227

Проектирование системы электроснабжения завода

Дипломная

Архитектура, проектирование и строительство

Характеристика режима работы проектируемого объекта. Выбор и обработка графиков электрических нагрузок. Исследование охранного освещения. Расчет и построение картограммы электрических нагрузок. Определение расчетной активной мощности предприятия.

Русский

2012-11-14

420.2 KB

127 чел.

1. Исходные данные для проектирования

Исходными данными для проектирования системы электроснабжения завода является:

  1.  генеральный план предприятия;
  2.  установленная мощность по цехам (таблица 1.1);
  3.  характеристика технологического процесса;
  4.  характеристика режима работы проектируемого объекта;
  5.  характеристика высоковольтных потребителей.

1.1. Исходные данные цехов

Таблица 1.1 - Наименование цехов и их установленные мощности

№ п/п

Наименование цехов

L, м

В, м

Н, м

Рн, кВт

КС

cosφ

1

Токарно-механический цех

174

54

8,4

1700

0,3

0,65

2

Сборочный цех

162

120

8,4

1250

0,3

0,7

3

Инструментальный цех

174

54

7,2

510

0,3

0,65

4

Литейный цех:                         0,4 кВ

120

96

10,2

940

0,45

0,7

           2 ДСП, нагрузка            10 кВ

2750

0,7

0,85

5

Кузнечный цех

96

42

9,6

1150

0,45

0,7

6

Ремонтный цех

66

42

7,2

520

0,3

0,65

7

Насосная пром.стоков:            0,4 кВ

48

24

6

180

0,75

0,85

           4 АД, нагрузка              10 кВ

2000

0,75

0,85

8

Компрессорная:                       0,4 кВ

48

30

6

350

0,75

0,8

           6 СД, нагрузка              10 кВ

3600

0,75

0,8

9

Депо электрокар

36

24

6

150

0,7

0,8

10

Лаборатория

48

18

3,3

290

0,4

0,7

11

Заводоуправление (3 этажа)

72

18

3,3

120

0,65

0,8

11а

Столовая (1 этаж)

30

24

3,3

160

0,4

0,7

12-1

Проходные, на каждую

6

6

2,4

8

0,8

0,85

12-2

Проходные, на каждую

6

6

2,4

8

0,8

0,85

12-3

Проходные, на каждую

6

6

2,4

8

0,8

0,85

13

Термический цех:                    0,4 кВ

132

96

9,6

670

0,6

0,85

            2 ИП, нагрузка            10 кВ

1800

0,8

0,75

14

Прессовый цех

96

42

8,4

930

0,45

0,7

15

Заготовительно-сварочный цех

102

42

8,4

790

0,35

0,68

16

Электроцех

60

48

7,2

380

0,4

0,7

17

Материальный склад

48

36

6

70

0,25

0,5

18

Гараж

60

30

6

125

0,35

0,65

19

Склад готовой продукции

72

48

6

130

0,25

0,3

1.2. Характеристика режима работы проектируемого объекта

Развернутая характеристика проектируемого предприятия с точки зрения надежности электроснабжения отдельных цехов, характера среды помещений и электро-, взрыво-, пожароопасности приведена в таблице 1.2 [1], [2].

Таблица 1.2 - Характеристика  сред и помещений

№ п/п

Наименование цехов

Катего-рия

Хар-ка помещений

Поражение эл.током

Взрыво-пожароопасность

ПУЭ

СНиП

1

Токарно-механический цех

I

Пыльн.

ПО (токопроводящий пол)

 

Д

2

Сборочный цех

I

Пыльн.

ПО (токопроводящий пол)

 

Д

3

Инструментальный цех

II

Норм.

ПО (токопроводящий пол)

 

Д

4

Литейный цех

I

Жаркое

ОО (токопроводящий пол, высокая температура)

П-I

Г

5

Кузнечный цех

I

Пыльн., жаркое

ОО (токопроводящий пол, высокая температура, пыль)

П-I

А

6

Ремонтный цех

II

Норм.

ПО (токопроводящий пол)

 

Д

7

Насосная пром.стоков

I

Влажн.

ОО (влажное, токопроводящий пол)

 

Д

8

Компрессорная

I

Норм.

ПО (токопроводящий пол)

 

Д

9

Депо электрокар

III

Норм.

ПО (токопроводящий пол)

 

Д

10

Лаборатория

III

Норм.

ПО (токопроводящий пол)

 

В

11

Заводоуправление (3 этажа)

III

Норм.

Без ПО

П-II а

 

11а

Столовая (1 этаж)

III

Норм.

Без ПО

 

Г

12-1

Проходные, на каждую

III

Норм.

Без ПО

 

 

12-2

Проходные, на каждую

III

Норм.

Без ПО

 

 

12-3

Проходные, на каждую

III

Норм.

Без ПО

 

 

13

Термический цех

I

Жаркое

ОО (токопроводящий пол, высокая температура)

П-I

А

14

Прессовый цех

I

Пыльн., жаркое

ОО (токопроводящий пол, высокая температура, пыль)

 

Г

15

Заготовительно-сварочный цех

I

Пыльн., жаркое

ОО (токопроводящий пол, высокая температура)

П-I

Г

16

Электроцех

II

Норм.

ПО (токопроводящий пол)

 

Д

17

Материальный склад

III

Норм.

Без ПО

П-II а

Д

18

Гараж

III

Влажн.

ОО (влажное, токопроводящий пол)

 

В

19

Склад готовой продукции

III

Норм.

Без ПО

П-II а

Д

1.3. Выбор и обработка графиков электрических нагрузок

Для данной отрасли промышленности, к которой относится проектируемое предприятие, выбираем суточный график нагрузки и годовой график по продолжительности.

Рисунок 1.1 - Суточный график нагрузок

Рисунок 1.2 - Годовой по продолжительности график нагрузок

В таблице 1.3 представлены данные о величине, в процентах, и продолжительности, в часах, ступеней годового графика по продолжительности.

Таблица 1.3 - Расчетные данные для определения

Номер ступени

Нагрузка, %

Время работы на i-й ступени, час.

1

100

1300

2

90

1400

3

80

1000

4

60

600

5

50

1400

6

45

800

7

35

1800

8

30

460

По данным графика определяется время использования максимума нагрузки –  и, затем, время максимальных потерь - :

где  – число ступеней годового графика по продолжительности;

– мощность i-ой ступени, %;

– время продолжительности i-ой ступени, ч;

– максимальная мощность, %.

1.4. Характеристика высоковольтных потребителей

1.4.1. Дуговые сталеплавильные печи (ДСП)

ДСП – это трёхфазный электроприёмник с нелинейной нагрузкой. ДСП являются причиной возникновения высших гармоник, что оказывает отрицательное влияние на работу системы электроснабжения. ДСП питаются током промышленной частоты напряжением (610) кВ через понижающие трансформаторы. В процессе работы, в период расплавления шихты, в ДСП происходят частые технологические короткие замыкания. Короткие замыкания вызывают колебания напряжения на шинах подстанции, что отрицательно сказывается на работе других ЭП.

1.4.2. Синхронные двигатели (СД)

СД устанавливаются в компрессорных, кислородных, газогенераторных станциях. Нагрузка СД на валу составляет (50100)% от номинальной. При такой нагрузке, а также при регулировании возбуждения электродвигателя можно использовать электроприводы с СД в качестве компенсаторов реактивной мощности.

Паспортные данные используемых на проектируемом предприятии СД:

- тип: СДН-14-44-10;

- номинальное напряжение: ;

- номинальная частота вращения

- номинальная активная мощность:

- номинальная реактивная мощность:

- потери в СД:

Для подключения к сети используются понижающие трансформаторы типа        ТМ-1000-10/6 кВ.

1.4.3. Асинхронные двигатели (АД)

АД применяются в приводах насосов и других стационарных машин, устанавливаемых во взрывоопасных зонах, в настоящее время применяются двигатели высокого напряжения различных серий.

Паспортные данные используемых на проектируемом предприятии АД:

- тип: А4-85/50-6У3;

- номинальное напряжение: ;

- номинальная частота вращения

- номинальная активная мощность:

- КПД:

- коэффициент мощности: .

1.4.4. Индукционные печи (ИП)

Принцип действия основан на нагреве проводящих материалов индукционными токами. Нагрузка характеризуется как спокойная. Броски тока происходят только в момент включения и выключения установки.

2. Расчет электрических нагрузок проектируемого объекта

2.1. Расчет силовых электрических нагрузок

Так как нагрузка потребителей по исходным данным задана суммарным значением без указания числа и мощности отдельных электроприемников, максимальная расчетная нагрузка определяется по формулам:

где ,   - номинальная мощность, коэффициент спроса и коэффициент мощности электроприемника по исходным данным соответственно.

Расчет силовой нагрузки 0,4 кВ для токарно-механического цеха:

Расчет силовых низковольтных нагрузок для остальных цехов и помещений аналогичен. Результаты расчета сведены в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Расчетные силовые нагрузки 0,4 кВ

№ п/п

Наименование цехов

Рн, кВт

КС

cosφ

tgφ

Рмс, кВт

Qмс, квар

1

Токарно-механический цех

1700

0,3

0,65

1,169

510

596,256

2

Сборочный цех

1250

0,3

0,7

1,020

375

382,577

3

Инструментальный цех

510

0,3

0,65

1,169

153

178,877

4

Литейный цех

940

0,45

0,7

1,020

423

431,546

5

Кузнечный цех

1150

0,45

0,7

1,020

517,5

527,956

6

Ремонтный цех

520

0,3

0,65

1,169

156

182,384

7

Насосная пром.стоков

180

0,75

0,85

0,620

135

83,665

8

Компрессорная

350

0,75

0,8

0,750

262,5

196,875

9

Депо электрокар

150

0,7

0,8

0,750

105

78,750

10

Лаборатория

290

0,4

0,7

1,020

116

118,344

11

Заводоуправление (3 этажа)

120

0,65

0,8

0,750

78

58,500

11а

Столовая (1 этаж)

160

0,4

0,7

1,020

64

65,293

12-1

Проходные, на каждую

8

0,8

0,85

0,620

6,4

3,966

12-2

Проходные, на каждую

8

0,8

0,85

0,620

6,4

3,966

12-3

Проходные, на каждую

8

0,8

0,85

0,620

6,4

3,966

13

Термический цех

670

0,6

0,85

0,620

402

249,137

14

Прессовый цех

930

0,45

0,7

1,020

418,5

426,955

15

Заготовительно-сварочный цех

790

0,35

0,68

1,078

276,5

298,137

Продолжение таблицы 2.1.

№ п/п

Наименование цехов (0,4 кВ)

Рн, кВт

КС

cosφ

tgφ

Рмс, кВт

Qмс, квар

16

Электроцех

380

0,4

0,7

1,020

152

155,071

17

Материальный склад

70

0,25

0,5

1,732

17,5

30,311

18

Гараж

125

0,35

0,65

1,169

43,75

51,149

19

Склад готовой продукции

130

0,25

0,3

3,180

32,5

103,343

Расчет силовой нагрузки 10 кВ для литейного цеха:

Расчет силовых высоковольтных нагрузок для остальных цехов и помещений аналогичен. Результаты расчета сведены в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Расчетные силовые нагрузки 10 кВ

№ п/п

Наименование цехов

Рн, кВт

КС

cosφ

tgφ

Рмс, кВт

Qмс, квар

1

Литейный цех

2750

0,7

0,85

0,620

1925

1193,008

2

Насосная пром.стоков

2000

0,75

0,85

0,620

1500

929,617

3

Компрессорная

3600

0,75

0,8

0,750

2700

2025,000

4

Термический цех

1800

0,8

0,75

0,882

1440

1269,961

2.2. Расчет осветительных нагрузок цехов

Расчет осветительных нагрузок цехов ведется упрощенным способом по методу удельных мощностей.

Для внутреннего освещения применяются газоразрядные лампы типа ЛЛ и ДРЛ. Их выбор исходит из габаритов помещения: площади здания и высоты потолков.

Для каждого помещения, исходя из особенностей производственного процесса, выбирается разряд и подразряд зрительных работ, система освещения (общая, комбинированная), норма освещенности . [1]

Исходя из характера среды для каждого помещения выбирается коэффициент запаса  [1] и коэффициенты отражения стен, потолка и рабочей поверхности [3].

На основе заданной высоты помещений определяется расчетная высота:

где  - высота потолков помещения согласно исходным данным, м;

- высота плоскости нормирования освещенности (высота рабочей поверхности), м;

– предполагаемая высота свеса светильника, м.

Высота рабочей поверхности при наличии в помещении станков, стендов, столов и т.п. принимается равным 0,8 м, в остальных случаях – 0 м. Высота свеса светильников для ламп ДРЛ принимается равным 0,4 м, для ламп ЛЛ – 0 м.

В зависимости от полученной расчетной высоты определятся тип кривой силы света светильника (КСС) для каждого помещения.

Для каждого помещения, исходя из устанавливаемого в нем оборудования и его габаритов,  определяется стандартная площадь строительного модуля.

Исходя из типа источника света (ИС), типа КСС, расчетной высоты, площади модуля и коэффициентов отражения, для каждого помещения выписываются табличные значения удельных мощностей  [4].

Далее необходимо привести значение удельной мощности в соответствие с выбранными параметрами:

где ,  - значение коэффициента запаса и освещенности, соответствующие табличному значению удельной мощности;

 - КПД светильника в нижнюю полусферу (принимается равным 0,8).

Далее ведется упрощенный расчет осветительной нагрузки помещений:

где  - площадь помещения, м2;

- корректирующий коэффициент, применяется в случае, если действительные коэффициенты отражения помещения отличаются от принятых при выборе

- коэффициент мощности лампы (для ламп ДРЛ принимается равным 0,53, для ламп ЛЛ – 0,94).

В качестве примера приводится расчет осветительной нагрузки для токарно-механического цеха.

Так как в данный цех имеет достаточно большие габариты по площади и высоте потолков, для освещения применяем лампы ДРЛ.

Разряд и подразряд зрительных работ – IIв (работа очень высокой точности), система освещения – комбинированная, нормированная освещенность: , коэффициент запаса:  (производственные помещения с воздушной средой, содержащей в рабочей зоне менее 1 мг/м3 пыли, дыма, копоти).

Расчетная высота помещения:

Тип КСС для помещения, исходя из расчетной высоты, Г3.

Ввыбирается строительный модуль 6х12 м.

Табличное значение удельной площади:

Расчетное значение удельной мощности:

Осветительная нагрузка цеха:

Для остальных цехов и помещений осветительные нагрузки рассчитываются аналогично. Результаты расчетов сведены в таблицы 2.3 и 2.4.

Таблица 2.3 - Расчетные параметры цеха

№ п/п

Наименование цеха

Площадь модуля, м

Расчетная высота, м

Тип КСС

Разряд и подразр. зрит. работ

Система освещения

Кз

Тип ИС

Ен, лк

1

Токарно-механический цех

6х12

7,2

Г3

IIв

Комб.

1,5

ДРЛ

200

2

Сборочный цех

6х18

7,2

Г3

IIв

Комб.

1,5

ДРЛ

200

3

Инструментальный цех

6х12

6

Г2

VI

Общ.

1,5

ДРЛ

200

4

Литейный цех

6х18

9

К1

VII

Общ.

1,8

ДРЛ

200

5

Кузнечный цех

6х12

8,4

К1

VII

Общ.

1,5

ДРЛ

200

6

Ремонтный цех

6х12

6

Г2

IIIв

Комб.

1,5

ДРЛ

200

7

Насосная пром.стоков

6х12

4,8

Д3

VIIIб

Общ.

1,5

ДРЛ

75

8

Компрессорная

6х12

4,8

Д3

VIIIб

Общ.

1,5

ДРЛ

76

9

Депо электрокар

6х12

4,8

Д3

IIIб

Комб.

1,7

ДРЛ

200

10

Лаборатория

6х9

3,3

Д2

IIв

Комб.

1,7

ЛЛ

200

11

Заводоуправление (3 этажа)

6х9

3,3

Д2

-----

Общ.

1,4

ЛЛ

300

11а

Столовая (1 этаж)

6х9

3,3

Д2

-----

Общ.

1,4

ЛЛ

300

12-1

Проходные, на каждую

6х6

2,4

Д1

-----

Общ.

1,5

ЛЛ

300

12-2

Проходные, на каждую

6х6

2

Д1

-----

Общ.

1,5

ЛЛ

300

12-3

Проходные, на каждую

6х6

2

Д1

-----

Общ.

1,5

ЛЛ

300

13

Термический цех

6х18

8,4

К1

VII

Общ.

1,8

ДРЛ

200

14

Прессовый цех

6х12

7,2

Г3

IIв

Комб.

1,5

ДРЛ

200

Продолжение таблицы 2.3.

№ п/п

Наименование цеха

Площадь модуля, м

Расчетная высота, м

Тип КСС

Разряд и подразр. зрит. работ

Система освещения

Кз

Тип ИС

Ен, лк

15

Заготовительно-сварочный цех

6х12

7,2

Г3

VII

Общ.

1,5

ДРЛ

200

16

Электроцех

6х12

6

Г2

VI

Общ.

1,5

ДРЛ

200

17

Материальный склад

6х12

5,6

Г1

VIIIв

Общ.

1,8

ДРЛ

50

18

Гараж

6х12

5,2

Д3

IIIб

Комб.

1,7

ДРЛ

200

19

Склад готовой продукции

6х12

6

Г1

VIIIв

Общ.

1,8

ДРЛ

50

Таблица 2.4 - Расчет осветительных нагрузок

№ п/п

Наименование цеха

ωуд табл, Вт/м2

ωуд расч, Вт/м2

cosφ

tgφ

Площадь, м2

Рмо, кВт

Qмо, квар

1

Токарно-механический цех

5,4

10,800

0,65

1,169

9396

101,477

118,640

2

Сборочный цех

4,8

9,600

0,7

1,020

19440

186,624

190,395

3

Инструментальный цех

4,7

9,400

0,65

1,169

9396

88,322

103,260

4

Литейный цех

5,4

12,960

0,7

1,020

11520

149,299

152,316

5

Кузнечный цех

6,1

12,200

0,7

1,020

4032

49,190

50,184

6

Ремонтный цех

4,7

9,400

0,65

1,169

2772

26,057

30,464

7

Насосная пром.стоков

6,5

4,875

0,85

0,620

1152

5,616

3,480

8

Компрессорная

6,5

4,940

0,8

0,750

1440

7,114

5,335

9

Депо электрокар

6,5

14,733

0,8

0,750

864

12,730

9,547

10

Лаборатория

3,2

7,253

0,7

1,020

864

6,267

6,393

11

Заводоуправление (3 этажа)

3,2

8,960

0,8

0,750

3888

34,836

26,127

11а

Столовая (1 этаж)

3,2

8,960

0,7

1,020

720

6,451

6,582

12-1

Проходные, на каждую

4,2

12,600

0,85

0,620

36

0,454

0,281

12-2

Проходные, на каждую

4,2

12,600

0,85

0,620

36

0,454

0,281

12-3

Проходные, на каждую

4,2

12,600

0,85

0,620

36

0,454

0,281

13

Термический цех

5,4

12,960

0,85

0,620

12672

164,229

101,780

14

Прессовый цех

5,4

10,800

0,7

1,020

4032

43,546

44,425

15

Заготовительно-сварочный цех

5,4

10,800

0,68

1,078

4284

46,267

49,888

16

Электроцех

4,7

9,400

0,7

1,020

2880

27,072

27,619

17

Материальный склад

5,5

3,300

0,5

1,732

1728

5,702

9,877

18

Гараж

6,5

14,733

0,65

1,169

1800

26,520

31,005

19

Склад готовой продукции

5,5

3,300

0,3

3,180

3456

11,405

36,265

Для каждого цеха необходимо рассчитать суммарные нагрузки цехов.

Пример расчета для токарно-механического цеха:

Для остальных цехов и помещений суммарные нагрузки рассчитываются аналогично. Результаты расчетов сведены в таблицу 2.5.

Таблица 2.5 - Суммарные нагрузки цехов на напряжении 0,4 кВ

№ п/п

Наименование цеха

Рм.с, кВт

Qм.с, кВт

Рм.о, кВт

Qм.о, квар

Рм.сум, кВт

Qм.сум, квар

Sм.сум, кВА

1

Токарно-механический цех

510,000

596,256

101,477

118,640

611,477

714,896

940,734

2

Сборочный цех

375,000

382,577

186,624

190,395

561,624

572,971

802,320

3

Инструментальный цех

153,000

178,877

88,322

103,260

241,322

282,137

371,265

4

Литейный цех

423,000

431,546

149,299

152,316

572,299

583,862

817,570

5

Кузнечный цех

517,500

527,956

49,190

50,184

566,690

578,140

809,558

6

Ремонтный цех

156,000

182,384

26,057

30,464

182,057

212,848

280,087

7

Насосная пром.стоков

135,000

83,665

5,616

3,480

140,616

87,146

165,431

8

Компрессорная

262,500

196,875

7,114

5,335

269,614

202,210

337,017

9

Депо электрокар

105,000

78,750

12,730

9,547

117,730

88,297

147,162

10

Лаборатория

116,000

118,344

6,267

6,393

122,267

124,737

174,667

11

Заводоуправление (3 этажа)

78,000

58,500

34,836

26,127

112,836

84,627

141,046

11а

Столовая (1 этаж)

64,000

65,293

6,451

6,582

70,451

71,875

100,645

12-1

Проходные, на каждую

6,400

3,966

0,454

0,281

6,854

4,247

8,063

12-2

Проходные, на каждую

6,400

3,966

0,454

0,281

6,854

4,247

8,063

12-3

Проходные, на каждую

6,400

3,966

0,454

0,281

6,854

4,247

8,063

13

Термический цех

402,000

249,137

164,229

101,780

566,229

350,917

666,152

14

Прессовый цех

418,500

426,955

43,546

44,425

462,046

471,381

660,065

15

Заготовительно-сварочный цех

276,500

298,137

46,267

49,888

322,767

348,025

474,658

16

Электроцех

152,000

155,071

27,072

27,619

179,072

182,690

255,817

17

Материальный склад

17,500

30,311

5,702

9,877

23,202

40,188

46,405

18

Гараж

43,750

51,149

26,520

31,005

70,270

82,155

108,108

19

Склад готовой продукции

32,500

103,343

11,405

36,265

43,905

139,608

146,349

2.3. Расчет наружного освещения

2.3.1. При проектировании освещения основных дорог используются типовые решения.

Расчет ведется для светильников типа РКУ 01-250-011 с лампами ДРЛ мощностью 250 Вт, которые установлены на опорах в ряд освещаемого проезда. Схема расположения светильников – односторонняя. Ширина дороги – 10 м.

Нормативная минимальная освещенность для основных дорог принимается равным 2 лк [1] (при интенсивности движения транспорта от 10 до 50 ед./ч). Светораспределение светильника – широкое, КСС – «Ш». Коэффициент запаса светильников с газоразрядными лампами принимается равным 1,5.

Для лампы ДРЛ мощностью 250 Вт световой поток равен 13000 лм, исходя из этого, наименьшая высота установки светильника: 9,5 м [1].

Рисунок 2.1 - Расположение точки минимальной освещенности А относительно расположения светильников на освещаемой поверхности

Расчет ведется для консольных светильников с некруглосимметричной КСС.

Рассчитывается отношение :

Далее, используя полученное отношение, (по таблице 9.7 [3]) определяются величины: .

Сумма относительных освещенностей вычисляется по выражению:

Минимальная освещенность в точке А (рисунок 2.1), создается одновременно двумя ближайшими светильниками, исходя из этого, относительная освещенность, создаваемая одним светильником:

По графикам условных изолюкс (рисунок 9.33 [3]) определяется величина:          . По полученному значению (по таблице 9.7 [3]) определяется соотношение:  Отсюда:

Тогда шаг светильника:

Полученное значение округляется до меньшего целого:

При проектировании наружного освещения необходимо в первую очередь обеспечить наибольший уровень освещенности на опасных участках дорог, исходя из этого, вначале светильники расставляются на поворотах и перекрестках, на остальных участках светильники расставляются с интервалами максимально приближенными к полученному расчетному шагу.

Количество светильников итого:

Мощность нагрузки наружного освещения:

где  – коэффициент, учитывающий потери в пускорегулирующем устройстве.

2.3.2. Для второстепенных дорог и проездов расчет ведется для светильников типа РКУ 01-125-011 с лампами ДРЛ мощностью 125 Вт, которые установлены на опорах в ряд освещаемого проезда. Схема расположения светильников – односторонняя. Ширина дороги – 6 м.

Нормативная минимальная освещенность для второстепенных дорог принимается равным 1 лк [1] (при интенсивности движения транспорта менее 10 ед./ч). Светораспределение светильника – широкое, КСС – «Ш».

Для лампы ДРЛ мощностью 125 Вт световой поток равен 5900 лм, исходя из этого, наименьшая высота установки светильника: 8,5 м [1].

Дальнейший расчет ведется аналогично предыдущему.

Рассчитывается отношение :

Далее, используя полученное отношение, определяются величины:

(по таблице 9.7 [3]).

Сумма относительных освещенностей вычисляется по выражению:

Относительная освещенность, создаваемая одним светильником:

По графикам условных изолюкс (рисунок 9.33 [3]) определяется величина: . По полученному значению (по таблице 9.7 [3]) определяется соотношение:  Отсюда:

 Тогда шаг светильника:

Полученное значение округляется до меньшего целого:

Количество светильников итого:

Мощность нагрузки наружного освещения:

2.4. Расчет охранного освещения

Охранное освещение (при отсутствии специальных технических средств охраны) должно предусматриваться вдоль границ территорий, охраняемых в ночное время, освещенность должна быть равна 0,5 лк на уровне земли в горизонтальной плоскости [1].

Для охранного освещения выбраны светильники типа СПО-200 со светодиодной лампой 30 Вт (Светодиодная лампа ЛМС-28-30 E27 «Светорезерв»). Световой поток лампы: 2850 лм.

Ширина освещаемой зоны: 10 м. Высота расположения светильников: 6 м. Коэффициент запаса светильников с лампами накаливания: .

Рисунок 2.2 - Расположение светильников и контрольной точки

Сумма относительных освещенностей:

Учитывая, что минимальная освещенность в точке А (рисунок 2.2), создается одновременно двумя ближайшими светильниками, получаем:

По кривой относительной освещенности светильника (рисунок П.Г.3 [4]) определяется отношение: , откуда расстояние до освещаемой точки , тогда шаг светильника:

Округляя до целого, получаем:

Количество светильников:

Мощность нагрузки охранного освещения:

2.5. Расчет освещения открытых площадок

Коэффициент мощности для прожекторов с ДРЛ принимается равным 0,5.

Расчет прожекторного освещения для открытой площадки перед зданием гаража.

Разряд и подразряд зрительных работ – XIV, нормированная освещенность: .

Результаты расчетов сведены в таблицу 2.6.

Таблица 2.6 – Расчет прожекторного освещения

Наименование цеха

А, м

В, м

F, м2

Руд, Вт/м2

Рпр, кВт

Рл, Вт

Nл.расч

Nл

Q, квар

Р, кВт

11. Заводоуправление, столовая

93

36

3348

1,8

6,026

0,7

8,609

9

10,899

6,3

18. Гараж

48

24

1152

0,45

0,518

0,7

0,741

1

1,211

0,7

3. Расчет и построение картограммы электрических нагрузок. Определение центра электрических нагрузок

3.1. Расчет и построение картограммы электрических нагрузок

Картограмма представляет собой размещенные на генеральном плане цеха дуговые диаграммы, площадь которых соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам. Окружности состоят из секторов, обозначающих соотношение силовых нагрузок на 0,4 и 10 кВ и осветительной нагрузки.

Принимается, что электрические нагрузки в цехах расположены равномерно. Значение радиуса диаграммы находят из условия равенства расчётной мощности цеха  в выбранном масштабе площади круга:

где  – максимальная расчетная силовая нагрузка 0,4 кВ, кВт;

– максимальная расчетная силовая нагрузка 10 кВ, кВт;

– максимальная расчетная осветительная нагрузка, кВт;

– масштабный коэффициент, принимается равным 0,2 кВт/мм2.

Далее производится определение угла сектора, показывающего, какую долю занимает высоковольтная, осветительная или низковольтная нагрузка в составе общей нагрузки цеха:

Пример расчета для токарно-механического цеха.

Суммарная расчетная активная мощность цеха:

Радиус диаграммы:

Значение углов для секторов осветительной, высоковольтной и низковольтной нагрузок, соответственно:

Расчет для остальных цехов аналогичен, он сводится в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Данные для построения картограммы электрических нагрузок

№ п/п

Наименование цеха

Рмс, кВт

Р10кВ, кВт

Рмо, кВт

Рр, кВт

ri, мм

ω0, град

ωсил, град

ωв/в, град

1

Токарно-механический цех

510,0

 

101,477

611,477

31,204

59,743

300,257

 

2

Сборочный цех

375,0

 

186,624

561,624

29,905

119,626

240,374

 

3

Инструментальный цех

153,0

 

88,322

241,322

19,603

131,758

228,242

 

4

Литейный цех

423,0

1925

149,299

2497,299

63,060

21,522

60,978

277,500

5

Кузнечный цех

517,5

 

49,190

566,690

30,040

31,249

328,751

 

6

Ремонтный цех

156,0

 

26,057

182,057

17,026

51,525

308,475

 

7

Насосная пром.стоков

135,0

1500

5,616

1640,616

51,112

1,232

29,623

329,145

8

Компрессорная

262,5

2700

7,114

2969,614

68,765

0,862

31,822

327,315

9

Депо электрокар

105,0

 

12,730

117,730

13,692

38,925

321,075

 

10

Лаборатория

116,0

 

6,267

122,267

13,953

18,452

341,548

 

11

Заводоуправление (3 этажа)

78,0

 

34,836

112,836

13,404

111,144

248,856

 

11а

Столовая (1 этаж)

64,0

 

6,451

70,451

10,592

32,965

327,035

 

12-1

Проходные, на каждую

6,4

 

0,454

6,854

3,304

23,826

336,174

 

12-2

Проходные, на каждую

6,4

 

0,454

6,854

3,304

23,826

336,174

 

12-3

Проходные, на каждую

6,4

 

0,454

6,854

3,304

23,826

336,174

 

13

Термический цех

402,0

1440

164,229

2006,229

56,521

29,469

72,135

258,395

14

Прессовый цех

418,5

 

43,546

462,046

27,125

33,928

326,072

 

15

Заготовительно-сварочный цех

276,5

 

46,267

322,767

22,671

51,604

308,396

 

16

Электроцех

152,0

 

27,072

179,072

16,886

54,425

305,575

 

17

Материальный склад

17,5

 

5,702

23,202

6,078

88,476

271,524

 

18

Гараж

43,8

 

26,520

70,270

10,578

135,865

224,135

 

19

Склад готовой продукции

32,5

 

11,405

43,905

8,361

93,514

266,486

 

3.2. Определение центра электрических нагрузок. Выбор месторасположения ГПП

3.2.1. Определение центра электрических нагрузок (ЦЭН) производится для выбора места расположения ГПП. На основании построенных картограмм определяется координаты условного центра активных электрических нагрузок предприятия, где и находится место расположения источника питания (ГПП).

Для определения ЦЭН на генплане задается точка отсчета системы координат . Затем определяются координаты центров электрических нагрузок каждого цеха. В качестве допущения при отсутствии дополнительных данных принимается, что центр нагрузок совпадает с геометрическим центром здания.

Далее для каждого цеха рассчитываются произведения:

Пример расчета для токарно-механического цеха.

Координаты центра нагрузок цеха:  

Расчет для остальных цехов аналогичен. Полученные результаты сведены в таблицу 3.2.

Для 3, 6 и 7 граф полученные значения суммируются и приводятся в последней строке таблицы.

Таблица 3.2 - Определение месторасположения ЦЭН

№ п/п

Наименование цеха

Рр, кВт

X, м

Y, м

РX

PY

1

Токарно-механический цех

611,477

318

132

194449,622

80714,938

2

Сборочный цех

561,624

210

132

117941,040

74134,368

3

Инструментальный цех

241,322

102

132

24614,885

31854,557

4

Литейный цех

2497,299

306

321

764173,555

801633,043

5

Кузнечный цех

566,690

94,5

348

53552,243

197208,259

6

Ремонтный цех

182,057

154,5

321

28127,776

58440,233

7

Насосная пром.стоков

1640,616

432

324

708746,112

531559,584

8

Компрессорная

2969,614

525

324

1559047,140

962154,806

9

Депо электрокар

117,730

528

378

62161,229

44501,789

10

Лаборатория

122,267

261

378

31911,656

46216,881

11

Заводоуправление (3 этажа)

112,836

9

120

1015,528

13540,378

11а

Столовая (1 этаж)

70,451

12

69

845,414

4861,133

12-1

Проходные, на каждую

6,854

4,5

264

30,841

1809,350

12-2

Проходные, на каждую

6,854

390

4,5

2672,904

30,841

12-3

Проходные, на каждую

6,854

714

243

4893,470

1665,425

13

Термический цех

2006,229

468

153

938915,228

306953,055

14

Прессовый цех

462,046

468

66

216237,341

30495,010

15

Заготовительно-сварочный цех

322,767

621

66

200438,431

21302,635

16

Электроцех

179,072

594

117

106368,768

20951,424

17

Материальный склад

23,202

594

165

13782,226

3828,396

18

Гараж

70,270

642

435

45113,340

30567,450

19

Склад готовой продукции

43,905

636

324

27923,453

14225,155

Сумма

12822,035

 

 

5102962,202

3278648,710

Определение ЦЭН реализуется по выражениям:

3.2.2. Наиболее удачным местом является ЦЭН. Но так как для установки ГПП в центре электрических нагрузок места недостаточно, ГПП переносится на свободное место по направлению к источнику питания (районной подстанции). Расположение ГПП на территории завода показано на генплане.

4. Выбор числа и мощности цеховых ТП и компенсирующих устройств

4.1. Выбор числа и мощности цеховых ТП

В результате анализа мощности, площади и месторасположения цехов, а также из-за необходимости иметь складской резерв предполагается установка трансформаторов двух типоразмеров: 400 и 630 кВ·А.

Предварительное распределение нагрузок по ТП приведено в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Выбор числа и мощности трансформаторов на ТП

№ ТП

№ цеха

Нагрузка по цехам

Число трансф.

Мощность трансф.

Кз

Нагрузка цехов, Рм, кВт

Суммарная нагрузка, Р, кВт

Нагрузка цехов, Qм, кВт

Суммарная нагрузка, Q, кВт

1

1

611,477

 

714,896

 

5

400

0,707

2

561,624

 

572,971

 

4

630

0,561

3

241,322

 

282,137

 

3

1000

0,471

 

 

1414,423

 

1570,004

 

 

 

2

5

566,69

 

578,14

 

2

630

0,764

6

182,057

 

212,848

 

3

400

0,802

11

112,836

 

84,627

 

 

 

 

11а

70,451

 

71,875

 

 

 

 

Прож.(11)

6,3

 

10,899

 

 

 

 

12-1

6,854

 

8,063

 

 

 

 

Охр.осв.

2,541

 

0,836 

 

 

 

 

 

 

962,128

 

966,452

 

 

 

3

4

572,299

 

583,862

 

3

400

0,696

7

140,616

 

87,146

 

2

630

0,663

10

122,267

 

124,737

 

 

 

 

835,182

 

795,745

 

 

 

4

8

269,614

 

202,21

 

2

400

0,658

9

117,73

 

88,297

 

1

630

0,835

12-3

6,854

 

8,063

 

 

 

 

18

70,27

 

82,155

 

 

 

 

Прож.(18)

0,7

 

1,211

 

 

 

 

19

43,905

 

139,608

 

 

 

 

Осв.дорог

17,050

 

29,497

 

 

 

 

 

 

526,123

 

551,041

 

 

 

Продолжение таблицы 4.1.

№ ТП

№ цеха

Нагрузка по цехам

Число трансф.

Мощность трансф.

Кз

Нагрузка цехов, Рм, кВт

Суммарная нагрузка, Р, кВт

Нагрузка цехов, Qм, кВт

Суммарная нагрузка, Q, кВт

5

13

566,229

 

350,917

 

2

400

0,708

 

 

566,229

 

350,917

 

 

 

6

12-2

6,854

 

8,063

 

3

400

0,828

14

462,046

 

471,381

 

2

630

0,789

15

322,767

 

348,025

 

 

 

 

16

179,072

 

182,69

 

 

 

 

17

23,202

 

40,188

 

 

 

 

 

 

993,941

 

1050,347

 

 

 

Полученный результат необходимо проверить. Для этого для каждого типоразмера выбранных трансформаторов рассчитывается минимально допустимое и экономически оправданное числа трансформаторов.

Минимальное число трансформаторов мощностью 630 кВ∙А:

где  – суммарная мощность цехов и нагрузок освещения, подключенных к ТП с трансформаторами соответствующей мощности, кВт;

– наиболее характерный коэффициент загрузки трансформаторов, принятый к установке на всех ТП с трансформаторами соответствующего типоразмера;

– номинальная мощность трансформатора, кВА;

– добавка до ближайшего целого числа.

Оптимальное число трансформаторов мощностью 630 кВ∙А:

где  – дополнительное число трансформаторов (определяется по рисунку 4.7 [6]).

Это значение совпадает с предварительным количеством трансформаторов.

Число трансформаторов мощностью 400 кВ·А:

Это значение совпадает с предварительным количеством трансформаторов.

На проектируемом предприятии устанавливаются КТП с трансформаторами ТМЗ 400/10 и  ТМЗ 630/10. При питании от ТП нескольких РУ – 0,4 кВ ТП устанавливается в цехе с доминирующей нагрузкой, если такой не имеется, то ТП устанавливается в определенном для нее ЦЭН. Если ТП необходимо ставить в цехе со взрыво- пожароопасной средой, то необходимо выполнять его отдельно стоящим, от цеха. Если Sуд(0,20,3) кВ·А/м2, то рекомендуется разносить трансформаторы по цеху, с целью уменьшения потерь.

4.2. Составление схемы электроснабжения предприятия

При построении общей схемы внутризаводского электроснабжения необходимо принимать варианты, учитывающие особенности в электроснабжении высоковольтных потребителей и обеспечивающие рациональное использование ячеек распределительных устройств, минимальную длину распределительной сети, максимум экономии коммутационно-защитной аппаратуры.

Составленная схема электроснабжения изображена на рисунке 4.1.

4.3. Расчет реактивной мощности, подлежащей компенсации на стороне 0,4 кВ цеховых ТП

Наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передать через трансформаторы одного типоразмера в сеть 0,4 кВ, определяется по формуле:

где  – количество трансформаторов, установленных на ТП;

–  коэффициент загрузки трансформаторов, принятый при расчете минимального количества трансформаторов одного типоразмера;

– номинальная мощность трансформаторов, установленных на ТП, кВА;

– суммарная активная мощность потребителей, присоединенных к ТП, кВт.


Рисунок 4.1 – Схема внутризаводского электроснабжения


Дополнительная мощность батарей статических конденсаторов, устанавливаемых на шинах ТП в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 6-10 кВ, рассчитывается по формуле:

где  - суммарные мощности батарей конденсаторов, квар; определяются на двух, указанных далее, этапах расчета.

Суммарная мощность батарей конденсаторов на напряжение 0,4 кВ рассчитывается по формуле:

где  – суммарная реактивная мощность потребителей, присоединенных к ТП, кВт.

Дополнительная мощность батарей конденсаторов определяется по формуле:

где  – расчётный коэффициент, зависящий от расчётных параметров  и , и схемы питания ТП.

Для Дальнего Востока принимается: , [6].

Для радиальной схемы питания ТП (по рисунку 4.8 [6]):  .

Для двухступенчатой схемы питания трансформаторов от РП 10 кВ, на которых отсутствуют источники реактивной мощности:

Для магистральной схемы питания:

Если ТП питается от РП с СД, то .

Если в расчете  окажется меньше нуля, то для данной группы трансформаторов на ТП реактивная мощность  принимается равной нулю.

Приводится пример расчета для ТП1.

Наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передать через трансформаторы:

Суммарная мощность батарей конденсаторов:

Схема питания данной ТП – магистральная, соответственно:

Дополнительная мощность батарей конденсаторов:

Так как , то в дальнейшем расчете принимается:

Мощность батарей статических конденсаторов:

Расчет для остальных ТП аналогичен. Результаты сведены в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 - Реактивная мощность, подлежащая компенсации

№ ТП

Рм, кВт

Qм, квар

Sном.тр, кВА

Nопт

Qmax.т, квар

Qнк1, квар

Схема питания

γ

Qнк2, квар

Qнк, квар

1

1414,423

1570,004

400

5

125,728

1444,276

магистр.

0,3

-474,272

1444,276

2

962,128

966,452

630

2

0,000

966,452

магистр.

0,3

-378,000

966,452

3

835,182

795,745

630

2

442,149

353,596

радиал.

0,43

-99,651

353,596

4

526,123

551,041

400

2

214,053

336,988

2-х ступ.

0,15

94,053

431,041

5

566,229

350,917

400

2

44,819

306,098

2-х ступ.

0,15

-75,181

306,098

6

993,941

1050,347

630

2

0,000

1050,347

2-х ступ.

0,15

-189,000

1050,347

4.4. Выбор низковольтных БСК

Выбор комплектных конденсаторных установок напряжением 0,4 кВ с автоматическим регулированием по напряжению заключается в подборе мощности БСК для компенсации реактивной нагрузки на ТП.

Мощность компенсирующего устройства, приходящегося на один трансформатор:

Тип и необходимая мощность конденсаторной установки выбирается по таблице П.Д.2. [4].

Суммарная мощность БСК на ТП определяется по выражению:

где  – суммарная мощность выбранных БСК, приходящаяся на один трансформатор ТП, квар.

Пример выбора БСК для ТП1.

Мощность компенсирующего устройства, приходящегося на один трансформатор:

Выбирается один КРМ 0,4-275 квар, приходящийся на один трансформатор, мощностью:

Суммарная мощность БСК на ТП:

Расчет для остальных ТП аналогичен, он сводится в таблицу 4.3.

Таблица 4.3 - Выбор БСК на 0,4 кВ

№ ТП

Qнк, квар

Nопт

Qком, квар

Кол-во и тип БСК

Qбск, квар

Qбск(тп), квар

1

1444,276

5

288,855

КРМ 0,4-275

275

1375

2

966,452

2

483,226

КРМ 0,4-450

450

900

3

353,596

2

176,798

КРМ 0,4-175

175

350

4

431,041

2

215,520

КРМ 0,4-200

200

400

5

306,098

2

153,049

КРМ 0,4-150

150

300

6

1050,347

2

525,174

КРМ 0,4-500

500

1000

4.5. Расчёт потерь мощности в трансформаторах на ТП

Для определения расчетной нагрузки на шинах ВН подстанций необходимо учитывать потери мощности в трансформаторах цеховых ТП.

На данном этапе выбирается тип трансформаторов на ТП, и рассчитываются потери мощности в них.

В таблицу 4.4 выписываются тип выбранных трансформаторов и их паспортные данные [4].

Таблица 4.4 - Паспортные данные трансформаторов

Тип

Sном.тр, кВА

ВН, кВ

НН, кВ

Потери

Uкз, %

Iхх, %

ΔРх, кВт

ΔРк, кВт

ТМЗ-400/10

400

10

0,4

5,5

0,95

4,5

2,1

ТМЗ-630/10

630

10

0,4

7,6

1,31

5,5

1,8

Реактивная мощность, проходящая через трансформаторы после установки БСК, рассчитывается по формуле:

Максимальная мощность нагрузки на ТП с учетом компенсации реактивной мощности на напряжении 0,4 кВ без учета потерь в трансформаторах рассчитывается по формуле:

Коэффициент загрузки трансформаторов на ТП без учета потерь:

Реактивная мощность режима холостого хода:

где  – ток холостого хода трансформатора, %.

Реактивная мощность режима короткого замыкания:

где  – напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Приведенные потери активной мощности режима холостого хода трансформатора:

где  – коэффициент повышения потерь, для цеховых ТП принимается равным:        ;

– потери активной мощности трансформатора режима холостого хода, кВт.

Приведенные потери активной мощности режима короткого замыкания трансформатора:

где  – потери активной мощности трансформатора режима короткого замыкания.

Значение полных приведенных потерь активной мощности в трансформаторах ТП:

Значение полных приведенных потерь реактивной мощности в трансформаторах ТП:

Полная активная мощность с учетом потерь в трансформаторах:

Фактическая реактивная мощность, проходящая через трансформаторы ТП с учетом приведенных потерь в ТП:

Полная максимальная мощность нагрузки на ТП с учетом потерь в трансформаторах:

Пример расчета для ТП1.

Реактивная мощность, проходящая через трансформаторы после установки БСК:

Максимальная мощность нагрузки на ТП с учетом компенсации реактивной мощности на напряжении 0,4 кВ без учета потерь в трансформаторах:

Коэффициент загрузки трансформаторов на ТП без учета потерь:

Реактивная мощность режима холостого хода:

Реактивная мощность режима короткого замыкания:

Приведенные потери активной мощности режима холостого хода трансформатора:

Приведенные потери активной мощности режима короткого замыкания трансформатора:

Значение полных приведенных потерь активной мощности в трансформаторах ТП:

Значение полных приведенных потерь реактивной мощности в трансформаторах ТП:

Полная активная мощность с учетом потерь в трансформаторах:

Фактическая реактивная мощность, проходящая через трансформаторы ТП с учетом приведенных потерь в ТП:

Полная максимальная мощность нагрузки на ТП с учетом потерь в трансформаторах:

Расчет для остальных ТП аналогичен. Результаты расчетов заносятся в таблицу 4.5.

Таблица 4.5 - Расчетные потери мощности в трансформаторах ТП и расчетные нагрузки на шинах 10 кВ ТП

№ ТП

Рм, кВт

Qм, квар

Qбск(тп), квар

Q'вк, квар

Sм(тп), кВА

Кз

ΔРхх, кВт

ΔРкз, кВт

ΔQхх, квар

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

1414,423

1570,004

1375

195,004

1427,802

0,714

5,5

0,95

8,400

2

962,128

966,452

900

66,452

964,420

0,765

7,6

1,31

11,340

3

835,182

795,745

350

445,745

946,688

0,751

7,6

1,31

11,340

4

526,123

551,041

400

151,041

547,374

0,684

5,5

0,95

8,400

5

566,229

350,917

300

50,917

568,514

0,711

5,5

0,95

8,400

6

993,941

1050,347

1000

50,347

995,215

0,790

7,6

1,31

11,340

№ ТП

ΔQкз, квар

ΔР'хх, кВт

ΔР'кз, кВт

ΔР'ТП, кВт

ΔQ'ТП, квар

ΔР'м(тп), кВт

QвкТП, квар

Sм, кВА

11

12

13

14

15

16

17

18

19

1

18,000

6,088

2,210

36,072

87,869

1450,495

282,873

1477,820

2

34,650

8,394

3,736

21,165

63,280

983,293

129,732

991,814

3

34,650

8,394

3,736

21,005

61,801

856,187

507,546

995,318

4

18,000

6,088

2,210

14,245

33,654

540,368

184,694

571,060

5

18,000

6,088

2,210

14,408

34,980

580,637

85,897

586,956

6

34,650

8,394

3,736

21,449

65,914

1015,390

116,261

1022,024

5. Выбор числа мощности трансформаторов на главной понизительной подстанции

5.1. Определение реактивной мощности, вырабатываемой синхронными двигателями

Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчётной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учётом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности.

Каждый установленный синхронный двигатель является источником реактивной мощности, минимальную величину которой по условию устойчивой работы СД определяют по выражению:

где  – номинальная реактивная мощность СД, квар;

– коэффициент загрузки СД по активной мощности.

Коэффициент загрузки СД рассчитывается по выражению:

где  – заданная мощность группы синхронных двигателей, кВт;

– номинальная мощность СД, кВт;

- число СД.

Синхронные двигатели имеют значительно большие относительные потери на 1 квар вырабатываемой реактивной мощности по сравнению с конденсаторными установками. В то же время, если СД уже установлены на предприятии по условиям технологии, их следует в первую очередь полностью использовать для компенсации реактивной мощности.

Экономически целесообразную загрузку СД по реактивной мощности определяют по формуле:

где  – удельная стоимости 1 квар конденсаторной батареи;

– потери в СД при его номинальной реактивной мощности, кВт;

– расчетная стоимость потерь, руб./кВт (за год).

Стоимость потерь согласно [7] принимается равным 965,84612 руб./кВт (за год).

Удельная стоимости 1 квар конденсаторной батареи рассчитывается по выражению:

где  – стоимость ячейки КРУ ,руб.;

– стоимость БСК, руб.;

– количество активной мощности, затраченной на выработку 1 квар реактивной мощности, для высоковольтного оборудования принимается:  кВт/квар;

– мощность БСК, квар;

- нормативные коэффициенты отчислений: эффективности, амортизации и текущего ремонта, соответственно [4].

В качестве стоимости ячейки КРУ принимается стоимость ячейки КРУ-10 кВ серии К-59 ХЛ1 (ООО СЗ "Электрощит"), взятой с информационно-аналитической и торгово-операционной системы «Рынок продукции, услуг и технологий для электроэнергетики» [8].

В качестве стоимости БСК принимается стоимость конденсаторной установки КРМ (УКЛ56)-6,3-10,5 кВ-300 квар (с разъеденителем) [4] Так как цена на оборудование, приведенная в [4] устаревшая (01.01.2004), ее необходимо привести к соответствующему уровню цен при помощи коэффициента удорожания, определяемого по [9].

Мощность БСК выбирается из условия:

Так как , принимается:  , т.е.

Суммарная экономически целесообразная реактивная мощность, получаемая от СД, определяется по выражению:

5.2. Определение расчетной активной мощности предприятия

Расчетная активная мощность предприятия:

где  – суммарная активная мощность на напряжении 0,4 кВ, кВт;

– суммарная активная мощность высоковольтных потребителей, кВт;

– суммарные расчетные потери в трансформаторах цеховых ТП, кВт.

5.3. Определение реактивной мощности, получаемой от энергосистемы

В данном проекте рассматривается два варианта внешнего электроснабжения:

- электроэнергия передается от районной подстанции до ГПП напряжением 35 кВ и распределяется по территории предприятия напряжением 10 кВ;

- электроэнергия передается от районной подстанции до ГПП напряжением 110 кВ и распределяется по территории предприятия напряжением 10 кВ;

Определение оптимальной реактивной мощности, передаваемой из энергосистемы в сеть в период максимальных нагрузок энергосистемы, производится двумя способами.

Первый способ:

где  – коэффициент, зависящий от района объединенной энергосистемы и высокого напряжения подстанции; для напряжения 35 кВ принимается равным 0,2, для напряжения 110 кВ – 0,25 [10].

Второй способ:

где – расчетная реактивная мощность предприятия, квар;

– суммарная реактивная мощность, проходящая через трансформаторы ТП с учетом приведенных потерь в ТП, квар;

- суммарная реактивная мощность высоковольтных потребителей, квар.

При дальнейшем расчете используются наименьшее значение , т.е. значение, рассчитанное первым способом:

5.4. Выбор числа и мощности трансформаторов на ГПП

Поскольку основную долю потребителей предприятия составляет нагрузка I и II категории, поэтому на ГПП устанавливаются два масляных трансформатора с возможностью регулирования под нагрузкой (РПН) для надежного и качественного электроснабжения потребителей.

Выбор мощности производится для двух напряжений: 35, 110 кВ.

Выбор трансформатора 35/10 кВ.

Полная мощность предприятия:

где  – коэффициент разновременности максимумов нагрузки, принимается равным: 0,85-0,95.

Выбраны два трансформатора типа ТДНС-10000/35.

Проверка трансформатора на перегрузочную способность работы в послеаварийном режиме:

где  – номинальная мощность трансформатора.

Трансформатор 110/10 кВ выбирается аналогично.

Результаты расчета и паспортные данные выбранных трансформаторов сводятся в таблицу 5.1 [4].

Таблица 5.1 – Паспортные данные силовых трансформаторов

Uн, кВ

Расчет

Тип, мощность и количество трансформаторов

Потери, кВт

Iхх, %

Uкз, %

Sм.гпп, кВА

Sн.тр, кВА

ХХ

КЗ

35

10968,260

7834,471

2хТДНС-10000/35

12,5

60

0,6

8

110

11086,272

7918,766

2хТДН-10000/110

14

58

0,7

10,5

5.5. Расчёт потерь мощности и энергии в трансформаторах на ГПП

Расчет потерь мощности в трансформаторах ГПП аналогичен расчету, приведенному в пункте 4.5 для трансформаторов ТП, с поправкой: для заводских подстанций .

Потери энергии в трансформаторах рассчитывается по формуле:

где  - количество трансформаторов;

– время включения трансформатора, принимается равным 8760 ч.

Расчет потерь для трансформаторов 35/10 кВ.

Коэффициент загрузки трансформаторов без учета потерь:

Реактивная мощность режима холостого хода:

Реактивная мощность режима короткого замыкания:

Приведенные потери активной мощности режима холостого хода трансформатора:

Приведенные потери активной мощности режима короткого замыкания трансформатора:

Значение полных приведенных потерь активной мощности в трансформаторах ТП:

Значение полных приведенных потерь реактивной мощности в трансформаторах ТП:

Потери энергии в трансформаторах рассчитывается по формуле:

Для трансформатора 110/10 кВ расчет аналогичен. Результаты расчетов сведены в таблицу 5.2.

Таблица 5.2 - Потери мощности и энергии в трансформаторах

Uн, кВ

Кол-во и мощность трансф.

ΔQхх, квар

ΔQкз, квар

Кип

ΔР'хх, кВт

ΔР'кз, кВт

Кз

ΔР'трГПП кВт

ΔQ'трГПП квар

ΔW, кВтч

35

2хТДНС-10000/35

60

800

0,05

15,5

100

0,548

91,151

601,211

514351,359

110

2хТДН-10000/110

70

1050

0,05

17,5

110,5

0,554

102,905

785,254

580688,682

5.6. Выбор принципиальной схемы ГПП

Схема электрических соединений ГПП выбирается на основании требований к надежности, экономичности и маневренности, с учетом перспективы развития.

РУ ВН выполняется по двухблочной схеме с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий, данная схема имеет высокие показатели по экономичности, наглядности, компактности при необходимом уровне надежности и маневренности.

В нормальном режиме при работе двух линий и двух трансформаторов перемычка разомкнута. Перемычка допускает следующие режимы работы: параллельное питание двух трансформаторов по одной из линий (W1 или W2); питание трансформатора Т1 по линии W2 или питание трансформатора Т2 по линии W1. Параллельное питание двумя линиями одного трансформатора не допускается, так как при таком режиме резко снижается надежность питающей сети.

РУ НН выполняется по схеме одиночной секционированной системы шин.

В целях уменьшения токов КЗ в сети 10 кВ нормальным режимом двухтрансформаторных подстанций при работе обоих трансформаторов на стороне НН является режим раздельной работы трансформаторов с устройством автоматического ввода резерва (АВР) на секционном выключателе.

6. Выбор рационального напряжения питающих ЛЭП

6.1. Расчет и проверка питающих ЛЭП. Расчет потерь энергии ЛЭП

Выбор сечений проводов ЛЭП, питающих ГПП, производится по экономической плотности тока и допустимому току в послеаварийном режиме.

Расчет производится для двух вариантов напряжений принятых для экономического сравнения.

Расчет для линии напряжением 35 кВ.

Суммарная полная мощность с учетом потерь:

Максимальный рабочий ток:

где  - номинальное напряжение линии, кВ.

Расчетное значение сечения провода:

где  – экономическая плотность тока, А/, выбирается, исходя из значения времени максимальных потерь и типа проводника [4].

Выбирается близкое к расчетному по значению стандартное сечение провода.

Принимается провод АС-120. Сечение провода:, допустимое значение тока, проходящего по проводу:  удельное активное сопротивление провода:

Активное сопротивление всего провода:

Выбранный провод необходимо проверить по току в послеаварийном режиме:

Годовые потери электроэнергии в ЛЭП:

Расчет для линии 110 кВ производится аналогично, за исключением условия избегания возникновения коронного явления: сечение провода 110 кВ должно быть не менее 70 мм2.

Результаты расчета сведены в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 - Технико-экономические характеристики ЛЭП

U, кВ

Sм.лэп, кВА

Iм, А

jэк, А/мм2

Fрасч, мм2

Fст, мм2

Iдоп, А

Iав, А

R0, Ом/100км

R, Ом

ΔWлэп, кВтч

35

12407,420

102,335

1

102,335

120

390

204,669

24,9

4,98

1263031,048

110

12629,878

33,145

1

33,145

70

265

66,290

42,8

8,56

227742,705

6.2. Технико-экономическое обоснование напряжения питающих ЛЭП с учетом стоимости ГПП

Технико-экономическое обоснование производится для выбора на основе сравнения приведенных затрат для напряжений 35 кВ и 110 кВ. По итогам расчетов выбирается напряжение питающих линий.

Расчет капитальных затрат для ЛЭП 35 кВ.

Полная стоимость сооружения ЛЭП определяется по формуле:

где  – удельная стоимость сооружения ЛЭП, руб./км [11];

– коэффициент удорожания [9];

– территориальный коэффициент, учитывающий повышение стоимости ЛЭП по отношению к базисной стоимости [11];

- коэффициенты, учитывающие дополнительные затраты на временные здания и сооружения, проектно-изыскательские работы и авторский надзор, содержание дирекции строительства, прочие неучтенные затраты, соответственно [11];

- коэффициент, учитывающий НДС (18 %).

Стоимость оборудования ГПП:

где , ,  - стоимости разъединителя, выключателя, ОПН и трансформатора, соответственно, руб.;

количество устанавливаемого оборудования;

- коэффициент, учитывающий НДС (18%), %.

В качестве стоимости разъединителя принимается стоимость РДЗ-2- 35/1000 УХЛ1 (ООО ПКФ «ЭнергоЦентр»), взятая из информационно-торговой системы «Пульс цен» [12].

В качестве стоимости выключателя принимается стоимость ВГБЭ-35-12,5/630ХЛ (ООО НПП «Электромаш»), взятая из информационно-торговой системы «Электротехинфо» [13].

В качестве стоимости ОПН принимается стоимость ОПНп -35/40,5/10/1-III УХЛ1 (ООО «РС-Пак»), взятой из специализированного интернет-портала по электрооборудованию и электротехнике [14].

В качестве стоимости трансформатора принимается стоимость ТДНС 10000/35/6 [4], взятая из информационно-торговой системы «Пульс цен» [12].

Издержки на потери в ЛЭП и трансформаторах вычисляются по выражениям:

где ,  – потери  электроэнергии в ЛЭП и трансформаторах соответственно, кВт∙ч;

– стоимость 1 кВт∙ч потерь, руб./кВт∙ч.

Удельная стоимость потерь определяется по формуле:

где  – стоимость 1 кВт∙ч отпускной электроэнергии, руб. [7];

– расчетная стоимость потерь, руб./кВт (за год) [7].

Минимум приведенных затрат для ЛЭП:

Расчет для ЛЭП 110 кВ.

В качестве стоимости разъединителя принимается стоимость РДЗ-2-110 Б/1000 УХЛ1 (ООО ПКФ «ЭнергоЦентр»), взятая из информационно-торговой системы «Пульс цен» [12].

В качестве стоимости выключателя принимается стоимость ВГТ-110-40/2500 УХЛ1 (ООО «Мегатэк»), взятая из информационно-торговой системы «Рынок продукции, услуг и технологий для электроэнергетики» [8].

В качестве стоимости ОПН принимается стоимость ОПНп -110/73/10/2-III УХЛ1 (ООО «РС-Пак»), взятой из специализированного интернет-портала по электрооборудованию и электротехнике [14].

В качестве стоимости трансформатора принимается стоимость                                ТДН 10000-110/10(6) [4], взятая из информационно-торговой системы «Пульс цен» [12].

Сравнение приведенных затрат показывает, что стоимость варианта электроснабжения на напряжение 110 кВ с учетом ГПП больше варианта на 35 кВ. Поэтому для дальнейших расчетов принимается схема внешнего электроснабжения  напряжением 35 кВ.

7. Составление баланса реактивной мощности для внутризаводской схемы электроснабжения

В целях снижения потерь в кабельных линиях возможна установка высоковольтных ВБК на РП без СД.

Расчетная реактивная нагрузка в сетях 6-10 кВ промышленных предприятий определяется по формуле:

где  – не полностью компенсированная реактивная нагрузка в сетях 0,4 кВ, квар;

– суммарная реактивная нагрузка высоковольтной нагрузки, квар;

- потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП, квар.

На каждую секцию устанавливается ВБК типа КРМ (УКЛ56)-6,3-10,5 кВ-1500 квар [4].

Итоговая мощность  с учетом выбранных батарей:

Не полностью компенсированная реактивная мощность предприятия:

Реактивная мощность, потребляемая заводом из системы:

8. Расчет сети внутризаводского электроснабжения

8.1. Выбор кабелей для линий напряжением 10 кВ

Расчет сечений кабельных линий на напряжение 10 кВ производится по экономической плотности тока в нормальном режиме и проверяется по допустимому току в послеаварийном режиме. Используются трехжильные алюминиевые кабели марки АПвЭКП [15].

Для расчёта сечений кабельных линий сеть внутреннего электроснабжения разбивается на участки и находятся максимальные расчётные токи, протекающие по участкам, по формуле:

где  – максимальная расчетная полная мощность, передаваемая по линии, кВА;

– номинальное напряжение, кВ;

- количество кабелей в линии.

Максимальная расчетная полная мощность КЛ:

- максимальная расчетная активная мощность, передаваемая по линии, кВт;

- максимальная расчетная реактивная мощность, передаваемая по линии, квар.

Расчетное значение сечения кабеля:

где  – экономическая плотность тока, А/, выбирается, исходя из значения времени максимальных потерь и типа проводника [4].

Далее, исходя из расчетного значения сечения кабеля, выбирается стандартное значение сечения.

Выбранный кабель необходимо проверить по допустимому току в послеаварийном режиме:

где  – коэффициент, учитывающий количество кабелей, проложенных в траншее и расстояние между ними;

- коэффициент, учитывающий допустимые перегрузки в послеаварийном режиме, принимается равным 1,3;

- допустимым длительный ток кабеля, А.

Пример расчета для линии ГПП-РП1.

Максимальная расчетная полная мощность КЛ:

Максимальный расчётный ток:

Расчетное значение сечения кабеля:

Для линии выбирается кабель марки АПвЭКП сечением 50 мм2. Допустимый ток кабеля:

Проверка на послеаварийный ток:

Расчет для остальных участков аналогичен. Результаты сведены в таблицу 8.1.

Таблица 8.1 - Выбор сечений кабельных линий 10 кВ

Участок

Ркл, кВт

Qкл, квар

Sкл, кВА

Iрасч, А

Fрасч, мм2

Fст, мм2

Iдоп, А

I'доп, А

Iав, А

ГПП-РП1

1022,061

560,533

1165,678

64,096

45,783

50

162

210,6

128,191

РП1-АД

375

232,404

441,176

24,258

17,327

25

117

152,1

48,517

РП1.1-ТП4а

272,061

95,724

288,410

15,858

11,327

25

117

152,1

31,717

ГПП-РП2

1350

1012,5

1687,500

92,788

66,277

70

199

258,7

185,577

РП2-СД

450

337,5

562,500

30,929

22,092

25

117

152,1

61,859

ГПП-РП3

1518,004

710,987

1676,258

92,170

65,836

70

199

258,7

184,341

РП3-ИП

720

634,980

960,000

52,786

37,705

35

138

179,4

105,573

РП3.1-ТП5а

798,004

76,006

801,616

44,077

31,484

35

138

179,4

88,155

ТП5а-ТП6а

507,695

58,131

511,012

28,098

20,070

25

117

152,1

56,197

ГПП-ТП2а

1354,624

158,542

1363,870

74,993

53,567

50

162

210,6

149,987

ТП2а-ТП1а

870,242

94,277

875,334

48,131

34,379

35

138

179,4

96,262

ТП1а-ТП1в

580,1613

62,851

583,556

32,087

22,919

25

117

152,1

64,174

ТП1в-ТП1д

290,081

31,426

291,778

16,044

11,460

25

117

152,1

32,087

ГПП-ТП3а

428,094

253,773

497,659

27,364

19,546

25

117

152,1

54,728

ГПП-ДСП

962,5

596,504

1132,353

62,263

44,474

50

162

210,6

124,527

ГПП-БСК

 

1500

1500

82,478

58,913

50

162

210,6

164,957

8.2. Выбор кабелей автоматических выключателей для линий напряжением 0,4 кВ

Выбор сечений кабельных линий и автоматических линейных выключателей на напряжение 0,4 кВ производится по длительному допустимому току. Используются четырехжильные алюминиевые кабели марки ААБл [4]. и автоматические выключатели типа А3700 [16].

Пример расчета для линии ТП1-РУ1.

Максимальная расчетная полная мощность КЛ:

Максимальный расчётный ток линии:

Устанавливают линейные автоматы типа А3726ФУ3 на ток 250 А [4].

Подбирается необходимое количество линейных автоматических выключателей, для данной кабельной линии, из стандартного ряда:

где  - номинальный ток автоматического выключателя на ТП.

Нагрзука на каждую кабельную линию:

Для линии выбирается три кабеля марки ААБл сечением 95 мм2. Допустимый ток кабеля: (таблица П.И.7 [4]).

Проверка на послеаварийный ток:

Расчет для остальных участков аналогичен. Результаты сведены в таблицу 8.2.


Таблица 8.2 - Выбор автоматических выключателей и сечений кабельных линий 0,4 кВ

№ цеха

Участок

Рм, кВт

Qм, квар

Sкл, кВА

Iм, А

Тип выкл.

Iном, А

n

I'м, А

Fст, мм2

Iдоп, А

I'доп, А

1

ТП1-РУ1

611,477

714,896

940,734

452,611

А3726ФУ3

250

2

226,305

95

240

265

3

ТП1-РУ2

241,322

282,137

371,265

267,937

А3726ФУ3

160

2

133,969

35

135

175,5

6

ТП2-РУ3

182,057

212,848

280,088

134,757

А3726ФУ3

250

1

134,757

35

135

175,5

12-1

ТП2-РУ4

6,854

8,063

10,5825

15,275

А3726ФУ3

250

1

15,275

16

90

127

11,11а

ТП2-РУ5

183,287

156,502

241,012

173,936

А3726ФУ3

250

1

173,936

50

165

215

10

ТП3-РУ6

122,267

124,737

174,667

126,055

А3726ФУ3

250

1

126,055

35

135

158

7

ТП3-РУ7

140,616

87,146

165,431

119,389

А3726ФУ3

250

1

119,389

25

115

149,5

9

ТП4-РУ8

117,73

88,297

147,162

106,205

А3726ФУ3

160

1

106,205

25

115

135

18

ТП4-РУ9

70,27

82,155

108,108

156,040

А3726ФУ3

160

1

156,040

50

165

215

19

ТП4-РУ10

43,905

139,608

146,349

105,618

А3726ФУ3

160

1

105,618

25

115

127,08

12-3

ТП4-РУ11

6,854

8,063

10,5825

15,275

А3726ФУ3

160

1

15,275

16

90

127

17

ТП6-РУ12

23,202

40,188

46,4048

66,980

А3726ФУ3

250

1

66,980

16

90

127

16

ТП6-РУ13

179,072

182,69

255,817

184,620

А3726ФУ3

250

1

184,620

70

200

234

15

ТП6-РУ14

322,767

348,025

474,658

228,370

А3726ФУ3

250

1

228,370

95

240

280,8

12-2

ТП6-РУ15

6,854

8,063

10,5825

15,275

А3726ФУ3

250

1

15,275

16

90

127


9. Расчет сети наружного освещения

9.1. Расчет сети охранного освещения

Сечение проводников осветительной сети должно обеспечивать:

- достаточную механическую прочность;

- прохождение тока нагрузки без перегрева сверх допустимых температур;

- необходимые уровни напряжения у источников света;

- срабатывания защитных аппаратов при коротких замыканиях в сети.

Необходимое минимального сечение проводника рассчитывается по допустимым потерям напряжения в линии. Для охранного освещения применяется кабель ААБл.

Первоначально рассчитываются суммарные моменты потерь в самой загруженной ветви охранного освещения. Так как расстояния между светильниками приблизительно равны между собой и мощности светильников одинаковы, то расчет моментов ведется по упрощенной формуле:

где  – число светильников в ветви;

– активная мощность лампы, кВт;

– длина линии между ТП и первым светильником, м;

– длина линии между первым и последним светильников в ветви, м.

Минимально допустимое сечение кабеля:

где  – коэффициент, зависящий от схемы питания и материала проводника [4];

- величина располагаемых потерь напряжения сети, зависящая от мощности трансформатора на ТП, коэффициента его загрузки и коэффициента мощности нагрузки [4].

Для обоих участков принимается стандартное значение сечение 16 мм2.

9.2. Расчет сети освещения дорог

Схема электроснабжения уличного освещения приведена на рисунке 9.1.

Необходимое минимального сечение проводника кабельной линии для дорожного освещения рассчитывается по формуле:

где  – сумма моментов данного и всех последующих по направлению энергии участков с тем же числом проводов в линии, как и на данном участке, кВт∙м;

– сумма моментов всех ответвлений, питаемых данным участком и имеющих иное число проводов в линии, чем на этом участке, кВт∙м;

– коэффициент приведения моментов, зависящий от числа проводов (светильников) на ответвлении от основного участка;

- момент ответвления, питаемого данным участком и имеющих иное число проводов в линии, чем на этом участке, кВт∙м.

Первоначально рассчитывается сумма моментов потерь для самой большой ветви, затем к ней прибавляются моменты примыкающих к ней ветвей.

Моменты рассчитываются по обобщенной формуле:

где  – длина участка ветви, м.

– активная мощность, перетекающая по участку ветви, кВт.

Результаты расчетов моментов сведены в таблицу 9.1.

Таблица 9.1 - Расчет моментов потерь в сети освещения дорог

Участок

М, кВт∙м

45-64

2310,000

25-44

2310,000

15-19

3871,725

20-24

268,125

82-86

178,750

88-91

92,400

78-81

92,400

71-73

51,975

Сумма

9175,375

для двух свет

m, кВтм

65-66

23,100

Сумма

23,100

для одного свет

m, кВтм

67

5,775

68

5,775

69

5,775

70

5,775

74

5,775

Продолжение таблицы 9.1.

для одного свет

m, кВтм

75

5,775

76

5,775

77

5,775

87

5,775

92

5,775

93

5,775

94

5,775

95

5,775

96

5,775

97

5,775

98

5,775

99

5,775

100

5,775

Сумма

103,95

Минимально допустимое сечение кабеля:

Выбираем кабель марки ААБл сечением 35 мм2.


Рисунок 9.1 - Схема электроснабжения дорожного освещения


10 Расчет токов короткого замыкания

10.1 Определение параметров схемы замещения

На рисунке 10.1 приведена упрощенная схема с указанием на ней точек, для которых необходимо рассчитать токи КЗ.

Рисунок 10.1 - Схема для расчета токов короткого замыкания

Пользуясь шкалой средних номинальных напряжений, рассчитаются параметры схемы замещения в именованных единицах. ЭДС энергосистемы:

где  – средне номинальное напряжение на шинах ВН, кВ.

Сопротивление системы:

где  - мощность короткого замыкания системы, МВА.

Сопротивление воздушной линии:

где  - удельное индуктивное сопротивление ВЛ, принимается равным 0,4 Ом/км [17];

- длина ВЛ, км.

Определяются сопротивления трансформатора с РПН, приведенные к регулируемой стороне ВН.

Максимальное и минимальное напряжения электрической сети:

где  – диапазон регулирования РПН трансформатора.

Полученное значение  превышает максимально возможное для распределительных сетей, поэтому принимается:

Среднее, минимальное и максимальное значения сопротивления трансформатора:

где ,  и  - среднее, минимальное и максимальное значения напряжения трансформатора короткого замыкания, соответственно, % [18].

По справочным данным для кабелей [15] определяются сопротивления кабельных линий:

где  – промышленная частота сети, Гц;

– удельная индуктивность одной фазы кабеля, Гн/м;

– длина кабельной линии, м;

– удельное активное сопротивление кабеля, Ом/м.

Пример расчета для кабеля ГПП-ВБК, сечение 50 мм2, удельное активное сопротивление 0,641 Ом/км, удельная индуктивность 0,394 :

Для остальных линий расчет аналогичен, результаты сведены в таблицу 10.1.

Таблица 10.1 – Значение сопротивлений кабельных линий

Участок

ГПП-РП1

50

0,394

0,641

110

0,0136

0,0705

РП1-АД

25

0,445

1,2

20

0,0028

0,0240

РП1.1-ТП4а

25

0,445

1,2

200

0,0279

0,2400

ГПП-РП2

70

0,366

0,443

160

0,0184

0,0709

РП2-СД

25

0,445

1,2

20

0,0028

0,0240

ГПП-РП3

70

0,366

0,443

240

0,0276

0,1063

РП3-ИП

35

0,42

0,868

20

0,0026

0,0174

РП3.1-ТП5а

35

0,42

0,868

120

0,0158

0,1042

ТП5а-ТП6а

25

0,445

1,2

40

0,0056

0,0480

ГПП-ТП2а

50

0,394

0,641

300

0,0371

0,1923

ТП2а-ТП1а

35

0,42

0,868

250

0,0330

0,2170

ТП1а-ТП1в

25

0,445

1,2

10

0,0014

0,0120

ТП1в-ТП1д

25

0,445

1,2

10

0,0014

0,0120

ГПП-ТП3а

25

0,445

1,2

100

0,0140

0,1200

ГПП-ДСП

50

0,394

0,641

80

0,0099

0,0513

ГПП-БСК

50

0,394

0,641

30

0,0037

0,0192

Сверхпереходные ЭДС (в о.е.) для двигательной нагрузки можно приближенно принять (таблица 6-1, [19]):

- для АД: ;

- для СД: .

Сверхпереходная ЭДС для двигателей в именованных единицах:

Сверхпереходное сопротивление СД по продольной оси (в о.е.) приближенно можно принять равным:  [19].

Сверхпереходное индуктивное сопротивление АД (в о.е.) можно приближенно определить по выражению [19]:

где  - кратность пускового тока АД.

Сверхпереходные индуктивные сопротивления для двигателей в именованных единицах: 

10.2 Расчет токов короткого замыкания

10.2.1 Расчет тока трехфазного КЗ на стороне ВН в точке К1:

Ударный ток:

где  – ударный коэффициент;

– постоянная времени затухания апериодической составляющей, с (для шины высокого напряжения подстанции с трансформаторами мощностью до 100 МВ∙А равна: ; для шины низкого напряжения подстанции с трансформаторами мощностью до 25 МВ∙А равна: ) [18].

10.2.2 При расчете токов КЗ на стороне НН необходимо учитывать активное сопротивление кабельных линий, а также изменение сопротивления силового трансформатора вследствие работы РПН.

На данном этапе токи рассчитываются без учета двигательной нагрузки.

Максимальное значение тока КЗ, приведенное к стороне высокого напряжения:

Максимальное значение, приведенное к стороне низкого напряжения:

Минимальное значение тока КЗ, приведенное к стороне высокого напряжения:

Минимальное значение тока КЗ, приведенное к стороне низкого напряжения:

Среднее значение тока КЗ, приведенное к стороне высокого напряжения:

Среднее значение тока КЗ, приведенное к стороне низкого напряжения:

Ударный ток:

Пример расчета токов КЗ для точки К2:

Для остальных точек сети токи рассчитываются аналогично. Результаты расчетов сведены в таблицу 10.2.  

Для точек на шинах РП и за КЛ, присоединенными к ним, необходимо произвести учет двигательной нагрузки (для РП1 учет АД, для РП2 - СД).

Значения периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени и ударного тока для двигателей рассчитывается по выражению:

Для СД постоянная времени затухания принимается равным 0,1 с (таблица П-3, [19]), отсюда ударный коэффициент:

Для АД значение ударного коэффициента можно определить приближенно, исходя из мощности двигателей (рисунок 6-14, [19]): , отсюда .

Суммарный ударный и сверхпереходный (максимальный) токи в точке КЗ:

Пример расчета для точки К11:

Для остальных точек расчет аналогичен. Результаты сведены в таблицу 10.2.

Таблица 10.2 – Максимальные, средние и минимальные значения токов КЗ

№ точки КЗ

1

4,920

-

-

-

-

-

13,338

-

-

4,920

13,338

2

1,768

5,483

1,138

4,389

1,397

4,922

13,966

-

-

5,483

13,966

3

1,763

5,467

1,136

4,380

1,393

4,910

13,923

-

-

5,467

13,923

4

1,753

5,436

1,132

4,365

1,387

4,889

13,846

-

-

5,436

13,846

5

1,699

5,268

1,111

4,287

1,356

4,777

13,418

-

-

5,268

13,418

6

1,600

4,963

1,077

4,152

1,299

4,577

12,640

-

-

4,963

12,640

7

1,741

5,399

1,128

4,349

1,381

4,866

13,751

-

-

5,399

13,751

8

1,747

5,416

1,129

4,355

1,384

4,876

13,795

0,655

1,566

6,071

15,361

9

1,741

5,398

1,127

4,347

1,380

4,863

13,748

0,491

1,174

5,889

14,923

10

1,665

5,162

1,101

4,246

1,337

4,712

13,148

0,655

1,564

5,817

14,712

11

1,740

5,396

1,126

4,345

1,379

4,861

13,743

1,286

3,465

6,682

17,209

12

1,734

5,378

1,124

4,336

1,376

4,849

13,697

1,072

2,887

6,449

16,584

13

1,724

5,347

1,120

4,321

1,370

4,828

13,619

-

-

5,347

13,619

14

1,719

5,330

1,118

4,313

1,367

4,816

13,575

-

-

5,330

13,575

15

1,687

5,232

1,107

4,269

1,349

4,752

13,326

-

-

5,232

13,326

16

1,669

5,177

1,101

4,246

1,339

4,717

13,186

-

-

5,177

13,186

11 Выбор электрических аппаратов

11.1 Выбор аппаратов ВН

11.1.1 Выбор и проверка коммутационных аппаратов ВН. Для выбора и последующей проверки выключателей и разъединителей предварительно необходимо рассчитать (или обозначить) ряд параметров.

Напряжение на защищаемом участке (напряжение установки):.

Периодическая составляющая тока короткого замыкания:

Сверхпереходный ток на защищаемом участке:

Ударный ток на защищаемом участке:

Максимальный длительный ток с учетом перегрузок при авариях и ремонте:          (таблица 6.1).

Исходя из полученных данных, предварительно выбирается выключатель по следующим условиям: , , .

Тип выключателя: ВГБЭ-35-12,5/630 ХЛ1.

Номинальное напряжение:

Максимальное рабочее напряжение:

Номинальный ток:

Номинальный ток отключения:

Ток электродинамической стойкости: .

Ток термической стойкости/время его действия:

Собственное время отключения:

Полное время отключения:

Собственное время включения:

Разъединитель выбирается по следующим условиям: , .

Тип разъединителя: РДЗ-2-35/1000 УХЛ1.

Номинальное напряжение:

Номинальный ток:

Ток электродинамической стойкости: .

Ток термической стойкости/время его действия:

Необходимо провести проверку выбранных выключателя и разъединителя.

Момент времени, для которого определяются составляющие тока короткого замыкания:

где  – минимальное время действия релейной защиты, с (принимается равным 0,01 с [18]).

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:

Ток короткого замыкания через время :

Тепловой импульс квадратичного тока:

где  – время отключения короткого замыкания, с:

где  – максимальное время действия релейной защиты, с (принимается равным 1-2 с [18]).

Допустимый тепловой импульс выключателя:

Допустимый тепловой импульс разъединителя:

Допустимый ток короткого замыкания через время :

где  – номинальная асимметрия, равная 0 (таблица П14 [18]).

Результаты выбора и проверки выключателя приведены в таблице 11.1, разъединителя – в таблице 11.2.

Таблица 11.1 – Проверка выбранного выключателя ВН

Расчетные параметры

Параметры по паспортным данным

Условия выбора

Таблица 11.2 – Проверка выбранного разъединителя ВН

Расчетные параметры

Параметры по паспортным данным

Условия выбора

11.1.2 Выбор ограничителей перенапряжения ВН. От прямых ударов молнии трансформаторы защищают стержневыми или тросовыми молниеотводами, от атмосферных и внутренних перенапряжений – разрядниками или ограничителями перенапряжения (ОПН).

Установка разрядников или ОПН необходима на вводах силовых трансформаторов, подключаемых к воздушным ЛЭП. При этом не допускается установка между разрядником или ОПН и вводом высокого напряжения силового трансформатора коммутационных аппаратов.

Наибольшее рабочее значение напряжения для сети принимается равным:  [20]. Рекомендуемое условие выбора ОПН 6-35 кВ:

Исходя из полученных параметров для РУ ВН выбираем: ОПН-35/40,5 УХЛ1.

11.2 Выбор аппаратов НН

11.2.1 Выбор выключателей НН. Напряжение на защищаемом участке (напряжение установки):.

Сверхпереходный ток на защищаемом участке:

- при КЗ на шинах ГПП (точка К2):

- при КЗ на шинах РП1 (точка К8):

- при КЗ на шинах РП2 (точка К11):

- при КЗ на шинах РП3 (точка К13):

Ударный ток на защищаемом участке:

-

-

-

-

Максимальный длительный ток с учетом перегрузок при авариях и ремонте для выключателей, устанавливаемых на ГПП:         

Для остальных выключателей токи приведены в таблице 8.1. Значения токов изменяются в пределах: 31,717÷185,577 А.

Исходя из полученных данных, предварительно выбирается выключатель по следующим условиям: ,   , .

Тип выключателя: ВВЭ-М-10-20/630 У3;

Номинальное напряжение:

Номинальный ток:

Номинальный ток отключения:

Ток электродинамической стойкости: .

Ток термической стойкости/время его действия:

Собственное время отключения:

Полное время отключения:

Собственное время включения:

Проводится проверка выбранного выключателя.

Момент времени, для которого определяются составляющие тока короткого замыкания:

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания через время :

При определении периодической составляющей через время  принимается, что ток, протекающий от системы, неизменен. Для определения уменьшения слагающей от двигательной нагрузки необходимо определить: номинальный ток двигателя , отношение , по полученному отношению по типовым кривым (рисунки 5.9, 5.10 [21]) определяется коэффициент .

Номинальный ток СД, АД:

Отношения :

Значения коэффициента :

- для СД: 0,7;

- для АД: 0,4.

Периодическая составляющая тока короткого замыкания через время :

Ток короткого замыкания через время :

Тепловой импульс квадратичного тока:

Допустимый тепловой импульс выключателя:

Допустимый ток короткого замыкания через время :

Результаты выбора и проверки выключателей приведены в таблице 11.3.

Таблица 11.3 – Проверка выбранного выключателя НН

Расчетные параметры

Параметры по паспортным данным

Условия выбора

11.2.2 Выбор ограничителей перенапряжения НН. Для сети с номинальным напряжением 10 кВ наибольшее длительно допускаемое рабочее напряжение в электрической сети:  [20]. Рекомендуемое условие выбора ОПН 6-35 кВ [20]:

Исходя из полученных параметров, для РУ НН выбираются: ОПН-10/12 УХЛ1.

11.2.3 Выбор предохранителей. Установка предохранителей предусматривается в цепях силовых трансформаторов 10/0,4 кВ, включая ТСН, и в цепях трансформаторов напряжения 10 кВ.

Для выбора предохранителей необходимо рассчитать (обозначить) ряд параметров.

Напряжение на защищаемом участке:

Сверхпереходный ток:

- при КЗ на шинах ГПП (точка К2): ;

- при КЗ в цепях силовых трансформаторов: .

В справочнике [16] (таблица 3.6.3) приводятся рекомендуемые значения тока плавкой вставки предохранителей, устанавливаемых в цепях силовых трансформаторов мощностью 25÷630 кВА. В частности:

- для 100 кВА (в качестве ТСН применяются два трансформатора мощностью 100 кВА (выбор производится в п.13)): ;

- для 400 кВА: ;

- для 630 кВА: .

Предохранители в цепях силовых трансформаторов выбираются по напряжению установки, номинальному току плавкой вставки и отключающей способности.

В цепи трансформатора собственных нужд выбираются: ПКТ101-10-16-31,5 У3.

Номинальное напряжение:  

Номинальный ток предохранителя:

Номинальный ток отключения предохранителя:

В цепи трансформатора 400 кВА выбираются: ПКТ103-10-50-31,5 У3.

Номинальное напряжение:  

Номинальный ток предохранителя:

Номинальный ток отключения предохранителя:

В цепи трансформатора 630 кВА выбираются: ПКТ103-10-80-20 У3.

Номинальное напряжение:  

Номинальный ток предохранителя:

Номинальный ток отключения предохранителя:

В цепи трансформатора напряжения выберем: ПКН001-10У3.

Номинальное напряжение:  

Результаты выбора и проверки высоковольтных предохранителей приведены в таблице 11.4.

Таблица 11.4 – Проверка выбранных предохранителей.

Расчетные параметры

Параметры по паспортным данным

Условия выбора

В цепи ТСН

В цепи трансформатора 400 кВА

В цепи трансформатора 630 кВА

В цепи ТН

12 Выбор токоведущих частей

12.1 Выбор токоведущих частей ВН

В РУ 35 кВ применяются гибкие шины, выполненные проводами АС [17].

Сборные шины и ошиновка в пределах открытых РУ не подлежат выбору по экономической плотности тока в связи с неопределённостью в распределении рабочего тока, режима работы и невозможностью определить получаемый при этом экономический эффект. Поэтому сечение провода определяется по допустимому длительному току.

Максимальное значение длительного тока в послеаварийном режиме:                  .

Отсюда выбирается провод АС-50/8, .

Так как значение тока трехфазного КЗ и ударного тока для РУ ВН меньше 20 и     50 кА, соответственно, то проверка на электродинамическую стойкость не выполняется [17].

Так как шины и токоведущие части выполнены голыми проводами на открытом воздухе то проверка на термическую стойкость не производится [17].

12.2 Выбор ошиновки и сборных шин НН

В РУ 10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами [17].

Жесткие шины выбираются по допустимому длительному току с учетом перегрузок при авариях и ремонтах и с учетом перспектив развития:

где  - номинальная мощность силового трансформатора 35/10 кВ, кВА.

Выбирается однополосная шина прямоугольного сечения 606 мм (360 ), допустимый ток:  [18].

Минимальное сечение по проверке на термическую стойкость:

где  – коэффициент, учитывающий материал проводника, для алюминиевых шин  [18].

Проверка шины на динамическую стойкость. Длина пролета между изоляторами (частота собственных колебаний принимается больше 200 Гц):

где  – момент инерции, ;

– поперечное сечение шины, .

Рассматривается два возможных расположения шин: на ребро, плашмя.

При расположении шин на ребро:

где  – толщина полосы, см;

- ширина полосы, см.

При  расположении шин плашмя:

Принимается:  при расположении шин плашмя, расстояние между фазами принимаем  [17].

Сила взаимодействия между полосами при трехфазном коротком замыкании:

Изгибающий момент:

Напряжение в материале шины:

где  – момент сопротивления шины, .

Для алюминиевых шин допустимое напряжение равно 75 МПа [17].

12.3 Проверка высоковольтных кабелей

Выбранные в п.8.1 кабели необходимо проверить на термическую стойкость.

Проверка выполняется исходя из действия импульса, действующего на кабель, при кратковременном действии КЗ в начале КЛ. Необходимо определить минимальное сечение для кабеля:

Пример расчета для кабельной линии ГПП-ВБК:

Изначально выбранный кабель прошел по термической стойкости, поэтому применяется изначально выбранное сечение 50 .

Расчет для остальных КЛ аналогичен. Результаты сведены в таблицу 12.1.

Таблица 12.1 - Проверка кабельных линий 10 кВ на термическую стойкость

Участок

ГПП-РП1

5,483

2,556

17,007

50

50

РП1-АД

6,071

3,133

18,831

25

25

РП1.1-ТП4а

6,071

3,133

18,831

25

25

ГПП-РП2

5,483

2,556

17,007

70

70

РП2-СД

6,682

3,795

20,725

25

25

ГПП-РП3

5,483

2,556

17,007

70

70

РП3-ИП

5,347

2,430

16,585

35

35

РП3.1-ТП5а

5,347

2,430

16,585

35

35

ТП5а-ТП6а

5,232

2,327

16,228

25

25

ГПП-ТП2а

5,483

2,556

17,007

50

50

ТП2а-ТП1а

5,268

2,359

16,339

35

35

ТП1а-ТП1в

4,963

2,093

15,392

25

25

ТП1в-ТП1д

4,963

2,093

15,392

25

25

ГПП-ТП3а

5,483

2,556

17,007

25

25

ГПП-ДСП

5,483

2,556

17,007

50

50

ГПП-БСК

5,483

2,556

17,007

50

50

В результате ни одно из сечений кабелей не изменилось.

13 Выбор мощности и схемы питания трансформатора собственных нужд ГПП

Оперативный ток на проектируемой ГПП принимается постоянным. Выбирается два трансформатора собственных нужд, присоединяемых через предохранители к разным секциям сборных шин на РУ 10 кВ.

Расчет нагрузок собственных нужд сводится в таблицу 13.1.

Таблица 13.1 – Нагрузки собственных нужд подстанции

Вид потребителя

Установленная мощность

Коэффициент спроса,

Нагрузка (с учетом  )

единицы, кВт

количество

всего,

кВт

,

кВт

,

квар

Охлаждение ТДНС-10000/35

160,25

4,0

0,85

0,62

0,85

3,4

2,108

Освещение

ОРУ 35 кВ

-

5,0

1

0

0,5

2,5

0

Подогрев ВГТ-110

31,6

4,8

1

0

1

4,8

0

Постоянно включенные лампы и измерительные приборы

-

1,0

1

0

1

1,0

0

Зарядно-подзарядный агрегат

-

21

0,86

0,593

0,12

2,52

0,285

Освещение ЗРУ 10 кВ (совмещено с ОПУ)

-

6,5

1

0

0,7

4,55

0

Подогрев ЗРУ

-

15

1

0

1

15

0

Аппаратура связи и телемеханики

-

1

1

0

1

1

0

Итого

34,77

2,393

Расчетная нагрузка собственных нужд:

где ,  – суммарная активная и реактивная нагрузки собственных нужд.

Мощность трансформатора выбирается из условия аварийной работы ТСН (т.е. при отключении одного из трансформатора) при наличии ремонтной нагрузки. Во время ремонтов, как правило, обеспечивается присутствие дежурного персонала на подстанции. Поэтому, при необходимости, в этих режимах можно допускать небольшую перегрузку трансформатора, порядка 15-20 %.

Расчетная мощность ТСН:

где  – мощность  ремонтной нагрузки, принимается примерно равной 25 кВА [18].

Трансформатор выбирается исходя из условия:

В данном расчете не были учтены хозяйственные нужды подстанции. Учитывая их, а также учитывая перспективу развития подстанции, выбираем два трансформатора мощностью на уровень выше: ТМ-100 кВА.