Электроснабжение завода механоконструкций

Оглавление

Введение

1. Характеристика предприятия и источников питания

2. Расчёт электрических нагрузок

2.1 Расчёт силовых нагрузок

2.2 Расчёт осветительной нагрузки

2.3 Определение расчётной нагрузки завода

3. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов и мест их установки

3.1 Выбор мощности трансформаторов

3.2 Оптимизация выбора мощности цеховых трансформаторов с учётом КУ

4. Выбор схемы электроснабжения завода и трансформаторов ГПП

4.1 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

4.2 Выбор схемы электрических соединений ГПП

4.3 Технико-экономическое обоснование выбора напряжения питания

4.4 Выбор местоположения ГПП

5. Выбор и расчёт схемы распределительных и питающих сетей завода

5.1. Выбор схемы распределительных сетей

5.2. Расчёт распределительных сетей завода

6. Выбор основного оборудования ГПП

6.1. Выбор аппаратуры на напряжение 110 кВ

6.2. Выбор аппаратуры на 10 кВ

7. Электроснабжение цеха

7.1. Расчёт силовой нагрузки по цеху

7.2. Расчёт электрического освещения цеха

8. Безопасность и экологичность

8.1 Разработка технических мер электробезопасности при электроснабжении завода механоконструкций

8.1. Применение малых напряжений

8.2. Электрическое разделение сетей

8.3. Защита от опасности при переходе напряжения с высшей стороны на низшую

8.4. Контроль и профилактика повреждений изоляции

8.5. Компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю

8.6. Защита от прикосновения к токоведущим частям

8.7. Защитное заземление

8.8. Зануление

8.9. Защитное отключение

9. Защита сетей и установок напряжением до 1000 В.

9.1. Расчёт токов многофазных коротких замыканий

9.2. Расчет токов однофазных кз.

9.3. Защита сетей и ЭП

Заключение

Список литературы

Приложения

 

Аннотация

Расчёт электроснабжения завода механоконструкций. Расчётно-пояснительная записка к дипломному проекту.

В дипломном проекте рассмотрен один из вариантов электроснабжения завода механоконструкций. Произведён расчёт электрических нагрузок, выбраны трансформаторы ГПП и ЦТП, рассчитаны распределительные сети, сделан выбор основного оборудования ГПП. Рассмотрен вопрос электроснабжения отдельно взятого цеха.

Рассмотрены технические меры электрической безопасности при электроснабжении завода механоконструкций.

Введение

Темой данной работы является проектирование системы электроснабжения завода механоконструкций.

Электроустановки современных промышленных предприятий представляют собой сложные системы, предъявляющие повышенные требования к надежности электроснабжения, что в свою очередь потребовало автоматизации работы отдельных элементов сетей. В этих условиях принципиально важно, чтобы в проектах электроснабжения и электрооборудования цехов принимались решения, отвечающие требованиям электробезопасности, наименьших затрат на их сооружение и удобства эксплуатации и надежности работы. От категории потребителей электроэнергии и особенностей технологического процесса зависит надёжность системы электроснабжения, неправильная оценка особенностей технологического процесса может привести как к снижению надежности системы электроснабжения так и к неоправданным затратам на излишнее резервирование. Проект содержит: расчет электрических нагрузок на всех уровнях напряжений, выбор и расчет питающих и распределительных подстанций с выбором мощности трансформаторов и определение их местоположения, а также решения по электрическому освещению, выбору электрооборудования, аппаратов защиты и вопросы электробезопасности. Проектные решения соответствуют требованиям основных нормативных документов ПУЭ и СНиП и учитывают категорию надежности электроприемников и условиям окружающей среды.

1. Характеристика предприятия и источников питания

Предприятие расположено в промышленно развитом районе. Завод механоконструкций получает питание от районной электростанции, предназначенной для комплексного получения тепловой и электрической энергии. На предприятии использованы потребители электроэнергии преимущественно 1 и 2 категории, значит, предприятие можно отнести ко 2 категории по бесперебойности электроснабжения - примем к установке двухтрансформаторные цеховые подстанции.

Завод механоконструкций - предприятие, обеспечивающее выпуск деталей для техники и продукции широкого потребления. По своей структуре завод имеет основные, заготовительные и вспомогательные цехи. К вспомогательным цехам относятся компрессорный цех, очистные сооружения, цех изделий широкого потребления и топливохранилище.

К заготовительным цехам относятся инструментально-механические, механический, литейный, электроаппаратный, плазовошаблонный и ремонтно-механический цехи. К основным цехам относятся агрегатный и сборочный цехи.

Электроснабжение цехов осуществляется от встроенных понижающих подстанций. Схема электроснабжения завода позволяет продолжать питание электроприёмников энергией даже в аварийной ситуации. Технологический процесс производства не является беспрерывным и кратковременное отсутствие электроэнергии не приносит большого ущерба.

Первоначальные сведения по цехам (нагрузка, категорийность ЭСПП, характеристика сред) приведены в таблице 1.1

Таблица 1.1

Характеристика цехов.

№ по плану	Наименование цехов	Нагрузка		Категор. ЭСПП	Х-ка среды по СНиП	Х-ка среды по ПУЭ
		Сил., кВт	Осв., кВт
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 14 15 16 18	Инстр. - мех. цех Сварочные цехи Механич. Цехи Литейный цех Компресс. Отделение Эл. - аппарат. Цех Рем. - Мех. цехи Заготовительные цехи Агрегатные цехи Сборочный цех Очистные сооружения Цех изд. шир. потреб. Цех гальванопокрытий Котельная Топливохранилище Заводоуправление	2195 9252 7210 460.8 2215 210 770 4012 3150 9985 750 340 2810 770 80 60	247.48 939.19 476.28 5.14 58.97 80.196 70.254 444.08 499.89 1402.99 7.34 57.48 224.55 18.627 4.26 11.07	II II II I, II I I, II II II II III I III I I II III	Норм. Норм. Норм. Норм. Норм. Норм. Норм. Норм. Норм. Норм. Хим. - акт. Норм. Хим. - акт. Норм. Взрывооп. Норм.	П-11а В-1а В-1 В-1а

 

2. Расчёт электрических нагрузок

 

2.1 Расчёт силовых нагрузок

Определение электрических нагрузок предприятия производим методом коэффициента спроса, т.к нет точных данных об электроприёмниках. Величина расчётной активной нагрузки цеха определяется произведением коэффициента спроса на величину суммарной установленной мощности электроприёмников:

Р_р=К_с·Р_н, (2.1).

где Р_р - расчётная или потребляемая мощность, кВт;

К_с - коэффициент спроса (для характерных групп электроприёмников приводится в [1]);

Р_н - установленная мощность цеха, кВт.

Расчётная реактивная мощность цеха определяется:

Q_р=Р_р·tg (φ), (2.2).

где Q_р - расчётная реактивная мощность, квар;

tg (φ) - тангенс угла φ, соответствующий коэффициенту мощности соs (φ),

который задаётся для характерных групп электроприёмников согласно Л1.

Расчёт сведён в таблицу (2.1 1).

Таблица 2.1.1

Результаты определения расчётных нагрузок.

Nпо Плану	Наименование Цеха	Наименование нагрузки	Рном, КВт.	Кс	Соs (φ) / tg (φ)	Рр, кВт.	Qр, кВАр.
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Инструм. цех	Станки Термич. Транспортёры Вентиляторы Насосы	1500 234 81 165 217 2197	0.1 0.6 0.1 0.5 0.7	0.5/1.73 0.95/1.33 0.5/1.73 0.8/0.75 0.8/0.75	150 140 8 83 152 533	260 46 14 62 114 496
2	Сбороч. Цеха	Станки Термич. Насосы Сварка Транспортёры	100 332 1100 6800 920 9252	0.2 0.9 0.75 0.5 0.3	0.5/1.73 0.95/0.33 0.8/0.75 0.5/1.73 0.5/1.73	20 298 825 3400 276 4819.8	34.6 98.604 618.75 5882 477.48 7111.43
3	Механич. Цеха	Станки Термич. Вентиляторы Насосы	3265 3390 410 145 7210	0.2 0.9 0.75 0.3	0.5/1.73 0.95/0.33 0.8/0.75 0.5/1.73	653 3051 307.5 43.5 4055	1129.7 1006.83 230.63 75.26 2442.41
4	Литейное отделение		460.8	0.35	0.55/1.52	161	244.72
5	Компресс. Отделение	Станки Насосы, вент.	10 65 75	0.2 0.75	0.5/1.73 0.8/0.75	2 48.75 50.75	3.46 36.56 40.02
6	Эл. - аппар. цех	Станки Насос., вент. Проч.	50 110 50 210	0.2 0.75 0.3	0.5/1.73 0.8/0.75 0.5/1.73	10 82.5 15 107.5	17.3 61.88 25.95 105.13
7	Рем. - мех. цеха	Станки Термич. Насос., Вент. Сварка Транспортёры	405 100 20 200 45 770	0.2 0.9 0.75 0.4 0.3	0.5/1.73 0.95/0.39 0.8/0.75 0.7/1.02 0.5/1.73	81 90 15 80 13.5 279.5	140.13 29.7 11.25 81.6 23.36 286.04
8	Заготовит. Участок	Станки Термич. Насос., Вент. Сварка Транспор., проч.	2170 690 330 682 140 4012	0.2 0.9 0.75 0.5 0.3	0.5/1.73 0.95/0.33 0.8/0.75 0.5/1.73 0.5/1.73	434 621 247.5 341 42 1685.5	750.82 204.93 185.63 589.93 72.66 1803.97
9	Агрегатные Цеха	Станки Термич. Насос., вент. Сварка Трансп., проч.	2155 150 480 195 170 3150	0.2 0.9 0.75 0.4 0.3	0.5/1.73 0.95/0.33 0.8/0.75 0.7/1.02 0.5/1.73	431 135 360 78 51 1055	745.63 44.55 270 79.56 88.23 1227.97
10	Сборочный Цех		9985	0.7	0.8/0.75	6989.5	5242.13
11	Очистные Сооружения	Насос., вент. Трансп., проч.	450 300 750	0.75 0.3	0.8/0.75 0.5/1.73	337.5 90 427.5	253.13 155.7 408.83
12	Ц. изделий Шир. потр.		340	0.2	0.5/1.73	68	117.64
14	Цех Гальванопокр.	Станки Термич. Насос., вент Сварка Трансп., проч.	150 950 1060 100 550 2810	0.2 0.9 0.75 0.5 0.3	0.5/1.73 0.5/1.73 0.95/0.33 0.8/0.75 0.5/1.73	30 855 795 50 165 1895	51.9 282.15 596.25 86.5 285.45 1302.25
15	Котельная	Станки Насос., вент.	10 760 770	0.2 0.75	0.5/1.73 0.8/0.75	2 570 572	3.46 427.5 430.96
16	Топливохра- нилище	Насос., вент.	80	0.75	0.8/0.75	60	45
18	Заводоуправл.		60	0.75	0.8/0.75	45	33.75
Итого на шинах 0.4 кВ.	22804.05	21338.24
Потребители на высоком напряжении (10 кВ)
5	Компресс. Отделение	Двигатели	2520	0.75	0.9/0.48	1890	623.7
Итого на шинах 10 кВ.	1890	623.7

 

2.2 Расчёт осветительной нагрузки

При определении расчётной нагрузки кроме силовой учитывается осветительная нагрузка цехов и отдельных помещений. На начальных этапах проектирования для определения осветительной нагрузки используют метод удельной мощности. Мощность ламп определяется по следующей формуле:

Р=w·S, (2.3).

где S-площадь цеха, м^2;

w-удельная мощность освещения.

Она зависит от типа светильника, освещённости, коэффициента запаса, коэффициента отражения поверхностей помещения, значения расчётной высоты, площади помещения.

Таблица 2.2.1

Данные для расчёта осветительной нагрузки.

№ по Плану	Наим. Цеха	S, м2	H, м	Тип Свет-ка	E, лк	W, Вт/м2	Рн, кВт	ρ ПОТ	ρ СТ	ρ РАБ
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 14 15 16 18	Инстр. ц. Сбор. ц. Мех. ц. Лит. ц. Компр. отд. Эл. - ап. ц. Рем. - мех. ц. Загот. ц. Агрег. ц. Сбор. ц. Оч. Сооруж Ширпотр. Ц. гальван. Котельная Топл. - хран. Заводоупр.	6048 21248.6 10584 504 2620.8 1814.4 3548.16 9979.2 11309.8 31741.9 2822.4 2903.04 5080.32 1411.2 322.56 752.76	12.5 12.5 7.5 7.5 7.5 12.5 7.5 12.5 12.5 12.5 7.5 7.5 12.5 7.5 7.5 7.5	РСПО УПД УПД ЛСП 24 2х40 УПД УПД ЛСП03ВЕx2x80 УПД УПД УПД Гс-500 ЛСП03ВЕx2x80 УПД ЛСП03ВЕx2x80 ЛСП03ВЕx2x80 УСП 2x40	300 300 300 200 150 300 300 300 300 300 20 300 300 200 75 300	44.1 45 10.2 22.5 44.2 19.8 44.2 44.2 44.2 2.6 19.8 44.2 13.2 13.2 14.7	247 939.2 476.3 5.14 58.97 80.2 70.25 441.1 499.9 1403 7.34 57.48 224.6 18.63 4.26 11.07	50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 70	30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 50	10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10

 

Расчётная нагрузка освещения определяется по установленной мощности и коэффициенту спроса из выражения:

Р_р=к₁·к_с·Р_н, (2.4).

где к_с-коэффициент спроса, [1] ;

к₁-коэффициент, учитывающий потери мощности в ПРА и принимается 1.12 для ламп ДРЛ и 1.2 для люминесцентных ламп.

Таблица 2.2.2

Результаты определения расчётных осветительных нагрузок.

Nпо Плану	Наименов. Цеха	К1	Кс	Рн осв, кВт	Рр осв, кВт	Qр осв, кВт
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 14 15 16 18	Инстр.Ц. Сбор. ц. Мех. ц. Лит. ц. Компр. отд. Эл. - ап. ц. Рем. - мех. ц. Загот. ц. Агрег. ц. Сбор. ц. Оч. Сооруж Ширпотр. Ц. гальван. Котельная Топл. - хран. Заводоупр. Осв. Терр. ИТОГО	1.12 1.12 1.12 1.2 1.12 1.12 1.2 1.12 1.12 1.12 1.2 1.12 1.2 1.2 1.2	0.9 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.6 0.9	247 939.2 476.3 5.14 58.97 80.2 70.25 441.1 499.9 1403 7.34 57.48 224.6 18.63 4.26 11.07	222 999.3 506.78 5.86 62.74 85.33 80.1 469.31 531.88 1491.73 6.97 65.53 238.9 21.23 3.1 11.96 1702.5 6505.2	73 1332.36 675.67 2.82 83.65 113.77 38.44 625.73 709.16 1988.92 31.48 318.55 10.19 1.47 5.74 2269.99 8280.93

2.3 Определение расчётной нагрузки завода

Полная расчётная мощность завода определяется по расчётным активным и реактивным нагрузкам цехов на низком и высоком напряжениях с учётом расчётной нагрузки освещения территории завода, потерь мощности в трансформаторах цеховых ТП и ГПП, с учётом компенсации реактивной мощности. В расчёте мощности компенсирующих устройств будем считать компенсирующие устройства на 0.4 кВ для потребителей напряжением 0.4 кВ и КУ на высоком напряжении для ЭП на напряжении 10 кВ.

Необходимая мощность КУ определяется из соотношения:

Q_КУ=Р_Р·tg (φ_н) (2.5).

где tg (φ_н) =0.15

Нагрузка на напряжении 0.4 кВ:

Силовая Р_Р=22338.05 кВт;

Q_Р=21338.24 квар;

Осветительная Р_Р=6505.2 кВт;

Q_Р=8280.93 квар.

Суммарная мощность компенсирующих устройств на напряжении 0.4 кВ следующая:

Q_{КУ НН}= (Р_Р+Р_{Р ОСВ}) ·tg (φ_н) =28843.25·0.15=4326.49 квар.

Нагрузка на напряжении 10 кВ:

Силовая Р_Р=1890 кВт;

Q_Р=623.7 квар.

Напряжением 10 кВ питаются асинхронные двигатели, следовательно нужно ставить КУ. Суммарная мощность компенсирующих устройств на высоком напряжении следующая:

Q_{КУ ВН}=1800·0.33=594 квар.

Так как трансформаторы цеховых подстанций и ГПП не выбраны, то потери в них определяют приближённо из соотношений:

ΔР_Т=0.02·S_Р, (2.6).

ΔQ_Т=0.1·S_Р, (2.7).

Для нагрузки на напряжении 0.4 кВ:

S_р=41342.81 кВА.

Численно потери в цеховых трансформаторах будут равны:

ΔР_Т=0.02·41342.81=826.86 кВт,

ΔQ_Т=0.1·41342.81=4134.28 квар.

Нагрузка на напряжении 10 кВ равна:

Р_Р=22338.05+6505.2+1890+826.86=31560.11 кВт.

Q_Р=21338.24+8280.93+623.7+4134.28=34377.15 квар.

S_Р=46667.22 кВА.

Потери мощности в трансформаторах на ГПП равны:

ΔР_Т=631.2 кВт,

ΔQ_Т=3437.72 квар.

Т.о. расчётная мощность завода будет:

Р_Р=31560.11+631.2=32191.31 кВт,

Q_Р=34377.15+3437.72=37814.87 квар,

S_Р=49661.3 кВА.

3. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов и мест их установки 3.1 Выбор мощности трансформаторов

Так как на промышленном предприятии в основном преобладают нагрузки первой и второй категорий, то согласно ПУЭ к установке приняты двухтрансформаторные цеховые подстанции.

Расчётную мощность трансформаторов в соответствии с [3] определяю по среднесменной нагрузке цеха с учётом расчётных нагрузок освещения.

Среднесменную нагрузку нахожу по следующим формулам:

Р_СМ=Р_Н·К_И, (3.1).

Q_СМ=Р_СМ·tg (φ), (3.2).

где К_И-коэффициент использования для характерных групп электроприёмников.

Расчёт мощности ЦТП представлен в таблице 3.3.1.1

Поскольку нагрузка компрессорного отделения и литейного цеха на напряжении до 1000 В незначительна, то для них имеет смысл установить одну ТП.

Таблица 3.3.1.1

Расчёт мощности ЦТП.

№ ПО ПланУ	Рном, КВт.	КИ	Соs (φ) / tg (φ)	Средние нагрузки		Расчётные НГ освещения		SСМ, кВА
				РСМ, кВт	QСМ, квар	РР ОСВ, кВт	QР ОСВ, Квар
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	1500 234 81 165 217	0.15 0.75 0.5 0.6 0.7	0.5/1.73 0.95/1.33 0.5/1.73 0.8/0.75 0.8/0.75	225 175.5 40.5 99 151.9	389.25 233.42 70.07 74.25 113.93	222	73
	2197			691.9	880.92			1321.1
2	100 332 1100 6800 920	0.15 0.75 0.7 0.25 0.5	0.5/1.73 0.95/0.33 0.8/0.75 0.5/1.73 0.5/1.73	15 249 770 1700 460	25.95 82.17 577.5 2941 795.8	999.3	1332.4
	9252			3194	4422.4			7120.5
3	3265 3390 410 145	0.15 0.75 0.7 0.5	0.5/1.73 0.95/0.33 0.8/0.75 0.5/1.73	489.8 2542.5 287 72.5	847.4 839 215.3 125.4	506.8	675.7
	7210			3391.8	2027.1			4743.9
4	460.8	0.6	0.55/1.52	276.5	420.2	5.9	2.8
	460.8			276.5	420.2			508.6
5	10 65	0.15 0.7	0.5/1.73 0.8/0.75	1.5 45.5	2.6 34.1	62.7	83.7
	75			47	36.7			162.9
6	50 110 50	0.15 0.7 0.3	0.5/1.73 0.8/0.75 0.5/1.73	7.5 77 15	13 57.8 25.95	85.3	113.8
	210			99.5	96.75			280.1
7	405 100 20 200 45	0.15 0.75 0.7 0.25 0.5	0.5/1.73 0.95/0.39 0.8/0.75 0.7/1.02 0.5/1.73	60.75 75 14 50 22.5	105.1 29.3 10.5 51 38.9	80.1	38.4
	770			222.3	234.8			407.5
8	2170 690 330 682 140	0.15 0.75 0.7 0.25 0.5	0.5/1.73 0.95/0.33 0.8/0.75 0.5/1.73 0.5/1.73	325.5 517.5 231 170.5 70	563.1 170.8 173.3 295 121.1	469.3	625.7
	4012			1314.5	1323.3			2642.1
9	2155 150 480 195 170	0.15 0.75 0.7 0.25 0.5	0.5/1.73 0.95/0.33 0.8/0.75 0.7/1.02 0.5/1.73	323.3 112.5 336 48.8 85	559.3 37.13 252 49.8 147.5	531.9	709.2
	3150			905.6	1045.7			2268.5
10	9985	0.08	0.8/0.75	798.8	599.1	1491.7	1988.9
	9985			798.8	599.1			3456
11	450 300	0.7 0.5	0.8/0.75 0.5/1.73	315 150	236.3 259.5	6.9
	750			465	495.8			684.5
12	340	0.1	0.5/1.73	34	58.8	65.5	31.5
				34	58.8			134.4
14	150 950 1060 100 550	0.15 0.75 0.7 0.25 0.5	0.5/1.73 0.5/1.73 0.95/0.33 0.8/0.75 0.5/1.73	22.5 712.5 742 25 275	38.9 1232.6 244.9 18.8 475.8	238.9	318.6
	2810			1777	2011			3080.7
15	10 760	0.15 0.7	0.5/1.73 0.8/0.75	1.5 532	2.6 399	21.2	10.2
	770			533.5	401.6			690.8
16	80	0.7	0.8/0.75	56	42	3.1	1.5
	80			56	42			73.4
18	60		0.8/0.75	48	36	12	6
	60			48	36			73.2

Теперь, когда известны средние нагрузки цехов, в зависимости от плотности нагрузки, согласно [4], можно произвести выбор мощности трансформаторов и числа ТП в каждом из цехов.

Результаты выбора сведены в таблицу 3.3.1.2.

Таблица 3.3.1.2

Результаты выбора мощности трансформаторов и числа ТП.

NЦЕХАПО ПланУ	SСМ, кВА	SР, кВА	F, м2	σ кВА/м2	SТНОМ, кВА	Кол-во КТП	Номер КТП НА ПланЕ
1	2	3	4	5	6	7	8
1	1321.1	728.08	6048	0.12	2x630	1	1
2	7120.5	8590.9	21248.6	0.75	1600 1600 1600 1600 1000	5	2 3 4 6 5
3	4743.9	4733.7	10584	0.45	1600 1600 1600	3	7 8 9
4 5 6 7 18	508.6 162.9 280.1 407.5 73.2	292.9 64.6 150.4 399.9 56.25	504 2620.8 1814.4 3548.2 752.76	0.1	2x1600	1	10
8	2642.1	2468.9	9979.2	0.25	1000 1000 630	3	13 12 11
9	2268.5	1618.9	11309.8	0.14	630 630 630 630	4	14 15 16 17
10	3456	8736.8	31741.9	0.25	1600 1000 1000	3	18 19 20
11 12	684.5 134.4	591.5 135.9	2822.4	0.25	2x1000	1	21
14	3080.7	2299.2	5080.3	0.45	2x1600 2x1600	2	22 23
15 16	690.8 73.4	716.2 75	1141.2 32256	0.45	1000	1	24

3.2 Оптимизация выбора мощности цеховых трансформаторов с учётом КУ

Поскольку для каждого предприятия энергосистема устанавливает величину реактивной мощности, которую она передаёт по своим сетям этому предприятию в часы максимума нагрузки энергосистемы и в часы минимума нагрузки энергосистемы, то недостающая реактивная мощность должна быть скомпенсирована на месте. Проблема компенсации реактивной мощности важна ещё потому, что это позволяет значительно уменьшить потери электроэнергии. Наибольший эффект снижения потерь электроэнергии в сети имеет место при полной компенсации реактивных нагрузок. Задача сводится к выбору для каждого РП батарей конденсаторов, мощность которых по возможности равна реактивной нагрузке этого пункта.

В зависимости от места установки КУ на стороне 6-10 кВ или на напряжении до 1000 В затраты различны.

Случай установки БК со стороны 6-10 кВ может привести к увеличению установленной мощности трансформаторов, но с другой стороны источники РМ, устанавливаемые там экономичнее БК на напряжении до 1000 В.

Поэтому при определении экономически наивыгоднейшего варианта приходится рассчитывать приведённые затраты. Определим активное сопротивление АД по каталожным данным [7]:

Р_Н=630 кВт; U_Н=10 кВ; n=1500 об/мин;

 ŋ=94.8%; cos (φ) =0.9; S_Н=0.8%;

М_П/М_Н=1.3; I_П/I_Н=6.5.

R_АД= ( (Р_Н+ΔР_МЕХ) ·м_К) / (4· (1-S_Н) ·100²·6.5²), (3.3).

Механические потери примем 1% от Р_Н.

R_АД=2.45 Ом.

Параметры распределительных сетей приведены в таблице 3.3.2.1 Расчёт этих сетей произведён в п.6.2.

Таблица 3.3.2.1

Параметры распределительных сетей.

Наименование Линии.	Длина Каб., м.	Принятое Сечение, мм2.	R0, Ом/км.	Х0, Ом/км.
Магистраль 1: ГПП-КТП 6 КТП 6-КТП 1	763.8 648.3 115.5	3x35	0.89	0.095
Магистраль 2: ГПП-КТП 13 КТП 13-КТП 12 КТП 12-КТП 11	272.3 110.1 80.1 82.1	3x50	0.62	0.09
Магистраль 3: ГПП-КТП 14 КТП 14-КТП 5	564.7 455.9 108.8	3x16	1.94	0.113
Магистраль 4: ГПП-КТП 17 КТП 17-КТП 16 КТП 16-КТП 15	592.2 485.5 55.3 51.4	3x16	1.94	0.113
Магистраль 5: ГПП-КТП 18 КТП 18-КТП 19 КТП 19-КТП 20	1027.4 731.8 141.9 153.7	2x (3x95)	0.33	0.083
Магистраль 6: ГПП-КТП 23 КТП 23-КТП 22 КТП 22-КТП 21	552.8 264.3 93.4 195.1	3x70	0.44	0.086
Магистраль 7: ГПП-КТП 24	287.5 287.5	3x16	1.94	0.113
Магистраль 8: ГПП-РП РП - КТП 10 РП-КТП 9 КТП 9 - КТП 8 КТП 8-КТП 7 РП - АД	1070.8 702.1 6 220.6 69.9 66.2 6	2x (3x95)	0.33	0.083

Чтобы определить оптимальную мощность БК необходимо произвести последовательное эквивалентирование схемы замещения исходной распределительной сети начиная с конца токопровода, в соответствии с формулой:

R_Э=1/Σ (1/R_i), (3.4).

Т. к. каждый раз последовательно складывается только два сопротивления, то удобнее пользоваться формулой сложения двух параллельно соединённых сопротивлений, вытекающей из (3.4):

R_{Э 12}=R₁·R₂/ (R₁+R₂), (3.5).

Когда эквивалентирование всей сети будет завершено, распределение Q по участкам токопровода и ответвлениям рассчитывается по (3.6).

Q_i=Q·R_Э/R_i, (3.6).

Где Q-суммарная мощность, подлежащая распределению;

R_i-сопротивление I-й радиальной линии;

R_Э-эквивалентное сопротивление всех радиальных линий.

Расчётная схема замещения приведена на рис.3.2.1

Рис.3.2.1 Схема замещения распределительной сети.

В результате эквивалентирования получено R_{Э ГПП}=0.025 Ом.

Таблица 3.3.2.2

Результаты расчета КУ.

№ КТП	QЭi, квар	QРi, квар.	QКУi, квар.	Тип КУ, 0.4 кВ
1	2	3	4	5
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22	732.2 998.5 945.2 901.6 432.5 1008.1 768.1 699.6 738.1 98.5 434.7 559.2 579.9 401.1 389.4 302.1 404.7 700.2 508.1 519.6 371.8 876.4	953.92 1300 1300 1300 554.8 1300 900.93 900.93 900.93 120.4 549 700 700 438.73 438.73 438.73 438.73 1188 700 700 495.8 1164.8	221.72 301.5 354.8 398.4 122.3 291.9 132.83 201.33 162.83 21.9 114.3 140.8 120.1 37.63 49.33 136.63 34.03 487.8 191.9 180.4 124 288.4	2xУКБН-100 2хУКБТ-150 2хУКБТ-150 2хУКБТ-200 УКБН-100 2хУКБТ-150 УКБН-100 УКБТ-200 УКБТ-150 -- УКБН-100 УКБТ-150 УКБН-100 -- -- УКБН-100 -- 3хУКБТ-150 2xУКБН-100 2xУКБН-100 УКБН-100 2хУКБТ-150
23 24	912.1 283.8	1164.8 411.8	252.7 128	УКБН-100+ УКБТ-150 УКБН-100

 

4. Выбор схемы электроснабжения завода и трансформаторов ГПП

 

4.1 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Поскольку на рассматриваемом предприятии преобладают потребители I и II категорий по бесперебойности электроснабжения, поэтому, в соответствии с ПУЭ, для внешнего электроснабжения предусматриваю две линии.

Питающие линии выполнены воздушными, т.к расстояние от завода до ИП значительно и составляет 25 км. При сооружении ГПП предусматриваются два трансформатора связи с энергосистемой.

Выбор мощности трансформаторов ГПП произвожу по расчётной мощности завода с учётом загрузки их в нормальном и аварийном режимах с учётом допустимой перегрузки в последнем режиме. Мощность трансформаторов должна быть такой, чтобы при выходе из работы одного из них второй воспринимал бы на себя всю НГ подстанции с учётом аварийной перегрузки.

Мощность трансформатора находим по формуле:

S_ТР=S_Р/1.4, (4.1).

Где 1.4-предельный коэффициент загрузки трансформатора.

Р_Р=32191.31 кВт.

Q_Р=32191.31·0.33=10623.13 квар.

S_Р=33898.84 кВА.

S_ТР=24213.5 кВА.

Принимаю к установке два трансформатора ТДН-110/10 мощностью по 25 МВА [5].

Загрузка трансформаторов в нормальном режиме:

К_З=S_Р/2·S_{Н. ТР. (}4.2).

К_З=0.678;

В послеаварийном режиме:

К_{З АВ}=S_Р/S_{Н ТР} (4.3).

К_{З АВ}=1.36.

Принимаем к установке 2xТДН-25, считая возможным в аварийном режиме отключение потребителей третьей категории и частично потребителей второй категории.

4.2 Выбор схемы электрических соединений ГПП

 

На ГПП трансформируется энергия, получаемая от ИП, с U=110 кВ на U=10 кВ, на котором происходит распределение электроэнергии по подстанциям и питания ЭП на этом напряжении.

В соответствии с [5] на двух трансформаторных подстанциях U=35-220 кВ применяю схему “Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий", поскольку блочные схемы позволяют наиболее рационально и экономично решить схему ЭСПП. На подстанциях 35-220 кВ блочные схемы применяются для питания как непосредственно от районных сетей, так и от узловых подстанций промышленного предприятия. Схема приведена на рис.4.1

Схема ГПП удовлетворяет следующим условиям:

Обеспечивает надёжность электроснабжения потребителей и переток активной мощности по магистральным связям в нормальном и послеаварийном режимах;

Учитывает перспективы развития;

Допускает возможность поэтапного расширения;

Учитывает широкое использование элементов автоматики и ПРА.

Рис.4.1 Схема "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий".

 

4.3 Технико-экономическое обоснование выбора напряжения питания

Выбор рационального напряжения питания имеет большое значение, т.к величина напряжения влияет на параметры ЛЭП и выбираемого оборудования подстанции и сетей, а следовательно на размер капитальных вложений, расход цветного металла, на величину потерь электроэнергии и эксплуатационных расходов.

Для питания крупных и особо крупных промышленных предприятий рекомендуется использовать напряжения 110, 220 кВ. Напряжение 35 кВ в основном рекомендуется использовать на средних предприятиях при отсутствии значительного числа электродвигателей на напряжение больше 1000 В, а также для частичного распределения энергии на крупном предприятии, где основное напряжение питания 110-220 кВ.

Для внутреннего распределения энергии в настоящее время, как правило, используют напряжение 10 кВ.

Выбор напряжения питания основывается на технико-экономическом сравнении вариантов.

Рассмотрим два варианта с выявлением капитальных затрат, ежегодных эксплуатационных расходов, расходов цветного металла, приведённых затрат. [6].

Для определения технико-экономических показателей намечаем схему внешнего электроснабжения данного варианта. Аппаратура и оборудование намечаем ориентировочно, исходя из подсчитанной электрической нагрузки промышленного предприятия. Затем определяется стоимость оборудования и другие расходы.

Намечаем два варианта внешнего электроснабжения - 35 и 110 кВ.

В соответствии с намеченным вариантом при заданном напряжении определяем суммарные затраты и эксплуатационные расходы.

Капитальные затраты установленного оборудования линии:

ОРУ 110 кВ с двумя системами шин на ЖБ конструкциях.

К₀=2·14.95=29.9 т. руб. [3].

Линия принимается двухцепной, воздушной с алюминиевыми проводами и ЖБ опорами. Экономическое сечение определяю по экономической плотности тока:

I_Р=S_Р/√3·U·2, (4.4).

I_Р=85.19 А.

F_ЭК=I_Р/j_ЭК, (4.5).

F_ЭК=77.45 мм².

Т_MAX<5000 ч. [2], следовательно j=1.1

Для сталеалюминиевых проводов минимальным сечением по механической прочности является сечение 25 мм², но по условию коронирования при напряжении 110 кВ следует принять сечение 70 мм².

Принимаем сечение F=95 мм², АС-95, r₀=0.314 Ом/км, x=42.9 Ом/км.

Стоимость 1 км двухцепной линии указанного сечения на ЖБ опорах 12.535 т. руб. [3]. Тогда при двух линиях и L=25 км соответственно:

К_Л=2·25·12.535=626.75 т. руб.

В соответствии с нагрузкой завода устанавливается два трансформатора

ТДН-110/10 с мощностью 25 МВА. Паспортные данные трансформатора следующие:

U_К=10.5%; ΔР_ХХ=29 кВт; ΔР_КЗ=120 кВт; К_Т=58.3 т. руб. [7].

К_Т=2·58.3=116.6 т. руб.

К_∑=29.9+626.75+116.6=773.25 т. руб.

Эксплуатационные расходы.

Потери в линиях

ΔР_Л= ( (S_Р/2) ²/U²_Н) /R·L, (4.6).

ΔР_Л=1191.44 кВт.

Потери в двух линиях:

2·ΔР_Л=2382.88 кВт.

Потери в трансформаторе:

Приведённые потери активной мощности при КЗ:

ΔР_{1 КЗ}=ΔР_КЗ+К_ЭК·Q_КЗ, (4.7).

Где К_ЭК=0.06 кВт/квар.

ΔР_{1 КЗ}=120+0.06·0.105·25000=277.5 кВт.

Приведённые потери активной мощности при ХХ:

ΔР_{1 ХХ}= ΔР_ХХ+К_ЭК·Q_ХХ, (4.8).

ΔР_{1 ХХ}=29=0.06·0.0075·25000=40.25 кВт.

Полные потери в трансформаторах:

ΔР_Т=2· (40.25+277.5·0.678²) =350.89 кВт.

Полные потери в линии и трансформаторах:

ΔР_Σ=ΔР_Л+ΔР_Т, (4.9), ΔР_Σ=2382.88+350.89=2733.77 кВт.

Стоимость потерь:

С_П=С₀·ΔР_Σ·Т_MAX, (4.10).

Где С₀=0.8 (коп/кВт·ч) - стоимость 1 кВт·ч электроэнергии.

С_П=0.8·2733.77·5000=10.94 т. руб.

Средняя стоимость амортизационных отчислений.

Амортизационные отчисления по линиям принимаются 6% от стоимости линий, по подстанциям-10%. [7].

С_{А Л}=37.605 т. руб.

С_{А ПС}=14.65 т. руб.

С_{Σ Л, ПС}=52.255 т. руб.

Суммарные годовые эксплуатационные расходы.

С_Σ=С_П+ С_{Σ Л, ПС}=10.94+52.255=63.195 т. руб.

Суммарные затраты:

З=С_Σ+0.125·К_Σ=63.195+0.125·773.25=159.85 т. руб.,

Где 0.125-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений ед/год.

Потери электроэнергии:

ΔW=ΔР_Σ·Т_ГОД, (4.11).

ΔW=2733.77·5000=13668.85 МВт·ч.

Расход цветного металла:

G=2·L·g, (4.12).

Где g=261 кг/км, [7], - вес 1 км провода.

G=2·25·261=13.05 т.

Расчёт варианта на 35 кВ ведётся аналогично. Расчётные данные сведены в таблицу 4.3.1

Таблица 4.3.1.1

Затраты по вариантам.

Вариант кВ.	К, т. руб.	С, т. руб.	З, т. руб.	G, т.	ΔW, т. кВт*ч.
110	773.25	63.195	159.85	13.05	13668.85
35	997.72	77.02	201.735	41.5	15427.67

Так как ΔW₁₁₀ < ΔW₃₅, отдаём предпочтение варианту с напряжением 110 кВ.

 

4.4 Выбор местоположения ГПП

Для определения условного центра нагрузок считается, что нагрузки распределены равномерно по площади цехов и центры нагрузок совпадают с центром тяжести фигур, изображающих цеха. Координаты центра электрических нагрузок вычисляются по формулам:

X_{0 ГПП}= (ΣР_Рi·X_i) / (ΣР_Рi), (4.13).

Y_{0 ГПП}= (ΣР_Рi·Y_i) / (ΣР_Рi), (4.14).

Где X_i, Y_i-координаты центров нагрузок отдельных цехов, м.

Таблица 4.3.1.2

Результаты расчёта координат центров нагрузок отдельных цехов.

NПО ПланУ	Наименование цехов	РРi, КВт.	Хi, м	Yi, м
1 2	Инструм. Цех Сборочн. цеха	755 5819.1	197.8 153.6	803.3 693
3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 14 15 16 18	Мех. Цеха Литейный цех Компрессорное отд. Эл. - апп. Цех Рем. - мех. Цех Загот. Цех Агрег. Цех Сбор. Цех Очистные сооруж. Цех ширпотреба Цех гальванопокр. Котельная Топливохранилище Заводоуправление	4561.8 166.9 1718.5 192.8 359.6 2154.8 1586.9 8481.2 434.5 133.5 2133.9 593.2 63.1 56.9	115.2 92.2 80.6 224.6 220.8 144 276.5 399.4 403.2 453.1 437.8 455.1 487.7 15.4	561.8 472.5 393.8 567 425.3 267.8 472.5 756 493.5 525 225.8 47.3 78.8 567

Х_{0 ГПП}=255.5 м, Y_{0 ГПП}=573.1 м.

Из-за невозможности установки ГПП в месте с найденными координатами, устанавливаем ГПП на свободном месте, ближе к ИП (Y_{0 ГПП}=50 м).

5. Выбор и расчёт схемы распределительных и питающих сетей завода 5.1. Выбор схемы распределительных сетей

В соответствии с рекомендациями по проектированию электроснабжения промышленного предприятия для распределительных сетей принимаю напряжение 10 кВ. На выбор этого напряжения распределительных сетей также повлияло наличие на предприятии компрессорного отделения, привод компрессоров в котором осуществляется асинхронными двигателями с непосредственным присоединением к сети 10 кВ.

Для внутризаводского электроснабжения применяется смешанная схема питания цеховых подстанций.

 

5.2. Расчёт распределительных сетей завода

Расчёт распределительных сетей выполняется с целью определения сечений жил кабелей при известных токах нагрузки в нормальном и аварийном режимах.

Сечение каждой линии принято выбирать в соответствии со следующими условиями:

По номинальному напряжению:

U_{Н КАБ}>=U_{Н СЕТИ}, (5.1).

По нагреву расчётным током:

I_{ДЛ. ДОП.} >I_РАБ.1, (5.2).

где I_РАБ.1=I_РАБ/К_П, (5.3).

К_П-корректирующий коэффициент,

К_П=К₁·К₂, (5.4).

К₁ - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды [5, т.7.32] ; К₂ - поправочный коэффициент на число кабелей проложенных рядом (К₂=1, если кабель один). В случае если кабели взаимно резервируют друг друга, то:

I_{ДЛ. ДОП.} >2·I_РАБ.1, (5.5).

По экономической плотности тока, исходя из расчётного тока и продолжительности использования максимума нагрузок:

S_ЭК=I_Р/j_ЭК, (5.6).

По термической устойчивости кабеля. Производится путём определения наименьшего термически устойчивого сечения:

 (5.7).

где I_ПО-установившийся ток трёхфазного КЗ; C=98-для кабелей с алюминиевыми жилами; t_ОТК-время срабатывания защиты; Т_А-постоянная времени цепи КЗ. При определении сечения магистрали сначала рассчитывается головной участок, затем кабели между трансформаторными подстанциями. По наибольшему сечению принимается сечение магистрали.

Расчёты по определению сечений кабелей сведены в таблицу 5.5.2.1

Принимается марка кабеля ААБл, способ прокладки-в траншее.

Таблица 5.5.2.1

Результаты расчёта распределительных сетей завода.

Наименование Линии.	Нагрузка			Принятое Сечение, мм2.	IДОП, А.
	SР, кВА.	IР, А.	IАВ, А.
Магистраль 1: ГПП-КТП 7 КТП 7-КТП 1 КТП 1-КТП 2	2256.2 728.08 364.04	75.21 24.27 12.13	150.42 48.54 24.26	3x35	150
Магистраль 2: ГПП-КТП 14 КТП 14-КТП 13 КТП 13-КТП 12	2468.9 1490.9 611	82.3 49.7 20.4	164.6 99.4 40.8	3x50	180
Магистраль 3: ГПП-КТП 15 КТП 15-КТП 6	1386 981	46.2 32.7	92.4 65.4	3x16	95
Магистраль 4: ГПП-КТП 18 КТП 18-КТП 17 КТП 17-КТП 16	1213.9 803.9 395.3	40.5 26.8 13.2	81 53.6 26.4	3x16	95
Магистраль 5: ГПП-КТП 19 КТП 19-КТП 20 КТП 20-КТП 21	8736.8 5456.8 2678.4	291.2 181.9 89.3	582.4 363.8 178.6	2х (3x95)	2x310
Магистраль 6: ГПП-КТП 24 КТП 24-КТП 23 КТП 23-КТП 22	3026.6 1155.4 727.4	100.9 38.5 24.25	201.8 77 48.5	3x70	215
Магистраль 7: ГПП-КТП 25	791.2	26.4	52.8	3x16	95
Магистраль 8: ГПП-РП РП - КТП 11 РП-КТП 10 КТП 10 - КТП 9 КТП 9-КТП 8 РП - АД	7587.75 964.05 4733.7 3163.9 1569.8 472.5	252.9 32.1 157.8 105.5 52.3 15.75	505.8 64.2 315.6 211 104.6 31.5	2x (3x95)	2x265

Выбор кабелей на напряжение 0.4 кВ сведён в таблицу 5.5.2.2

Таблица 5.5.2.2

Результаты выбора кабелей на напряжение 0.4 кВ.

Наименование Линии.	Нагрузка			Принятое Сечение, мм2.	IДОП, А.
	SР, кВА.	IР, А.	IАВ, А.
КТП 11-ШРС 1 КТП 11-ШРС 2 КТП 11-ШРС 3 КТП 11-ШРС 4	56.25 146.45 146.45 150.36	82.72 215.4 215.4 221.1	165.44 430.75 430.75 442.2	3x70 2х (3х95) 2х (3х95) 2х (3х95)	190 2х235 2х235 2х235
КТП 11-ШРС 5 КТП 11-ШРС 6 КТП 22-ШРС 7 КТП 25-ШРС 8	199.95 199.95 135.88 75	294 294 199.8 110.3	588.08 588.08 399.6 220.6	2х (3х150) 2х (3х150) 2х (3х95) 3х95	2х310 2х310 2х235 235

Для расчёта кабелей на термическую стойкость необходимо знать I ⁽³⁾ _КЗ на шинах 10 кВ ГПП, а также I ⁽³⁾ _КЗ на высоком напряжении ГПП. Расчёт ведётся в о. е. Расчётная схема приведена на рис.5.2.1

Принимаем S_б=100 МВА, U_*C=1, Х_*С=0.

Х_ВЛ=0.538·25*100/115²=0.102.

Х_ТР=0.105·100/25=0.42.

Для трансформаторов относительное сопротивление Х_* соответствует U_КЗ в о. е., т.е.:

U_*К=0.01·U_К%, (5.8).

U_*К=0.105.

Для т. К-1:

I_б=S_б/√3·U_б, (5.9).

I_б=100/1.73*10.5=5.51 кА.

I_{К, С}= I_б/Х_Σ, (5.10).

Х_Σ = Х_ВЛ+ Х_ТР, (5.11).

Х_{Л РП}=0.0292·100/10²=0.029.

Х_{Л Д}=0.0015.

Если к месту КЗ подключён АД, то нужно учитывать их влияние. Действующее значение периодической составляющей тока трёхфазного КЗ можно определить по формуле:

I_{К ДВ}=0.9·I_{Н ДВ}/Х_*Д, ₍5.12).

где 0.9-расчётная относительная ЭДС АД,

Х_{* Д}-относительное сверхпереходное индуктивное сопротивление АД,

I_{Н ДВ}-номинальный ток одновременно работающих двигателей.

I_{Н ДВ}=N·Р_{Н ДВ}/√3·U_{Н ДВ}·cos (φ) · (ŋ/100%), (5.13).

Где N-количество одновременно работающих двигателей.

В среднем можно принять Х_{* Д}=0.2, тогда:

I_{К ДВ}=0.9· I_{Н ДВ}/0.2=4.5· I_{Н ДВ}, (5.14).

Апериодическая составляющая I_КЗ от АД не учитывается вследствие её быстрого затухания.

Суммарное значение ударного тока КЗ с учётом АД определяется по формуле:

i_УД=√2· (К_УД·I_К+4.5· I_{Н ДВ}), (5.15).

I_{К ДВ}=0.801 кА.

I ⁽³⁾ _К-1= (I_б/ (Х_ВЛ+ Х_ТР)) + (I_{К ДВ}/ ( (Х_{Л ДВ}/4) +Х_{Л РП}), (5.16).

I ⁽³⁾ _К-1=23.176 кА.

S_MIN= (1/98) ·23176·√0.75=204.1 мм².

Т. к. влияние тока КЗ от АД учитывается только на том напряжении, на котором установлены АД, то для точки К-2 I_{К ДВ} не учитывается.

I_б=0.502 кА.

I ⁽³⁾ _К-2=4.922 кА.

6. Выбор основного оборудования ГПП

В настоящее время широко применяются комплектные трансформаторные подстанции. Их применение позволяет:

получить большой экономический эффект;

повысить надёжность работы энергоустановок;

сократить сроки монтажа;

повысить индустриализацию строительства подстанции;

сократить территорию, занимаемую подстанцией;

уменьшить общую стоимость сооружения подстанции.

В проекте ГПП выполняется в виде КТП блочного типа КТПБ (М) - 110/10.

Применение комплектного распределительного устройства наружной установки и шкафов для размещения аппаратуры защиты автоматики и сигнализации исключает необходимость строительства зданий, что резко сокращает объём строительных работ. КТП - 110 рассчитано на работу в условиях от - 40⁰С до +40⁰С.

 

6.1. Выбор аппаратуры на напряжение 110 кВ

Выбор короткозамыкателей.

Условия выбора, расчётные и номинальные данные выбранного короткозамыкателя приведены в таблице 6.1.1

Таблица 6.1.1

Выбор короткозамыкателей.

Условия выбора	Номинальные данные	Расчётные данные
UН >UС iДИН> iУД IТ2tТ ³ I¥ tg	110 кВ 34 кА 12,52*3 кА2с	110 кВ 6,93 кА 4,92*0,75 кА2с

КЗ - 110 М с приводом ШПКМ.

Для защиты от атмосферных перенапряжений изоляции электрооборудования устанавливают вентильные разрядники РВМГ - 110 М (U_НОБ = 195 кВ).

Выбор разъединителей.

Выбор сведён в таблицу 6.1.2

Таблица 6.1.2

Выбор разъединителей.

Условия выбора	Номинальные данные	Расчётные данные
UН >UН СЕТИ IН >IР МАХ iДИН ³iУД IТ2tТ ³ Вк	110 кВ 3200 А 128 кА 502*3 кА2с	110 кВ 3073 А 6,93 кА 4,8 кА2с

где t - длительность замыкания (t ³ 0,2 с).

Та =

Выбран РНДЗ - 1-110/3200 У1 с приводом ПДН-1, ПРН - 220.

 

6.2. Выбор аппаратуры на 10 кВ

На стороне 10 кВ трансформаторов ГПП устанавливаются камеры КРУ серии К-33 [7. т.8-11].

1. Для защиты изоляции электрооборудования от перенапряжения устанавливают ограничители перенапряжений в фарфоровых покрышках на основе оксидно-цинковых варисторов без искровых промежутков типа ОПН-10.

2. Выбор выключателей.

Выбор сведён в таблицу 6.2.1

Таблица 6.2.1

Выбор выключателей.

Тип выключателей	UНОМ, кВ	IНОМ, А	IН ОТКЛ, кА	IПР СКВ, кА	iПР СКВ, кА	IТЕР УСТ, КА
ВМПЭ-10-3200/20-52	10	3200	20	-	52	20

Проверка выключателей:

1) U_{Н СЕТИ} £ U_НОМ