Электроснабжение бумажной фабрики

ОМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Нижневартовский филиал

Кафедра "Электрическая техника"























ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ

"Электрооборудование и электрохозяйство бумажной фабрики "






АННОТАЦИЯ



В представленном дипломном проекте решается задача построения системы электроснабжения бумажной фабрики. Для создания рациональной и экономичной системы необходимо рассмотреть целый комплекс вопросов, которые в данной работе выражены в следующих основных разделах: обзор технологического процесса производства шин; определение электрических нагрузок; выбор схем питания и распределения электроэнергии на предприятии; расчет токов короткого замыкания; выбор аппаратов; расчет релейной защиты; расчеты заземления и молниезащиты. Рассмотрены также основные требования к безопасности в производстве и охрана труда.

Стремление применить все полученные в процессе обучения знания выразилось в попытке, помимо конкретных принимаемых решений, описать другие возможные варианты действий.

В проекте выдержаны требования действующих ГОСТов, норм и правил устройства электрических установок.





		
СОДЕРЖАНИЕ

		

		ВВЕДЕНИЕ

		1. ОПИСАНИЕ

		1.1 Исходные данные на проектирование

		2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

		2.1 Метод коэффициента спроса

		2.2 Статистический метод

		3. ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

		4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

		5. ВЫБОР СИСТЕМЫ ПИТАНИЯ

		5.1 Выбор устройства высшего напряжения ПЭЭ

		5.2 Выбор трансформаторов ПЭЭ

		5.3 Выбор ВЛЭП

		6. ВЫБОР СИСТЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ

		6.1 Выбор рационального напряжения системы распределения

		6.2 Выбор числа РП, ТП и мест их расположения

		6.3 Размещения БСК в электрической сети предприятия

		6.4 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП

		6.5 Расчет потерь в трансформаторах цеховых КТП

		6.6 Выбор способа канализации электроэнергии

		7. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

		7.1 Расчет тока КЗ в точке К-1

		7.2 Расчет тока КЗ в точке К-2

		7.3 Расчет тока КЗ в точке К-3

		8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

		8.1 Выбор аппаратов напряжением 110 кВ

		8.2 Выбор аппаратов напряжением 10 кВ

		8.3 Выбор аппаратов напряжением 0,4 кВ

		9. ПРОВЫРКА КЛЭП НА ТЕРМИЧЕСКУЮ СТОЙКОСТЬ

		10. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

		10.1 Защита от повреждений в нутрии кожуха и от понижения уровня масла

		10.2 Защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора

		10.3 Защита от токов внешних многофазных КЗ

		10.4 Защита от токов внешних замыканий на землю на стороне ВН

		10.5 Защита от токов перегрузки

		11. РАСЧЕТ МОЛНИЕЗАЩИТЫ ПГВ

		12. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА

		13. ОХРАНА ТРУДА

13.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

13.1.1 Недостаточная освещенность рабочей зоны

13.1.2 Повышенный уровень шума на рабочем месте

13.1.3 Повышенное значение напряжения электрической цепи

13.1.4 Неблагоприятные параметры микроклимата

	13.2 Методы и мероприятия по устранению неблагоприятных факторов

	13.2.1 Недостаточная освещенность рабочей зоны

13.2.2 Повышенный уровень шума на рабочем месте

13.2.3 Повышенное значение напряжения в электрической цепи

13.3 Пожарная безопасность

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 

ЛИТЕРАТУРА






ВВЕДЕНИЕ



Электротехнические установки, машины, агрегаты, автоматизированный электропривод непосредственно участвуют в технологическом процессе. От технического уровня, режима работы, условий эксплуатации электрооборудования зависит производительность, качество и себестоимость продукции, т.е. все основные показатели эффективности работы, как отдельных цехов, так и всего предприятия в целом. От грамотного построения электроснабжения и эксплуатации электрооборудования существенно зависит успех всей производственной деятельности. Поэтому умелые действия специалиста -энергетика, совместно со специалистом - технологом, должны быть направлены на рациональное построение системы электроснабжения, расходование и экономию электроэнергии.

Дипломный проект является самостоятельной творческой работой, в которой воплощаются все полученные знания и опыт. В нем проявляется умение разрабатывать и принимать решения, особенно в условиях неопределенности исходных данных, определяющие как каждый элемент, так систему электроснабжения в целом.






1. ОПИСАНИЕ



1.1 Исходные данные 



Таблица№1 Ведомость электрических нагрузок фабрики.

№

Наименование цеха



Кс

cos

,

  Вт/м2

Pуст, 

кВт

Кате-гория

1

		Столовая

0,6

0,75

14

70

II

2

Склад (лесотаски, пилы) 

0,7

0,85

12

400

II

3

Цех бумажных машин № 1

0,8

0,8

16

2500

I

4

Трепковарка 

0,6

0,75

14

400

II

5

Цех бумажных машин № 2 

0,8

0,85

16

2600

I

6

Кислородный цех (насосы) 

0,8

0,85

14

1000

II

7

Цех бумажных машин № 3 

0,8

0,8

16

2600

II

8

Дереворубка 

0,7

0,9

20

800

II

9

Отбельный цех 

0,5

0,8

16

400

II

10

		Пожарное депо

0,4

0,75

10

80

III

11

		лаборатория

0,7

0,85

12

150

II

12

		Административный корпус 

0,5

0,8

10

100

III

13



Насосная 

0,8

0,85

14

300

II



Насосная (6 кв 2х400) 

0,8

-0,9



1200



14

Учебные мастерские 

0,6

0,8

14

400

II

15

Варочное отделение 

0,5

0,7

16

500

II

16

Склад 

0,4

0,8

10

100

II

17

Ремонтно-механический цех 

0,5

0,8

18

120

III

18

Склад 

0,6

0,75

16

60

II

19

		Автобаза 

0,5

0,8

14

300

II

20

Кислородная станция 

0,8

0,85

12

800

I



Кислородная станция (6 кв 2х315)

0,8

-0,9



1400



21

Цех бумажных машин № 4

0,8

0,85

14

2200

II

22

Цех бумажных машин № 5 

0,8

0,8

14

2500

II

23

Склад огнеопасных грузов

0,3

0,75

10

100

II




Генеральный план фабрики





Рисунок 2 Генеральный план фабрики






2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК



Метод коэффициента спроса



Расчетный максимум, необходимый для выбора почти всех элементов системы электроснабжения: сечения проводников, трансформаторов ППЭ, отключающей аппаратуры, измерительных приборов и так далее, определяемый сначала для отдельных цехов, а затем и для всей фабрики в целом, находится по коэффициенту спроса по выражению:



                                 (2.1.1),



где:  расчётный максимум соответствующего цеха без учёта освещения, кВт;

коэффициент спроса соответствующего цеха.

Расчёт силовой нагрузки для цеха №13 состоящей из нагрузки выше 1000В и ниже 1000В:



 кВт;

 квар;

 кВт;

квар. 



Для остальных цехов расчёт представлен в таблице №2.

Кроме того, необходимо учесть нагрузку искусственного освещения цехов и территории фабрики.

Эта нагрузка определяется по удельной мощности освещения, по выражению:


                                (2.1.2),        



где : F– освещаемая площадь, ;

δ – удельная плотность осветительной нагрузки, Вт/м2,

КСО – коэффициент спроса осветительной нагрузки;

tgφ – коэффициент мощности осветительной нагрузки.

Для освещения складов и цехов используем люминесцентные лампы с cosφ=0,75 (tgφ=0,88), для территории предприятия  используются дугоразрядные лампы  (ДРЛ) с cosφ=0.5 и (tgφ=1,73).

Расчет освещения для цеха №1



кВт

квар



Для остальных цехов расчёт приведён в таблице № 2.

Полная нагрузка цеха напряжением до 1000В представляет собой сумму силовой и осветительной нагрузки:



                            (2.1.3)



Для цеха №1  кВт,

  квар.

Дальнейший расчёт нагрузок по цехам приведён в таблице № 2.



Таблица№2

№

Рн

cosφ 

tgφ

Кс

Рм кВт

Qм квар

F,

м2

δ,

Вт/м2

Ксо

Ро

кВт

Qо

квар

Рм

кВт

Qм

квар

Sм

кВА

1

70

0,75

0,88

0,6

42

36,96

800

14

0,9

10,08

45,83

52,08

82,79

97,81

2

400

0,85

0,62

0,7

280

173,6

2800

12

0,9

30,24

18,75

310,24

192,35

365,03

3

2500

0,8

0,75

0,8

2000

1500

2100

16

0,9

30,24

22,68

2030,24

1522,6

2537,8

4

400

0,75

0,88

0,6

240

211,2

800

14

0,9

10,08

45,83

250,08

257,03

358,61

5

2600

0,85

0,62

0,8

2080

1289,6

1600

16

0,9

23,04

14,28

2103,04

1303,8

2474,4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

6

1000

0,85

0,62

0,8

800

496

4700

14

0,9

59,22

36,72

859,22

532,72

1010,9

 7

2600

0,8

0,75

0,8

2080

1560

7800

16

 0,9

112,32

 84,24

2192,32

1644,2

2740,4

 8

800

0,9

0,48

0,7

560

268,8

3000

20

 0,9

54

 2592

614

294,72

681,07

 9

400

0,8

0,75

0,5

200

150

1900

16

 0,9

27,36

 20,52

227,36

170,52

284,2

10

80

0,75

0,88

0,4

32

19,4

1200

10

 0,9

10,8

 9,5

42,08

29,34

51,29

11

150

0,85

0,62

0,7

105

65,1

600

12

 0,9

6,48

4,02

111,48

69,12

131,17

12

100

0,8

0,75

0,5

50

37,5

170

10

 0,9

15,3

 11,47

65,3

48,97

81,62

13

300

0,85

0,62

0,8

240

148,8

600

14

 0,9

7,56

 4,69

247,56

153,49

291,28



1200

-0,9

-0,48

0,8

960

-460,8

600

–––

–––

  ––– 

 –––

960

-460,8

1064,8

14

400

0,8

0,75

0,6

240

180

500

14

 0,9

6,3

 4,72

246,3

 184,72

307,87

15

500

0,7

1,02

0,5

250

255

1400

16

0,9

20,16

20,56

270,16

275,56

385,9

16

100

0,8

0,75

0,4

40

30

300

10

 0,9

2,7

2,02

42,7

32,02

53,37

17

120

0,8

0,75

0,5

60

45

1600

18

 0,9

25,92

 19,44

85,92

64,44

107,4

18

60

0,75

0,88

0,6

36

31,68

1200

16

 0,9

17,28

 15,21    

53,28

46,89

70,97

19

300

0,8

0,75

0,5

150

112,5

800

14    

 0,9

10,08

 7,56

160,08

120,06

200,1

20

800

0,85

0,62

0,8

640

396,8

400

12

 0,9

4,32

 2,68

644,32

399,48

758,11



1400

-0,9

-0,48

0,8

1120

-537,6

400



 

 



1120

-537,6

1242,3

21

2200

0,85

0,62

0,8

1760

1091,2

5500

14          

0 0,9

9  

69,3

0  42,97

1829,3

1134,1

 2152,37

22

2500

0,8

0,75

0,8

2000

1500

5900

14

 0,9

74,34

 55,75

2074,34

1555,7

 2592,92

23

100

0,75

0,88

0,3

30

26,4

200

10

 0,9

1,8

 1,58

31,8

27,98

 42,36



Осветительная нагрузка территории

Площадь территории Fтер=130430м2, 

удельная плотность освещения δтер=1 Вт/м2,

коэффициент спроса осветительной нагрузки Ксо тер=1[3]







Активная суммарная нагрузка напряжением до 1000В







Суммарная реактивная нагрузка напряжением до 1000В



.


Полная суммарная мощность напряжением до1000В



.



При определении суммарной нагрузки по фабрики в целом необходимо учесть коэффициент разновремённости максимумов Крм, значение которого равно 0,925,а также потери в силовых трансформаторах, которые еще не выбраны, по этому эти потери учитываются приближенно по ниже следующим выражениям.

Приближенные потери в трансформаторах цеховых подстанций:



         



Суммарная активная нагрузка напряжением выше 1000В:







Суммарная реактивная нагрузка напряжением выше 1000В:







Активная мощность предприятия:








Реактивная мощность предприятия без учёта компенсации:







Экономически обоснованная мощность, получаемая предприятием в часы максимальных нагрузок:



, 



где 0,3-нормативный tgφэк для Западной Сибири и U=110кВ.

Мощность компенсирующих устройств, которую необходимо установить в системе электроснабжения предприятия:







Полная мощность предприятия, подведённая к шинам пункта приёма электроэнергии (ППЭ):



 



Суточный график электрических нагрузок.



t.ч

Рзим, %

Рлетн,%

Рmax.раб,кВт

Рраб, зим. кВт

Рр.летн,кВт

Рвых,кВт

0

82

80

15259,14

12512,5

12207,31

7655,035

1

81

79

15259,14

12359,9

12054,72

7655,035

2

80

78

15259,14

12207,31

11902,13

7655,035

3

80

78

15259,14

12207,31

11902,13

7655,035

4

80

78

15259,14

12207,31

11902,13

7655,035

5

80

78

15259,14

12207,31

11902,13

7655,035

6

78

75

15259,14

11902,13

11444,36

7655,035

7

83

79

15259,14

12665,09

12054,72

7655,035

8

95

91

15259,14

14496,18

13885,82

6124,28

9

100

95

15259,14

15259,14

14496,18

6124,28

10

100

95

15259,14

15259,14

14496,18

6124,28

11

95

93

15259,14

14496,18

14191

6124,28

12

93

91

15259,14

14191

13885,82

6124,28

13

95

93

15259,14

14496,18

14191

6124,28

14

96

94

15259,14

14648,77

14343,59

6124,28

15

96

93

15259,14

14648,77

14191

6124,28

16

90

87

15259,14

13733,23

13275,45

6124,28

17

93

88

15259,14

14191

13428,04

6124,28

18

95

91

15259,14

14496,18

13885,82

6124,28

19

97

93

15259,14

14801,37

14191

7655,035

20

95

93

15259,14

14496,18

14191

7655,035

21

97

94

15259,14

14801,37

14343,59

7655,035

22

90

88

15259,14

13733,23

13428,04

7655,035

23

85

83

15259,14

12970,27

12665,09

7655,035






3. ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК



По данным таблицы 3 построен суточный график нагрузки для рабочего дня, который представлен на рисунке 3. График нагрузки выходного дня также приведён на рисунке 3.





Рисунок 3. Суточный график электрических нагрузок



Для построения годового графика используется суточный график для рабочих и выходных дней, принимаем, что в году 127 зимних,127 летних и 111 выходных дней. Годовой график электрических нагрузок показан на рис.4.





Рисунок 4. Годовой график электрических нагрузок 


Число часов использования максимальной нагрузки определяется по выражению:



                        ,                         (3.1)

TMAX= ч.






4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК



Для построения картограммы нагрузок как наглядной картины территориального расположения мощностей цехов необходимы центры электрических нагрузок (ЦЭН) этих цехов. В данной работе предполагается, что ЦЭН каждого цеха находится в центре тяжести фигуры плана цеха, так как данных о расположении нагрузок в цехах нет. Нагрузки цехов представляются в виде кругов, площадь которых равна нагрузке этих цехов, а радиус определяется по выражению:



,                             (4.1)



где m – выбранный масштаб, кВт/мм.

Выбираем масштаб m=1,7 кВт/мм. Расчет радиусов сведён в таблицу 5.

Осветительная нагрузка на картограмме представлена в виде секторов кругов, площадь которых соотносится с площадью всего круга как мощность освещения ко всей мощности цеха до 1000 В. Углы секторов определяются по выражению



,                          (4.2)

Расчёт этих углов представлен в таблице 5.

Окружности без закрашенных секторов обозначают нагрузку напряжением выше 1000 В.

Координаты центра электрических нагрузок фабрики в целом определяются по выражению:


,                  (4.3),



где   Рмi – активная нагрузка i-того цеха;

 Xi, Yi – координаты ЦЭН i-того цеха;

 n — число цехов предприятия.

Для определения ЦЭН цехов, конфигурация которых на плане отлична от прямоугольной, используется следующий алгоритм:

1. цех i разбивается на j таких частей, что каждая из них является прямоугольником;

2. по генплану определяются ЦЭН этих частей Xi,j, Yi,j и их площади Fi,j;

3. находится активная мощность, приходящаяся на единицу площади этого цеха ;

4. определяется активная мощность, размещенная в каждой из прямоугольных частей рассматриваемого цеха Рм i,j;

5.  с использованием выражения (4.3) находятся координаты ЦЭН цеха в целом.

Согласно генерального плана предприятия по вышеизложенной методике, определяются ЦЭН цеха №5, цеха №6 , цеха №11, цеха №12, цеха №16, цеха №20, цеха №21 и цеха №22. 

Рассмотрим расчёт для цеха №5:

1. разбиваем цех на три прямоугольные части;

2. их координаты ЦЭН равны соответственно: X5.1=97; Y5.1=202; X5.2=95; Y5.2=186; F5.1=400 м2; F5.2=1200 м2    

3. удельная активная мощность цеха №5 кВт/м2;

4.  кВт;  кВт; 

5.     .



Координаты ЦЭН цехов определены непосредственно при помощи генплана и сведены в таблицу 5.



Таблица 5. Картограмма электрических нагрузок

№ цеха.

Xi, мм.

yj,  мм.

Рm, кВт.

Ri, мм.

Ро, кВт.

а, град.

1.



14



219



52,08



0,9



10,08



69,7



2.



36



211



310,244,9



2,2



30,24



35,1



3.



65



211



2030,24



5,6



30,24



5,4



4.



97



220



250,08



1,9



10,08



14,5







5.

95,5

190

2103,04

5,8

23,04

4

6.

116

192

859,22

3,7

59,22

24,8

7.

158



198



2192,32



5,9



112,32



18,4



8.



20



147



614



3,1



54



31,7



9.



46



157



227,36



1,9



27,36



43,3



10

76



136



42,08



0,8



10,8



92,4



11.

95

132

111,48

1,3

6,48

21

12.

123

143

65,3

1

15,3

84,3

13.

45

126



247,56



2



7,56



11



14.



60



94



246,3



2



6,3



9,2



15.                    76

76

94

270,16

2,1

20,16

26,9

16.

95

93

42,7

0,8

2,7

22,8

17.

137

88

85,92

1,2

25,92

108,6

18.

170

85

53,28

0,9

17,28

116,7

19.



167



144



10,68



1,6



10,08



22,7



20.

91,5

88

644,32

3,2

4,32

2,4

21.

60,5

34,5

1829,3

5,4

69,3

13,6

22.

139

38

2074,34

5,7

74,34

13

23.

25

45

31,8

0,7

1,8

20,4




Координаты центра электрических нагрузок фабрики в целом, определённые на основе данных таблицы 5 с помощью выражения (4.3):



;           .



Центры электрических нагрузок приведены на рисунке 5





Рисунок 5. Центры электрических нагрузок






5. ВЫБОР СИСТЕМЫ ПИТАНИЯ



В систему питания входят питающие линии электропередачи и ППЭ. Канализация электрической энергии от источника питания до ППЭ осуществляется двухцепными воздушными линиями напряжением 110 кВ. В качестве ППЭ используем унифицируемую комплектную подстанцию блочного исполнения типа КТПБ-110/6-104.



5.1 Выбор устройства высшего напряжения ППЭ



Вследствие малого расстояния от подстанции энергосистемы до фабрики (3 км) можно рассмотреть следующих два вида устройства высшего напряжения (УВН):

		блок «линия–трансформатор»;

		выключатель.

В первом варианте УВН состоит только из разъединителя наружной установки. Отключающий импульс от защит трансформатора (дифференциальной или газовой) подается на выключатель системы, называемый головным выключателем, по контрольному кабелю.

Во втором варианте УВН состоит из выключателя наружной установки. Отключающий импульс от защит трансформатора подается на выключатель, который и отключает поврежденный трансформатор.

	Сравниваемые варианты представлены на рисунке 6. Выбираем УВН второго варианта (выключатель) так как этот вариант обладает большей надежностью и имеет меньшее время восстановления питания.

	




	Рисунок 6. Варианты УВН

	

5.2 Выбор трансформаторов ППЭ



Выбор трансформаторов ППЭ осуществляется согласно ГОСТ 14209–85. Поскольку на проектируемом предприятии есть потребители I и II категории, то на ПГВ устанавливаем два трансформатора. Мощность трансформаторов должна обеспечить потребную мощность предприятия в режиме работы после отключения повреждённого трансформатора, при чём нагрузка трансформаторов не должна снижать естественного их срока службы. 

Так как среднеквадратичная мощность Pср.кв. =13752,85 кВт (согласно пункту 2.2), то намечаем к установке трансформаторы типа ТДН – 10000/110.

На эксплуатационную перегрузку трансформатора проверять не будем, т.к. Sср.кв.< 2*Sтр. 

Проверим их на послеаварийную перегрузку:

Коэффициент максимума:

.

Средневзвешенный cosφ: 



.



Коэффициент послеаварийной перегрузки:





                  (5.2.1),



где Pi – мощность, превышающая мощность PTP, кВт;

 ∆ti – время перегрузки, ч.

.





Рисунок 7. Выбор трансформаторов ППЭ.



Так как =1,552 > 0,9·Kmax =0.9·1,721 = 1,549, то тогда коэффициент перегрузки К2==1,552.

Для системы охлаждения «Д» и времени перегрузки 24 часа и среднегодовой температуры региона +8,4ºС из [8] К2ДОП=1,6.

К2ДОП=1,6 > К2=1,552 следовательно, трансформаторы ТДН–10000/110 удовлетворяют условиям выбора.



5.3 Выбор ВЛЭП



Так как в исходных данных не оговорены особые условия системы питания, то согласно [6], питание фабрики осуществляется по двухцепной воздушной ЛЭП. При этом выбираются марка проводов и площадь их сечения.

В данном случае в качестве питающей линии примем провода марки АС, что допустимо по условиям окружающей среды.

Выбор сечений проводов для напряжений 35 кВ и выше согласно [2], производится по нагреву расчётным током. Затем выбранные провода проверяются по экономической плотности тока и по условиям короны. 

Принимается большее из полученных значений. При этом проводники любых назначений согласно [2] должны удовлетворять условиям выбора по нагреву, как в нормальных, так и в послеаварийных режимах, а также в период ремонта и возможных неравномерностей распределения токов между линиями (например, когда одна из линий отключена).

Кроме указанных условий выбора существуют так называемые «условия проверки», такие, как термическая и электродинамическая стойкость к коротким замыканиям, потери о отклонения напряжения на границе балансовой принадлежности (ГБП) сетей, механическая прочность.

В тех случаях, если сечение проводника, выбранное по первым трём условиям, оказалось меньше, чем по другим, то принимается большее сечение, полученное по условиям проверки.

Для воздушных ЛЭП напряжением выше 1 кВ и при ударном токе КЗ 50 кА и более для предупреждения схлестывания проводов делается проверка на динамическое действие токов КЗ. Если ЛЭП оборудована быстродействующим автоматическим выключателем, то делается проверка проводов на термическую стойкость к токам КЗ [2]. Расчетный ток послеаварийного режима:



,         (5.3.1) А.



Принимаем провод сечением F=16 мм2 с допустимым током IДОП=111 А.

Экономическое сечение провода:



   ,                             (5.3.2),



где  Iр — расчётный ток послеаварийного режима, А;

jэ — экономическая плотность тока, А/мм2.

Экономическая плотность тока jэ для неизолированных алюминиевых проводов при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 (Тmax=3952,08 ч) согласно [2] равна 1,1.



мм2.



Принимаем провод сечением 95 мм2 с допустимым током IДОП=330 А.

Согласно [2] проверка проводов по образованию короны определяется в зависимости от среднегодовых значений плотности и температуры воздуха на высоте (над уровнем моря) данной местности, по которой будет проложена ЛЭП, а также приведённого радиуса (диаметра) и коэффициента негладкости проводника. В данном проекте будем пользоваться для этой цели упрощённой эмпирической формулой определения критического напряжения, при котором возникает общая корона при хорошей погоде:


  ,                       (5.3.3),



где   d – расчётный диаметр витого провода, см;

Dcp – среднегеометрическое расстояние между фазными проводами, см. 

Если Uкр > Uн, то сечение провода выбрано верно, в противном случае необходимо принять большее сечение и сделать перерасчёт.

Для принятого ранее сечения 95 мм2 согласно [7] d=13,5мм=1,35см; Dcp=5м=500 см для ЛЭП 110 кВ, тогда по выражению (5.3.3) получим:

кВ.

Uкp=147,2 кВ > Uн =110кВ, следовательно, окончательно принимаем провод марки АС сечением Fp=95мм2.

Проверку выбранных проводов ЛЭП на термическую стойкость не производим, так как в задании нет данных об устройствах быстродействующих АПВ линий.

Необходимость проверки на электродинамическую стойкость определяется после расчёта токов короткого замыкания.

Согласно ГОСТ 13109-87 на границе раздела (ГБП) трансформаторных подстанций 110/10-6 кВ, питающих цеховые КТП, освещение, асинхронные и синхронные электродвигатели напряжением до и выше 1000 В, нижняя граница отклонений напряжения VH110=-5% от номинального, верхняя граница VB110=+12%. Тогда расчётный диапазон отклонении напряжения на зажимах 110 кВ УВН ППЭ в любом режиме нагрузки d110= VB110– VH110=12%–(–5%)=17%. Проверим потерю напряжения в ЛЭП



,                    (5.3.4)



где   Р, Q — расчётные нагрузки на провода, МВт, Мвар;

г, х — активное и индуктивное сопротивления проводов на 1 км длины, Ом/км;

1 — длина проводов, км;

ΔU% — расчётные потери напряжения, %.

.

Таким образом, выбранные провода ВЛЭП-110 сечением 95 мм2 с допустимым током Iдоп=330 А удовлетворяют и условиям нижней границы отклонений напряжения на ГБП в режиме наибольших (послеаварийных) нагрузок.






6. ВЫБОР СИСТЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ

	

В систему распределения СЭС предприятий входят РУНН пунктов приём электроэнергии (ПГВ), комплектные трансформаторные (цеховые) подстанции (КТП), распределительные пункты (РП) напряжением 6-10 кВ и линии электропередачи (кабели, токопроводы), связывающие их с ПГВ [2].



6.1 Выбор рационального напряжения системы распределения



Согласно методических указаний [5] для дипломного (учебного) проектирования, если нагрузка ЭП напряжением 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 15%, то можно принять без технико-экономического расчёта (ТЭР) рациональное напряжение системы распределения 10 кВ. Когда нагрузка 6 кВ составляет 40% и более от суммарной мощности, можно без ТЭР принять Upaц=6 кВ. В интервале 20-40% технико-экономическое сравнение вариантов системы с 6 или 10 кВ обязательно. 

Процентное содержание нагрузки 6 кВ в общей нагрузке предприятия:



,                       (6.1.1),



где   SM –полная мощность предприятия согласно пункту 2.1, кВА;

– полная нагрузка напряжением выше 1000 В, кВА. 

С использованием данных пункта 2. 1 получим, что



кВА.

Тогда .


Таким образом, окончательно без ТЭР принимаем Upaц=10 кВ.



6.2 Выбор числа РП, ТП и мест их расположения



Прежде чем определять место расположения и число РП и ТП, произведём расчёт средних нагрузок цехов за наиболее загруженную смену на напряжении до 1000 В по формулам:



,                               (6.2.1),

,                              (6.2.2),

,                               (6.2.3), 

,                          (6.2.4).



Пример расчета для цеха №1:

коэффициент максимума: ;

средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену: 

кВ;

средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену: 

квар;

средняя полная нагрузка этого цеха: 

кВА.

Расчёт для остальных цехов сведён в таблицу 7.




Таблица 7. Средние нагрузки цехов за наиболее загруженную смену

№

 цеха 



Pм,

кВт



QM, 

квар



Кс, 

о.е.



Ки, 

о.е.



Км,

о.е.



Рср, 

кВт



Qcp, 

квар



Sср,

кВА



1



52,08



82,79



0,6



0,5



1,2

43,4

68,99

81,5

2



310,24



192,35



0,7



0,6



1,17

265,16

164,4

311,99

3



2030,24



1522,68



0,8



0,7



1,14

1780,91

1335,68

2226,14

4



250,08



257,03



0,6



0,5



1,2

208,4

214,19

298,84

5



2103,04



1303,88



0,8



0,7



1,14

1844,77

1143,75

2170,5

6



859,22



532,72



0,8



0,7



1,14

753,7

467,3

886,81

7



2192,32



1644,24



0,8



0,7



1,14

1923,09

1442,31

2403,86

8



614



294,72



0,7



0,6



1,17

524,79

251,8

582,11

9



227,36



170,52



0,5



0,4



1,25

181,89

136,42

227,36

10



42,08



29,34



0,4



0,3



1,33

31,64

22,06

38,57

11



111,48



69,12



0,7



0,6



1,17

95,28

59,08

112,11

12



65,3



48,97



0,5



0,4



1,25

52,24

39,18

65,3

13



247,56



153,49



0,8



0,7



1,14

217,16

134,64

255,51

13(6кВ)



960



-460,8



0,8



0,7



1,14

842,1

-404,21

934,09

14



246,3



184,72



0,6



0,5



1,2

205,25

153,94

256,56

15



270,16



275,56



0,5



0,4



1,25

216,13

220,45

308,72

16



42,7



32,02



0,4



0,3



1,33

32,1

24,07

40,12

17



85,92



64,44



0,5



0,4



1,25

68,74

51,55

85,92

18



53,28



46,89



0,6



0,5



1,2

44,4

39,075

59,14

19



160,08



120,06



0,5



0,4



1,25

128,06

96,05

160,08

20

644,32

399,48

0,8

0,7

1,14

565,19

350,42

665,01

20(6кВ)

























0))))

1120

-537,6

0,8

0,7

1,14

982,46

-471,58

1089,78

21

1829,3

1134,17

0,8

0,7

1,14

1604,65

994,88

1888,04

22

2074,34

1555,75

0,8

0,7

1,14

1819,6

1364,69

2274,49

23

31,8

27,98

0,3

02

1,5

21,2

18,65

28,23









ТП в цехе предусматриваются, если Scp > 200 кВА.



6.3 Размещение БСК в электрической сети предприятия



Согласно [5] для компенсации реактивной мощность используются только низковольтные БСК (напряжением до 1000 В) при выполнении следующего условия: 



Qэ+Qсд>Qa,                    (6.3.1),


где Qэ – реактивная мощность, предаваемая из энергосистемы в сеть потребителя, квар;

Qсд — реактивная мощность, выдаваемая в электрическую сеть синхронными двигателями, квар;

Qa — мощность потребителей реактивной мощности на шинах 6 кВ, квар. 

Qэ+Qсд= 4577,74+(-998,4)=3579,34 квар > Qa=(-998,4)квар.

Следовательно, будем использовать БСК только на 0,4 кВ. Размещение БСК будем производить пропорционально реактивной мощности узлов нагрузки. БСК не следует устанавливать на силовых пунктах, на подстанциях, где мощность нагрузки менее 150 квар (это экономически нецелесообразно). Величина мощности БСК в i-том узле нагрузки определяется по выражению:



,                            (6.3.2),



где Qмi – реактивная нагрузка в i-том узле, квар;

Qм – сумма реактивных нагрузок всех узлов, квар.

Qку=5327,09 квар; Qм =9863,36 квар.

Затем полученные расчётным путём Qкi округляются до ближайших стандартных значений БСК Qбi станд, взятых из [3]. Результаты представлены в таблице 8. Типы используемых стандартных БСК приведены в таблице 9. 

В заключении делаем следующую проверку:



,                          (6.3.3), 

Условие (6.3.3) выполняется.




6.4 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП 



Выбор проводится в следующее и последовательности:

1. Определяется тип КТП. Для цехов I и П категории применяются двухтрансформаторные КПТ. Если в цехе имеются ЭП только ПТ категории и общая мощность цеха не превышает 1000 кВА, то применяются однотрансформаторные КТП. 

2. Определяются средние нагрузки цехов за наиболее нагруженную смену с учетом БСК:



                      (6.4.1).



3. Задаёмся максимальной мощностью трансформаторов. Если Scpi< 1500 кВА, то Smax тp=2500 кВА. Если Scpi>1500 кВА, то рассчитывается плотность нагрузки: , кВА/м2. Если 0,3>i>0,2 кВА/м2, то Smax тр=1600 кВА, если же i>0,3 кВА/м2 то Smax тр=2500 кВА.

4. Определяется предварительная мощность трансформаторов ST при условии, что в цехе установлена одна КТП: , где =0,7 при N=2 и =0,95 при N=1.

5. Определяется число КТП Nктп и стандартные мощности их транформато -ров Sт.ст. Если Sтi<Smax трi, то Nктп=1, Sт ст≥Sтi, иначе, 

6. Определяются коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном режиме  и в послеаварийном режиме . При этом  не должен превышать 1,5.

Рассмотрим расчёт для цеха №3:

1. цех первой категории, следовательно, устанавливается двухтрансформаторная КТП;

2. кВА;

3.   кВА/м2, следовательно, Smax тр3=1600 кВА;

4.  кВА;

5. так как Sт3=1328,38 кВА < Smax тр3=1600 кВА, то Nктп=1, Sт ст≥Sт3, Sт ст=1600 кВА;

6.;.

Расчёт для остальных цехов представлен в таблице 8



Таблица 8. Выбор числа мощности БСК и КТП.

№

цеха



Рср ,

кВт



Qср ,

квар



Qм ,

квар



Qкi,

квар



Qбi станд

квар

Sсрi,

 кВА



, кВА/м2



Число КТП, число и мощность трансформаторов



Кзнр



Кзпар



1



43,4

68,99

82,79



44,53

––

81,5

––

––

––

––

2



265,16

164,4

192,35



103,45

––

311,99

––

1КТП2х400

0,49

1

3



1780,91

1335,68

1522,68



818,24

800

1859,73

0,88

1КТП2х16000––

0,58

1,16

4



208,4

214,19

257,03



138,24

––

298,84

––

1КТП2х250

0,59

1,19

5



1844,77

1143,75

1303,88



701,26

750

1886,32

1,18

1КТП2х1600

0,62

1,24

6



753,7

467,3

532,72



286,51

300

772,04

––

1КТП2х630

0,64

1,28

7



1923,09

1442,31

1644,24



884,32

900

1998,09

0,26

1КТП2х1600

0,67

1,35

8



524,79

251,8

294,72



158,31

––

582,11

––

1КТП2х630

0,49

1

9



181,89

136,42

170,52



91,71

––

227,36

––

1КТП2х250

0,53

1,06

10



31,64

22,06

29,34



15,78

––

38,57

––

––

––

––

11



95,28

59,08

69,12



37,17

––

112,11

––

––

––

––

12



52,24

39,18

48,97



26,24

––

65,3

––

––

––

––

13



217,16

134,64

153,49



82,55

––

255,51

––

1КТП2х250

0,51

1,02

14



205,25

153,94

184,72



99,35

––

256,56

––

––

––

––

15



216,13

220,45

275,56



148,03

––

308,72

––

1КТП2х400

0,71

1,41

16



32,1

24,07

32,02



17,22

––

40,12

––

––

––

––

17



68,74

51,55

64,44



34,66

––

85,92

––

––

––

––

18



44,4

39,075

46,89



25,22

––

59,14

––

––

––

––

19



128,06

96,05

120,06



64,55

––

160,08

––

––

––

––

20

565,19

350,42

399,48

214,85

200

584,86

––

1КТП2х630

0,56

1,12

21

1604,65

994,88

1134,17

609,99

600

1652,52

0,3

1КТП2х1600

0,52

1,05

22

1819,6

1364,69

1555,75

836,72

800

1905,21

0,32

1КТП2х1600

0,59

1,19

23

21,2

18,65

27,98

15,05

––

28,23







––

––

––

––



Таблица 9. Стандартные БСК

№ цеха



Qбiстанд, квар



Тип БСК



3



4x200



4хУКНТ-0,4-200 1/3 УЗ



5



10х75



2хУКЗ-0,38-75УЗ



6



2х150



2хУКБ-0,38-150УЗ



7



2х450



2хУКМ-0,38-450-150 УЗ



20



2х100



2хУКЧ-0,38-100 УЗ



21



2х300



2хУКЛН-0,38-300-150У3 У3



22



4х200



4хУКБ-0,4-200 1/3 У3





Генеральный план со схемой разводки кабелей представлен на рисунке 8.





Рисунок 8 Схема разводки кабелей 




6.5 Расчёт потерь в трансформаторах цеховых КТП



	Для данного расчёта необходимы каталожные данные трансформаторов КТП. Они взяты из [3] и представлены в таблицу 10.

	

	Таблица 10. Каталожные данные трансформаторов КТП

	Тип трансформатора

	Uк, 

	%

	ΔРх,

	 кВт

	ΔРк,

	 кВт

	Iх,

	 %

	ΔQх,

	 квар

ТМЗ-250

4,5

0,74

3,7

2,3

5,7

ТМЗ-400

4,5

0,95

5,5

2,1

8,35

ТМЗ-630

5,5

1,31

7,6

1,8

11,26

ТМЗ-1600

6

2,7

16,5

1

15,77



						Расчёт проводится в следующей последовательности: определяются реактивные потери холостого хода:

						

		              (6.5.1)

		

	где  – ток холостого хода, %;

	– номинальная мощность трансформатора, кВА; 

		 – активные потери холостого хода, кВт;

	рассчитываются активные потери мощности трансформаторах:

	

		          (6.5.2),

		

	где n – число параллельно работающих трансформаторов. шт.; 

	    – активные потери короткого замыкания, кВт;

		   – мощность, проходящая через трансформатор, кВА; 
находятся реактивные потери мощности в трансформаторах:

		

	           (6.5.3),

	

	где  — напряжение короткого замыкания, %.

			Расчет для КТП цеха №3

			

			 квар;

			кВА;

			кВт;

			квар;

			квар.

			

	Результаты расчета для остальных КТП представлены в таблицу 11.

									

									Таблица 11. Потери в трансформаторах цеховых КТП 

									№ цеха

									nxSтр

									Рм, кВт

									Qм.реальн, квар

									Sм, кВА

									ΔPтр, кВт

									ΔQтр, квар

									Pmax, кВт

									Qmax, квар 

									Smax, кВА

									1

									––

									52,08

									82,79

									97,81

									––

									––

									––

									––

									––

									2

									2x400

									310,24

									192,35

									365,03

									4,19

									24,19

									314,43

									216,54

									381,78

									3

									2x1600

									2030,24

									722,68

									2155,03

									29,93

									118,62

									2060,17

									841,13

									2225,27

									4

									2x250

									250,08

									257,03

									358,61

									5,29

									22,97

									255,37

									280

									378,96

									5

									2x1600

									2103,04

									553,72

									2174,71

									16,61

									120,21

									2123,68

									673,93

									2228,05

									6

									2x630

									859,22

									232,72

									890,18

									10,23

									57,11

									859,45

									289,83

									907

									7

									2x1600

									2192,32

									744,24

									2315,2

									22,67

									132,04

									2214,99

									876,28

									2382,02

									8

									2x630

									614

									294,7

									681,06

									7,06

									42,77

									621,06

									337,47

									706,82

									9

									2x250

									227,36

									170,52

									284,2

									3,58

									18,67

									230,94

									189,19

									298,54

									10

									––

									42,08

									29,34

									51,29

									––

									––

									––

									––

									––

									11

									––

									111,48

									69,12

									131,17

									––

									––

									––

									––

									––

									12

									––

									65,3

									48,97

									81,62

									––

									––

									––

									––

									––

									13

									2x250

									247,56

									153,49

									291,28

									3,99

									19,03

									251,55

									405,04

									476,79

									14

									––

									246,3

									184,72

									307,87

									––

									––

									––

									––

									––

									15

									2x400

									270,16

									257,56

									373,26

									4,29

									41,24

									274,45

									298,8

									405,71

									16

									––

									42,7

									32,02

									53,37

									––

									––

									––

									––

									––

									17

									––

									85,92

									64,44

									107,4

									––

									––

									––

									––

									––

									18

									––

									53,28

									46,86

									70,97

									––

									––

									––

									––

									––

									19

									––

									160,08

									120,06

									200,1

									––

									––

									––

									––

									––-

									20

									2x630

									644,32

									198,48

									674,2

									6,97

									42,36

									651,29

									240,84

									694,39

									21

									2x1600

									1829,3

									534,17

									1905,69

									17,11

									99,63

									1846,41

									633,38

									1952,02

									22

									2x1600

									2074,34

									755,75

									2207,72

									21,11

									122,93

									2095,45

									878,68

									2272,22

									23

									––

									31,8

									27,98

									42,36

									––

									––

									––

									––

									––



6.6 Выбор способа канализации электроэнергии



Так как передаваемые в одном направлении мощности незначительны, то для канализации электроэнергии будем применять КЛЭП.

Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с требованиями [2] с учётом нормальных и послеаварийных режимов работы электросети и перегрузочной способности КЛЭП различной конструкции. Кабели будем прокладывать в земле, время перегрузки принимаем равным 5 часам. Допускаемая в течение 5 суток на время ликвидации аварии перегрузка для КЛЭП с бумажной изоляцией составляет 30% [2]. План канализации электроэнергии был намечен ранее и представлен на рисунке 7.

Кабель выбирается по следующим условиям:

1)по номинальному напряжению;

2)по току номинального режима;

3)по экономическому сечению.

Кабель проверяется по следующим условиям:

1)по току после аварийного режима;

2)по потерям напряжения;

3)на термическую стойкость к токам короткого замыкания.

Выберем кабель от ПГВ до ТП 3.

Максимальная активная мощность:

 кВт

Максимальная реактивная мощность:

 квар.

Полная мощность:

 кВА.

Расчетный ток кабеля в нормальном режиме определяется по выражению:

А.

Расчётный ток послеаварийного режима: А.

Экономическое сечение:

мм2,

где экономическая плотность тока jэ, для кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 (Тmax=3972,08 ч) согласно [2] равна 1,4 А/мм2.

Предварительно принимаем кабель марки ААШв сечением 95 мм с допустимым током Iдоп=205 А.

Допустимый ток при прокладке кабеля в земле определяется по выражению:



                    (6.6.1)



где к1 — поправочный коэффициент для кабеля, учитывающий фактическое тепловое сопротивление земли, для нормальной почвы и песка влажностью 7-9%, для песчано-глинистой почвы влажностью 12-14% согласно [2] к1=l,О;

к2 — поправочный коэффициент, учитывающий количество параллельно проложенных кабелей в одной траншее из [2];

к3 — поправочный коэффициент, учитывающий допустимую перегрузку кабелей на период ликвидации послеаварийного режима, для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией при коэффициенте предварительной нагрузки 0,6 и длительности максимума перегрузки 5 часов согласно [2] к3=1,3.



 А.

А > А.



Проверку на термическую стойкость и по потерям напряжения проводить не будем, так как неизвестны ток короткого замыкания и допустимые потери напряжения.

Выбор остальных кабелей сведён в таблицу 12.



Таблица 12. Выбор КЛЭП U=10 кВ

Наименование КЛЭП



Smax,

кВА



Iрнр,

А

Iрпар,

А



Fэк, 

мм2

К1



К2



К3



Iднр, 

А

Iдпар, 

А

Количество, марка 

и сечение кабелей



ПГВ-РП1



5944,73



171,61



343,22



122,58



1



0,85



1,3



355



392,27



2хААШв-10-Зх240



РП1-ТП1



454,95



13,13



26,26



9,38



1



0,85

1,3



75



82,87



2хААШв-10-Зх16



РП1-ТП2



2225,27



64,24



128,48



45,88



1



0,85

1,3



140



154,7



2хААШв-10-Зх50



РП1-ТП3



378,76



10,24



20,48



7,31



1



0,85

1,3



75



82,87



2хААШв-10-3х16

РП1-ТП4



2605,61



75,22



150,44



53,73



1



0,85

1,3



165



149,32



2хААШв-10-3х70

ПГВ-РП2



3571,26



103,09



206,18



74,21



1



0,85

1,3



205



226,52



2хААШв-10-3х95

РП2-ТП5



988,62



28,54



57,08



20,38



1



0,85

1,3



90



99,45



2хААШв-10-3х25

РП2-ТП6



2582,12



74,54



149,08



53,24



1



0,85

1,3



165



182,32



2хААШв-10-3х70

ПГВ-ТП7



706,82



20,4



40,8



14,57



1



0,85

1,3



75



82,87



2хААШв-10-3х16

ПГВ-ТП8



335,47



9,68



19,36



6,91



1



0,85

1,3



75



82,87



2хААШв-10-3х16

ПГВ-ТП9



476,79



13,76



27,52



9,83



1



0,85

1,3



75



82,87



2хААШв-10-3х16

ПГВ-ТП10



691,8



19,97



39,94



14,26



1



0,85

1,3



75



82,87



2хААШв-10-3х16

ПГВ-ТП12



2194,15



63,34



126,68



45,24



1



0,85

1,3



140



154,7



2хААШв-10-3х50

ПГВ-РП3



3198,21



92,32



184,64



65,94



1



0,85

1,3



205



226,52



2хААШв-10-3х95

РП3-ТП11



747,76



21,58



43,16



15,41



1



0,85

1,3



75



82,87



2хААШв-10-3х16

РП3-ТП13



2130,26



58,57



117,13



41,83



1



0,85

1,3



140



154,7



2хААШв-10-3х50

ПГВ-ТП14

1064,86

97,59

—

69,71

1

0,85

1,3

165

—

ААШв-10-3х70

ПГВ-ТП15

1242,54

113,85

—

81,32

1

0,85

1,3

205

—

ААШв-10-3х95

ТП1-СП1



97,81



141,18



—

—

1



1

—

165



—

ААШв-04-(3х50+1х16)

ТП4-СП3



358,61



517,61



—

—

1



1

—

270



—

2хААШв-04-(3х120+1х50)

ТП5-СП4



81,62



117,81



—

—

1



1

—

135



—

ААШв-04-(3х35+1х10)

ТП6-СП5



200,1



288,82



—

—

1



1

—

305



—

ААШв-04-(3х150+1х70)

ТП8-СП2



350,43



505,8



—

—

1



1

—

207



—

2хААШв-04-(3х120+1х50)

ТП10-СП6

307,87

444,37

—

—

1

1



240

—

2хААШв-04-(3х95+1х35)

ТП11-СП7

53,37

77,03

—

—

1

1



90

—

ААШв-04-(3х16+1х6)

ТП12-СП8

42,36

61,14

—

—

1

1



65

—

ААШв-04-(3х10+1х6)

ТП13-СП9

217,37

313,75

—

—

1

1



345

—

ААШв-04-(3х185+1х95)

СП9-СП10

70,97

102,44

—

—

1

1



115

—

ААШв-04-(3х25+1х6)



	Согласно [2] сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1000 В при числе часов использования максимума нагрузки 4000-5000 проверке по экономической плотности тока не подлежат.

	Выбор кабелей для потребителей напряжением 6 кВ рассмотрим на примере ЭД 6кВ цеха №13:

	Из [8] выберем стандартный ЭД: СДН-2-16-56-10У3 со следующими параметрами Рн=1000 кВт, Sн=1170 кВА, Uн=6кВ, ŋн =95,3%.

	Для остальных цехов выбраныестандартные ЭД представлены в таблице 13.   

	Расчетный ток нормального режима:

	

	 А.

	

	Экономическое сечение:

	

	 А.

	

	Выберем кабель марки ААШв сечением 95 мм2 с Iдоп=225 А.

	
Таблица 13. Каталожные данные ЭД 6 кВ

№цеха

Тип двигателя

Sн ,кВА

Рн,кВт

Соsφ

ŋн

13

СДН-2-16-56-10У3

1000

1170

––

95.3

20

СТД-1250-23-УХЛ4

1450

1250

––

96,5



	

	
7. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

	

Токи КЗ рассчитываются на линейных вводах высшего напряжения трансформатора ГШЭ (К-1), на секциях шин 10 кВ ППЭ (К-2), на шинах 0,4 кВ ТП-11 (K-3). Исходная схема для расчёта токов КЗ представлена на рисунке 9, а схемы замещения — на рисунке 10 для расчёта токов КЗ выше 1000 В, на рисунке 11 для расчёта токов КЗ ниже 1000 В.

Расчёт токов КЗ в точке К-1 и К-2 проводим в относительных единицах. Для точки К-3 расчёт будем проводить в именованных единицах без учёта системы, так как система большой мощности и её можно считать источником питания с неизменной э.д.с. и нулевым внутренним сопоставлением. Для точки К-2 будем учитывать подпитку от электродвигателей.





Рис. 11


7.1 Расчёт тока. КЗ в точке К-1



			За базисную мощность примем мощность системы: Sб=Sс=1000 MBA. Базисное напряжение: Uб1=l 15 кВ.

			

Базисный ток: кА



Параметры схемы замещения: 

Хс=0,6 о.е. согласно исходных данных:



о.е.,



где   Х0=0,42 — удельное сопротивление ВЛЭП, Ом/км;

      l – длина ВЛЭП, км.

Сопротивление петли КЗ в точке К-1:

 о.е. 

Периодическая составляющая тока трёхфазного КЗ в точке К-1:



кА.



Периодическая составляющая тока двухфазного КЗ в точке К-1:



кА.




Постоянная времени цепи КЗ Та=0,05 с, ударный коэффициент куд=1,8 [3], Ударный ток в точке К-1 :



кА.



7. 2. Расчёт тока КЗ в точке К-2



Базисное напряжение. Uб2=10,5 кВ.



Базисный ток: кА;



Сопротивление трансформатора ТДН-10000/110:



о.е.



Сопротивление петли КЗ в точке К-2:

о.е.

Периодическая составляющая тока трёхфазного КЗ от системы в точке К-2:

кА.

Двухфазный ток КЗ в точке К-2:

кА.

Постоянная времени цепи КЗ Та=0,12 с, ударный коэффициент куд=1,92 [3]. 

Ударный ток в точке К-2:

кА.


7.3 Расчёт тока КЗ в точке К-3



Расчёт ТКЗ в точке К-3 проведём в именованных единицах.

Определим параметры схемы замещения. Сопротивления трансформатора ТМЗ-630: RТ=3,4 мОм; ХТ =13, 5 мОм[3]. 

Расчётный ток



                    А             (7.3.1),



где    – загрузка трансформатора в послеаварийном режиме.

	Выбираем трансформаторы тока типа ТШЛП-10 УЗ с nт=1000/5 Сопротивления трансформаторов тока: RТА=0,05 мОм; ХТА=0,07 мОм [3].

	По условиям выбора UH ≥ Uсети=0,38 кВ; А выбираем автомат типа АВМ10Н, UH=0,38 кВ; Iн=1000 А; Iн откл=20 кА [8]. Сопротивление автомата RА=0,25 мОм; ХА=0,1 мОм [3]. Переходное сопротивление автомата Rк=0,08 мОм [3].

	Сопротивления алюминиевых шин 80x6 с IДОП=1150 А, 1=3 м, аср=60 мм: мОм; мОм.

	мОм; 

	мОм.

	Сопротивление цепи КЗ без учёта сопротивления дуги:

	

	

	

	Согласно [3] сопротивление дуги RД месте КЗ принимается активным и рекомендуется определять отношением падения напряжения на дуге UД током КЗ Iк0 в месте повреждения, рассчитанным без учёта дуги.

	
 ,                               (7.3.2),

	

	где   UД=Ед·1д,

	где   Ед – напряжённость в стволе дуги, В/мм; 

	1Д — длина дуги, мм;

	Iк0 — ток КЗ в месте повреждения, рассчитанный без учёта дуги, кА. 

	При Iк0>1000 А Ед=1,6 В/мм.

		Длина дуги определяется в зависимости от расстояния, а между фазами проводников в месте КЗ:

		

		Iк0=

		

		Из [3] для КТП с трансформаторами мощностью 630 кВА а=60 мм.

		

		 кА >1000 A, следовательно ЕД=1,6 В/мм.

	

	Тогда сопротивление дуги  мОм.

	

	мОм. 

	

	Полное сопротивление цепи КЗ: 

	

	мОм.

	
Тогда периодическая составляющая тока трёхфазного КЗ в точке К-3:

	

	кА.

с.

; кА.

	

	Результаты расчёта токов КЗ сведены в таблицу 13.

	

	Таблица 13 -Результаты расчёта токов КЗ

	точка КЗ

	

	,кА

	

	, кА

	Та, с

	

	куд

	Iуд К-i, кA

	К-1

	

	7,22

	

	6,25

	

	0,05

	

	1,8

	

	18,38

	

	К-2

	

	8,45

	

	7,31

	

	0,12

	

1,92

	

	19,87

	

	К-3

	

	12,87

	

	—

	

	0,0043

	

	1,098

	

	19,98

	






8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ



8.1 Выбор аппаратов напряжением 110 кВ



Выберем выключатель ПО кВ. 

Условия его выбора:

1 .  по номинальному напряжению; 

2.  по номинальному длительному току. 

Условия проверки выбранного выключателя: 

1 .  проверка на электродинамическую стойкость:

1.1. по предельному периодическому току;

1.2. по ударному току КЗ;

2.  проверка на включающую способность:

2.1. по предельному периодическому току;

2.2. по ударному току КЗ;

3.  проверка на отключающую способность:

3.1. номинальному периодическому току отключения;

3.2. номинальному апериодическому току отключения;

4.  проверка на термическую стойкость.

	Расчётные данные сети:: 

	-расчётный ток послеаварийного режима IР=164,86 А был найден в пункте 5.3. по формуле (5-3.1);

-расчётное время:



	                                                     (8.1.1),



где tрз — время срабатывания релейной защиты (обычно берётся минимальное значение); в данном случае для первой ступени селективности 1рз=0,01, с;

 tсв — собственное время отключения выключателя (в данный момент пока неизвестно);

-действующее значение периодической составляющей начального тока короткого замыкания Iпо=8,43 кА было рассчитано в пункте 7.1.;

-периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя Iп вследствие неизменности во времени тока КЗ принимается равной периодической составляющей начального тока КЗ: Iпо= Iп=7,22кА; 

-апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя определяется по выражению:



                                             (8.1.2)



и будет определено позже;

-расчётное выражение для проверки выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:



                        ,                       (8.1.3)



-расчётный импульс квадратичного тока КЗ:   



                                            (8.1.4)



будет также определён позже.

Согласно условиям выбора из [8] выбираем выключатель ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1 со следующими каталожными данными: UHOM=110 кВ; IHOM=1000 A; Iн откл=20 кА; =25%; iпр скв=52 кА; Iпр скв=20 кА; iн вкл=52 кА; Iн вкл=20 кА; IТ=20 кА; t=3 с; tсв=0,05 с. 

Определим оставшиеся характеристики сети: 

Расчётное время по формуле (8.1.1): с; 

Апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя по формуле (8.1.2): кА;

Расчётное выражение согласно формуле (8.1.3): кА;

Расчётный импульс квадратичного тока. КЗ по формуле (8.1.4): кА2·с.

Расчётные данные выбранного выключателя:

-проверка выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:



                       (8.1.5)кА.



Х проверка по термической стойкости:



                            (8.1.6) кА2·с. 



Выбор и проверка выключателя представлены в таблице 14.

Выберем разъединитель 110 кВ. 

Условия его выбора:

1.  по номинальному напряжению;

2. по номинальному длительному току. 

Условия проверки выбранного разъединителя:

1.  проверка на электродинамическую стойкость;

2.  проверка на термическую стойкость.

Для комплектной трансформаторной подстанции блочного типа КТПБ-110/6-104 тип разъединителя согласно [8] — РНДЗ.2-110/1000 или РНДЗ-16-110/1000.

Согласно условиям выбора с учётом вышесказанного из [8] выбираем разъединитель РНДЗ.2-110/1000 У1 со следующими каталожными данными: Uном=110 кВ; Iном=1000 А; Iпр скв=80кА; Iт=31,5кА; tт=4с.

 Расчётные данные выбранного разъединителя: термическая стойкость: BK=IT2·tT=31,52·4=3969 кА2·с. 

Выбор и проверка разъединителя представлены в таблице 14.



Таблица 14. Выбор аппаратов напряжением 110 кВ

Условие выбора (проверки)

Данные сети

Выключатель

Разъединитель



110 кВ



110 кВ



110 кВ





90,35 А



1000 A



1000 A





  7,22 кА



20 кA



—





18,38 кА



52 кА   



—





7,22 кА



20 кА



—





18,38 кА



52 кА



80 кА





7,22 кА



20 кА



— 





13,47 кА



35,35 кА



—







5,89 кA2-c



1200 кА2-с



3969кА2-с







8.2 Выбор аппаратов напряжением 10 кВ



Выберем ячейки распределительного устройства 10 кВ.

Так как РУНН принято внутреннего исполнения, будем устанавливать перспективные малогабаритные ячейки серии «К» с выкатными тележками 



 А.



Выбираем малогабаритные ячейки серии К-104 с параметрами: Uном=10 кВ, Iном=630А, Iн откл =31,5 кА; iпр скв=81 кА; тип выключателя ВК-10. 

Выберем вводные выключатели 10 кВ.

Расчётные данные сети:

расчётный ток послеаварийного режима IР= 437,56 А;

расчётное время с;

действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ Iп0=8,45кА было рассчитано в пункте 7.2.;

периодическая  составляющая  тока КЗ  в  момент расхождения  контактов  выключателя Iа=Iп0=8,45 кА;

апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя  кА;

расчётное выражение для проверки выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:  кА;а

расчётный импульс квадратичного тока КЗ:  кА2·с.

Выбираем выключатель ВК-10-630-20У2 со следующими каталожными данными:

Uном=10 кВ; Iном=630А; Iн откл=25 кА; =20%; iпр скв=52 кА; Iпр скв=20 кА; iн вкл=52 кА; Iн вкл=20 кА; IТ=20 кА; t=4 с; tсв=0,05 с.

Расчётные данные выбранного выключателя:

кА;

проверка выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:

проверка по термической^ стойкости:  кА2·с. 

Выбор и проверка выключателя представлены в таблице 16.

Выберем выключатель на отходящей линии 10кВ.

Расчётные данные сети:

расчётный ток послеаварийного режима  А;

расчётное время с;

остальные величины имеют те же значения, что и для выключателя ввода.

Выбираем  выключатель Uном=10 кВ; Iном=630А; Iн откл=25 кА; =20%; iпр скв=52 кА; Iпр скв=20 кА; iн вкл=52 кА; Iн вкл=20 кА; IТ=20 кА; t=4 с; tсв=0,05 с.

 Расчётные данные выбранного выключателя:

кА;

Выбор и проверка выключателя представлены в таблице 15.



Таблица 15. Выбор выключателей 10 кВ.

Условие выбора (проверки)



Данные сети

 для ввода

Выключатель

ввода

Данные сети для

отходящей линии

Выключатель

 отходящей линии



10 кВ



10 кВ



10 кВ



10 кВ





437,56А



630 A



41,12

630 A





8,45 кА



20 кA



8,45 кА



20 кA





19,87кА



52 кА



19,87кА



52 кА





8,45 кА



20 кА



8,45 кА



20 кА





19,87кА



52 кА



19,87кА



52 кА





8,45 кА



20 кА



8,45 кА



20 кА





19,2 кА

33,94 кА

19,2 кА

33,94 кА



12,85кA2·c

1600 кА2·с

12,85кA2·c2,85

1600 кА2·с



Выберем трансформаторы тока. 

Условия их выбора:

1.  по номинальному напряжению; 

2.  по номинальному длительному току. 

Условия проверки выбранных трансформаторов:

1.  проверка на электродинамическую стойкость (если требуется);

2.  проверка на термическую стойкость;

3.  проверка по нагрузке вторичных цепей.

Расчётные данные сети:

расчётный ток Iр=437,56 А; 

ударный ток КЗ Iуд=19,87 кА; 

расчётный импульс квадратичного тока КЗ Вк=12,85кА2·с. 

Согласно условиям выбора из [8] выбираем трансформаторы тока типа ТПЛК–10 со следующими каталожными данными: Uном=10 кВ; Iном=600А; z2н=1,2 Ом; IТ=28,3 кА; tT=3 с.

Расчётные данные выбранного трансформатора тока:

так как выбран шинный трансформатор тока, то проверка на электродинамическую стойкость не требуется; проверка по термической стойкости: кА2·с.





Рисунок 12. Схема соединения приборов



Трансформаторы тока (ТТ) включены в сеть по схеме неполной звезды на разность токов двух фаз. Чтобы трансформатор тока не вышел за пределы заданного класса точности, необходимо, чтобы мощность нагрузки вторичной цепи не превышала номинальной: z2н≥z2. Перечень приборов во вторичной цепи ТТ приведён в таблице 16, схема их соединения — на рисунке 12.



Таблица 16. Приборы вторичной цепи ТТ

Наименование



Количество



Мощность фаз, ВА







А

В

С

Амперметр Э335



1



0,5



—



—



Ваттметр ДЗ 35



1



0,5



—



0,5



Варметр Д335



1



0,5



—



0,5.



Счетчик активной мощности СА4У-И672М



1



2,5



—



2,5



Счетчик реактивной мощности СР4У-И673М



2



2,5



—



2,5



Итого:



6



9



—



8,5




Наиболее нагруженной является фаза А. 

Общее сопротивление приборов:



                                                 (8.2.1)



где  – мощность приборов, В А;

      – вторичный ток трансформатора тока, А

 Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

Ом;  

Минимальное сечение проводов:



                                                 (8.2.2)



где=0,286 – удельное сопротивление проводов согласно [3] , Ом/м.

   lрасч=50 – расчетная длина проводов согласно [3], м.

 мм2.

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм2, тогда

Ом. Полное расчётное сопротивление:

Ом.    Выбор и проверка ТТ представлены в таблице 17




Таблица 17. Выбор трансформаторов тока

Условие выбора (проверки)



Расчётные данные



Каталожные данные





  10 кВ



10 кВ





437,56 А



600А





19,87 кА



не проверяется







 12,85 кА2·с



2402,67 кА2·с 3675



z2н<r2расч

1,03 Ом



1,2 Ом





Выберем трансформаторы напряжения.

Условия их выбора: 1. по номинальному напряжению.

Условия проверки выбранных трансформаторов: 1. проверка по нагрузке вторичных цепей.

Согласно условиям выбора из [8] выбираем трансформаторы напряжения типа НТМИ-10-66УЗ со следующими каталожными данными: Uном=10 кВ; Iном=600А; S2н=200 ВА. Схема соединения приборов приведена на рисунке 13, перечень приборов – в таблице 18.





Рисунок 13. Схема соединения приборов



Таблица 19. Прибрры вторичной цепи ТН

Наименование



Количество



Мощность катушки



Число катушек



Полная мощность



Вольтметр Э335



4



2



1



8



Ваттметр Д335



1



1,5



2



3



Варметр Д335



1



1,5



2



3



Частотомер Э337



1



3



1



3



Счетчик активной мощности СА4У-И672М



6



8



2



96



Счетчик реактивной мощности СР4У-И673М



2



8



2



32




Номинальная мощность трансформатора напряжения НТМИ-10 S2н=200 ВА. Расчётная мощность вторичной цепи S2=145 ВА. ТН будет работать в выбранном классе точности 1.

Выберем шины на ПГВ. 

Условия их выбора:

1.  по номинальному длительному току;

2.  по экономическому сечению. Условия проверки выбранных шин:

1.  проверка на термическую стойкость;

2.  проверка на электродинамическую стойкость. 

Расчётный ток IР=437,56А был определён ранее.

Так как это сборные шины, то согласно [2] по экономической плотности тока они не проверяются. Выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения 40x4 с допустимым током Iдоп=480 А.

Проверка на термическую стойкость:

Вк=12,85 кА2·с; минимальное сечение шин:



                        ,                             (8.2.3)



где   с=95 – термический коэффициент для алюминиевых шин 6 кВ согласно [3], А·с2мм2.

мм2;

так как Fmin=37,73 мм2 < F=800 мм2, то шины термически стойкие. 

Проверим шины на механическую стойкость.

Для этого определим длину максимального пролёта между изоляторами при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц, так как при меньшей частоте может возникнуть механический резонанс:


                         ,                         (8.2.4)               



где  W – момент сопротивления поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению силы F, м3;

 – сила взаимодействия между фазами на 1 м длины при трёхфазном КЗ с учётом механического резонанса, Н/м;

=70·106 – допустимое напряжение в материале для алюминиевых шин [2], Па; 

  – коэффициент, равный 10 для крайних пролётов и 12 для остальных пролётов.

Согласно [3] сила взаимодействия между фазами на 1 м длины при трёхфазном КЗ с учётом механического резонанса определяется по формуле:



                     ,                        (8.2.5)



где а=60·10–3 – расстояние между осями шин смежных фаз для напряжения 10 кВ [3], м; 

iуд – ударный ток трёхфазного КЗ, А.

По выражению (8.2.5)  Н/м.

Момент сопротивления поперечного сечения шины при расположении их плашмя определяется по выражению:



                           ,                        (8.2.6)



где   b=4·10-3 – высота шин, м; 

 h=40·10-3 – ширина шин, м.

м3;

Длина пролета по формуле (8.2.4) м. Вследствие того, что ширина шкафа КРУ 750 мм, и опорные изоляторы имеются в каждом из них, принимаем длину пролёта l=0,75 м.

Максимальное расчётное напряжение в материале шин, расположенных в одной плоскости, параллельных друг другу, с одинаковыми расстояниями между фазами:



                                     (8.2.7)

 МПа.



Так как = 2,036 МПа < =70 МПа, то шины механически стойкие.

Выберем опорные изоляторы на ПГВ.

Опорные изоляторы выбираются по номинальному напряжению и проверяются на механическую прочность. 

Допустимая нагрузка на головку изолятора:



                        ,                        (8.2.8)



где Fразр – разрушающее усилие на изгиб, Н.

Расчётное усилие на изгиб:



                        ,                  (8.2.9)


где Kh – коэффициент, учитывающий расположение шин на изоляторе. 

При расположении шин плашмя Кh=1 [3].

H.

Из [8] выбираем опорные изоляторы ИО–10–3,75 УЗ со следующими каталожными данными: Uном=10 кВ; Fразр=3750 H.

Допустимая нагрузка: Н. 

Так как Fдоп=2250Н>Fрасч=868,6 Н, то изоляторы проходят по допустимой нагрузке.

Выберем проходные изоляторы на ПГВ.

Проходные изоляторы выбираются по номинальному напряжению, номинальному току и проверяются на механическую прочность.

Расчетный ток Iр=437,56А был определён ранее в пункте 8.2. 

Расчётное усилие на изгиб:



                       (8.2.10)

Н.



Из [8] выбираем проходные изоляторы, ИП–10/630–750УХЛ1 со следующими каталожными данными: : Uном=10 кВ; Iном=630 А; Fразр=750 H.

Допустимая нагрузка: Н.

Так как Fдоп=450Н > Fpacч=434,3Н, то изоляторы проходят по допустимой нагрузке.

Выберем выключатель нагрузки. 

Условия его выбора: 

1. по номинальному напряжению; 

2. по номинальному длительному току. 

Условия проверки выбранного выключателя нагрузки: 

1. проверка на отключающую способность; 

2. проверка на электродинамическую стойкость:

2.1. по предельному периодическому току;

2.2. по ударному току КЗ; 

3. проверка на термическую стойкость (если требуется).

Согласно [2] по режиму КЗ при напряжении выше 1000 В не проверяются:

1.  аппараты и проводники, защищённые плавкими предохранителями с вставками на номинальный ток до 60 А – по электродинамической стойкости;

2.  аппараты и проводники, защищённые плавкими предохранителями независимо от их номинального тока и типа, – по термической стойкости.

Проверку на включающую способность делать нет необходимости, так как имеется последовательно включенный предохранитель. 

Расчётные данные сети:

Расчётный ток послеаварийного режима Iр=41,12А был определён ранее при выборе выключателя на отходящей линии;

Действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ Iпо=8,45 кА было рассчитано ранее в пункте 7.2.;

Для КТП-630-81 тип коммутационного аппарата на стороне 6(10) кВ согласно [8] — выключатель нагрузки типа ВНРу-10 или BНРп-10.

Согласно условиям выбора с учётом вышесказанного из [8] выбираем выключатель нагрузки ВНРп-10/400-10зУЗ со следующими параметрами: Uном=10 кВ; Iном=400 А; Iн откл=400 А; iпр скв=25 кА; Iпр скв=10 кА; IТ=10 кА, tT=l с. 



Iпо=8,45 кА < Iпр скв=10 кА; 

iуд=19.87 кА < iпр скв=25 кА; 

Iр=41,12 А< Iн откл=400 А.


Выберем предохранитель. 

Условия его выбора:

1. по номинальному напряжению;

2. по номинальному длительному току. 

Условия проверки выбранного предохранителя: 

проверка на отключающую способность. 

Расчётный ток Iр=41,12 А был определён ранее.

Согласно условиям выбора из [8] выбираем предохранитель ПКТ103-10-100-12,5УЗ со следующими каталожными данными: Uном=10 кВ; Iном=100 А; Iн откл=12,5 кА.

Iпо=8,45 кА < Iн откл=12,5 кА предохранитель по отключающей способности проходит.



8.3 Выбор аппаратов напряжением 0,4 кВ



Выберем автоматический выключатель. 

Условия его выбора: 

1. по номинальному напряжению; 

2. по номинальному длительному току. 

Условия проверки выбранного автомата: 

1. проверка на отключающую способность.

Ранее в 7.3. был выбран автомат типа АВМ10Н с Uн=0,38 кВ; Iн=1000 А; Iн откл=20 кА.

Проверка на отключающую способность:

Iп=12,87 А ≤ Iн откл=20 А.

Выбранный автомат проходит по условию проверки.






9. ПРОВЕРКА КЛЭП НА ТЕРМИЧЕСКУЮ СТОЙКОСТЬ



Согласно [2] выбранные ранее кабели необходимо проверить на термическую стойкость при КЗ в начале кабеля. Проверять будем кабели, от–ходящие от ПГВ,РП, т.к. для остальных КЛЭП неизвестны токи КЗ.

Проверка производится по условию:



                    ,                        (9.1)



где с=94-термический коэффициент для кабелей с алюминиевыми однопроволочными жилами и бумажной изоляцией согласно [8], А·с2/мм2;

 tоткл.- время отключения КЗ, с;

 а- постоянная времени апериодической составляющей тока КЗ, с; 

  F- сечение КЛЭП, мм2. 

Рассмотрим расчет на примере РП1-ТП1. 

кА

Увеличим сечение до 95 мм2,тогда

кА, что допустимо 

Результаты провели кабелей на термическую стойкость представлены в таблице 18. 



Таблица 18. Результаты проверки КЛЭП на термическую стойкость.

Наименование КЛЭП

F, мм2

Iтер, кА

Iкз, кА

ПГВ-РП1

240

25,22

8,45

РП1-ТП1

16

1,68

8,45

РП1-ТП2

50

5,25

8,45

РП1-ТП3

16

1,68

8,45

РП1-ТП4

70

7,36

8,45

ПГВ-РП2

95

9,98

8,45

РП2-ТП5

25

2,63

8,45

РП2-ТП6

70

7,36

8,45

ПГВ-ТП7

16

1,68

8,45

ПГВ-ТП8

16

1,68

8,45

ПГВ-ТП9

16

1,68

8,45

ПГВ-ТП10

16

1,68

8,45

ПГВ-ТП12

50

5,25

8,45

ПГВ-РП3

95

9,98

8,45

РП3-ТП11

16

1,68

8,45

РП3-ТП13

50

5,25

8,45








10. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ



Распределительные сети 6-220 кВ промышленных предприятий обычно имеют простую; конфигурацию и выполняются, как правило, радиальными или магистральными. Силовые трансформаторы подстанций на стороне низшего напряжения обычно работают раздельно. Поэтому промышленные электросети и электроустановки для своей защиты от повреждений и анормальных режимов в большинстве случаев не требуют сложных устройств релейной защиты. Вместе с тем особенности технологических процессов и связанные с ними условия работы и электрические режимы электроприёмников и распределительных сетей могут предъявлять повышенные требования к быстродействию, чувствительности и селективности устройств релейной защиты, к их взаимодействию с сетевой автоматикой: автоматическим включением резервного питания (АВР), автоматическим повторным включением (АПВ), автоматической частотной разгрузкой (АЧР).

Исходными данными определено произвести расчёт релейной защиты трансформаторов ПГВ.

Согласно [3] для трансформаторов, устанавливаемых в сетях напряжением 6 кВ и выше, должны предусматриваться устройства релейной защиты от многофазных коротких замыканий в обмотках и на выводах, однофазных коротких замыканий в обмотке и на выводах, присоединённых к сети с глухозаземлённой нейтралью, витковых замыканий в обмотках, токов в обмотках при внешних КЗ и перегрузках, понижений уровня масла в маслонаполненных трансформаторах и в маслонаполненных вводах трансформаторов.




10.1 Защита от повреждений внутри кожуха и от понижений уровня 

масла



Тип защиты — газовая, реагирующая на образование газов, сопровождающих повреждение внутри кожуха трансформатора, в отсеке переключателя отпаек устройства регулирования коэффициента трансформации (в отсеке РПН), а также действующая при чрезмерном понижении уровня масла. В качестве реле защиты в основном используются газовые реле. При наличии двух контактов газового реле защита действует в зависимости от интенсивности газообразования на сигнал или на отключение.

Типовыми схемами защиты предусматривается в соответствии с требованиями ПУЭ возможность перевода действия отключающего контакта газового реле (кроме реле отсека РПН) на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающего контактов реле. Газовое реле отсека РПН должно действовать только на отключение.

При выполнении газовой защиты с действием на отключение принимаются меры для обеспечения надёжного отключения выключателей трансформатора при кратковременном замыкании соответствующего контакта газового реле.

Газовая защита установлена на трансформаторах ПГВ и на внутрицеховых трансформаторах мощностью 630 кВА и более. Применяем реле типа РГУЗ-66.

Защита от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена и с помощью реле давления, а защита от понижения уровня масла — реле уровня в расширителе трансформатора.




10.2 Защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений 

трансформатора



Для этой цели будем использовать продольную дифференциальную токовую защиту, действующую без выдержки времени на отключение повреждённого трансформатора от неповреждённой части электрической системы с помощью выключателя. Данная защита осуществляется с применением реле тока, обладающих улучшенной отстройкой от бросков намагничивающего тока, переходных и установившихся токов небаланса. Согласно рекомендациям [3] будем использовать реле с торможением типа ДЗТ-11. Рассматриваемая защита с реле ДЗТ-11 выполняется так, чтобы при внутренних повреждениях трансформатора торможение было минимальным или совсем отсутствовало. Поэтому тормозная обмотка реле обычно подключается к трансформаторам тока, установленным на стороне низшего напряжения трансформатора.

Произведём расчёт продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторов ПГВ, выполненной с реле типа ДЗТ- 11.

Для этого сначала определим первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности: 



                                               (10.2.1)



где Sном — номинальная мощность защищаемого трансформатора, кВА;

       Uном ср— номинальное напряжение соответствующей стороны, кВ. 

Ток для высшей стороны напряжения:

А


для низшей стороны напряжения:



Применяем трансформаторы тока с nт вн=50/5 и nт нн.=1000/5. Схемы соединения трансформаторов тока следующие: на высшей стороне Δ , на низшей стороне — Y. Определим соответствующие вторичные токи в плечах защиты: 



      (10.2.2)     



 где   Ксх — коэффициент схемы включения реле защиты, который согласно [3] для ВН равен , для НН – 1.

Тогда с использованием выражения (10.2.2):



А

А.



Первичный минимальный ток срабатывания защиты определяется из условия отстройки от броска тока намагничивания:    



                        (10.2.3)



где  Котс=1,5 –– коэффициент отстройки.

 А.


Расчётный ток срабатывания реле, приведённый к стороне ВН:



А. 



Расчётное число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны ВН:



                          (10.2.4)



где   Fcp=100 — магнитодвижущая сила срабатывания реле, А. 

А

Согласно условию WВН ≤WВН.pаcч принимаем число витков WВН=7, что соответствует минимальному току срабатывания защиты:

 А

Расчётное число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны НН:



,                      (10.2.5)





Принимаем ближайшее к целое число, то .

Определим расчётное число витков тормозной обмотки, включаемых в плечо защиты со стороны НН:


,                 (10.2.6)



где =0,1 — относительное значение полной погрешности трансформатора тока;

Δu — относительная погрешность, обусловленная РПН, принимается равной половине суммарного диапазона регулирования напряжения;

 – угол наклона касательной к тормозной характеристике реле типа ДЗТ-11, tg a=0,75.

Для ТДН-1000/110 Δu=0,5·2·9·0,0178=0,16



Согласно стандартного ряда, приведённого в [3], принятое число витков тормозной обмотки для реле ДЗТ-11 wT=9.

Определим чувствительность защиты при металлическом КЗ в защищаемой зоне, когда торможение отсутствует. Для этого определим ток КЗ между двумя фазами на стороне НН трансформатора: 

кА; .

Коэффициент чувствительности:



  ,                          (10.2.7)

, 



что удовлетворяет условиям. 

Определим чувствительность защиты при КЗ в защищаемой зоне, когда имеется торможение. 

Вторичный ток, подводимый к рабочей обмотке реле:


                       (10.2.8)

А.



Вторичный ток, подводимый к тормозной обмотке:



А



Рабочая МДС реле:



                          ,                    (10.2.9)

Н.



Тормозная МДС реле:



                                                (10.2.10)

Н.



По характеристике срабатывания реле, приведённой в [10], графически определяем рабочую МДС срабатывания реле: Fc.p=102 Н. Тогда коэффициент чувствительности:



                            ,                     (10.2.11)

, что удовлетворяет условиям.  


10.3 Максимальная токовая защита 



На стороне НН ток срабатывания защиты МТЗ–1:



,                         (10.3.1)



где  К0=1,2 – коэффициент отстройки;

Кв=0,85 – коэффициент возврата реле РТ–40.

 А.

На стороне ВН (110 кВ) ток срабатывания защиты МТЗ–2:



,                         (10.3.2)

А.



Ток срабатывания реле на стороне ВН:



,                           (10.3.3)

А.



Коэффициент чувствительности МТЗ–2



,                (10.3.4)

, что удовлетворяет условию.


Ток срабатывания реле на стороне НН:



,                           (10.3.5)

А.



Коэффициент чувствительности в основной зоне:



,                             (10.3.6)

, что удовлетворяет условию.



Коэффициент чувствительности в резервной зоне:



,                             (10.3.7)

, что удовлетворяет условию.



Защита от перегрузки:



,                           (10.3.8)

А.

 А.




10.4 Защита от токов внешних многофазных КЗ



Защита предназначена для отключения внешних многофазных КЗ при отказе защиты или выключателя смежного повреждённого элемента, а также для выполнения функций ближнего резервирования по отношению к основным защитам трансформатора (дифференциальной и газовой). В качестве защиты трансформатора от токов внешних КЗ используются:

1 токовые защиты шин секций распределительных устройств низшего и среднего напряжений, подключенных к соответствующим выводам трансформатора;

2 максимальная токовая защита с пуском напряжения, устанавливаемая на стороне высшего напряжения защищаемого трансформатора.

Защита, установленная на стороне ВН, выполняется на двухобмоточных трансформаторах с двумя, а на трёхобмоточных с тремя реле тока. Реле присоединяются ко вторичным обмоткам ТТ, соединённым, как правило, в треугольник.

Непосредственное включение реле защиты от токов внешних КЗ в токовые цепи дифференциальной защиты не допускается.



10.5 Защита от токов внешних замыканий на землю на стороне ВН



Защита предусматривается для трансформаторов с глухим заземлением нейтрали обмотки высшего напряжения при наличии присоединений синхронных электродвигателей в целях резервирования отключения замыканий на землю на шинах питающей подстанции и для ускорения отключения однофазного КЗ в питающей линии выключателями низшего напряжения трансформатора. Реле максимального тока защиты подключается к трансформатору тока, встроенному в нулевой вывод обмотки ВН трансформатора.


10.6 Защита от токов перегрузки



Согласно [3] на трансформаторах 400 кВА и более, подверженных перегрузкам, предусматривается максимальная токовая защита от токов перегрузки с действием на сигнал с выдержкой времени. Устанавливается на каждой части расщеплённой обмотки. Продолжительность срабатывания такой защиты должна быть выбрана примерно на 30% больше продолжительности пуска или самозапуска электродвигателей, получающих питание от защищаемого трансформатора, если эти процессы приводят к его перегрузке.






11. ЗАЩИТА ПОДСТАНЦИИ ОТ ГРОЗОВЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ 

И ПРЯМЫХ УДАРОВ МОЛНИИ



Перенапряжения - это такие повышения напряжения, которые представляют опасность для изоляции электрических установок.

Основным аппаратом защиты от набегающих волн является вентильный разрядник. Для ПГВ предприятия, выполненной по упрощенной схеме с короткозамыкателем и отделителем. Расстояние от разрядника до выводов трансформатора не должно превышать допустимого значения. Эти значения приведены в ПУЭ в зависимости от типа опор, длины подхода, группы разрядников и числа подключенных к подстанции линий. Вентильные разрядники подключают к контуру заземления подстанции по кратчайшему пути.

Для уменьшения токов однофазного КЗ нейтрали трансформаторов 110 кВ, реже 220 кВ, могут быть временно или постоянно разземлены. При воздействии волн атмосферных перенапряжений на линейные вводы трансформаторов на нейтрали могут развиться колебания, приводящие к значительному повышению напряжении над уровнем изоляции нейтрали. Для ограничения этих перенапряжений в нейтраль трансформатора включают вентильный разрядник с номинальным напряжением на класс ниже, чем класс изоляции трансформатора. 

Подстанции относятся к 1 категории зданий и сооружений по устройству молниезашиты. Согласно [10] рис.2.5.14 для защищаемой подстанции ожидаемое число поражений молнией в год колеблется от 40 до 60 часов.

В соответствие с ПУЭ в данном случае обязательной молниезащите подлежат как ОРУ 110 кВ, так и ЗРУ 6 кВ. Зона защиты должна обладать степенью надежности 99.5% и выше (зона защиты типа А).

Защиту от прямых ударов молнии на ПГВ выполняем стержневыми молниеотводами, установленными на линейных порталах и на опорах возле здания ЗРУ. При установке молниеотводов на порталах необходимо выполнить следующие условия:

- от молниеотвода обеспечено растекание тока молнии по магистралям заземления не менее чем в 3-4 направлениях;

- на расстоянии 3-5м от молниеотвода установлены 2-3 вертикальных электрода длиной 5м;

- заземляющие проводники вентильных разрядников и трансформаторов присоединены к заземляющему устройству подстанции вблизи друг друга.

Произведем расчет внешних очертаний зоны защиты четырех молниеотводов. При этом используем те же приемы, что и для двойных молниеотводов, взятых попарно в определенной последовательности.

Для расчета принимаем: -высота защищаемого объекта     hx=11м;

-высота молниеотводаh=25м; -расстояния между молниеотводами L1=28,85M; L2=4 1,75м; L3=38,14м;

Определяем параметры зоны защиты, учитывая, что L>h. 

Высота расположения минимальной зоны

 м.

Радиус зоны защиты на уровне земли

 м.

Радиус зоны защиты на уровне hx

 м.

Параметры hc, гс определим, рассматривая молниеотводы попарно

 м.

м.

 м. 

Рассчитаем заземляющее устройство подстанции 110/6кВ. В целях обеспечения требований ПУЭ заземлитель выполняем сложным, состоящим из многих взаимно пересекающихся горизонтальных электродов и контура из вертикальных электродов.

Продольные заземлители прокладываем вдоль осей электрооборудования на глубине 0,7 м на расстоянии 1 м от фундаментов или оснований электрооборудования.

Поперечные заземлители прокладываем в удобных местах между оборудованием на глубине 0,7 м и расстоянием между проводниками не более 12 м. В углах каждой ячейки сетки пересекающиеся проводники должны быть надежно сварены.

Вертикальные электроды располагаем по периметру подстанции. Расстояние от границ заземлителя до ограды электроустановки принимаем Зм. Ограда в этом случае не заземляется. Длина электродов из круглой стали диаметром 20 мм - 5 м, глубина погружения вершины ниже уровня земли -0.7м.

Горизонтальные электроды - полосы 40х4 мм2 глубиной заложения 0,7м.

Для стороны 110 кВ при эффективно заземленной нейтрали требуется сопротивление заземления 0,5 Ом. Для стороны 10 кВ - 10 Ом. Т.о. в качестве расчетного принимаем сопротивление R3=0,5 Ом.

Подстанция занимает площадь S=792 м2. Удельное сопротивление земли 0=40 Ом·м.

Длина горизонтальных полос с учетом продольных и поперечных

м.

Действительный сложный заземлитель заменяем квадратной расчетной моделью со стороной

м.

Число ячеек по сторонам модели равно



Принимаем m=14. Тогда

м. 

Длина стороны ячейки



Принимаем для вертикальных электродов а/1=2. Тогда число электродов



Относительная глубина погружения вертикальных электродов

Lb =5·12 = 60 м.

Поскольку полученное значение находится в пределах 0,1–0,5, то





Ом.



Полученное удовлетворяет необходимым требованиям.






12. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА



Защитное заземление необходимо для обеспечения безопасности персонала при обслуживании электроустановок. К защитному заземлению относятся заземления частей установки, нормально не находящиеся под напряжением, но которые могут оказаться под ним при повреждении изоляции. Заземление позволяет снизить напряжение прикосновения до безопасного значения.

Произведём расчёт заземляющего устройства подстанции ПГВ.

Установим необходимое допустимое сопротивление заземляющего устройства. В данном случае заземляющее устройство используется одновременно для установок выше 1000 В с заземлённой нейтралью и изолированной нейтралью. Согласно [12] сопротивление растекания Rз для установок выше 1000 В с заземлённой нейтралью R3 ≤ 0,5 Ом, а для установок выше 1000 В с изолированной нейтралью R3≤, но не более 10 Ом. Из двух сопротивлений выбираем наименьшее, то есть R3 < 0,5 Ом.

Определим необходимое сопротивление искусственного заземлителя Rн. Так как данных о естественных заземлителях нет, то Rн = Rз=0,5 Ом.

Выберем форму и размеры электродов, из которых будет сооружаться групповой заземлитель. В качестве вертикальных электродов выбираем прутки диной 5 м диаметром 14 мм. Эти заземлители наиболее устойчивы к коррозии и долговечны. Кроме того, их применение приводит к экономии металла. Прутки погружаем в грунт на глубину 0,7 м с помощью электрозаглубителей. В качестве горизонтальных электродов применяем полосовую сталь сечением 4x40 мм. Во избежание нарушения контакта при возможных усадках грунта укладываем её на ребро. Соединение горизонтальных и вертикальных электродов осуществляем сваркой.

Размеры подстанции 37x28 метров. Тогда периметр контурного заземлителя равен р=2·(37-4+28-4)=114 м, а среднее значение расстояния между электродами:



 м,                        (12.1)



где   na=60 – предварительное число вертикальных электродов.

Отношение а/l=1,9/5=0,38, тогда из [12] коэффициент использования вертикальных электродов Ки.верт=0,29.

Определим расчётное удельное сопротивление грунта отдельно для горизонтальных и вертикальных электродов с учётом повышающих коэффициентов Кс, учитывающих высыхание грунта летом и промерзание его зимой. Расчётное удельное сопротивление грунта для вертикальных электродов:



расч.верт=Кс.в·о,                       (12.2)



где Кс.в=1,3 – коэффициент сезонности для вертикальных электродов и климатической зоны 2 согласно [12];

о=40 – удельное сопротивление грунта для глины, Ом·м.

Расчётное удельное сопротивление грунта для горизонтальных электродов:



расч.гор=Кс.в·р0,                          (12.3)



где Кс.в=3 – коэффициент сезонности для горизонтальных электродов и климатической зоны 2 согласно [12]; 

расч.верт==1,3·40=52 Ом·м;   расч.гор=3·40=120 Ом·м.

Определим сопротивление растеканию тока одного вертикального электрода:



,              (12.4)



где  1=5 – длина вертикального электрода, м; 

d=14·10-3 – диаметр электрода, м; 

t=3,2 – расстояние от поверхности грунта до середины электрода, м;



Ом.



Определим примерное число вертикальных электродов п, при предварительно принятом коэффициенте использования вертикальных электродов Ки.верт=0,29:



, принимаем nв=80.



Определим сопротивление растеканию тока горизонтального электрода:



,                     (12.5)



где   1=114 – длина горизонтального электрода, м;

 t=3,2 – глубина заложения, м;

 dэ – эквивалентный диаметр электрода, м; dэ=0,5·b=O,5·0,04=0,02 м;

Ом

Уточнённые значения коэффициентов использования: Ки.верт=0,276; Кн.гор=0,161, тогда уточнённое число вертикальных электродов с учётом проводимости горизонтального электрода:



                 (12.6)

, принимаем nву=81.

 



отличие меньше 10%, следовательно, окончательное число вертикальных электродов – 81. 

Для выравнивания потенциала на поверхности земли с целью снижения напряжения прикосновения и шагового напряжения на глубине 0,7 м укладываем выравнивающую сетку с размером ячейки 6,6x6 метров. План подстанции с контурным заземлителем представлен на рисунке 21.





Рисунок 14. Заземление ПГВ




ЗАКЛЮЧЕНИЕ



Спроектированная система электроснабжения бумажной фабрики имеет следующую структуру. Предприятие получает питание от энергосистемы по двухцепной воздушной линии электропередачи длиной 3 км напряжением 110 кВ. В качестве пункта приёма электроэнергии используется двухтрансформаторная подстанция глубокого ввода с трансформаторами мощностью 10000 кВА. Вся электроэнергия распределяется на напряжении 10 кВ по кабельным линиям. 

В результате проделанной работы были определены следующие параметры электроснабжения. Расчетные нагрузки цехов определены по методу коэффициента спроса и статистическим методом. В качестве расчётной нагрузки по фабрике в целом приняли нагрузку, определённую методом коэффициента спроса Sм=15931,01 кВА. Была построена картограмма электрических нагрузок, по которой было определено место расположения пункта приёма электроэнергии. На основании технико-экономического расчёта было выбрано устройство высокого напряжения типа «выключатель». Были выбраны силовые трансформаторы типа ТРДН-1000/110. Питающие линии марки АС-150, которые прокладываются на железобетонных опорах. Вследствие большого процентного содержания нагрузки 10 кВ в общей нагрузке предприятия, без ТЭР было выбрано рациональное напряжения распределения электроэнергии 10 кВ. На территории фабрики расположены 15 КТП с расстановкой БСК.. Питание цехов осуществляется кабельными линиями, проложенными в земле. Для выбора элементов схемы электроснабжения был проведён расчёт токов короткого замыкания в трёх точках. На основании этих данных были выбраны аппараты на сторонах 110 кВ, 10 кВ и 0,4 кВ, а также проведена проверка КЛЭП на термическую стойкость. Был произведён расчёт продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторов ПГВ. Был рассмотрен расчёт молниезащиты и заземляющего устройства ПГВ.

В целом предложенная схема электроснабжения отвечает требованиям безопасности, надёжности, экономичности.




ЛИТЕРАТУРА



1. Фёдоров А.А., Вершинина С.И. Сборник заданий для курсового проектирования по основам электроснабжения промышленных предприятий. Учебное пособие. Чебоксары, 1968.  

2. Правила устройства электроустановок. Москва, Энергоатомиздат, 1986.

3. Справочник по проектированию электроснабжения под редакцией Барыбина Ю.Г., Фёдорова Л.Е., Зименкова М.Т., Смирнова А.Г. Москва, 1990.

4. Фёдоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий. Москва, Энергоатомиздат, 1987. 

5. Диев С.Г., Сюсюкин А.И. Методические указания для выполнения курсового проекта по электроснабжению промышленных предприятий. Омск, 1984. 

6. Инструкция по проектированию электроснабжения промышленных предприятий. СН174-75. Москва, Госстрой СССР, 1976. 

7. Справочник по проектированию электроэнергетических систем под редакцией Рокотяна С.С., Шапиро И.М. Москва, Энергоатомиздат, 1985.

8. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Москва, Энергоатомиздат, 1989.

9. Руководящие указания по релейной защите. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. Выпуск 13Б. Расчёты. Москва, Энергоатомиздат, 1985.

10. Руководящие указания по релейной защите. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. Выпуск 13 А. Схемы. Москва, Энергоатомиздат, 1985.

11. Зайцев А.И. Проектирование электрических подстанций промышленных предприятий. Учебное пособие. Томск, 1960.

12. Шкаруба М.В. Изоляция и перенапряжения в электрических системах. Методические указания. Омск, 1995.