузки см. рис.1.1

Sмах = 1292 кВА по т. 2.2.

1) Sср = 861 кВА по ( 3.1 )

2) Пиковая часть с 8 до 22 ч.

3) К31 = 0,66 по ( 3.2 )

4) К'n = 1,264 по ( 3.3 )

5) 0,9 Кмах = 1,35 1,264 < 1,35

Кn = 1,35 ,а

Н = 12,3 ч. по ( 3.4 )

6) по т. 1.36 [ 2 ] Кn доп = 1,08

7) S'n2 = 1088 кВА по ( 3.5 )

8) Для однотрансформаторной подстанции Sном.расч. = 1008 кВА, номинальная

Мощность трансформатора Sном.т. = 1600 кВА

для двухтрансформаторной подстанции Sном расч = 504 кВА,а номинальная мощность трансформатора Sном. т. = 630 кВА

Как ранее говорилось, что для удобства эксплуатации систем электроснабжения следует выбирать не более двух стандартных мощностей основных трансформаторов поэтому выбираем двухтрансформаторную подстанцию с Sном тр = 630 кВА.

Проверим ТП № 5 на систематические перегрузки.

1) Sном = 1260кВА

2) Пиковая часть с 10 до 12 ч.

3) К31 = 0,7 по ( 3.2 )

4) К'n = 1,025 по ( 3.3 )

5) К'n ? 0,9 Кмах Кn = К'n = 1,025

6) Кn доп = 1,73 по т. 1.36 [ 2 ]

Кn доп > Кn

Данный трансформатор сможет систематически перегружаться по данному графику нагрузки. Так как ТП № 5 питает электроприемники III категории, то проверка на послеаварийные перегрузки не требуется.

Выбо числа и мощности трансформаторов на ТП № 6.

График нагрузки см. рис. 1.1

Sмах = 535 кВА

1) Sср = 357 кВА по ( 3.1 )

2) Пиковая часть с 8 до 22 ч.

3) К31 = 0,66 по ( 3.2 )

4) К'n = 1,264 по ( 3.3 )

5) 0,9 Кмах = 1,35 1,264 < 1,35

Кn = 1,35 , а

Н = 12,3 ч. По ( 3.4 )

6) по т. 1.36 [ 2 ] Кn доп = 1,08

7) S'n2 = 451 кВА по ( 3.5 )

8) Выбираем однотрансформаторную подстанцию в соответствии с § 2.15 [ 1 ] , номинальная мощность которой Sном рас = 418 кВА по ( 3.6 )

Номинальная мощность трансформатора Sном т. = 630 кВА .

Кз = 0,85 , то есть трансформатор имеет запас мощности в период максимальной нагрузки.

Выбор числа и мощности трансформаторов на ТП № 7.

График нагрузки см. рис 1.1

Sмах = 113 кВА по т. 2.2

1) Sср = 67,8 кВА по ( 3.1 )

2) Пиковая часть с 6 до 22 ч.

3) К31 = 0,44 по ( 3.2 )

4) К'n = 1,328 по ( 3.3 )

5) 0,9 Кмах = 1,5 1,5 > 1,328

Кn = 1,5 , а

Н = 12,5 ч. По ( 3.4 )

6) Кn доп = 1,18 по т. 1.36 [ 2 ]

7) S'n2 = 90 кВА по ( 3.5 )

8) Выбираем однотрансформаторную подстанцию Sном расч = 76,3 кВА по ( 3.6 )

Выбираем трансформатор с Sном .т. =100 кВА

9) Проверка трансформатора на систематические перегрузки.

Пиковая часть с 18 до 22

К31 = 0,6 по ( 3.2 )

К'n = 1,13 по ( 3.3 )

0,9 Кмах = 1,017 Кn = К'n = 1,13

Кn доп = 1,67 1,67 > 1,13

Данный трансформатор может систематически перегружаться по данному графику нагрузки.

Данные по всем трансформаторам сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1

Окончательные значения номинальной мощности трансформаторов на ТП.

Название подстанции	Кол - во трансформаторов	Sном.т. кВА	Тип трансформатора	?Uк %
ТП № 1 ТП № 2 ТП № 3 ТП № 4 ТП № 5 ТП № 6 ТП № 7 ГПП	2 2 1 1 2 1 1 2	1000 630 1000 1000 630 630 100 4000	ТМЗ - 1000 / 10 ТМЗ - 630 / 10 ТМЗ - 1000 / 10 ТМЗ - 1000 / 10 ТМЗ - 630 / 10 ТМЗ - 630 / 10 ТМ - 100 / 10 ТМ - 4000 / 35	5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 4,5 7,5

Тип трансформаторов выбран в соответствии с § 2.15 [ 1 ]

4. Система внешнего электроснабжения

Электроснабжение главной понизительной подстанции осуществляется путем ответвления от ВЛ - 35 кВ, питающей тяговую подстанцию. В качестве коммутационно - защитного аппарата используется блок отделитель - короткозамыкатель типа :

Отделитель ОДЗ - 1 - 35 / 630У1

Короткозамыкатель КРН - 35 У1

Питание подводиться воздушной линией электропередач - двухцепная ВЛ 35.

Сечение проводов определяется по экономическому сечению.

S = I нор / Jэк ( 4.1 )

Где S - сечение провода, экономически целесообразное. I - расчетный ток в час максимума системы, Jэк - нормированное значение экономической плотности тока, выбираемое по т. 13.36 [ 4 ].

За Iнор примем номинальный ток трансформатора.

Iн = S / v3 · Uн = 4000 / v3 · 35 = 66 А ( 4.2 )

Jэк = 1А / мм 2 при числе часов использования максимума нагрузки более 5000

S = 66 / 1 = 66 мм 2 по ( 4.1 )

Ближайшее большее сечение 70 мм 2

Выбираем провод АС 70 / 11 с Iдоп = 265 А.

Проверка аппаратов и проводников системы внешнего электроснабжения.

Расчет токов короткого замыкания ( к.з. )

Токи к.з. определяются сопротивлением системы электроснабжения

х''с = U 2 ср.ном / S'' кс ( 4.3 )

где Uср.ном - средненоминальное напряжение системы для ЛЭП - 35.

Uср.ном = 37 кВ

S''кс - мощность короткого замыкания системы S''кс = 150 мВА

х''с = 37 2 / 150 = 9,13 Ом по ( 4.3 )

ток короткого замыкания

I'кз = Uср.ном / ( v3 · хс ) = 37 / ( v3 · 9,13 ) = 2,34 кА

Ударный ток короткого замыкания

iу = v2 · ку · Iк1 по ( 4.3 )

По т. 3.8. [ 6 ] Та = 0,02 , а ку = 1,608

Та - постоянная времени затухания

ку - ударный коэффициент.

Iу = v2 · 1,608 · 2,34 = 5,32 кА

Двухфазное к.з.

I ( 2 ) кз = v3 / 2 · I ( 3 ) кз =2,03 кА

i ( 2 )у = v3 / 2 · iу = 4,62 кА

Проверка отделителя :

Проверка по напряжению

Uс ? Uном 35 = 35 ( кВ )

Проверка по току

Iмах ? Iном 132 < 630 ( кА )

Проверка по электродинамической стойкости

iу ? iпр.с. 5,32 < 80 ( кА )

проверка на термическую стойкость

Вк < I 2 t · tt

Вк = I 2 кз ( tоткл + Та )

Где :

Вк - тепловой импульс

tоткл = tрз мах + tсв

t рз мах - максимальное время срабатывания релейной защиты. Принимаем tрз мах = 3 с.

tс.в - время собственного выключения

tс.в = 0,5 с по т. 5.6 [ 2 ]

Вк = 2,34 2 · ( 3 + 0,5 + 0,02 ) = 19,3 кА 2 · с

I 2 t · tt = 12,5 2 · 4 = 625 кА 2 · с см. т. 5.6 [ 2 ]

19,3 < 625 ( кА 2 · с )

Проверка короткозамыкателя по номинальному напряжению

Uном ? Uс 35 = 35 ( кВ )

Проверка на электродинамическую стойкость

iу ? iпр.с 4,62 < 42 ( кА )

проверка на термическую стойкость

Вк < I 2 t · tt

Вк = 2,03 2 · ( 3 + 0,02 ) = 12,45 кА 2 · с

12,45 < 625 ( кА 2 · с )

Проверка воздушной линии ВЛ - 35 на длительно допустимый ток

Iдл доп ? Iдл мах 265 > 132 ( А )

На минимальное сечение , допустимое по условию нагрева токами к.з.

Sмин = vВк / С ( 4.6 )

Где С - функция, значения которой приведены в т. 3.13 [ 6 ] для алюминевых проводов

С = 91 А · С Ѕ / мм 2

Smin = v 19,8 · 10 6 / 91 = 48,3 мм2

Smin < Snp 48,3 < 70 ( мм 2 )

Проверка по условию короны

Smin короны = 70 мм 2

Sпр ? Smin короны 70 =70 ( мм 2 )

5. Главная понизительная подстанция

Выбор места расположения

ГПП и ТП являются одним из основных звеньев системы электроснабжения любого промышленного предприятия. Поэтому оптимальное расположение подстанций на территории промышленного предприятия - важнейший вопрос при построении рациональных схем электроснабжения.

При проектировании систем электроснабжения предприятий разрабатывается генеральный план проектируемого объекта, на который наносятся все производственные цехи и объекты.

На генеральном плане указываются установленные или расчетные мощности.

Для определения местоположения ГПП и ТП при проектировании систем электроснабжения на генеральный план промышленного предприятия наносится картограмма нагрузок.

Картограммы нагрузок предприятия представляют собой размещенные по генеральному плану окружности, причем площади, ограниченные этими окружностями в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов. Для каждого цеха наносится своя окружность, центр которой совпадает с центром нагрузки цеха.

Центр нагрузок цеха или предприятия является символическим центром потребления электрической энергии. ГПП и ТП следует расположить как можно ближе к центру по линии, соединяющей условный центр нагрузок и внешний источник питания.

Цент электрических нагрузок для ГПП определяем следующим образом.

Считаем, что нагрузки цехов и объектов равномерно распределены по площади помещений, и центр нагрузок цеха ( объекта ) можно принять совпадающим с центром тяжести фигуры, изображающей цех ( объект ) на плане. Исходя из этого можно определить условный центр нагрузок по формулам.

 n

? Pi · xi

i = 1

Хо = ----------- ;

n

? Pi

i = 1

n

? Pi · уi

i = 1

Уо = ----------- ; ( 5.1 )

n

? Pi

i = 1

Где Хо ; Уо - геометрические координаты условного центра нагрузок ГПП ( ТП ).

хi ; yi - геометрические координаты условных центров нагрузок цехов ( объектов )

Рi - соответствующие координатам активные мощности цехов и объектов.

Радиусы окружностей картограмм определяются по формуле :

Ri = v Ppi / ( р m ) ( 5.2 )

Где :

Ppi - расчетная активная нагрузка цеха ( объекта )

m - принятый масштаб для определения площади круга.

Радиусы окружностей картограммы и геометрические координаты условных центров электрических нагрузок сведены в таблицу 5.1.

Таблица 5.1.

№ п.п.	Название цеха ( объекта )	Ррас кВт	хi см	уi см	ri см
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12	Вокзол на 300 пассажиров Компрессорная Котельная Пост ЭЦ Столярный цех АБК Рельсосварочный цех Ремонтномеханические мастерские Цех периодического ремонта Цех ТР и ТО Цех подъемки субабонент	140 560 320 350 320 290 1500 400 1200 500 855 100	34 40,8 44,5 39 106 77,5 70 89,5 96 110 96 14	20,5 27,5 28 19 15 15 26 15 22 27 34 25	1 1,9 1,4 1,5 1,4 1,4 3,1 1,6 2,8 1,8 2,3

Примечания. Расчет ri выполнен по ( 5.2 ) при m = 50

Расчет геометрического центра электрических нагрузок

Хо = 506800,5 / 6535 = 77,55 см по ( 5.1 )

Уо = 159500 / 6535 = 24,4 см по ( 5.1 )

ГПП располагаем как можно ближе к центруэлектрических нагрузок. Выбираем схему с одной секционированной системой шин, рассчитанной на установку выключателя с гибкой ошиновкой ( рис 5.1 )



Рис. 5.1

выбор аппаратов и токоведущих частей.

1) Выбор проводов и кабелей.

Выбор сечения ( см. гл. 4 ) отходящих линий . выбор производиться по 4.1 и 4.2

Данные заносятся в таблицу 5.2.

Таблица 5.2.

Сечение проводников.

Объект	Iк А	Sэк Мм 2	S мм	L м
ТП № 1 ТП № 2 ТП № 3 ТП № 4 ТП № 5 ТП № 6 ТП № 7 ГПП	58 36 58 58 36 36 6 70	58 36 58 58 36 36 6 70	50 35 50 50 35 35 16 70	380 30 160 90 70 250 660 780

2) Расчет токов короткого замыкания ( к.з. )

Схема замещения.

Рис. 5.2.

Принимаем базисную мощность

Sб = 4 МВА

Принимаем базисные напряжения

UбI = 37 кВ

UбII = 10,5 кВ

Базисные токи.

IбI = Sб / ( v3 · UбI ) = 4000 / ( v3 · 37 ) = 62,4 А

IбII = Sб / ( v3 · UбII ) = 4000 / ( v3 · 10,5 ) = 220 А

Е''с1 = Uн1 / UбI · Ес 35 / 37 · 1 = 0,946

Е''с2 = Uн2 / UбII · Ес = 10 / 10,5 · 1 = 0,952

Сопротивление системы

х'сб = Sб / S''к.с. = 4 / 150 = 0,02667

сопротивление линии

хл · бI = х1км · 1км · Sб / U 2 ср.ном = 0,432 · 0,78 ·4 / 37 2

сопротивление трансформатора.

хтр.б = Uкч0 / 100 · Sб / U 2 ср.ном = 7,5 / 100 · 4 / 4 = 0,075

расчет тока к.з. в точке К1

хрез1 = хс + хл = 0,02667 + 9,845 · 10 -4 = 0,02765

Периодическая составляющая тока к.з.

In1 = Е''с / хрез1 · IбI = 0,946 / 0,02765 · 62,4 = 2135 А

Ударный ток в точке к.з. по 4.4

iy = v2 · 1,608 · 2135 = 4855

Расчет тока к.з. в точке К2

Хрез2 = хрез1 + хт = 0,02765 + 0,075 =0,10265

In2 = Е''с / хрез2 · IбII = 0,952 / 0,10265 · 220 = 2040 А

Ударный ток в точке К2

По т. 3.8 [ 6 ] для распределительных сетей 6 - 10 кВ

Та = 0,01 с , а ку = 1,369

ty = v2 · 1,369 · 2040 = 3950 А

3) Выбор аппаратов и токоведущих частей на стороне 35 кВ .

Выбираем маломасляный выключатель

ВМКЭ - 35А - 16 / 1000 У1 по т. 5.2 [ 2 ]

Uном = 35 кВ

Uмах = 40,5 кВ

Номинальный ток отключения Iном от = 16 кА

Номинальный ток Iном = 1000 А

Номинальный сквозной ток :

1) Наибольший пик iпр.с =45 кА

2) Начальное действующее значение Iпр.с = 26 кА

Ток термической стойкости It = 16,5 кА

Время термической стойкости tt = 4 c

Время отключения tоткл = 0,11 с

Время собственного отключения tс.отк = 0,08 с

Выбираем разъединители типа

РНДЗ.2. - 35 / 1000У1 по т. 5.5 [ 2 ]

Uном = 35 кВ

Iном = 1000 А

iпр.ск = 63 кА

It = 25 кА

tt = 4 c

привод ПРН - 11ОУ1

Для проверки выключателя и разъединителя определим :

1) ассиметричный ток к.з.

Iaф = v2 · In0 · е -ф / Та ( 5.3 )

Где ф - наименьшее время от начала к.з. до момента расхождения дугогасительных контактов.

ф = tз. min + tсв ( 5.4. )

Где tз. min = 0,01 c - минимальное время действия релейной защиты

ф = 0,01 + 0,08 = 0,09 с по ( 5.4 )

iаф = v2 · 2135 · е -0,09 / 0,02 = 33, 54 А

2) Тепловой импульс.

Вк = I 2no ( tотк + Та ) ( 5.5 )

Где tотк = tр.з.мах + tс.вкл.

tр.з мах = 3 c.

Вк = 2135 2 · ( 3 + 0,08 + 0,01 ) = 14,1 кА 2 · с

3) Допустимое относительное содержание апериодического тока в токе отключения.

в = 0,1 по рис. 4 - 49 [ 6 ] для ф = 0,9

Проверка аппаратов выполнена в виде таблицы.

Таблица 5.3

Условия выбора и проверки электрических аппаратов.

Условия выбора	Расчетные Данные	ВМКЭ-35А-16/1000- У1 ном. Значение	РНД.З-2-35/1000-У1 Ном. Значение.
Uном ? Uсети	Uсети = 35 кВ	Uн = 35 кВ	Uн = 35 кВ
Iном ? Iдл.мах	92,4 А 132 А	1000 А	1000 А
Iоткл.ном ? iаr Iа ном ? iуд	2,135 кА 33,54 А	16 кА 2263 А	---- ----
Iпр.с ? iуд	4,855 кА	45 кА	63 кА
I 2 т · tt ? Вк	14,1 кА 2 · с	1089 кА 2 · с	2500 кА 2 · с

Примечание iа ном = v2 вном · Iотк.ном.

Выбираем гибкие шины, выполненные проводами АС.

Сечение выбираем по экономической плотности тока по ( 4.1 )

Sэ = 66 /1 = 66 мм 2

Выбираем провод сечением 70 мм 2

Проверка по длительно допустимому току

Iмах ? Iдоп 132 < 265 ( А )

Проверка по термическому действию тока КЗ

Smin v 14?1 · 10 6 / 91 = 41,3 мм 2

Smin ? S 41,3 < 70 ( мм 2 )

Так как ток меньше 50 кА , проверка на электрическую стойкость не производиться. § 3.6 [ 6 ]

Выбор трансформатора напряжения.

Выбираем трансформатор напряжения ЗНОМ - 35 - 65У1 пот. 5.13 [ 2 ] с Uном = 35 кВ.

Выбор трансформаторов тока в разделах релейная защита , и Эл. Измерения.

4) Выбор аппаратов и токоведущих частей на стороне 10 кВ.

Выбор выключателей.

Iдл.мах = 1,4 · Sном. т. / ( v3 · Uном )

Где 1,4 - допустимый коэффициент перегрузки в аварийном режиме.

Iдл.мах. = 1,2 · 4000 / ( v3 · 10 ) = 323 А

Выбираем вакуумный выключатель типа

ВВТЭ - 10 - 10 / 630У2 по т. 5.1 [ 2 ] с

Uном = 10 кВ

Iном > 630 А

Iном.от. = 10 кА

iпр.с. = 25 кА

Iпр.с. = 10 кА

It = 10 кА

tt = 3 с

tот.с. = 0,03 с

Проверка по номинальному напряжению

Uном ? Uсети 10 =10 ( кВ )

Проверка по номинальному току.

Iном ? Iдл.доп 630 > 323 ( А )

Прверка по номинальному току отключения

а) симметричный

Iотк.ном ? Inф 10 > 2,04 ( кА )

б) ассиметричный

ia ном ? iaф

ф = 0,01 + 0,03 = 0,04 с по ( 5.4 )

iаф = v2 · 2040 · е -0,04 / 0,01 = 53 А

iа ном = v2 · вном · Iотк.ном, где 5657 > 53 ( А )

Проверка на динамическую стойкость

iпр.с. ? iуд 25 кА > 3,95 кА

Проверка на термическую стойкость

I 2t · tt ? Вк

Вк = I 2no · ( tотк + Та ) = 2,04 2 · ( 3 + 0,03 + 0,01 ) = 12,65 кА 2· с

I 2t · tt = 10 2 · 3 = 300 кА 2 · с

300 > 12,65 ( кА2 · с )

Выбор жестких шин.

Выбор сечения производиться по экономической плотности тока.

Sэ = 231 / 1 = 231 мм2

По т. 7.2 выбираем шину размером

5 х 40 мм с S = 199 мм 2

Допустимый длительный ток Iдл.доп = 540 А

Принятое сечение меньше расчетного на 14 %, что допустимо.

Проверка по длительно допустимому току

Iдл.доп ? Iмах 540 > 323 ( А )

ин = и 0 + ( идоп.дл - и 0.ном ) · ( Iмах / Iдоп ) 2

Где, и 0 = 25 0С - температура окружающей среды.

идоп.дл = 70 0С - допустимая температура нагрева для алюминиевых шин § 4.2 [ 6 ]

и0.ном = 25 0С - номинальная температура окружающей среды. ( согласно ПУЭ )

ин = 25 + ( 70 - 25 ) · ( 323 / 540 ) 2 = 41,1 0С

по рис. 3 - 46 [ 6 ] выбираем fн

fн = 37 0С

fк = fн + к ВК / S 2 ( 5.8.)

где к = 1,054 для алюминиевых по т. 3.12 [ 6 ]

fк = 37 + 1,054 · 12,65 · 104 / 1992 =40 оС

ик = 50 оС по рис. 3.46 [ 6 ]

ик доп = 200 оС по т. 3 - 11 [ 6 ]

ик доп > ик 20 > 50 ( оС )

Проверка шин на электродинамическую стойкость.

Рис. 5.3 Расположение шин.

Электродинамические силы, возникающие при КЗ, имеют составляющие, которые изменяются с частотой 50 и 100 Гц. Если собственные частоты колебательной системы шины - изоляторы совпадут с этими значениями, то нагрузки на шины и изоляторы возрастут. Если же собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц, то механического резонанса не возникнет. Частота собственных колебаний определяется для алюминиевых шин :

F0 = 173,2 / L2 · v J / S ( 5.9 )

Где :

L - длинна пролета между изоляторами ( м )

J - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы ( см4 )

S - поперечное сечение шины ( см2 )

Из ( 5.9 ) определим длину пролета, при которой f0 > 200 Гц.

L ? v ( 173,2 / 200 ) · v ( J / S ) ( 5.10 )

Где J = b · h3 / 12 = 0?5 · 43 / 12 = 2,6 см4 по т. 4 - 2 [ 6 ]

S = 1,99 см2

L ? v 173,2 / 200 · v 2,67 / 1,99 = 1 м.

Принимаем L = 0,9 м.

Проверка допустимого напряжения в материале при к.з.

урасч ? удоп

урасч = v3 · 10-8 · i 2y · L2 / Wa ( 5.11 )

где W - момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярной действию усилия ( см3 ), по т. 4 - 2 [ 6 ]

W = b · h2 / 6 = 0?5 · 42 / 6 = 1,333 см3

а - расстояние между фазами. Принимаем а = 0,3 м.

урасч = 82,3 МПа по т. 4 - 3 [ 6 ]

В качестве РУ - 10 кВ выбираем комплектное распределительное устроуство наружной установки ( КРУН ) со шкафами выкатного исполнения типа КРУН - 10 - Л.

Таблица 5.4

Основные технические данные.

Параметры	Значения
Номинальное напряжение кВ Номинальный ток : Шкафов А Сборных шин А Тип выключателя Габариты шкафов : Ширина мм Глубина мм Высота мм Исполнение КРУН	10 630 630 ВВТЭ 1000 1800 2490 Без коридора обслуживания

Наименование и количество шкафов.

1) Шкаф вводной 2 шт.

2) Шкаф секционный 2 шт.

3) Шкаф линейный 10 шт.

4) Шкаф трансформатора напряжения 2 шт.

5) Шкаф трансформатора собственных нужд 2 шт.

Итого 18 шт.

Проверка отходящих линий. Отходящие линии выполнены кабелем ААШпс сечением см. т. 5.2., с номинальным напряжением 10 кВ.

Сечение жил выбиралось по экономической плотности тока, поэтому делаем проверку на длительно допустимый ток и минимальное сечение проводника.

Smin = v ( 12,65 · 106 ) / 94 = 37,8 мм2 по 4.6

По т. 5.2 видно, что сечения кабелей, питающих ТП № 2, ТП № 5, ТП № 6, ТП № 7 ниже Smin. Поэтому сечение этих кабелей повышаем до 50 мм2 с Iдоп = 140 А.

Проверка на длительно допустимый ток

Iмах = 81 А 81 < 140 ( А )

Выбор разрядников.

Выбираем разрядник вентильный типа РВС - 35 - У1

Выбор и проверка изоляторов.

Выбор опорных изоляторов по условию максимального усилия на головку изолятора при трехфазном ударном токе

F(3) расч.д ? Fдоп ? 0,6 Fразр

Fрасч = 1,76 L /а · iy(3)2 · 10 -7 / Кn ( 5.12 )

Где Кn - коэффициент, учитывающий расположение шин на изоляторе

Кn =Низ /Н ( 5.13 )

Где Низ - высота изолятора

Н - расстояние от основания изолятора до горизонтальной оси шин.

Н = Низ + b + n / 2 (5.14 )

При расположении шин плашмя

Кn = 1 т. 2.74 [ 1 ]

Fрасч = 1,76 · 0,9 / 0,5 · 39502 · 10-7 / L = 4,94 кН по ( 5.12 )

Выбираем опорный стержневой изолятор

С - 10 - 80I УХЛ, Т1 с минимальной разрушающей силой на изгиб

Fразр = 10 кН

4,94 < 0,6 · 10 = 6 ( кН )

Выбор проходного изолятора

Fрасч = 0,88 · L / a iy(3)2 · 10-7 / Kn ( 5.15 )

Fрасч = 0,88 · 0,9 / 0,5 · 39502 · 10-7 / L = 2,47 кН.

Выбираем проходной изолятор для наружно - внутренней установки типа

ИП - 630 - 750 УХЛ 1

Uном 10 Кв.

Минимальное усилие на изгиб 7500 Н.

2,47 < 0,6 · 7,5 = 4,5 кН.

Выбор трансформаторов собственных нужд

В качестве трансформаторов собственных нужд в соответствии с т. 5 - 2 [ 6 ]

Выбираем два трансформатора ТМ - 40 / 10 Uвн = 10 кВ Uнн = 0,4 кВ схема соединения Y / Y

В качестве защиты выбираем предохранители ПКТ 101 - 10 - 5 - 20 У1. Для ограничения емкостных токов в нейтраль трансформатора устанавливается заземляющий дугогасящий реактор типа РЗДСОМ - 1240 / 35У1 с трансформатором тока типа ТВ - 35 - Ш -200 / 5 У2 с Кi = 75 / 5.

Реактор подключается через разъединитель РНД однополюсный.

6. Электрическая сеть напряжением 10 кВ

Выбор схемы электроснабжения.

Так как расстояние от ГПП до ТП невелико, выбираем радиальную схему питания с применением глухого присоединения питающей кабельной линии к трансформатору на подстанциях ТП № 1 - ТП № 6.

Выбор типа подстанций.

ТП № 2, ТП № 3, ТП № 5, ТП № 6 - комплектные пристроенные подстанции КТП - У - 630 - 1000

ТП № 1, ТП № 4 - комплектные отдельно стоящие подстанции КТП - У - 630 - 1000

ТП № 7 - комплектная трансформаторная подстанция наружной установки КТП - 100 - 81. Тип коммутационного аппарата на стороне 10 Кв разъединитель РЛНД - 10 / 200

Количество и мощность трансформаторов указаны в т. 3.1.

Сечение кабельных линий, исходя из § 5.2 S = 50 мм2

Выбор места расположения ТП.

В соответствии с § 5.1 ТП следует располагать как можно ближе к центру нагрузок по линии, соединяющей его с источником питания ( для ТП источником питания является ГПП ).

У ТП № 2, ТП № 3, ТП № 4, ТП № 6 центр нагрузок совпадает с центром тяжести фигуры, изображающей цех, поэтому ТП пристраиваются в месте пересечения стены цеха линией, соединяющей центр нагрузок и источники питания.

ТП № 1,ТП № 4 и ТП № 7 питают несколько объектов, поэтому для каждой из них нужно найти свой центр нагрузок.

ТП № 1 запитывает :

1) Вокзал на 300 пассажиров

2) Компрессорную

3) Котельную

4) Пост ЭЦ

Координаты центров нагрузок см. т. 5.1

хо = ( 140 · 34 + 560 · 40,8 + 320 · 44,5 + 350 · 39 ) / ( 140 + 560 + 320 + 350 ) = 40,5 см

По ( 5.1 )

уо = ( 140 · 20,5 + 560 · 27,5 + 320 · 28 + 359 · 19 ) / ( 140 + 560 + 320 + 350 ) = 24,7 см

По ( 5.1 )

ТП № 1 располагается в центре электрических нагрузок.

Определяем центр нагрузок для ТП № 4.

ТП № 4 запитывает :

1) столярный цех

2) АБК

3) Ремонтномеханические мастерские

Координаты центров нагрузок см т. 5.1

хо = ( 320 · 106 + 290 · 77,5 + 400 · 89,5 ) / ( 320 + 290 + 400 ) = 91,3 см по ( 5.1 )

уо = ( 320 · 15 + 290 · 15 + 400 · 15 ) / ( 320 + 290 + 400 ) = 15 см по (5.1)

Так как центр электрических нагрузок попал на территорию цеха, то подстанцию располагаем в свободном месте по линии, соединяющей центр нагрузок и источник питания.

ТП № 7 устанавливаем приблизительно в центре жилого сектора, который она запитывает.

Проверка сечения кабельных линий с учетом поправочного коэффициента на количество рабочих кабелей , лежащих рядом.

Определение допустимого длительного тока для нескольких кабелей, проложенных рядом.

Iдл. = I дл.доп · к ( 6.1 )

Где к - поправочный коэффициент из т. 1.3.26 [ 4 ]

Так как сечение линий, питающих ТП № 2, ТП № 5, ТП № 6 и ТП № 7 было увеличено , относительно выбранных первоначально корректировиц, будем проводить для ТП № 1, ТП № 3, ТП № 4.

Определяем длительно допустимый ток кабельной линии с максимальным количеством лежащих рядом кабелей.

Iдл = 140 · 0,82 = 114,8 А по ( 6.1 )

Максимальный ток питающих линий

Iмах = 84,3 А

Iмах < Iдл. 84,3 < 114,8 ( А )

7. Электрическая сеть напряжением 0,4 кВ

Электрическая сеть 0,4 кВ проектируется для объектов, запитанных от отдельно стоящих подстанций.

Выбор проводников и автоматов.

Выбор проводников производится по условию

1) Нагрева длительно допустимым током.

Iдл.доп > Iмах ( 7.1 )

2) Соответствия выбранному аппарату

Iдл.доп > Iзащ · Кзащ, где ( 7.2 )

Кзащ - отношение длительно допустимого тока для кабеля к номинальному току или току срабатывания защитного аппарата.

Кзащ = 0,66 для выключателя с нерегулируемой, обратно зависимой от тока характеристикой.

Iзащ - ток срабатывания защитного аппарата. [ 8 ] § 5.4

Выбор автоматического выключателя производится по :

1) Номинальному току автоматического выключателя.

Iэл ? Iдл.мах ( 7.3 )

2) Ток срабатывания отсечки

Iсрб.эл. > 1,25 Iкр. ( 7.4 )

Выбор проводников и автоматических выключателей на ТП № 1.

1) Вводной

Iмах = 1,4 · Sном / ( v3 · Uном ) = 1,4 · 1000 / ( v3 · 0,38 ) = 2127 А ( 7.5)

Выбираем выключатель ВА74 - 45 с

Iном = 3000 А Iрас = 2500 А

2) Секционный

Iмах = 147,4 / ( v3 · 0,38 ) = 1520 А по ( 4.2 )

Выбираем выключатель ВА74 - 43 с

Iрас = Iном = 1600 А

3) Линейные

Питание вокзала на 300 пассажиров

Iмах = 47,4 / ( v3 · 0,38 ) = 224 А по ( 4.2 )

Питание производится двумя кабелями от двух автоматов.

Выбираем автомат ВА55 - 39 с Iном = 630 А

Iрас = 250 А

Выбираем сечение кабеля

Iр = Кзащ · Iзащ = 250 · 0,66 = 165 А по (7.2 )

Выбираем сечение кабеля S = 95 мм2

Iдл.доп = 234 А

Выбираем четыре рабочих кабеля.

Выбор автоматов.

Iмах = 910 / 3 = 303 А Iрас = 320 А

Выбор сечения кабеля.

По макс. току Iдл.доп ? 303,3 А

По соответствию выбранному аппарату

Iдл.доп ? 0,66 · 320 = 211,2 А

Выбираем кабель сечением 185 мм2 с

Iдл.доп = 319,2 А

Питание котельной

Iмах = 334 / ( v3 · 0,38 ) = 523 А по ( 4.2 )

Выбираем три рабочие отходящие линии.

Выбор автоматов

Iмах = 523 / 2 = 262 А

Выбираем автомат ВА52 - 39 с Iном = 630 А

Iрас = 320 А

Выбор сечения кабеля.

По максимальному току Iдл.доп ? 261,5 А

По соответствию выбранному аппарату

Iдл.доп ? 0,66 · 320 = 211,2 А

Выбираем кабель сечением 120 мм2 с

Iдл.доп = 262 А

Питание поста ЭЦ.

Iмах = 368,4 / ( v3 · 0,38 ) = 560 А по ( 4.2 )

Пост ЭЦ должен иметь два независимых питания.

Выбираем два автомата ВА55 - 39 с Iном = 630 А Iрас = 630 А

Выбор сечения кабеля.

По максимальному току

Iдл.доп ? 560 А

По соответствию выбранному аппарату.

Iдл.доп = 0,66 · 630 = 416 А

Выбираем 2 х 2 кабеля сечением 120 мм2 с Iдоп.дл. = 262 А

Распределение кабелей по группам выполнено в таблице 7.1

Таблица 7.1

Распределение кабелей по группам на ТП № 1.

обозначение	Iном ( А )	Iрас ( А )	Iот ( А )	Тип кабеля	Адрес
ШНВ1 Ввод Ф1 Ф2 ШНЛ1 Ф3 Ф4 Ф5 ШНС Секционный Ф7 Ф8 ШНЛ2 Ф9 Ф10 Ф11 ШНВ2 Ф13 Ввод	3000 630 630 630 630 630 1600 630 630 630 630 630 630 3000	2500 250 320 320 320 630 1600 320 320 320 320 250 630 2500	5000 1150 1600 1600 1600 1890 3200 1600 1600 1600 1600 1250 1890 5000	ААШпс(4х95+1х50) ААШпс(4х185+1х120) ААШпс(4х185+1х120) ААШпс(4х120+1х70) 2хААШпс(4х120+1х70) ААШпс(4х185+1х120) ААШпс(4х120+1х70) ААШпс(4х185+1х120) ААШпс(4х120+1х70) ААШпс(4х95+1х50) 2хААШпс(4х120+1х70)	Вокзал Компрессорная Компрессорная Котельная Пост ЭЦ Компрессорная Котельная Компрессорная Котельная Вокзал Пост ЭЦ

Выбор проводников и автоматических выключателей на ТП № 4 выполняется аналогично ТП № 1.

Питание АБК

Iмах = 290 / ( v3 · 0,38 ) = 560 А по ( 4.2 )

Выбираем две линии по два кабеля.

Выбор автоматов.

Iмах = 440 А

Выбираем автоматы ВА52 - 39 Iном = 630 А Iрас = 500 А.

Выбор сечения кабелей

По максимальному току

Iдоп ? 440 А

По соответствию выбранному аппарату

Iдл.доп ? 500 · 0,66 = 330 А

Окончательно выбираем сечение кабеля

S = 95 мм2 с Iдоп = 234 А

Питание столярного цеха.

Iмах = 334 / (v3 · 0,38 ) = 523 А по ( 4.2 )