Оптимальная система электроснабжения предприятия в целом и систему электроснабжения цеха спирализации

Реферат 

Выпускная квалификационная работа состоит из 137 с., а также включает в себя 16 рис., 46 табл., 31 источник, 10 приложений. 

Ключевые слова: расчётная нагрузка, картограмма нагрузок предприятия, выбор силовых трансформаторов, устройства компенсации реактивной мощности, выбор сечения проводников, защитная аппаратура, определение токов КЗ, выбор высоковольтного оборудования, выбор низковольтного оборудования, однолинейная схема цеха, ресурсоэффективность, окружающая среда, безопасность, соцответственность.

Объект исследования данной работы – цех спирализации завода по производству источников света. 

Цель работы: разработать оптимальную систему электроснабжения предприятия в целом и систему электроснабжения цеха спирализации, которые отвечали бы условиям надежности, безопасности и гибкости.

Процесс исследования состоял из поэтапного расчёта нагрузок как цеха спирализации, так и всего завода. Кроме того, были выбраны сечения линий, выбрано основное оборудование до и свыше 1000 В, которое было проверено на термическую и динамическую устойчивость. Также была выбрана защитная аппаратура и осуществлена проверка селективности её действия. 

Результатом исследования стала спроектированная система электроснабжения завода. 

Основные конструктивные, технологические и технико- эксплуатационные характеристики: в рассматриваемый завод входит 16 цехов, 8 из которых относятся ко II категории надёжности электроснабжения, номинальное напряжение питающей линии ГПП – 35 кВ, а напряжения внутризаводских и внутрицеховых сетей 6 и 0,4 кВ соответственно. 

Область применения: предприятия с нормальной и жаркой средой внутри производственных помещений. 





Оглавление





























Введение

	На сегодняшний день существует потребность в создании надежной системы электроснабжения. Под надежностью понимается бесперебойность снабжения потребителей, а именно: система должна правильно функционировать в нормальном и послеаварийном режимах. Кроме того, она должна обеспечивать удобство в обслуживании, быть экономически выгодной и т.д.

	В данной работе рассматривается система электроснабжения завода по производство источников света. Подробно рассматривается электроснабжение спирального цеха. В ходе проектирования описывается принятие различных решений, их обоснование, а также 

	Основным методом расчета нагрузок с 1993 года в России принят метод коэффициента расчетной активной мощности [3]. Он обеспечивает оптимальные расчетные значения по сравнению с другими известными методами. 

	Кроме расчета параметров нормального режима работы, необходимо отстроить работу системы в аварийном режиме. С этой целью производится расчет токов короткого замыкания в сетях до с свыше 1000 В.

	На основе расчета параметров режимов выбираются аппараты защиты и сети для снабжения цеха.

Результатом работы является выполненная система электроснабжения промышленного предприятия.


Исходные данные

Рисунок 1 – Генеральный план завода по производству источников света



Таблица 1 – Информация об электрических нагрузках завода







Рисунок 2 – Генплан спирального цеха



























Таблица 2 – Сведения об электрических нагрузках спирально цеха







Глава 1. Схема и конструктивное исполнение внутрицеховой сети напряжением до 1000 В

1.1. Описание технологического процесса

Вопрос выбора схемы силовой сети внутри цеха решается, опираясь на характеристику производственного процесса, условия внутрицеховой среды, а также учитывая категории надежности электроснабжения приемников[1, ПУЭ п.1.2.8].

Рассмотрим кратко процесс изготовления источников света. Предположим, что завод изготавливает лампы накаливания (рис.1.1).



Рисунок 1.1 – Лампа накаливания: 1-нижний контакт цоколя; 2-изолятор цоколя; 3-цоколь; 4-стеклянная ножка; 5-электрод; 6-опора спирали; 7-нить накаливания(спираль); 8-колба-корпус; 9-инертный газ.

Согласно производственному процессу, необходимы два стекольных цеха: в одном (первый участок) изготавливают стеклянные колбы 8, на втором – стеклянные ножки 4. Специальная машина выдувает колбы, а излишки стекла обрезаются газовой горелкой. Во втором цехе автоматическая машина нарезает трубочки по установленному размеру. Затем, чтобы сгладить острые края среза, концы трубочек нагреваются.Верхнюю часть трубочки нагревают и расплющивают кончик форме тарелочки. В это местовставляются два медных электрода 5, а также устанавливаются специальные проволочки, служащие опорами 6 для нити. Трубочка запаивается вместе с электродами.Удаляется воздух из трубочек.

Далее концыэлектродов разводятся в разные стороны.Станок закрепляет на обоих концах тонкую нить из вольфрама 7.     

В сборочном цехе происходит сборка всех компонентов вместе. Колба, стеклянная ножка и тарелочка спаиваются вместе. Из колбы откачивается воздух и под давлением закачивается инертный газ – аргон 9. 

Цоколь 3 изготавливают из алюминия. Через середину цоколя проводится проводник, облуживается сверху 1 и электрически отделяется от цоколя изолятором из керамики 2. Второй проводник при помощи точечной сварки припаивается с боку.

Перед упаковкой, необходимо проверить один образец из партии на пробой: кратковременные включения с подачей высокого напряжения. Этот процесс называется контроль качества продукции.

Теперь можно выделить цеха по категориям надежности электроснабжения. Ко второй категории относятся объекты, перебои в снабжении электроэнергией которых могут привести к недоотпуску продукции, массовому простою рабочих[1, ПУЭ п.1.2.8] и т.д. Таким образом, корпуса, в которых производятся компоненты, а также осуществляется сборка продукции отнесем ко II категории. Кроме того, необходимо обеспечить бесперебойность снабжения энергией административный корпус. Остальные же цеха, не участвующие в технологическом процессе, относятся к III категории надежности.

Еще одним важным фактором является характер среды в цехе. Опираясь на рассмотренный производственный процесс, можно сделать вывод, что к помещениям с ненормальной средой относятся спиральный, клееварный цеха и котельная. В таблице 1.1 представлено распределение цехов по категории надежности и характеру среды.

Таблица 1.1 – Характеристика среды и категории бесперебойности электроснабжения

1.2. Выбор схемыи конструктивного исполнения внутрицеховой сети

Учитывая вышеперечисленное, была принята радиальная схема питания электроприемников спирального цеха. Основаниями для принятия этого решения послужили:

большое количество потребителей II категории;

взаимное расположение электроприемников (ЭП);

мощности большинства ЭП слишком малы, что привело бы к недогруженности магистрального шинопровода;

жаркая среда помещения [2].

Кроме того, ввиду малой мощности большинства ЭП, а также с целью экономии кабельного материала было решено выполнить питание некоторых ЭП цепочкой.

План цеха с радиальной схемой снабжения представлен на рис. 1.2:



Рисунок 1.2 – Схема силовой сети электрооборудования спирального цеха









Глава 2. Расчет электрических нагрузок

	Расчет электрических нагрузок производится методом коэффициента расчетной мощности. Метод был принят как основной в Российской Федерации с 1993 года [3]. 

2.1. Расчет электрических нагрузок спирального цеха

Согласно [2], для приемников до 1000 В, расчет электрических нагрузок выполняется по форме Ф636-92 (табл.2.1):

Таблица 2.1 – Форма Ф636-92



Подробный расчет произведем на примере ШР7:

Графы 1-4 заполняются по полученным в задании данным. Графы 5-6 заполняются по усредненным справочным данным, например, по [4, табл. 3.1]. В графы 7-8 записываются соответственно величины  и . В итоговые по ШР графы записываются суммы найденных для каждого ЭП величин:

;



В итоговую графу 5 заносится средневзвешенное значение группового коэффициента использования Ки:



В графу 9 заносится значение произведения числа ЭП nна квадрат номинальной мощности pн одного ЭП. 

В итоговой графе определяют значение  для всего узла нагрузки (ШР7) как сумму значений данной величины отдельных ЭП:

.

В итоговой графе 10 определяется значение эффективного числа ЭП :



Полученное значение округляется до ближайшего большего.

	В итоговую графу 11 заносится значение , которое определяется по [2, табл.3.3] в зависимости от группового коэффициента использования  и эффективного числа ЭП nэ. Т.к. в таблице нет значения , определим для него :



где [2, табл.3.3].



	В графу 12 заносится значение расчетной активной мощности по узлу нагрузки Pр:

.

	Аналогично для графы 13:

,

при 

					



	В графу 14 заносится значение расчетной полной мощности узла нагрузки:

.

В 15 графу заносится значение расчетного тока группы :



Далее необходимо выполнить расчет осветительной нагрузки. Для того, чтобы не увеличивать потребление реактивной мощности цехом, в качестве источников света будем использовать светодиодные лампы. Они отличаются также и низким потреблением активной мощности, при более высокой интенсивности и яркости свечения.

Определим расчетную активную осветительную нагрузку:

,

где  - номинальная мощность осветительной нагрузки [2, (3.38)], кВт,  - коэффициент спроса осветительной нагрузки [2, (П 3.1)].

,

где  - удельная нагрузка на 1  цеха [2, (П 3.2)], F– площадь цеха, 

,

.

Расчет для остальных узлов нагрузки и по цеху в целом с учетом осветительной нагрузки представлен в таблице П3.

2.2. Расчет электрических нагрузок всего предприятия

Расчетная мощность предприятия определяется по установленным активным и реактивным мощностям отдельных цехов (отдельно до и выше 1000 В). Также учитывается осветительная нагрузка предприятия и каждого цеха. Кроме того, в расчете необходимо учесть потери в цеховых трансформаторах, трансформаторах ГПП и высоковольтных линиях.

Так как нет информации о том, какие электроприемники находятся во всех цехах (кроме спирального), расчет нагрузок завода будем производить методом коэффициента спроса . Суть метода заключается в том, что расчетная активная мощность объекта определяется как произведение и коэффициента спроса , который определен из опыта эксплуатации разных промышленных предприятий и является справочной величиной.

Завод по производству источников света не имеет высоковольтной нагрузки, поэтому в качестве примера будет рассмотрен расчет нагрузок сборочного цеха.

Из табл.1 определяем .  для сборочного цеха [5, табл.1.6], тогда расчетная активная мощность сборочного цеха:



По известному  (табл.1) определяется значение:

.

Далее определяется расчетная реактивная мощность:



Результаты расчета силовых нагрузок предприятия (табл.П4) представлены в приложении 4.

Теперь рассчитаем осветительную нагрузку сборочного цеха. Для этого необходимо определить его площадь. По генплану предприятия (рис. 1) определяются габариты сборочного цеха и с учетом масштаба получаем 

Далее все действия аналогичны тем, что производились в п.2.1 для спирального цеха:





Чтобы определить полную мощность цеха необходимо определить суммарную активную и реактивную нагрузку. Суммарная активная нагрузка определяется как: 



а реактивнаяравна расчетной реактивной мощности цеха (т.к. использовались светодиодные лампы, не потребляющие реактивную мощность):



	Полная мощность сборочного цеха:



	Результаты расчета осветительной, а также общей нагрузки предприятия (табл.П4.1) приведены в приложении 4.

Определим потери в цеховых трансформаторах и высоковольтных линиях:





и



Суммарная нагрузка предприятия со стороны ВН цеховых ТП:





где  и  - суммарные расчетные активная и реактивная мощности предприятия.

	Расчет этой величины необходим для того, чтобы в дальнейшем выбрать линии, питающие цеховые ТП, и защитные аппараты этих линий.

Суммарная расчетная активная мощность, отнесенная к шинам 6 кВ ГПП, с учетом потерь:



где - коэффициент разновременности максимумов силовой активной нагрузки отдельных групп ЭП [2, п.3.4].



Суммарная расчетная реактивная мощность, отнесенная к шинам 6 кВ ГППс учетом потерь:



где - коэффициент разновременности максимумов силовой реактивной нагрузки отдельных групп ЭП [2, п.3.4].



Полная мощность предприятия на шинах 6 кВ ГПП:



Так как трансформаторы ГПП еще не выбраны, то можно приближенно определить потери мощности в них:



Далее необходимо решить вопрос компенсации реактивной мощности, а именно, определить, какое ее количество необходимо скомпенсировать. Для этого, во-первых, определим экономически целесообразное напряжение питающей линииГПП. Воспользуемся наиболее известной формулой Илларионова:



Принимаем напряжение питающей линии ГПП 35 кВ.

Во-вторых, определим, какая реактивная мощность может передаваться из сети энергосистемы в режиме наибольших активных нагрузок:



где  - для предприятий, расположенных в Сибири, с питающим напряжением 35 кВ.

	Видим, что мощности системы недостаточно, чтобы обеспечить ею предприятие . Поэтому, в-третьих, рассчитаем мощность компенсирующих устройств:



	Эту нагрузку необходимо знать, чтобы впоследствии выбрать число и мощность трансформаторов ГПП, а также аппараты защиты и коммутации.

А для того, чтобы выбрать питающую линию ГПП необходимо определить полную расчетную мощность предприятия со стороны ВН трансформаторов ГПП:





Глава 3. Размещение ГПП на генплане предприятия

3.1. Построение картограммы нагрузок предприятия

Главную понизительную подстанцию необходимо размещать в центре электрических нагрузок (ЦЭН) предприятия, а цеховые трансформаторные подстанции располагать максимально близко к ГПП. Следование этим принципам позволит экономно расходовать кабельный материал, а также уменьшить потери энергии и отклонения напряжения в нем.

	Для того, чтобы определить центр нагрузки каждого цеха, можно по аналогии, найти центр масс каждого из цехов. На генплане произвольно определяется начало координат (как правило, это левый нижний угол), и строятся две перпендикулярные оси Х и Y, по которым будут откладываться расстояния в метрах. Координаты центров цехов будут определяться по формулам:



где  - координаты центра электрических нагрузок i-го цеха,  - расчетная активная мощность с учетов освещения дляi-го цеха, кВт.

	Радиусы окружностей вычислим:



где m – масштаб по мощности одинаковый для каждого цеха, .

Окружность символизирует расчетную активную силовую нагрузку, а заштрихованный сектор – осветительную. Угол сектора определяется по формуле:



где  - осветительная нагрузка.

Так, для административного корпуса, координаты центров цехов:



	Радиус окружности:



	Угол сектора:



	Сведения об остальных цехах сведены в таблицу 3.1.

	Зачастую случается так, что центр электрических нагрузок попадает на территориюкакого-либо цеха, или находится между цехами так, что нет возможности установить ГПП именно в этом месте. В этом случае допускается смещать ГПП в пределах зоны рассеяния ЦЭН необходимо. Построение этой зоны рассеяния осуществляется на основе закона нормального распределения Гаусса-Лапласа [2, п.4.2].

	На примере того же корпуса определим эмпирическую вероятность:



	Дисперсия:



	Точности случайных величин:



	Размер полуосей зоны рассеяния:



	Координаты ЦЭН:



Аналогичными вычислениями найдем зону рассеяния ЦЭН. 

	Поскольку центр электрических нагрузок на картограмме (рис.3.1) находится между вплотную расположенными цехами, ГПП будет смещена в сторону питающей линии, за территорию предприятия.



Рисунок 3.1 – Картограмма нагрузок завода по производству источников света



Таблица 3.1 – Расчетные данные для построения картограммы нагрузок







Глава 4. Выбор трансформаторов цеховых подстанций

4.1. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов

Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов производится по удельной плотности нагрузки предприятия:



где  –суммарная мощность предприятия;– суммарная площадь цехов, м2.

	По полученному значению удельной плотности определяем, что номинальная мощность трансформаторов должна быть [2, табл.5.1]. Однако такое решение не может быть использовано, поскольку в этом случае минимальное число трансформаторов (округляется до большего значения) будет слишком мало:

,

где– суммарная расчетная нагрузка с учетом освещения, подведенная к трансформаторам, кВт; 

 коэффициент загрузки для потребителей II-категории [];

 –номинальная мощность одного трансформатора, кВА.

Это может привести к удлинению сетей до 1000 В и, как следствие, к увеличению потерь и перетоков мощности. Чтобы избежать вышеперечисленных обстоятельств, было принято решение выбрать трансформаторы номинальной мощностью . Тогда

,

что вполне удовлетворяет условиям.

	Параметры выбранного трансформатора [2, П 4.8], представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 – Параметры трансформатора цеховых ПС

Тип

SНОМ.Т, кВА

UВН, кВ

UНН, кВ

?РХХ, кВт

?РКЗ, кВт

UКЗ, %

IХХ, %

Схема и группа соединения обмоток

8?ТМ-630/6

630

6

0.4

1.56

8.5

5.5

2

?/Y0-11



4.2. Компенсация реактивной мощности

	Ранее, в п.2.2 было установлено, что необходима компенсация  реактивной мощности. 

	Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана через трансформаторы:

.

	Далее необходимо принять решение, на какой стороне осуществлять компенсацию реактивной мощности. Составим баланс мощности:



Рисунок 4.1 – Баланс реактивной мощности до установки УКРМ

	Так как реактивная мощность, которую способны пропустить трансформаторы, почти в два раза меньше требуемой, устанавливать устройства компенсации реактивной мощности (УКРМ) на высокой стороне не имеет смысла. Рассмотрим варианты с установкой УКРМ на низкой стороне:

Вариант 1

	Вариант предполагает использование минимального числа трансформаторов и УКРМ на низкой стороне. В качестве УКРМ используем батареи конденсаторов (БК). 

	Определим необходимую мощность БК на стороне 0,4 кВ:



	Из [6, табл. П6.2]принимаем для установки 42 конденсаторные установки УК2-0,38-50УЗ. Их параметры приведены в табл.4.2.

Таблица 4.2 – Параметры и количество конденсаторных установок

Тип

QБК, кВар

?РБК, кВт/кВар

КУ

n, шт

УК2-0,38-50УЗ

50

0.0045

6.7

42

Определим затраты для УК2-0,38-50У3.

Затраты на компенсацию реактивной мощности составят:

	,

	где  – постоянная составляющая затрат, не зависящая от генерируемой мощности, у.е./кВАр; 

 – удельные затраты на 1 кВАр генерируемой мощности, у.е./кВАр; 

– удельные затраты на 1 кВАр2 генерируемой мощности, у.е./кВАр2;

	– генерируемая БК реактивная мощность.

	Удельные затраты на 1 кВАр генерируемой мощности:



где  – удельная стоимость потерь на активную мощность в Сибири [2, табл.5.2];

Ку – удельная стоимость БК;

– удельные потери активной мощности в БК, кВт/кВар;

Е = 0,223 – суммарные ежегодные отчисления от капитальных вложений;

 – отношение номинального напряжения конденсаторов к номинальному напряжению сети(для БК напряжением до 1000В – 1);

 – относительная величина напряжения сети в месте присоединения БК;

Общие приведенные затраты по варианту 1:

	.

	Вариант 2

	Увеличим число трансформаторов на 1 и рассчитаем затраты на строительство дополнительной однотрансформаторной КТП:

	

	где – стоимость установки дополнительной КТП.

		Мощность, пропускаема через трансформаторы: 

	

	В данном варианте установим УКРМ на обеих сторонах. Мощность БК на стороне 6 кВ:



	Мощность БК на стороне 0,4 кВ:



где  - мощность одной БК на стороне ВН.

	Выбираем УК-6,3-450-ЛУЗ на сторону ВН и УКБН-0,38-200-50УЗ на сторону НН по [6, табл. П6.2].

	Расчет затрат данного варианта (табл.4.3) аналогичен расчету в варианте 1.

Таблица 4.3 – Результаты расчета затрат для варианта 2





Тип

QБК, кВар

?РБК, кВт/кВар

КУ

n, шт

З1, у.е.

З, у.е.

1343.04

УК-6,3-450-ЛУЗ

450

0.003

4.1

3

1.1693

1578.56

813.80

УКБН-0,38-200-50УЗ

200

0.0045

9.3

5

2.4564

2456.40

Общие приведенные затраты по варианту 2:

	.

	При увеличении числа трансформаторов еще на один затраты на одно только строительство двухтрансформаторной КТП будут превышать минимальные затраты:

	

поэтому наиболее оптимальным вариантом будет являться компенсация реактивной мощности на стороне НН.

4.3. Определение местоположения цеховых трансформаторных подстанций

	Было принято решение установить 4 двухтрансформаторных КТП в целях экономии места в производственных помещениях, сокращения времени монтажа, а также для резервирования потребителей электроэнергии. 

	После осуществления расстановки цеховых ТП, а также присоединения к ним потребителей (Приложение 5), необходимо определить фактический коэффициент загрузки трансформаторов, учитывающий компенсацию реактивной мощности. 

	Например, для ТП1, фактический коэффициент загрузкиодного трансформатора будет равен:



где  - расчетная активная нагрузка ТП, кВт;

	 - расчетная реактивная нагрузка ТП, кВар;

	 - фактическая скомпенсированная реактивная мощность, кВар;

	 - номинальная мощность 1 трансформатора, кВА;

	 - число трансформаторов.

	Распределение нагрузок остальных ТП представлено в таблице 4.4, а распределение БК – в таблице 4.5.

Таблица 4.4 –Распределение нагрузок по ТП

№ ТП

Потребители электроэнергии

NТР, шт

PР, кВт

QР, кВар

кВар

Марка БК



1

Цех 6,11

1

385.52

294.83

100

УК2-0,38-50УЗ

0.69



Цех 4,14

1

326.88

278.60

0



0.68

2

Цех 1,3

1

461.51

464.74

500



0.71



Цех 2,10

1

437.50

382.07

450



0.70

3

Цех 6,9

1

445.30

331.88

300



0.71



Цех 7,13,15

1

442.71

411.61

450



0.71

4

Цех 6,8

1

429.94

321.38

200



0.71



Цех 5,12,16

1

401.65

337.77

150



0.70



Таблица 4.5 – Распределение БК

Место установки БК

кВар

Количество и марка БК

Цех 6

50

4?УК2-0,38-50УЗ

Цех 11

50

1?УК2-0,38-50УЗ

Цех 1

50

5?УК2-0,38-50УЗ

Цех 3

50

5?УК2-0,38-50УЗ

Цех 2

50

7?УК2-0,38-50УЗ

Цех 10

50

2?УК2-0,38-50УЗ

Цех 9

50

3?УК2-0,38-50УЗ

Цех 7

50

3?УК2-0,38-50УЗ

Цех 13

50

3?УК2-0,38-50УЗ

Цех 15

50

3?УК2-0,38-50УЗ

Цех 8

50

4?УК2-0,38-50УЗ

Цех 5

50

1?УК2-0,38-50УЗ

Цех 12

50

1?УК2-0,38-50УЗ

Цех 16

50

1?УК2-0,38-50УЗ



Глава 5. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

	Число трансформаторов ГПП в большинстве случаев – 2, т.к. необходимо наличие резервированиядля потребителей электроэнергии II категории и выше. Мощность трансформаторов выбирается по активной нагрузке предприятия и реактивной мощности питающей сети. Учитывается также возможность работы трансформаторов в аварийном режиме: при выходе из строя одного из них, второй должен работать с допустимой перегрузкой 40% [7].

	Мощность трансформаторов ГПП равна:

,

где  - полная расчётная мощность предприятия со стороны ВН ГПП, определенная в п.2.2.

	Полученное значение мощности округляется до ближайшего большего целого значения из номинального ряда. Таким образом, выбираем к установке на ГПП трансформатор ТМН-4000/35 со схемой и группой соединения обмоток Y0/? - 11[8, П 2.3], параметры которого приведены в таблице 5.1. Трансформаторы серии ТМНоснащаются РПН ±4?2,5% или ±6?1,5%. 

Таблица 5.1 – Параметры трансформаторов ГПП

Тип















2?ТМН-4000/35

4000

35

6,3

5,6

33,5

7,5

0,9



	Проверка обеспечения требуемой мощности предприятия с учетом возможной допустимой перегрузки трансформатора:



Глава 6. Расчет потерь мощности в трансформаторах

	Суммарные потери мощности в трансформаторе состоят из потерь активной и реактивной мощностей холостого хода и потерь короткого замыкания. Суммарные потери зависят от фактической загрузки трансформатора.

	Например, потери в одном трансформаторе ТП1:

	активной мощности:



	реактивной мощности:



	где     - потери реактивной мощности на холостой ход;

	- потери реактивной мощности на короткое замыкание.



	Аналогичным образом определяются потери мощности в остальных трансформаторах, включая трансформаторы ГПП. Результаты этих расчетов сведем в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 – Потери мощности в трансформаторах

Глава 7. Выбор сечения линий напряжением выше 1000 В

7.1. Выбор сечения линии, питающей ГПП

	Питание трансформаторов осуществляется двухцепной воздушной линией электропередачи [2, п.6.4] проводами марки АС (алюминий-сталь). Для выбора сечения линий напряжением до 500 кВ включительно используется нормированное значение экономической плотности тока :



	где  - расчетный токВН ГПП, определяемый номинальной мощности трансформатора ГПП, А;  - экономическая плотность тока,,  определяемая по [2, табл.6.1].

	 - число часов использования максимума нагрузки. Оно определяется по суточному графику нагрузки предприятия, как:



	где -годовое потребление электрической активной энергии предприятием (), МВт·ч;

	-наибольшая активная мощность за смену.

	Определим . Для этого по характерному суточному графику нагрузки предприятия [5, рис.1.1, м] определим суточное потребление энергии. Поскольку график нагрузки дан в относительных единицах, необходимо пересчитать его в именованные (рис.7.1). Результаты пересчета представлены в таблице 7.1.



	где  - мощность за i-час, кВт; 

	 - час по счету.







Таблица 7.1 – Суточное (почасовое) потребление электроэнергии предприятием

NЧ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

РО.Е., %

37.00

32.00

32.00

32.00

27.00

32.00

51.00

87.00

100.00

100.00

90.00

80.00

QО.Е., %

12.00

7.00

7.00

5.00

10.00

10.00

10.00

37.00

51.00

45.00

40.00

35.00

Р, кВт

1287.39

1113.42

1113.42

1113.42

939.45

1113.42

1774.52

3027.12

3479.44

3479.44

3131.50

2783.56

Q, кВар

183.40

106.98

106.98

76.42

152.83

152.83

152.83

565.48

779.45

687.75

611.33

534.92

Wi, кВт·ч

37.00

3340.27

939.45

1113.42

1774.52

3027.12

6958.89

3131.50

2783.56

NЧ

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

РО.Е., %

90.00

90.00

80.00

85.00

90.00

90.00

81.00

90.00

72.00

46.00

40.00

40.00

QО.Е., %

53.00

48.00

39.00

50.00

50.00

43.00

33.00

40.00

45.00

36.00

18.00

18.00

Р, кВт

3131.50

3131.50

2783.56

2957.53

3131.50

3131.50

2818.35

3131.50

2505.20

1600.54

1391.78

1391.78

Q, кВар

810.01

733.60

596.05

764.16

764.16

657.18

504.35

611.33

687.75

550.20

275.10

275.10

Wi, кВт·ч

6263.00

2783.56

2957.53

6263.00

2818.35

3131.50

2505.20

1600.54

550.20











Рисунок 7.1 – Суточные график нагрузки предприятия







Принимаем  и рассчитываем экономическое сечение питающей линии:



где  - расчетный ток, приходящийся на одну линию в аварийном режиме.

Полученное значение округляется до ближайшего большего из номинального ряда [9, табл.3.15]: .

Далее необходимо проверить выбранное сечение:

По допустимой токовой нагрузке, т.е. линия должна выдерживать перегрузки при ремонтном и послеаварийном режимах (когда отключена одна из линий):

;



где -допустимый ток для выбранного сечения [9, табл.3.15], А;

-послеаварийный ток, А.

По условиям механической прочности. Согласно [1, ПУЭ, табл.2.5.5] минимальное допустимое сечение линий, сооружаемых на двухцепной опоре – 120/19.

По допустимой потере напряжения. Допустимая длина линии определится по формуле:

,

где  - длина линии при полной нагрузке на 1% потери напряжения, км [2, П 5.1];  - допустимая потеря напряжения (5%-номальный режим, 10%-аварийный), %; - коэффициент загрузки линии; L - фактическая длина линии, км.

Нормальный режим:



Послеаварийный режим:



По условию коронирования проводов. По [2, п.6.4] подлежат проверке на коронирование проводники напряжением 110 кВ и выше.

По результатам проверок принимаем сечение питающей линии ГПП 120/19, выполненное проводом марки АС.

7.2. Выбор сечения кабельных линий внутризаводской силовой сети

	Распределительная сеть 6 кВ предприятия выполняется трехжильными кабелями с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией.Прокладка в земле.

	Сечения линий определяются по экономической плотности тока, как это показано в предыдущем пункте. Поскольку для питания цеховых сетей используются одинаковые КТП с одним типоразмером трансформаторов, выбор сечения произведем на примере КЛ2.



	Значение округляется до ближайшего большего из номинального ряда. Сечение из [1, ПУЭ, табл.1.3.16] –70 мм2.

	Выполним проверку по допустимому нагреву максимальным расчетным током:







	где  - коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды [1, ПУЭ, табл.1.3.3];  - коэффициент, учитывающий влияние рядом проложенных кабелей [1, ПУЭ, табл.1.3.12].

Сечение жил линий, которые могут работать в послеаварийных режимах с перегрузкой, выбирают по условию:



где- коэффициент перегрузки [1, ПУЭ, табл.1.3.1]; - ток послеаварийного режима.

	После определения расчетных токов и предварительного выбора сечений кабельных линий, необходимо проверить их на термическую стойкость токам КЗ.

7.3. Расчет токов КЗ в сетях выше 1000 В

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) необходим для выбора аппаратуры и проверки элементов электроустановок (шин, изоляторов, кабелей и т. д.) на электродинамическую и термическую устойчивость, а также уставок срабатывания защит и проверки их на чувствительность срабатывания. 

	Минимально допустимое сечение определяется по формуле:



	где - коэффициент, зависящий от допустимой температуры при КЗ и материала проводника [2, табл.6.2];  - тепловой импульс тока КЗ, .



		где  - начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ, кА; -приведенное время отключения тока КЗ, с;  - постоянная затухания апериодической составляющей тока КЗ, с.

	,

		где , результирующие индуктивное и активное сопротивление схемы относительно точки КЗ;  - угловая частота.

		Из трех найденных сечений (по нормированной плотности тока, нагреву и термической стойкости) принимается большее.

	Расчет токов КЗ производится в относительных единицах. Расчетные данные приводят к базисному напряжению и базисной мощности. 

При расчете токов КЗ составляется расчетная схема (рис.7.1) – упрощенная электрическая схема, в которой учитываются все источники питания, трансформаторы, воздушные и кабельные линии. По ней составляется схема замещения (рис.7.2), в которой указываются сопротивления всех элементов и намечаются точки для расчета токов КЗ.



Рисунок 7.1 – Расчетная схема для расчета токов КЗ выше 1000 В

	Принимаем		,т.к. нет никакой информации о питающей энергосистеме, считаем что она бесконечной мощности и .

Сопротивление воздушной линии 35 кВ:





где  - погонные активное и индуктивное сопротивления ВЛ [9, табл.3.8].

Сопротивление трансформатора ТМ-4000/35:



Активным сопротивлением пренебрегаем ввиду его малости.

Сопротивление кабельной линии КЛ2:





где - погонные активное и индуктивное сопротивления КЛ [9, табл.3.29].



Рисунок 7.2 – Схема замещения для расчета токов КЗ выше 1000 В

Точка К1:

	Базисный ток



	Результирующее сопротивление до точки КЗ



Начальное значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ



Ударный ток КЗ



, по [2, рис.7.1] ().



Точка К2:

	Базисный ток



	Результирующее сопротивление до точки КЗ



Начальное значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ



Ударный ток КЗ



, по [2, рис.7.1] ().

Проверку будем производить, отстраиваясь от тока КЗ в точке К2.

Тепловой импульс тока короткого замыкания



постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ:



приведенное время отключения тока КЗ:



где - время действия релейной защиты (внутризаводская  схема предприятия двухступенчатая);

- полное время отключения выключателя (для вакуумного выключателя ГПП).

.

Выбранный кабель ААШв-(3?70) прошел проверку на термическую стойкость. Проверим выбранное сечение по потере напряжения.

7.4. Проверка по потере напряжения линий внутризаводской силовой сети

	Проверка осуществляется по формуле:



где  - расчетный ток линии, А; - активное и реактивное удельные сопротивления линий, Ом/км [2, П.6]; l - длина линии, км; - соответствуют коэффициенту мощности  в конце линии.

Полученное значение выражаем в процентах от номинального значения:

.

Превышение не должно быть больше 8%[2, п.6.5].



.

Выбранное сечение кабеля проходит проверку по потере напряжения. Окончательно принимаем, что для питания цеховых ТП будет использоваться кабель марки ААШв-(3?70). 

































Глава 8. Выбор высоковольтного оборудования

	При выборе высоковольтных аппаратов необходимо знать, какие именно аппараты нужны, их количество, параметры сети, от которых они будут отстраиваться и т.д. Чтобы ответить на первые два вопроса, необходимо выбрать типовую схему РУВН ГПП 35 кВ. По [10,п.6.2.2.1], была выбрана схема два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии 35-4Н, представленная на рисунке 8.1. В приложении П.1 представлена однолинейная схема распределительного устройства высокого напряжения главной понизительной подстанции 35 кВ, а в приложении П.2 – схема КРУНН 6 кВ.



Рисунок 8.1 – Схема РУ ВН ГПП 35 кВ

8.1. Выбор трансформаторов собственных нужд (ТСН)

	На двухтрансформаторных подстанциях напряжением 35 кВ рекомендуется устанавливать не менее двух ТСН. Трансформаторы собственных нужд нужны для питания обогревательных элементов выключателей и шкафов распредустройств, а также освещения территории подстанции и других технических помещений. Кроме того, от ТСН питаются системы сигнализации и пожаротушения.

	Номинальная мощность трансформаторов собственных нужд составляет около 5% от расчетной мощности подстанции. По расчетной мощности:



выбираем ТМ-250/6 [12, стр.11] с паспортными данными, представленными в таблице 8.1.

Таблица 8.1 – Параметры ТСН



8.2. Выбор контрольно-измерительных приборов

	Необходимы к установке на стороне 35 кВ следующие приборы:

амперметр (устанавливается в цепи вторичной обмотки трансформаторовтокаTА1 и TА2),

вольтметр (устанавливается в цепи вторичной обмотки трансформаторов напряжения TV1 и TV2),

.......................