ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

Стр 1 из 23Следующая ⇒

ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Институт энергетики

Кафедра Электроснабжения и электротехники

Допускаю к защите

Заведующий кафедрой, д.т.н., профессор

_______________________ Н.И. Воропай

Электроснабжение тракторостроительного завода

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к выпускной квалификационной работе

Программа бакалавриата

«Электроснабжение»

по направлению подготовки

13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника»

0.174.00.00 - ПЗ

Разработал студент ЭПб 14-1 _____________ П.А. Пажинский

Руководитель _____________ М.О. Умнова

Консультанты

Релейная защита _____________ И.Н. Шушпанов

Нормоконтроль _____________ М.О. Умнова

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Институт энергетики

Кафедра Электроснабжения и электротехники

УТВЕРЖДАЮ

Директор института

___________В.В. Федчишин

«_____»____________________ 2018 г.

ЗАДАНИЕ

на выпускную квалификационную работу бакалавриата студенту группы

Эпб 14-1 Пажинскому Павлу Александровичу

1. Тема работы: Электроснабжение тракторостроительного завода

Утверждена приказом по университету от 10.05.2018 № 1072

2. Срок представления студентом законченной работы в ГЭК

3. Исходные данные: Проходная -20 кВт, Механический цех №1 -5900 кВт, Литейная цветного литья -3800кВт, Кузнечный -1200кВт, Склад готовой продукции -80 кВт, Заводоуправление -100 кВт, Столовая -300кВт, ЦЗЛ и КБ -420кВт, Ремонтно-механический цех -1640 кВт, Гараж -150 кВт, Механический цех №2 -3300 кВт, Литейная черного литья -1120 кВт, Литейная черного литья (10 кВ) -4ДСП*4000 кВт, Цех термической обработки -2650 кВт, Компрессорная (10 кВ) -2СД*1180 кВт, Насосная -2380 кВт.

4. Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов): Основные принципы электроснабжения промышленных районов; Расчет токов короткого замыкания; Расчет релейной защиты и выбор электрооборудования; Расчет грозозащиты и заземления; Безопасность жизнедеятельности; Специальная часть – Факторы влияющие на исход поражения электрическим током.

5. Перечень графического материала (с указанием обязательных чертежей)

5.1 Генеральный план с картограммой нагрузок тракторостроительного

завода

5.2 Схема электроснабжения собственных нужд тракторостроительного

завода

5.3 Экономические сравнение схем внутреннего электроснабжения

5.4 Релейная защита и автоматика

5.5 Специальная часть

6. Консультанты по проекту с указанием относящихся к ним разделов.

Релейная защита

« » _________ 2018 г. _____________ И.Н. Шушпанов

Нормконтроль

« » _________ 2018 г. _____________ М.О Умнова

Календарный план

Разделы	Месяцы и недели
Разделы	Май				Июнь
Введение	х
Основные принципы электроснабжения	х	х	х
Расчет токов К.З				х
Релейная защита					х
Безопасность жизнедеятельности						х
Специальная часть проекта						х	х
Заключение							х

Дата выдачи задания «_____» _________2018г.

Руководитель работы _____________ М.О. Умнова

Заведующий кафедрой _____________ Н.И. Воропай

Задание принял к исполнению студент _____________ П.А. Пажинский

План выполнен ________________________

Руководитель работы «___» _________ 2018г.______________ М.О. Умнова

Содержание

Аннотация ….………………………………...………………………………………………..6

Введение. 7

1 Исходная информация для проектирования системы электроснабжения завода 8

1.1 Основные показатели электроснабжения. 8

2 Электроснабжение. 9

2.1 Определение расчетных нагрузок. 9

2.1.1 Определение силовой нагрузки методом коэффициента спроса. 9

2.1.2 Расчет нагрузок осветительных установок по методу удельной мощности 10

2.1.3 Расчет суммарной расчетной нагрузки цехов и всего завода на низком напряжении. 12

2.1.5 Расчет суммарной расчетной нагрузки всего завода без учета потерь в линиях и трансформаторах. 13

2.1.6 Расчет суммарной полной расчетной мощности с учетом потерь в линиях и силовых трансформаторах. 13

2.2 Построение картограммы нагрузок завода, определение места раположения ГПП 14

3 Выбор оптимальной схемы внешнего электроснабжения завода. 16

3.1 Выбор напряжения внешнего электроснабжения завода. 16

3.2 Выбор оптимальной схемы внешнего электроснабжения. 16

3.3 Технико-экономический расчет вариантов схем внешнего электроснабжения 16

Вариант I: 16

Расчет компенсации реактивной мощности для 35 кВ.. 16

Вариант II: 17

Расчет компенсации реактивной мощности для 110 кВ.. 17

3.4 Выбор силовых трансформаторов на ГПП.. 18

4 Выбор оптимальной схемы внутреннего электроснабжения завода. 22

4.1 Выбор схемы внутреннего электроснабжения предприятия. 22

4.1.1 Определение количества и мощности трансформаторных подстанций. 22

4.2 Выбор элементов системы электроснабжения. 27

5 Технико – экономическое сравнение вариантов схем внутреннего электроснабжения завода. 37

5.1 Виды схем применяемых в электроснабжении предприятий………..........38

6 Расчет токов короткого замыкания для выбранной схемы электроснабжения 44

6.1 Приведение сопротивлений элементов расчетной схемы к относительным базисным условиям. 44

6.2 Расчет токов КЗ выше 1 кВ.. 48

6.3 Расчёт токов КЗ ниже 1 кВ.. 51

7 Выбор оборудования. 54

7.1 Выбор высоковольтных выключателей. 54

7.2 Выбор разъединителей на ГПП. 55

7.3 Выбор выключателей, установленных в линейных ячейках КРУ 10 кВ.. 55

8 Расчет заземления и молниезащиты.. 58

8.1 Расчет заземляющего устройства ………………………………………..58

8.2 Расчет молниезащиты …………………………………………………….59

8.3 АВР секционного выключателя ………………………………………….61

9 Релейная защита и автоматика 63

9.1 Требования, предъявляемые к защитам ……………………………………….64

9.2 Комплектные распределяющие устройства типа NxAIR ………………65

9.3 Описание терминала 7SJ611 ……………………………………………...71

9.4 Защита воздушных и кабельных линий ПУЭ ……………………………74

9.5 Расчет установок защит …………………………………………………..76

10 Специальная часть. Светотехнический расчет. 81

10.1.1 Выбор вида и системы освещения. 82

10.1.2 Нормирование освещенности. 82

10.1.3 Выбор типа светильника. 82

10.2.1 Расчет освещения покрасочного отделения. 83

10.3 Расчёт аварийного освещения. 89

11 Электрический расчет освещения. 91

11.1 Выбор напряжения и источников питания. 90

11.2 Выбор схемы питания осветительной установки. 90

11.3 Выбор типа групповых щитков и место их установки. 90

11.4 Выбор марки, способа прокладки и сечения проводов осветительной сети. 91

11.5 Защита осветительной сети и выбор аппаратов защиты.. 98

Заключение. 97

Список использованных источников. 98

Аннотация

Данная выпускная квалификационная работа посвящена электроснабжению тракторного завода. Работа выполнена по выданному заданию генерального плана завода, а также ведомости электрических нагрузок предприятия.

Выпускная квалификационная работа была выполнена в виде пояснительной записки на 99 страницах. К работе был приложен графический материал на 6-ти листах, распечатанных на формате А1.

В первых семи разделах данной работы был выполнен общий анализ основных принципов электроснабжения цехов и определены категории электроприемников. Произведен расчет нагрузок предприятия и далее посчитано сравнение вариантов внешнего и внутреннего электроснабжения тракторостроительного завода. Выполнен расчет токов КЗ и на основе этого было выбрано допустимое по условиям оборудования для выполнения нормального электроснабжения завода.

В восьмом разделе выполнен расчет грозозащиты и заземления.

Девятый раздел посвящен расчету релейной защиты и автоматики на основе микропроцессорного оборудования и сетей предприятия.

Специальная часть проекта посвящена разделу электробезопасности, факторам, влияющим на исход поражения электрическим током. Более подробно рассмотрены пути прохождения тока через тело человека, выявлен самая опасный момент прохождения тока через сердце человека.

Также приложена графическая часть специальной части проекта, состоящая из 2-х листов.

Введение

Темой данного проекта является проектирование системы электроснабжения тракторостроительного завода.

Основные задачи, выполняемые при проектировании системы электроснабжения, состоят: в удовлетворительном выборе рационального напряжения для системы внешнего электроснабжения и внутреннего электроснабжения предприятия, нахождение электрических нагрузок, высоких требований к бесперебойности и надежности электроснабжения, рационального выбора числа, мощности и количества трансформаторов, идеальное построение схемы электроснабжения, достойное высокому уровню надёжности.

Электроэнергия подается на главную понизительную подстанцию (ГПП) предприятия, распределяющую её на более низком напряжении по всему объекту или по отдельным его цехам.

Цель проекта:

Создание идущего в ногу со временем предприятия, система электроснабжения которого должна удовлетворять следующим требованиям:

- Экономичности и надежности;

- Безопасности и удобства в эксплуатации;

- Оперативной гибкости, обеспечивающей перспективное развитие, расширение без существенного переустройства системы;

- Максимального приближения источников к электроустановкам потребителей при минимуме сетевых звеньев;

- Питания электроэнергией надлежащего качества с допустимыми показателями надежности электроприемников.

Электроснабжение

Pро, кВт

Хi, м

Yi, м

Ri, м

αо, град

PрΣi·Xi

PрΣi·Yi

Низковольтные потребители

Цех №1

13,94

5,94

0.5

16.75

153,4

6,97

233,49

Цех №2

1848,41

78,41

5.5

11,51

15,27

24029,33

10166,25

Цех №3

3066,46

102,46

5.75

4.25

14,83

12,03

17632,14

13032,45

Цех №4

636,04

36,04

15.25

6,75

20,4

12720,8

9699,61

Цех №5

106,84

74,84

24.5

16.25

2,77

252,17

2617,58

1736,15

Цех №6

100,49

50,49

1.25

10.75

2,68

180,88

125,61

1080,27

Цех №7

281,58

41,58

6.25

17.5

4,49

53,16

1759,875

4927,65

Цех №8

298,7

88,7

4,63

106,9

3883,1

5077,9

Цех №9

736,89

30,89

24.5

9.5

7,27

15,1

18053,8

7000,45

Цех №10

66,78

21,78

0.5

3.75

2,19

117,41

33,39

250,42

Цех №11

1061,28

71,28

18.5

11.5

8,72

24,18

19633,68

12204,72

Цех №12

994,01

98,01

7.5

8,44

35,5

7455,07

13916,14

Цех №13

2563,83

46,33

20.5

4.25

13,56

6,5

52558,51

10896,28

Цех №15

1697,68

31,68

23,75

2,5

11,03

6,72

40,319,9

4244,2

Расчетная нагрузка 0,4кВ

13472,93

160509,9

94465,98

Цех №12(10кВ)

8800

7,5

25,12

66000

123200

Цех №14 (10кВ)

1534

29,7

23,75

5,5

10,49

6,97

36432,5

8437

Итого по предприятию

23806,96

262942,4

226102,98

ЦЭН предприятия

11,05

9,5

Место расположения ГПП:

Найденные координаты центра электрических нагрузок не позволяют до конца решить задачи выбора места расположения ГПП. В силу технологических и архитектурных ограничений не представляется возможным размещение ГПП в центре электрических нагрузок. Поэтому место расположения ГПП смещаем в сторону питания от подстанции энергосистемы.

Вариант 1

В начале расчета компенсации реактивной мощности и выбора компенсирующих установок, найдем расчетную мощность с учетом потерь в кабельных линиях в сети 0,38 кВ.

(4.6)

(4.7)

ТП1 (цех 2, вариант 1):

Расчетная мощность КТП с учетом компенсации реактивной мощности определяется по формуле:

(4.8)

где Q’_к.у.– мощность конденсаторной батареи.

Расчетная мощность конденсаторной батареи определяется по формуле:

(4.9)

где =0,35 для сети 0,38 кВ [2].

(4.10)

ТП1 (вариант 1):

По расчетной мощности выбираем конденсаторную батарею 1хУКМ58-0,4-1000-50У3 [8]

Проверяем выбранный трансформатор по k :

Дальнейший расчет компенсации реактивной мощности сведен в таблицу (см. таблица 4.9-4.12)

Таблица 4.9 – Расчет компенсации реактивной мощности (вариант 1)

№ ТП	№ Цеха	Рр, кВт	Qр, квар	tgϕр	Qку, квар	Тип КУ	Q'ку, квар	Sтп расч, кВА	n	Sном, кВА	Кз	Кза
ТП1 (10/0,4)	2	1848,41	1592,1	0,86	980,01	2хУКМ58-0,4-500-50 У3	1000	2012,53	2	1600	0,63	1,24
ТП2 (10/0,4)	3,6,10	1700,49	1445,5	0,85	789,75	2хУКМ58-0,4-400-50 У3	800	3376,71	2	1600	0,45	1,17
ТП3 (10/0,4)	3	1533,22	1326,7	0,85	765,14	2хУКМ58-0,4-400-50 У3	800	1678,81	2	1250	0,45	1,34
ТП4 (10/0,4)	4,5	742,88	600,79	0,81	354,91	2хУКМ58-0,4-200-50 У3	200	784,07	2	630	0,67	1,25
ТП5 (10/0,4)	9	686,89	781,11	1,14	547,3	УКМ58-0,4-550-50 У3	550	724,73	2	630	0,56	1,13
ТП6 (10/0,4)	11	1061,28	902,56	0,85	549,54	УКМ58-0,4-550-50 У3	550	1118,31	2	1250	0,41	0,89
ТП7 (10/0,4)	1,7,8,12	1588,23	1270,87	0,8	742,16	УКМ58-0,4-750-50 У3	750	1671,46	2	1600	0,58	1,04
ТП8 (10/0,4)	13	1281,91	1684,32	1,31	1190,87	2хУКМ58-0,4-600-50 У3	1200	2706,99	2	1250	0,58	1,14
ТП9 (10/0,4)	13	1281,91	1684,32	1,31	1190,87	2хУКМ58-0,4-600-50 У3	1200	1429,93	2	1250	0,58	1,14
ТП10 (10/0,4)	15	1697,68	1460,95	0,86	899,01	УКМ58-0,4-900-50 У3	900	1602,33	2	1600	0,49	1,01

Таблица 4.10 – Расчет компенсации реактивной мощности (вариант 2)

№ ТП	№ Цеха	Рр, кВт	Qр, квар	tgϕр	Qку, квар	Тип КУ	Q'ку, квар	Sтп расч, кВА	n	Sном, кВА	Кз	Кза
ТП1 (10/0,4)	2	1848,41	1592,1	0,86	980,01	2хУКМ58-0,4-500-50 У3	1000	2012,53	2	1600	0,63	1,24
ТП2 (10/0,4)	3,6,10	1700,49	1445,5	0,85	789,75	2хУКМ58-0,4-400-50 У3	800	3376,71	2	1600	0,45	1,17
ТП3 (10/0,4)	3	1533,22	1326,7	0,85	765,14	2хУКМ58-0,4-400-50 У3	800	1678,81	2	1250	0,45	1,34
ТП4 (10/0,4)	4	636,04	543,86	0,85	354,91	2хУКМ58-0,4-200-50 У3	200	784,07	2	630	0,67	1,05
ТП5 (10/0,4)	5,9	793,73	838,04	1,01	547,3	УКМ58-0,4-550-50 У3	550	887,01	2	630	0,56	1,39
ТП6 (10/0,4)	11	1168,12	959,49	0,82	549,54	УКМ58-0,4-550-50 У3	550	1118,31	2	1250	0,41	0,98
ТП7 (10/0,4)	1,7,8,12	1588,23	1270,87	0,8	742,16	УКМ58-0,4-750-50 У3	750	1671,46	2	1600	0,58	1,04
ТП8 (10/0,4)	13	1281,91	1684,32	1,31	1190,87	2хУКМ58-0,4-600-50 У3	1200	2706,99	2	1250	0,58	1,14
ТП9 (10/0,4)	13	1281,91	1684,32	1,31	1190,87	2хУКМ58-0,4-600-50 У3	1200	1429,93	2	1250	0,58	1,14
ТП10 (10/0,4)	15	1697,68	1460,95	0,86	899,01	УКМ58-0,4-900-50 У3	900	1602,33	2	1600	0,49	1,01

Выбор параметров силовых трансформаторов

Таблица 4.11 – Технические данные трансформаторов согласно каталога [4] (вариант 1)

№	Тип	Sном.т.,кВА	n, шт	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Uк, %	∆Pк, кВт	∆Pх, кВт	Iхх,%
ТП1 (10/0,4)	ТМГ-1600/10/0,4	1600	2	10	0,4	6	15,8	1,95	2
ТП2 (10/0,4)	ТМГ-1600/10/0,4	1600	2	10	0,4	6	15,8	1,95	2
ТП3 (10/0,4)	ТМГ-1250/10/0,4	1250	4	10	0,4	6	12	1,75	1,0
ТП4 (10/0,4)	ТМГ-630/10/0,4	630	2	10	0,4	5,5	7,6	1,05	1,2
ТП5 (10/0,4)	ТМГ-630/10/0,4	630	2	10	0,4	5,5	7,6	1,05	1,2
ТП6 (10/0,4)	ТМГ-1250/10/0,4	1250	2	10	0,4	6	12	1,75	1,0
ТП7 (10/0,4)	ТМГ-1600/10/0,4	1600	2	10	0,4	6	15,8	1,95	2
ТП8 (10/0,4)	ТМГ-1250/10/0,4	1250	4	10	0,4	6	12	1,75	1,0
ТП9 (10/0,4)	ТМГ-1250/10/0,4	1250	4	10	0,4	6	12	1,75	1,0
ТП10 (10/0,4)	ТМГ-1600/10/0,4	1600	2	10	0,4	6	15,8	1,95	2

Таблица 4.12 – Технические данные трансформаторов согласно каталога [4] (вариант 2)

№	Тип	Sном.т.,кВА	n, шт	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Uк, %	∆Pк, кВт	∆Pх, кВт	Iхх,%
ТП1 (10/0,4)	ТМГ-1600/10/0,4	1600	2	10	0,4	6	15,8	1,95	2
ТП2 (10/0,4)	ТМГ-1600/10/0,4	1600	2	10	0,4	6	15,8	1,95	2
ТП3 (10/0,4)	ТМГ-1250/10/0,4	1250	4	10	0,4	6	12	1,75	1,0
ТП4 (10/0,4)	ТМГ-630/10/0,4	630	2	10	0,4	5,5	7,6	1,05	1,2
ТП5 (10/0,4)	ТМГ-630/10/0,4	630	2	10	0,4	5,5	7,6	1,05	1,2
ТП6 (10/0,4)	ТМГ-1250/10/0,4	1250	2	10	0,4	6	12	1,75	1,0
ТП7 (10/0,4)	ТМГ-1600/10/0,4	1600	2	10	0,4	6	15,8	1,95	2
ТП8 (10/0,4)	ТМГ-1250/10/0,4	1250	4	10	0,4	6	12	1,75	1,0
ТП9 (10/0,4)	ТМГ-1250/10/0,4	1250	4	10	0,4	6	12	1,75	1,0
ТП10 (10/0,4)	ТМГ-1600/10/0,4	1600	2	10	0,4	6	15,8	1,95	2

После выбора параметров трансформаторов необходимо рассчитать потери мощности в них, возникающие при их эксплуатации.

Потери в трансформаторах подстанции ТП1(вариант 1):

После расчета потерь мощности в трансформаторах определим расчетную мощность на выводах к высокому напряжению с учетом всех потерь и компенсации реактивной мощностей.

Рассчитаем расчетную мощность на выводах к высокому напряжению КТП1:

Дальнейший расчет сведен в таблицы (см. таблица 4.13-4.14).

Таблица 4.13 – Расчет потерь в трансформаторах (вариант 1)

№ ТП	n	Sном, кВА	Кз	Кза	ΔPхх, кВт	ΔPкз, кВт	Uк, %	Iхх, %	ΔPтр, кВт	ΔQтр, кВт	P,кВт	Q, квар	S, кВА
ТП1 (10/0,4)	2	1600	0,67	1,24	6	15,8	1,95	2	14,04	69,97	1862,45	662,07	1976,63
ТП2 (10/0,4)	2	1600	0,67	1,24	6	15,8	1,95	2	12,24	65,13	1712,73	1510,63	2283,73
ТП3 (10/0,4)	2	1250	0,58	1,08	6	12	1,75	1,0	12,4	46,32	1545,6	1373,02	2067,38
ТП4 (10/0,4)	2	630	0,67	1,25	5,5	7,6	1,05	1,2	6,69	26,02	749,57	626,81	977,11
ТП5 (10/0,4)	1	630	0,56	1,13	5,5	7,6	1,05	1,2	12,84	58,45	699,73	839,56	1092,92
ТП6 (10/0,4)	2	1250	0,41	0,89	6	12	1,75	1,0	5,5	40,01	1066,78	942,57	1423,54
ТП7 (10/0,4)	2	1600	0,58	1,04	6	15,8	1,95	2	9,07	58,19	1597,3	1329,06	2077,92
ТП8 (10/0,4)	2	1250	0,58	1,08	6	12	1,75	1,0	9	37,04	1290,91	1721,36	2151,63
ТП9 (10/0,4)	2	1250	0,58	1,08	6	12	1,75	1,0	9	37,04	1290,91	1721,36	2151,63
ТП10 (10/0,4)	2	1600	0,49	1,01	6	15,8	1,95	2	8,9	56,07	1706,58	1520,02	2285,36

Таблица 4.14 – Расчет потерь в трансформаторах (вариант 2)

№ ТП	n	Sном, кВА	Кз	Кза	ΔPхх, кВт	ΔPкз, кВт	Uк, %	Iхх, %	ΔPтр, кВт	ΔQтр, кВт	P,кВт	Q, квар	S, кВА
ТП1 (10/0,4)	2	1600	0,67	1,24	6	15,8	1,95	2	14,04	69,97	1862,45	662,07	1976,63
ТП2 (10/0,4)	2	1600	0,67	1,24	6	15,8	1,95	2	12,24	65,13	1712,73	1510,63	2283,73
ТП3 (10/0,4)	2	1250	0,58	1,08	6	12	1,75	1,0	12,4	46,32	1545,6	1373,02	2067,38
ТП4 (10/0,4)	2	630	0,67	1,25	5,5	7,6	1,05	1,2	6,69	26,02	642,73	569,88	858,99
ТП5 (10/0,4)	1	630	0,56	1,13	5,5	7,6	1,05	1,2	25,97	87,53	819,7	925,57	1236,36
ТП6 (10/0,4)	2	1250	0,41	0,89	6	12	1,75	1,0	5,5	40,01	1173,62	999,5	1541,55
ТП7 (10/0,4)	2	1600	0,58	1,04	6	15,8	1,95	2	9,07	58,19	1597,3	1329,06	2077,92
ТП8 (10/0,4)	2	1250	0,58	1,08	6	12	1,75	1,0	9	37,04	1290,91	1721,36	2151,63
ТП9 (10/0,4)	2	1250	0,58	1,08	6	12	1,75	1,0	9	37,04	1290,91	1721,36	2151,63
ТП10 (10/0,4)	2	1600	0,49	1,01	6	15,8	1,95	2	8,9	56,07	1706,58	1520,02	2285,36

Выбор кабельных линий в сети 10 кВ

Выбор кабеля в сети выше 1 кВ производится по следующим условиям:

1) выбор кабеля по допустимому току:

где , А, определяется по таблице 1.3.7 [3]

, А , (4.11)

, А, (4.12)

где n – кол-во кабелей

2) По экономической плотности тока:

, (4.13)

где j_эк – экономическая плотность тока, которая зависит от числа часов использования максимума нагрузки, для механического завода с T_max=4500ч и кабелями АПвПу j_ЭК=1,7 А/мм², табл. 4.1[2]

Длительно допустимый ток (А) с учётом поправочных коэффициентов:

где Kt - поправочный коэффициент на температуру воздуха +25⁰С, принимаем =1 по [3]

Kn - поправочный коэффициент на количество кабелей прокладываемых рядом, принимаем 0,9 при расстоянии между кабелями в свету 100 мм и при их числе равным 2 по [3].

При использовании кабелей могут быть кратковременные перегрузки, например, на период ликвидации аварии. В данных режимах увеличение температуры токоведущей жилы СПЭ-кабелей напряжением до 110 кВ включительно допускается до значения Θп.а= 130 °С. Соответствующие указанной температуре допустимые значения тока в режимах перегрузки определяются умножением допустимого длительного тока на коэффициент перегрузки кпер:

· при прокладке в земляной траншее k пер = 1,17,

· при открытой прокладке в воздухе k пер = 1,2

Проверка в послеаварийном режиме по формуле:

где 1,2 –поправочный коэффициент на допустимую перегрузку трехжильных кабелей при прокладке на воздухе, для кабелей с СПЭ - изоляцией по [9]

3) проверка по потере напряжения (%) по формуле:

(4.14)

где Ip – расчетный ток (А);

L - длина кабеля (м);

r уд – удельное активное сопротивление (ом/км) [9];

х уд – удельное индуктивное сопротивление (ом/км) по [9].

(4.15)

(4.16)

где согласно [2] для сети 6-10 кВ

Также необходимо рассчитать потери активной мощности в кабельной линии по формуле:

(4.17)

где r₀ – принимается по [9]

Произведем расчет для кабельной линии ГПП – ТП2,3,7 (вар. 1):

1) выбор кабеля по допустимому току:

Выбираем кабель 2хАПвПу 3х95 10кВ, I _доп =330А согласно [9]

определяется по [9]

2) по экономической плотности тока:

Условие выполняется.

Определяем длительно допустимый ток с учетом поправочных коэффициентов по формуле:

Произведем проверку в послеаварийном режиме по формуле:

Условие выполняется, принимаем кабель 2хАПвПу-3х95.

3) произведем проверку по потере напряжения по формуле:

Условие выполняется, сечение не изменяется.

Принимаем к прокладке кабель 2хАПвПу-3х95.

Расчет потерь активной мощности в кабельной линии:

Расчеты для остальных линий аналогичны и приведены в таблице 4.15 – 4.18

Таблица 4.15 – Выбор КЛ 10кВ (вариант1)

Трасса	Sp, кВА	n	Uн, кВ	Ip, A	Ip.max,A	jэк	Fэк,мм²	Кабель	Iдоп,А	I'доп,A	I'доп.пер,А
ГПП-ТП7	1555,45	2	10	44,9	89,8	1,7	83,72	АПвПу-3х95	330	297	356,4
ТП7-ТП3	2067,38	2	10	59,68	119,96	1,7	83,72	АПвПу-3х95	330	297	356,4
ТП3-ТП2	2283,73	2	10	65,93	131,85	1,7	83,72	АПвПу-3х95	330	297	356,4
ГПП-ТП4	977,11	2	10	28,21	56,41	1,7	50,82	АПвПу-3х70	270	243	291,6
ТП4-ТП5	1092,92	2	10	31,55	63,1	1,7	50,82	АПвПу-3х70	270	243	291,6
ГПП-ТП6	1423,54	2	10	41,09	82,19	1,7	77,44	АПвПу-3х95	330	297	356,4
ТП6-ТП8	2151,63	2	10	62,11	124,22	1,7	77,44	АПвПу-3х95	330	297	356,4
ГПП-ТП1	1976,63	2	10	57,06	114,12	1,7	89,98	АПвПу-3х95	330	297	356,4
ТП1-ТП9	2151,63	2	10	62,11	124,22	1,7	89,98	АПвПу-3х95	330	297	356,4
ТП9-ТП10	2285,36	2	10	65,97	131,95	1,7	89,98	АПвПу-3х95	330	297	356,4
ГПП-СД1цех14	1180	1	10	34,06	68,13	1,7	49,32	АПвПу-3х50	210	189	226
ГПП-СД2цех14	1180	1	10	34,06	68,13	1,7	49,32	АПвПу-3х50	210	189	226
ГПП-ДСП1цех12	4000	1	10	230,94	230,94	1,7	135,84	АПвПу-3х150	690	621	745,2
ГПП-ДСП2цех12	4000	1	10	230,94	230,94	1,7	135,84	АПвПу-3х150	690	621	745,2
ГПП-ДСП3цех12	4000	1	10	230,94	230,94	1,7	135,84	АПвПу-3х150	690	621	745,2
ГПП-ДСП4цех12	4000	1	10	230,94	230,94	1,7	135,84	АПвПу-3х150	690	621	745,2

Таблица 4.16 – Выбор КЛ 10кВ (вариант2)

Трасса	Sp, кВА	n	Uн, кВ	Ip, A	Ip.max,A	jэк	Fэк,мм²	Кабель	Iдоп,А	I'доп,A	I'доп.пер,А
ГПП-ТП1,3	2283,73	2	10	65,93	131,85	1,7	79,75	АПвПу-3х95	330	297	356,4
ТП1-ТП3	2067,38	2	10	59,68	119,96	1,7	79,75	АПвПу-3х95	330	297	356,4
ГПП-ТП2,7	1555,45	2	10	44,9	89,8	1,7	68,44	АПвПу-3х70	270	243	291,6
ТП7-ТП2	2283,73	2	10	65,93	131,85	1,7	68,44	АПвПу-3х70	270	243	291,6
ГПП-ТП4,6,8	977,11	2	10	28,21	56,41	1,7	79,18	АПвПу-3х95	330	297	356,4
ТП4-ТП6	1423,54	2	10	41,09	82,19	1,7	79,18	АПвПу-3х95	330	297	356,4
ТП6-ТП8	2151,63	2	10	62,11	124,22	1,7	79,18	АПвПу-3х95	330	297	356,4
ГПП-ТП5,8,10	1092,92	2	10	31,55	63,1	1,7	88,14	АПвПу-3х95	330	297	356,4
ТП8-ТП9	2151,63	2	10	62,11	124,22	1,7	88,14	АПвПу-3х95	330	297	356,4
ТП9-ТП10	2285,36	2	10	65,97	131,95	1,7	88,14	АПвПу-3х95	330	297	356,4
ГПП-СД1цех14	1180	1	10	34,06	68,13	1,7	49,32	АПвПу-3х50	210	189	226
ГПП-СД2цех14	1180	1	10	34,06	68,13	1,7	49,32	АПвПу-3х50	210	189	226
ГПП-ДСП1цех12	4000	1	10	230,94	230,94	1,7	135,84	АПвПу-3х150	690	621	745,2
ГПП-ДСП2цех12	4000	1	10	230,94	230,94	1,7	135,84	АПвПу-3х150	690	621	745,2
ГПП-ДСП3цех12	4000	1	10	230,94	230,94	1,7	135,84	АПвПу-3х150	690	621	745,2
ГПП-ДСП4цех12	4000	1	10	230,94	230,94	1,7	135,84	АПвПу-3х150	690	621	745,2

Таблица 4.17 – Потери напряжения и активной мощности в линиях 10 кВ (вариант 1)

Трасса	rуд, Ом/км	худ, Ом/км	L, км	Кабель	ΔU, В	ΔU, %	ΔPк.л., кВт
ГПП-ТП2,3,7	0,261	0,077	0,25	АПвПу-3х95	10,68	0,11	0,31
ТП7-ТП3	0,261	0,077	0,19	АПвПу-3х95	5,53	0,05	0,32
ТП3-ТП2	0,261	0,077	0,05	АПвПу-3х95	1,13	0,01	0,07
ГПП-ТП4,5	0,208	0,059	0,14	АПвПу-3х70	7,1	0,07	1,84
ТП4-ТП5	0,208	0,059	0,1	АПвПу-3х70	6,41	0,06	1,5
ГПП-ТП6,8	0,208	0,059	0,16	АПвПу-3х95	5,41	0,05	1,07
ТП6-ТП8	0,208	0,059	0,16	АПвПу-3х95	4,65	0,05	0,8
ГПП-ТП1,9,10	0,208	0,059	0,26	АПвПу-3х95	1,08	0,01	0,06
ТП1-ТП9	0,208	0,059	0,17	АПвПу-3х95	0,69	0,01	0,04
ТП9-ТП10	0,261	0,077	0,06	АПвПу-3х95	3,06	0,03	0,2
ГПП-СД1цех14	0,641	0,08	0,3	АПвПу-3х50	2,38	0,02	0,34
ГПП-СД2цех14	0,641	0,08	0,3	АПвПу-3х50	2,38	0,02	0,34
ГПП-ДСП1цех12	0,208	0,059	0,2	АПвПу-3х150	5,67	0,06	3,32
ГПП-ДСП2цех12	0,208	0,059	0,2	АПвПу-3х150	5,67	0,06	3,32
ГПП-ДСП3цех12	0,208	0,059	0,2	АПвПу-3х150	5,67	0,06	3,32
ГПП-ДСП4цех12	0,208	0,059	0,2	АПвПу-3х150	5,67	006	3,32

Таблица 4.18 – Потери напряжения и активной мощности в линиях 10 кВ (вариант 2)

Трасса	rуд, Ом/км	худ, Ом/км	L, км	Кабель	ΔU, В	ΔU, %	ΔPк.л., кВт
ГПП-ТП1,3	0,329	0,081	0,25	АПвПу-3х95	21,22	0,21	0,02
ТП1-ТП3	0,329	0,081	0,18	АПвПу-3х95	10,21	0,1	0,01
ГПП-ТП2,7	0,447	0,082	0,2	АПвПу-3х70	2,61	0,03	0,32
ТП7-ТП2	0,447	0,082	0,27	АПвПу-3х70	1,04	0,01	0,07
ГПП-ТП4,6,8	0,329	0,081	0,06	АПвПу-3х95	7,1	0,07	1,84
ТП4-ТП6	0,329	0,081	0,14	АПвПу-3х95	6,41	0,06	1,5
ТП6-ТП8	0,329	0,081	0,15	АПвПу-3х95	5,41	0,05	1,07
ГПП-ТП5,8,10	0,329	0,081	0,24	АПвПу-3х95	4,65	0,05	0,8
ТП8-ТП9	0,329	0,081	0,1	АПвПу-3х95	1,08	0,01	0,06
ТП9-ТП10	0,329	0,081	0,07	АПвПу-3х95	0,69	0,01	0,04
ГПП-СД1цех14	0,641	0,08	0,3	АПвПу-3х50	2,38	0,02	0,34
ГПП-СД2цех14	0,641	0,08	0,3	АПвПу-3х50	2,38	0,02	0,34
ГПП-ДСП1цех12	0,208	0,059	0,2	АПвПу-3х150	5,67	0,06	3,32
ГПП-ДСП2цех12	0,208	0,059	0,2	АПвПу-3х150	5,67	0,06	3,32
ГПП-ДСП3цех12	0,208	0,059	0,2	АПвПу-3х150	5,67	0,06	3,32
ГПП-ДСП4цех12	0,208	0,059	0,2	АПвПу-3х150	5,67	006	3,32

5 Технико – экономическое сравнение вариантов схем внутреннего электроснабжения завода

В повседневности энергетиков обычно используют технико-экономическое сравнение, если нужно прибегнуть к финансовому планированию промышленного предприятия – заводов, фабрик, предприятий легкой и тяжелой промышленности, металлургии и т.д. - одним словом, объектов в состав инвестиций которых входят расходы на приобретение (модернизацию) технологического оборудования.

Под использованием этого плана подразумевается проведение анализа, оценки экономической целесообразности реализации предлагаемого проекта. То есть, фактически производится сопоставление предполагаемых затрат и результатов, определение эффективности, и что немаловажно, установление сроков окупаемости.

В сравнении с бизнес-планом, технико-экономическое сравнение можно обозначить как менее развернутый документ, в котором очерчиваются специфические вопросы. В большинстве случаев разработка этого вида экономических расчетов требуется в том случае, ежели необходимо объяснить, почему имеет смысл выбрать именно это оборудование, технологию и т.д. Как правило, по сравнении с бизнес-планом в технико-экономическом обосновании выделяются возможности улучшения или реконструкции уже существующего предприятия.

Полученный в результате расчетов документ имеет ключевое значение для потенциальных инвесторов, так как вынуждает оценить экономическую удобность проекта и сроки возврата вложенных в него средств.

Вариант 1

Таблица 5.1 – Технические параметры и стоимость трансформаторов из каталога [10]

№	Тип	Sном.т.,кВА	n, шт	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Uк, %	∆Pк, кВт	∆Pх, кВт	Iхх,%	Цена за 1шт., тыс.руб.	Общая стоимость, тыс .руб.
ТП1 (10/0,4)	ТМГ-1600/10/0,4	1600	2	10	0,4	6	15,8	1,95	1,0	782	1564
ТП2 (10/0,4)	ТМГ-1600/10/0,4	1600	2	10	0,4	6	15,8	1,95	1,0	782	1564
ТП3 (10/0,4)	ТМГ-1250/10/0,4	1250	2	10	0,4	5,5	12	1,75	1,2	600	1200
ТП4 (10/0,4)	ТМГ-630/10/0,4	630	2	10	0,4	5,5	7,6	1,05	1,2	276	552
ТП5 (10/0,4)	ТМГ-630/10/0,4	630	1	10	0,4	5,5	7,6	1,05	1,2	276	276
ТП6 (10/0,4)	ТМГ-1250/10/0,4	1250	2	10	0,4	5,5	7,6	1,05	1,2	600	1200
ТП7 (10/0,4)	ТМГ-1600/10/0,4	1600	2	10	0,4	6	15,8	1,95	1,0	782	1564
ТП8 (10/0,4)	ТМГ-1250/10/0,4	1250	2	10	0,4	5,5	12	1,75	1,2	600	1200
ТП8 (10/0,4)	ТМГ-1250/10/0,4	1250	2	10	0,4	5,5	12	1,75	1,2	600	1200
ТП10 (10/0,4)	ТМГ-1600/10/0,4	1600	2	10	0,4	6	15,8	1,95	1,0	782	1564
Итого

11884

Таблица 5.2 – Длина и стоимость кабельных линий 0,4кВ из каталога [10]

Трасса	Кабель	Кол-во	L, км	ΔP кл, кВт	Цена за метр, руб	Общая стоимость, руб
ТП2 - 6цех	АПвВ 3х70	2	0,08	0,30	528	84480
6цех-10цех	АПвВ 3х70	1	0,03	0,28	528	15840
ТП4-5цех	АПвВ 3х70	1	0,04	0,89	528	21120
7цех-1цех	АПвВ 4х16	1	0,14	0,01	95	13300
7цех-цех8	АПвВ 3х95	1	0,02	1,05	537	10740
ТП7-8цех	АПвВ 3х70	1	0,03	0,89	528	15840
Итого				3,42		149350

Таблица 5.3 – Длина и стоимость кабельных линий 10кВ из каталога [10]

Трасса	n	Uн, кВ	Кабель	L, км	ΔPк.л., кВт	Цена за метр, руб	Общая стоимость, руб
ГПП-ТП2,3,7	2	10	АПвПу-3х95	0,25	0,31	505	252500
ТП7-ТП3	2	10	АПвПу-3х95	0,19	0,32	505	191900
ТП3-ТП2	2	10	АПвПу-3х95	0,05	0,07	505	141400
ГПП-ТП4,5	2	10	АПвПу-3х70	0,14	1,84	395	110600
ТП4-ТП5	2	10	АПвПу-3х70	0,1	1,5	395	79000
ГПП-ТП6,8	2	10	АПвПу-3х95	0,16	1,07	505	161600
ТП6-ТП8	2	10	АПвПу-3х95	0,16	0,8	505	161600
ГПП-ТП1,9,10	2	10	АПвПу-3х95	0,26	0,06	505	262600
ТП1-ТП9	2	10	АПвПу-3х95	0,17	0,04	505	171700
ТП9-ТП10	2	10	АПвПу-3х95	0,06	0,2	505	60600
ГПП-СД1цех14	1	10	АПвПу-3х50	0,3	0,34	487	146100
ГПП-СД2цех14	1	10	АПвПу-3х50	0,3	0,34	487	146100
ГПП-ДСП1цех12	1	10	АПвПу-3х150	0,2	3,32	769	153800
ГПП-ДСП2цех12	1	10	АПвПу-3х150	0,2	3,32	769	153800
ГПП-ДСП3цех12	1	10	АПвПу-3х150	0,2	3,32	769	153800
ГПП-ДСП4цех12	1	10	АПвПу-3х150	0,2	3,32	769	153800
Итого					20,17		2500900

Вариант 2

Таблица 5.4 – Технические параметры и стоимость трансформаторов из каталога [10]

№	Тип	Sном.т.,кВА	n, шт	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Uк, %	∆Pк, кВт	∆Pх, кВт	Iхх,%	Цена за 1шт., тыс.руб.	Общая стоимость, тыс .руб.
ТП1 (10/0,4)	ТМГ-1600/10/0,4	1600	2	10	0,4	6	15,8	1,95	1,0	782	1564
ТП2 (10/0,4)	ТМГ-1600/10/0,4	1600	2	10	0,4	6	15,8	1,95	1,0	782	1564
ТП3 (10/0,4)	ТМГ-1250/10/0,4	1250	2	10	0,4	5,5	12	1,75	1,2	600	1200
ТП4 (10/0,4)	ТМГ-630/10/0,4	630	2	10	0,4	5,5	7,6	1,05	1,2	276	552
ТП5 (10/0,4)	ТМГ-630/10/0,4	630	1	10	0,4	5,5	7,6	1,05	1,2	276	276
ТП6 (10/0,4)	ТМГ-1250/10/0,4	1250	2	10	0,4	5,5	7,6	1,05	1,2	600	1200
ТП7 (10/0,4)	ТМГ-1600/10/0,4	1600	2	10	0,4	6	15,8	1,95	1,0	782	1564
ТП8 (10/0,4)	ТМГ-1250/10/0,4	1250	2	10	0,4	5,5	12	1,75	1,2	600	1200
ТП8 (10/0,4)	ТМГ-1250/10/0,4	1250	2	10	0,4	5,5	12	1,75	1,2	600	1200
ТП10 (10/0,4)	ТМГ-1600/10/0,4	1600	2	10	0,4	6	15,8	1,95	1,0	782	1564
Итого

11884

Таблица 5.5 – Длина и стоимость кабельных линий 0,4кВ из каталога [10]

Трасса	Кабель	Кол-во	L, км	ΔP кл, кВт	Цена за метр, руб	Общая стоимость, руб
ТП2 - 6цех	АПвВ 3х70	2	0,05	0,01	528	52800
6цех-10цех	АПвВ 3х70	1	0,06	0,99	528	31680
ТП5-5цех	АПвВ 3х70	1	0,07	0,12	528	36960
7цех-1цех	АПвВ 4х16	1	0,11	0,52	95	10450
7цех-цех8	АПвВ 3х95	1	0,1	0,19	537	53700
ТП7-8цех	АПвВ 3х70	1	0,2	0,89	528	105600
Итого				2,73		291190

Таблица 5.6 – Длина и стоимость кабельных линий 10кВ из каталога [10]

Трасса	n	Uн, кВ	Кабель	L, км	ΔPк.л., кВт	Цена за метр, руб	Общая стоимость, руб
ГПП-ТП1,3	2	10	АПвПу-3х95	0,25	0,02	505	252500
ТП1-ТП3	2	10	АПвПу-3х95	0,18	0,01	505	181800
ГПП-ТП2,7	2	10	АПвПу-3х70	0,2	0,32	395	158000
ТП7-ТП2	2	10	АПвПу-3х70	0,27	0,07	395	213300
ГПП-ТП4,6,8	2	10	АПвПу-3х95	0,06	1,84	505	60600
ТП4-ТП6	2	10	АПвПу-3х95	0,14	1,5	505	141400
ТП6-ТП8	2	10	АПвПу-3х95	0,15	1,07	505	151500
ГПП-ТП5,8,10	2	10	АПвПу-3х95	0,24	0,8	505	242400
ТП8-ТП9	2	10	АПвПу-3х95	0,1	0,06	505	101000
ТП9-ТП10	2	10	АПвПу-3х95	0,07	0,04	505	70700
ГПП-СД1цех14	1	10	АПвПу-3х50	0,3	0,34	487	146100
ГПП-СД2цех14	1	10	АПвПу-3х50	0,3	0,34	487	146100
ГПП-ДСП1цех12	1	10	АПвПу-3х150	0,2	3,32	769	153800
ГПП-ДСП2цех12	1	10	АПвПу-3х150	0,2	3,32	769	153800
ГПП-ДСП3цех12	1	10	АПвПу-3х150	0,2	3,32	769	153800
ГПП-ДСП4цех12	1	10	АПвПу-3х150	0,2	3,32	769	153800
Итого					19,69		2480600

Суммарные капиталовложения по вариантам

Вариант I:

= = 11884+149,35+2500,9 = 14534,25 тыс. руб.;

Вариант II:

= = 11884+291,19+2480,6 = 14655,79 тыс. руб.

Расчет ежегодных издержек

Ежегодные издержки на КЛ:

Издержки на обслуживание и амортизационные отчисления на капитальный ремонт

Вариант I:

= (0.005 + 0.02) ∙ 2650,25 = 66,26тыс. руб./год;

Вариант II:

= (0.005 + 0.02) ∙ 2771,79 = 69,29 тыс. руб./год.

Амортизационные отчисления на реновацию

Вариант I:

= 0.02 ∙ 2650,25 = 53,01 тыс. руб./год;

Вариант II:

= 0.02 ∙ 2771,79 = 55,44 тыс. руб./год.

Ежегодные издержки по подстанциям:

Издержки на обслуживание и амортизационные отчисления на капитальный ремонт

Вариант I:

= (0.029 + 0.03) ∙ 11884 = 701,16 тыс. руб./год;

Вариант II:

= (0.029 + 0.03) ∙ 11884 = 701,16 тыс. руб./год.

Амортизационные отчисления на реновацию

Вариант I:

= 0.035 ∙ 11884 = 415,94 тыс. руб./год;

Вариант II:

= 0.035 ∙ 11884 = 415,94 тыс. руб./год.

Суммарные издержки на обслуживание и амортизационные отчисления на капитальный ремонт элементов схемы электроснабжения:

Вариант I:

= = 66,26+701,16 = 767,42 тыс. руб./год;

Вариант II:

= = 69,29+701,16= 770,45 тыс. руб./год.

Суммарные амортизационные отчисления на реновацию схемы электроснабжения:

Вариант I:

= = 53,01+415,94 = 468,95 тыс. руб./год;

Вариант II:

= = 55,44+415,94 = 471,38 тыс. руб./год.

Ежегодные издержки на компенсацию годовых потерь электроэнергии по вариантам:

- время потерь при максимальной нагрузке, , которое может быть определено по эмпирической формуле:

ч/год.

Потери в линиях электропередачи:

Вариант I:

Суммарные потери в кабельных линиях по варианту I составляют 3,42+20,17=23,59кВт.

Годовые потери в кабельных линиях:

= 23,59∙ 2318,12 = 54,68 тыс.кВтч/год.

Вариант II:

Суммарные потери в кабельных линиях по варианту II составляют 2,73+19,69=22,42 кВт.

Годовые потери в кабельных линиях:

= 22,42 ∙ 2318,12=51,97 тыс.кВтч/год.

Потери электроэнергии в трансформаторах:

Вариант I:

ТП1: ;

Суммарные потери по всем подстанциям варианта I: 352495,39 кВтч/год.

Вариант II:

Суммарные потери по всем ТП варианта II: 352495,39 кВтч/год.

Всего потери энергии по вариантам:

Вариант I:

;

Вариант II:

Всего суммарные издержки на компенсацию потерь энергии по вариантам

Вариант I:

;

Вариант II:

где = 1,66 руб/кВт·ч согласно исходным данным задания.

Всего суммарные издержки:

Вариант I:

;

Вариант I I:

Приведенные затраты:

Е_н=0,125 - нормативный коэффициент экономической эффективности принимается из [2]

Вариант I:

;

Вариант I I :

Для наглядности результаты расчетов сведем в таблицу 5.7.

Таблица 5.7 – Основные технико-экономические показатели сравниваемых вариантов внутреннего электроснабжения.

Показатели	Вариант I	Вариант II
Капиталовложения, тыс. руб.	14534,25	14655,79
Издержки по обслуживанию оборудования и амортизационные отчисления на капитальный ремонт, тыс. руб./год	648,95	471,38
Амортизационные издержки на реновацию, тыс. руб./год	767,42	770,45
Стоимость годовых потерь электроэнергии, тыс. руб./год	675,9	675,4
Приведенные затраты на систему внутреннего электроснабжения, , тыс. руб./год	3729,05	3749,2

Вывод: Из технико – экономического сравнения двух вариантов внутреннего электроснабжения завода видно, что приведенные затраты между двумя вариантами не на много различаются, а именно на 0,54%, хоть это и немного, но все равно это влияет на дополнительные расходы завода. Поэтому в качестве выбранного варианта принимаем вариант I, т.к. он выгоднее и дальнейший расчет будем осуществлять для этого варианта.

Система

Эквивалентное сопротивление системы, отнесенное к высокой стороне:

о.е. [и.д.];

Воздушная линия

о.е.,

где - удельное сопротивление ВЛ (провод марки АС-240).

Трансформатор ГПП

Сопротивление трансформатора определяется его напряжением короткого замыкания u_k ,%:

где , (паспортные данные трансформатора марки ТРДН-25000/35).

Синхронный двигатель

Таблица 6.1 – Паспортные данные

Тип СД	P _НОМ, кВт	cosφ	, о.е.	η, %
СТД-1250	1250	0,9	0,137	96,5

Кабельные линии

Линия ГПП-ТП7:

о.е.

Для остальных линий расчет сводим в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 – Сопротивления кабельных линий в о.е.

Линия	F,мм²	l,км	х_o, ом/км
ГПП-ТП7	95	0,25	0,077	0,122
ТП7-ТП3	95	0,19	0,077	0,093
ТП3-ТП2	95	0,05	0,077	0,024
ГПП-ТП4	70	0,14	0,059	0,052
ТП4-ТП5	70	0,1	0,059	0,037
ГПП-ТП6	95	0,16	0,077	0,078
ТП6-ТП8	95	0,16	0,077	0,078
ГПП-ТП1	95	0,26	0,077	0,127
ТП1-ТП9	95	0,17	0,077	0,083
ТП9-ТП10	95	0,06	0,077	0,029
ГПП-СД1	50	0,3	0,08	0,152
ГПП-СД2	50	0,3	0,08	0,152

Выбор оборудования

Выбор разъединителей на ГПП

Выбираем разъединители для линий с наибольшими токами в режиме максимальных нагрузок, т.е. в ЗРУ, для системных линий, остальные будут такими же.

Из списка выбираем нужный нам разъединитель с аббревиатурой РГП-СЭЩ-35/1000 УХЛ2 [10]. В названии: Р - разъединитель; ГП – горизонтально-поворотного типа; З - наличие заземляющих ножей; 35 - номинальное напряжение, кВ; 1000 - номинальный ток, А; УХЛ2 - климатическое исполнение и категория размещения. Проверка разъединителя приведена в таблице 7.3.

Таблица 7.3 – Проверка разъединителя РГП-СЭЩ-35/1000 УХЛ2 и его параметры

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
U_сети = 35 кВ	U_ном = 35 кВ	U_ном ³U_сети
I_авар = 415,15 А	I_ном = 1000 А	I_ном ³ I_авар
i_у = 18,89 кА	i_дин = 50 кА	i_у £ i_дин
B_к = 9,24 кА²×с		³ B_к

Разъединитель проходит по всем условиям.

Выбор оборудования КТПН

В качестве цеховых трансформаторных подстанций выбираем комплектные трансформаторные подстанции производства «Самарский завод «Электрощит» г. Самара[10].

ТП2 – 2КТПН-1600/10/0,4-У3 – тупиковая двухтрансформаторная подстанция;

ТП5 – 2КТПН-630/10/0,4-У3 – тупиковая однотрансформаторная подстанция;

ТП8 – 2КТПН-1250/10/0,4-У3 – тупиковая однотрансформаторная подстанция;

ТП10 – 2КТПН-1600/10/0,4-У3 – тупиковая однотрансформаторная подстанция.

В качестве силового трансформатора принимаем выбранные ранее трансформаторы марки ТМГ.

Конструкция трансформатора ТМГ:

В трансформаторах ТМГ предусмотрена возможность регулирования напряжения: 5 ступеней с диапазоном регулирования ±2х2,5% от номинального.

Так как масло в трансформаторах ТМГ не имеет контакта с окружающей средой, это значительно улучшает условия его работы, исключает его увлажнение, окисление и шлакообразование. В сочетании с проведенной дегазацией, масло в герметичном трансформаторе практически не меняет своих свойств в течении всего срока эксплуатации. Трансформаторы ТМГ не нуждаются в профилактических работах и ремонте.

Выбор оборудования КТПН

В ячейках КТПН установлены трансформаторы тока типа ТПЛ-10/300-М УХЛ3, выключатель нагрузки ВНА-10/200.

Производим выбор и проверку оборудования КТПН 10 кВ. Результаты сводятся в таблицу 7.6.

Таблица 7.6 – Выбор оборудования КТПН на высокой стороне 10 кВ

Наименование и тип оборудования	Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Выключатель нагрузки ВНА-6/200(с предохранителем)	U_сети= 10 кВ I_ав= 207,57А А I_п._o= 11,6 кА	U_ном=10 кВ I_ном=630 А I_пр.с= 51 кА	U_сети³U_ном I_ном ³ I_ав I_п._o ≤ I_пр.с

На стороне НН устанавливаем вводные и секционный автоматические воздушные выключатели ВА-СЭЩ-TD производства «Самарский завод «Электрощит» г. Самара [10].

В качестве примера рассмотрим выбор оборудования для КТПН-10, цеха 15 (как цех с максимальной нагрузкой). Нагрузка, цеха равна S_р =2285 кВА, протекающий ток утяжеленного режима будет равен I_ав=3298,11. Выбираем вводной автоматический выключатель ВА-СЭЩ-TD с номинальным током 630 А с микропроцессорным расцепителем типа S. Для остальных кабелей 0,4 кВ принимаем такое же оборудование, как и для кабеля в цех 1. Аналогично проводим расчет для остальных КТПН. Результаты выбора и проверки оборудования КТПН-10 0,4 кВ сводятся в таблицу 7.7.

Таблица 7.7 – Результаты выбора и проверки оборудования 2КТПН-4 0,4 кВ

Наименование и тип электрооборудования	Расчетные данные	Технические параметры	Условия выбора
Вводной автоматический выключатель ВА-СЭЩ- АН-63G	U_сети= 0,4 кВ I_ав= 3298,11А I_п._o= 11,6 кА	U_ном=0,4 кВ I_ном=6300 А i_откл.= 65кА	U_сети³ U_ном I_ном ³ I_ав I_п._o ≤ i_откл
Секционный автоматический выключатель ВА-СЭЩ- АН-63 G	U_сети= 0,4 кВ I_ав= 3298,11А I_п._o= 11,6 кА	U_ном=0,4 кВ I_ном=6300 А i_откл.= 65 кА	U_сети³ U_ном I_ном ³ I_ав I_п._o ≤ i_откл
Трансформаторы тока ТШЛ-СЭЩ-0,66 УХЛ3 400/5	U_сети= 0,4 кВ I_ав= 2522,02 А	U_ном=0,4 кВ I_ном=3800 А 65²·0,04= 169 кА²·с	U_сети³ U_ном I_ном ³ I_ав ³ B_к

Расчет молниезащиты

Наиболее опасным проявлением молнии с точки зрения поражения зданий и сооружений является прямой удар (ПУМ).

Подстанции небольших размеров, как правило, защищаются стержневыми молниеотводами одинаковой выбранной высоты (не более 40-50 м). Конструкция молниеотвода представлена на рисунке 8.2.1.

Рисунок 8.1 – Конструкция стержневого молниеотвода (а) и

зона защиты одиночного стержневого молниеотвода (б)

1 – молниеприемник; 2 – несущая конструкция; 3 – токоотвод; 4 – заземлители

Для защиты ГПП принимаем два стержневых молниеотвода высотой h=50 м.

По степени надёжности защиты различают два типа зон:

А – степень надёжности защиты > 99,5%

Б - степень надёжности защиты 95 - 99,5%.

Для одиночного стержневого молниеотвода определяются параметры молниезащиты для зон.

Зона А:

Высота вершины конуса стержневого молниеотвода , м:

м.

Определяем радиусы защиты на уровне земли:

м.

Определяем радиусы защиты на высоте защищаемого сооружения:

м,

где м – высота защищаемого объекта (ГПП).

Определяем высоту стержневого молниеприёмника:

м.

Определяем активную высоту молниеотвода:

м.

Определяем угол защиты (между вертикалью и образующей):

Зона Б:

Высота вершины конуса стержневого молниеотвода , м:

м.

Определяем радиусы защиты на уровне земли:

м.

Определяем радиусы защиты на высоте защищаемого сооружения:

м,

Определяем высоту стержневого молниеприёмника:

м.

Определяем активную высоту молниеотвода:

м.

Определяем угол защиты (между вертикалью и образующей):

Защищаемый объект полностью находится в зоне защиты молниеотвода.

Для защиты электроустановок от внутренних и грозовых перенапряжений применяем ограничители перенапряжения нелинейные (ОПН)[15].

8.3 АВР секционного выключателя

Автоматическое включение резерва – это составляющая автоматики энергосистем, направленная на повышение ее надежности. Заключается в автоматическом подключении к системе дополнительных источников питания в случае потери системой электроснабжения из-за аварии или ошибочного отключения[16].

Основные требования, предъявляемые к устройствам АВР:

1. Схема АВР должна приходить в действие при исчезновении напряжения на шинах потребителя по любой причине, в том числе при аварийном, ошибочном или самопроизвольном отключении выключателей рабочего источника питания, а также при исчезновении напряжения на шинах, от которых осуществляется питание рабочего источника. Включение резервного источника часто допускается также при КЗ на шинах потребителя.

2. Для того чтобы уменьшить длительность перерыва питания потребителей, включение резервного источника питания должно производиться сразу же после отключения рабочего источника.

3. Действие АВР должно быть однократным, чтобы не допускать нескольких включений резервного источника на не устранившееся КЗ.

4. Схема АВР не должна приходить в действие до отключения выключателя рабочего источника, чтобы избежать включения резервного источника на КЗ в не отключившемся рабочем источнике. Выполнение этого требования исключает также в отдельных случаях несинхронное включение двух источников питания.

5. Для того чтобы схема АВР действовала при исчезновении напряжения на шинах, питающих рабочий источник, когда его выключатель остается включенным, схема АВР должна дополняться специальным пусковым органом минимального напряжения.

6. Для ускорения отключения резервного источника при его включении на неустановившееся КЗ должно предусматриваться ускорение защиты резервного источника после АВР. Это особенно важно в тех случаях, когда потребители, потерявшие питание, подключаются к другому источнику, несущему нагрузку[16].

Напряжение срабатывания реле минимального напряжения при выполнении пускового органа выбирается так что бы пусковой орган срабатывал только при полном исчезновении напряжения и не приходил в действие при понижении напряжения, вызванных КЗ или самозапусками электродвигателей. Для выполнения этого условия напряжение срабатывания реле минимального напряжения должно быть равным:

где К_н- коэффициент надежности, равный 1,2, К_U-коэффициент трансформации трансформатора напряжения, равный 10000/100.

Отстраиваем напряжение срабатывания пускового органа от остаточного напряжения при трех фазном коротком замыкании на шинах КРУ:

Напряжение срабатывания реле минимального напряжения:

Напряжение срабатывания максимального реле напряжения, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике, определяется согласно [12] из условия: , принимаем:

К_В-коэффициент возврата, равный 0,8.

Выдержка времени пускового органа минимального напряжения должна быть на ступень селективности больше выдержек времени защит, в зоне действия которых остаточное напряжение при КЗ оказывается ниже напряжения срабатывания реле минимального напряжения или реле времени. Таким образом выдержка времени минимального напряжения t_ПО должна быть равна: t_ПО=t+∆t, где t –наибольшее выдержка времени защит присоединения, ∆t-ступень селективности, равная 0,5с.

Рисунок 8.2 – Схема АВР секционного выключателя

Требования, предъявляемые к защитам

Релейная защита элементов распределительных сетей должна отвечать требованиям «Правил устройства электроустановок» [21], которые предъявляются ко всем устройствам релейной защиты: селективности, надежности, быстродействия и чувствительности.

Селективность — это способность релейной защиты действовать на отключение только поврежденного участка электрической системы, и не отключать смежные с ним, неповрежденные, участки или срабатывать при нагрузочных режимах. Другими словами, селективным называется такое действие защиты, при котором защита отключает только поврежденный элемент. Все другие части системы остаются включенными[22].

се устройства РЗ делятся на 2 класса по селективности:

· защиты с относительной селективностью – селективность обеспечивается выбором параметров срабатывания (относятся МТЗ и дистанционные защиты);

· защиты с абсолютной селективностью – селективность обеспечивается принципом действия – все виды дифференциальных защит.

Селективное действие защит при наличии резервного питания потребителей дает возможность исключить перерывы в их электроснабжении.

Таким образом, требование селективности является основным условием для обеспечения надежного питания потребителей[22].

Быстродействие. Требование быстродействия защиты порождается простой и понятной причиной: процесс короткого замыкания не должен длиться долго. Чем дольше он длится, тем сильнее разрушается электрооборудование. Процесс короткого замыканиядолжен быть прерван с максимально возможной быстротой.

Это определяется следующими основными соображениями:

· Ускорение отключения повреждений повышает устойчивость параллельной работы генераторов в системе и дает возможность увеличить пропускную способность ВЛ электропередачи.

· Ускорение отключения повреждений уменьшает время работы потребителей при пониженном напряжении.

· Ускорение отключения повреждений уменьшает размер разрушения поврежденного элемента. Уменьшается время, затрачиваемое на проведение восстановительного ремонта и уменьшается затраты на него.

Полное время отключения повреждения складывается из времени работы защиты и времени действия выключателя, разрывающего ток к.з., Следовательно, для ускорения отключения нужно ускорить действие, как защиты, так и выключателей[22].
Чувствительность – это свойство защиты распознавать повреждения, т.е. определять повреждения и отличать их от ненормальных режимов.
Например у токовые защит существует проблема отличия тока перегрузки от тока КЗ, т.к. бывают режимы, при которых ток КЗ соизмерим с током перегрузки. В этом случае трудно сделать защиту чувствительной и приходится её усложнять[22].
Надежность - свойство защиты выполнять функции с заданным техническим совершенством, т.е. с минимальным количеством отказов.

Надёжность устройств РЗ складывается из многих факторов, основные из которых следующие:

· резервирование;

· сложность схемы;

· надёжность комплектующих элементов;

· уровень эксплуатации.

Из совокупности этих факторов можно судить о степени надежности релейной защиты[22].

Области применения

Электростанции;
Цементная промышленность;
Металлургия и прокатные станы;
Горнодобывающая промышленность и переработка;
Нефтегазовая промышленность, в том числе морские платформы;
Дизельные силовые установки;
Установки аварийного электроснабжения;
Электрохимические заводы, химическая промышленность;
Оборудование трубопроводов[23].

Основные конструктивные особенности NxAIR :

КРУ NXAIR имеет воздушную изоляцию, металлический корпус и перегородки, прошло типовые испытания и предназначено для сетей среднего напряжения и установки в помещении[23].

КРУ разработано и испытано в соответствии с нормами МЭК 62261-200, согласно которым имеет следующую классификацию:

· Категория по обслуживанию LSC 2B (полностью секционированное РУ, т.е. разделённое на отдельные отсеки: сборных шин, коммутационного аппарата и подключений)

· Класс секционирования PM (металлические перегородки)

· Классификация по стойкости к внутренней дуге: IAC A FLR (безопасный доступ к КРУ со всех сторон) [23].

КРУ с вакуумными выключателями SION в качестве коммутационных аппаратов обладает следующими преимуществами:

· Безопасность

· Надёжность

· Увеличение производительности

· Экономичность

Комплектные распределительные устройства с воздушной изоляцией проверены многолетним успешным опытом эксплуатации[23].

Преимущества NxAIR :

Высокая надёжность:

- Изоляционная среда – воздух – всегда доступна и не требует контроля.
- Распределительное устройство заводской готовности, прошедшее типовые испытания.
- Применение вакуумных силовых выключателей или контакторов, не требующих технического обслуживания.
- Силовой вакуумный выключатель и заземлитель, прошедшие типовые испытания внутри ячейки.
- Стойкие к избыточному давлению перегородки отсеков (NXAIR).
- Гибкость при комплектации низковольтного отсека (съемные отсеки) [23].

Безопасность для персонала:

- Все операции по переключениям и перемещению выдвижной части осуществляются при закрытой двери высоковольтного отсека.
- Взаимоблокировки, исключающие ошибочную последовательность действий обслуживающего персонала.
- Переключение, разъединение и заземление (исполнительный механизм) объединены в одном функциональном узле.
- Встроенные механические индикаторы позиций переключателей с мнемосхемой на двери высоковольтного отсека.
- Стойкость к внутренней дуге до 50 кА, 1 сек[23].

Повышение производительности:

- Категория готовности к эксплуатации LSC 2В (отдельные отсеки сборных шин, подключений и коммутационного аппарата).
- Защитные шторки, механически связанные с вакантным элементом.
- Применение стандартизированных блочных трансформаторов тока или проходных трансформаторов.
- Испытание кабелей возможно без снятия напряжения со сборных шин.
- Возможность дистанционного управления выкатным элементом, а также заземлителями присоединений и сборных шин.
- Замкнутость внутренней дуги.
- Прокладка контрольных кабелей в металлических кабельных каналах[23].

Экономия денежных средств:

- Применение вакуумных силовых выключателей или контакторов не требующих технического обслуживания.
- Интервал между проведением технического обслуживания распредустройства превышает 10 лет.
- Перерывы в работе сведены к минимуму благодаря наличию системы логических механически блокировок.
- Благодаря компактной конструкции и гибкости в вариантах подключения кабелей или систем каналов сброса давления сведены к минимуму требования к необходимому пространству, что снижает затраты на строительство[23].

Технические характеристики

Основные технические характеристики NxAIR приведены в Таблице 9.1.

Таблица 9.1 – Технические параметры КРУ- NxAIR

Наименование параметра

Значение параметра

Напряжение 7,2 12 Частота 50/60 50/60 Испытательное напряжение

28 1)

промышленной частоты Испытательное напряжение

грозового импульса Ток отключения КЗ 40 40 Ток термической стойкости (3с) 40 40 Ток включения на КЗ 100/104 100/104 Ток электродинамической стойкости 100/104 100/104 Рабочий ток сборных шин 4000 4000 Рабочий ток присоединений 400 ≤1000 1250/2000 2500/3150/4000 400 ≤1000 1250/2000 2500/3150/4000

Встроенное в КРУ NxAIR высоковольтное оборудование

1. Вакуумный силовой выключатель 3AE SION

Таблица 9.2 – Технические характеристики

Электрические параметры для:	NxAIR ≤ 17,5 кВ	NxAIR ≤ 17,5 кВ	NxAIR ≤ 24 кВ
Номинальное рабочее напряжение	до 17,5 кВ	до 17,5 кВ	до 24 кВ
Номинальный токотключения КЗ	до 40 кА	50 кА	до 25 кА
Номинальный кратковременный ток	до 40 кA / 3 с	50 кА/3 с	до 25 кA / 3 с
Номинальный ток включения КЗ	до 100 / 104 кA	до 125 / 130 кA	до 63 / 65 кA
Номинальный ударный ток	до 100 / 104 кA	до 125 / 130 кA	до 63 / 65 кA
Номинальный рабочий ток	до 3150 A	до 4000 A	до 2500 A
Класс коммутационногоресурса	E2, M2, C2	E2, M2, C2	E2, M2, C2

2. Выдвижной контактор с 3TL6, высоковольтными предохранителями и контрольным трансформатором

Таблица 9.3 – Технические характеристики

Электрические параметры для:	3TL6 в NxAIR	3TL8 в NxAIR
Номинальное рабочее напряжение	до 12 кВ	до 7,2 кВ

Номинальный ток	до 8 кА	до 8 кА
термической стойкости 1)
Номинальный рабочий ток 2)	400 A	400 A
Число коммутационных
циклов:
контактора (механ.)	до 1 000 000	до 1 000 000
вакуумной камеры (механ.)	до 1 000 000	до 250 000
контактора (электр.) IN	до 1 000 000	до 250 000

3. Блочный трансформатор тока до 4000 A.

Таблица 9.4 – Технические характеристики

Электрические параметры для:
Рабочее напряжение	До 24 кВ
Первичный номинальный ток	до 4000 A
Термический кратковременный ток	до 50 кА
Продолжительность кратковременного тока	1 с или 3 с
Номинальный ударный ток	до 130 кА
Количество вторичных обмоток до 3	до 3
Вторичный ток	1 A или 5 A
Класс точности Измерение	0,2 – 1 FS5 / FS10
Защита	0,2 – 1 5P /10P
Мощность	до 30 ВА

4. Трансформатор напряжения, выдвижной с первичными предохранителями

Таблица 9.5 – Технические характеристики

Электрические параметры для:	Электрические параметры для:
Первичное рабочее напряжение	до 24 кВ
Вторичное рабочее напряжение	Напряжение до 120 В или до 120 В / √3
Класс точности	0,2 / 0,5 / 1,0
Номинальная мощность	до 200 ВА

Описание терминала 7SJ611

В соответствии с выданным заданием был указан терминал защиты типа 7SJ611. Данное компактное устройство защиты обладает функциями управления, измерения, а также предоставляет возможность работы со свободно-программируемой логикой [19].

Описание

Для защиты кабельной линии 10 кВ на территории необходимо было использовать многофункциональное устройство защиты и местного управления (терминал защиты) SIPROTEC типа 7SJ611 так же производства Siemens [15].

Защитные функции

• Время-токовая защита

• Чувствительность обнаружения замыкания на землю

• Защита от Перемежающихся замыканий на землю

• Высокое сопротивление ограниченного замыкания на землю

• Защита двигателя

• Защита от перегрузки

• Контроль температуры

• Выключатель защиты от сбоев

• Защиты обратной последовательности

• Автоматическое повторное включение

Коммуникационные интерфейсы
      • Интерфейс системы:
      – МЭК 60870-5-103, МЭК 61850
      – СЕТИ PROFIBUS-FMS В/-ДП
      – ДНП 3.0/ПРОТОКОЛ MODBUS
     • Сервисный интерфейс для ДИГСИ 4 (модем)
      • Передний интерфейс для ДИГСИ 4
      • Синхронизация времени посредством входа Б/DCF77
     Оборудование:
       • 4 трансформаторы тока
       • 3/8/11 бинарных входов
       • Выход 4/8/6 реле

Функции мониторинга:

• Оперативная измеренные значения

• Учета времени рабочих часов

• 8 осциллографических записей

Расчет уставок защит

Общие требования к расчету (выбору уставок) релейной защиты

Расчет релейной защиты заключается в выборе рабочих параметров срабатывания (рабочих уставок) как отдельных реле, так и многофункциональных устройств защиты.

Во всех существующих и разрабатываемых устройствах защиты должна быть предусмотрена возможность плавного или ступенчатого изменения параметров срабатывания в определенных пределах. Но только правильный выбор и установка рабочего параметра превращают «реле» в «релейную защиту» конкретной электроустановки.

Традиционно выбор рабочих уставок («настройка») РЗА производится в расчете на «наихудший случай», учитывая, что неправильное действие РЗА может привести к нарушению электроснабжения. И даже при том, что действие было оформлено как заранее допущенное, ущерб от неселективного срабатывания и, том более, отказа РЗА может вызвать непредвиденные тяжелые последствия и для потребителей, и для электроснабжающего предприятия.

Для выполнения расчета релейной защиты (выбор рабочих уставок) прежде всего необходимы полные и достоверные местные исходные данные, к которым относятся:

1) первичная схема защищаемой сети и режимы ее работы (с указанием, как создаются рабочие и ремонтные режимы - автоматически или неавтоматически);

2) сопротивление и ЭДС (или напряжения) питающей системы для максимального и минимального режимов ее работы (или мощности КЗ);

3) режимы заземления нейтралей силовых трансформаторов;

4) параметры линий, трансформаторов, реакторов и т.д.;

5) значения максимальных рабочих токов линий, трансформаторов и т.п. в рабочих, ремонтных и послеаварийных режимах;

6) характеристики электроприемников (особенно крупных электродвигателей);

7) типы выключателей;

8) типы и параметры измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения с указанием мест их установки в схеме сети;

9) типы и параметры срабатывания (уставки) существующих устройств защиты и автоматики на смежных элементах (как питающих, так и отходящих);

10) типы и принципиальные схемы устройств релейной защиты и автоматики, подлежащих расчету.

Расчет уставок должен состоять, как правило, из следующих разделов:

1) Исходные данные (с указанием источников информации).

2) Расчет токов КЗ.

3) Выбор уставок (с необходимым графическом материалом в виде схем, карт селективности и др.).

4) Результаты расчета. Этот раздел должен содержать окончательно выбранные уставки и другие данные для регулировки (максимальные токи КЗ, коэффициенты возврата реле и т.п.).

Рекомендуется прикладывать к расчету схему сети с условными обозначениями типов релейной защиты и указанием выбранных уставок. В характерных точках сети на схеме могут быть приведены значения токов КЗ.

На основании расчета составляются задания на наладку защиты каждого из элементов сети.

Защиты КЛ 10кВ выполняются в виде следующих [21]:

1) Токовые защиты;

2) Защита от перегруза.

Рисунок 9.3 – Поясняющая схема защищаемого оборудования

Рисунок 9.4 – Схема замещения с нанесением точек КЗ

Параметры оборудования

Трансформатор тока типа ТПЛК 10:

Параметры КЛ в точке защищаемого участка представлены в Таблице 9.5.1.

Таблица 9.6 – Параметры КЛ

Марка кабеля	Сечение, мм²	Длина кабеля, км
АПввнг	3х95	0,287

Таблица 9.7 – Исходные данные для расчета

Мощность системы, МВА	Максимальная нагрузка предприятия, кВА	Токи кз в защищаемой зоне, кА
		К2

650		6,87	17,68	9,8

В качестве защищаемого участка берем участок ГПП-ТП1

Виды защит:

Токовые защиты

1) Токовая отсечка (ТО). Токовая отсечка отстраивается от тока короткого замыкания в конце защищаемого участка. Рассчитаем токи срабатывания защиты и реле.

Ток срабатывания защиты:

где – максимальное значение тока короткого замыкания в конце защищаемого участка, так как на противоположном конце линии находится трансформаторная подстанция, то в расчете принимается значение тока короткого замыкания за трансформатором, А; к_отс=1,2 – коэффициент отстройки.

Ток срабатывания реле:

, (9.1)

где =1 – коэффициент схемы;

– коэффициент трансформации трансформаторов тока, для трансформатора тока ТПЛК 10-0,5/10Р-800/5 Х3.

2. Максимальная токовая защита (МТЗ). Максимальная токовая защита приходит в действие при увеличении тока в фазах линии сверх определенного значения. Отстраивается от максимального тока нагрузки в конце защищаемой линии.

Ток срабатывания защиты:

(9.2)

где =0,96 – коэффициент возврата;

– коэффициент отстройки;

=1 – коэффициент самозапуска;

I _нагр.max – ток нагрузки в послеаварийном режиме линии.

Ток срабатывания реле:

Защита от перегрузки:

(9.3)

где =0,96 – коэффициент возврата;

– коэффициент отстройки;

I _нагр.max – ток нагрузки в послеаварийном режиме линии.

Ток срабатывания реле:

Расчет уставок всех защит сводим в таблицу 9.8.

Таблица 9.8 – Расчет уставок защит

Вид защиты	Первичный ток срабатывания, А	Вторичный ток срабатывания, А	Время срабатывания, с
ТО	8200	51	0
МТЗ	134,5	0,83	0,5
Защита от перегруза	123,06	0,77	1

Заключение

Входе выполнения данного дипломного проекта была рассчитана схема электроснабжения тракторостроительного завода. Расчетная мощность завода 25166,92МВА позволяет отнести данное предприятие к средним потребителям.

Электроснабжение потребителей осуществляется от заводского ГПП-35/10кВ кабельными линиями. Потребители с большой мощностью, а также некоторые потребители с малой мощностью имеют продолжительный график работы. Основная часть маломощных предприятий работает в продолжительном режиме работы. По роду тока все потребители работают от сети переменного тока нормальной промышленной частоты. Так же представлен расчет нагрузок, выполненный методом коэффициента спроса. Результаты расчетов представлены в виде таблиц. Далее произведен выбор и расчет токов короткого замыкания, который производится для проверки кабельных линий и выбора основного электрооборудования.

В технико – экономической части произведен расчет и выбор схемы внешнего электроснабжения.

Далее выполнили расчет грозозащиты и заземления.

Раздел релейной автоматики был выполнен на основе микропроцессорного оборудования и сетей предприятия.

ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Институт энергетики

Кафедра Электроснабжения и электротехники

Допускаю к защите

Заведующий кафедрой, д.т.н., профессор

_______________________ Н.И. Воропай

Электроснабжение тракторостроительного завода

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к выпускной квалификационной работе

Программа бакалавриата

«Электроснабжение»

по направлению подготовки

13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника»

0.174.00.00 - ПЗ

Разработал студент ЭПб 14-1 _____________ П.А. Пажинский

Руководитель _____________ М.О. Умнова

Консультанты

Релейная защита _____________ И.Н. Шушпанов

Нормоконтроль _____________ М.О. Умнова

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒