Электроснабжение электролизного производства «Челябинской цинковый завод»

Работа добавлена на сайт samzan.net:

Министерство образования и науки РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Южно-Уральский государственный университет» (НИУ)

Факультет «Энергетический»

Кафедра «Системы Электроснабжения»

Электроснабжение электролизного производства «Челябинской цинковый завод»

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

К КУРСОВОМУ ПРОЕТУ

по дисциплине «Системы электроснабжения»

ЮУрГУ – 140211.2012.042 ПЗ КП

Нормоконтролер Руководитель

Валеев В.Г. Валеев Р.Г.

_______________ ______________

______________2012 г. ______________2012 г.

Автор проекта

студент группы Э – 565

Лонзингер П.В.

____________________

______________2012 г.

Проект защищен

с оценкой

____________________

______________2012 г.

Челябинск

2012

АННОТАЦИЯ

Электроснабжение группы цехов машиностроительного завода. – Челябинск: ЮУрГУ, Э-565, 2012 139 с., 13 илл., 32 таблицы. Библиография литературы – 57 наименований, 2 листа чертежей ф.А1.

В данном курсовом проекте на основе технико-экономического сравнения двух вариантов выбран более экономичный и технически выгодный вариант системы электроснабжения, обеспечивающей надежное электроснабжение группы цехов машиностроительного завода. В ходе проектирования были определены расчетные нагрузки отдельно для ремонтно-механического цеха и для предприятия в целом. Выбрано оборудование для схем внешнего и внутреннего электроснабжения. Произведен расчет компенсации реактивной мощности. Генплан завода и полная принципиальная схема представлена в графической части.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Разраб.

Лонзингер П.В.

Провер.

Валеев Р.Г.

Реценз.

Н. Контр.

Волков Л.Т.

Утверд.

Электроснабжение группы цехов машиносроительного завода.

Лит.

Листов

139

ЮУрГУ, Кафедра СЭС

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

ОГЛАВЛЕНИЕ

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ.............................................................	4
ТЕХНИЧЕСКИЙ ПАСПОРТ ПРОЕКТА......................................................	11
ВВЕДЕНИЕ....................................................................................................	13
1 КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМ ПРОЦЕССЕ ПРОИЗВОДСТВА, СРЕДЕ ЦЕХОВ, ДАННЫЕ ОБ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКАХ, РЕЖИМЕ ИХ РАБОТЫ И КАТЕГОРИИ ПО НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ..........................................................	14
2 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ПРЕДПРИЯТИЯ. РАСЧЕТ КАРТОГРАММЫ И КООРДИНАТ СИМВОЛИЧЕСКОГО ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ПРЕДПРИЯТИЯ...........................................	16
2.1 Расчет электрических нагрузок по цеху.................................................	16
Расчет низковольтных нагрузок по предприятию...................................	33
Расчет высоковольтной нагрузки и нагрузки в целом по предприятию.	39
Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия................	41
3 ВЫБОР ЧИСЛА, МОЩНОСТИ И ТИПА ТРАНСФОРМАТОРОВ ЦЕХОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ ПРЕДПРИЯТИЯ.....	44
4 ВЫБОР НАПРЯЖЕНИЯ СХЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И ТРАНСФОРМАТОРОВ ГЛАВНОЙ ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ................................................................	56
5 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ................................	59
5.1 Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ.........	59
5.2 Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 35 кВ.............	73
5.3 Выбор оптимального варианта схемы внешнего электроснабжения предприятия..........................................................................................................	82
6 ВЫБОР ВЕЛИЧИНЫ НАПРЯЖЕНИЯ И СХЕМЫ ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ, РАСЧЕТ ПИТАЮЩИХ ЛИНИЙ...............................................................................................................	83
6.1 Выбор напряжения..................................................................................	83
6.2 Построение схемы электроснабжения....................................................	83
6.3 Конструктивное выполнение электрической сети...................................	85
6.4 Расчет питающих линий...........................................................................	85
7 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ......................................	91
8 ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ СЭС ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ....................................................................................................	107
9 РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛАХ СЭС......................................................................................................................	121
10 РАСЧЕТ И ВЫБОР УСТРОЙСТВ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ.......................................................................................................	122
11 ВЫБОР И ОПИСАНИЕ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ....................................................................................................	132

ЗАКЛЮЧЕНИЕ..............................................................................................	135
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК...........................................................	136

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

ТЕХНИЧЕСКИЙ ПАСПОРТ ПРОЕКТА

Основные характеристики потребителей и системы электроснабжения группы цехов машиностроительного завода.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

1) Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1000 В: 27812,25 кВт.

2) По надежности электроснабжения потребители предприятия относятся ко второй и третьей категориям.

К цехам, в которых имеются потребители второй категории, относятся:

- Кислородная станция;

- Насосная станция;

- Компрессорная станция;

- Ремонтно-механический цех;

- Заводоуправление;

- Сборосварочные цехи 1 и 2

- Заготовительный цех;

- Маляропокрасокный цех.

К цехам, в которых имеются только потребители третьей категории, относятся:

- Склад хим. реактивов;

- Склад;

- Склад готовой продукции;

- Гараж.

3) Полная расчетная мощность на шинах ГПП: 14780,39 кВА.

4) Коэффициенты реактивной мощности:

- заданный энергосистемой tgЭ=0,27;

- расчетный tgР=0,276.

5) Напряжение внешнего электроснабжения: 35 кВ.

6) Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме питающих предприятие линий: 490 МВА.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

7) Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы 1,5 км; питающая воздушная линия выполнена проводом марки АС-120/19

8) На ГПП установлены два трансформатора типа ТДНС-16000/35/10У1.

9) Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия: 10 кВ.

10) Тип принятых ячеек распределительного устройства ГПП: СЭЩ-59.

11) Для питания потребителей напряжением ниже 1000 В устанавливается 6 цеховых трансформаторных подстанций с трансформаторами типа ТМЗ мощностью 400, 1250, 2000 и 2500 кВА, а также 7 низковольтных распределительных пунктов.

12) Марка кабельных линий: ААП2лУ, сечения: 25, 35, 95, 120, 150, 185, 240 мм2 (с учетом проверки на термическую стойкость).

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

ВВЕДЕНИЕ

Системой электроснабжения (СЭС) называют совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электрической энергией [3, 1.2.5]. Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией электроприемников предприятия и должны отвечать определенным технико-экономическим требованиям: они должны обладать минимальными затратами при соблюдении всех технических показателей; обеспечивать требуемую надежность электроснабжения и надлежащее качество электрической энергии; быть удобны в эксплуатации и безопасны в обслуживании; иметь достаточную гибкость, позволяющую обеспечивать оптимальные режимы работы как в нормальном, так и в послеаварийном режимах; позволять осуществление реконструкций без существенного удорожания первоначального варианта.

По мере развития электропотребления к системам электроснабжения предъявляются и другие требования, например, возникает необходимость внедрения систем автоматического управления и диагностики СЭС, систем автоматизированного контроля и учета электроэнергии, осуществления в широких масштабах диспетчеризации процессов производства с применением телесигнализации и телеуправления.

Чтобы система электроснабжения удовлетворяла всем предъявляемым к ней требованиям, необходимо при проектировании учитывать большое число различных факторов, то есть использовать системный подход к решению задачи, учитывающий взаимовлияние факторов, и учет их динамичности.

Таким образом, создание рациональной системы электроснабжения промышленного предприятия является сложной задачей, включающей в себя выбор рационального числа трансформаций, выбор рациональных напряжений, правильный выбор места размещения цеховых подстанций и ГПП, совершенствование методики определения электрических нагрузок, рациональный выбор числа и мощности трансформаторов, схемы внешнего электроснабжения и ее параметров, а также сечений проводов и жил кабелей, способов компенсации реактивной мощности, автоматизации, диспетчеризации и др. Принятие оптимальных решений на каждом этапе проектирования ведет к сокращению потерь электроэнергии, повышению надежности и способствует осуществлению общей задачи оптимизации построения систем электроснабжения.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

1 КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМ ПРОЦЕССЕ ПРОИЗВОДСТВА, СРЕДЕ ЦЕХОВ, ДАННЫЕ ОБ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКАХ, РЕЖИМЕ ИХ РАБОТЫ И КАТЕГОРИИ ПО НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Как следует из названия, машиностроительный завод предназначен для производства тех или иных разновидностей машин. На территории машиностроительного завода присутствуют следующие цеха:

Кислородная станция

Кислородная станция ( цех разделения воздуха) - это часть производственного предприятия ( завода), состоящая из одного или нескольких зданий и сооружений, в которых размещается основное и вспомогательное оборудование для получения жидких или газообразных продуктов разделения воздуха, а также производится их очистка, хранение, наполнение баллонов или транспортных емкостей и выдача продукции потребителям [4].

Среда внутри цеха – чистая. Имеются электроприемники, относящиеся ко второй категории по надежности электроснабжения. Высоковольтные электродвигатели работают в длительном режиме.

Склад хим. реактивов. Среда внутри здания- чистая. Все электроприемники относятся к третьей категории по надежности электроснабжения.

Насосная станция. Среда внутри здания- чистая. Имеются электроприемники, относящиеся ко второй категории по надежности электроснабжения.

Склад готовой продукции. Среда внутри здания- чистая. Все электроприемники относятся к третьей категории по надежности электроснабжения.

Склад. Среда внутри здания- чистая. Все электроприемники относятся к третьей категории по надежности электроснабжения.

Компрессорная станция. Среда внутри здания- чистая. Высоковольтные двигатели работают в длительном режиме. Имеются электроприемники, относящиеся ко второй категории по надежности электроснабжения.

Маляропокрасочный цех. Среда внутри здания- чистая. Имеются электроприемники, относящиеся ко второй категории по надежности электроснабжения.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Сборосварочные цеха 1 и 2. Среда внутри здания- чистая. Имеются электроприемники, относящиеся ко второй категории по надежности электроснабжения.

Заготовительный цех. Среда внутри здания- чистая. Имеются электроприемники, относящиеся ко второй категории по надежности электроснабжения.

Гараж. Среда внутри здания- относительно чистая. Все электроприемники относятся к третьей категории по надежности электроснабжения.

Ремонтно-механический цех. Среда внутри здания- чистая. Имеются электроприемники, относящиеся ко второй категории по надежности электроснабжения.

Заводоуправление. Среда внутри здания- чистая. Имеются электроприемники, относящиеся ко второй категории по надежности электроснабжения.

Таким образом, можно сделать вывод о том, что на территории предприятия отсутствуют цеха с грязной средой.

РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ГПП-2 ОАО «ЧЦЗ». РАСЧЕТ КАРТОГРАММЫ И КООРДИНАТ СИМВОЛИЧЕСКОГО ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

Расчет электрических нагрузок – наиболее ответственный расчет, выполняемый при проектировании системы электроснабжения каждого предприятия любой отрасли народного хозяйства. Результаты расчета в значительной степени определяют размеры капитальных вложений в энергетическое строительство. [1]

Расчет электрических нагрузок по плавильному отделению КЭЦ

Рассмотрим расчет электрических нагрузок для силовых питающих сетей общего назначения напряжением до 1 кВ на примере Плавильного отделения КЭЦ. Для каждого узла питания расчетные активная и реактивная мощности могут быть найдены по формулам: [1, 5; 2, 3.2.7, 3.2.8]:

(2.1)

(2.2)

где m- число типов электроприемников, подключенных к данному узлу питания;

– коэффициент расчетной мощности, определяемый для силовых питающих сетей до 1 кВ по [1, табл.1] в зависимости от nэ и Ки;

- коэффициент использования электроприемников i-й категории.

– суммарная номинальная мощность электроприемников i-й категории.

- средневзвешанный коэффициент реактивной мощности электроприемников i-й категории.

- эффективное число электроприемников данного узла питания. Согласно [2, 2.9]:

(2.3)

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

где - число электроприемников i-й категории.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Средневзвешанный коэффициент использования найдем по формуле [5, 2.8]:

(2.4)

Результаты расчетов электрических нагрузок до 1 кВ по плавильному отделению КЭЦ приведены в таблице 2.1.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Таблица 2.1

Исходные данные	Расчетные величины	nэ	Кр	Расчетная мощность	Iр, А
по заданию технологов	по справочным данным	Ки∙Pн	Ки∙Рн∙tgφ	n∙pн2	Pр, кВт	Qр, квар	Sр, кВ∙А
Наименование ЭП	n, шт.	Номинальная (установленная) мощность, кВт	Ки	коэффициент реактивной мощности
pн	Pн=n∙pн	cosφ	tgφ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
Центр управления электродвигателями MCC-104A
1. LPB-955 Система по изготовлению фиксированных кромок катодов	1	30,00	30,00	0,30	0,50	1,73	9,00	15,59	900,00
2. MCT - 951, MCT-852, MCT-851 Шнековый конвейер	3	0,75	2,25	0,50	0,70	1,02	1,13	1,15	15,19
3.MK-952 Всасывающий вентилятор	1	15,00	15,00	0,95	0,87	0,57	14,25	8,08	225,00
4. CP-951 Мостовой кран для свинцовых слитков	1	10,00	10,00	0,30	0,50	1,73	3,00	5,20	100,00
5. CP-952A Подъемник для перегрузки анодов и соотв. Штанг	1	5,00	5,00	0,30	0,50	1,73	1,50	2,60	25,00
6. CP-970 Мостовой кран	1	2,00	2,00	0,30	0,50	1,73	0,60	1,04	4,00

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Продолжение таблицы 2.1

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
7. LPBME - 951 Местная панель машины отливки анодов	1	17,00	17,00	0,30	0,60	1,33	5,10	6,80	289,00
8. MME-956 Машина для резки бракованных анодов	1	5,50	5,50	0,30	0,50	1,73	1,65	2,86	30,25
9. MK-852 Вентилятор	1	55,00	55,00	0,95	0,87	0,57	52,25	29,61	3025,00
10. MCT-853 Шнековый конвейер окислов	1	2,20	2,20	0,50	0,70	1,02	1,10	1,12	4,84
11. MET-851 Ковшовый элеватор окислов	1	7,50	7,50	0,30	0,50	1,73	2,25	3,90	56,25
12. MTN-851 Ковшовый конвейер для цинковых гранул	1	5,50	5,50	0,50	0,65	1,17	2,75	3,22	30,25
13. MTN-852 Конвейер дросса	1	5,50	5,50	0,50	0,65	1,17	2,75	3,22	30,25
14. MCT-803A Шнековый конвейер	1	2,20	2,20	0,50	0,65	1,17	1,10	1,29	4,84
15. MRT-801 Шаровой затвор, MRT-853 Тонкий поворотный затвор	2	0,55	1,10	0,12	0,70	1,02	0,13	0,13	2,42
16. LPB 801 A Местный щит	1	6,00	6,00	0,70	0,98	0,20	4,20	0,85	36,00
17. CP-801 Мостовой кран установки плавления	1	15,00	15,00	0,30	0,50	1,73	4,50	7,79	225,00

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Продолжение таблицы 2.1

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
18. CP-803 Подъемник для вилочного захвата	1	5,00	5,00	0,30	0,50	1,73	1,50	2,60	25,00
Силовая нагрузка до 1 кВ по MCC-104 A	21		191,75	0,57	0,75		108,76	97,03	5028,29	7	1,06	115,06	106,73	156,95	131,32
Центр управления электродвигателями MCC-104B
19. LPB-956 Литьевой агрегат для подвижных катодов и анодных прокладок	1	45,00	45,00	0,30	0,60	1,33	13,50	18,00	2025,00
20. MK-951 Вентилятор отработанного воздуха	1	49,00	49,00	0,95	0,87	0,57	46,55	26,38	2401,00
21. MRT-951 Поворотный затвор, MRT-952, MRT-954 Поворотный затвор для пыли, MRT-851 Поворотный затвор окислов	4	0,55	2,20	0,12	0,70	1,02	0,26	0,27	1,21
22. MP-951 Рециркуляционный насос	1	5,50	5,50	0,90	0,90	0,48	4,95	2,40	30,25
23. CP-952 B Подъемник для перегрузки анодов и соотв. Штанг	1	5,00	5,00	0,30	0,50	1,73	1,50	2,60	25,00
24. LPBF - 952 Печь предварительного нагрева	1	16,50	16,50	0,70	0,35	2,68	11,55	30,91	272,25

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Продолжение таблицы 2.1

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
25. LPBF - 953 Печь лужения	1	30,00	30,00	0,70	0,35	2,68	21,00	56,20	900,00
26. CB-901/1B Подача цинковой пыли	1	30,00	30,00	0,75	0,75	0,88	22,50	19,84	900,00
27. LPBE-851 Барабан для охлаждения дросса с грохотом	1	35,00	35,00	0,12	0,70	1,02	4,20	4,28	1225,00
28. LPB-ML851 Местный щит	1	47,00	47,00	0,30	0,98	0,20	14,10	2,86	2209,00
29. MCT-803 B Шнековый конвейер	1	2,20	2,20	0,30	0,50	1,73	0,66	1,14	4,84
30. LPB - 802 Местный щит	1	3,00	3,00	0,70	0,98	0,20	2,10	0,43	9,00
31. LPB - 803 Местный щит	1	6,00	6,00	0,70	0,98	0,20	4,20	0,85	36,00
Силовая нагрузка до 1 кВ по MCC-104 B	16		276,40	0,53	0,66		147,07	166,18	10038,55	7	1,08	159,13	166,18	230,08	192,52
Вспомогательная служебная панель ASP-104A 660 В
32. INVERTOR- КИП переменного тока	1	30,00	30,00	1,00	0,90	0,48	30,00	14,53	900,00
Силовая низковольтная нагрузка по ASP-104 A 660 В	1		30,00	1,00	0,90		30,00	14,53	900,00	1	1,00	30,00	14,53	33,33	27,89

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Далее необходимо рассчитать электрические нагрузки на шинах трансформаторной подстанции TML-104. В отличие от предыдущих расчетов, расчетная реактивная мощность находится по формуле [2, 3.2.8.2]:

(2.5)

Расчетная активная мощность также считается по формуле (2.1) . Для узлов питания, подключенных к шинам TML-104, в формулы (2.1) и (2.5) подставляются средневзвешанные коэффициенты использования и реактивной мощности. При расчете по формулам (2.1) и (2.5) коэффициент берется из [2, табл.2] в зависимости от средневзвешанного и для шиш TML-104.

Результаты расчета приведены в таблице 2.2.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Таблица 2.2

Наименование ЭП/ узла питания	n, шт.	Pн, кВт	Ки	Ки∙Pн	Ки∙Рн∙tgφ	n∙pн2	nэ	Кра	Pр, кВт	Qр, квар	Sр, кВ∙А	Iр, А
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1. LPB - 954 Установка по производству медных контактов	1	92	0,3	27,6	47,80	8464
2. LPBF-951 Плавильные печи свинцово-серебр.сплава	9	270	0,7	189	505,84	8100
3. CB-901/1A Подача для "мелкой" продукции	1	90	0,3	27	46,77	8100
4. CB-902/2 Подача для "крупной" продукции	1	140	0,3	42	72,75	19600
5. MK-851 Вентилятор	1	75	0,95	71,25	40,38	5625
6. LPB 804 Местный щит	1	160	0,5	80	16,24	25600
7. MP-810A Насос охлаждения воды	1	75	0,9	67,5	32,69	5625
8. LPB-800/A Местный щит для F-801/802/803	1	300	0,7	210	42,64	90000
9. F-805 Печь индукционная тигельная	1	350	0,7	245	655,72	122500
10. MCC-104A 660В	21	191,75	0,57	108,757	97,03	5028,29
11. MCC-104B 660В	16	276,40	0,53	147,074	166,18	10038,55
12. ASP-104A	1	30,00	1,00	30	14,53	900,00
Итого силовая нагрузка до 1 кВ на шинах TML-104	55	2050,15	0,61	1245,181	1738,58	309580,84	13	0,9	1120,66	1564,72	1924,64	1610,42

2.2 Расчет электрических нагрузок до 1кВ по ГПП-2

Согласно [1] расчет электрических нагрузок силовых электроприемников до 1 кВ по ГПП-2 производится аналогично по формулам (2.1) и (2.5) с использованием [2, табл.2]. При этом в формулы (2.1) и (2.5) аналогично подставляются средневзвешанные значения коэффициентов использования и реактивной мощности.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Расчетная нагрузка осветительных электроприемников определяется по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной [3, 8.1.1] или иной поверхности пола с учетом коэффициента спроса [4, 2.2]:

(2.6)

(2.7)

где - коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки.

- удельная осветительная нагрузка на 1 м2 производственной поверхности пола цеха.

– поверхность пола цеха, м2.

- коэффициент реактивной мощности с учетом индивидуальной и групповой компенсации реактивной мощности источников света. Примем .

Результаты расчетов представлены в таблице 2.3.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Таблица 2.3

Наименование подразделения	Pн, кВт	nэ	Ки	cosφ	tgφ	Ки∙Pн	Ки∙Pн∙tgφ	Кра	Pр, кВт	Qр, квар	Fц, м2	Pуд.осв, Вт/м2	tgφосв
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1. Плавильное отделение КЭЦ (TML-104)	2050,15	13	0,61	0,58	1,4	1245,18	1738,58	0,9	1120,66	1564,72	6415	6,5	0,3
2. Отделение очистки растворов	3450	22	0,76	0,65	1,17	2622	3065,46	0,9	2359,8	3372	5679	8,5	0,3
3. Склад готовой продукции	1	6	0,56	0,8	0,75	0,56	0,42	0,93	0,52	0,46	2609	4,2	0,3
4.Компрессорная	1026	7	0,85	0,65	1,17	872,1	1019,6	0,91	793,61	927,83	795	8,5	0,3
5.Анодная мастерская	73	6	0,6	0,58	1,4	43,80	61,52	0,92	40,3	67,67	434,00	5,2	0,3
6.Электролизное отделение КЭЦ	3840	24	0,8	0,6	1,33	3072	4096	0,9	2764,8	3686,4	5684	3,9	0,3
7. АБК КЭЦ	814	19	0,65	0,8	0,75	529,1	396,83	0,9	476,19	357,14	16053	5,5	0,3
8.Сернокислотный цех (СКЦ)	6324	65	0,94	0,57	1,44	5944,56	8568,98	0,8	4755,65	6855,18	9859	5,5	0,3
9.Гидрометаллургический цех (ГМЦ)	3820	35	0,93	0,79	0,78	3552,6	2757,12	0,85	3019,71	2343,55	6015	18,3	0,3
10.Вельц-цех	3560	45	0,95	0,74	0,91	3382	3074	0,85	2874,7	2612,9	6412	5,5	0,3
11.Вельц. печь № 5	2520	12	0,95	0,74	0,91	2394	2175,97	0,9	2154,6	1958,38	17000	3,9	0,3
12.РСО	1127	80	0,5	0,88	0,54	563,50	304,15	0,85	478,98	334,56	2808	18,3	0,3
13. Столовая	106	7	0,85	0,97	0,25	90,1	22,53	0,91	81,99	20,5	768,	18,3	0,3

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Продолжение таблицы 2.3

Наименование подразделения	Кс.осв	Рр.осв, кВт	Qр.осв, квар	Рр.сил+Рр.осв, кВт	Qр.сил+Qр.осв, квар	Sр, кВ∙А	Iр, А
1	15	16	17	18	19	20	21
1. Плавильное отделение КЭЦ (TML-104)	0,9	37,53	11,26	1158,19	1575,98	1955,79	1636,49
2. Отделение очистки растворов	0,8	38,62	11,59	2398,42	3383,59	4147,42	3470,31
3. Склад готовой продукции	0,6	6,57	1,97	7,1	2,43	7,5	10,83
4.Компрессорная	0,8	5,41	1,62	799,02	929,46	1225,69	1025,58
5.Анодная мастерская	0,8	1,81	0,54	42,1	68,21	80,16	115,70
6.Электролизное отделение КЭЦ	0,9	19,95	5,99	2784,75	3692,39	4624,78	3869,73
7. АБК КЭЦ	0,8	70,63	21,19	546,82	378,33	664,94	959,76
8.Сернокислотный цех (СКЦ)	0,8	43,38	13,01	4799,03	6868,19	8378,71	12093,62
9.Гидрометаллургический цех (ГМЦ)	0,9	99,07	29,72	3118,78	2373,27	3919,08	5656,70
10.Вельц-цех	0,8	28,21	8,46	2902,91	2621,36	3911,32	5645,51
11.Вельц. печь № 5	0,9	59,67	17,90	2214,27	1976,28	2967,94	4283,85
12.РСО	0,6	30,83	9,25	509,81	343,81	614,9	887,54
13. Столовая	0,85	11,95	3,58	93,94	24,08	96,97	139,97

Продолжение таблицы 2.3

Наименование подразделения	Pн, кВт	nэ	Ки	cosφ	tgφ	Ки∙Pн	Ки∙Pн∙tgφ	Кра	Pр, кВт	Qр, квар	Fц, м2	Pуд.осв, Вт	tgφосв
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
14.Освещение территории											275000	0,01	0,3
Нагрузка до 1 кВ на ГПП2	28711,15		0,85			24311,50	27281,13		20921,50	24101,3

Продо

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

лжение таблицы 2.3

Наименование подразделения	Кс.осв	Рр.осв, кВт	Qр.осв, квар	Рр.сил+Рр.осв, кВт	Qр.сил+Qр.осв, квар	Sр, кВ∙А	Iр, А
1	15	16	17	18	19	20	21
14.Освещение территории	1	1512,5	453,75
Нагрузка до 1 кВ на ГПП2		1966,12	589,84

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Расчет электрической нагрузки электроприемников напряжением выше 1 кВ и нагрузки в целом по предприятию

Расчетная активная и реактивная мощности электроприемников напряжением выше 1 кВ согласно [5, 3.3.6] находятся по формулам:

	(2.8)
	(2.9)

где - коэффициент одновременности максимумов, определяемый по [2, табл.3] в зависимости от средневзвешанного коэффициента использования и числа присоединений к рассчитываемому узлу.

Результаты расчетов нагрузки электроприемников выше 1 кВ и нагрузки по предприятию в целом без учета потерь мощности в трансформаторах приведены в таблице 2.4.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Таблица 2.4

Исходные данные	Расчетные величины	Рр.осв, кВт	Qр.осв, квар	Ком	Расчетная мощность	Iр, А
по заданию технологов	по справочным данным	Ки∙Pн	Ки∙Рн∙tgφ	Pр, кВт	Qр, квар	Sр, кВА
Наименование подразделения и ЭП выше 1 кВ	n, шт.	Номинальная мощность, кВт	Ки	коэффициент реактивной мощности
pн	Pн	cosφ	tgφ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1.Компрессорная
1.1. Воздушные компрессоры (АД)	4	450	1800	0,75	0,8	0,75	1350	1012,5			1	1350	1012,5	1687,5	97,43
1.2 Нагнетательные компрессоры (АД)	2	200	400	0,75	0,8	0,75	300	225			1	300	225	375	21,65
Итого по компрессорной (выше 1 кВ)	6		2200	0,75	0,75	0,88	1650	1237,5			0,95	1567,5	1175,63	1959,38	113,12
2. Электролизное отделение КЭЦ
2.1 Выпрямительные агрегаты CV-701	2	50320	100640	0,97	0,9	0,48	97620,8	47279,91			1	97620,8	47279,91	108467,56	6262,38
3. Плавильное отделение КЭЦ
3.1 Индукционные печи F-801, F-802	2	2850	5700	0,8	0,9	0,48	4560	2208,51			1	4560	2208,51	5066,67	292,52

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Продолжение таблицы 2.4

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
3.2 Индукционные печи F-803, F-901	2	400	800	0,7	0,35	2,68	560	1498,8			1	560	1498,8	1600	92,38
Итого по плавильному отделению КЭЦ (выше 1кВ)	4		6500	0,79	0,72	0,95	5120	3707,31			1	5120	3707,31	6321,28	364,96
4. Вельцпечь №5
4.1 Компрессоры (АД)	2	630	1260	0,75	0,80	0,75	945	708,75			1	945	708,75	1181,25	68,20
5. СКЦ
5.1 Нагнетатели (СД)	6	1000	6000	0,82	0,86	-0,59	4920	-2919,36			1	4920,00	-2919,36	5720,93	330,30
5.2 Воздуходувки (СД)	4	630	2520	0,67	0,98	-0,20	1688	-342,84			1	1688,40	-342,84	1722,86	99,47
Итого по СКЦ (выше 1 кВ)	10		8520	0,78	0,49	-1,76	6608,4	-3262,20			0,90	5947,56	-2935,98	6632,76	382,94
Итого по нагрузке выше 1 кВ	22		119120	0,94	0,91	0,44	111944,2	49671,27			0,95	106346,99	47187,71	116345,87

Продолжение таблицы 2.4

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
Нагрузка цеховых ТП
Нагрузка до 1 кВ по предприятию	13		28711,15	0,85			24311,5	27281,13
Итого нагрузка по предприятию	35		147831,15	0,92			136255,7	76952,4	1966,12	589,84	0,9	121545,26	66985,14	138781,34

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия

Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генплане окружности, центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов, а площади кругов пропорциональны расчетным активным нагрузкам. Каждый круг делится на сектора, площади которых пропорциональны расчетным активным нагрузкам электроприемников напряжением до 1 кВ, электроприемников напряжением выше 1 кВ и электрического освещения. Поскольку отсутствуют достоверные данные о размещении электроприемников в структурных единицах ОАО «ЧЦЗ», условно примем центры электрических нагрузок структурных единиц совпадающими с их геометрическими центрами. Координаторы центров нагрузок приведены в таблице 2.5.

Радиусы окружностей и углы секторов для каждой структурной единицы находятся по формулам:

	(2.10)
	(2.11)

где - расчетные активные нагрузки соответственно всей структурной единицы, электроприемников напряжением до 1 кВ, электроприемников напряжением выше 1 кВ и электрического освещения, которые берутся из таблиц 2.3 и 2.4;

- масштаб площадей картограммы нагрузок,

Масштаб m найдем из следующего условия: радиус круга для структурной единицы с наибольшей расчетной нагрузкой (в нашем случае, для электролизного отделения КЭЦ) не должен выходить за границы плана группы цехов. Примем мм. Тогда масштаб m находится по формуле:

(2.12)

Для электролизного отделения КЭЦ:

кВт.

Тогда по формуле (2.12):

Результаты расчетов по формулам (2.10) и (2.11) приведены в таблице 2.5

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Центр электрических нагрузок предприятия является символическим центром потребления электрической энергии (активной мощности) предприятия, координаты которого находятся по выражениям:

(2.13)

где - координаты центра электрических нагрузок i-го цеха.

Используя выражения (2.13), получим:

Таким образом, центр электрических нагрузок группы цехов района ГПП-2 находится на территории электролизного отделения КЭЦ. Учитывая необходимость передачи значительной мощности от ГПП-2 к выпрямительным агрегатам КЭЦ, а также розу ветров и наличие химически агрессивной среды практически в большинстве вышеназванных цехов, определим оптимальное местоположение ГПП-2. Размещение центра электрических нагрузок и ГПП-2 на генплане группы цехов района ГПП-2 см. на рисунке 3.1.

Таблица 2.5

Наименование подразделения	Pр.н, кВт	Pр.о, кВт	Pр.в, кВт	Pр.Σ, кВт	Xi, м	Yi, м	R, мм
1	2	3	5	6	7	8	9
1. Плавильное отделение КЭЦ (TML-104)	1120,66	37,53	5120	6278,19	535	355	57,51
2. Отделение очистки растворов	2359,8	38,62	0	2398,42	354,5	356,5	35,55
3. Склад готовой продукции	30	6,57	0	36,57	535,00	405	4,39
4.Компрессорная	793,61	5,41	1567,5	2366,52	489	462	35,31
5.Анодная мастерская	40,3	1,81	0	42,1	425	319	4,71
6.Электролизное отделение КЭЦ	2764,8	19,95	97620,8	100405,55	460	355,5	230
7. АБК КЭЦ	476,19	70,63	0	546,82	500	315	16,97
8.Сернокислотный цех (СКЦ)	4755,65	43,38	5947,56	10746,59	454,5	78,5	75,25
9.Гидрометаллургический цех (ГМЦ)	3019,71	99,07	0	3118,78	236,5	336	40,54
10.Вельц-цех	2874,7	28,21	0	2902,91	324	211	39,11
11.Вельц. печь № 5	2154,6	59,67	945	3159,27	569	192	40,8
12.РСО	478,98	30,83	0	509,81	656	312	16,39
13.Столовая	81,99	11,95	0	93,94	287,5	277,5	7,04
Итого				132605,47	456,88	327,04

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Продолжение таблицы 2.5

Наименование подразделения	αн, град	αо, град	αв, град
1	10	11	12
1. Плавильное отделение КЭЦ (TML-104)	64,26	2,15	293,59
2. Отделение очистки растворов	354,2	5,8	0
3. Склад готовой продукции	295,29	64,71	0
4.Компрессорная	120,73	0,82	238,45
5.Анодная мастерская	344,56	15,44	0,00
6.Электролизное отделение КЭЦ	9,91	0,07	350,02
7. АБК КЭЦ	313,5	46,5	0,
8.Сернокислотный цех (СКЦ)	159,31	1,45	199,24
9.Гидрометаллургический цех (ГМЦ)	348,56	11,44	0
10.Вельц-цех	356,5	3,5	0
11.Вельц. печь № 5	245,52	6,8	107,68
12.РСО	338,23	21,77	0
13.Столовая	314,22	45,78	0
Итого

ВЫБОР ЧИСЛА, МОЩНОСТИ И ТИПА ТРАНСФОРМАТОРОВ ЦЕХОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ ГРУППЫ ЦЕХОВ РАЙОНА ГПП-2

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Согласно [5, 6.5] РУ до1 КВ следует размещать вблизи центров нагрузок. Каждый участок или отделение цеха рекомендуется питать от одного или нескольких РУ до 1 кВ, от которых не должны, как правило, питаться другие участки или отделения цеха. Также желательна привязка цеховых ТП к определенным цехам, если этому не препятствует незначительность электрической нагрузки.

Количество трансформаторов цеховой ТП определяется, в основном, требованиями надежности питания потребителей. [5, 6.4] Увеличение количества устанавливаемых трансформаторов может быть обусловлено применением критерия минимума затрат на компенсацию реактивной мощности в сети до 1 кВ.

Мощность трансформаторов трансформаторных подстанций следует определять таким образом, чтобы при отключении одного трансформатора было обеспечено питание требующих резервирования электроприемников в послеаварийном режиме с учетом перегрузочной способности трансформаторов [5, 6.4]. При этом допустимые аварийные перегрузки масляных трансформаторов определяются согласно [6, П.H].

Покажем выбор трансформаторов цеховой ТП на примере Вельц-цеха. Поскольку территориально близко к Вельц-цеха расположена Столовая с относительно малой расчетной мощностью, имеет смысл рассмотреть возможность ее питания от НРП, подключенного к шинам цеховой ТП Вельц-цеха.

Выбор трансформаторов цеховой ТП Вельц-цеха в случае питания Столовой от НРП.

- Координаты суммарной электрической нагрузки Вельц-цеха и Столовой найдем с применением формул (2.13):

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Таким образом, центр электрической нагрузки находится внутри Вельц-цеха. Однако, учитывая невозможность установки цеховой ТП в данном месте, примем в качестве цеховой ТП Вельц-цеха встроенную ТП с координатами
X.

- Расчетная мощность на шинах данной ТП находится по формулам (2.1), (2.5)-(2.7) с учетом суммарной осветительной нагрузки. Эффективное число электроприемников и средневзвешанный коэффициент использования находится по формулам (2.3) и (2.4):

По [2, табл.2]

кВт;

квар;

- Поскольку отсутствуют достоверные данные о расположении электроприемников в Вельц-цехе, примем его равномерным по всей площади цеха. Тогда, согласно [5, 6.4] выбор единичной мощности трансформаторов цеховой ТП произведем по критерию удельной плотности нагрузки:

(3.1)

где - полная расчетная мощность по цеху;

- площадь цеха.

По формуле (3.1):

Тогда согласно [5, 6.4.7] экономически обоснованная номинальная мощность трансформатора кВА.

Тогда согласно [4, 2.83] минимальное число трансформаторов, необходимое для питания расчетной нагрузки:

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

(3.2)

где – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме, определяемый исходя из допустимого коэффициента перегрузки трансформатора в послеаварийном режиме .

- добавка до ближайшего целого числа.

Допустимый коэффициент перегрузки масляного трансформатора в послеаварийном режиме определяется согласно [6, П.H] исходя из типа системы охлаждения и эквивалентной годовой температуры охлаждающей среды. Для Челябинска эквивалентная годовая температура охлаждающего воздуха равна 9,2оС (≈10оС) [6, табл. G.1]. К установке принимаются трансформаторы ТМЗ с системой охлаждения М (ONAN). [7] Учитывая непрерывный характер технологического процесса ОАО «ЧЦЗ» примем продолжительность послеаварийной перегрузки равной 24 ч. Тогда согласно [6, табл. H.1] . Учитывая преобладание в Вельц-цехе электроприемников I и II по надежности электроснабжения, в первом приближении примем цеховую ТП двухтрансформаторной. Тогда согласно 0,7. Тогда по формуле (3.2):

Согласно [4, 2.83] экономически оптимальное число трансформаторов находится по формуле:

(3.3)

где m – дополнительное число трансформаторов, определяемое по [4, рис. 2.131].

Для и m=0. Тогда по формуле (3.3) . Данное количество трансформаторов удовлетворяет требованиям [8,1.2.19 и 1.2.20] по надежности электроснабжения электроприемников I и II категорий.

К установке принимаются трансформаторы ТМЗ- 2500/10 – У3 с номинальными параметрами, приведенными в таблице 3.1.

Таблица 3.1

ΔPхх, кВт	ΔPкз, кВт	Iхх, %	Uк, %
3,75	24	0,8	6

- Наибольшая реактивная мощность, которую трансформаторы могут пропустить из сети внутреннего электроснабжения предприятия в сеть напряжением до 1 кВ находится по формуле:

(3.4)

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

где - число трансформаторов цеховой ТП;

По формуле (3.4):

Поскольку наибольшая реактивная мощность, которую трансформаторы ТП способны пропустить, меньше значения расчетной реактивной мощности цеховой ТП, то реактивная нагрузка трансформаторов Q1 принимается равной Q1=Q1р=1816,94 квар. В этом случае мощность основной части компенсирующих устройств, устанавливаемых на шинах НН цеховой ТП, определяется по формуле:

(3.5)

По формуле (3.5):

квар

Коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах могут быть найдены по формулам:

,	(3.6)
,	(3.7)

где - полная расчетная мощность, приходящаяся на один трансформатор ТП.

находится по формуле:

(3.8)

По формуле (3.8):

По формуле (3.6):

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

По формуле (3.7):

Потери активной и реактивной мощности в трансформаторах можно найти по известным формулам [4, табл. 2.98]:

,	(3.9)
,	(3.10)

По (3.9):

;

По (3.10):

Активная и реактивная мощности соответственно, потребляемые цеховой ТП из сети внутризаводского электроснабжения, могут быть определены по формулам:

,	(3.11)
,	(3.12)

По (3.11):

кВт;

По (3.12):

квар;

Полная мощность, потребляемая ТП-1 из сети внутризаводского электроснабжения:

кВА.

- Рассмотрим экономическую целесообразность питания Столовой от ТП, установленной в Вельц-цехе, используя соотношение:

, (3.13)

где - полная расчетная нагрузка цеха, кВА;

l- расстояние от НРП цеха до соседней ТП, м.

Координаты низковольтного распределительного пункта, от которого получает питание Столовая:

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Длина кабельной линии, соединяющей ТП и НРП:

Расчетная нагрузка столовой : .

По формуле (3.13):

- Используя аналогичные положения, выберем цеховые ТП и НРП для остальных цехов. Результаты выбора приведены в таблице 3.2

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Таблица 3.2

№ ТП	Порядковый номер и наименование цеха	Категория ЭП по надежности электроснаб.	Рр, кВт	Qр, квар	Sр, кВА	Fц, м2	σ, кВА/м2	Sэ.т, кВА	Тип тр-ра	Sн.т , кВА	ni, шт.	Kз.дi
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1	1. Вельц-цех	2	2902,91	2621,36	3911,32	6412
2. Столовая	2	93,94	24,08
Итого			2991,44	2644,09	3992,49		0,61	2500	ТМЗ	2500	2	0,7
2	3.АБК КЭЦ	3	546,82	378,33	664,9444	16053
4.Склад готовой продукции	3	7,1	2,43	7,501477
5.Анодная мастерская	3	42,1	68,21	80,15778
Итого			566,45	413,65	701,4119		0,04	1000	ТСЛЗ	630	1	1

3	6. Электролизное отделение КЭЦ	1	2784,75	3692,39	4624,78	5684	0,81	1600	ТМЗ	2500	2	0,7
4	7. Плавильное отделение КЭЦ	2	1158,19	1575,98	1955,79	6415	0,3	1600	ТМЗ	1000	2	0,7
5	8.Вельц. печь № 5	2	2214,27	1976,28	2967,94	17000,00	0,17	1600	ТМЗ	1600	2	0,7
6	9. РСО	2	509,81	343,81	614,9047	2808,00	0,22	1600	ТМЗ	400	2	0,7
7	10. ГМЦ	2	3118,78	2373,27	3919,079	6015	0,65	1600	ТМЗ	2500	2	0,7
8	11. СКЦ	1	4799,03	6868,19	8378,709	9859,00	0,85	2500	ТМЗ	2500	3	0,93
9	12. Компрессорная	1	799,02	929,46	1225,69	795,00	1,54	2500	ТМЗ	630	2	0,7
10	13. Отделение очистки растворов	2	2398,42	3383,59	4147,418	5679,00	0,73	1600	ТМЗ	2500	2	0,7
Итого по цеховым ТП

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Продолжение таблицы 3.2

№ ТП	Q1р, квар	Q1, квар	Мощность КУ, Qр-Q1, квар	Кз.н.	Кз.п.	ΔPхх, кВт	ΔPкз, кВт	Iхх, %	Uк, %	ΔPТ, кВт	ΔQТ, квар	Pр+ΔPТ	Q1+ΔQТ	Sр, кВА
1	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27
1

Итого	1816,94	1816,94	827,15	0,7	1,4	3,75	24	0,8	6	31,02	187,00	3022,46	2003,94	3626,44
2


Итого	275,73	275,73	137,92	1		1,4	7,1	1,6	6	8,50	47,88	574,95	323,61	659,77
3	2120,18	2120,18	1572,21	0,7	1,4	3,75	24	0,8	6	31,02	187	2815,77	2307,18	3640,28
4	786,51	786,51	789,47	0,7	1,4	1,9	10,8	1,2	5,5	14,38	77,9	1172,57	864,41	1456,75
5	338,54	338,5386	1637,74	0,7	1,4	2,65	16,5	1	6	21,47	126,08	2235,74	464,62	2283,51
6	231,73	231,73	112,08	0,7	1,4	0,95	5,5	2,1	4,5	7,29	34,44	517,1	266,17	581,58
7	1588,47	1588,47	784,8	0,7	1,4	3,75	24	0,8	6	31,02	187	3149,80	1775,47	3615,73
8	5061,62	5061,62	1806,58	0,93	1,395	3,75	24	0,8	6	73,52	449,21	4872,55	5510,82	7356,01
9	373,49	373,49	555,96	0,7	1,4	1,31	5,5	2,3	4,4	8,01	56,15	807,03	429,64	914,265
10	2549,04	2549,04	834,55	0,7	1,4	3,75	24	0,8	6	31,02	187	2429,44	2736,04	3658,97
Итого по цеховым ТП										257,26	1539,65	21597,41	16681,89	27289,81

Данные проверки экономической целесообразности питания других структурных единиц через НРП от цеховых ТП по условию (3.13) приведены в таблице 3.3:

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Таблица 3.3

Номер цеховой ТП	Координаты ТП	Координаты НРП	Номер НРП	Номер цеха, в котором установлен НРП	Sр, кВА	lТП-НРП, м	Sр∙l, кВА∙м
Х, м	Y, м	Х, м	Y, м
2	497	322,5	416	322,5	2	4	42,1	85	3578,5
557	385,5	3	6	7,1	123	873,3

Размещение цеховых ТП и НРП на генплане представлено на рисунке 3.1.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Рисунок 3.1

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

ВЫБОР НАПРЯЖЕНИЯ СХЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И ТРАНСФОРМАТОРОВ ГЛАВНОЙ ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ

Предприятие ОАО «ЧЦЗ» получает электроэнергию от следующих источников:

а) п/ст «Шагол», ВЛ 220 кВ, 8,12 км;

б) п/ст «Новометаллургическая», ВЛ 220 кВ, 6,67 км;

в) Отпайки от ВЛ 110 кВ «СКЗ-ЧГРЭС» и ВЛ 110 кВ «Шагол - ЧГРЭС», 0,1 км.

Экономически обоснованное напряжение можно определить по эмпирической формуле Илларионова [9, с.126]:

(4.1)

где l- длина питающей ГПП линии, км

- расчетная максимальная активная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения ГПП:

(4.2)

где - коэффициент одновременности максимумов. Исходя из раздела 2 для шин НН ГПП ;

- расчетная активная нагрузка силовых ЭП до 1000 В. Из раздела 2 известно, что ;

- сумма расчетных активных мощностей электроприемников напряжением выше 1000 В.. Из раздела 2 известно, что

- расчетная активная нагрузка освещения предприятия, включающая внутрицеховое и наружное освещение. Из раздела 2 известно, что

- суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых ТП. Из раздела 3 известно, что

По формуле (4.2):

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

По формуле (4.1):

кВ

Таким образом, экономически целесообразное напряжение схемы внешнего электроснабжения - 110 кВ. Однако существующая схема внешнего электроснабжения ГПП-2 имеет номинальное напряжение 220 кВ. Поэтому окончательное решение будет принято на основе технико-экономического сопоставления вариантов.

Количество трансформаторов ГПП-2 примем равное двум. Тогда номинальная мощность трансформаторов ГПП должна удовлетворять соотношению:

(4.3)

где – требуемая степень резервирования:

(4.4)

где - расчетная активная мощность на шинах ГПП-2 без учета ЭП 3-й категории по надежности электроснабжения. Наиболее крупным узлом, питающим большое количество ЭП 3-1 категории является ТП-2 с расчетной активной мощностью на стороне НН Потери активной мощности в трансформаторах ТП-2 . Суммарная активная мощность осветительных ЭП структурных, питающихся от ТП-2

. Тогда найдем по формуле (4.1) без учета , и :

По формуле (4.4):

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

– допустимый коэффициент мощности. Для сети 110 кВ допустимый коэффициент реактивной мощности , для сети 220 кВ [9, 4.12]. Поэтому для сети 110 кВ: , для сети 220 кВ:

Допустимый коэффициент перегрузки трансформатора в послеаварийном режиме находится по [6, П.H] для эквивалентной годовой температуры 9,2оС (≈10оС), системы охлаждения ДЦ (OFAF) и продолжительности перегрузки 24 ч .

Таким образом по формуле (4.3):

а) Для сети 110 кВ:

б) Для сети 220 кВ:

К установке примем трансформаторы:

а) Для сети 110 кВ

ТРДЦН-125000/110. Тогда коэффициент загрузки в послеаварийном режиме по формуле (3.7):

Передаваемая от подстанций энергосистемы на ГПП-2 реактивная мощность:

б) Для сети 220 кВ:

ТРДЦН-100000/220. Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме:

Для приведения в соответствие с [6, П.H] уменьшим допустимый коэффициент мощности:

Тогда коэффициент реактивной мощности

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Передаваемая от подстанций энергосистемы на ГПП-2 реактивная мощность:

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Для сравнения выбрано 2 варианта схемы электроснабжения.

5.1 Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ

Существующая схема внешнего электроснабжения выполнена по схеме Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов (220-5АН). Для выполнения условия сопоставимости вариантов [9, 6,5] для варианта внешнего электроснабжения на напряжении 110 кВ примем типовую схему 110-5АН.

Определим потери мощности и электроэнергии в трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТРДЦН-125000/110 приведены в таблице 5.1 [9, табл. 5.18]

Таблица 5.1

ΔPхх, кВт	ΔPкз, кВт	Iхх, %	Uк, %
100	400	0,55	10,5

Потери активной и реактивной мощности определяются по формулам, аналогичным (3.9) и (3.10). Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме по формуле . Тогда коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме .

По формуле (3.9):

По формуле (3.9)

Потери электроэнергии в трансформаторах определяются по формуле [10, c.623]:

(5.1)

где n- число трансформаторов на ГПП;

-число часов включения в году. Учитывая непрерывный режим работы электролизного производства ОАО «ЧЦЗ», примем

- годовое число часов использования максимума потерь, которое определяется по выражению[10, ф.20.13]:

(5.2)

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

где - годовое число часов использования максимума активной нагрузки.

По (5.2):

;

По формуле (5.1):

Рассчитаем ЛЭП от подстанций «Шагол» и «Новометаллургическая» до ГПП-2. Полная мощность, передаваемая на ГПП-2, находится по формуле:

(5.3)

По формуле (5.3):

Расчетный ток одной ЛЭП 110 кВ находится по формуле:

(5.4)

где - число ЛЭП, питающих ГПП-2, N=2;

- номинальное напряжение сети; .

По формуле (5.4):

Ток одной ЛЭП в послеаварийном режиме определяется по формуле:

(5.5)

По формуле (5.5):

Согласно [8, 1.3.25] сечение проводов ВЛ находим по экономической плотности тока по формуле:

(5.6)

где - экономическая плотность тока, А/мм2. Согласно [8, табл.1.3.36] экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов при равняется А/мм2.

По (5.6):

В качестве проводов ВЛ от подстанций энергосистемы до ГПП предприятия принимает провода с сечением Параметры провода [8, табл.1.3.29; 9, табл.3.9]: Длительно допустимый ток IД=730 А; удельные активное и индуктивное сопротивления: r0=0,087 Ом/км; x0=0,385 Ом/км.

Провода должны быть проверены по нагреву в послеаварийном режиме:

(5.7)

По условию (5.7):

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Потери активной энергии в проводах за год [10, ф.20.14]:

(5.8)

где - длина i-й ЛЭП.

По (5.8):

Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы и на вводах ГПП. Схемы для расчета токов КЗ представлены на рисунке 5.1

Рисунок 5.1

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Мощность короткого замыкания на шинах подстанции «Шагол»110 кВ SС1=5979 МВА, на шинах подстанции «Новометаллургическая» SС2=6558 МВА. Расчет токов КЗ будет производить в относительных единицах. [10, р.9] Для этого примем в качестве базисных SБ=1000 МВА, UБ=115 кВ.

Сопротивление системы в относительных единицах согласно [10, ф. 9.4]

(5.9)

По (5.9):

Сопротивление воздушной линии находится по формуле: [10, ф. 9.15]:

(5.10)

где - среднее номинальное напряжение сети в месте КЗ. .

По (5.10):

Ток короткого замыкания точках 1 и 2 равен [10, ф. 9.22]:

(5.11)

где - действующее значение периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

По формуле (5.11):

Ток КЗ в точке 3 находится по формуле:

(5.12)

По формуле (5.12):

Ударный ток короткого замыкания находится по формуле:

(5.13)

где - ударный коэффициент. Согласно [10, с. 346] для точек КЗ 1, 2 и 3:

Ку1= Ку2=Ку3=1,94.

По формуле (5.13):

Апериодическая составляющая тока КЗ находится по формуле [10, ф. 4.49]:

(5.14)

где - постоянная времени затухания апериодической составляющей.

По [10, с.346] для точек КЗ 1,2 и 3:.

Выберем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанций энергосистемы и на вводе ГПП. К установке может быть принят выключатель ВГТ-110II*-40/2500 У1 [11]. Проверим данный тип выключателя на возможность применения в качестве выключателей отходящих линий от подстанций энергосистемы и на ГПП. Выбор произведем по параметрам и формулам, приведенным в [10, 10.2]. Результаты выбора приведены в таблице 5.2. Цифрами обозначены места установки выключателей (1- ПС «Шагол», 2- ПС «Новометаллургическая», 3- ГПП).

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

109

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Таблица 5.2

Место установки выключателя	Условия выбора	Расчетные параметры цепи	Каталожные данные аппарата
1,2,3		110 кВ	110 кВ
1,2,3		728,6 А	2500 А
1		30,06 кА	40 кА
2		33,03 кА	40 кА
3		26,97 кА	40 кА
1		82,47 кА	102 кА
2		90,62 кА	102 кА
3		74 кА	102 кА
1	t==0,01+0,035=0,045 c	30,06 кА	40 кА
2		33,03 кА	40 кА
3		26,97 кА	40 кА
1	t==0,02+0,035=0,055 c
2	t=0,045 c

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Продолжение таблицы 5.2

Место установки выключателя	Условия выбора	Расчетные параметры цепи	Каталожные данные аппарата
3	t=0,045 c
1
2
3

К установке может быть принят разъединитель РД-(1а,1б,2)-110.III/1600УХЛ1. [12] Проверим данный тип разъединителя на возможность применения в рассчитываемой системе внешнего электроснабжения. Выбор разъединителей производится по условиям, приведенным в [10, 10.3]. Результаты выбора приведены в таблице 5.3

Таблица 5.3

Место установки разъединителя	Условия выбора	Расчетные параметры цепи	Каталожные данные разъединителя
1,2,3		110 кВ	110 кВ
1,2,3		728,6 А	1600 А
1		82,47 кА	100 кА
2		90,62 кА	100 кА
3		74 кА	100 кА
1
2
3

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Определим годовые приведенные затраты варианта схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ [10, ф. 20.10]:

(5.15)

где - общие ежегодные отчисления от капитальных вложений:

(5.16)

где - нормативный коэффициент эффективности;

- отчисления на обслуживание и ремонт. Определяются по [9, 6.2];

- отчисления на амортизацию. Определяются по [9, 6.2];

- сумма капитальных затрат i-й группы одинаковых элементов.

- стоимость годовых потерь электроэнергии;

- ущерб от перерывов электроснабжения, определяющийся для вариантов, неравноценных по надежности.

Сумма капитальных затрат на элемент системы электроснабжения находится по формуле [13, 1.6]:

(5.17)

где - капитальные затраты на элемент СЭС, приведенные в справочной литературе в базисном уровне цен на 2000 г;

- коэффициент дефляции, учитывающие отличие текущих цен от базисного уровня цен. Согласно [14] ;

- коэффициент включающий НДС в капитальные затраты на оборудование;.

Для расчета капиталовложений в систему внешнего электроснабжения используем укрупненные показатели стоимости ВЛ 110 кВ, ОРУ 110 кВ, ячеек трансформатора и ячеек выключателя, приведенные в [9, 7.2;7.4].

а) ВЛ 110 кВ:

б) ОРУ 110 кВ:

в) Ячейки трансформатора. Количество ячеек: 2.

г) Ячейки выключателей (выключатели на присоедниениях подстанций энергосистемы). Количество ячеек: 2.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

д) Увеличение стоимости ГПП (ОРУ 110 кВ + Ячейки трансформаторов)

е) Приведенные капитальные затраты на ГПП 110 кВ и выключатели отходящих линий подстанций энергосистемы:

Стоимость потерь электроэнергии в элементе СЭС согласно [9, ф. 6.6]:

(5.18)

где - удельная стоимость потерь электроэнергии, которая определяется по формуле [10, ф.20.12]:

(5.19)

где - основная ставка двухставочного тарифа. Для сетей 110-220 кВ при
;

– дополнительная плата. ;

По формуле (5.19):

Стоимость потерь электроэнергии в системе внешнего электроснабжения по формуле (5.18):

Учитывая то, что в обоих вариантах системы внешнего электроснабжения ОРУ ГПП-2 выполняется по одинаковым типовым схемам (5АН), а также то, что отсутствуют достоверные данные об удельной стоимости компенсации ущерба от аварийных ограничений электроснабжения [9, 6.7], составляющую ущерба У при технико-экономическом сравнении вариантов учитывать не будем. Тогда по формуле (5.15):

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ представлена на рисунке 5.2

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Рисунок 5.2

Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 220 кВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Схема ОРУ ГПП-2-Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов (220-5АН).

Определим потери мощности и электроэнергии в трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТРДЦН-100000/220 приведены в таблице 5.3 [9, табл. 5.22]

Таблица 5.3

ΔPхх, кВт	ΔPкз, кВт	Iхх, %	Uк, %
115	360	0,7	12

Потери активной и реактивной мощности определяются аналогично варианту системы внешнего электроснабжения напряжением 110 кВ. Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме по формуле . Тогда коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме .

По формуле (3.9):

По формуле (3.9)

Найдем потери электроэнергии в трансформаторах по формуле (5.1):

Рассчитаем ЛЭП от подстанций «Шагол» и «Новометаллургическая» до ГПП-2. Полную мощность, передаваемую на ГПП-2, найдем по формуле (5.3):

Расчетный ток одной ЛЭП 220 кВ найдем по формуле (5.4):

Ток одной ЛЭП в послеаварийном режиме определим по формуле (5.5):

Аналогично определим сечение проводов ВЛ по экономической плотности тока при А/мм2 по формуле (5.6).

Учитывая требования по условиям короны и радиопомех [9, табл. 3.7], в качестве проводов ВЛ от подстанций энергосистемы до ГПП предприятия принимает провода с сечением (АС-240/32) Параметры провода [8, табл.1.3.29; 9, табл.3.9]: Длительно допустимый ток IД=605 А; удельные активное и индуктивное сопротивления: r0=0,118 Ом/км; x0=0,435 Ом/км.

Проверим выбранное сечение по нагреву в послеаварийном режиме по условию (5.7):

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Найдем потери активной энергии в проводах за год по формуле (5.8):

Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы и на вводах ГПП. Схемы для расчета токов КЗ представлены на рисунке 5.3

Рисунок 5.3

Мощность короткого замыкания на шинах подстанции «Шагол» 220 кВ SС1=10638 МВА, на шинах подстанции «Новометаллургическая» SС2=11123 МВА. Аналогично расчет токов КЗ будет производить в относительных единицах. Для этого примем в качестве базисных SБ=1000 МВА, UБ=230 кВ.

Сопротивление системы в относительных единицах по формуле (5.9)

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

109

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Сопротивление воздушной линии по формуле (5.10):

(5.10)

Ток короткого замыкания точках 1 и 2 равен найдем по формуле (5.11):

Ток КЗ в точке 3 найдем по формуле (5.12):

Ударный ток короткого замыкания найдем по формуле (5.13):

Апериодическая составляющая тока КЗ находится аналогично по формуле (5.14) при .

Выберем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанций энергосистемы и на вводе ГПП. К установке может быть принят выключатель ВГТ-220II*-40/2500 У1 [11]. Проверим данный тип выключателя на возможность применения в качестве выключателей отходящих линий от подстанций энергосистемы и на ГПП.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Выбор произведем аналогично варианту с напряжением сети 110 кВ. Результаты выбора приведены в таблице 5.4.

Таблица 5.4

Место установки выключателя	Условия выбора	Расчетные параметры цепи	Каталожные данные аппарата
1,2,3		220 кВ	220 кВ
1,2,3		343,2 А	2500 А
1		26,7 кА	40 кА
2		27,9 кА	40 кА
3		32,9 кА	40 кА
1		73,25 кА	102 кА
2		76,55 кА	102 кА
3		90,26 кА	102 кА
1	t==0,02+0,035=0,055 c	26,7 кА	40 кА
2		27,9 кА	40 кА
3		32,9 кА	40 кА
1	t==0,01+0,035=0,045 c
2	t=0,045 c
3	t=0,045 c

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Продолжение таблицы 5.4

Место установки выключателя	Условия выбора	Расчетные параметры цепи	Каталожные данные аппарата
1
2
3

К установке может быть принят разъединитель РД-(1а,1б,2)-220.III/1600УХЛ1. [12] Проверим данный тип разъединителя на возможность применения в рассчитываемой системе внешнего электроснабжения. Выбор разъединителей производится аналогично варианту с напряжением сети 110 кВ. Результаты выбора приведены в таблице 5.5

Таблица 5.5

Место установки разъединителя	Условия выбора	Расчетные параметры цепи	Каталожные данные разъединителя
1,2,3		220 кВ	220 кВ
1,2,3		343,2 А	1600 А
1		73,25 кА	100 кА
2		76,55 кА	100 кА
3		90,26 кА	100 кА
1
2
3

Определим годовые приведенные затраты варианта схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 220 кВ.

а) ВЛ 110 кВ:

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

б) ОРУ 220 кВ:

в) Ячейки трансформатора. Количество ячеек: 2.

г) Ячейки выключателей (выключатели на присоединениях подстанций энергосистемы). Количество ячеек: 2.

д) Увеличение стоимости ГПП (ОРУ 220 кВ + Ячейки трансформаторов)

е) Приведенные капитальные затраты на ГПП 2200 кВ и выключатели отходящих линий подстанций энергосистемы:

Стоимость потерь электроэнергии в системе внешнего электроснабжения по формуле (5.18):

Приведенные годовые затраты определим по формуле (5.15):

Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 220 кВ представлена на рисунке 5.4

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Рисунок 5.4

Выбор оптимального варианта схемы внешнего электроснабжения предприятия

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Приведенные затраты на вариант схемы внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ равняются
. В свою очередь приведенные затраты на вариант с напряжением сети 220 кВ равняются . В силу значительного превышения приведенных затрат на вариант системы внешнего электроснабжения с напряжением сети 220 кВ по сравнению с затратами на вариант с напряжением сети 110 кВ, для системы внешнего электроснабжения окончательно принимаем вариант с напряжением сети 110 кВ.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

ВЫБОР ВЕЛИЧИНЫ НАПРЯЖЕНИЯ И СХЕМЫ ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ, РАСЧЕТ ПИТАЮЩИХ ЛИНИЙ

6.1 Выбор напряжения

Поскольку на предприятии ОАО «ЧЦЗ» отсутствуют признаки, приведенные в [5, 5.3] (наличие значительного количества двигателей 6 кВ небольшой мощности), то примем напряжение системы внутреннего электроснабжения предприятия равным 10 кВ.

Конструктивное выполнение электрической сети

На территории ОАО «ЧЦЗ» грунт характеризуется высокой коррозийной активностью, наличием блуждающих токов, а также большим числом подземных коммуникаций. Поэтому, руководствуясь рекомендациями [9, 3.2.2; 10, 8.5] в качестве преимущественного способа прокладки выбираем прокладку кабелей в блоках. Кроме того, будет использована прокладка кабелей на технологических эстакадах, на опорах, а также по внешним поверхностям наружных стен зданий [5, 12]. Внутри производственных помещений с агрессивной средой прокладка кабелей будет осуществляться в трубах, в помещениях с нормальной средой – в лотках, каналах и коробах. Выбранная марка кабелей – ААШвУ – с бумажно-пропитанной изоляцией, с алюминиевыми жилами и алюминиевой оболочкой, защитный покров виде выпрессованного шланга из ПВХ, усовершенствованная бумажная изоляция.

Для передачи электроэнергии от ГПП-2 до преобразовательной подстанции КЭЦ использован комплектный токопровод ТЗКР-10.

Построение схемы электроснабжения

Согласно [5, 6.3.1] к одной магистрали могут быть подключены до трех трансформаторов мощностью 1000 кВА или два трансформатора мощностью 1600 кВА. Обращая внимание на это, по магистральной схеме получают питание только ТП № 2, 4 и 6. ТП № 1, 3, 5, 7, 10 получают питание от ГПП-2 по радиальной схеме в виду наличия на них трансформаторов с номинальной мощностью 2500 кВА. Для питания высоковольтной нагрузки используются промежуточные РП, к которым подключаются остальные цеховые ТП.

Разработанная схема электроснабжения предприятия на напряжении 10 кВ представлена на рисунке 6.1

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Рисунок 6.1

Расчет питающих линий

Расчет питающих линий покажем на примере расчета кабельной линии, питающей ТП3. (КЛ1). Расчетный ток кабельной линии в нормальном режиме находится по формуле:

(6.1)

где - мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме;

- номинальное напряжение сети. Для КЛ1

Поскольку ТП-3 питается по условиям надежности от двух секций шин ГПП-2 по двум кабельным линиям, то в качестве принимаем мощность одного трансформатора ТП-3 с учетом потерь. Из раздела 3 известно, что кВА. Поэтому .

По формуле (6.1):

Сечение кабельной линии по формуле, аналогичной (5.6):

(6.2)

где - экономическая плотность тока. По [8, табл. 1.3.16];

По формуле (6.2):

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Полученное сечение округляем до ближайшего стандартного . Рассчитываемая кабельная линия проложена в воздухе. Поэтому по [8, табл.1.3.18] табличное значение длительно допустимого тока .

Длительно допустимый ток с учетом температуры окружающей среды должен удовлетворять условию [9, 3.2]:

(6.3)

где – поправочный коэффициент на температуру среды, в которой проложен кабель. Расчетная наивысшая температура воздуха 28,8. По [9, табл. 3.43] для нормированной температуры жил 70оС, используя линейную интерполяцию, получим: .

- число запараллеленных кабелей в кабельной линии.

По формуле (6.3):

;

Допустимая перегрузка кабеля в послеаварийном режиме определяется по условию:

(6.4)

где – коэффициент допустимой кратковременной перегрузки, который определяется по [9, табл. 3.44]. Коэффициент предварительной загрузки кабеля Поэтому ;

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

- нагрузка на КЛ в послеаварийном режиме .

По условию (6.4):

Таким образом, выбранное сечение не подходит по условиям работы в послеаварийном режиме. Поэтому по [8, табл.1.3.18] выбираем стандартное сечение с . Тогда по формуле (6.3):

и по условию (6.4):

Линии напряжением 10 кВ подлежат проверке на максимальную птерю напряжению [9, 3.2]:

(6.5)

где и - расчетная активная и индуктивная нагрузки на кабельную линию в послеаварийном режиме.

кВт;

- допустимое отклонение напряжения.

Согласно [15, 4.2.2] положительные и отрицательные отклонения напряжения в точке передачи электрической энергии не должны превышать 10 % номинального. При этом в электрической сети потребителя должны быть обеспечены условия, при которых отклонения напряжения питания на зажимах электроприемников не превышают установленных для них допустимых значений при выполнении требований [15] к КЭ в точке передачи электрической энергии. Поэтому, учитывая [8, 1.2.23], примем .

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

и - удельные активное и индуктивное сопротивления кабеля. Согласно [9, табл. 3.29] ;

- длина кабельной линии, км.

По формуле (6.5):

Для определения целесообразности компенсации токов ОЗЗ в сети 10 кВ по [9, табл. 3.56] определим для выбранного сечения кабеля 185 мм2 удельный емкостной ток, равный 1,4 А/км. Учитывая возможность работы с включенным секционным выключателем, принимаем удельный емкостной ток равным 2,8 А/км.

Результаты выбора остальных кабельных линий приведены в таблице 6.1

Конечные пункты линии	Pр, кВт	Qр, квар	Sр.л, кВА	Uн, кВ	Iр.л, А	jэ, А/мм2	Fэ, мм2	Fст, мм2	Тип и кол-во кабелей	Прокладка	нагрузка на кабель, А	Iдоп, А	Kt
в норм. режиме	в п/ав режиме
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1. ГПП-ТП3	2816	2307	3640	10	105	1,2	88	185	2xААШвУ(3х185)	В воздухе	105	210	235	0,96
2. ГПП-ТП1	3022	2004	3626	10	105	1,2	87	240	2xААШвУ(3х240)	В блоках	105	209	202,3	-
3.ТП1-НРП1	94	24	97	0,4	70	1,2	58	120	2хААШвУ(4х120)	В блоках	70	140	134,47	-
4.ГПП-ТП7	3150	1775	3616	10	104	1,2	87	240	2хААШвУ(3х240)	В блоках	104	209	202,3	-
5.ГПП-ТП10	2429	2736	3659	10	106	1,2	88	240	2xААШвУ(3х240)	В блоках	106	211	202,3	-
6.ГПП-РП1	7385	5162	9010	10	130	1,2	108	240	4xААШвУ(3х240)	В воздухе	130	260	270	0,96
7.РП1-F801(802)	2850	1380	3167	10	183	1,2	152	185	ААШвУ(3х185)	В воздухе	183	-	235	0,96
8.РП1-F803	400	1071	1143	10	66	1,2	55	70	ААШвУ(3х70)	В воздухе	66	-	130	0,96
9.РП1-F901	400	1071	1143	10	66	1,2	55	70	ААШвУ(3х70)	В воздухе	66	-	130	0,96
10.РП1-ТП4	2265	1454	2691	10	78	1,2	65	95	2хААШвУ(3х95)	В воздухе	78	155,38	155	0,96
11.ТП4-ТП6	517	266	582	10	17	1,2	14	16	2хААШвУ(3х16)	В воздухе	17	33,58	46	0,96
12.ТП4-ТП2	575	324	660	10	38	1,2	32	35	ААШвУ(3х35)	В воздухе	38	-	80	0,96
13.ТП2-НРП2	7	2	8	0,4	101	-	-	10	ААШвУ(4х10)	В воздухе	11	-	45	0,96

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Таблица 6.1

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Продолжение таблицы 6.1

Конечные пункты линии	Iдоп', А	KАВ	I'АВ, А	l, км	r0, Ом/км	x0, Ом/км	ΔU, %	IОЗЗ.уд, А/км
1	16	17	18	19	20	21	22	23
1. ГПП-ТП3	226	1,05	237	0,171	0,167	0,077	0,11	2,8
2. ГПП-ТП1	202	1,05	212	0,29	0,129	0,075	0,16	3,2
3.ТП1-НРП1	13	1,05	141	0,065	0,258	0,000	0,98	-
4.ГПП-ТП7	202	1,05	212	0,246	0,129	0,075	0,13	3,2
5.ГПП-ТП10	202	1,05	212	0,163	0,129	0,075	0,08	3,2
6.ГПП-РП1	259	1,05	272	0,257	0,0645	0,0375	0,04	6,4
7.РП1-F801(802)	226	-	-	0,010	0,167	0,077	0,01	1,4
8.РП1-F803	125	-	-	0,010	0,443	0,086	0,00	0,9
9.РП1-F901	125	-	-	0,065	0,443	0,086	0,02	0,9
10.РП1-ТП4	149	1,05	156	0,053	0,326	0,083	0,05	2
11.ТП4-ТП6	44	1,05	46	0,171	1,94	0,113	0,18	1,04
12.ТП4-ТП2	77	-	-	0,079	0,89	0,095	0,04	0,69
13.ТП2-НРП2	43	-	-	0,117	3,1	0,000	1,61	-

Конечные пункты линии	Pр, кВт	Qр, квар	Sр.л, кВА	Uн, кВ	Iр.л, А	jэ, А/мм2	Fэ, мм2	Fст, мм2	Тип и кол-во кабелей	Прокладка	нагрузка на кабель, А	Iдоп, А	Kt
в норм. режиме	в п/ав режиме
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
14.ТП2-НРП3	42	68	80	0,4	116	-	-	70	ААШвУ(4х70)	В воздухе	116	-	140	0,96
15.ГПП-РП3	2375	1605	2866	10	83	1,2	69	120	2хААШвУ(3х120)	В воздухе	83	165	185	0,96
16.РП3-АД	450	338	563	10	32	1,2	27	35	ААШвУ(3х35)	В воздухе	32	-	80	0,96
17.РП3-АД	200	150	250	10	14	1,2	12	16	ААШвУ(3х16)	В воздухе	14	-	46	0,96
18. РП3-ТП9	807	430	914	10	26	1,2	22	25	2хААШвУ(3х25)	В воздухе	26	53	65	0,96
19. ГПП-РП4	3181	1173	3390	10	49	1,2	41	70	4хААШвУ(3х70)	В блоках	49	98	100	-
20. РП4-АД	630	473	788	10	45	1,2	38	50	ААШвУ(3х50)	В воздухе	45	-	105	0,96
21. РП4-ТП5	2236	465	2284	10	66	1,2	55	70	2хААШвУ(3х70)	В воздухе	66	132	130	0,96
22. ГПП-РП5	10820	2575	11122	10	107	1,2	89	240	6хААШвУ(3х240)	В блоках	107	214	200	-
23. РП5-СД	1000	-593	1163	10	67	1,2	56	70	ААШвУ(3х70)	В воздухе	67	-	130	0,96
24. РП5-СД	630	-128	643	10	37	1,2	31	35	ААШвУ(3х35)	В воздухе	37	74	80	0,96
25. РП5-ТП8	3248	3674	4904	10	71	1,2	59	95	2xААШвУ(3х95)	В воздухе	71	142	155	0,96

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Продолжение таблицы 6.1

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Продолжение таблицы 6.1

Конечные пункты линии	Iдоп', А	KАВ	I'АВ, А	l, км	r0, Ом/км	x0, Ом/км	ΔU, %	IОЗЗ.уд, А/км
1	16	17	18	19	20	21	22	23
14.ТП2-НРП3	134	-	-	0,080	0,443	0,000	0,93	-
15.ГПП-РП3	178	1,05	186	0,116	0,258	0,081	0,09	2,2
16.РП3-АД	77	-	-	0,052	0,890	0,095	0,02	0,69
17.РП3-АД	44	-	-	0,020	1,940	0,113	0,01	0,52
18. РП3-ТП9	62	1,05	66	0,020	1,240	0,099	0,02	1,24
19. ГПП-РП4	100	1,05	105	0,465	0,222	0,043	0,35	3,60
20. РП4-АД	101	-	-	0,044	0,620	0,090	0,02	0,77
21. РП4-ТП5	125	1,05	131	0,111	0,443	0,086	0,11	1,80
22. ГПП-РП5	200	1,05	210	0,519	0,043	0,025	0,27	9,60
23. РП5-СД	125	-	-	0,118	0,443	0,086	0,05	0,90
24. РП5-СД	77	1,05	81	0,068	0,890	0,095	0,04	0,69
25. РП5-ТП8	149	1,05	156	0,154	0,163	0,042	0,11	6,00

Для присоединения преобразовательной подстанции (РП-2) к шинам ГПП, а также отдельных преобразовательных агрегатов к шинам РП-2 используется комплектный токопровод ТЗКР-10-3150.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Периодические составляющие токов КЗ и ударные токи в точках К1, К2 и К3 равны:

Мощность КЗ в точках К1 и К2 равны соответственно 5979 и 6558 МВА

Мощность КЗ в любой точке КЗ находится по формуле:

(7.1)

По формуле (7.1) для точки К3:

На рисунке 7.1 показаны точки, в которых будет произведен расчет токов КЗ. Расчет токов КЗ производится при условиях, когда один из трансформаторов ГПП отключен, включены секционные выключатели на ГПП и отключены секционные выключатели на РП.

7.1 Расчет токов КЗ на стороне 10 кВ.

Для нахождения токов КЗ на стороне 10 кВ составим схему замещения. Для этого примем в качестве базисных SБ=1000 МВА, UБ=10,5 кВ. Для ограничения тока КЗ на вводах секций шин 2 и 4 установлены токоограничивающие реакторы РБ с номинальным током 2500 А и индуктивным сопротивлением 0,35 Ом [9, табл. 5.49].

В схеме замещения для нижеперечисленных источников будут использованы следующие сверхпереходные ЭДС, выраженные в относительных единицах, приведенных к базисным условиям [10, 9.1]:

Для энергосистемы ;
Для синхронных двигателей ;
Для асинхронных двигателей ;

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Рисунок 7.1

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Для расчета сверхпереходных сопротивлений электродвигателей, выраженных в относительных единицах, приведенных к базисным условиям, необходимо произвести их выбор [4, табл. 2.48; 16;17]. Результаты выбора приведены в таблице 7.1. Для определения целесообразности компенсации тока ОЗЗ найдем собственные емкостные токи двигателей по формуле [18, 16.2]:

(7.2)

где – емкость фазы двигателя, которая определяется по формуле:

(7.3)

где – номинальная мощность двигателя, МВт;

– номинальный коэффициент мощности двигателя;

– КПД двигателя;

– номинальное линейное напряжение, кВ;

– номинальное фазное напряжение двигателя, В.

Емкостной ток двигателя нагнетателя СКЦ СТД-1000-2 по формуле (7.3):

;

По формуле (7.2):

Для остальных двигателей емкостные токи приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1

Назначение и место установки	Тип двигателя	Pн, кВт	cosφном	η, %	n, об/мин	xd’’	kп	I0д(1),А
Нагнетатели (СКЦ)	СТД-1000-2 (СД)	1000	0,90	97,3	3000	0,143	-	0,023
Воздуходувки (СКЦ)	СТД-630-2 (СД)	630	0,90	97,2	3000	0,128	-	0,014
Воздушные компрессоры (Компрессорная)	ДАЗО4-450УК-8Д(АД)	450	0,82	94,4	750	-	5,5	0,012

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Продолжение таблицы 7.1

Назначение и место установки	Тип двигателя	Pн, кВт	cosφном	η, %	n, об/мин	xd’’	kп	I0д(1), А
Нагнетательные компрессоры (Компрессорная)	ДАЗО4-400Х-8(АД)	200	0,77	92,5	750	-	6,0	0,006
Компрессоры (Вельц-пепь № 5)	ДАЗО4-560Х-8Д(АД)	630	0,78	97,4	750	-	5,8	0,017

Определим сверхпереходные сопротивления для элементов схемы:

Энергосистема. Сопротивления энергосистемы в относительных единицах были определены в разделе 5:

ВЛ 110 кВ. Сопротивления воздушных линий в относительных единицах также были найдены в разделе 5:

Трансформатор ТРДЦН-125000/110. Сопротивления ветвей трансформатора находятся по формулам [10, 9.1]:

	(7.4)
	(7.5)
	(7.6)

где - напряжение короткого замыкания трансформатора ТРДЦН-125000/110. Согласно таблице 5.1 ;

– номинальная мощность трансформатора ТРДЦН-125000/110.

;

По формулам (7.4),(7.5) и (7.6):

;

Синхронные двигатели. Согласно [10, 9,1] сопротивление синхронного двигателя:

(7.7)

По формуле (7.7) для двигателей СТД-1000-2 (СД):

Для двигателей СТД-630-2 (СД):

Асинхронные двигатели. Согласно [10, 9,1] сопротивление асинхронного двигателя:

(7.8)

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

По формуле (7.8) для двигателей ДАЗО4-450УК-8Д:

Для двигателей ДАЗО4-400Х-8:

Для двигателей ДАЗО4-560Х-8Д:

Кабельные линии. Для кабельных линий сверхпереходное сопротивление находится аналогично по формуле (5.10). Результаты расчета приведены в таблице 7.2.

Таблица 7.2

Кабельная линия	x0, Ом/км	l, км	i	Xi’’
ГПП-РП3	0,081	0,116	12	0,085
РП3-АД1	0,113	0,013	13	0,013
РП3-АД2	0,113	0,020	14	0,020
РП3-АД3	0,095	0,027	15	0,023
РП3-АД4	0,095	0,033	16	0,028
РП3-АД5	0,095	0,039	17	0,034
РП3-АД6	0,095	0,052	18	0,045
ГПП-РП4	0,043	0,465	19	0,181
РП4-АД7	0,090	0,021	20	0,017
РП4-АД8	0,090	0,044	21	0,036
ГПП-РП5	0,025	0,519	22	0,118
РП5-СД1	0,095	0,023	23	0,020
РП5-СД2	0,095	0,036	24	0,031
РП5-СД3	0,095	0,054	25	0,047
РП5-СД4	0,095	0,068	26	0,059
РП5-СД5	0,083	0,060	27	0,045
РП5-СД6	0,083	0,072	28	0,054
РП5-СД7	0,083	0,086	29	0,065
РП5-СД8	0,083	0,091	30	0,069
РП5-СД9	0,083	0,104	31	0,078
РП5-СД10	0,083	0,118	32	0,089
ГПП-РП1	0,038	0,257	33	0,089

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Сопротивление токоограничивающих реакторов найдем по формуле [10, 9.1]:

(7.9)

где - сопротивление реактора, .

По формуле (7.9):

На рисунке 7.2 представлена схема замещения для расчета токов КЗ.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Рисунок 7.2

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

На рисунке 7.3 показана преобразованная схема замещения, в которой суммированы все последовательно соединенные сопротивления.

Рисунок 7.3

Далее объединим ветви энергосистемы в один источник c по формулам [19, 2.20]:

	(7.9)
	(7.10)

где и - соответствующие ЭДС и сопротивления i-х ветвей.

По формулам (7.9) и (7.10) для ветвей 34 и 35:

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Соответствующим образом преобразованные схемы замещения представлены на рисунках 7.4 и 7.5.

Рисунок 7.4

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Рисунок 7.5

Далее объединим ветви с однотипными двигателями, используя формулы (7.9) и (7.10). Преобразованные таким образом схемы приведены на рисунках 7.6 и 7.7.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Рисунок 7.6

Рисунок 7.7

В качестве примера, дальнейшие преобразования схемы покажем применительно к расчету тока КЗ в точке К4. Для этого применим метод коэффициентов токораспределения, которые находятся по формуле:

(7.11)

Для ветви 58 по формуле (7.11):

Для остальных ветвей коэффициенты токораспределения приведены в таблице 7.3:

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Таблица 7.3


58	61,9	78,2	0,792
59	61,9	296,8	0,209
61	14,2	31,3	0,454
62	14,2	62,7	0,226
63	14,2	44,5	0,319

Далее найдем эквивалентные сопротивления по формуле:

(7.12)

где - сопротивление ветви, соединяющей узел, к которому приводятся i-е ветки, с узлом их схождения.

По формуле (7.12):

;

После этого найдем сопротивления ветвей, приведенных к узлу К5 по формуле:

(7.13)

где - новый номер, присвоенный i-й ветви. По формуле (7.13) для 58-й ветви:

По формуле (7.13):

Для остальных ветвей результаты расчета приведены в таблице 7.4

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Таблица 7.3


58	65	62	0,792	78,3
59	66	62	0,209	296,7
61	67	14,3	0,454	31,5
62	68	14,3	0,226	63,3
63	69	14,3	0,319	44,8

Преобразованная схема замещения представлена на рисунке 7.8.

Рисунок 7.8

Аналогичные преобразования проведем для приведения ветвей 64-69 к узлу, к которому подходит ветвь 57. Результаты расчета приведены в таблице 7.4.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Таблица 7.4


64	70	104,2	10,46	0,100	4,64	15,1	151,0
65	71	78,3	0,134	112,7
66	72	296,7	0,035	431,4
67	73	31,5	0,332	45,5
68	74	63,3	0,165	91,5
69	75	44,8	0,233	64,8

Преобразованная схема замещения представлена на рисунке 7.9.

Рисунок 7.9

Результаты приведения ветвей 57, 70-75 к узлу К4 приведены в таблице 7.5

Таблица 7.5


57	76	0,291	0,286	981,000	1,47	1,756	1,8
70	77	151,000	1,891	928,6
71	78	112,700	2,533	693,2
72	79	431,400	0,662	2653,0
73	80	45,500	6,275	279,8
74	81	91,500	3,120	562,8
75	82	64,800	4,406	398,5

Преобразованная схема замещения представлена на рисунке 7.10.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Рисунок 7.10

Начальное действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ находится по формуле [4, 2.19]:

(7.14)

где - начальное значение тока КЗ, создаваемое i-й ветвью, выраженное в относительных единицах.

- базисное значение тока.

Базисное значение тока находится по формуле:

(7.15)

Для стороны 10 кВ по формуле (7.15):

По формуле (7.14):

Действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в точке К4 для любого момента времени можно определить по формуле [4, 2.19]:

(7.16)

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

где - Для энергосистемы; Для электродвигателей определяется в зависимости от удаленности КЗ от выводов двигателя β по графикам [4, рис.2.23, 2.24; 20].

Удаленность КЗ от выводов двигателя находится по формуле:

(7.17)

где – количество электродвигателей, заменяемых данной ветвью.

Для эквивалентного двигателя ветви 77, заменяющей собой 2 двигателя Для двигателей ДАЗО4-560Х-8Д по формуле (7.17):

Для остальных электродвигателей результаты расчета представлены в таблице 7.6.

Таблица 7.6

	Тип двигателей				, кВт	, %
77	ДАЗО4-560Х 8Д(АД)	0,9	928,6	2	630	97,4	0,78	0,557
78	ДАЗО4-450УК-8Д(АД)	0,9	693,2	4	450	94,4	0,82	0,532
79	ДАЗО4-400Х-8(АД)	0,9	2653,0	2	200	92,5	0,77	0,575
80	СТД-1000-2	1,1	279,8	4	1000	97,3	0,90	0,820
81	СТД-1000-2	1,1	562,8	2	1000	97,3	0,90	0,815
82	СТД-630-2	1,1	398,5	4	630	97,2	0,90	0,913

По формуле (7.16):

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

100

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Значение апериодической составляющей тока КЗ в произвольный момент времени находится по формуле:

(7.10)

где - значение апериодической составляющей тока КЗ,создаваемая i-й ветвью, которое находится по формуле [4, 2.19]:

(7.11)

где – постоянная времени затухания апериодической составляющей, создаваемой i-й ветвью.

Согласно [10, 10.1] значение постоянной времени цепи КЗ на шинах 10 кВ понижающей подстанции с трансформаторами 100 МВА и выше . Значения постоянных времени для синхронных и асинхронных двигателей приведены в таблице 7.7 [4, табл. 2.46, 2.48].

Таблица 7.7

	Тип двигателей	, кВт	, с
77	ДАЗО4-560Х-8Д(АД)	630	0,020
78	ДАЗО4-450УК-8Д(АД)	450	0,020
79	ДАЗО4-400Х-8(АД)	200	0,020
80	СТД-1000-2	1000	0,032
81	СТД-1000-2	1000	0,032
82	СТД-630-2	630	0,031

По формулам (7.11) и (7.10) значение апериодической составляющей тока КЗ в точке К4 равняется:

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

100

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Значение ударного тока в точке К3 находится по формуле [9, 2.19]:

(7.12)

где - ударный ток, создаваемый i-й ветвью, который определяется по формуле:

(7.13)

По формулам (7.12) и (7.13) для точки К4:

Мощность КЗ в точке К4 по формуле (7.1):

Проведя аналогичные преобразования, можно найти токи КЗ в точка К5-К9. Схема замещения для нахождения тока КЗ в точке К5, полученная из схемы, показанной на рисунке 7.8, представлена на рисунке 7.11.

Рисунок 7.11

Аналогично по формуле (7.14) для точки К5:

Результаты расчета удаленности КЗ от выводов двигателей для точки К5 приведены в таблице 7.8.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

101

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Таблица 7.8

	Тип двигателей				, кВт	, %
62	ДАЗО4-560Х 8Д(АД)	0,9	104,2	2	630	97,4	0,78	4,961
63	ДАЗО4-450УК-8Д(АД)	0,9	78,3	4	450	94,4	0,82	4,709
64	ДАЗО4-400Х-8(АД)	0,9	296,7	2	200	92,5	0,77	5,145
65	СТД-1000-2	1,1	31,5	4	1000	97,3	0,90	7,283
66	СТД-1000-2	1,1	63,3	2	1000	97,3	0,90	7,248
67	СТД-630-2	1,1	44,8	4	630	97,2	0,90	8,120

По формуле (7.16) для точки К5:

По формуле (7.10) для точки К5:

По формуле (7.12) для точки К5:

По формуле (7.1) для точки К5:

Схема замещения для нахождения тока КЗ в точке К6, полученная из схем, показанных на рисунках 7.7 и 7.8 и 7.11, представлена на рисунке 7.12.

Рисунок 7.12

Результаты расчета удаленности КЗ от выводов двигателей для точки К6 приведены в таблице 7.9.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

101

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Таблица 7.9

	Тип двигателей				, кВт	, %
71	ДАЗО4-560Х 8Д(АД)	0,9	107,50	2	630	97,4	0,78	4,809
72	ДАЗО4-450УК-8Д(АД)	0,9	80,00	4	450	94,4	0,82	4,609
73	ДАЗО4-400Х-8(АД)	0,9	312,70	2	200	92,5	0,77	4,882
74	СТД-1000-2	1,1	32,45	4	1000	97,3	0,90	7,070
75	СТД-1000-2	1,1	64,90	2	1000	97,3	0,90	7,070
76	СТД-630-2	1,1	45,87	4	630	97,2	0,90	7,930

По формуле (7.14) для точки К6:

По формуле (7.16) для точки К6:

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

101

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

По формуле (7.10) для точки К6:

По формуле (7.12) для точки К6:

По формуле (7.1) для точки К6:

Схема замещения для нахождения тока КЗ в точке К7, полученная из схемы, показанной на рисунке 7.7, представлена на рисунке 7.13.

Рисунок 7.13

По формуле (7.14) для точки К7:

Результаты расчета удаленности КЗ от выводов двигателей для точки К6 приведены в таблице 7.10.

Таблица 7.10

	Тип двигателей				, кВт	, %
58	ДАЗО4-450УК-8Д(АД)	0,9	78,20	4	450	94,4	0,82	4,715
59	ДАЗО4-400Х-8(АД)	0,9	296,80	2	200	92,5	0,77	5,144
65	ДАЗО4-560Х 8Д(АД)	0,9	106,70	2	630	97,4	0,78	4,845
67	СТД-1000-2	1,1	32,40	4	1000	97,3	0,90	7,081
68	СТД-1000-2	1,1	64,79	2	1000	97,3	0,90	7,082
69	СТД-630-2	1,1	45,92	4	630	97,2	0,90	7,922

По формуле (7.16) для точки К7:

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

101

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

По формуле (7.10) для точки К7:

По формуле (7.12) для точки К7:

По формуле (7.1) для точки К7:

Схема замещения для нахождения тока КЗ в точке К8, полученная из схемы, показанной на рисунке 7.6, представлена на рисунке 7.14.

Рисунок 7.14

По формуле (7.14) для точки К8:

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

101

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Результаты расчета удаленности КЗ от выводов двигателей для точки К8 приведены в таблице 7.11.

Таблица 7.11

	Тип двигателей				, кВт	, %
60	ДАЗО4-560Х 8Д(АД)	0,9	104,00	2	630	97,4	0,78	4,971
65	ДАЗО4-450УК-8Д(АД)	0,9	82,80	4	450	94,4	0,82	4,453
66	ДАЗО4-400Х-8(АД)	0,9	303,70	2	200	92,5	0,77	5,027
67	СТД-1000-2	1,1	33,10	4	1000	97,3	0,90	6,931
68	СТД-1000-2	1,1	66,26	2	1000	97,3	0,90	6,925
69	СТД-630-2	1,1	47,30	4	630	97,2	0,90	7,691

По формуле (7.16) для точки К8:

По формуле (7.10) для точки К8:

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

101

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

По формуле (7.12) для точки К8:

По формуле (7.1) для точки К8:

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

101

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Схема замещения для нахождения тока КЗ в точке К9, полученная из схемы, показанной на рисунке 7.7, представлена на рисунке 7.15.

Рисунок 7.15

По формуле (7.14) для точки К9:

Таблица 7.12

	Тип двигателей				, кВт	, %
59	СТД-1000-2	1,1	31,30	4	1000	97,3	0,90	7,329
60	СТД-1000-2	1,1	62,70	2	1000	97,3	0,90	7,318
61	СТД-630-2	1,1	44,50	4	630	97,2	0,90	8,175
65	ДАЗО4-560Х 8Д(АД)	0,9	107,00	2	630	97,4	0,78	4,831
67	ДАЗО4-450УК-8Д(АД)	0,9	80,25	4	450	94,4	0,82	4,594
68	ДАЗО4-400Х-8(АД)	0,9	299,60	2	200	92,5	0,77	5,096

По формуле (7.16) для точки К9:

По формуле (7.10) для точки К9:

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

101

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

По формуле (7.12) для точки К9:

По формуле (7.1) для точки К9:

7.1 Расчет токов КЗ на стороне до 1 кВ.

Согласно [10, 9.1] в сетях до 1 кВ периодическая составляющая тока КЗ равна установившемуся значению. Это означает, что при расчете тока КЗ на стороне до 1 кВ подпитка точки КЗ от высоковольтных электродвигателей не учитывается. Также шины ГПП 110 кВ считаются источником бесконечной мощности (сопротивление системы до трансформатора ГПП принимаем равным нулю).

Поскольку расчет тока КЗ производится с целью выбора электрооборудования, то КЗ на шинах цеховых ТП будем считать металлическим, что соответствует максимально теоретически возможному значению тока КЗ.

Для расчета тока КЗ на выводах НН трансформатора ТП4 посчитаем:

Индуктивное сопротивление КЛ ГПП-РП1:

(7.14)

По формуле (7.14):

Аналогично для КЛ РП1-ТП:

Сопротивление трансформатора ГПП, приведенное к стороне 10 кВ:

(7.15)

где - номинальное напряжение стороны НН трансформатора ТРДЦН-125000/110. .

По формуле (7.15)

Индуктивное сопротивление до вводов 10 кВ ТП4:

(7.16)

По формуле (7.16):

;

Индуктивное сопротивление сети 10 кВ, приведенное к стороне НН ТП4:

(7.17)

где и - соответственно номинальные напряжение трансформатора ТП на стороне НН и ВН. Для ТП4:

По формуле (7.17):

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

102

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Активное, индуктивное и полное сопротивление трансформатора ТП3:

	(7.18)
	(7.19)
	(7.20)

Используя данные таблицы 3.2, по формулам (7.21)-(7-23) находим:

Суммарное полное сопротивление до шин НН ТП4:

(7.21)

По формуле (7.21):

Периодическая составляющая тока трехфазного КЗ на шинах до 1 кВ ТП4:

(7.22)

где - среднее номинальное напряжение сети до 1 кВ. .

По формуле (7.22):

Апериодическая составляющая тока КЗ в произвольный момент времени находится по формуле [21, с.63]:

(7.23)

где – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с, равная:

(7.24)

где – соответственно результирующее активное и индуктивное сопротивления цепи КЗ.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

104

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

- синхронная угловая частота напряжения сети:

По формуле (7.24):

По формуле (7.23):

Ударный ток в точке К10 может быть найден по формуле [21, с.63]:

(7.25)

где- разность фаз напряжения сети и периодической составляющей тока КЗ.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

104

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

находится по формуле:

(7.26)

- время от начала КЗ до появления ударного тока, которое находится по формуле:

(7.27)

По формуле (7.26):

По формуле (7.27):

По формуле (7.25):

Мощность КЗ в точке К10 по формуле (7.1):

Для остальных точек КЗ результаты расчета приведены в таблице 7.13

Сведем результаты расчетов токов КЗ в таблицу 7.14.

Для оценки теплового импульса воздействия тока КЗ на отдельные элементы СЭС необходимо найти время отключения КЗ. С этой целью на рисунке 7.16 построена диаграмма селективности действия максимальной токовой защиты. Считается, что автоматические выключатели смежных ступеней СЭС имеют ступень селективности 0,1 с, а выключатели напряжением выше 1 кВ- 0,3 с.

Выводы по разделу:

Были рассчитаны токи КЗ. Результаты данных расчетов будут использованы для выбора электрооборудования СЭС предприятия.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Таблица 7.13

ТочкаКЗ	ТП	,В	, мОм	, мОм	, мОм	, мОм	, мОм	, мОм	, кА	, мс	,о	, мс	, кА	Sк,МВА
К10	ТП4	690	537,677	2,560	5,142	25,676	28,236	28,700	13,88	17,488	79,68	9,427	30,89	16,6
К11	ТП6	400	557,000	0,891	5,500	17,139	18,030	18,851	12,25	10,440	73,04	9,058	24,28	8,5
К12	ТП2	400	545,182	0,872	2,862	14,967	15,839	16,096	14,35	17,624	79,76	9,431	31,98	9,9
К13	ТП1	400	545,390	0,873	0,614	3,791	4,663	4,703	49,10	24,171	82,49	9,583	115,74	34,0
К14	ТП3	690	536,807	2,556	1,828	11,279	13,835	13,955	28,55	24,100	82,47	9,582	67,26	34,1
К15	ТП9	690	535,016	2,547	6,598	32,590	35,138	35,752	11,14	16,961	79,37	9,409	24,65	13,3
К16	ТП7	400	542,090	0,867	0,614	3,791	4,658	4,698	49,15	24,144	82,49	9,583	115,85	34,1
К17	ТП5	400	553,181	0,885	1,031	5,911	6,796	6,874	33,60	20,987	81,37	9,521	77,36	23,3
К18	ТП10	690	535,865	2,551	1,828	11,279	13,830	13,951	28,56	24,092	82,47	9,582	67,28	34,1
К19	ТП8	400	543,006	0,869	0,614	3,791	4,659	4,700	49,14	24,151	82,49	9,583	115,82	34,0

Таблица 7.14

Точка КЗ	Uср.ном, кВ	Токи, кА	SКЗ, МВА
Iп0	Iпt	iаt	iуд
1	2	3	4	5	6	7
К1	115,00	30,06	30,06		82,47	5979,0
К2	115,00	33,03	33,03		90,62	6558,0
К3	115,00	26,97	26,97		74,00	5372,0
К4	10,50	31,2			83,50	567,4
К5	10,50	16,3			41,70	296,4

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Продолжение таблицы 7.14

1	2	3	4	5	6	7
К6	10,50	16,2			40,60	294,6
К7	10,50	16,3			40,70	296,4
К8	10,50	15,9			39,70	289,2
К9	10,50	16,3			40,90	296,4
К10	0,69	13,88	13,88		30,89	16,6
К11	0,40	12,25	12,25		24,28	8,5
К12	0,40	14,35	14,35		31,98	9,9
К13	0,40	49,10	49,10		115,74	34,0
К14	0,69	28,55	28,55		67,26	34,1
К15	0,69	11,14	11,14		24,65	13,3
К16	0,40	49,15	49,15		115,85	34,1
К17	0,40	33,60	33,60		77,36	23,3
К18	0,69	28,56	28,56		67,28	34,1
К19	0,40	49,14	49,14		115,82	34,0

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Рисунок 7.16

ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ СЭС ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ

8.1 Выбор электрооборудования схемы внешнего электроснабжения

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

107

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Выбор трансформаторов ГПП, выключателей, разъединителей и проводов ЛЭП 110 кВ был произведен в разделе 5.

1) Выбор трансформаторов тока. Выбор трансформаторов тока (ТТ) производится в соответствие с [10, 10.6].

Рабочий максимальный ток, который может протекать через трансформатора тока, найдем по формуле:

(8.1)

где - номинальное напряжение трансформатора ГПП на стороне ВН. .

По формуле (8.1):

К установке намечаются трансформаторы тока ТРГ-110 с номинальным током 1000 А [22] Результаты выбора приведены в таблице 8.1

Таблица 8.1

Место установки	Условие выбора	Расчетный параметр цепи	Каталожные данные ТТ
Отходящие линии подстанций энергосистемы		10 кВ	10 кВ
Цепь выключателя мостика
Выключатели трансформаторов ГПП
Ремонтная перемычка
Отходящие линии подстанций энергосистемы		853 А	1000 А
Цепь выключателя мостика
Выключатели трансформаторов ГПП
Ремонтная перемычка
Отходящие линии подстанций энергосистемы		82,47 кА; 90,62 кА	160 кА
Цепь выключателя мостика	74 кА
Выключатели трансформаторов ГПП
Ремонтная перемычка

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

107

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Продолжение таблицы 8.1

Место установки	Условие выбора	Расчетный параметр цепи	Каталожные данные ТТ
Отходящие линии подстанций энергосистемы
Цепь выключателя мостика
Выключатели трансформаторов ГПП
Ремонтная перемычка

Для проверки трансформаторов тока на допустимую вторичную нагрузки определим перечень контрольно-измерительных приборов (КиП). Руководствуясь [8, 1.5,1.6], установим в схеме внешнего электроснабжения КиП, представленные в таблице 8.2.

Таблица 8.2

Место установки	КиП	Измерительные трансформаторы, к которым подключается КиП
Отходящие линии подстанций энергосистемы	Амперметр, ваттметр, варметр, счетчик активной и реактивной энергии	ТТ отходящих линий, ТН секций шин 110 кВ подстанций энергосистемы
Выключатель мостика	Амперметр	ТТ в цепи выключателя мостика
Вольтметр	ТН на стороне 110 кВ ГПП
Сторона 110 кВ ГПП	Амперметр, расчетный счетчик активной и реактивной энергии	ТТ в цепях выключателей трансформаторов, ТН на стороне 110 кВ ГПП
Ремонтная перемычка	Амперметр	ТТ в ремонтной перемычке

В качестве измерительных приборов будут установлены многофункциональные электроизмерительные приборы ЩМ120 [23], а в качестве счетчиков активной и реактивной энергии – счетчики ЕвроАЛЬФА [24]. Схема подключения КиП к вторичным цепям трансформаторов тока отходящих линий подстанции энергосистемы представлена на рисунке 8.1 Для остальных ТТ схема будет аналогичной, за исключением отсутствия соответствующих КиП.

Распределение вторичной нагрузки по фазам и обмоткам ТТ отходящих линий подстанции энергосистемы показано в таблице 8.3

Допустимая нагрузка обмоток 1 и 2 с классами точности 0,2s и 0,5 соответственно составляет 50 ВА [22]. Предельное сопротивление вторичной нагрузки найдем по формуле:

(8.2)

где - номинальное значение тока вторичной обмотки ТТ. .

Рисунок 8.1

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

110

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Таблица 8.3

Обмотка ТТ	Прибор	Тип прибора	Количество приборов	Потребляемая мощность, ВА
фаза А	фаза B	фаза C
0,2s	PIK	EA02RTX	1	0,015	0,015	0,015
0,5	PA, PW, Pvar	ЩМ120	1	0,1	0,1	0,1
Итого	0,115	0,115	0,115

По формуле (8.2):

Согласно [10,1 0.6] допустимое сопротивление соединительных проводов находится по формуле:

(8.3)

где – сопротивление подключенных к данной обмотке ТТ приборов, которое находится по формуле [10, 10.6]:

(8.4)

где - мощность, потребляемая подключенным к данной обмотке ТТ прибором;

– переходное сопротивление контактов, равное 0,05 Ом. [10, 10.6]

По формуле (8.4):

а) Для обмотки 0,2s:

б) Для обмотки 0,5:

По формуле (8.3):

а) Для обмотки 0,2s:

б) Для обмотки 0,5:

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

112

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Допустимое сечение соединительных проводов может быть найдено по формуле [10, 10.6]:

(8.5)

где – удельное сопротивление материала провода. Поскольку в качестве соединительных выбираем медные провода, то ;

- расчётная длина соединительных поводов, учитывающая схемы включения приборов и обмоток трансформаторов тока.

Поскольку приборы включены в полную звезду, то расчетная длина проводов находится по формуле:

где - длина соединительных проводов от обмотки трансформатора тока до приборов. Для РУ 110 кВ.

По формуле (8.5):

а) Для обмотки 0,2s:

б) Для обмотки 0,5:

По условию механической прочности выбираем соединительные провода с сечением 1,5 мм2 [8, 3.4.4].

Поскольку остальные трансформаторы тока имеют меньшую нагрузку, то допустимое сечение соединительных проводов для них не превысит найденного значения. Соответственно, аналогично для остальных ТТ по условию механической прочности выбираем медные провода сечением 1,5 мм2.

Выбор трансформаторов напряжения. К установке намечается трансформатор напряжения НАМИ-110 [25].

Схема соединения трансформаторов напряжения и подключения КиП на рисунке 8.2. Согласно [10, 10.6] трансформатор напряжения должен быть проверен по допустимой вторичной нагрузке. Согласно [25] допустимая вторичная нагрузка основной обмотки вторичной при работе в классе точности 0,2 составляет 120 ВА. КиП, подключаемые к трансформаторам напряжения, представлены в таблице 8.4.

Таблица 8.4

Прибор	Тип прибора	Количество приборов	Потребляемая мощность, ВА
фаза А	фаза B	фаза C
PIK	EA02RTX	1	4	4	4
PV	ЩМ120	1	0,1	0,1	0,1
Итого			4,1	4,1	4,1

Таким образом, вторичная нагрузка каждой основной обмотки трансформаторов напряжения фазы не превышает номинальной.

Рисунок 8.2

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

112

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Для защиты оборудования ГПП от волн перенапряжения, приходящих с ЛЭП 110 кВ устанавливаем ОПН-У-110/73. В нейтрали трансформаторов устанавливаем ОПН-У-110/55.

Для обеспечения ВЧ связи устанавливаем высокочастотные заградители ВЗ-1250-0,5 У1 и высокочастотные конденсаторы СМ-110/3-6,4 У1.

Выбор электрооборудования схемы внутреннего электроснабжения
Определим целесообразность компенсации токов однофазного замыкания на землю (ОЗЗ) в сети 10 кВ. Расчетное значение тока ОЗЗ может быть найдено по формуле:

(8.6)

где n и k – соответственно число линий 10 кВ и электродвигателей 10 кВ.

По формуле (8.6):

Согласно [26, 18.2] в сетях напряжением 10 кВ, выполненных кабельными линиями, допускается работа с изолированной нейтралью при токе ОЗЗ, не превышающем 20 А. Следовательно, установка дугогасящих реактиров не требуется.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

112

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Произведем выбор токопровода, соединяющего трансформаторы ГПП с ячейками РУ НН ГПП. Токопровод для присоединения преобразовательной подстанции к секциям шин ГПП выбран в разделе 6. Токопровод с аналогичными параметрами соединяет вышеназванные секции шин (1 и 3) с расщепленными ветвям вторичных обмоток трансформаторов ГПП. Проверим данные токопроводы по динамической и термической стойкости к току КЗ. Каталожные параметры токопровода ТЗКР-10-3150 приведены в [28]. Результаты проверки приведены в таблице 8.5.

Таблица 8.5

Условие выбора

Расчетный параметр цепи

Каталожные данные токопровода

83,5 кА

128 кА

Для присоединения секций шин, от которых питаются остальные потребители электроэнергии предприятия (2 и 4), к установке намечается токопровод ТЗКР-10-2000. Результаты проверки данного токопровода приведены в таблице 8.6.

Таблица 8.6

Условие выбора	Расчетный параметр цепи	Каталожные данные токопровода
	10 кВ	10 кВ
	1800 А	2000 А
	41,7	128 кА

РУ 10 кВ ГПП и РП 1-5 будут выполнены с помощью ячеек КРУ C-410 [29]. Тип встраиваемый в ячейки КРУ выключателей – ВРС-10 [30]. Проверку ячеек КРУ будем производить совместно с проверкой встраиваемых в них выключателей. В качестве примера рассмотрим выбор вводных выключателей РУ 10 кВ ГПП для секций шин 1 и 2. К установке намечаются выключатели ВРС-10-40/3150 в ячейках С-410-006-10-40/3150 для ввода на секции шин 1 и 3, и выключатели ВРС-10-31,5/2000 в ячейках С-410-006-10-31,5/2000. Результаты выбора приведены в таблице 8.7.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

109

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Таблица 8.7

Ввод на секции шин	Условия выбора	Расчетные параметры цепи	Каталожные данные оборудования
ВРС-10	C-410
1,2,3,4		10 кВ	10 кВ	10 кВ
1,3		3132 А	3150 А	3150 А
2,4	1800 А	2000 А	2000 А
1,3		31,2 кА	40 кА	40 кА
2,4	16,3 кА	31,5 кА	31,5 кА
1,3		83,5 кА	102 кА	125 кА
2,4	41,7 кА	80 кА	81 кА
1,3	t==0,01+0,05=0,06 c	31,08 кА	40 кА	-
2,4		14,07 кА	31,5 кА	-
1,3	t=0,06 c		79,2 кА	-

Продолжение таблицы 8.7

Ввод на секции шин	Условия выбора	Расчетные параметры цепи	Каталожные данные оборудования
ВРС-10	C-410
2,4	t=0,06 c	13,2 кА	44,1 кА	-
1,3
2,4

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

109

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Произведем выбор трансформаторов тока, установленных в вводных ячейках РУ 10 кВ ГПП. К установке намечаются трансформаторы тока ТШЛК-10 с номинальными токами 4000 А (для вводов на секции шин 1 и 3) и 2000 А (для вводов на секции шин 2 и 4) [31]. Результаты проверки ТТ приведены в таблице 8.8

Таблица 8.8

Ввод на секции шин	Условие выбора	Расчетный параметр цепи	Каталожные данные ТТ
1,3		10 кВ	10 кВ
2,4	10 кВ	10 кВ
1,3		3131 А	4000 А
2,4	1800 А	2000 А
1,3		83,9 кА	-
2,4	94,8 кА	-
1,3
2,4

Аналогично схеме внешнего электроснабжения составим перечень КиП, устанавливаемых в схеме внутреннего электроснабжения. Данный перечень представлен в таблице 8.9. Данный перечень будет расширен после выбора компенсирующих устройств и устройств, улучшающих показатели качества электроэнергии.

Таблица 8.9

Место установки	КиП	Измерительные трансформаторы, к которым подключается КиП
Вводы от трансформаторов ГПП	Амперметр, ваттметр, варметр, счетчик активной и реактивной энергии	ТТ вводных ячеек КРУ 10 кВ, ТН секций шин 10 кВ
Сборные шины 10 кВ ГПП и РП	Вольтметр	ТН секций шин 10 кВ
Цепи секционных выключателей	Амперметр	ТТ цепи секционного выключателя
Трансформатор собственных нужд ГПП	Амперметр, расчетный счетчик активной энергии	-
Отходящие линии к РП, высоковольтным потребителям и ТП	Амперметр, счетчик активной энергии	ТТ соответствующих линий

Аналогично в качестве измерительных приборов будут использованы цифровые приборы ЩМ120 и счетчики ЕвроАЛЬФА. Схема подключения КиП к вторичным цепям трансформаторов тока вводных выключателей ГПП представлена на рисунке 8.3 Распределение вторичной нагрузки по фазам и обмоткам ТТ показано в таблице 8.10

Рисунок 8.3

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

110

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

110

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Таблица 8.10

Обмотка ТТ	Прибор	Тип прибора	Количество приборов	Потребляемая мощность, ВА
фаза А	фаза B	фаза C
0,2s	PIK	EA02RTX	1	0,015	0	0,015
0,5	PA, PW, Pvar	ЩМ120	1	0,1	0	0,1
Итого	0,115	0	0,115

Аналогично по формуле (8.2):

По формуле (8.2):

По формуле (8.4):

а) Для обмотки 0,2s:

б) Для обмотки 0,5:

По формуле (8.3):

а) Для обмотки 0,2s:

б) Для обмотки 0,5:

По формуле (8.5):

а) Для обмотки 0,2s:

б) Для обмотки 0,5:

По условию механической прочности выбираем соединительные провода с сечением 1,5 мм2 [8, 3.4.4].

Аналогично произведем выбор остальных выключателей и трансформаторов тока. К установке на отходящих линиях принимаются трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-10 [32]. Результаты выбора приведены в таблице 8.11.

Выбор секционных выключателей и установленных в их ячейках трансформаторов тока приведен в таблице 8.12. При этом учтено, что ток, протекающий через секционный выключатель ГПП в послеаварийном режиме, равен 0,7 от тока, протекающего через вводной выключатель в послеаварийном режиме.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

113

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Таблица 8.11

Кабельные линии (начало и конец)	Uн, кВ	Iр, А	Iутяж, А	Iп0, кА	t3, c	iу, кА	Тип выключателя	Тип трансформатора тока
ГПП-ТП1	10	104,7 А	209,4	16,3	0,6	41,7	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 300/5
ГПП-ТП3	105,0	210,0	16,3	0,5	41,7	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 300/5
ГПП-ТП7	104,4	208,8	16,3	0,5	41,7	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 300/5
ГПП-ТП10	106,0	212,0	16,3	0,5	41,7	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 300/5
ГПП-РП1	260,0	520,0	16,3	1,7	41,7	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 600/5
РП1-F801(F802)	183,0	-	16,2	0	40,6	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 200/5
РП1- F803(F901)	66,0	-	16,2	0	40,6	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-14 75/5
РП1-ТП4	78,0	156,0	16,2	0,8	40,6	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 200/5
ТП4	42	84	16,2	0,5	40,6	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-13 100/5
ТП6	17	34	16,2	0,5	40,6	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-14 50/5
ТП2	38	-	16,2	0,5	40,6	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-14 50/5
ГПП-РП2	-	3132,0	31,2	0,9	83,5	ВРС-10-40/3150	ТШЛК-10-4000/5
РП2-CV701	-	3132,0	31,2	0	83,5	ВРС-10-40/3150	ТШЛК-10-4000/5
ГПП-РП3	83,0	166,0	16,3	1,7	41,7	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 200/5
РП3-АД	33,0	-	16,3	0	40,7	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-14 50/5
РП3-АД	15,0	-	16,3	0	40,7	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-14 50/5
РП3-ТП9	27,0	53,0	16,3	0,5	40,7	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-14 75/5
ГПП-РП4	196,0	392,0	16,3	1,7	41,7	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 400/5
РП4-АД	46,0	-	15,9	0	39,7	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-14 50/5
РП4-ТП5	66,0	132,0	15,9	0,5	39,7	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-12 150/5
ГПП-РП5	321,0	642,0	16,3	1,7	41,7	ВРС-10-20/1000	ТОЛ-СЭЩ-10-11 800/5
РП5-СД	67,0	-	16,3	0	40,9	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-14 75/5

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

113

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Продолжение таблицы 8.11

Кабельные линии (начало и конец)	Uн, кВ	Iр, А	Iутяж, А	Iп0, кА	t3, c	iу, кА	Тип выключателя	Тип трансформатора тока
РП5-СД	10	37,0	-	16,3	0	40,9	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-14 50/5
РП5-ТП8	71,0	142,0	16,3	0,5	40,9	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-12 150/5

Таблица 8.12

Место установки секционного выключателя	Uн, кВ	Iутяж, А	Iп0, кА	t3, c	iу, кА	Тип выключателя	Тип трансформатора тока
ГПП (1,3)	10	3132	31,2	1,2	83,5	ВРС-10-40/3150	ТШЛК-10-4000/5
ГПП (2,4)	1260	16,3	2,0	41,7	ВРС-10-20/1600	ТОЛ-СЭЩ-10-11 1500/5
РП1	364	16,2	1,1	40,6	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-11 400/5
РП2	3132	31,2	0,3	83,5	ВРС-10-40/3150	ТШЛК-10-4000/5
РП3	116,2	16,3	0,8	40,7	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-12 150/5
РП4	275	15,9	0,8	39,7	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-10-11 300/5
РП5	450	16,3	0,8	40,9	ВРС-10-20/630	ТОЛ-СЭЩ-11 600/5

В начале перечисленных в таблице 8.11 кабельных линий устанавливаются трансформаторы тока нулевой последовательности ТЗЛМ-1 [31]

Произведем выбор трансформаторов напряжения, подключенных к секциям шин ГПП и РП. В качестве примера рассмотрим выбор трансформаторов напряжения, устанавливаемых на секции шин 2 и 4 ГПП. Перечень КиП подключаемых к вторичным цепям трансформаторов напряжения, приведен в таблице 8.13.

Таблица 8.13

Прибор	Тип прибора	Количество приборов	Потребляемая прибором мощность от трех фаз ТН, ВА	Суммарная потребляемая приборами данного типа мощность, ВА

PV, PW, PVar	ЩМ120	1	0,3	0,3
PIK	EA02RTX	9	4	36
Итого	36,6

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

114

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Cуммарная мощность, потребляемая КиП, не превышает предельно допустимой для класса точности 0,5 (200 [33]). Следовательно, выбранные трансформаторы напряжения будут работать в классе точности 0,5.

Поскольку вторичная нагрузка трансформаторов напряжения, устанавливаемых на секциях шин 1 и 3 и секциях шин РП будет заведомо меньше найденной выше, данные трансформаторы напряжения также будут работать к классе точности 0,5.

В качестве соединительных проводов выбираем медные провода сечением 1,5 мм2 [8, 3.4.4].

Произведем выбор трансформаторов собственных нужд ГПП. Расчетная нагрузка трансформаторов собственных нужд находится по формуле:

(8.7)

где - коэффициент спроса. В ориентировочных расчетах можно принять

- установленная активная мощность потребителей собственных нужд.

- установленная реактивная мощность потребителей собственных нужд . Для электродвигателей принимаем ().

Расчет нагрузки потребителей собственных нужд произведем в таблице 8.14. Установленная мощность осветительных ЭП ОРУ 110 кВ и количество ячеек КРУ будут уточнены ниже:

Таблица 8.14

Вид потребителя	Установленная мощность	cosφ	tgφ	Расчетная нагрузка
кВт x количество	всего, кВт	Pуст, кВт	Qуст, квар
Двигатели охлаждения трансформаторов ГПП	29,6x2	59,2	0,850	0,62	59,2	36,7
Освещение ОРУ	5,0x1	5,0	0,958	0,30	5,0	1,5
Подогрев выключателей 110 кВ	1,8x3	5,4	1,000	0,00	5,4	0,0
Подогрев ячеек КРУ	0,7x30	21,0	1,000	0,00	21,0	0,0
Подогрев приводов разъединителей	0,5x10	5,0	1,000	0,00	5,0	0,0
Маслохозяйство	10x1	10,0	1,000	0,00	10,0	0,0
Итого	105,6	38,2

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

116

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

По формуле (8.7)

При двух трансформаторах собственных нужд на ГПП c постоянным дежурством персонала номинальная мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по условию:

(8.8)

По условию (8.7) согласно выбираем трансформаторы собственных нужд ТМГ- 63/10У1.

Произведем проверку кабелей схемы внутреннего электроснабжения кВ по условию термической стойкости к току КЗ. При этом термически стойкое сечение кабеля находится по формуле [10,10.7]:

(8.9)

где - импульс квадратичного тока КЗ;

- термическая функция. C=94 А∙с0.5/мм2

Произведем проверку на примере кабеля, соединяющего ГПП и ТП3. Импульс квадратичного тока:

По формуле (8.9):

Кабельная линия ГПП-ТП3 выполнена кабелем ААШвУ(3х195) с поперечным сечением жилы . Следовательно, увеличение сечения жилы по условию термической стойкости не требуется. Результаты проверки остальных кабельных линий приведены в таблице 8.15.

Таблица 8.15

Начало и конец кабельной линии	Iп0, кА	t3, c	tс, c	Tа, c	Bk, (кА)2∙с	С, А∙с0.5/мм2	Fт.с, мм2	F, мм2
1. ГПП-ТП3	16,30	0,5	0,05	0,23	207	94	153	185
2. ГПП-ТП1	16,30	0,6	0,05	0,23	234	94	163	240
3.ТП1-НРП1	49,10	0,1	0,025	0,02	360	94	202	120
4.ГПП-ТП7	16,30	0,5	0,05	0,23	207	94	153	240
5.ГПП-ТП10	16,30	0,5	0,05	0,23	207	94	153	240
6.ГПП-РП1	16,30	1,7	0,05	0,23	526	94	244	240
7.РП1-F-801(F802)	16,20	0,0	0,05	0,01	16	94	42	185
8.РП1-F803(F901)	16,20	0,0	0,05	0,01	16	94	42	70
9.РП1-ТП4	16,20	0,8	0,05	0,01	226	94	160	95
10.ТП4-ТП6	16,20	0,8	0,05	0,01	226	94	160	16
11.ТП4-ТП2	16,20	0,8	0,05	0,01	226	94	160	35
12.ТП2-НРП2	14,35	0,1	0,025	0,02	29	94	58	10
13.ТП2-НРП3	14,35	0,1	0,025	0,02	29	94	58	70

Продолжение таблицы 8.15

Начало и конец кабельной линии	Iп0, кА	t3, c	tс, c	Tа, c	Bk, (кА)2∙с	С, А∙с0.5/мм2	Fт.с, мм2	F, мм2
14. ГПП-РП3	16,30	1,7	0,05	0,23	526	94	244	120
15.РП3-АД	16,30	0,0	0,05	0,01	16	94	42	35
16.РП3-АД	16,30	0,0	0,05	0,01	16	94	4	16
17. РП3-ТП9	16,30	0,5	0,05	0,01	149	94	130	25
18. ГПП-РП4	16,30	1,7	0,05	0,23	526	94	244	140
19. РП4-АД	15,90	0,0	0,05	0,01	15	94	41	50
20. РП4-ТП5	15,90	0,5	0,05	0,01	142	94	127	70
21. ГПП-РП5	16,30	1,7	0,05	0,23	526	94	244	240
22. РП5-СД	16,30	0,0	0,05	0,01	16	94	42	70
23. РП5-СД	16,30	0,0	0,05	0,01	16	94	42	35
24. РП5-ТП8	16,30	0,5	0,05	0,01	149	94	130	95

В соответствие с результатами проверки кабельных линий на термическую стойкость к токам КЗ, в таблице 8.16 перечислены кабельные линии, сечение жил кабелей которых были соответственно увеличены.

Таблица 8.16

Начало и конец кабельной линии	Прежняя площадь сечения кабеля, мм2	Площадь термически устойчивого сечения, мм2	Тип и площадь сечения нового кабеля
ТП1-НРП1	120	240	ААШвУ(4х240)
РП1-ТП4	95	185	ААШвУ(3х185)
ТП4-ТП6	16	185	ААШвУ(3х185)
ТП4-ТП2	35	185	ААШвУ(3х185)
ТП2-НРП2	10	70	ААШвУ(4х70)
ГПП-РП3	120	240	ААШвУ(3х240)
РП3-АД	35	50	ААШвУ(3х50)
РП3-АД	16	50	ААШвУ(3х50)
РП3-ТП9	25	150	ААШвУ(3х150)
ГПП-РП4	70	240	ААШвУ(3х240)
РП4-ТП5	70	150	ААШвУ(3х150)
РП5-СД	35	50	ААШвУ(3х50)
РП5-ТП8	95	150	ААШвУ(3х150)

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

118

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Произведем выбор цеховых ТП, НРП и коммутационных аппаратов на стороне до 1 кВ. Трансформаторы цеховых ТП были выбраны в разделе 3. Цеховые ТП реализуются с помощью КТП 400, 630,1000, 1600, 2500. РУ НН цеховых ТП реализуются с помощью низковольтных шкафов ШН. НРП также реализуются с помощью низковольтных шкафов ШН.

Произведем выбор вводных и секционного автоматических выключателей ТП3. Ток, протекающий по вводным выключателям данной ТП в утяжеленном режиме по формуле (8.1):

(8.10)

По формуле (8.10):

Аналогично выбору секционныз выключателей ГПП и РП, считаем, что ток, протекающий через секционный автоматический в послеаварийном режиме равен :

В качестве вводных и секционного выключателя ТП3 выбираем автоматические выключатели Masterpact NW32 и NW25 с номинальными токами 3200 и 2500 А соответственно [34]. На шинах ТП3 (точка кз К14) действующее значение периодической составляющей тока КЗ Iп0=28,55 кА, а ударный ток КЗ iуд=67,26 кА. Согласно [34] номинальные токи отключения автоматический выключателей Masterpact NW32, NW20 Iсs равны 85кА и 65кА соответственно, допустимый ток включения на КЗ (ударный) Icm равен 187 кА и 143 кА соответственно для NW32 и NW20. Трехсекундный ток термической стойкости Icw равен 75 и 66 кА соответственно. Таким образом, данные выключатели удовлетворяют требованиям стойкости к токам КЗ.

Выбор вводных и секционных автоматических выключателей остальных ТП и НРП произведен в таблице 8.17.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

119

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Каталожные данные автоматических выключателей серии Multi 9 взяты из [35], автоматических выключателей Compact NS взяты из [36].

Выводы по разделу:

Выбрано основное электрооборудование СЭС предприятия.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Таблица 8.17

Точка КЗ	Номер ТП/НРП	Uном, кВ	S, кВА	Iнорм, А	Iраб.макс, А	Iсекц, А	Iк0, кА	iуд, кА	Вводной выключатель	Секционный выключатель
Тип	Iном, А	Тип	Iном, А
К10	ТП4	0,69	1000	586	1171	820	13,88	30,89	Masterpact NW12	1250	Masterpact NW08	800
К11	ТП6	0,4	400	404	808	566	12,25	24,28	Masterpact NW10	1000	Masterpact NS630	630
К12	ТП2	0,4	630	909	909	-	14,35	31,98	Masterpact NW10	1000	-	-
К13	ТП1	0,4	2500	2526	5052	3536	49,10	115,74	Masterpact NW63	6300	Masterpact NW40	4000
К14	ТП3	0,69	2500	1464	2929	2050	28,55	67,26	Masterpact NW32	3200	Masterpact NW25	2500
К15	ТП9	0,69	630	369	738	517	11,14	24,65	Masterpact NW08	800	Masterpact NS630	630
К16	ТП7	0,4	2500	2526	5052	3536	49,15	115,85	Masterpact NW63	6300	Masterpact NW40	4000
К17	ТП5	0,4	1600	1617	3233	2263	33,60	77,36	Masterpact NW40	4000	Masterpact NW25	2500
К18	ТП10	0,69	2500	1464	2929	2050	28,56	67,28	Masterpact NW32	3200	Masterpact NW25	2500
К19	ТП8	0,4	2500	2526	5052	3536	49,14	115,82	Masterpact NW63	6300	Masterpact NW40	4000
К13	НРП1	0,4	97	98	196	137	49,10	115,74	Masterpact NS250	250	Masterpact NS160	160
К12	НРП2	0,4	8	11	11	-	14,35	31,98	Multi9 C120H	16	-	-
К12	НРП3	0,4	80	116	116	-	14,35	31,98	Masterpact NS160	160	-	-

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

121

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

9 РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛАХ СЭС

9.1 Несинусоидальность напряжения

Основным потребителем электроэнергии предприятия ОАО «ЧЦЗ» является преобразовательная подстанция MS-101, обеспечивающая электроснабжение электролизного производства Комплекса электролиза цинка. Поэтому возникает необходимость расчета значений коэффициентов гармонических составляющих и суммарного коэффициента гармонических составляющих напряжения на секциях шин 2 и 4 с целью определения соответствия перечисленных показателей качества электроэнергии требованиям ГОСТ 54149-2010. Расчетная схема приведена на рисунке 9.1. По расчетной схеме составлена схема для k-й гармонической составляющей. Сопротивления схемы замещения рассчитаны по формулам [4, 37]:

Сопротивление энергосистемы для k-й гармоники, приведенное к стороне 10 кВ:

(9.1)

где – напряжение ступени, к которой приводятся сопротивления схемы замещения, .

- мощность короткого замыкания энергосистемы в точке К3. .

По формуле (9.1):

Сопротивление кабельных линий 10 кВ:

(9.2)

где - номинальное напряжение ВЛ (КЛ).

Сопротивления ветвей трансформатора ГПП:

	(9.3)
	(9.4)

По формулам (9.3) и (9.4):

Сопротивление трансформатора цеховой ТП:

(9.5)

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Рисунок 9.1

Сопротивление реактора:

(9.6)

По формуле (9.6):

Cопротивление синхронного двигателя:

(9.7)

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

122

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Сопротивление асинхронного двигателя:

(9.8)

Результаты расчетов по формулам (9.2), (9.5), (9.7) и (9.8) сопротивлений элементов схемы замещения приведены в таблице 9.1.

Таблица 9.1

Элемент расчетной схемы	Xk, Ом
1. ГПП-ТП3	0,013k
2. ГПП-ТП1	0,022k
4.ГПП-ТП7	0,018k
5.ГПП-ТП10	0,012k
6.ГПП-РП1	0,010k
7.РП1-ТП4	0,004k
8.ТП4-ТП6	0,013k
9.ТП4-ТП2	0,006k
10. ГПП-РП3	0,009k
11.РП3-АД	0,004k
12.РП3-АД	0,005k
13.РП3-АД	0,002k
14. РП3-ТП9	0,002k
14. ГПП-РП4	0,017k
16. РП4-АД	0,004k
17. РП4-ТП5	0,009k
18. ГПП-РП5	0,013k
19. РП5-СД	0,008k
20. РП5-СД	0,009k
21. РП5-СД	0,010k
22. РП5-СД	0,005k
23. РП5-СД	0,006k
24. РП5-ТП8	0,006k
25. СТД-1000-2 (СД)	11,020k
26. СТД-630-2 (СД)	15,641k
27.ДАЗО4-450УК-8Д(АД)	27,523k
28.ДАЗО4-400Х-8(АД)	52,232k
29.ДАЗО4-560Х-8Д(АД)	18,296k
30.ТП4	5,393k

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

122

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Продолжение таблицы 9.1

Элемент расчетной схемы	Xk, Ом
31.ТП6	10,712k
32.ТП2	9,354k
33.ТП1	2,369k
34.ТП3	2,369k
35.ТП9	6,845k
36.ТП7	2,369k
37.ТП5	3,694k
38.ТП10	2,369k
39.ТП8	2,369k

Найдем параметры источников высших гармоник по формуле:

(9.8)

где - полная расчетная мощность преобразователя.

- угол сдвига фаз, создаваемый фазоповоротными автотрансформаторами..

По формуле (9.8):

а) Для преобразователя, подключенного к 1-секции шин ГПП:

б) Для преобразователя, подключенного к 3-секции шин ГПП:

Фрагмент схемы замещения представлен на рисунке 9.2

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Рисунок 9.2

10 РАСЧЕТ И ВЫБОР УСТРОЙСТВ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Расчет устройств компенсации реактивной мощности будем производить на методе, основанном на методе Лагранжа [56; 38, р.4, 11]. В соответствие с ним вначале составляется схема электроснабжения, на которой показаны возможные источники и потребители реактивной мощности. Данная схема представлена на рисунке 9.1. Поскольку разработанная выше схема электроснабжения является симметричной относительно секционных выключателей, на ней показаны источники и потребители реактивной мощности, подключенные к одной СШ ГПП.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

122

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Рисунок 9.1

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

123

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Параметры схемы рассчитываются по формулам (3.9), а также [56, р.9]:

	(10.1)
	(10.2)
	(10.3)

По формулам (3.9), (10.1) и (10.2) для ТП1:

При этом считаем, что на стороне НН ТП установлена основная группа БК, мощность которой рассчитана в разделе 3. Поэтому считаем, что со стороны НН потребляется реактивная мощность
. Для ТП1:

Для остальных ТП результаты расчета параметров схемы приведены в таблице 10.1

Таблица 10.1

Трансформаторная подстанция	Sн.т., кВА	Q1,i, квар	ΔQтi, квар	Rтрi, Ом	Rлi, Ом
ТП1	400	159,74	17,22	3,44	0,036
ТП2	1250	116,84	44,4	0,69	0,020
ТП3	400	113,27	17,22	3,44	0,069
ТП4	2500	932,65	93,5	0,384	0,014
ТП5	2000	723,66	67,04	0,4125	0,025
ТП6	2500	1030,37	93,5	0,384	0,026

По формуле (10.1):

Располагаемую реактивная мощность синхронных двигателей можно найти по формуле:

(10.4)

где - коэффициент допустимой перегрузки СД по реактивной мощности. Примем, что коэффициент загрузки по активной мощности . Тогда по [56, табл.3] при относительном напряжении на двигателях

- количество двигателей. N=2.

- номинальная активная мощность СД.

- номинальная реактивная мощность СД. Согласно [1987, П.1]

По формуле (10.4):

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

124

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Экономически целесообразная реактивная мощность, передаваемая энергосистемой предприятию в расчете на один трансформатор по формуле (10.3):

Потери реактивной мощности в трансформаторе ГПП по формуле (3.9):

Определим удельную стоимость потерь активной мощности. Анализируя [1985, ф.4.61] и [1987,4] можно прийти к тому, что удельная стоимость потерь активной мощности равна:

(10.5)

где - удельная стоимость потерь одного кВт∙ч электроэнергии. Из подраздела 5.2 .

По (10.5):

Определим затраты на генерацию реактивной мощности отдельными источниками:

- для низковольтных БК (0,4 кВ):

Согласно [56, ф.7]:

	(10.6)
	(10.7)

где - нормативный коэффициент отчислений. Из согласно [56, табл.10] для силового оборудования напряжением до 20 кВ:

– удельная стоимость батарей конденсаторов. Используя формулу (5.26) и данные [56, 2.1.3; 19], получим для низковольтных БК: Для высоковольтных БК:

- отношение номинального напряжения конденсаторов к номинальному напряжению сети. Для низковольтных БК ; для высоковольтных . [56, 2.1.3]

- удельные потери в конденсаторах. Для низковольтных БК для высоковольтных – [56, 2.1.3]

По формуле (10.6) для низковольтных БК:

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

125

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

для высоковольтных БК (10 кВ) по формуле (10.6):

для СД:

Согласно [56, ф.5, 6] при отсутствии прочих потребителей реактивной мощности:

	(10.8)
	(10.9)

где и - постоянные величины, зависящие от технических параметров двигателя. Согласно [38, П.1] для двигателей СТД-1000-2 ;

По формулам (10.8) и (10.9):

Определим реактивную мощность источников, подключенных к ГПП. Оптимальные реактивные мощности низковольтных БК, подключенных к ТП, определим в предположении, что к шинам ГПП подключена высоковольтная БК. [38, 4]. Тогда определим оптимальную мощность дополнительной группы БК для ТП1 по формуле [38, ф.4.1]:

(10.10)

где – удельные затраты на генерацию реактивной мощности высоковольтной БК, подключенной к секции шин ГПП: =

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

126

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

- эквивалентное активное сопротивление ответвления с i-й ТП, подключенного к СШ ГПП. Поскольку все ТП питаются радиально, то Для ТП1

По формуле (10.10) для ТП1:

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

127

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Поскольку мы получили, что , то установка дополнительной группы БК на ТП1 нецелесообразна, поэтому принимаем . В разделе 3 было определено, что мощность основной группы БК на ТП1 . Поэтому на ТП1 низковольтные БК не устанавливаются.

Результаты расчетов оптимальной реактивной мощности и выбора стандартных низковольтных БК остальных ТП приведены в таблице 10.2. Стандартные БК выбираются по [56, табл.9]. Мощность основной группы БК определяется по формуле:

(10.11)

Величина взята из раздела 3.

Таблица 10.2

Место установ-ки БК	Rэi, Ом	Qci, Мвар	Qкi, квар	Qкi+ Qсi, квар	Тип принятой стандартной БК	Qстi, квар
расчетное	принятое
ТП1	3,476	-0,215	0	0	0	-	-
ТП2	0,71	-1,755	0	753,28	753,28	УКЛН-0,38-600-150 У3, УКБН-0,38-200-50 У3	800
ТП3	3,509	-0,257	0	168,85	168,85	УКБН-0,38-200-50 У3	200
ТП4	0,398	-2,393	0	774,87	774,87	УКЛН-0,38-600-150 У3, УКБН-0,38-200-50 У3	800
ТП5	0,438	-2,316	0	841,15	841,15	УКЛН-0,38-300-150 У3, УКЛН-0,38-600-150 У3	900
ТП6	0,41	-2,195	0	582,08	582,08	УКЛН-0,38-600-150 У3	600

Определим оптимальную реактивную мощность, генерируемую источниками реактивной мощности, подключенными к секции шин РП1. Поскольку к секции шин РП1 подключены синхронные двигатели и отсутствуют потребители реактивной мощности, то можно сказать о нецелесообразности высоковольтной БК на секциях шин РП1. [56, ф.23]. Тогда оптимальную реактивную мощность, генерируемую СД, можно найти по формуле [38, ф.4.2]:

(10.12)

где – эквивалентное сопротивление СД;

По формуле (10.12)

Как видим, оптимальная реактивная мощность, генерируемая синхронными двигателями, не превышает располагаемую реактивную мощность СД .

Определим оптимальную реактивную мощность, генерируемую источниками реактивной мощности, подключенными к секциям шин РП2. Поскольку к секциям шин РП2 подключены асинхронные двигатели и отсутствуют другие источники реактивной мощности (низковольтные БК ТП, СД), то, учитывая установку на шинах ГПП высоковольтной БК по [56, ф.23], получим:

(10.13)

где - реактивная мощность, потребляемая АД, подключенными к секции шин РП2. Из раздела 2:

Тогда по формуле (10.13):
В качестве высоковольтных БК, установленных на секциях шин РП2, устанавливаем [56, табл.9] УК-10,5-900 ЛУЗ.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

128

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Определим оптимальную мощность высоковольтных БК, установленных на секциях шин ГПП по формуле [56, ф. 26]:

(10.13)

По формуле (10.13):

Суммарная мощность источников реактивной мощности, установленных на предприятии:

(10.14)

По формуле (10.14):

Процентное соотношение оптимальной реактивной мощности БК по отношению к суммарной мощности ИРМ, установленных на предприятии:

(10.15)

По формуле (10.15):

Поскольку реактивная мощность, генерируемая высоковольтной БК, подключенной к секции шин ГПП составляет меньше 5 % от суммарной мощности ИРМ предприятия, то можно считать, что и не уточнять оптимальные значения ИРМ с помощью коэффициента Лагранжа λ. [56, 11.]

Для проверки правильности расчетов составим баланс реактивной мощности [38, 4]:

Потребляемая реактивная мощность от одной секции шин ГПП:

(10.16)

По формуле (10.16):

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

129

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Генерируемая реактивная мощность на одну секцию шин ГПП:

(10.17)

По формуле (10.17):

Процентное соотношение генерируемой реактивной мощности к потребляемой:

(10.18)

По формуле (10.18):

Таким образом, баланс реактивной мощности на секции шин ГПП сходится с допустимой погрешностью (5%).

Определим резерв реактивной мощности в расчете на секцию шин ГПП по формуле [56, ф.28]:

(10.19)

где - стандартная мощность выбранной низковольтной i-1 БК;

– стандартная мощность выбранной высоковольтной БК подключенной к с.ш. РП2;

- стандартная мощность выбранной высоковольтной БК подключенной к с.ш. ГПП;

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

130

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

- суммарная реактивная мощность, потребляемая электроприемниками предприятия от одной секции шин ГПП с учетом потерь реактивной мощности в трансформаторах цеховых ТП и без учета части реактивной мощности с помощью основных групп низковольтных БК.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

131

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

По формуле (10.19):

Таким образом, можно утверждать, что резерв реактивной мощности достаточен [56, 8].

Расчетный коэффициент реактивной мощности на вводе ГПП можно найти по формуле:

(10.20)

По формуле (10.20):

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

132

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

11 ВЫБОР И ОПИСАНИЕ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ

Согласно [38, р. 5] необходимо рассмотреть релейную защиту крупного элемента СЭС. Согласно исходным данным, рассмотрим релейную защиту синхронного двигателя. Релейная защита будет реализована с помощью микропроцессорных блоков Sepam M81 [43, табл. 27.3].

На синхронных двигателях напряжением выше 1000 В и номинальной мощностью 1000 кВт должны быть предусмотрены следующие виды защиты:

Защита от перегрузки. Поскольку синхронные двигатели установлены в компрессорной станции, то имеют значительную нагрузку на валу. Поэтому возможна их технологическая перегрузка.

Защита от перегрузки будет реализована с помощью функции ANSI 49RMS. [57, 22.4] .

Защита от многофазных замыканий. Защита от многофазных замыканий реализуется с помощью токовой отсечки с уставкой по току срабатывания [57, 22.3.2]:

(11.1)

где – коэффициент отстройки;

- кратность пускового тока;

- номинальный ток двигателя.

Чувствительность отсечки при двухфазных КЗ на выводах двигателя при минимальном режиме работы электрической сети должна удовлетворять условию[57, 22.3.2]:

(11.2)

где – ток двухфазного КЗ на выводах двигателя при минимальном режиме работы сети.

Защита реализуется с помощью функции ANSI 51 [57, 22.4].

Защита от однофазных замыканий на землю. Уставка по току срабатывания защиты определяется по формуле [57, 22.3.3]:

(11.3)

где - коэффициент надежности срабатывания;

– коэффициент, учитывающий броски тока при перемежающихся дуговых замыканиях.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

133

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

– собственный емкостной тока защищаемого присоединения, равный либо только емкостному току двигателя, либо сумме ескостных токов двигатели и питающей его кабельной линии.

Данный вид защиты реализуется с помощью функции ANSI 67N [57, 22.4] .

Защита минимального напряжения. Рассматриваемые синхронные двигатели приводят в действие ответственные механизмы. Поэтому будем считать, что защита минимального напряжения осуществляется второй ступенью. [57, 22.2.1, 22.3.4]. Уставка по напряжению срабатывания рассчитывается по выражению:

(11.4)

где

и – соответственно коэффициенты отстройки и возврата.

Уставка по времени принимается

Данный вид защиты реализуется с помощью функции ANSI 27D [57, 22.4].

Защита от асинхронного хода. Данная защита реализуется с помощью функций ANSI 12, 40DC, 78PS.

Электрическая схема цепей релейной защиты представлена на рисунке 11.1

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

134

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

Рисунок 11.1

В системе электроснабжения предприятия работают устройства АВР, установленные на секционных выключателях ГПП и РП.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

135

ЮУрГУ–140211.2012.042. ПЗ КП

В курсовом проекте были проведены расчеты электрических однофазных и трехфазных нагрузок по ремонтно-механическому цеху, низковольтной силовой нагрузки по предприятию в целом, расчет осветительной и силовой высоковольтной нагрузки, а также расчет картограммы электрических нагрузок предприятия. По результатам расчетов были выбраны трансформаторы цеховых ТП, а также произведен выбор трансформаторов ГПП.

На основе технико-экономического сравнения вариантов схемы внешнего электроснабжения была выбрана схема с напряжением 35 кВ, а также произведен выбор её электрооборудования.

Было выбрано рационально напряжения схемы внутреннего электроснабжения, произведена её конструктивная проработка и были рассчитаны кабельные линии.

Для выбора электрооборудования схемы внутреннего электроснабжения был произведем расчет токов КЗ с учетом подпитки места КЗ высоковольтными электродвигателями (расчет методом типовых кривых). На основании расчета токов КЗ было выбрано электрооборудования схемы внутреннего электроснабжения и уточнены сечения кабельных линий по условию термической стойкости к току КЗ.

Методом Лагранжа были выбраны оптимальные с точки зрения их экономичности источники реактивной мощности, а также места их установки.

В завершение курсового проекта была рассмотрена релейная защита синхронного двигатели и частично рассмотрены используемые в системе электроснабжения устройства автоматики.

1. 16 дней против гендерного насилия
2. Ранняя Византия
3. Зарождение философии как свободного критического мышления
4. Введение Издавна человек стремился узнать почему от каждого живого организма рождается ему подобный п
5. Збірником рецептур страв і кулінарних виробів та або інших джерел інформації визначити асортимент страв
6. Доклад подготовлен экспертом СМИД Сардарян Елизаветой Вачагановной Совет Министров Иностранных Дел Сп
7. это облеченная в определенную художественную форму информационная суть рекламного обращения образный спо
8. тематических функций Создать таблицу с использованием математических функций которая рассчитывает значе.html
9. Финансовое положение и показатели его оценки на примере ОАО Связной Промышленный Банк
10. совокупность последовательных действий совершаемых для достижения определенного результата или это разно
11. й в Санкт Петербурге
12. Лекция 2- Философия и наука
13. на тему- Биржевые сделки и расчеты по ним Вариант 16 Студент- Стромский Ю
14. Договоры страхования ответственности особенности взаимного страхования
15. Человеческое ухо воспринимает колебательный процесс как звук только в том случае если частота его колеб
16. Определение ваттметровым методом магнитных свойств электротехнической стали
17. Лекція 3 Поняття про професійне спілкування вчителя План проведення лекції- 1.html
18. 20 р. З В І Т про навчальну практику курсанта взводу ПБ '43 Львівського державного універ
19. На тему Методы исследования дыхательной системы Выполнил студент II курса группы 322 Провер
20. Реферат на тему- Загальні властивості однорідних лінійних диференціальних рівнянь nго порядку

Материалы собраны группой SamZan и находятся в свободном доступе