1,4

1,4

1,4

1,4

kзтаблич

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

Нр, м

4

10

10

10

14

10

F,м2

9720

4550

8250

6750

5700

5250

рутаб, Вт/м2

2,8

4,2

4,2

4,2

4,2

4,2

?св

0,65

0,75

0,7

0,7

0,71

0,75

рурасч, Вт/м2

20,10

3,92

22,40

16,80

22,08

3,92

Kco

0,90

0,60

0,95

0,95

0,95

0,60

tg?0

0,48

0,48

0,48

0,48

0,48

0,48

Рро, кВт

175,86

10,70

175,56

107,73

119,59

12,35

Qро, квар

84,41

5,14

84,27

51,71

57,40

5,93

Таблица 7.4 - Результаты расчета нагрузок

Расчетные параметры	Номер цеха
	1	2	3	4	5	6
Ррс, кВт	570	177,60	428,05	569,4	848,64	177,60
Qрс, квар	420,86	214,64	469,67	661,23	1089,73	214,64
Рро, кВт	175,86	10,70	175,56	107,73	119,59	12,35
Qро, квар	84,41	5,14	84,27	51,71	57,40	5,93
Ррц, кВт	745,86	188,30	603,61	677,13	968,23	189,95
Qрц, квар	505,27	219,77	553,94	712,94	1147,13	220,56
Sр, кВ*А	900,89	289,41	819,26	983,26	1501,13	291,08
Sу, кВ/м2	0,09	0,06	0,10	0,15	0,26	0,06

Произведем анализ полученных результатов. Два цеха (№ 2, № 6) имеют нагрузку менее 400 кВ•А. Произведем пересчет нагрузки только с учетом того, что в цеху не будет ТП. Результаты расчета сводим в таблицу 7.5.

Таблица 7.5 - Результаты пересчета нагрузок

Расчетные параметры	Номер цеха
	2	6
?Рнi,кВт	500	500
?Pнi*kиi,кВт	240	240
?Pнi*kиi*tg?i,кВт	290,05	290,05
nэ прин	80	66
kисрвз	0,48	0,48
kр	1	1
k'р	1	1
Ррс,кВт	240	240
Qрс,квар	290,05	290,05
Рро,кВт	10,70	12,35
Qро,квар	5,14	5,93
Ррц,кВт	250,70	252,35
Qрц,квар	295,19	295,98
Sр,кВ*А	387,28	388,95
Sу,кВ/м2	0,04	0,07
Iр, А	559,65	562,07
Марка кабеля	ААШвУ	ААШвУ
Сечение	2(4х150)	2(4х150)

Найдем расчетный ток цеха № 2 по выражению:

, (7.13)

где Uн - номинальное напряжение 0,4 кВ.

Определим расчетный ток для цеха №2:

Выберем сечение кабеля марки 2ААШвУ-(4x150) при прокладке в земле Iдоп =605 А.

Таким образом, цех № 2 может быть присоединен к цеху №5 двумя кабелями ААШвУ-(4x150) с допустимым током 305А при прокладке кабеля в земле. Цех № 6 может быть присоединен к цеху №4 двумя кабелями ААШвУ-(4x150) с допустимым током 305А при прокладке кабеля в земле.

Произведем пересчет объединенной нагрузки, результаты расчетов занесем в таблицу 7.6.



Таблица 7.6 - Результаты расчета нагрузок

Расчетные параметры	Номер цеха
	1	2+5	3	4+6
?Рнi,кВт	1050	2350	1800	2200
?Pнi*kиi,кВт	712,5	1328	611,5	1020
?Pнi*kиi*tg?i,кВт	526,08	1687,14	670,96	1195,85
kисрвз	0,68	0,57	0,34	0,46
nэ расч	95,45	213,64	144,00	44
nэ прин	81	213	144	43
kр	0,8	0,8	0,7	0,8
Ррс,кВт	570	5700	428,05	12000
Qрс,квар	420,86	1062,40	469,67	816
F,м2	9720	1349,71	8250	956,68
Рро,кВт	175,86	130,29	175,56	120,08
Qро,квар	84,41	62,54	84,27	57,64
Ррц,кВт	745,86	1192,69	603,61	936,08
Qрц,квар	505,27	1412,25	553,94	1014,32
Sр,кВ*А	900,89	1 848,50	819,26	1 380,25
Sу,кВ/м2	0,09	0,32	0,10	0,12

7.3 Выбор цеховых трансформаторов

Выбор мощности трансформаторов ведется в зависимости от удельной мощности и от способа установки трансформаторов по мощности расчетной нагрузки. Для каждой группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности определяется минимальное их число, необходимое для питания расчётной активной нагрузки, по выражению:

, (7.14)

где Рр - расчетная активная нагрузка, кВт;

Sт - мощность трансформатора кВ•А;

?т - коэффициент загрузки трансформатора.

Рассмотрим расчет числа трансформаторов на примере цеха №1, результаты остальных расчетов сведем в таблицу 7.7.

Принимаем число трансформаторов 1.

Таблица 7.7 - Расчетные нагрузки цехов

Расчетные параметры	Номер цеха
	1	2+5	3	4+6
Ррц,кВт	745,86	1192,69	603,61	936,08
Qрц,квар	505,27	1412,25	553,94	1014,32
Sр,кВ*А	900,89	1848,50	819,26	1 380,25
Sу,кВ/м2	0,09	0,32	0,10	0,12
категория ЭП	|||	||	||	||
ТП	открытая	открытая	открытая	открытая
Sтном, кВ*А	1000	1000	1000	630
?т	0,83	0,84	0,75	0,85
Nтminрасч	0,90	1,42	0,80	1,75
Nтmin.пр	1	2	1	2
Qт,квар	526,56	1411,59	562,39	715,32
Qнк1, квар	-21,29	0,66	-8,45	299,00

Таблица 7.8 - Каталожные данные установленных трансформаторов

Тип трансформатора	Sнт,кВа	?Рхх,кВт	?Ркз,кВт	Uк,%	Iх%
ТМГ-630	630	1,24	7,6	5,5	0,6
ТМГ-1000	1000	1,6	10,8	5,5	0,5

7.4 Расчет компенсации реактивной мощности

Наибольшее значение реактивной мощности, которое может быть передано через трансформаторы в сеть до 1кВ при принятом коэффициенте загрузки трансформаторов ?_т, определяется по следующему выражению, квар:

; (7.15)

где коэффициент 1,1 учитывает допустимую систематическую перегрузку трансформатора.

Суммарная мощность блока низковольтных конденсаторов БНК по критерию выбора минимального числа трансформаторов:

; (7.16)

где Q_рн - расчётная реактивная нагрузка до 1кВ рассматриваемой группы трансформаторов, квар.

Если Q_нк1< 0, то следует принять Q_нк1= 0.

Величина Q_нк1 распределяется между цеховыми трансформаторами прямо пропорционально их реактивным нагрузкам. Затем выбираются стандартные номинальные мощности БНК для сети до 1кВ каждого трансформатора.

Определим мощность БНК для цехов №4,6.

Значение реактивной мощности, которое может быть передано через трансформатор в сеть до 1кВ по выражению (7.15):

Суммарная мощность блока низковольтных конденсаторов находим по формуле (7.16):

.

Реактивная мощность БНК, присоединённых к каждому трансформатору:

, (7.17).

По таблице 1 [3] выбираем конденсаторную установку типа АКУ-0,4-150-25У3.

Если при расчётах получается Q_нк1<0, то принимаем Q_нк1=0 и блок низковольтных конденсаторов не устанавливают.

Коэффициент загрузки трансформатора:

. (7.18)

Потери активной мощности в трансформаторе, кВт:

(7.19)

Потери реактивной мощности в трансформаторе, квар:

(7.20)

Определим потери в трансформаторе для цехов № 4,6.

Коэффициент загрузки трансформатора по выражению (7.18):

.

Потери активной мощности в трансформаторе по выражению (7.19):

Потери реактивной мощности в трансформаторе по выражению (7.20):

.

Аналогично произведём расчёты потерь для остальных цехов и результаты заносим в таблицу 7.9.

Таблица 7.9 - Расчёт потерь мощности в трансформаторах.

Расчетные параметры	Номер цеха
	1	2+5	3	4+6
Тип тр-ра	ТМГ1000	ТМГ1000	ТМГ1000	ТМГ630
Кол-во тр-ов Nт,шт	1	2	1	2
Sном,кВА	1000	1000	1000	630
?тфакт	0,75	0,60	0,60	0,74
Iх%	0,5	0,5	0,5	0,6
Uк,%	5,5	5,5	5,5	5,5
?Рххтп,кВт	1,6	3,2	1,6	2,48
?Ркзтп,кВт	10,8	5,4	10,8	3,8
?Рт,кВт	7,61	10,24	11,07	4,58
?Qт,квар	35,60	49,12	50,08	22,90
?Рт?,кВт	33,50
?Qт?,квар	157,70



7.5 Определение нагрузок на РП

Далее произведём расчёт активной нагрузки предприятия в целом (на шинах 10 кВ РП)

(7.21)

где m - число присоединений на сборных шинах 10 кВ РП;

К_иi -среднее значение коэффициента использования i-го присоединения;

К_о - коэффициент одновременности максимумов нагрузок, величина которого принимается по [1] табл. П8, в зависимости от числа присоединений m и среднего значения коэффициента использования.

Расчётная реактивная нагрузка предприятия на шинах 10 кВ РП:

(7.22)

где tg?_i - среднее значение коэффициента реактивной мощности i-го присоединения.

Находим коэффициент одновременности максимумов нагрузок, величина которого принимается по [1] табл. П8, в зависимости от числа присоединений m и среднего значения коэффициента использования К_и=0,5 принимаем К_о =0,95. Расчётная активная нагрузка на шинах РП с учётом потерь в трансформаторах, кВт:

(7.23)

Расчётная реактивная нагрузка с учётом потерь в трансформаторах, квар:

(7.24)

Получаем:

;

Математическое ожидание расчётной активной нагрузки на шинах РП:

(7.25)

(7.26)

где ?_п - коэффициент приведения расчётной нагрузки к математическому ожиданию, к_п=0,9;

кВт;

квар.

Экономически целесообразное значение РМ, потребляемой предприятием в часы больших нагрузок из энергосистемы, определяется по выражению, квар:

(7.27)

где tg?_э - максимальное значение экономического коэффициента РМ, определяемого оптимизационным (tg?_э0) или нормированным методом (tg?_эн).

В расчётах компенсации, как правило, определяется нормативное значение экономического коэффициента РМ по выражению:

(7.28)

где d_max - отношение потребления энергии в квартале максимума нагрузки энергосистемы к потреблению в квартале максимальной нагрузки предприятия (при отсутствии таких сведений принимают d_max=1);

a - основная ставка тарифа на активную мощность, руб./кВт·год;

b - дополнительная ставка тарифа на активную мощность, руб./кВт·ч;

tg?_б - базовый коэффициент РМ, принимаемый равным 0,3 для сетей 10кВ, присоединённых к шинам подстанции с высшим напряжением 110 кВ.

К₁ - коэффициент, отражающий изменение цен на конденсаторные установки.

Величина К₁ может принята равной коэффициенту увеличения ставки двухставочного тарифа на электроэнергию Кw (по сравнению со значениями а = 60 руб/кВт·год и b =1,8 коп/кВт·ч, установленными для Беларуси прейскурантом №09-01, введённым в действие с 1.01.91г), который определяется по формуле:

, (7.29)

где К_w1 и К_w2 - коэффициенты увеличения основной и дополнительной ставки тарифа на электроэнергию (определяются делением действующих ставок тарифа на а = 60 руб/кВт·год и b =1,8 коп/кВт·ч соответственно);

T_max - число часов использования максимальной нагрузки предприятия, T_max= 4400ч.

; (7.30)

; (7.31)

Определим коэффициент увеличения ставки двухставочного тарифа на электроэнергию по выражению (7.29):

Нормативное значение экономического коэффициента РМ по выражению (7.28):

Экономически целесообразное значение РМ, квар по выражению (7.27):

Произведём анализ баланса РМ на границе балансового разграничения с энергосистемой:

(7.32)

квар.

Т.к. необходимо произвести дополнительную установку низковольтных конденсаторных батарей. Для этого произведем распределение реактивных мощностей по ТП, для чего используем следующую формулу:

. (7.33)

По таблице 1 [3] для ТП1 выбираем конденсаторную установку типа АКУ-0,4-250-25У3. Для остальных ТП результаты сводим в таблицу 7.10, 7.11.

Таблица 7.10 - Результаты перераспределения компенсации реактивной мощности

№ цеха	Распределенная реактивная мощность	Требуемая мощность КБ, квар
1	242,2	220,88
2+5	676,9	677,52
3	265,5	257,04
4+6	486,1	785,15
Итого:	1670,7	1940,59



Таблица 7.11 - Дополнительные низковольтные конденсаторные батарее

№ цеха	Тип КБ	Кол-во батарей	Qном, квар	Q компенсирующее, квар
1	АКУ 0,4-250-25УЗ	1	250	250
2+5	АКУ 0,4-175-25УЗ	4	175	700
3	АКУ 0,4-250-25УЗ	1	250	250
4+6	АКУ 0,4-200-20УЗ	4	200	800

Производим пересчет коэффициента мощности и потерь мощности в трансформаторах аналогично предыдущим расчетам. Результаты сводим в таблицу 7.11.

Таблица 7.11 - Расчёт потерь мощности в трансформаторах.

Расчетные параметры	Номер цеха
	1	2+5	3	4+6
Ррц,кВт	745,86	1192,69	603,61	936,08
Qрц,квар	505,27	1412,25	553,94	1014,32
Qнк1, квар	250	700	250	800
Qрцфакт,квар	255,3	712,3	303,9	214,3
Sр,кВ*А	788,3	1389,2	675,8	960,3
Кол-во тр-ов Nт,шт	1	2	1	2
Sном,кВА	1000	1000	1000	630
?тфакт	0,79	0,69	0,68	0,76
Iх%	0,5	0,5	0,5	0,6
Uк,%	5,5	5,5	5,5	5,5
?Рххтп,кВт	1,6	3,2	1,6	2,48
?Ркзтп,кВт	10,8	5,4	10,8	3,8
?Рт,кВт	8,31	11,61	13,07	4,69
?Qт,квар	39,18	46,53	60,24	17,62
?Рт?,кВт	37,67
?Qт?,квар	163,58

Пересчитанные расчетные мощности предприятия сводятся в таблицу 7.12.



Таблица 7.12 - Расчетные мощности предприятия

Параметры по предприятию
?Рнi,кВт	7400
?Pнi*kиi,кВт	3672
?Pнi*kиi*tg?i,квар	4080,02
kисрвз	0,50
Число присоединений	6
ko	0,95
Рро,кВт	601,78
Qро,квар	288,86
?Рт,кВт	37,67
?Qт,квар	163,58
Qнк1,квар	2000
Рр,кВт	4127,86
Qр,квар	4328,45

Математическое ожидание расчётной активной нагрузки на шинах РП:

кВт;

квар.

квар.

В дальнейшей компенсации реактивной мощности нет необходимости.



8. Построение картограммы электрических нагрузок

Картограмма нагрузок строится для определения места расположения цеховых ТП. Нахождение центра электрических нагрузок производится для определения места установки РП предприятия.

Картограмма нагрузок размещается на плане предприятия в виде окружностей, радиус которых рассчитывается с учетом мощности цеха определяется по формуле:

(8.1)

где m - масштаб площади окружности, кВт/мм².

Каждой окружность разделяется на секторы, соответствующие осветительной и силовой нагрузкам. Угол сектора осветительной нагрузки ?, в градусах вычисляется по формуле:

(8.2)

Угол сектора силовой нагрузки в градусах вычисляется по формуле:

(8.3)

Координаты центра электрических нагрузок предприятия:

(8.4)

(8.5)

где x_i и y_i - координаты центра нагрузок цехов.

Расположение ТП и заводского РП производится как можно ближе к центру нагрузок цеха, предприятия. Распределительные устройства без преобразования энергии размещаются на границе питаемых ими участков сети со стороны ввода. Выбор места расположения РП определяется с учетом центра электрических нагрузок и условий окружающей среды.

Принимаем масштаб площади круга m =0,8 кВт/мм².

Произведем расчет радиуса окружности расчетной нагрузки и угла сектора осветительной нагрузки для цеха №1.

По формулам (8.1) и (8.2) определяем:

Производим такие же расчеты для остальных цехов и результаты сводим в таблицу 8.1. В таблице представлены центры электрических нагрузок цехов, определенные по генплану завода.

Таблица 8.1 - Координаты центров нагрузок всех цехов

№ Цеха	Название цеха	Ррс, кВт	Рро, кВт	Рр, кВт	, мм	, град	xi,мм	уi,мм
1	Административный корпус	570,0	175,86	745,86	17,23	84,88	27,7	175,4
2	Склад металлоконструкций	240,0	10,70	250,70	8,66	20,46	51,1	52,8
3	Механический цех	428,1	175,56	603,61	15,50	104,71	170,0	168,8
4	Сварочный цех	569,4	107,73	677,13	16,42	57,28	270,0	168,8
5	Сборочно-покрасочный	848,6	119,59	968,23	19,63	44,46	182,5	53,4
6	Склад готовой продукции	240,0	12,35	252,35	8,70	23,40	295,3	53,9

Координаты центра электрических нагрузок (ЦЭН) предприятия определяем по формулам (8.4), (8.5):

Картограмму электрических нагрузок представлена на рисунке 8.1.

Рисунок 8.1 - Картограмму электрических нагрузок предприятия



9. Разработка схемы электроснабжения завода на напряжение выше 1кВ

9.1 Разработка вариантов электроснабжения завода

При разработке схемы электроснабжения следует предусматривать раздельную работу линий и трансформаторов, так как при этом снижаются токи короткого замыкания, упрощаются схемы релейной защиты и коммутации. Распределение электрической энергии на территории промышленного предприятия на напряжение 10 кВ может выполняться по радиальным, магистральным или смешанным сетям в зависимости от расположения потребителей, их мощностей и требуемой степени надежности. Радиальные схемы применяются в случае, когда нагрузки расположены в различных направлениях от источника питания. Они используются для питания крупных сосредоточенных нагрузок и для цеховых ТП, расположенных вблизи (до 100 м) от РП. При этом предусматривается глухое присоединение трансформаторов. Взаимное резервирование однотрансформаторных ТП осуществляется при помощи кабельных перемычек на вторичном напряжении между соседними ТП. Пропускная способность перемычек должна составлять 20 - 30% мощности трансформатора.

Магистральные схемы следует принимать при упорядоченном располо-жении ТП, когда линии могут быть проложены без значительных обратных потоков энергии. Число трансформаторов, присоединенных к одной магистра-ли, не должно превышать 2…3 при мощности трансформаторов 1000 кВА, 4…5 при мощности 630 кВА. Магистрали бывают одиночные и двойные сквозные. При двойных сквозных магистралях допускается глухое присоединение трансформаторов.

В данном проекте применяются смешанные схемы. Такое построение схемы распределения электроэнергии позволяет получить лучшие технико-экономические показатели системы электроснабжения.

При разработке схемы электроснабжения предприятия на напряжение выше 1кВ были учтены:

1) категорию потребителей;

2) величину потребляемой мощности;

3)территориальное расположение потребителя.

Центральный распределительный пункт предназначен для распределения электроэнергии между потребителями на том же направлении, на каком электроэнергия поступила.

Располагаем ЦРП в цеху с большим потреблением электроэнергии или вблизи его. Располагаем ЦРП в цеху №5.

Схема электроснабжения проектируемого предприятия приведена в графической части проекта. На рис 9.1, 9.2. приведены схемы соответственно I и II вариантов электроснабжения предприятия.

Рисунок 9.1 - Электрическая схема электроснабжения первого варианта



Рисунок 9.2 - Электрическая схема электроснабжения первого варианта

9.2 Определение нагрузок и выбор кабелей

Определим нагрузки по участкам. Пересчитаем потери в трансформаторах с учетом действительных коэффициентов загрузки трансформаторов.

Коэффициент загрузки трансформатора определяем по выражению:

; (9.1)

, (9.2)

где и определяются по выражениям:

; (9.3)

, (9.4)

где - число трансформаторов на ТП.



Таблица 9.1 - Расчётные нагрузки по цехам

Наименование участка	Nт	Sтном, кВ•А	Рр, кВт	Qр, квар	Qнк?, квар
Административный корпус	1	1000	745,86	505,27	250
Сборочно-окрасочный цех и склад металлоконструкций	2	1000	1192,69	1412,25	700
Механический цех	1	1000	603,61	553,94	250
Сварочный цех и склад готовой продукции	2	630	936,08	1014,32	800

Рисунок 9.3 - Нагрузки на трансформаторных подстанциях

Расчёт нагрузок произведём на примере ТП установленного в сборочно-окрасочном цеху совместно со складом металлоконструкций:

кВт;

квар;

кВ•А;

;

кВт;

квар;

кВ•А;

кВ•А.

Аналогичный расчет производим для остальных цехов, результаты расчета заносим в таблицу 9.2.

Таблица 9.2 - Результаты пересчёта нагрузок

Наименование участка	Sрн, кВ•А	т	?Рт, кВт	?Qт, квар	S?рн, кВ•А
Административный корпус	745,86+j255,27 788,3	0,79	8,34	39,33	754,2+j294,6 809,7
Сборочно-окрасочный цех и склад металлоконструкций	596,35+j356,13 694,6	0,69	5,77	31,19	602,12+j387,32 715,9
Механический цех	603,61+j303,94 675,81	0,68	6,6	30,43	610,21+j334,37 695
Сварочный цех и склад готовой продукции	468,4+j107,16 480,5	0,76	5,63	23,8	474,03+j130,96 491,77

Произведём выбор кабелей для первого варианта. Выбор кабеля линии Л1 к ТП2 для сборочно-окрасочного цеха совместно со складом металлоконструкций.

Условия выбора по экономической плотности тока:

, (9.5)

где - экономическая плотность тока, берется в зависимости от Тmax, при Тmax =4400 ч, = 1,7 А/мм²;

- расчетный ток линии, А.

; (9.6)

А;

мм².

Принимаем прокладку кабеля в трубе. К прокладке принимаем кабель для Л1 ААШвУ - 10 - 3 х 70 с Iдоп=130 А.

Проверяем выбранный кабель по нагреву токами аварийного режима:

, (9.7)

где Кп - коэффициент зависящие от условий прокладки, Кп=1;

Кпер - кратность перегрузки, Кпер=1,3.

Определим нагрузку линии в послеаварийном режиме:

; (9.8)

кВ•А,

А,

А.

Для линии Л А >80,4 А по условию нагрева кабель проходит.

Аналогично производим выбор кабелей других линий, результаты выбора заносим в таблицы 9.3-9.6.



Таблица 9.3 - Результаты выбора кабелей для первого варианта

Линия	Начало	Конец	Sрл, кВ•А	Iрл, А	F, мм2	Марка кабеля	, А
Л1	РП	ТП2	1524,7	88,0	51,8	ААШвУ-10-3х70	130
Л2	РП	ТП2	1410,9	81,5	47,9	ААШвУ-10-3х50	105
Л3	ТП2	ТП1	809,7	46,7	27,5	ААШвУ-10-3х35	115
Л4	ТП2	ТП3	695,0	40,1	23,6	ААШвУ-10-3х25	90
Л5, Л6	РП	ТП4	491,8	28,4	16,7	ААШвУ-10-3х25	90

Таблица 9.4 - Результаты проверки кабелей для первого варианта

Линия	Sрал, кВ•А	Iрал, А		Вывод
Л1	1810,7	104,5	130 > 80,4	Проходит
Л2	1696	97,9	105 > 75,3	Проходит
Л3	809,7	46,7	115 > 35,9	Проходит
Л4	695	40,1	90 > 30,8	Проходит
Л5 Л6	688,5	39,8	90 > 30,6	Проходит

Таблица 9.5 - Результаты выбора кабелей для второго варианта

Линия	Начало	Конец	Sрл, кВ•А	Iрл, А	F, мм2	Марка кабеля	, А
Л1, Л2	РП	ТП 2	1206,8	69,7	41	ААШвУ-10-3х50	140
Л3	РП	ТП 1	809,7	46,7	27,5	ААШвУ-10-3х35	115
Л4	РП	ТП 3	695	40,1	23,6	ААШвУ-10-3х25	90
Л5, Л6	ТП 2	ТП 4	491,8	28,4	16,7	ААШвУ-10-3х25	90

Таблица 9.6 - Результаты проверки кабелей для второго варианта

Линия	Sрал, кВ•А	Iрал, А		Вывод
Л1 Л2	1689,5	97,5	105 > 75	Проходит
Л3	809,7	46,7	80> 35,9	Проходит
Л4	695	40,1	65 > 30,8	Проходит
Л5 Л6	688,5	39,8	65 > 30,6	Проходит

Выбор кабелей питающих РП.



Рисунок 9.4 - Схема питания РП корпуса

Определяем нагрузку на шинах РП.

Расчетная активная и реактивная мощности:

; (9.9)

, (9.10)

где - число трансформаторов на i-той ТП;

= 0,9 при числе присоединений к РП равном восьми и Ки = 0,5.

Таблица 9.7 - Данные для расчёта нагрузок на РП

Наименование участка	Sрн, кВ•А	т	?Рт, кВт	?Qт, квар	S?рн, кВ•А
Административный корпус	745,86+j255,27 788,3	0,79	8,34	39,33	754,2+j294,6 809,7
Сборочно-окрасочный цех и склад металлоконструкций	596,35+j356,13 694,6	0,69	5,77	31,19	602,12+j387,32 715,9
Механический цех	603,61+j303,94 675,81	0,68	6,6	30,43	610,21+j334,37 695
Сварочный цех и склад готовой продукции	468,4+j107,16 480,5	0,76	5,63	23,8	474,03+j130,96 491,77

кВт,

квар.

Определяем полную мощность на РП и ток линии в нормальном режиме:

кВ•А;

; (9.11)

А.

Определяем сечение по экономической плотности тока:

мм².

Принимаем кабель ААШвУ-10-3х70 Iдоп=130 А.

Проверяем выбранное сечение током нагрева в послеаварийном режиме:

, (9.12)

где - поправочный коэффициент;

- коэффициент допустимой перегрузки.

(9.13)

Приняв коэффициент допустимой перегрузки 1,3 по [1]:

А.

Так как 167,2 А > 130 А, то выбранный кабель по условию нагрева не проходит. Принимаем кабель ААШвУ-10-3х120 Iдоп=185А.

9.3 Технико-экономическое сравнение двух вариантов электроснабжения

С целью отыскания наиболее экономичного варианта воспользуемся методом минимума приведенных затрат. Приведенные затраты для каждого варианта определяются по формуле:

(9.14)

где Кi - капитальные вложения, тыс. руб.;

Иi - издержки, тыс. руб./год;

Ен - нормативный коэффициент сравнительной экономической эффективности, равный 0,12 (руб./год)/руб.;

i - номер.

Капитальные вложения в элементы системы электроснабжения определяем по укрупненным показателям стоимости на 1991 год с учетом изменения оптовых цен на промышленную продукцию коэффициентом Кинф=4400. Капвложения определяются как:

; (9.15)

; (9.16)

, (9.17)

где Ктп - стоимость трансформаторной подстанции;

Кку - стоимость конденсаторных установок;

Кя - стоимость ячейки, установленной в РП.

Ежегодные издержки, связанные с эксплуатацией электрооборудования и сетей определяются по формуле:

, (9.18)

где Иам - амортизационные отчисления;

Иэкс - эксплуатационные расходы;

Ипот - стоимость потерь электрической энергии.

Составляющие издержек определяются по формулам:

; (9.19)

; (9.20)

, (9.21)

где _АМ - норма амортизационных отчислений, для оборудования 4,4%, для линий 4%;

_ЭКС - норма эксплуатоционных расходов, для оборудования 3%, для линий 2%;

_СР - средняя стоимость электроэнергии, определяемая по (9.22).

Средняя стоимость электроэнергии определяется по выражению:

, (9.22)

где a - основная ставка тарифа за 1кВт заявленной максимальной мощности, принимаемый равным, а=269684 руб./(кВтгод);

b - дополнительная ставка тарифа за 1кВт электроэнергии, учтённой расчётным счётчиком на стороне первичного напряжения, принимаемый равным b=209 руб./кВтч;

T_max - число часов использования максимальной нагрузки предприятия T_max= 4400 ч.

Капитальные вложения в электрооборудование напряжением выше 1кВ определим по выражению:

(9.23)

Определим капитальные вложения на сооружение линий, результаты сведем в таблицы 9.8 и 9.9.

Таблица 9.8 - Капитальные вложения на сооружение кабельных линий для первого варианта

Наименование участка	Соединение	Линия	Длинна, км.	Rо, Ом/км	Xо, Ом/км	Куд, тыс.руб/км	Стоимость КЛ, млн.руб
Административный корпус	ТП2-ТП1	Л3	0,206	0,894	0,088	2,16	1,33
Сборочно-окрасочный цех и склад металлоконструкций	РП-ТП2	Л1	0,0035	0,447	0,082	4,12	0,043
Сборочно-окрасочный цех и склад металлоконструкций	РП-ТП2	Л2	0,0035	0,625	0,085	3,7	0,038
Механический цех	ТП2-ТП3	Л4	0,107	1,25	0,091	1,98	0,64
Сварочный цех и склад готовой продукции	РП-ТП4	Л5, Л6	0,42	1,25	0,091	1,98	2,49
Питающая линия	ГПП-РП	Л7,Л8	4	0,261	0,08	5,32	127,7
Всего	132,24



Таблица 9.9 - Капитальные вложения на сооружение кабельных линий для второго варианта

Наименование участка	Соединение	Линия	Длинна, км.	Rо, Ом/км	Xо, Ом/км	Куд, тыс.руб/км	Стоимость КЛ, млн.руб
Административный корпус	РП-ТП1	Л3	0,218	0,625	0,085	3,7	2,42
Сборочно-окрасочный цех и склад металлоконструкций	РП-ТП2	Л1, Л2	0,007	0,894	0,088	2,16	0,045
Механический цех	РП-ТП3	Л4	0,121	1,25	0,091	1,98	0,72
Сварочный цех и склад готовой продукции	ТП2-ТП4	Л5, Л6	0,414	1,25	0,091	1,98	2,46
Питающая линия	ГПП-РП	Л7,Л8	4	0,261	0,08	5,32	127,7
Всего	133,35

Таблица 9.10 - Стоимость трансформаторов

Наименование участка	№ТП	Трансформатор	Ктпi, тыс.руб	Ктп, млн.руб
Административный корпус	ТП1	1000	5,74	17,22
Сборочно-окрасочный цех и склад металлоконструкций	ТП2	2х1000	5,74	34,44
Механический цех	ТП3	1000	5,74	17,22
Сварочный цех и склад готовой продукции	ТП4	2х630	4,525	27,15
Всего	96,03

Укрупнённые показатели стоимости ячеек КРУ 10кВ берём из таблицы 10.33 [6] равна 1,48 тыс.руб. , определим общую стоимость РП:

млн.руб,

млн.руб.

Определим капиталовложения в КУ по следующему выражению:

; (9.24)

млн.руб.

Суммарные капиталовложения по вариантам равны :

млн.руб,

млн.руб.

Время максимальных потерь в технико-экономических расчётах, определяется, как правило, по таблице 3.2 1 или графику (рисунок 3.7 1), то исходя из этого, принимаем = 2400ч.

Годовые потери электроэнергии в рассматриваемом варианте, кВтч:

, (9.25)

где ?Wтi - потери активной энергии в i-м трансформаторе, кВтч;

?Wкj - потери активной энергии в j-й конденсаторной установке, кВтч;

?Wлk- потери активной энергии в k-й кабельной линии, кВтч.

Потери активной энергии в двухобмоточном трансформаторе определяются как, кВтч:

. (9.26)

Потери активной энергии в конденсаторной установке, кВтч:

, (9.27)

где Qк - фактическая мощность КУ, квар;

Ру - удельные потери активной мощности в батареях конденсаторов, принимаемые для БНК до 1 кВ р_у=0,004 кВт/квар;

Тгод - число часов работы (включения) КУ за год, ч.

, (9.28)

где r_o -удельное активное сопротивление кабельной линии Ом/км.

По (9.3.14) потери активной энергии в конденсаторной установке равны :

кВтч.

Результаты потерь мощности в трансформаторах и линиях заносим в таблицы 9.11-9.13.

Таблица 9.11- Потери мощности в трансформаторах

Наименование участка	№ТП	Трансформатор	?	?Wт, кВтч
Административный корпус	ТП1	1000	0,79	30110,9
Сборочно-окрасочный цех и склад металлоконструкций	ТП2	2х1000	0,69	54600,7
Механический цех	ТП3	1000	0,68	26536,0
Сварочный цех и склад готовой продукции	ТП4	2х630	0,76	43955,4
Всего	155203

Таблица 9.12 - Потери мощности в кабельных линиях первого варианта

Линия	Соединяет	Iрл, А	Марка кабеля	Длинна, км	Rо, Ом/км	?Wл, кВтч
Л1	РП-ТП2	88,0	ААШвУ-10-3х70	0,0035	0,447	82,2
Л2	РП-ТП2	81,5	ААШвУ-10-3х50	0,0035	0,625	104,6
Л3	ТП2-ТП1	46,7	ААШвУ-10-3х35	0,206	0,894	2891,8
Л4	ТП2-ТП3	40,1	ААШвУ-10-3х25	0,107	1,25	1548,5
Л5, Л6	РП-ТП4	28,4	ААШвУ-10-3х25	0,42	1,25	3048,8
Л7, Л8	ГПП-РП	101,1	ААШвУ-10-3х120	4	0,261	76830,8
Всего:	84506,7



Таблица 9.13 - Потери мощности в кабельных линиях второго варианта

Линия	Соединяет	Iрл, А	Марка кабеля	Длинна, км	Rо, Ом/км	?Wл, кВтч
Л3	РП-ТП1	46,7	ААШвУ-10-3х35	0,207	0,894	2891,8
Л1, Л2	РП-ТП2	69,7	ААШвУ-10-3х50	0,007	0,625	153,0
Л4	РП-ТП3	40,1	ААШвУ-10-3х25	0,107	1,25	1548,5
Л5, Л6	ТП2-ТП4	28,4	ААШвУ-10-3х25	0,414	1,25	3005,2
Л7, Л8	ГПП-РП	101,1	ААШвУ-10-3х120	4	0,261	76830,8
Всего:	84429,3

Суммарные годовые потери энергии дл двух вариантов равны:

?W_год1=155203+84506,7+32000=274709,7 кВтч;

?W_год2=155203+89429,3+32000=271632,3 кВтч.

Определим амортизационные, эксплуатационные и издержки на потери по следующим выражениям:

руб./кВтгод;

млн.руб.;

млн.руб.;

млн.руб.;

млн.руб.,

млн.руб.;

млн.руб.

Определим суммарные издержки для двух вариантов:

млн.руб.;

млн.руб.;

Посчитаем приведенные затраты для двух вариантов:

млн.руб.;

млн.руб.

Так как разница составляет менее 1% , то варианты считаются равноценными. Предпочтение отдаем второму варианту и в дальнейшем будет рассматриваться именно он.



10. Расчет токов короткого замыкания

Вычисление токов КЗ производится с целью:

Выбора электрических аппаратов.

Проверки устойчивости элементов схемы при электродинамическом и термическом действии токов КЗ.

Расчета релейной защиты.

Расчетным видом КЗ является трехфазное, т.к. при нем обычно получаются большие значения сверхпереходного и ударного токов, чем при двухфазном и однофазном. Расчет токов КЗ должен рассчитываться на сборных шинах ГПП и РП.

Рисунок 10.1 - Схема питания завода.

Завод получает питание от ГПП на напряжении 10 кВ, расположенной на расстоянии 5 км, на которой установлены два трансформатора ТРДН-40000/110 мощностью 40 МВА, U_к=10,5%. На удалении 25 км от ГПП расположена ТЭЦ с двумя генераторами ТВВ-160-2ЕУ3 (P_н=160 МВт, cos=0,85, X_d''=0,213), подключенных к сети 110 кВ через трансформаторы ТДЦ-250000/110, U_к=10,5%. На расстоянии 150 км расположена ГРЭС, на которой установлены четыре генератора ТГВ-300-2У3 (P_н=300 МВт, cos=0,85, X_d''=0,195), подключенные с помощью трансформаторов ТДЦ-400000/110, U_к=10,5%. На основании приведенных данных производим расчет токов короткого замыкания в двух точках: К1 (на шинах ГПП) и К2 (на шинах РП).



Рисунок 10.2 - Схема для расчета токов КЗ.

Для вычисления токов КЗ составляем расчетную схему, включая все элементы, по которым протекают токи к выбранным точкам. По расчетной схеме составляем схему замещения, в которой каждый элемент заменяем своим сопротивлением. Генераторы, трансформаторы, высоковольтные линии и короткие участки распределительных сетей представляем индуктивными сопротивлениями. Расчет токов КЗ выполняем в относительных единицах, при котором все расчетные данные приводим к базисному напряжению и мощности.

Задаемся базисными условиями S_б = 100 МВА; U_б = 10,5 кВ;

; (10.1)

По [12] для турбогенераторов мощностью от 100 до 1000 МВт Е_*=1,13.

Сопротивления генераторов ГРЭС находим по формуле:

, (10.2)

.

Сопротивления трансформаторов ГРЭС определяем по формуле:

, (10.3)

.

Аналогично определяем сопротивления генератора и трансформатора на ТЭЦ:

,

.

Сопротивления воздушных и кабельных линий:

, (10.4)

где x₀ - индуктивное сопротивление одного км линии, Ом/км (для воздушных линий 110 кВ x₀=0,4 Ом/км, кабельных 10 кВ - x₀=0,08 Ом/км);

l - длина линии, км.

,

,

.

Для трансформаторов с расщепленной обмоткой схема замещения состоит из двух лучей, сопротивление которых:

; (10.5)

.

Сопротивление кабельной линии ГПП-РП:

.

Рисунок 10.3 - Схема замещения.

Так как секционные выключатели на ГПП и ЦРП находятся в нормально отключенном состоянии, а генераторы на ГРЭС и ТЭЦ включены параллельно, то схема замещения принимает следующий вид на рисунке 10.4.



Рис. 10.4 - Схема замещения.

;

.

Рисунок 10.5 - Схема замещения.

.



Рисунок 10.6 - Схема замещения.

Ток установившегося КЗ на шинах 10 кВ ГПП :

(10.6)

Ударный ток на шинах 10 кВ ГПП:

, (10.7)

где k_у - ударный коэффициент; для шин ГПП k_у = 1,85, для шин ЦРП завода k_у = 1,369.

Сечения жил кабеля по экономической плотности тока выбирают по условию:

, (10.8)

где I_рл - расчётный ток линии в нормальном режиме работы, А;

j_э - экономическая плотность тока, А/мм², принимаем j_э=1,7А/мм² при Т_м=4400ч.

По условию (10.8) выберем сечения кабеля для завода. Выбор производим по половине тока всего завода, т.к. секции РП нагружены равномерно. Воспользуемся данными, полученными на основе формул (2.10) и (2.11), учитывая фактические потери мощности в трансформаторах (таблица 2.6) и компенсацию РМ.

;

Определяем полную мощность на РП и ток линии в нормальном режиме:

;

А.

Определяем сечение по экономической плотности тока:

.

По [1] выбираем кабель АСБ-10(3х95), I_доп=205 А, x₀=0,083 Ом/км.

Проверяем выбранное сечение током нагрева в послеаварийном режиме:

(10.9)

где - коэффициент прокладки (принимаем равным 1);

- коэффициент допустимой перегрузки, принимаем .

В послеаварийном режиме по кабелю будет протекать ток, потребляемый всем заводом.

А.

Так как 205<210,5, то выбранный кабель по условию нагрева не проходит.

Выбираем кабель АСБ-10(3х120), I_доп=240 А, x₀=0,081 Ом/км.

Таким образом, РП завода питается от подстанции 110/10 кВ двумя параллельными кабелями АСБ-10(3х120).

После выбора кабеля производим его проверку на термическую стойкость:

, (10.10)

где B_k - тепловой импульс от тока КЗ, А²•с,

С - расчётный коэффициент (в зависимости от _изол проводника), для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией С=100.

Результирующий тепловой импульс тока КЗ:

B_k=I²_п•(t_отк+T_a), (10.11)

где I_п - действующее значение периодической составляющей тока КЗ в начале линии,

t_отк - время отключения КЗ,

T_a - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. В распределительных сетях 10 кВ T_a=0,01с.

А²•с.

Таким образом, кабель не соответствует условиям термической стойкости и сечение увеличиваем до 150 мм². Выбираем кабель АСБ-10(3х150), I_доп=275 А, x₀=0,079 Ом/км.

Для выбора кабелей от шин РП к ТП необходимо найти ток к.з. на шинах РП (точка К2). Для этого к системы прибавим сопротивление кабельной линии.

;



Рисунок 5.1 - Схема замещения сети электроснабжения предприятия.

Выберем кабель на участке РП - Т1 ТП2. По этой линии протекает ток от двух ТП: Т1 ТП-2 и Т1 ТП4. Определим полную мощность, передаваемую по кабелю:

. (10.12)

Расчётный ток линии:

Экономическую площадь сечения жил кабеля определяем по выражению:

Выбираем кабель ААШвУ-10(3х50), I_доп=140 А, x₀=0,085 Ом/км.

Проверяем выбранное сечение жил кабеля на нагрев в послеаварийном режиме при прохождении через кабель номинальной мощности двух присоединенных трансформаторов. В этом случае по кабелю проходит ток:

Произведем проверку кабеля по термической стойкости:

А²•с.

Таким образом, кабель не соответствует условиям термической стойкости и сечение увеличиваем до 70 мм². Выбираем кабель ААШвУ-10(3х70), I_доп=165 А, x₀=0,082 Ом/км.

Расчет токов КЗ и выбор кабелей для остальных ТП производим аналогично, данные сводим в таблицу 10.1, 10.2, 10.3:

Таблица 10.1 - Выбор кабелей от РП

№ ТП на плане	,А	Fэ, мм2	Марка кабеля	Iдоп, А	Ip.max, А	в начале линии, кА	, мм2
ГПП-РП	136,8	84,57	АСБ-10(3х120)	240	210,5	9,71	123,2
РП-ТП1	46,7	27,5	ААШвУ-10(3х70)	165	46,7	6,7	52,3
РП-Т1 ТП2, РП-Т2 ТП2	69,7	41	ААШвУ-10(3х50)	105	97,5	6,7	52,3
РП- ТП3	40,1	23,6	ААШвУ-10(3х70)	165	40,1	6,7	52,3



Таблица 10.2 - Результаты расчета токов КЗ

Точка КЗ	Расположение на схеме	L кабеля перед точкой КЗ, км	X0 кабеля перед точкой КЗ, Ом/км	перед точкой КЗ, Ом		, кА
К1	Шины ГПП	-	-	-	0,64	9,71
К2	Шины РП	4	0,079	0,287	0,927	6,7
К3	Шины ТП1	0,207	0,091	0,017	0,944	6,58

Таблица 10.3 - Выбор магистральных кабелей от ТП

№ ТП по плану	, А	Fэ, мм2	Марка кабеля	Iдоп, А	Ip.max, А	в начале линии, А	, мм2
Т1 ТП2-Т1 ТП4, Т2 ТП2-Т2 П4	28,4	16,7	ААШвУ-10(3х35)	115	39,08	6,58	26,4

Поизведем выбор кабелей резерва по низкой стороне для цехов II-й категории, питающихся от однотрансформаторных подстанций Т1 ТП2- ТП3 . Эти кабели выбираются из расчета, что передаваемая через них мощность должна составлять 20-30% от номинальной мощности установленного в ТП трансформатора. Резерв производиться от трансформаторов, присоединенных к другим шинам РП, т.е. к 1-й секции шин. Выбираем кабель АВВГ - 2х(5х95) с Iдоп=480 А.



11. Выбор сечений токоведущих элементов и электрических аппаратов напряжением выше 1кВ

Выберем шины на заводском РП 10 кВ по номинальным значениям тока и напряжения, и проверим на электродинамическую и термическую устойчивость.

I_допI_max; (11.1)

, (11.2)

где S_min - минимальное сечение шины, мм²,

c-коэффициент принимаемый для алюминиевых шин равным 91 А•с^0,5/мм².

_допр; (11.3)

где _доп , _р - соответственно допустимое и рабочее напряжения возникающее в металле шины, МПа

I_max=273,6 А.

По [1] выбираем алюминиевые шины сечением 506 мм² с I_доп=665 А. Шины устанавливаем плашмя, расстояние между фазами, а=25см, расстояние между изоляторами l=100см, момент сопротивления шин W, см³, определим по формуле:

(11.4)

где h, b- соответственно меньший и больший размеры поперечного сечения шин, см³.

Расчётное напряжение в металле шин определим по формуле:

(11.5)

По [1] найдем _доп=91 МПа - для алюминиевых шин марки АДЭ1Т, тогда по условию (7.2):

91 МПа > 69,4 МПа

(11.6)

250 мм² > 135,4 мм²

Выбранные шины проходят по электродинамической и термической устойчивости.

Выбор электрических аппаратов основывается на условиях:

U_номU_раб; (11.7)

I_номI_раб; (11.8)

i_днi_у; (11.9)

В_тВ_к , (11.10)

где U_ном, I_ном - соответственно, номинальные напряжение и ток аппарата;

U_раб, I_раб - напряжение и ток сети, в которой установлен аппарат;

В_т=I²_tn•t_k - тепловой импульс аппарата, нормированный заводом изготовителем, А²с;

В_к=I²•t_ср - тепловой импульс расчётный, А²с.

Выбираем панели типа КСО-292 вводную по расчётному току завода, линейную - по наибольшему току присоединения.

Таблица 11.1 - Выбор вводной панели КСО-298

Условие выбора	Расчётные данные	Каталожные данные
		ВВ/TEL-10-20/630	РВФЗ-10/630	РВФЗ-10/630
UномUраб	Uраб=10 кВ	Uном=10 кВ	Uном=10 кВ	Uном=10 кВ
IномIраб	Iраб=273,6 А	Iном=630 А	Iном=630 А	Iном=630 А
IднIуд	Iуд=17,5 кА	Iдн=51 кА	Iдн=52 кА	Iдн=52 кА
IотклI"	I"=6,7 кА	Iоткл=20 кА	-	-
BтBk	Bk=6,7(0,6+0,01)= =151,8 кА2с	Bт=2023= =1200 кА2с	Bт=2021= =400 кА2с	Bт=2021= =400 кА2с

Таблица 11.2 - Выбираем линейную панель КСО-298.

Условие выбора	Расчётные данные	Каталожные данные
		ВВ/TEL-10-20/630	РВФЗ-10/400	РВФЗ-10/400
UномUраб	Uраб=10 кВ	Uном=10 кВ	Uном=10 кВ	Uном=10 кВ
IномIраб	Iраб=94 А	Iном=630 А	Iном=400 А	Iном=400 А
IднIуд	Iуд=17,5 кА	Iдн=51 кА	Iдн=41 кА	Iдн=41 кА
IотклI"	I"=6,7 кА	Iоткл=20 кА	-	-
BтBk	Bk=6,72(1.6+0.01)= =151,8 кА2с	Bт=2023= =1200 А2с	Bт=1624= =1024 кА2с	Bт=1624= =1024 кА2с



Таблица 11.3 - Выбор секционной панели КСО-298

Условие выбора	Расчётные данные	Каталожные данные
		ВВ/TEL-10-20/630	РВФЗ-10/630	РВФЗ-10/630
UномUраб	Uраб=10 кВ	Uном=10 кВ	Uном=10 кВ	Uном=10 кВ
IномIраб	Iраб=136,8 А	Iном=630 А	Iном=630 А	Iном=630 А
IднIуд	Iуд=17,5 кА	Iдн=51 кА	Iдн=52 кА	Iдн=52 кА
IотклI"	I"=6,7 кА	Iоткл=20 кА	-	-
BтBk	Bk=6,7(0,6+0,01)= =151,8 кА2с	Bт=2023= =1200 кА2с	Bт=2021= =400 кА2с	Bт=2021= =400 кА2с

Произведем выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения.

Выбор трансформаторов тока производится по номинальному току и напряжению первичной цепи, классу точности, номинальному току вторичной цепи и номинальной мощности вторичной обмотки.

S₂=S_пр.б+I²₂•(r_пр+ r_кон), (11.11)

где r_пр и r_кон - сопротивления проводов и контактов, Ом, r_кон=0,1 Ом;

I₂ - ток вторичной обмотки, А, I₂=5 А;

S_пр.б - мощность, потребляемая приборами, В•А.

(11.12)

Условие электродинамической устойчивости:

. (11.13)

Условие термической устойчивости:

. (11.14)

Выбор трансформаторов напряжения производим по номинальным параметрам, классу точности и нагрузке:

S_номS₂=; (11.15)

где Р - суммарная активная мощность потребляемая катушками приборов;

Q - суммарная реактивная мощность потребляемая катушками приборов.

Р=S_прбcos_прб (11.16)

Q=P_прбtg_прб (11.17)

В таблице 11.4 приведем перечень приборов являющихся вторичной нагрузкой трансформаторов напряжение на ЦРП.

Таблица 11.4 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения на РП.

Прибор	Тип прибора	Sобм, ВА	Число обмоток, шт.	cos	sin	Число приборов	Pпрб, Вт	Sпрб, вар
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	4	8
Счётчик активной энергии	EMS-112 40.3 (А+,R+R-)	8	2	0,38	0,925	1	6,08	14,8
Счётчик реактивной энергии		12	2	0,38	0,925	2	18,24	44,4
Итого:		32,2	59,2

В таблице 11.4 приведем вторичные нагрузки трансформатора тока на стороне 0,4 кВ.



Таблица 11.4 - Вторичная нагрузка трансформатора тока ТП-0.4 кВ.

Прибор	Тип прибора	Нагрузка фаз, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	1.5	1.5	1.5
Счётчик активной энергии	EMS-112 40.3(А+,R+R-)	2.5		2.5
Итого:		4.0	1.5	4.0

Наиболее загруженные фазы А и С.

Устанавливаем на каждой секции РП трансформаторы напряжения НАМИ -10 с классом точности 0,5, S_ном=120 ВА, через предохранители ПКН-10.

Вторичную нагрузку трансформатора тока на РП приведем в таблице 11.5.

Таблица 11.5 - Вторичная нагрузка трансформатора тока на РП.

Прибор	Тип прибора	Нагрузка фаз, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335		0.5
Счётчик активной энергии Счётчик реактивной энергии	EMS-112 40.3(А+,R+R-)	2.5 2.5		2.5 2.5
Итого:		5.0	0.5	5.0

Наиболее нагруженными являются трансформаторы тока фаз А и С.

Выбираем трансформаторы тока типа ТПОЛ-10УТ2 S_н=10 ВА.

Тогда по формуле (11.11) :

.

Параметры трансформатора: I_н1=400 А; I_н2=5 А, i_дин=100 кА;

По условиям электродинамической и термической стойкости, выражения (11.13) и (11.14):

Выбранный трансформатор тока проходит по условиям электродинамической и термической стойкости.

Выберем автоматические выключатели, установленные за трансформаторами цеховых ТП.

Выбор для однотрансорфматорных ТП производим по условию:

, (11.17)

где I_нр - номинальный ток теплового расцепителя выключателя, А.

Выбор для двухтрансформаторных ТП производим по условию:

. (11.18)

Выберем выключатель для подстанции ТП2. По условию (7.17):

.

По [1] выбираем выключатель ВА 53-43 с I_нр=2500 А, I_н=2500 А. Выбор выключателей для остальных подстанций аналогичен. Данные представим в таблице 11.6.

Таблица 11.6 - Выбор автоматических выключателей

№ ТП	Sт, кВА	Iтп , А	Тип выключателя	Iнр, А	Iн, А
ТП2	2х1000	2020,7	ВА53-43	2500	2500
ТП1, ТП3	1х1000	1443,4	ВА55-41	1600	1600
ТП4	2х630	1273,1	ВА55-41	1600	1280

Номинальные токи секционных выключателей выбираются на ступень ниже, чем номинальные токи вводных автоматов.

Произведем выбор трансформаторов тока типа ТНШЛ с номинальным током первичной обмотки, соответствующим расчётному току за трансформатором для каждой ТП.

Таблица 11.7 - Выбор трансформаторов тока ТНШЛ

№ ТП	Sт, кВА	Iтп , А	Тип трансформатора	Iнтт, А
ТП2	2х1000	2020,7	ТНШЛ-2500/5	2500
ТП1, ТП3	1х1000	1443,4	ТНШЛ-1500/5	1500
ТП4	2х630	1273,1	ТНШЛ-1500/5	1500

Выберем автоматические выключатели для защиты конденсаторных установок. Конденсаторные установки должны иметь защиту от токов КЗ, действующую на отключение без выдержки времени. Номинальный ток БНК определяется по формуле:

(11.19)

Выбор осуществляется с учётом следующего условия:

(11.20)

Для БНК типа АКУ-0,4-425-25У3получаем по (7.19) и (7.20):

,

.

Выбираем автомат ВА51-39 с Iна=630 А ,Iнр=500 А. Аналогично для остальных БНК. Результаты расчета сводим в таблицу 11.8

Таблица 11.8 Автоматические выключатели для БНК

ТП	Кол-во	Тип БНК	QНОМ, квар	IНК, А	IУ, А	Автомат
ТП1, ТП3	1	АКУ 0,4-250-25УЗ	250	360,8	469,1	ВА51-39 с Iна=630 А, Iнр=500 А
ТП2	4	АКУ 0,4-175-25УЗ	175	252,6	328,4	ВА51-39 с Iна=630 А, Iнр=400 А
ТП4	4	АКУ 0,4-200-20УЗ	200	288,7	375,3	ВА51-39 с Iна=630 А, Iнр=400 А



12. Расчет электрической сети освещения

Питание осветительной сети предполагается выполнить от близко расположенной двухтрансформаторной подстанции (трансформаторы ТМГ-1000/10). От распределительного устройства ТП питающий кабель осветительной сети подключается к групповому осветительному щитку. От группового осветительного щитка радиальными линиями отходят питающие провода и рядам светильникам и отдельным небольшим помещениям (участкам).

Расстояние от щитков освещения до трансформатора составляет 45 и 43 м .

Рабочее освещение запитываем от Т 1, а аварийное от Т2 по схеме на рисунке 12.1.

Рисунок 12.1 - Схема питания осветительной установки

Для линий освещения применим провода и кабели с алюминиевыми жилами (поскольку помещение цеха с нормальными условиями среды, использование проводов и кабелей с медными жилами технически и экономически не обосновано).

Питающая линия выполнена кабелем АВВГ с алюминиевыми жилами, с поливинилхлоридной изоляцией жил, в поливинилхлоридной оболочке без защитного покрова. В осветительных установках следует применять кабели, все жилы которых в поперечном сечении одинаковы.

Для нашего случая принимаю кабели АВВГ трех и пяти проводные, которые будут прокладываться непосредственно по строительным элементам зданий с креплением проводников скобами , а в местах где возможно механическое воздействие- на лотках.

а)Определение сечения проводов и кабелей по нагреву

Для безопасности обслуживания осветительной электроустановки все её элементы (металлический корпус светильника, выключателя и другие), подлежащие заземлению, должны быть присоединены к сети защитного заземления. Для выбора защитных аппаратов установленных в групповых осветительных щитках необходимо первоначально определить значение расчётного тока для каждой из групповых линий.

Расчётная мощность осветительной нагрузки определяется по формуле:

, (12.1)

где К_со - коэффициент спроса осветительной нагрузки;

К_праi -коэффициент, учитывающий потери в ПРА;

Р_номi - установленная мощность i-ой лампы, Вт;

n - количество ламп питающихся по линии.

Расчётный ток групповой сети определяют по следующим формулам

а) для трёхфазных линий:

; (12.2)

б) для однофазных линий:

; (12.3)

Для защиты групповых и питающих линий будем использовать автоматические выключатели с комбинированным расцепителем.

Мощность питающей линии определяется следующим образом:

; (12.4)

Ток нагрузки в питающей линии определяется по формуле (12.2) с учётом средневзвешенного коэффициента активной мощности:

; (12.5)

Данные необходимые для проведения расчёта мощности и токов групповых линий приведены в таблице 12.1:

Таблица 12.1

Данные для расчёта групповых линий

№	Светильники освещения	КСО	КПРА	Рл, Вт	N, светильников	n, ламп в светильнике	cos_f
1	Ряд №1	1	1,1	400	7	1	0,5
2	Ряд №2	1	1,1	400	5	1	0,5
3	Ряд №3	1	1,1	400	6	1	0,5
4	Ряд №4	1	1,1	400	4	1	0,5
5	Опера-торская	1	1,2	58	4	2	0,92
6	Кладовая запасных частей	1	1,2	18	3	2	0,92
7	Кладовая инструмента	1	1,2	58	1	1	0,9
8	Трансформаторная	1	1,2	36	3	2	0,92



Для примера произведем расчет первого ряда светильников освещения:

Определяем фактическую мощность по формуле (12.1):

Вт

Так как нагрузка фаз неравномерная(2-А,3-В,2-С) произведем расчет наиболее загруженной фазы к которой присоединены три светильника.

Определяем расчетную мощность фазы по формуле:

Вт

Тогда мощность трехфазной системы будет равна:

Вт

Питание светильников осуществляется по пятипроводной линии. В соответствии с этим расчётный ток линии определяется по формуле:

А

Принимаем кабель АВВГ-5(1х2,5)-0,66 с I_ДОП=19*0,92=17,48 А.

Для остальных рядов и помещений находим аналогично. Результаты заносим в таблицы 12.2 и 12.3.

Определим сечение питающей линии рабочего освещения.

Для определения тока и нагрузки питающего участка осветительной сети рабочего освещения определим суммарную активную мощность групповых линий:

Вт

Далее рассчитываем средневзвешенное значение коэффициента активной мощности:

.

Определяем ток питающей линии:

А.

Такому расчётному току удовлетворяют провода с алюминиевыми жилами сечением 6 мм2 (Iдоп=32*0,92=29,44 А). Принимаем кабель АВВГ-5(1х6)-0,66.

Аналогично определяем сечение питающей линии аварийного освещения.

Определяем ток питающей линии:

А.

Такому расчётному току удовлетворяют провода с алюминиевыми жилами сечением 2,5 мм2 (Iдоп=19*0,92=17,48 А). Принимаем кабель АВВГ-5(1х2,5)-0,66.



Таблица 12.2

Результаты расчета тока линии и выбранное сечение линий(рабочее освещение)

№	Светильники освещения	cos_f		Рроф, Вт	Рро, Вт	Iро, А	Число фаз	qдоп,мм2
1	Ряд №1	0,5		3080	3960	11,48	3	2,5
2	Ряд №2	0,5		2200	2640	7,65	3	2,5
3	Ряд №3	0,5		2640	2640	7,65	3	2,5
4	Ряд №4	0,5		1760	2640	7,65	3	2,5
5	Операторская	0,92		-	477,6	2,257	1	2,5
6	Кладовая запасных частей	0,92					1	2,5
7	Кладовая инструмента	0,9					1	2,5
8	Трансформаторная	0,92		-	172,8	0,82	1	2,5

Таблица 12.3

Результаты расчета тока линии и выбранное сечение линии(авар-ное освещение)

№	Светильники освещения	cos_f		Рро, Вт	Iро, А	Число фаз	qдоп,мм2
1	ряд 2	0,5		880	7,652	1	2,5
2	ряд 3	0,5		453,2	3,339	1	2,5
3	Трансформаторная	0,92		86,4	0,408	1	2,5
4	Указатель”Выход”	0,9		0,0132	0,064	1	2,5

Также необходимо произвести выбор осветительных щитков и мест их расположения. Осветительные щитки предназначены для приёма и распределения электроэнергии в осветительных установках, для управления освещением, а также для защиты групповых линий при длительных перегрузках и коротких замыканиях. Щитки выбираются с учётом условий окружающей среды, количества присоединяемых к ним линий, их расчётных токов и требуемых защитных аппаратов.

Исходя из вышесказанного принимаем:

-Для рабочего освещения

В щитке рабочего освещения требуется 14автоматов: 4ряда цеха(4х3) и два ответвления -к трансформаторной и операторской. Исходя из расчётного тока осветительной сети рабочего освещения и количества присоединений выбираем для установки щиток серии ЩО8505-1215 (схема №12) с номинальным напряжением 380 В, с зажимами на вводе. Количество однополюсных автоматов на групповых линиях ВА61F29-1В -15 штук(один резервный).

-Для аварийного освещения

В щитке аварийного освещения требуется 4 автомата. Исходя из расчётного тока и количества присоединений выбираем для установки щиток серии ЩО8505-0206(схема № 02) с зажимами на вводе. Количество однополюсных автоматов на групповых линиях ВА61F29-1В -6 штук (два резервных).

Таблица 12.4

Выбор автоматов рабочего освещения

Помещение		Число фаз	Рро, Вт	Iро, А	Iз ---- Iро	Тип выключателя

Подобные документы

• Проектирование системы электроснабжения цеха машиностроительного завода

  Определение расчетных электрических нагрузок. Выбор и расчет низковольтной электрической сети, защитных коммутационных аппаратов. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для цеховых подстанций. Устройства автоматического включения резерва.
  
  курсовая работа [432,5 K], добавлен 22.08.2009
  

• Разработка схемы электроснабжения предприятия и расчет распределительной сети напряжением свыше 1кВ

  Характеристика проектируемого цеха и потребителей электроэнергии. Выбор электродвигателей, их коммутационных и защитных аппаратов. Определение электрических нагрузок. Выбор схемы и расчет внутрицеховой электрической сети. Релейная защита и автоматика.
  
  дипломная работа [1,0 M], добавлен 16.04.2012
  

• Расчет электроснабжения строительного цеха

  Характеристика цеха и потребителей электроэнергии. Определение нагрузок и категории электроснабжения. Расчёт нагрузок, компенсации реактивной мощности. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов. Выбор распределительных сетей высокого напряжения.
  
  курсовая работа [308,4 K], добавлен 21.02.2014
  

• Проектирование электроснабжения химического завода

  Характеристика предприятия и источников электроснабжения. Определение расчетных электрических нагрузок цеха; числа и мощности трансформаторов на цеховых подстанциях. Компенсация реактивной мощности. Выбор схемы внешнего и внутреннего электроснабжения.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 25.06.2012
  

• Система электроснабжения электромеханического завода

  Определение электрических нагрузок, выбор цеховых трансформаторов и компенсации реактивной мощности. Выбор условного центра электрических нагрузок предприятия, разработка схемы электроснабжения на напряжение выше 1 кВ. Расчет токов короткого замыкания.
  
  курсовая работа [304,6 K], добавлен 23.03.2013
  

• Расчет системы электроснабжения завода железнодорожного машиностроения

  Определение осветительной нагрузки цехов, расчетных силовых нагрузок. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности. Определение потерь мощности и электроэнергии. Выбор параметров схемы сети электроснабжения.
  
  курсовая работа [4,4 M], добавлен 14.06.2015
  

• Проектирование электроснабжения метизного цеха

  Характеристика потребителей электроэнергии и определение величины питающего напряжения. Выбор электродвигателей, пусковой и защитной аппаратуры. Расчет электрических нагрузок, компенсация реактивной мощности, создание однолинейной схемы электроснабжения.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 20.01.2010
  

• Электроснабжение потребителей цеха

  Разработка система электроснабжения отдельных установок цеха. Расчеты по выбору электродвигателей и их коммутационных и защитных аппаратов. Расчет и выбор внутрицеховой электрической сети. Определение электрических нагрузок цеха и потерь напряжения.
  
  курсовая работа [465,6 K], добавлен 16.04.2012
  

• Разработка системы электроснабжения завода по производству металлообрабатывающих станков

  Определение электрических нагрузок предприятия. Выбор цеховых трансформаторов и расчет компенсации реактивной мощности. Разработка схемы электроснабжения предприятия и расчет распределительной сети напряжением выше 1 кВ. Расчет токов короткого замыкания.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 21.11.2016
  

• Проектирование электроснабжения завода по производству сельскохозяйственной техники

  Технологический процесс завода по производству сельскохозяйственной техники. Выбор схемы электроснабжения. Расчет электрических нагрузок. Компенсация реактивной мощности, выбор трансформаторов, определение потерь. Картограмма электрических нагрузок.
  
  курсовая работа [527,2 K], добавлен 18.03.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам