1.1 Характеристика потребителей. Расчет электрических нагрузок.
Введение
Около 70 % всей вырабатываемой внашей стране электроэнергии потребляется промышленными предприятиями. Приемникиэлектроэнергии промышленных предприятий делят на: приемники трехфазного токанапряжением до 1 кВ, частотой 50 Гц; приемники трехфазного тока напряжениемвыше 1 кВ, частотой 50 Гц; приемники однофазного тока напряжением до 1 кВ,частотой 50 Гц; приемники, работающие с частотой, отличной от 50 Гц, питаемыеот преобразовательных подстанций и установок; приемники постоянного тока,питаемые от преобразовательных подстанций и установок.
СогласноПУЭ электротехнические установки, производящие, преобразующие, распределяющие ипотребляющие электроэнергию, подразделяют на электроустановки напряжением до 1кВ и электроустановки напряжением выше 1 кВ. Электроустановки в отношении мерэлектробезопасности разделяют на: электроустановки напряжением выше 1 кВ всетях с эффективно заземленной нейтралью (с большими токами замыкания наземлю); электроустановки напряжением выше 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью(с малыми токами замыкания на землю); электроустановки напряжением до 1 кВ сглухозаземленной нейтралью; электроустановки напряжением до 1 кВ с изолированнойнейтралью.
Почастоте тока приемники электроэнергии делят на приемники промышленной частоты(50 Гц) и приемники с высокой (выше 10 кГц), повышенной (до 10 кГц) и пониженной(ниже 50 Гц) частотами. Большинство приемников использует электроэнергиюнормальной промышленной частоты.
Приемникиэлектроэнергии могут быть разделены на группы по сходству режимов работы, т. е.по сходству графиков нагрузки. Деление приемников электроэнергии на группыпозволяет более точно находить среднюю и расчетную нагрузку узла системыэлектроснабжения, к которому присоединены группы различных по режиму работыприемников.
Различаюттри характерные группы приемников электроэнергии:
1) приемники, работающие в режиме с продолжительно неизменной илималоменяющейся нагрузкой. В этом режиме электрическая машина или аппарат можетработать продолжительное время без повышения температуры отдельных частеймашины или аппарата выше допустимой. Примерами приемников, работающих в этомрежиме, являются электродвигатели компрессоров, насосов, вентиляторов и т. п.:
2) приемники, работающие в режиме кратковременной нагрузки. В этом режимерабочий период машины или аппарата не настолько длителен, чтобы температураотдельных частей машины или аппарата могла достигнуть установившегося значения. Период останова машины или аппарата настолько длителен, что машинапрактически успевает охладиться до температуры окружающей среды. Примерамитакой группы приемников являются электродвигатели электроприводов вспомогательныхмеханизмов металлорежущих, гидравлических затворов и т. п.;
3) приемники, работающие в режиме повторно-кратковременной нагрузки. В этом режимекратковременные рабочие периоды машины или аппарата чередуются с кратковременнымипериодами отключения. Повторно-кратковременный режим работы характеризуетсяотносительной продолжительностью включения (ПВ) и длительностью цикла. Вповторно-кратковременном режиме электрическая машина или аппарат можетработать с допустимой для них относительной продолжительностью включениянеограниченное время, причем повышение температур отдельных частей машины илиаппарата не выйдет за пределы допустимых значений. Примером этой группыприемников являются электродвигатели кранов, сварочные аппараты и т. п.
Вотношении обеспечения надежности и бесперебойного питания приемникиэлектроэнергии в соответствии с ПУЭ делят на три категории. Приемникиэлектроэнергии Iкатегории —приемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасностьдля жизни людей или значительный ущерб
народномухозяйству, связанный с повреждением дорогостоящего оборудования, массовымбраком продукции, расстройством сложного технологического процессапромышленного предприятия, нарушением функционирования особо важных элементовкоммунального хозяйства. Из состава приемников электроэнергии Iкатегории выделяется особая группа приемников, бесперебойная работа которыхнеобходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозыжизни людей, взрывов, пожаров и повреждений дорогостоящего основного технологическогооборудования. Приемники электроэнергии IIкатегории —приемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции,массовым простоям рабочих механизмов и промышленного транспорта, нарушениюнормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.Все остальные приемники электроэнергии, не подходящие под определения Iи IIкатегорий,относят к приемникам IIIкатегории.
Впрактике проектирования систем электроснабжения применяют различные методыопределения электрических нагрузок, которые подразделяют на основные ивспомогательные. В первую группу входят методы расчета по:
· установленной мощности и коэффициенту спроса;
· средней мощности и отклонению расчетнойнагрузки от средней (статистический метод);
· средней мощности и коэффициенту формы графиканагрузок;
· средней мощности и коэффициенту максимума(метод упорядоченных диаграмм).
Втораягруппа включает в себя методы расчета по:
ü удельномурасходу электроэнергии на единицу продукции при заданном объеме выпускапродукции за определенный период времени;
ü удельнойнагрузке на единицу производственной площади.
Применениетого или иного метода определяется допустимой погрешностью расчетов. Припроведении укрупненных расчетов (в частности, на стадии про-
ектногозадания) пользуются методами, базирующимися на данных о суммарной установленноймощности отдельных групп приемников—отделения, цеха, корпуса.
Анализируязадание на проектирование, приходим к выводу о целесообразности использованияметода установленной мощности и коэффициента спроса.
Результатырасчета электрических нагрузок сведены в таблицу 1 (см. Приложение). Приемникиэлектрической энергии, описанные в задании на проектирование (см. Приложение)можноотнести кпотребителям II,IIIкатегории.Действительно, обращаясь к определению категории потребителей, можно сделатьвывод о том, что перерыв электроснабжения данных потребителей не приведет кпоявлению угрозы для жизни людей. Принимая во внимание небольшую суммарнуюмощность предприятия (порядка 7,5МВ·А, предприятие относится к объекту средней мощности), предположим, чтоперерыв электроснабжения также не приведет к значительному ущербу народномухозяйству, а также нарушению функционирования важных элементов коммунальногохозяйства. Таким образом, наиболее подходящим вариантом является отнесениеприемников электрической энергии данного предприятия ко II,IIIкатегориям. Эта особенность будет учитываться при выборе схемы электроснабжениямашиностроительного предприятия.
Приведемнекоторые соображения по поводу выбора напряжения приемников. Выбор напряжениясопряжен с выбором мощности тех или иных приемников, так какименномощностьзачастуюоказывается решающим фактором, определяющим напряжение потребителей. Так как неуказано точное количество приемников по отдельным корпусам и участкам, выбормощности и напряжения потребителей проведем условно.
Корпус1.Участки корпуса содержат приемники небольшоймощности. Приемники питаются от сети 380 В. Например, термический участок можетсодержать различные шкафы управления электронагревательными элементами вфункции температуры. Потребители обычно 3-х фазные, напряжение силовых цепей380 В, цепей управления —220 В.
Сварочныйучасток может содержать оборудование для различных типов сварки. Например,ультразвуковые машины для шовной сварки мягких термопластичных материалов типаУЗСМ1-0,4/44(УЗОР), применяемые в различных отраслях промышленности (в томчисле и машиностроительной), питаются от сети 380 В.
Шлифовальный,заточный, станочный участки могут содержать станки, в приводах которых могутиспользоваться различные асинхронные двигатели, напряжение которых 220/380 В(двигатели асинхронные трехфазные с короткозамкнутым ротором серии RА71 и А71,АИР71, АИС80, АИРМ63, АИСМ71 и т.д. и т.п.).
Вентиляционныйучасток также может содержать вентиляторы, осевые и радиальные, с различнымисериями асинхронных двигателей (4А132S4, 4А180М2,АИР100S4, АИР112МА6), которые также питаются от 3-х фазной сети 380 В.
Корпус2. Выбор оборудованияпроводится аналогично. Основным напряжением будем считать также 380 В.
Вкачестве осветительной нагрузки примем люминесцентные лампы, напряжение которыхдолжно быть не выше 220 В. Электроснабжение рабочего освещения выполняетсясамостоятельными линиями от щитов подстанции. При этом электроэнергия отподстанции передается питающими линиями на осветительные магистральные пунктыили щитки, а от них—групповым осветительным щиткам.
Вспомогательныеи сторонние. Ввидунебольшой мощности приемников примем за основное напряжение 380 В.
Такимобразом, основным напряжением данного машиностроительного предприятия будетсчитаться напряжение 0,4 кВ. Соответственно для преобразования высокогонапряжения 6 кВ потребуются трансформаторные подстанции.
Характернойособенностью предприятия является отсутствие приемников с резкими ударныминагрузками.
Режимыработы (ПР, ДР, ПКР) указаны в задании на проектирование.
1.2 Выбор питающихнапряжений
Выборнапряжения питающих и распределительных сетей зависит от мощности, потребляемойпредприятием, его удаленности от источника питания, напряжения источникапитания (особенно для небольших и средних предприятий), количества и единичноймощности электроприемников (электродвигатели, электропечи, преобразователи идр.).
напряжение35 кВ имеет экономические преимущества при передаваемой мощности не более 10 МВ• А. Его применение целесообразно, например, для удаленных насосных станцийводозаборных сооружений промышленных предприятий. Это же напряжение можетприменяться и для распределения электроэнергии на предприятиях указанноймощности при помощи глубоких вводов в виде магистралей, к которымприсоединяются трансформаторы 35/0,4-0,66 или 35/6 -10 кВ, а также для питания мощных электроприемников (сталеплавильныеэлектропечи) на предприятиях большей мощности;
напряжение110 кВ целесообразно применять при потребляемой промышленным предприятием мощности10-150 МВ • А даже при необходимости соответствующей трансформации на РПС.
Значениепервичного напряжения существенно не влияет на экономические показатели, важнеезначение напряжения, на которое производится трансформация.
Примощностях, превышающих 120 -150 МВ• А, для электроснабжения промышленных предприятий возможно применениенапряжения 220 кВ при наличии свободной мощности на РПС на этом напряжении;
напряжения10 и 6 кВ применяются в питающих и распределительных сетях небольших и среднихпредприятий и на второй и последующих ступенях распределительных сетей крупныхпредприятий при применении глубоких вводов
Заданиена проектирование включает в себя реконструкцию существующегораспределительного устройства. Напряжение КСО -272 6 кВ, кроме этого предприятие получает питание от собственной подстанции 6кВ. Следовательно, номинальным напряжением будет являться 6 кВ. При отсутсвииэтих условий целесообразным был бы переход на напряжение 10 кВ.Таблица1.1 включает в себя характеристику приемников.
Таблица 1
№
Наименование
Категория потребителей
Напряжение электроприемников
Суммарная расчетная мощность,кВА
Примечание
1
Корпус 1
-термический уч-к
-шлифовки
-заточной
-сварочный
-вентиляция
-освещение
Абразивный участок
2+3
380/220
500,31
Напряжение 220в относится к цепям управления и освещению.
Подключение к 2-х трансформаторной подстанции.
2
Корпус 2
-токарный
-шлифовальный
термопласт-автоматы
-сборочный
-сортировочный
-мойка
-шаровый
-галтовки
-термический
-вентиляция
-освещение
-АБК корпуса 2
-столовая
2
380/220
1581,46
Подключение к 2-х трансформаторной подстанции
3
Корпус 3
2+3
380/220
265,5
То же
4
Корпус 4
2+3
380/220
804,32
То же
5
Корпус 5
2+3
380/220
1686,86
То же
6
Корпус 6
2+3
380/220
646,28
То же
7
Вспомогательные
-КНС
-очистные
-склад ГСМ
-компрессорная
-станочное
-вентиляция
-Гараж
+ сторонние
2+3
380/220
1837,4
+283,78
То же
Итак,потребители данного машиностроительного предприятия относятся к 3,2 категориям,напряжение 380/220 В.
Расчетнагрузок, приведенный в приложении, таким образом, носит ориентировочныйхарактер. Нагрузка, рассчитанная методом коэффициента спроса, относится к 3уровню, то есть она определена для шин НН цеховых ТП.
Учтемтот факт, что при расчете нагрузки на 3 уровне не вводится коэффициентразновременности максимумов. Следовательно, расчетные нагрузки будут равны:
Pрасч= 6088,36 кВт; Qрасч= 4501,161кВАр;Smax= 7551,99 кВА.
Следуетотметить то, что реактивная мощность (и полная мощность) дана без учетакомпенсации реактивной мощности.
Втеории выбор мощности цеховых трансформаторов производится по средней мощностиза наиболее загруженную смену на 3 уровне. Лишь в исключительных случаях выборосуществляется по максимальной нагрузке. Будем считать наш случайисключительным, так как расчет производился не методом упорядоченных диаграмм.
1.3 Выбор мощности и числа цеховыхтрансформаторов
Привыборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно должен решатьсявопрос об экономически целесообразной величине реактивной мощности,передаваемой через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ.
Суммарнуюрасчетную мощность конденсаторных батарей низшего напряжения, устанавливаемых вцеховой сети, определяют расчетами по минимуму приведенных затрат в два этапа:
1. Выбирают экономически оптимальное число цеховыхтрансформаторов;
2. Определяют дополнительную мощность НБК в целяхоптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 6-10 кВ.
Поусловию предприятие получает питание от двух подстанций. Исходя из наличия напредприятии потребителей второй и третьей категории, принимаем за основнуюсхему — радиальную, ввод от одной подстанций на одну секцию РУ.
Коэффициентмощности на границе балансовой принадлежности должен быть равен 0,967 (поусловию).
Исходяиз типа предприятия, принимаем плотность нагрузки при напряжении 380 В — 0,25кВА/м 2.Принимаем трансформаторы мощностью 1600кВА с коэффициентом загрузки 0,75 (преобладают потребители второй категории).
Проведемвыбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивноймощности.
/>,где />
/>
Экономическиоптимальное число трансформаторов определяется:
/>,m — дополнительно установленные трансформаторы
mопределяем по таблице стр.106 (1) m= 0.
Находимнаибольшую реактивную мощность, которую целесообразно передать черезтрансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ:
/>
Суммарнаямощность конденсаторных батарей на напряжение до 1 кВ составит:
/>
Дополнительнаямощность НБК в целях снижения потерь:
/>
/>
Следуетотметить,чтоприрасчете были приняты некоторые допущения, в частности за расчетную нагрузкубыла взята максимальная мощность, а не средняя максимальная за наиболеезагруженную смену (причина указана выше). Ввиду этих допущений данный расчетнельзя считать окончательным.
Определимчисло трансформаторных подстанций. Предприятие получает питание от двухподстанций, причем расчетная их нагрузка неизвестна, поэтому количество цеховыхТП и их мощность будем выбирать исходя из равномерности нагрузки шин НН (при2-х трансформаторных подстанциях).
Исходяиз указанной плотности нагрузки 0,25 кВА/м 2за основную мощность трансформаторов выбираем 1600кВА.(1, 2)
Распределимнагрузки следующим образом:
1ТП: Корпус 1, Корпус 2, Корпус 3, склад ГСМ, вентиляция, станочное отделение.
2ТП: Корпус 5, Корпус 6, сторонние.
3ТП: Корпус 4, КНС, очистные, компрессорная, гараж.
Определимкоэффициенты загрузки трансформаторов:
дляКТП 1 –
/>
для КТП 2-
/>
для КТП 3—
/>
Итогиудовлетворительны, однако данные коэффициенты загрузки даны без учетакомпенсации.
Расчет,приведенный выше, показал целесообразным установить в сети до 1 кВконденсаторные батареи, суммарная мощность которых составляет 1458 кВАр.
Проверимперегрузочную способность трансформаторов:
СогласноГОСТ 14209 — 69 общая перегрузка не должна превышать 30% сверх номинальноймощности трансформатора, ГОСТ14209-85допускает максимальное значение систематической перегрузки 1,5. Однако, для расчетасистематических перегрузок необходимы графики нагрузок. Систематическая перегрузкатрансформаторов, установленных в помещении не должна превышать 20 % сверхноминальной мощности и 30% для трансформаторов, установленных открыто, причемсреднегодовая температура не должна превышать 5 градусов. Расчетная мощностьтрансформаторов выбирается с учетом систематической перегрузки с помощьюкоэффициентов кратности, определяемых временем перегрузки и коэффициентом заполненияграфика. В нашем случае определение таких коэффициентов невозможно, поэтомувыбор был осуществлен по максимальной нагрузке.
Такимобразом, проверка сведется к перегрузочной способности в аварийном режиме.
ДляТП 1: />/>кВАгде коэффициент 0,8 взят при условии отключения потребителей 3 категории, количествокоторых можно условно принять 20% от общего числа потребителей, получаемыхпитание от данной КТП.
ДляКТП 2: 2240 > />кВА
ДляКТП 3: 2240 > 1963 кВА
Такимобразом, все трансформаторы ТП удовлетворяют условиям аварийной перегрузки.
Определимкоэффициент мощности на 5 уровне системы электроснабжения.
Дляэтого вводится коэффициент разновременности максимумов: примем
/>.
Тогдарасчетная нагрузка на шинах РП Sрасч= 6814,61кВА.
Коэффициентмощности: />;
По условию задачи />
Таким образом,необходимо принять меры по обеспечению повышения коэффициента мощности.
Предварительныйрасчет показал целесообразным установить ККУСуммарноймощностью 1458кВАр.
Однакоданные расчеты производились без учета потерь в трансформаторах. Поэтому примемк рассмотрению потери активной и реактивной мощности в трансформаторах. Натрансформаторных подстанциях установлены трансформаторы типа ТМЗ-1600/6.
1.4.Компенсация реактивной мощности
Данныетрансформаторов: Потери ∆Pхх=2650 Вт, ∆Pкз= 16500 Вт, Uкз= 6%, Iхх= 1%.
Определимпотери в трансформаторах:
Активные потери: />
Потери реактивные />
Аналогично,для других комплектных трансформаторных подстанций:
/>
/>
/>
/>
Такимобразом, суммарная нагрузка на шинах РУ-6 кВ:
Pрасч= 6088 + 77,9 = 6166 кВт;
Qрасч= 4501,54 + 456,628 = 4958 кВАр.
Сучетом коэффициента разновременности:
Pрасч= 5549 кВт; Qрасч= 4462 кВАр.
Определяемкоэффициент мощности предприятия:
/>
Определяемрасчетную мощность КУ:
/>
Выбираем компенсирующую установку 4ģУКМ58-0,4-402-67-У3с 6 ступенями регулирования по 67 кВАр и 2ģУКМ58-0,4-536-67-У3с8 ступенями регулирования по 67 кВАр (промышленный каталог «Информэлектро»04.10.03 — 00 взамен 04.10.03 — 94).
Тогдафактическое значение
/>
Предварительнопримем вариант подключения к шинам ТП:
2ģУКМ58-0,4-402-67-У3к ТП 1;
2ģУКМ58-0,4-402-67-У3к ТП 3;
2ģУКМ58-0,4-536-67-У3к ТП 2.
Определимкоэффициенты загрузки трансформаторов после компенсации:
/> -для КТП 1;
/> — для КТП 2;
/> — для КТП 3.
Результатыудовлетворительны.Всетрансформаторы удвлетворяют условиям аварийной перегрузки.
Такимобразом, был произведен выбор экономически оптимального числа цеховыхтрансформаторов. Действительно, значения коэффициентов загрузки послекомпенсации реактивной мощности приблизились к значениям 0,7.
Такимобразом, выбор экономически оптимального числа и мощности цеховыхтрансформаторов показал, что необходимо установить 6 трансформаторов, мощностькаждого из которых составляет 1600 кВА с учетом компенсации.
Итогомстановится принятие трех 2-х трансформаторных комплектных подстанций странсформаторами ТМЗ-1600/6 (г.Чирчик,Узбекистан).
Учитываядостаточно большую мощность компенсирующих устройств
(402 кВАр и 536кВАр) оптимальным вариантом станет подключение этих КУ к шинам подстанций. Приэтом необходимо предусмотреть симметричность установки, КУ 536 кВАр установленына КТП 2 ввиду относительно большого коэффициента мощности. Принимаем типУКМ58-0,4-402-67-У3 и УКМ58-0,4-536-67-У3 (г. Серпухов, Россия, АО«Электроинтер»). Суммарная мощность конденсаторных установок составила 2680кВАр (причем половина этой мощности была найдена как экономическицелесообразная).
1.5. Выборчисла и мощности силовых трансформаторов питающей подстанции
Наиболеечасто ГПП (ПГВ) промышленных предприятий выполняют двухтрансформаторными.Однотрансформаторные ГПП допустимы только при наличии централизованного резерватрансформаторов и при поэтапном строительстве ГПП. Установка более двухтрансформаторов возможна в исключительных случаях: когда требуется выделитьрезкопеременные нагрузки и питать их от отдельного трансформатора, при реконструкцииГПП, если установка третьего трансформатора экономически целесообразна.
Выбормощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузкипредприятия в нормальном режиме работы с учетом режима энергоснабжающей организациипо реактивной мощности. В послеаварийном режиме (при отключении одноготрансформатора) для надежного электроснабжения потребителей предусматриваетсяих питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственныхпотребителей с целью снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.
Внашем случае питание производится от 2-х подстанций, причем нет точных данных оподстанции №1. Поэтому первоначально выбор силовых трансформаторов будемпроизводить на подстанции №2.
Дляэтого необходимо определить нагрузки на пятом уровне т.е. на шинах ННподстации.
Взадании указан рост нагрузки 8500 кВт. Следовательно,
/>
/>
Причемнеобходимо учитывать нагрузку, которая была на подстанции до подключения нашегопредприятия и роста нагрузки.
Таккак на подстанции установлены два трансформатора, то общая нагрузка может бытьнайдена:
/>;
Такимобразом, общая нагрузка подстанции с учетом предприятия и роста нагрузок:
/>
Учтемтот факт, что эта нагрузка дана для аварийного режима, когда отключен ввод №1,и вся нагрузка приходится на ПС №2.
Внормальном режиме при условии равномерного распределения нагрузки на шинах РУ — 6 кВ (см. схему):
/>
Тогдамощность трансформатора:
/> — нормальный режим
Очевидно,что приходится переходить на следующую ступень мощности, так как трансформатормощностью 25 МВА не проходит условия аварийной перегрузки 25∙1,4(35000)0,8(38000). При этом принимаем количествопотребителей 3 категории 20%.
Шаг1,6, следовательно, трансформатор следующей мощности будет 40 МВА.
Внастоящее время, трансформаторы мощностью 32000 кВА практически не применяются.Следовательно, уже на данном этапе можно сделать выбор трансформатораподстанции в сторону40000кВА, однако в силуучебного характера проекта примем к рассмотрению два варианта 40 МВА и 32 МВА,(трансформатор мощностью 63 МВА будет иметь низкий коэффициент загрузки).
Находимкоэффициенты загрузки:
/> — 1-ый вариант;
/> — 2-ой вариант;
/> — 3-ий вариант;
3-ийвариант неудовлетворителен
Принимаемк рассмотрению трансформаторы
ТДН- 32000/110 и ТДН -40000/110, сведем данные трансформаторов в таблицу2:
Таблица 2
Тип
Номинальная
мощность
Номинальное
напряжение
Потери, кВ
Напряжение
К.З
Ток
хх
Схема
И
Группа соединения
оюбмоток
Стоимость, тыс. руб
ВН
НН
хх
Кз
Строит.
работы
Монтаж
Обор
Общ
ТДН-32000/110
31500
115
6,6
57
195
11,6
4
Ун/Д
96,54
31
301,1
428,64
ТДН -40000/110
40000
115
6,6
80
215
10,5
4
Ун/Д
96,54
31
326,4
453,94
Стоимостьоборудования согласно УПСС (Москва, 1986), Технические данныетрансформаторовсогласно (14).
Произведемпересчет с учетом нынешних цен:
Общиекапиталовложения (замена трансформаторов) состоят из монтажных работ истоимости оборудоания:
/>/> (для2-х трансформаторов)
/> (для2-х трансформаторов)
Проверимвозможность перегрузки намеченных трансформаторов при выходе одного из них изстроя и выходе из строя ввода №1:
1,4Ĥ40000(56000) > 47730
1.4Ĥ31500(44100) :
47730Ĥ0,8= 38160
Определимэкономически целесообразный режим работы трансформаторов на основаниитехнико-экономических данных, приведенных в таблице 2. В расчетах принимаем Ки.п.=0,07 кВт/кВАр.
Потеримощности в трансформаторах составят:
/>
/>
Найдемнагрузку, при которой целесообразно переходить на параллельную работутрансформаторов:
1вариант:
/>
2вариант:
/>
Принекруглосуточной работе завода с нагрузкой потери энергии в обоихтрансформаторах составят
1вариант:
Определимвремя максимальных потерь:
/>
/>
2 вариант:
/>
Проведемтехнико-экономическое сопоставление вариантов.
Первыйвариант:
К1=4504тыс. руб. (капиталовложения даны для 2-х трансформаторов)
Амортизационныеотчисления:
Cа1= 0,063ĤК1= 283,75тыс. руб.
Стоимостьгодовых потерь электроэнергии при С0п= 0,65 руб./(кВтч):
∆Сп1= 0,65Ĥ4,104Ĥ106=2668тыс. руб.
Суммарныеэксплуатационные расходы:
Сэ1= 283,75 + 2668 = 2952тыс. руб.
Второйвариант:
К2=4251 тыс. руб. (капиталовложения даны для 2-х трансформаторов)
Амортизационныеотчисления:
Cа2= 0,063ĤК1= 267,81 тыс. руб.
Стоимостьгодовых потерь электроэнергии при С0п = 0,65 руб./(кВтч):
∆Сп2= 0,65Ĥ3,619Ĥ106=2352тыс. руб.
Суммарныеэксплуатационные расходы:
Сэ2= 267,81 + 2352 = 2620тыс. руб.
Определениясрока окупаемости в данном случае не требуется и экономически выгоднымстановится применение трансформаторов мощностью 32000 (31500) кВА, так как капитальныеи эксплуатационные затраты оказались во втором случае меньше. Однако потехническим условиям вариант с трансформаторами 40000 кВА более целесообразен,так как трансформаторы мощностью 32000 кВА на сегодняшний день практически неприменяются и сняты с производства; авторы многих книг и справочников попроектированию не рекомендуют применять такие трансформаторы. Ответ на вопрос ошкале номинальных мощностей трансформаторов неоднозначен. Наш расчет показалэкономическую целесообразность использования трансформатора мощностью 32000кВА. В книге (3) демонстрируютсяпреимущества старой шкалы 1,35 в отличие от 1,6 (введена в 1961 г.).
Приналичии соответствующей информации завода-изготовителя можно принять крассмотрению трансформаторы мощностью 32 МВА.
Устанавливаемна подстанции два трансформатора:
ТДН- 32000/110.
Дляподстанции №1 (при условии роста 8500 кВт) можно установить трансформаторытакого же типа.
Внастоящее время на практике редко встречаются случаи применения двухобмоточныхтрансформаторов, основное применение находят трехобмоточные трансформаторы илитрансформаторы с расщепленной обмоткой.
Поэтомупримем к рассмотрению вариант с установкой трансформаторов с расщепленнойобмоткой типов:
Тип
Номинальная
мощность
Номинальное
напряжение
Потери, кВ
Напряжение
К.З
Ток
хх
Стоимость, тыс. руб
ВН
НН
хх
Кз
Строит.
работы
Монтаж
Обор
Общ
ТРДН-32000/110
32000
115
6,3-6,3
32
145
ВН-НН 10,5
НН — НН 15
0,7
96,54
31
391,43
–
ТРДН -40000/110
40000
115
6,3-6,3
42
175
ВН-НН 20
НН — НН 30
0,65
96,54
31
424,32
–
Стоимостьоборудования увеличивается пропорционально данным стоимости трансформаторов,коэффициент роста равен примерно 1,3.
Определимпотери мощности
/>
/> 1вариант
/> 2 вариант
/> 1 вариант
/> 2 вариант
Определимприведенные потери короткого замыкания:
/> 1вариант
/> 2 вариант
Потериэлектроэнергии в трансформаторе составят (в расчетах составляющую потерь наохлаждение не учитываем ввиду отсутствия в справочных материалах, поэтому вдействительности потери в трансформаторе будут примерно на 5% больше расчетных)
Распределимнагрузку следующим образом:
Нагрузку35000 кВА распределим равномерно 35000/2 = 17500 кВА;
Ростнагрузки 8783/2 = 4391;
Суммарнаянагрузка предприятия приходится на одну секцию ЗРУ ГПП — 2914 КВА.
Такимобразом, коэффициенты загрузки для обмоток двух трансформаторов:
1вариант. Трансформатор №1 и №2 (при работающем секционном выключателе):
/>
/>
2вариант.Трансформатор№1 и №2 (при работающем секционном выключателе):
/>
/>
Проведемтехнико-экономическое сопоставление вариантов.
1вариант.
/>
2вариант.
/>
Амортизационныеотчисления 1 вариант:
Cа1= 0,063ĤК1= 348,138тыс. руб.
Стоимостьгодовых потерь электроэнергии при С0п = 0,65 руб./(кВтч):
∆Сп1= 0,65Ĥ1,259Ĥ106=818,35тыс. руб.
Суммарныеэксплуатационные расходы:
Сэ1= 348,138 + 818,35 = 1166тыс. руб.
2вариант
Амортизационныеотчисления:
Cа2= 0,063ĤК2= 368,865тыс. руб.
Стоимостьгодовых потерь электроэнергии при С0п = 0,65 руб./(кВтч):
∆Сп2= 0,65Ĥ2,331∙106=1515тыс. руб.
Суммарныеэксплуатационные расходы:
Сэ2= 368,865 + 1515= 1884тыс. руб.
Вданном случае определения нормативного срока также не требуется, принимаемпервый вариант с установкой трансформаторов 32000 кВА.
Определимнормативный срок окупаемости для сравнения трансформаторов ТДН и ТРДН:
/>
Такимобразом, установка трансформатора ТРДН — 32000/110 выгоднее установки ТДН.
1.6Выбор схемы и конструкции распределительногоустройства (6-10 кВ)
Характернойособенностью схем внутризаводского распределения электроэнергии являетсябольшая разветвленность сети и наличие большого количества коммутационно-защитнойаппаратуры, что оказывает значительное влияние на технико-экономическиепоказатели и на надежность системы электроснабжения.
Сцелью создания рациональной схемы распределения электроэнергии требуетсявсесторонний учет многих факторов, таких как конструктивное исполнение сетевыхузлов схемы, способ канализации электроэнергии, токи КЗ при разных вариантах идр.
Припроектировании схемы важное значение приобретает правильное решение вопросовпитания силовых и осветительных нагрузок в ночное время, в выходные ипраздничные дни. Для взаимного резервирования рекомендуется использовать шинныеи кабельные перемычки между ближайшими подстанциями, а также между концами сетейнизшего напряжения, питаемых от разных трансформаторов.
Вобщем случае схемы внутризаводского распределения электроэнергии имеютступенчатое построение. Считается нецелесообразным применение схем с числомступеней более двух-трех, так как в этом случае усложняется коммутация и защитасети. На небольших по мощности предприятиях рекомендуется применятьодноступенчатые схемы.
Схемараспределения электроэнергии должна быть связана с технологической схемойобъекта. Питание приемников электроэнергии разных параллельных технологическихпотоков должно осуществляться от разных источников: подстанций, РП, разныхсекций шин одной подстанции. Это необходимо для того, чтобы при аварии неостанавливались оба технологических потока.
Вто же время взаимосвязанные технологические агрегаты должны присоединяться кодному источнику питания, чтобы при исчезновении питания все приемникиэлектроэнергии были одновременно обесточены.
Припостроении общей схемы внутризаводского электроснабжения необходимо приниматьварианты, обеспечивающие рациональное использование ячеек распределительныхустройств, минимальную длину распределительной сети, максимум экономии коммутационно-защитнойаппаратуры.
Внутризаводскоераспределение электроэнергии выполняют по магистральной, радиальной или смешаннойсхеме. Выбор схемы определяется категорией надежности потребителейэлектроэнергии, их территориальным размещением, особенностями режимов работы.
Радиальнымисхемами являются такие, в которых электроэнергия от источника питанияпередается непосредственно к приемному пункту. Чаще применяют радиальные схемыс числом ступеней не более двух.
Одноступенчатыерадиальные схемы применяют на небольших и средних по мощности предприятиях дляпитания сосредоточенных потребителей (насосные станции, печи, преобразовательныеустановки, цеховые подстанции), расположенных в различных направлениях отцентра питания. Радиальные схемы обеспечивают глубокое секционирование всейсистемы электроснабжения, начиная от источников питания и кончая сборными шинамидо 1 кВ цеховых подстанций. Питание крупных подстанций и подстанций или РП спреобладанием потребителей Iкатегории осуществляют не менее чем двумя радиальными линиями, отходящими отразных секций источника питания.
Двухступенчатыерадиальные схемы с промежуточными РП применяют на больших и средних помощности предприятиях для питания через РП крупных пунктов потребленияэлектроэнергии, так как нецелесообразно загружать основной центр питанияпредприятия с дорогими ячейками РУ большим количеством мелких отходящих линий.От вторичных РП питание подается на цеховые подстанции без сборных шин высшегонапряжения. В этом случае используют глухое присоединение трансформаторов илипредусматривают выключатель нагрузки, реже — разъединитель. Коммутационно-защитнуюаппаратуру при этом устанавливают на РП.
Магистральныесхемы распределения электроэнергии применяют в том случае, когда потребителеймного и радиальные схемы нецелесообразны. Основное преимущество магистральнойсхемы заключается в сокращении звеньев коммутации. Магистральные схемыцелесообразно применять при расположении подстанции на территории предприятия,близкому к линейному, что способствует прямому прохождению магистралей отисточника питания до потребителей и тем самым сокращению длины магистрали.
Недостаткоммагистральных схем является более низкая надежность по сравнению с радиальнымисхемами, так как исключается возможность резервирования на низшем напряжении нанизком напряжении трансформаторных подстанций. Рекомендуется питать от одноймагистрали не более двух — трех трансформаторов мощностью 2500- 1000 кВА и неболее четырех-пяти при мощности 630-250 кВА.
Нарассматриваемом предприятии потребители в основном относятся ко 2-3 категории,с преимущественным преобладанием второй.
Следовательно,схема питания по одиночной магистрали нецелесообразна.
Поэтомувыбор осуществлялся между радиальной и схемой с двумя сквозными магистралями.
Всилу того, что неизвестно точное расположение корпусов, а также количествозаданных потребителей относительно небольшое, решающее преимущество получиларадиальная схема.
Впрактике проектирования и эксплуатации редко применяют схемы внутризаводскогораспределения электроэнергии, построенные только по радиальному или только помагистральному принципу. Сочетание преимуществ тех и иных схем позволяетсоздать систему электроснабжения с наилучшими технико-экономическимипоказателями.
ДляРУ 6, 10 и 35 кВ широко используют схему с одной секционированной системой шин.Число секций зависит от числа подключений и принятой схемы внутризаводскогораспределения электроэнергии.
Вбольшинстве случаев число секций не превышает двух. Каждая секция работаетраздельно и получает питание от отдельной линии или трансформатора. Внормальном режиме работы секционный аппарат (разъединитель или выключатель) отключен.
Применениесекционного выключателя обеспечивает автоматическое включение резерва (АВР),что позволяет использовать такую схему для потребителей любой категории понадежности.
Дляустройства РУ 6-10 кВиспользуют комплектные распределительные устройства (КРУ) двух исполнений:выкатные и стационарные (типов КСО и др.). КРУ состоит из закрытых шкафов совстроенными в них аппаратами, измерительными, защитными приборами и вспомогательнымиустройствами.
ШкафыКРУ изготовляют на заводах, и с полностью собранным и готовым к работеоборудованием они поступают на место монтажа. Здесь шкафы устанавливают,соединяют сборные шины на стыках шкафов, подводят силовые и контрольные кабели.
ВыкатныеКРУ рекомендуется применять для наиболее ответственных электроустановок сбольшим числом камер (15-20),где требуется быстрая замена выключателя. Для ремонта и ревизии выключателя еговыкатывают с помощью тележки, на которой он установлен, и заменяют другим.
Дляоткрытой установки вне помещения выпускают комплектные распределительныеустройства серии КРУН. Шкафы этих устройств имеют уплотнения, обеспечивающиезащиту аппаратуры от загрязнений, однако они не предназначены для работы всреде, опасной в отношении пожара и взрыва, а также в среде с химическиактивными газами, токопроводящей пылью и влажностью воздуха более 80 %. КРУНвыполняют со стационарной установкой выключателя или с выключателем выкатного исполнения.Так же, как КРУ, они разработаны для схемы с одной системой шин.
Простоеисполнение и невысокая стоимость камер КСО создают им преимущества по сравнениюс более дорогими камерами серии КРУ. Поэтому их целесообразно применять наподстанциях небольшой и средней мощности.
Взадание на проектирование входит реконструкция распредустройства КСО,следовательно, работа будет вестись в направлении замены камер КСО.
Магистральнаясхема питания в нашем случае невыгодна по соображениям надежности. Двойныесквозные магистрали использовать в данном случае также нецелесообразно, так какпри отключении головного выключателя вторая магистраль теряет питание,приходится переходить на работу с одной магистралью. Учитывая большую мощностьтрансформаторов, данный переход может привести к аварийной ситуации (к одноймагистрали можно подключить 2-3 трансформатора мощностью 1600 кВА).
Итак,окончательный выбор сводится к использованию радиальной схемы с3 КТП и РУ-6 кВ с камерами КСО.
Фактическипри выборе трансформаторов пришлось руководствоваться удельной нагрузкойпредприятия, но в данных условиях это является наиболее целесообразным шагом. Поэтомувыбор мощности трансформаторов КТП 1600 кВА является на этапе учебного проектированияоптимальным вариантом.
1.7.Выбор токоведущих частей и расчет токовкороткого замыкания
Выборкабелей от ЗРУ подстанции до проектируемого распределительного устройства 6 кВ.
Выбираемкабель для прокладки в земле марки ААПл — кабель с алюминиевымижилами, с бумажной изоляцией, пропитанной вязким (нестекающим) составом, бронированныйкруглыми стальными оцинкованными проволоками (защитный покров типа Пл)
Расчетнаямощность проектируемого распредустройства с учетом коэффициентаразновременности составляет:
Pрасч= 5549 кВт; Qрасч= 4462 кВАр.
Сучетом компенсации:
/>
Взадании на проектирование указаны максимальный и минимальный токи короткогозамыкания. По максимальному току производится проверка электротехническогооборудования на электродинамическое и термическое действие, по минимальному — работоспособность релейной защиты и автоматики.
Таккак расчет релейной защиты и автоматики не входит в задание, расчетный токкороткого замыкания на шинах распредустройства подстанции примем 8,5 кА. Будемсчитать ЭДС источника постоянной. Тогда действующее значение сверхпереходноготока короткого замыкания будет равно действующему значению установившегося токакороткого замыкания, то есть:
/>
Определимприведенное время короткого замыкания, для этого примем время действиязащиты1,2 с (линия от ПС до РУ -6 кВ).
1. Определимсечение линии по нагреву:
/>
Выбираемсечение кабеля 185мм 2(предварительный расчет показал, что кабель сечением 150 мм2не пройдет по условиям прокладки 2-х кабелей при условии выбора 2-х кабелей, проложенныхв одной траншее), однакотоковая нагрузка такого кабеля составляет всего 340А, следовательно, необходимо использовать 2 кабеля, так как в этом случаетоковая нагрузка уменьшается в 2 раза.
/>
/>
КоэффициентК1учитываетаварийную перегрузку (коэффициент предварительной загрузки был равен(280,4/340) ≈0,8,по таблицам ПУЭ находим коэффициент 1,2 припродолжительности максимума 6ч), К2 учитываетколичество прокладываемых кабелей в земле (в нашем случае 2 кабеля по таблицамПУЭ находим коэффициент 0,9 при расстоянии в свету 100мм между ними).
Итак,340 А > 259,63А.
Следовательно,выбираем кабель ААШВ2(3ģ185);
2.Потермическому действию тока короткого замыкания.
Определяемдействительное время короткого замыкания:
/>
Определимпериодическую составляющую для приведенного времени тока короткого замыкания:
для/>,так как действительное время К.З. больше 1 с, то определения апериодической составляющейне требуется.
/>
Такимобразом, сечение кабеля, выбранного по нагреву,удовлетворяет условию нагрева током короткого замыкания.
Отметимтот факт, что определение термической устойчивости определялось по токукороткого замыкания на шинах подстанции, что является некоторым допущением.Однако найденное значение тока короткого замыкания на шинах РУ -6 кВ неприведет к противоречию между выбором сечения, так как ток в этом случаеполучится несколько ниже.
3.Определимсечение кабеля по экономической плотности тока:
Продолжительностьиспользования максимальной нагрузки в нашем случае составляет 4000 ч.
Потаблице справочника (13)определяем экономическую плотность тока:
j= 1,4;
/>
2в знаменателе указывает на то, что режим работы сети нормальный, работают дваисточника питания параллельно. Однако, приняв сечение без учета аварийнойситуации (отключение одного из вводов), кабель будет нести уже двойнуюнагрузку, то есть перегрузка составит 100%, что недопустимо, так как в этомслучае предприятие полностью теряет питание-отключен один из вводов и выведен из строя кабель второго источника. Такимобразом, вести расчет без учета аварийной ситуации становится неоправданным,так как при этом нарушаются начальные условия надежности, поэтому расчет велсяна одну нить двухкабельного проводника (при желании можно было рассматривать 2нити, результаты расчета в этом случае не отличаются от вышеприведенных).
Следовательно,сечение кабеля по экономической плотности тока составит 200 мм2. Стандартное ближайшее сечениесоставляет 185 мм 2.
Определимпотери напряжения в двухниточной кабельной линии в нормальном режиме:
/>
Длинакабельной линии принята 2 км. Очевидно, что потери в кабельной линии длиной 1,76 км будут меньше, поэтому расчет потери напряжения не производим.
Отклонение(снижение) напряжения, таким образом, составит приблизительно 3%- результатудовлетворительный, так как нормированное отклонение(снижение)напряжения составляет 5%.
Помеханической прочности кабели выбираются исходя из того, что минимальноезначение сечения в таблице уже является механически стойким, следовательно,сечение 185 мм 2является механически стойким.
Покороне кабельные линии 6-10 кВ не проверяются ввиду отсутствия этого явления.
Итак,выбираем кабель, связывающий распределительное устройство подстанции ираспределительное устройство проектируемого предприятия, для первого и второгоисточников питания:
КабельААПл 2(3ģ185)-6 (АО «ВНИИКП», Россия).
Дальнейшиерасчеты по выбору токоведущих частей будут вестись параллельно с расчетом токовкороткого замыкания.
Выбираемкабельную линию от проектируемого распределительного устройства доКТП№1:
Суммарнаярасчетная мощность КТП №1 составляет:
Sp= 2239,9кВА.
Приэтом на шинах НН подстанции установлены две ККУ с суммарной мощностью 804 кВАр.
Определяемсечение линии по нагреву:
/>
Выбираемкабель той же марки, но уже для прокладки в воздухе.
ААШв3ģ150 — 6.Допустимый ток 225 А.
Вданном случае введения поправочных коэффициентов не требуется
Определимминимальное сечение термической стойкости кабельной линии:
для этогонеобходимо составить схему замещения, рассматриваемого случая:
/>
Рисунок 1
Нарисунке 1 изображена схема замещения для расчета токов короткого замыкания сетивыше 1 кВ. Точки короткого замыкания определены соответственно на шинах РУ — 6кВ, а также у выводов обмоток высшего напряжения у трансформаторов КТП (ввиду однотипности кабельных линий к КТП выбрано 3 точки короткого замыкания, так какрасчет для параллельно работающих кабелей будет однотипным). Длины кабельныхлиний выбраны условно по причине отсутствия генплана предприятия.
Считаем,что ЭДС источников питания неизменны. Здесь необходимо отметить, что ничегообщего нет между нахождением сопротивления системы бесконечной мощности,которая приравнивается к нулю в сетях высшего напряжения, когда источниккороткого замыкания приближен к месту короткого замыкания и нахождениемсопротивления по заданному току короткого замыкания на шинах подстанции. Внашем случае ток задан для шин подстанции, в этом случае отклонение периодическойсоставляющей тока короткого замыкания от начального значения не превышает 10%.
Взадании на проектирование не указаны типы выключателей на подстанциях, питающихРУ -6 кВ. Кроме того, не задано начальное значение сверхпереходного токакороткого замыкания.Учитывая то, что в сетях промышленных предприятиях обычно периодическая составляющаясчитается неизменной, то />. Следовательно, по этим данным можно приблизительно оценить мощность питающейсистемы. Определим x*расчдля турбогенераторов:
x*расч= 0,6 (по таблицам справочников).
/>
Учитываятот факт, что сверхпереходные значения токов короткого замыкания для двухисточников одинаковы, следовательно, и мощности питающих систем одинаковы.Очевидно,что источники работают параллельно при отключенных секционных разъединителях[1],следовательно, будем рассматривать работу двух источников раздельно.
Определимток короткого замыкания в точке К1:
Определяемсопротивление системы:
Зазначение базисной мощности в электроустановках напряжением выше 1 кВрекомендуется принимать Sб= 10000 МВА.
Uб= 6,3 кВ.
Определяембазисный ток:
/>
Кабельнаялиния от ЗРУ подстанции до проектируемого распредустройства:
/>
Определимсопротивление системы:
/>
/>
Действительно,если проверить кабель(отПС до РУ) на термическую стойкость по данному значению то минимальное сечениебудет несколько меньше, чем рассчитанное выше.
Определимпостоянную времени:
/>
Ку= 1,351
/>
Определимток короткого замыкания в точке К2(для КТП №1).
Предварительнопо нагреву был выбран кабель марки ААШВсечением150 мм
Дляэтого кабеля определим (по таблицам справочников или из технических данных)удельные активные и реактивные сопротивления:
Rуд150= 0,206 Ом/км; Xуд150= 0,074 Ом/км.
Определимток короткого замыкания на выводах высшего напряжения трансформатора:
/>
Определимсуммарное сопротивление до точки К2:
/>
Активныесопротивления учитывались в обоих случаях, так как не выполнялось условие: R*X*/3.
Токкороткого замыкания в точке К2:
/>
Постояннаявремени: />
Ударныйкоэффициент:
/>
Ударный ток короткого замыкания:
/>
Времядействия защиты для РУ -6 кВ (ступень селективности) примем равным 0,5с.
Собственноевремя отключения выключателя примем 0,015с (для выключателя ВВ/TEL).
Действительноевремя К.З составит:
/>
Приведенноевремя для апериодической составляющей составит приблизительно 0,05 с.
Длясистем с источниками питания, ЭДС которых неизменна во времени, можно считать,что tп.п= tд.
Такимобразом, приведенное время К.З:
/>.
Минимальноесечение по условию нагрева током короткого замыкания:
/>
Ближайшееменьшее стандартное сечение: 50 мм2.
Поэкономической плотности тока:
/> Стандартноеближайшее сечение 150 мм2.
Попотере напряжения проверять кабель не имеет смысла по причине небольшой длины.
Такимобразом, выбираем кабель ААШв3ģ150 — 6.
Кабельработающий параллельно к двухтрансформаторной КТП №1 выбирается аналогично.
Произведемвыбор кабелей к КТП №2 и КТП №3.
Определимрасчетные токи для кабелей в случае выхода из строя одного из трансформаторов:
ДляКТП №2: />
ДляКТП №3: />
Отметим,что расчетные мощности для КТП даны с учетом потерь в трансформаторах, причем ваварийном режиме потери возрастают пропорционально квадрату коэффициента загрузки.Учет потерь не вносит в расчет и выбор токоведущих частей каких — либозначительных изменений, поэтому на этапе курсового проектирования их можно былои не учитывать.Итак, выбираемкабель ААШв3ģ150 — 6.
Определимтоки короткого замыкания в точках К3.
/>
/>
/>
Постояннаявремени: />
Ударныйкоэффициент:
/>
Ударныйток короткого замыкания:
/>
Определимтоки короткого замыкания в точках К4.
/>
/>
/>
Постояннаявремени: />
Ударныйкоэффициент:
/>
Ударныйток короткого замыкания:
/>
Проверяемвыбранные кабели на термическую устойчивость:
Минимальноесечение для кабеля второй КТП по условию нагрева током короткого замыканияопределяется аналогично выбору термически стойкого сечения для КТП №1.
Ближайшееменьшее стандартное сечение: 50 мм2.
Поэкономической плотности тока:
/> Стандартноеближайшее сечение 150 мм2.
Попотере напряжения проверять кабель не имеет смысла по причине небольшой длины.
Поэкономической плотности тока:
/> Стандартноеближайшее сечение 150 мм2
Проверимкабель по потере напряжения:
/>
Потеринапряжения незначительны.
Расчеттоков короткого замыкания проводился в относительных единицах. Расчет длякабельной линии длиной 1, 76 км проводится аналогично, поэтому приведемзначения токов короткого замыкания без расчетных формул.
Итак,ток короткого замыкания на второй шине составит: 7,39кА, действительно, так как линия короче, то ток будет несколько выше. Причем активнымсопротивлением в данном случае принебрегли. Ударный ток короткого замыкания прикоэффициенте ударном 1,4 составил на шине 14,7 кА.
Составимитоговую таблицу расчета токов короткого замыкания:
Таблица 3
Место расчета тока короткого замыкания
От источника
ПС №1
От источника
ПС №2
Iп, кА
iуд, кА
Iп, кА
iуд, кА
Шины РУ-6 кВ
6,9
13,2
7,39
14,7
Ввод трансформатора КТП №1
6,8
12,9
7,36
14,3
Ввод трансформатора КТП №2
6,3
11,1
6,5
11,7
Ввод трансформатора КТП №3
5,8
9,8
6
10,2
Результатыполностью соответствуют теоретическим положениям. Действительно, чем меньше сопротивление,тем больше ток. Результаты в первом и во втором случае отличаются незначительно.Выбранные ранее марка и сечение кабелей при расчете токов короткого замыканияприменимы и во втором случае.
Действительно,наибольшее минимальное сечение термически устойчивое к току короткого замыканиясоставит:
/>
Ближайшеестандартное сечение 50мм2.
Выбраносечение 150 мм2.
Проверкапо потере напряжения для кабеля длиной 1,76 км не требуется, так как суммарнаяпотеря напряжения для линий от источника питания (ПС) до трансформатора КТП №3(самой удаленной) при длине кабелей 2 км и 0,63 км составит:/>,что составляет в процентном соотношении 3,7% (нормированное отклонение ∆U=5%).
Выбранымарки следующих кабелей:
Дляпрокладки в траншее от ЗРУ подстанции до проектируемого распред-устройствапринимаем кабель: ААПл2(3ģ185)-6. Кабельс алюминиевыми жилами, с бумажной изоляцией, пропитанной вязким (нестекающим)составом, бронированный круглыми стальными оцинкованными проволоками (защитныйпокров типа Пл)(АО «ВНИИКП», Москва, Россия). Примем при этом, что кабель может быть подверженрастягивающим усилиям.Общееколичество кабелей: 4.
Дляпрокладки открыто от РУ -6 кВ до КТП принимаем кабель:
ААШв3(ģ150) — 6. Кабель с алюминиевыми жилами, с бумажной изоляцией,пропитанной вязким (нестекающим) составом, в защитном шланге изполивинилхлоридного пластиката (защитный покров типа Шв) (АО«ВНИИКП», Москва, Россия). Примем при этом, что для кабеля не существует опасностимеханического повреждения. Общее количество кабелей: 6.
Выбор и проверка шин проектируемогораспредустройства.
Выборсечения шин производится по нагреву. Проверку шин производят наэлектродинамическую и термическую стойкость к токам короткого замыкания.
Суммарнаянагрузка приходящаяся на шину в условиях работающего секционного выключателя(аварийный режим):
/>
Определимток при максимальной нагрузке:
/>
Принимаемалюминиевые шины прямоугольного сечения 50ģ5, для которых токовая нагрузкаопределяется следующим образом:
/> приусловии расположения шин на ребро.
Проверяемсборные шины на термическую стойкость при К.З.
/>,где α — коэффициент термической стойкости принимаемый по таблицам.
Сечениевыбранных шин 249 мм2.
Дляалюминия (сплав алюминия АД31Т) допустимое напряжение составляет 91 МПА.
Определиммаксимальное расчетное напряжение в материале шин:
/>
Частотасобственных колебаний шины определяется выражением:
/>
гдеm— массашины на единицу длины (кг/м), E= 6,5Ĥ1010 — модуль упругостидля сплава АД31Т(Па),J— моментинерции.
Такимобразом, механического резонанса не возникнет. Проверка на электродинамическуюстойкость согласно ПУЭ не требуется. Найденное значение частоты собственныхколебаний приводится лишь для демонстрации того, что на практике условия, прикоторых механического резонанса не возникнет соблюдены.
Такимобразом, шины проходят проверку по механической прочности:
/> : 6,443
1.8. Выбор и расчетаппаратов
Основным заданием является реконструкция распределительногоустройства. Ввиду отсутствия точных данных о помещении, в котором располагаютсяРУ, примем вариант замены камер КСО -272 на камеры КСО — 298.
Основныетехнические данные:
(Промышленныйкаталог 02.64.01 — 2001)
Камеры КСО-298 напряжением 6 и 10 кВ предназначены для распределительных устройств переменного трехфазного тока частотой 50 Гц систем с изолированной нейтралью или заземленной через дугогасительный реактор и изготовляются длянужд народного хозяйства и для поставки на экспорт и предназначены взаменкамер серий КСО-272, КСО-285, КСО 2УМ3. Камеры имеют меньшие габариты, что позволяет их использовать для модернизации и расширения (увеличения количества фидеров) на уже существующих площадях РУ.
Таблица 4
Признак классификации
Исполнение камер КСО
Вид камер КСО в зависимости от установленной в них аппаратуры
С высоковольтными выключателями и электромагнитным приводом:
с высоковольтными выключателями и пружинным (двигательным) приводом;
с силовыми предохранителями;
с выключателями нагрузки;
с трансформаторами напряжения;
с разъединителями;
с силовыми трансформаторами собственных нужд;
с кабельными сборками;
с аппаратурой собственных нужд;
с ограничителями перенапряжений
Уровень изоляции по ГОСТ 1516.1–79
С нормальной изоляцией
Система сборных шин
С одной системой сборных шин
Изоляция ошиновки
С неизолированными шинами
Исполнение линейных высоковольтных вводов
С кабельными вводами;
с шинными вводами (от силового трансформатора)
Род установки
Для внутренней установки в электропомещениях
Степень защиты по ГОСТ 14254–96
IP20 для наружных оболочек фасада и боковых стенок; IP30 для боковых стенок крайних в ряду камер; IP00 для остальных частей камер
Условия обслуживания
Одностороннего обслуживания
Таблица 5
Основные технические параметры
Значение параметра
Номинальное напряжение (линейное), кВ
6; 10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ
7,2; 12
Номинальный ток главных цепей камер КСО, А
200; 400; 630
Номинальный ток сборных шин, А
630; 1000
Номинальный ток шинных мостов, А
630; 1000
Номинальный ток отключения высоковольтного выключателя, кА
20
Номинальный ток плавкой вставки силового предохранителя, А
2; 3; 5; 8; 10; 16; 20; 31,5 -160;
160 (для 6 кВ)
Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей камер КСО (амплитуда), кА
51
Ток термической стойкости (3 с), кА
20
Номинальное напряжение вспомогательных цепей, В:
цепи защиты, управления и сигнализации постоянного
и переменного тока
220
цепи трансформаторов напряжения
100
цепи освещения:
внутри камеры КСО
36
В таблицах 4 и 5 даны основныетехнические данные камер КСО-298.
Максимальныерасчетные токи кабельных линий, идущих от РУ -6 кВ до подстанций не превышаютзначения 225 А. Минимальное значение тока составляет 203,5 А. В этом случае целесообразнеебыло бы установить выключатели нагрузки с предохранителями ПКТ на 400 А, однакомаксимальный ток плавкой ставки силового предохранителя в камерах КСО — 298составляет только 160 А.
Следовательно,примем к рассмотрению вариант с вакуумными выключателями ВВ/TEL — 10 на 400 А.
Вкачестве измерительного трансформатора напряжения примем к рассмотрению вариантс установкой трансформатора 3ģ3НОЛ-6 (трансформатор напряжения однофазный слитой изоляцией).
Вцепи трансформатора напряжения устанавливается ограничитель перенапряженияОПН-КР/ТЕL-6ипредохранитель ПКН 001 -10 (изготовитель допускает установку предохранителя вцепь 6 кВ).
Выбори проверкавыключателей6 кВсведена в таблицу6:
Таблица 6
Параметры
Усл.
обознач.
Ед.
изм.
Условие
выбора
Данные выключателя
Дополнительные
сведения
Расчетные
Каталог
Выбор
Номинальное напряжение,
Uн
кВ
/>
6
10
Вводной
Отх. к КТП №1
Отх. к КТП №2
Отх. к КТП №3
Номинальный ток
Iн
А
/>
560,8
215,5
222,9
203,5
630
400
400
400
Вводной
Отх. к КТП №1
Отх. к КТП №2
Отх. к КТП №3
Проверка
Ток отключения
Iн.откл
кА
/>
7,39
20
Вводной
Отх. к КТП №1
Отх. к КТП №2
Отх. к КТП №3
Проверка
Допустимый ударный ток К.З.
iном.дин
кА
/>
14,7
52
Вводной
Отх. к КТП №1
Отх. к КТП №2
Отх. к КТП №3
Проверка
Ток термической стойкости за время tном.т.с.3 с.
Iном.т.с.
кА
/>
3,207
20
Вводной
Отх. к КТП №1
Отх. к КТП №2
Отх. к КТП №3
Номинальная мощность отключения
Sном.откл
кВА
/>
76,8
207,8
Вводной
Отх. к КТП №1
Отх. к КТП №2
Отх. к КТП №3
Выборвыключателей проведен для одной секции шин (с большими токами короткогозамыкания), выбор для другой секции осуществляется аналогично.
Выборсекционного и подстанционного выключателя проведем отдельно.
Секционныйвыключатель должен обеспечить коммутацию в условиях аварии, когда отключен одиниз вводов. Поэтому выбор в общем случае должен осуществляться по току наиболеезагруженной секции. В нашем случае это не принципиально, так как нагрузкараспределена равномерно. Приведем итоговые таблицы распределения нагрузок.
Таблица 7
1 секция
КТП №1
2 секция
КТП №1
1 корпус
2 корпус (без учета шлифовального участка и столовой АБК)
3 корпус
Вспомогательные: склад ГСМ, вентиляция,
станочное отделение
2 корпус (шлифовальный участок, столовая)
Суммарная нагрузка:
P = 958,77кВт; Q = 345,32кВАр
Суммарная нагрузка:
P = 1055,94кВт; Q = 375,72кВАр
Таблица 8
1 секция
КТП №2
2 секция
КТП №2
6 корпус+Сторонние
76% мощности 5 корпуса
24 % мощности 5 корпуса
Суммарная нагрузка:
P = 1112 кВт; Q = 194,35 кВАр
Суммарная нагрузка:
P = 1117 кВт; Q = 92,52 кВАр
Таблица 9
1 секция
КТП №3
2 секция
КТП №3
Вспомогательные: компрессорная, гараж.
Вспомогательные: КНС, очистные
4 корпус
Суммарная нагрузка:
P = 942,45 кВт; Q = 353,12 кВАр
Суммарная нагрузка:
P = 902,2кВт; Q = 460,1 кВАр
Таблица 10
Общая нагрузка РУ -6кВ 1 секции
Общая нагрузка РУ -6кВ 2 секции
Суммарная нагрузка (без потерь):
P = 3013,02кВт; Q = 892,9кВАр
Суммарная нагрузка (без потерь):
P = 3075,34кВт; Q = 928,64кВАр
S = 3142,538 кВА
S = 3212,494 кВА
Необходиморазличать два режима: нормальный и аварийный. При выборе аппаратов необходимоза расчетный режим работы сети принимать наиболее тяжелый. В нашем случае самымтяжелым режимом будет режим, при котором будет отключен один из вводов, а такжевыйдут из строя ( в результате аварии или ремонта) трансформаторы накомплектных трансформаторных подстанциях, то есть в работе будут принимать участиене 6 трансформаторов, а только 3.
Такимобразом, секционный выключатель должен быть проверен на коммутацию полнойрасчетной мощности предприятия. При определении суммарной нагрузки необходимоучитывать потери, возрастающие в аварийном режиме пропорционально квадрату коэффициентазагрузки трансформатора при работе одного трансформатора. Как уже отмечалосьвыше, на КТП установлены масляные трансформаторы. Такой выбор обусловлен преждевсего соображениями экономии (так как в камерах КСО установлены вакуумныевыключатели, то при установке сухих трансформаторов пришлось бы рассматриватьварианты защиты от перенапряжений, возникающих в процессе коммутации, приустановке масляных трансформаторов такой защиты не требуется).
Суммарнаянагрузка на одной из секции шин с учетом потерь в трансформаторах, работающих ваварийном режиме, составит:
P= 5566 кВт, Q= 4557 кВАр.
Сравниваяэто значение со значением нагрузки, полученным выше (при расчете компенсирующихустройств P=5549 кВт и Q= 4462кВАр), получим практически одинаковыерезультаты. Следовательно, потери в 6 трансформаторах, нормально работающих, ипотери в 3 трансформаторах, работающих в режиме аварийной перегрузки,практически равны.
Сучетом компенсации расчетная мощность S= 5874 кВА.
Следовательно,расчетный ток: />
Выбираемвыключатель ВВ/TELна 630 А (ближайшее большее значение тока).
Проверкавыключателя осуществляется аналогично проверке других выключателей всоответствии с таблицей6.
Взадании на проектирование не указан тип выключателя на подстанции. Примем крассмотрению вариант, при котором в ЗРУ подстанции установлены камеры КМ -1Ф свыключателями ВКЭ-М-10.
Расчетныйток кабельного ввода был найден ранее и составил 560,8 А.
Порасчетному току выбираем выключатель ВКЭ-М-10-31,5/630. Номинальный токвыключателя 630 А.
Осуществимпроверку выключателя:
Потоку отключения: на шинах подстанции Iк.з=8,5 кА. Номинальный ток отключения 31,5кА. (8,5 кА30кА).
Проверкана электродинамическую стойкость:
Токэлектродинамической стойкости выключателя 80кА.
Расчетный ударный ток К.З.:
/>,где ударный коэффициент принят 1,94 (по таблице 2.45 стр.127(8)).
23,32кА80кА.
Проверкатока термической стойкости />
Длявыключателя ток термической стойкости для промежутка времени 3 с составляет31,5 кА.
Приведенноевремя К.З. /> (собственноевремя выключателя составляет 0,05с). Апериодическую составляющую не учитываем,так как действительное время К.З больше 1 с. Приведенное время приравниваем кдействительному, так как считаем энергосистему удаленной, мощность которойравна бесконечности.Итак, 31,5 кА > 5,487 кА.
Номинальнаямощность отключения выключателя составляет:
/>
/>
Sном.откл³Sрасч.откл.
Итак,выбранные выключатели удовлетворяет всем условиям проверки.
Разъединителине проверяются по условию отключения токов К.З. и отключаемой расчетноймощности К.З. В остальном выбор и проверка разъединителей не отличается от выбораи проверки выключателей высокого напряжения.
Выбори проверка разъединителей представлены в таблице 11.
Таблица 11
Параметры
Усл.
обознач.
Ед.
изм.
Условие
выбора
Данные выключателя
Дополнительные
сведения
Расчетные
Каталог
Выбор
Номинальное напряжение,
Uн
кВ
/>
6
10
Вводные
Отх. к КТП №1
Отх. к КТП №2
Отх. к КТП №3
Номинальный ток
Iн
А
/>
560,8
215,5
222,9
203,5
630
400
400
400
Вводные
Отх. к КТП №1
Отх. к КТП №2
Отх. к КТП №3
Проверка
Допустимый ударный ток К.З.
iном.дин
кА
/>
14,7
50
40
40
40
Вводной
Отх. к КТП №1
Отх. к КТП №2
Отх. к КТП №3
Проверка
Ток термической стойкости за время tном.т.с.4 с.
Iном.т.с.
кА
/>
2,79
20
16
16
16
Вводной
Отх. к КТП №1
Отх. к КТП №2
Отх. к КТП №3
Выбираемразъединители РВЗ-10/400 и РВЗ-10/630 (на 400 А и 630 А).
Выборразъединителей проведен для одной секции шин, выбор для другой секциианалогичен.
Выбор и проверка трансформаторовтока и трансформаторов напряжения
Принимаемпредварительно к установке в камерах КСО -298 трансформаторов тока
ТПОЛ10-0,5/10Р-600/5и ТПОЛ10-0,5/10Р-400/5.
Выбор и проверку сведем в таблицу:
Параметры
Усл.
обознач.
Ед.
изм.
Условие
выбора
Данные выключателя
Дополнительные
сведения
Расчетные
Каталог
Выбор
Номинальное напряжение,
Uн
кВ
/>
6
10
Вводные и секц.
Отх. к КТП №1
Отх. к КТП №2
Отх. к КТП №3
Номинальный ток
Iн
А
/>
560,8
215,5
222,9
203,5
6
400
400
400
Вводные и секц.
Отх. к КТП №1
Отх. к КТП №2
Отх. к КТП №3
Проверка кратности электродин. Стойкости ударн. тока К.З.
–
–
/>
17,3
26
26
26
81
114
114
114
Вводной и секц.
Отх. к КТП №1
Отх. к КТП №2
Отх. к КТП №3
Проверка
Кратность термической стойкости за время tном.т.с.3 с.
–
–
/>
5,3
8
8
8
32
32
32
32
Вводной и секц.
Отх. к КТП №1
Отх. к КТП №2
Отх. к КТП №3
Определимкратность допустимого тока электродинамической стойкости:
/>;
/>
Посправочным данным кдин = 114 (при первичном токе 400 А) и кдин= 81 ( номинальный первичный ток 600 А): />
Основнойпроверяемой величиной является вторичная нагрузка, условие проверки:S2ном³S2p.
Индуктивноесопротивление токовых цепей невелико, поэтому Z2= r2.
Вторичнаянагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов ипереходного сопротивления контактов.
Примемдлину проводников в пределах РУ — 6 кВ l= 6 м.
Трансформаторытока соединены в неполную звезду, поэтому расчетная длина будет равна 10,4м.
Примемк установке следующие приборы:
1. АмперметрЭ351, класс точности 1,5 потребляемая мощность 0,5 ВА.
2. ВольтметрЭ351, класс точности 1,5, потребляемая мощность 3 ВА.
3. СчетчикСЭТ3а-01П26(Г),класс точности 0,5,потребляемая мощность катушки тока 0,05ВА, напряжения — 10ВА.
Определимсопротивление приборов:
1.В цепь отходящей линии включен амперметр:
/>;
Допустимоесопротивление проводов:
/>Ом
Сечениепроводников составит:
/>мм2.
Принимаемкабель АКВБбШв с жилами 4 мм2.
2.В цепь линии присоединены амперметр и счетчик активной энергии (в одну фазу)
/>;
/>Ом
/>;
Принимаемкабель АКВБбШв с жилами 4 мм2.
Вовтором случае получим rсумм= 0,12 + 0,05 + 0,074 = 0,244 Ом
Такимобразом, 0,4 Ом (Z2ном)> 0,244 Ом (Z2p)(в первом случае вторичная нагрузка будет меньше, поэтому проверку непроизводим). Следовательно, трансформаторы тока проходятвсепроверки. Выбираем трансформаторы тока
ТПОЛ10-0,5/10Р-600/5и ТПОЛ10-0,5/10Р-400/5 (класс точности 0,5, вторичный ток 5 А).
Проведемвыбор и проверку трансформаторов напряжения.
Понапряжению выбираем 3НОЛ.06 — 6 кВ.
Определимнагрузку цепей напряжения при подключении перетокового счетчика и вольтметра:
Принимаемcosφ= 1 — для вольтметра и cosφ= 0,38 — для счетчика.
Определимобщую потребляемую мощность:
/>
Тритрансформатора, соединенных в звезду имеют мощность 150 ВА в классе точности0,5. Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классеточности, так как 31,221
Длясоединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабельАКВБбШв с сечением жил 2,5 мм 2по условиям механической прочности.
Выбори проверка трансформаторов тока на подстанции №2 проводится аналогично.Выбираем трансформаторы тока ТЛМ — 10-0,5/10Р-600/5. (ударный ток 100 кА >23,32 кА, ток термической стойкости 23 кА >8500Ĥ(1,25/3)1/2, номинальнаянагрузка 0,4 Ом, принимаем к установке амперметр Э351 и счетчик активнойэнергии СЭТ3а — выбор см. выше).
Проведемвыбор и проверку аппаратов, установленных в шкафу ввода трансформаторныхподстанций. Расчетной точкой короткого замыкания в этом случае будет вводсилового трансформатора.
ВводВН в трансформаторные подстанции может осуществляться от радиальных илимагистральных линий. В первом случае в конце линий не требуется коммутационныхаппаратов, и линия может наглухо соединиться с зажимами ВН трансформатора. Дляудобства проведения ремонтных и профилактических работ предусматриваютсяразъединители с заземляющими ножами.
Шкафыввода КТП ( г.Чирчик, Узбекистан) комплектуются выключателями нагрузки дляотключения токов холостого хода и токов нагрузки силового трансформатора(нормальный режим). Учтем тот факт, что данные выключатели нагрузки не предназначеныдля отключения токов короткого замыкания, так как не оборудованыпредохранителями. Установка предохранителей необходима при применениимагистральных схем питания. В нашем случае выключатель нагрузки является эффективнойзаменойразъединителя.
Вкачестве выключателей нагрузки примем выключатель нагрузки
ВНРу-10/400-10зУ3 без предохранителейсогласносхемам завода-изготовителя КТП. Проведем проверку:
1./> (10кВ > 6кВ);
2./> (400А>215,5 А; 400А>222,9 А; 400А>203,5 А);
3./>(25кА >14,2 A (max));
4./>/>
/>
5./>/>
Расчетпроизводился для самого тяжелого режима работы выключателя.
Использоватьвыключатель ВНП -10/630 в данном случае нецелесообразно ввиду его завышенныхпоказателей.
Расчетразъединителей, отделителей и короткозамыкателей на стороне 110 кВ по условиямзадания на проектирование не выполняем (точки короткого замыкания даны на шинахподстанции). Поэтому проверку и выбор элементов проведем в общем виде:
Разъединитель:
1./>;
2./>;
3./>;
4./>
Дляотделителя условия выбора и проверки аналогичны выбору и проверкеразъединителя.
Выбори проверка короткозамыкателя:
1./>;
2./>
3./>
Иногдапри проверке на термическую стойкость пользуются формулой
/> ,где /> Ta-постоянная времени затухания апериодической составляющей тока коротко замыкания.
1.9.Расчет заземления
СогласноГОСТ Р 50 571 (МЭК 364) заземление открытых проводящих частейэлектроустановок следует выполнять:
1.при номинальном напряжении выше 50 В переменного тока, и более 120 Впостоянного тока — во всех электроустановках;
2.при номинальных напряжениях выше 25 В переменного тока или выше 60 Впостоянного тока — в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных инаружных электроустановках.
Заземляющееустройство электроустановки напряжением выше 1 кВ сети с изолированнойнейтралью следует выполнять с соблюдением требований либо к напряжениюприкосновения (ГОСТ 12.1.038-82), либо с соблюдением требований к его сопротивлениюи конструктивному выполнению.
Заземляющееустройство, выполняемое с соблюдением требований к его сопротивлению, должноиметь в любое время года сопротивление не более 2,4, 8Ом с учетом при напряжениях 660, 380, 220 Всоответственно — для установок напряжением выше 1 кВ с изолированной нейтральюбез компенсации емкостных токов, если заземляющее устройство используется одновременнодля электроустановок напряжением до 1 кВ.
Предполагаетсясооружение заземлителя с расположением вертикальных электродов (угловая сталь63•63•6 мм, длина 3 м) по контуру. В качестве горизонтальных заземлителейиспользуются стальные полосы.
Такимобразом, принимаем Rи=Rз= 4Ом (без учета естественныхзаземлителей).
Определяемрасчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальныхзаземлителей:
/>,где коэффициенты повышения для вертикальных и горизонтальных электродов принятыпо табл.10-2 ().
Сопротивлениерастеканию одного вертикального электрода стержневого типа определяем поформуле:
/>/>
Определяемпримерное число вертикальных заземлителей (Ки= 0,7)
/>
Определяемрасчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов:
Принимаемгоризонтальный проводник из полосовой стали сечением 48 мм 2,толщиной 4 мм, шириной 12 мм.
/>
Коэффициентиспользования горизонтальных электродов принят по таблице 10.7 ().
Уточняемсопротивление вертикальных электродов с учетом сопротивления горизонтальныхзаземлителей:
/>
Определяемчисло вертикальных электродов при коэффициенте использования 0,7:
/>
Ввидудостаточно существенной ошибки вновь определим сопротивление горизонтальныхзаземлителей:
/>
Уточняемсопротивление вертикальных электродов:
/>
Определяемчисло вертикальных электродов при коэффициенте использования 0,71:
/>
Окончательнопринимаем к установке 6 вертикальных электродов, расположенных по выносномуконтуру.
1.10.Молниезащита
Зданияи сооружения, отнесенные ко второй категории, должны быть защищены от прямыхударов молнии, вторичных проявлений молнии и заноса высоких потенциалов черезназемные и подземные коммуникации.
Вконструктивном отношении защита от прямых ударов молнии выполняется отдельностоящими или установленными на здании металлическими стержневыми или тросовыми молниеотводами,а также путем наложения молниеприемной сетки на кровлю или использованияметаллической кровли.
Молниеприемнаясетка должна иметь ячейки площадью не более 36 м 2(например, 3 • 12 м), и уложена на кровлю непосредственно или под слойнегорючих или трудно сгораемых утеплителей гидроизоляции.
Предполагается,что распределительное устройство 6 кВ и КТП встроены в контур зданияпроизводственных цехов, которые в свою очередь обеспечены молниезащитой.Следовательно, проведение дополнительных расчетов по установке отдельно стоящихили устанавливаемых на зданиях молниеотводов не требуется.
Литература:
1. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие длядипломного и курсового проектирования по электроснабжению промышленныхпредприятий. — М.: Энергоатомиздат, 1987;
2. Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятийи установок. -М.: Высшая школа, 1990
3. Федоров А.А., Ристхейн Э.М. Электроснабжение промышленныхпредприятий. -М.:Энергия, 1981;
4. Баумштейн И.А., Хомяков М.В. Справочник поэлектрическим установкам высокого напряжения.-М.: Энергоиздат, 1981;
5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическаячасть станций и подстанций. — М.: Энергоатомиздат, 1989;
6. Александров К.К., Кузьмина Е.Г.Электротехнические чертежи и схемы. -М.: Энергоатомиздат, 1990;
7. Шеховцов В.П. Расчет и проектирование схемэлектроснабжения. Методическое пособие для курсового проектирования. -М.: Форум -Инфра -М, 2004;
8. Справочник по проектированию электроснабжения.Под редакцией Барыбина Ю.Г., Федорова Л.Е. и др.-М.: Энергоатомиздат, 1990;
9. Справочник по проектированию электрическихсетей и электрооборудования. Под редакцией Барыбина Ю.Г., Федорова Л.Е. и др.-М.: Энергоатомиздат, 1990;
10. КудринБ.И.Электроснабжение промышленных предприятий. -М.: Энергоатомиздат, 1995;
11. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию.Под редакцией Федорова А.А. Том 1 ,2. -М.: Энергоатомиздат, 1986;
12. Правила устройства электроустановок. 6 издание.-М.: Энергоатомиздат, 1986;
13. Карпов Ф.Ф., Козлов В.Н. Справочник по расчетупроводов и кабелей. -М.: Энергия, 1964;
14. Справочник по электроснабжению промышленныхпредприятий. Под редакцией Федорова А.А., Сербиновского Г.В.Том 1 ,2. -М.: Энергия, 1973;
15. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудованиестанций и подстанций.-М.: Энергия, 1975;
16. Карякин Р.Н. Нормы устройства сетей заземления.-М.: Энергосервис, 2000;
17. Каталоги «Информэлектро».
Приложение:
/>Электрические нагрузки
Pпасп, кВт
Кс
ПВ
Cos φ
tg φ
Ррасч, кВт
Qрасч, кВА
Корпус 1
термический участок
100,00
0,90
1,00
0,97
0,25
90,00
22,56
вентиляция
140,00
0,75
1,00
0,80
0,75
105,00
78,75
освещение
21,00
0,80
1,00
0,95
0,33
16,80
5,52
шлифовки
334,20
0,25
0,40
0,65
1,17
52,84
61,78
заточный
72,00
0,25
0,25
0,65
1,17
9,00
10,52
сварочный
172,00
0,50
0,25
0,50
1,73
43,00
74,48 Абразивный участок
термическое
73,00
0,90
1,00
0,97
0,25
65,70
16,47
вентиляция
30,00
0,75
1,00
0,80
0,75
22,50
16,88
станочное
30,00
0,15
0,25
0,50
1,73
2,25
3,90
Сумма
407,09
290,85
Корпус 2
токарный
228,60
0,20
0,20
0,65
1,17
20,45
23,90
шлифовальный
841,00
0,20
0,60
0,65
1,17
130,29
152,32
термопласт-автоматы
395,00
0,50
0,40
0,50
1,73
124,91
216,35
сборочный
58,00
0,50
0,40
0,65
1,17
18,34
21,44
сортировочный
16,00
0,50
0,40
0,65
1,17
5,06
5,92
мойка
156,00
0,75
0,25
0,85
0,62
58,50
36,26
шаровый
841,00
0,20
0,60
0,65
1,17
130,29
152,32
галтовки
63,00
0,25
0,60
0,65
1,17
12,20
14,26
термический
350,00
0,90
1,00
0,97
0,25
315,00
78,95
вентиляция
250,00
0,75
1,00
0,80
0,75
187,50
140,63
освещение
100,00
0,80
1,00
0,95
0,33
80,00
26,29 АБК
сил
85,00
0,87
1,00
0,82
0,70
73,95
51,62
освещение
35,00
0,85
1,00
0,95
0,33
29,75
9,78 Столовая
сил
62,00
0,87
1,00
0,82
0,70
53,94
37,65
освещение
10,00
0,85
1,00
0,95
0,33
8,50
2,79
Сумма
1248,67
970,48
Электрические нагрузки
Pпасп, кВт
Кс
ПВ
Cos φ
tg φ
Ррасч, кВт
Qрасч, кВА
Корпус 3
530,90
–
–
–
–
191,40
184,00
Корпус 4
1960,00
–
–
–
–
543,40
593,00
Корпус 5
2975,00
–
–
–
–
1470,00
827,40
Корпус 6
1003,00
–
–
–
–
549,00
341,00
Вспомогательные
КНС
152,00
0,75
1,00
0,80
0,75
114,00
85,50
очистные
272,00
0,90
1,00
0,80
0,75
244,80
183,60
склад ГСМ
94,00
0,75
1,00
1,00
0,00
70,50
0,00
компрессорная
1103,00
0,75
1,00
0,80
0,75
827,25
620,44
вентиляция
120,00
0,75
1,00
0,80
0,75
90,00
67,50
гараж
128,00
0,90
1,00
0,65
1,17
115,20
134,68
станочное
70,50
0,20
0,25
0,50
1,73
7,05
12,21
Сторонние
300,00
0,70
1,00
0,74
0,91
210,00
190,87