Курсовая: Электроснабжение завода

Государственный комитет Российской Федерации по высшему образованию Кафедра электроснабжения Пояснительная записка к курсовому проекту на тему: «Электроснабжение завода» по курсу: «Электроснабжение промышленных предприятий» Студентки VI курса спец. 1004 группы ЭСЗ-981 выполнила: Басанцова О.И. проверил: Макаров В.П. г. Ставрополь 2004 г. СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ. 3 1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНОЙ НАГРУЗКИ.. 4 1.2. ВЫБОР МОЩНОСТИ ЦЕХОВЫХ ТП.. 5 1.3. Определение расчётных нагрузок линий сети 6¸20 кВ. 7 1.4. Выбор выключателей конца питающих линий и линий, отходящих от ГПП (ГРП) 10 1.5. Определение сечений кабельных линий распределительной сети 6¸20 кВ. 13 2. Расчёт токов короткого замыкания. 20 2.1. Выбор выключателей. 22 2.2. Выбор разъединителей. 22 2.3. Шины ГПП.. 23 3. Релейная защита. 24 Список использованных источников. 25

ВВЕДЕНИЕ

В настоящем курсовом проекте решается вопрос об электроснабжении завода. Расчет максимальных расчетных нагрузок произведен по методу упорядоченных диаграмм.

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНОЙ НАГРУЗКИ

Расчётная нагрузка на шинах низшего напряжения ТП-1 равна: активная кВт; реактивная квар; полная кВА По величине полной расчётной нагрузки кВА намечаем к установке в ТП-1 два тр-ра мощностью по 1000 кВА каждый. В нормальном режиме т-ры будут работать с коэффициентом загрузки: . Загрузка тр-ров в послеаварийном режиме (при выходе из строя одного из рабочих тр-ров): Предварительный выбор числа и мощности тр-ров остальных цеховых ТП аналогичен и сведен в таблицу 1.2. Таблица 1.2.

№ п/п	Наим. п/ст.	Потребители электроэнергии	Расчётная нагр.			К-во тр-ров	Мощн. тр-ров	Загр. тр. в норм. реж.	Загр. тр. в авар. реж.
			, кВт	, квар	, кВА
1	ТП-1	Цех № 1,2,3,4	851	722	1117	2	1000	0,56	1,12
2	ТП-2	Цех № 7,8,12	1832	1380	2293	2	1600	0,7	1,4
3	ТП-3	Цех № 5,6,9,14,15	1414	1255	1890	2	1600	0,59	1,18
4	ТП-4	Цех№10,11,22,21,13,18	934	883	1286	2	1000	0,64	1,3
5	ТП-5	Цех № 17	1381	1020	1717	2	1600	0,54	1,08
6	ТП-6	Цех № 16,20	2192	1709	2778	2	2500	0,56	1,11
7	ТП-7	Цех № 19,23,26	2344	984	2543	2	1600	0,79	1,58
8	ТП-8	Цех № 24,25	1347	392	1585	2	1000	0,77	1,54

1.2. ВЫБОР МОЩНОСТИ ЦЕХОВЫХ ТП

Расчётная нагрузка на шинах низкого напряжения тр-ров ТП-1 составляет: кВт; квар. Необходимая мощность компенсирующих устройств со стороны низшего напряжения тр-ров ТП-1: квар, где – соотв.нормативному значению cosj; tgj=0,33 – соотв.нормативному значению cosjн , равному 0,95. Выбираем компенсирующее устройство типа ККУ-0,38-Ш, мощностью 150 квар. Следовательно, квар. Тогда некомпенсированная реактивная мощность на стороне низшего напряжения тр-ров ТП-1 составит: квар. Потери активной мощности в компенсирующих устройствах: к Вт, где - удельные потери активной мощности в статических конденсат., кВт/квар. Таким образом, величину ввиду её малости в расчётах для упрощения можно не учитывать. Полная расчётная мощности с учётом компенсации определяется: кВА Выбираем к установке в ТП-1 два тр-ра мощностью по 630 кВА каждый: ; Расчёт для остальных ТП проводим аналогично и сводим в табл. 1.3. Таблица 1.3.

	Наим. п/ст.	Потребители электроэнергии	Расчётная нагр.			К-во тр-ров	Мощн. тр-ров	Загр. тр. в норм. реж.	Загр. тр. в авар. реж.	Некомп. мощ-ть , квар
			Р, кВт	Q, квар	S, кВА
1	ТП-1	Цех № 1,2,3,4	851	272	893	2	630	0,71	1,4	272
2	ТП-2	Цех № 7,8,12	1832	630	1937	2	1600	0,6	1,2	630
3	ТП-3	Цех № 5,6,9,14,15	1414	455	1485	2	1600	0,46	0,92	455
4	ТП-4	Цех№10,11,22,21,13,18	934	283	976	2	1000	0,49	0,98	283
5	ТП-5	Цех № 17	1381	420	1443	2	1000	0,72	1,44	420
6	ТП-6	Цех № 16,20	2192	749	2316	2	1600	0,72	1,44	749
7	ТП-7	Цех № 19,23,26	2344	824	2481	2	2500	0.5	1,0	824
8	ТП-8	Цех № 24,25	1478	392	1529	2	1600	0,48	0,96	-

Анализируя величины и размещение электрических нагрузок цехов по территории завода и учитывая категории потребителей по степени бесперебойности питания, выбираем для системы внутреннего электроснабжения радиально-магистральную схему с резервированием. Распределительные устройства цехов, имеющие потребителей выше 1000 В, питаются по радиальной схеме с резервированием от шин ГПП. Распределительная сеть выше 1000 В по территории завода выполняется кабельными линиями, проложенными в траншеях. Намечаем варианты для выбора рационального напряжения распределительных сетей схемы внутреннего электроснабжения. Вариант 1. Электроэнергия распределяется внутри завода на напряжении 6 кВ. Вариант 2. Электроэнергия распределяется внутри завода на напряжении 10 кВ. Вариант 3. Электроэнергия распределяется внутри завода на напряжении 20 кВ. Вариант 4. Электроэнергия распределяется внутри завода на напряжении 6 и 10 кВ совместно. Вариант 5. Электроэнергия распределяется внутри завода на напряжении 6 и 20 кВ совместно.

1.3. Определение расчётных нагрузок линий сети 6¸20 кВ

Расчётные нагрузки распределительной сети 6¸20 кВ определяются по величинам расчётных нагрузок на шинах низшего напряжения ТП или на шинах РУ с учётом потерь мощности в трансформаторах и компенсации реактивной мощности на шинах РУ. Потери активной и реактивной мощности в понизительных трансформаторах с высшим напряжением 6¸20 кВ определяются в зависимости от действительной (расчётной) нагрузки (Sp): для I тр-ра Расчётная полная нагрузка на шинах 0,4 кВ ТП-1 кВА. Расчётная нагрузка на шинах 0,4 кВ одного тр-ра 630 кВА. ½ кВА. Потери активной и реактивной мощности : в одном трансформаторе 630 кВА: кВт; квар. В двух тр-рах 630 кВА (при раздельной работе) кВт; квар. Ввиду отсутствия данных, потери мощности в трансформаторах с высшим напряжением 20 кВ приняты как для трансформаторов с высшим напряжением 6¸10 кВт. По остальным трансформаторным п/ст, определением потерь в трансформаторах аналогичны и сведены в табл. 1.4.

Вар.	Наим. п/ст	Число и мощн. тр-ров	Расч.полн.нагр. Sр, кВА	Потери акт.мощ., 2DРТ, кВт	Потери реакт.мощ., 2DQТ, квар
1, 2, 3 (тр-ры 6¸20/0,4 кВ)	ТП-1	2 х 630	893	11,2	106,8
	ТП-2	2 х 1600	1937	19,3	240
	ТП-3	2 х 1600	1485	14	240
	ТП-4	2 х 1000	976	10,4	142
	ТП-5	2 х 1000	1443	17	142
	ТП-6	2 х 1600	2316	25	240
	ТП-7	2 х 2500	2481	20,4	325
	ТП-8	2 х 1600	1529	14	240

Определяем расчётные нагрузки линий распределительной сети 6¸20 кВ (по вар.). Линия № 1 (Л-1, вариант 1, Uн=6 кВ). Линия Л-1 питает ТП-3 от РУ-1 по двум кабелям: расчётная нагрузка Л-1 – это расчётная нагрузка со стороны высшего напряжения тр-ров ТП-3: кВт; квар, где ,- рас чётные нагрузки на шинах низшего напряжения ТП-3. Потребляемая мощность компенсирующих устройств со стороны высшего напряжения тр-ров ТП-3: квар, , где tgjн =0,33 – соотв. нормативному значению коэффициента мощности cosjн , равному 0,95. Для ТП-3, не имеющей шин со стороны высшего напряжения тр-ров и территор.совмещенной с РУ-1, не имеет смысла устанавливать компенсирующие устройства на стороне выше 1000 В при Qку=230 квар. Следовательно, полная расчётная нагрузка линии: кВА Расчётный ток в линии: А Линия № 2 (Л-2, вариант 1, Uн=6 кВ). Линия Л-2 питает РУ-1 от ГПП. Расчётная нагрузка Л-2 без учёта компенсации реактивной мощности со стороны 6 кВ (на шинах РУ-1): кВт; квар, где , - расчётные нагрузки на шинах РУ-1, создаваемых приемниками 6 кВ цехов № 14 и 15. Необходимая мощность компенсирующих устройств на шинах РУ-1: квар, - соотв. средневзв. естеств. cosjн=0,82, tgjн=0,33 – соотв. cosjн , равному 0,95. Выбираем две ячейки конденсаторов мощностью по 500 квар каждая типа КУ-6-П, т.е. общая мощность компенсирующих устройств равна: квар. Потери активной мощности в конденсаторах ввиду их малости не учитываем. Некомпенсированная реактивная мощность на шинах РУ-1 составит: квар. Тогда кВА Расчётный ток в линии: А Аналогично выполняется расчёт для линий варианта 1 и всех линий вариантов 2- 5, этот расчёт сведен в табл. 1.5. Таблица 1.5.

Вариант	Номер линии	Назначение линии	Потребители электроэнергии, № цеха	Длина линии, км	Расчётная мощность		cosj/tgj	Потребл. мощн. комп. устр., Qку, квар	Кол-во и мощн. ячеек конд., шт. и квар	Некомпенсир.реакт.мощн., Q, варр	Полная расчёт.мощн.линии, Sр, кВА	Расчётный ток линии, Iр, А
					, кВт	, квар
1 вариант ( 6 кВ)	Л-1	ТП3 РУ-1	5,6,9,14,15	0,02	1428	695		230	-	695	1588	145
	Л-2	РУ-1 ГПП	5,6,9,14,15	0,23	2893	2047		1100	2х500	1047	3077	296
	Л-3	ТП-4 РУ-2	10,11,21,22,13	0,02	944,4	425		113	-	425	1035	99,5
	Л-4	РУ-2 ГПП	10,11,21,22,13	0,08	5623	3059		1181	2х500	2059	5988	576
	Л-5	ТП-6 РУ-3	16, 20	0,02	2217	989		266	-	989	2333	215
	Л-6	РУ-3 ГПП	16, 20	0,35	6156	3234		1170	2х500	2234	6550	630
	Л-7	ТП-1 ТП-2	1, 2, 3, 4	0,29	162	379		95	-	379	942	91
	Л-8	ТП-2 ГПП	1, 2, 3, 4, 7, 8	0,27	2713	1249		352	1х500	749	2814	270
	Л-9	РУ-2 ТП-5	17, 24, 25, осв.	0,28	2759	1194		246	-	1194	3006	288
	Л-10	ТП-5 ТП-8	24, 25, освещ.	0,29	1492	632		134	-	632	1621	156
	Л-11	РУ-3 ТП-7	19, 23, 26	0,38	2364	1064		283	-	1064	2592	249

1.4. Выбор выключателей конца питающих линий и линий, отходящих от ГПП (ГРП)

Предварительный выбор выключателей производится по Uн, Iн дл и Sн откл. , при этом отключающая способность всех выключателей (для одного из вариантов) будет одна и та же, номинальный ток – различен. а) Электроснабжение завода на напряжении 20 кВ. Sс=600 МВА

			К-2

Sс=600 МВА

К-2

	1/4,82
		ХS рис. 1 Схема замещения. Точка К-2 (электроснабжение завода на U=20 кВ)

Схема замещения приведена на рис.1. Исходные данные: Sб=Sс=600 МВА; Хс=0,8. Суммарное сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания (К- 2) в относительных базисных единицах составляет: , где - сопрот.трехобмоточного трансформатора п/ст энергосистемы в относительных базисных единицах; , где Ом/км – индуктивное сопротивление воздушных линий ( 1 км) Мощность, отключаемая выключателями: МВА. Выбираем предварительно для В2, В3, В4 и линий, отходящих от шин ГВП, выключатель ВМП-20 с номин. и расчётными данными: б) Электроснабжение завода на напряжении U = 35/10 и 35/6 кВ. Схема замещения приведена на рис.1.2. , где - сопротивление тр-ра ГПП в относительных и базисных единицах: Мощность, отключаемая выключателями: МВА. Sс=600 МВА Sс=600 МВА

К-2

		1/6,2
	ХS рис. 1.2. Схема замещения. Точка К-2 (электроснабжение завода на U=35/10 и 35/6 кВ)

Предварительно выбираем выключатели для В2, В3, В4. МГГ-10-2000/500 с номинальными и расчётными данными: для линий, отходящих от шин ГПП, при 6 и 10 кВ ВМП-10П с номинальными и расчётными данными: Величины для отходящих линий по данным табл. 1.5. в) Электроснабжение завода на напряжении U = 110/20, 110/10 и 110/6 кВ. где . Sс=600 МВА

			К-2

Sс=600 МВА

К-2

	1/4,81
		ХS рис. 1.2. Схема замещения. Точка К-2 (электроснабжение завода на U=110/20, 110/10, 110/6 кВ)

Мощность, отключаемая выключателями: МВА. Предварительно выбираем следующие выключатели: для В2, В3, В4 и линий, отходящих от шин ГПП, при U = 20 кВ ВМП-20 с номинальными и расчётными данными: Для В2, В3, В4 при U = 6 кВ МГГ-10 2000/500 с номинальными и расчётными данными: Для В2, В3, В4 при U = 10 кВ ВМП-10 с номинальными и расчётными данными: Для линий, отходящих от шин ГПП, при U = 6 кВ и U = 10 кВ ВМП-10П с номинальными и расчётными данными: МВА.

1.5. Определение сечений кабельных линий распределительной сети 6¸20 кВ

Линия Л-4, РУ-2 ГПП, Uн = 6 кВ (вар.1). Линия Л-4, предназначенная для питания потребителей I и частично II и III категорий 10, 11, 22, 21, 13 и 18 цехов, выполняется двумя рабочими кабелями в целях обеспечения требуемой бесперебойности питания. 1) По нагреву расчётным током. Расчётный ток нормального режима работы (на два кабеля) равен: А Расчётный ток послеаварийного режима работы (на один кабель) равен: А Выбираем сечение кабеля по нормальному режиму работы (Sн=2х150 мм 2) и проверяем его по условиям послеаварийного режима работы: S = 2х150 мм2; Iдоп = 600 А (при прокладке в траншее двух кабелей). Условия проверки кабеля по нагреву расчётным током следующие: где - допустимый по условиям нагрева ток для кабеля с алюминиевыми жилами S = 2х150 мм2 (U = 6 кВ, при прокладке в траншее четырех кабелей сечением по 150 мм2 ); k – поправочный коэффициент на число работающих кабелей, лежащих рядом в земле, при расстоянии в свету между ними 100 мм. По условиям допустимого нагрева и с учетом возможной перегрузки на 30% для кабеля с бумажной изоляцией (напряжением до 10 кВ) Sн=2х150 мм2 : 1,3 =1,3*480=624 А Следовательно, имеем: Таким образом, выбранное сечение Sн=2х150 мм2 удовлетворяет условиям как норм., так и аварийного режимов работы. 2) По условию механической прочности: Sт=10 мм2 3) По условиям коронирования кабелей принимаем минимально допустимое сечение Sк=10 мм2 4) По допустимой потере U в норм. (DUдоп=5%) и аварийном (DUдоп =10%) режимах работы проверяется сечение Sн=2х150 мм2. Используем данные таблицы, по которым определяем 1%=0,56 км для сечения Sн=2х150 мм2 l=0,08 км – длина линии Л-4, РУ-2 ГПП. км; км. Таким образом, выбранное сечение линии Л-4 Sн=2х150 мм2 соотв.всем условиям. Выбор сечения кабеля по условиям экономической целесообразности Для нахождения Sэц намечается несколько стандартных сечений кабеля: 2х150; 2х185; 2х240 мм2 и т.д. сводим в табл. 1.6. Таблица 1.6.

№ п/п	Sт, мм2	Кз	Кз2	DРн, кВт/км	q, т/км	С, т.руб/км	jл, км	L, км	С0, р/кВтч	Т, ч
1.	2х150	0,48	0,23	67	2х1,2	2х4,75	3,0	0,08	0,016	8000
2.	2х185	0,42	0,18	69	2х2,15	2х5,48
3.	3х150	0,32	0,1	67	3х1,2	3х4,75
4.	2х240	0,37	0,14	70	2х1,9	2х6,56
5.	3х185	0,28	0,08	69	3х1,5	3х5,48
6.	3х240	0,25	0,06	70	3х1,9	3х6,56

Продолжение табл. 1.6.

№ п/п	Sт, мм2	DРq, кВт	D¶а, тыс.кВтч/год	Сп, тыс.руб/год	Са, тыс.руб/год	Сэ, тыс.руб/год	Кл, тыс.руб	0,125Кл, тыс.руб	Зл, тыс.руб	Ср ал.т
1.	2х150	2,5	20	0,32	0,05	0,95	0,37	1,52	0,56	0,38
2.	2х185	2,0	16	0,26	0,05	0,31	1,75	0,22	0,53	0,48
3.	3х150	1,07	8,6	0,14	0,07	0,21	2,3	0,29	0,50	0,58
4.	2х240	1,5	12	0,19	0,06	0,25	2,1	0,26	0,51	0,61
5.	3х185	0,88	7,05	0,11	0,08	0,19	2,6	0,33	0,52	0,72
6.	3х240	0,67	5,4	0,09	0,1	0,19	3,2	0,4	0,59	0,91

Определяем Sэц по формуле: S1=2х185 мм2; З1=0,53 т.руб./год; DЗ1=-0,03; DS1=80; S2=3х150 мм2; З2=0,50 т.руб./год; DЗ2=0,01; DS2=30; S3=2х240 мм2; З3=0,51 т.руб./год; DЗ’1=110. Принимаем ближайшее меньшее Sэц =2х185 мм2.

Зл 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2

2х150 2х185 3х150 2х240 3х185 S, мм2

Выбор экономически целесообразного сечения распределительных линий З=f(S). Вариант 1. По величинам затрат и сечений построена кривая З=f(S). Выбор сечений ост. линий распределит. сети 6-20 кВ аналогичен и сведен в табл. 1.7. Таблица 1.7.

Вар.	Наиме-нование линии	Назначение линии	Кол-во кабел.	Расч. нагр. на 1 к.		Длина линии, км	Способ прокл.	Поправ. коэф. прокл. кабеля
				в норм.р. Iр, А	в авар.р. Imaxр
вариант 1-5	Л-1	ТП3 РУ-1	2	72,5	145	0,02	траншея	0,9
	Л-2	РУ-1 ГПП	2	148	296	0,23		0,9
	Л-3	ТП-4 РУ-2	2	50	100	0,02		0,9
	Л-4	РУ-2 ГПП	2	288	576	0,08		0,8
	Л-5	ТП-6 РУ-3	2	107,5	215	0,02		0,9
	Л-6	РУ-3 ГПП	2	315	630	0,35		0,9
	Л-7	ТП-1 ТП-2	2	45,5	91	0,29		0,9
	Л-8	ТП-2 ГПП	2	135	270	0,27		0,9
	Л-9	РУ-2 ТП-5	2	144	288	0,28		0,9
	Л-10	ТП-5 ТП-8	2	78	156	0,29		0,9
	Л-11	РУ-3 ТП-7	2	124,5	249	0,38		0,9

Продолжение табл. 1.7.

Вар.	Наим. линии	Назначение линии	Доп. нагр. на 1 каб		Сечении кааб. выбр. по усл. доп. нагрева, мм2	Сечение выбр. по мех. проч., мм2	Сеч. выбр. по потр. нагр., мм2	Эконом. целесообр. сечения, мм2	Марка и сечение окон. выбр. кабеля, мм2
			в норм. р. I’доп, А	в авар. р.1,3I’доп, А
вариант 1-5	Л-1	ТП3 РУ-1	113	146	25	95	25	50	АСБ (3х95)
	Л-2	РУ-1 ГПП	234	304	120	95	120	185	АСБ (3х185)
	Л-3	ТП-4 РУ-2	94,5	123	25	95	95	150	АСБ (3х150)
	Л-4	РУ-2 ГПП	480	625	2х150	95	2х150	2х185	2АСБ (3х185)
	Л-5	ТП-6 РУ-3	171	222	70	95	95	150	АСБ (3х150)
	Л-6	РУ-3 ГПП	490	642	2х150	95	2х150	2х185	2АСБ (3х185)
	Л-7	ТП-1 ТП-2	72	94	16	95	95	95	АСБ (3х95)
	Л-8	ТП-2 ГПП	234	304	120	95	120	185	АСБ (3х185)
	Л-9	РУ-2 ТП-5	234	304	120	95	120	185	АСБ (3х185)
	Л-10	ТП-5 ТП-8	140	181	50	95	95	150	АСБ (3х185)
	Л-11	РУ-3 ТП-7	202	263	95	95	95	150	АСБ (3х185)

Технико-экономические показатели трансформаторов связи с энергосистемой Капитальные затраты: Стоимость двух трехобмоточных трансформаторов типа ТДТ-16000/110 при наружной установке: тыс. руб. стоимость двух вводов с разъединителями и короткозамыкателем, устанавливаемые в ОРУ-110 кВ на железобетонных конструкциях: тыс. руб. Суммарные капитальные затраты: тыс. руб. Полная расчётная мощность трансформатора на ГПП составляет 18640 кВА. Нагрузка на один трансформатор составляет 9320 кВА. Считаем, что обмотка высшего U загружена на 100%, среднего – 60% и низшего – 40%, тогда коэффициент загрузки обмоток равен: Потребление мощности охлажд. установки принимаем = 12 кВт. Приведенные потери холостого хода: Напряжения к.з. соотв. по обмоткам высшего, среднего и низшего напр.: Приведенные потери к.з. определяются: Приведенные потери мощности в одном трехобмоточном трансформаторе: Потери мощности в двух трансформаторах ГПП: На основании результатов расчётов, составляем итоговую таблицу технико- экономических показателей. Как наиболее рациональный принимается вариант системы электроснабжения с напряжением питающих и распределительных сетей 20 кВ. Т.к. у нас имеются потребители электроэнергии 6 кВ, то предусматриваем дополнительные трансформаторные п/ст 20/6 кВ: ТП-3; ТП-4; ТП-6. В соответствии с расчётами намечаем к установке на ТП-3 (цех № 14, 15) два трансформатора типа ТМ-20/6, мощностью 1600 кВА каждый, расчётная мощность ТП-3 – 1994 кВА: ТП-4 (цех № 18); Рр=1920 кВт; Qр=1440 квар; Sр=2400 кВА. Намечаем к установке 2 трансформатора по 1600 кВА каждый с коэффициентом загрузки: ТП-6; Рр=1575 кВт; Qр=1181 квар; Sр=1968 кВА. Намечаем к установке 2 трансформатора по 1600 кВА каждый с коэффициентом загрузки: Таблица 1.8.

Наименование	Напряжение, кВ	Кап. затраты, к, тыс.руб.	Годовые эксп. расходы			Год.расч.затр., тыс.руб/год	Потери эл.энергии DЭа, т.кВт/год	Выход цв.метал., Сцм
			Сп, т.руб/год	Са, т.руб/год	Сэ, т.руб/год
Система внеш. электроснабжения	20 35 110	40,8 80,2 84,9	24 14,8 1,84	3,5 2,6 3,5	27,5 17,4 5,4	32,6 27,4 16	1495 927 115	20,2 19 15,3
Тр-ры связи с энергосистемой	35/6-10 110/6-20	65,9 145,9	27,2 33,0	4,4 9,2	31,6 42,2	40,4 61,0	1776 2060	5,6 13,5
Система внутр. электроснабжения	6 10 20	171,2 184,5 236,3	28,4 28,5 28,9	9,95 10,9 13,8	38,35 39,5 40,7	65 65,5 72,4	1776 1958 1770	6,3 4,5 3,7
Система электроснабжения завода	20/20 35/6 35/10 110/6 110/20/6 110/20/6	277,1 321,4 334,7 402,1 415,4 467,2	50,9 70,4 70,5 62,5 62,7 62,7	17,3 19,6 18 22,7 23,7 26,5	68,2 87,3 88,5 85,2 86,4 87,6	105,0 132,8 133,3 142 142,5 149	3265 4479 4661 3951 4133 3945	23,9 35,3 23,5 21,6 19,8 19
Выбр. система электроснабжения	20/20	277,1	50,9	17,3	68,2	105	3265	23,9

Принимается, как наиболее рациональный, вариант системы электроснабжения 35 кВ и распределительных сетей 6 кВ. Краткое описание принятой системы электроснабжения Электроснабжение завода осуществляется от п/ст энергосистемы по двум воздушным линиям 35 кВ, выполненным проводом марки «АС» сечением 185 мм2 на железобетонных промежуточных и анкерных металлических опорах с тросом. На ГПП открыто установлены 2 трехобмоточных трансформатора типа ТД-16000/35. На стороне 35 кВ принята упрощенная схема без выключателей с минимальным количеством аппаратуры (разъединители и короткозамыкатели) РУ-6 выполнено из шкафов распредустройств закрытого типа. На стороне 6 кВ предусмотрена одинарная системы шин, акционеров. масляным выключателем с устройством автоматического включения резерва (АВР). Распределительные устройства РУ-1, РУ-2, РУ-3 получают питание от ГПП по радиальной схеме с резервированием. Распределительные сети напряжением до и выше 1000 В по территории завода прокладываются в кабельных траншеях.

2. Расчёт токов короткого замыкания

Расчёт токов КЗ производится для выбора и проверки эл.аппаратов, изоляторов и токоведущих частей.

Схема замещения (точки К-1, К-2)

Sc=600 МВА Х1 0,81 Х2 1,61 Х3 0,785 r3 0,33 Х4 3,0 К-1 Х5 0,267 r5 0,3 К-2

Расчётная схема

Хл rл

Хт

Хл rл

К-3

ТП-3

РУ-1

ГПП

Л-2 L=0,23 см К2 ~6,3 кв 1600 кВА 0,23-0,4 кВ

К-1

Sн=1600 кВА Uкз=8%

Л-1 L=4 см К3

35 кв

4000 кВА

115 кв

Sc=600 МВА Хс=0,8

Принимаем базисные условия: Базисная мощность Sб=Sс=600 МВА; Базисное напряжение Uб=Uср=6,3 кВ; Базисный ток Iб=. Расчёт сопротивлений элементов системы электроснабжения в относительных единицах Сопротивление системы: Сопротивление воздушной линии ЛЭП-35 кВ где Хо=0,4 Ом/км – реактивное сопротивление 1 км дл. Сопротивление трансформаторов системы: Х2=Хтб= Хвб +Хсб=1,61 (из расчета системы внешнего электроснабжения) Сопротивление трансформаторов ГПП: Сопротивление кабельной линии ГПП-РУ-1 r0 = 0,08 Ом/км; х0 = 0,07 Ом/км. Точка К-1. Сопротивление от источника питания до точки КЗ К-1 ХS=х1+х2+х3+х4=0,8+1,61+0,785+3,0=6,2 R21=R3=0,33 Имеем RS1<1/3ХS1, следовательно, активное сопротивление при расчёте токов КЗ не учитываем. Так как ХS1>3, то периодическая слагающая тока КЗ для всех моментов времени одинакова и равна: Iк=Iб/хS=55/6,2=8,9 кА Ударный ток КЗ Iу=Ку×Ö2*I’’=1.8Ö2*8.9=22.7 кА Где Ку – ударный коэффициент, принимаемый = 1,8. Наибольшее действующее значение тока КЗ за первый пе6риод от начала процесса КЗ: кА Мощность трехфазного КЗ для произвольного момента времени: МВА. Точка К-2. Сопротивление от источника питания до точки КЗ К-2 ХS2=х1+х2+х3+х4+х5=0,8+1,61+0,785+3,0+0,267=6,5 RS2=R3+R5=0,33+0,3=0,63 Имеем RS2<1/3ХS2, следовательно, активное сопротивление при расчёте токов КЗ не учитываем. Так как ХS2>3, то Iк=Iб/хS2=55/6,5=8,45 кА Ударный ток КЗ Iу=Ку×Ö2*I’’=1.8Ö2*8.45=21.6 кА Где Ку – ударный коэффициент, принимаемый = 1,8. Наибольшее действующее значение тока КЗ за первый пе6риод от начала процесса КЗ: кА Мощность трехфазного КЗ для произвольного момента времени: МВА.

2.1. Выбор выключателей.

Проверяем предварительно выключатели типа МГГ-10-2000/500. Расчётная точка КЗ – точка К-1. Расчётный ток термической устойчивости определяется по формуле: где tнт – время, к которому отнесен номинальный ток термической устойчивости выключателей, принимаем = 10 с; tп – приведенное время КЗ, с. Учитывая время срабатывания защиты, принимаем действительное время отключ. КЗ (t) равным 1,5 с. Следовательно, кА Выбираем к выключателю провод типа ПЭ-2.

2.2. Выбор разъединителей

Выбор разъединителей в цепи предохранителей линии РУ-1-ТП-3 выполняется аналогично выбору выключателей и сводится в табл.1.9. Таблица 1.9.

Проверяемая величина	Расчетные параметры	Тип предохр. разъед.	Номин. парам. пред.,разъед.	Формулы для проверки и расчета
Предохранители
Номин.напр., кВ	Uн уст=6 кВ	ПК-6/150	Uн=6 кВ	Uн ³Uн уст
Номин.длит.ток, А	Imaxp=145 А		Iн дл =150 А	Iн дл ³ Imaxp
Ном.ток откл., кА	I”=8,5 кА		Iн отк =20 кА	Iн отк³ I”
Разъединители
Номин.напр., кВ	Uн уст=6 кВ	РВ-6/400	Uн=6 кВ	Uн ³Uн уст
Номин.длит.ток, А	Imaxp=145 А		Iн дл =400 А	Iн дл ³ Imaxp
Ном.ток динам.уст.: а) амплит.знач., кА	iу=21,6 кА		iн дин=50 кА	iн дин³ iу
б) действ.знач., кА	Iу=12,8 кА		Iн дин=29 кА	Iн дин³ Iу
Ном.ток терм.уст., кА	Itн=2,72 кА		Itн10=10 кА	Itн10³ Itн

2.3. Шины ГПП

Выбор и проверку шин ГПП выполняем по максимальному рабочему току (Imax p), термической устойчивости (Sт уст), допустимому напряжению в шине на изгиб (dдоп). 1.Длительный допустимый ток определим: , где I’доп – длительно допустимый ток для одной полосы при tш =70оС, tв=25оС и расположении шин вертикально к1 -0 поправочный коэффициент =0,95; к2 – коэффициент длительно допустимого тока; к3- поправочный коэффициент при tв , отличном от 25оС. Выбираем окрашенные однополосные прямоугольные алюминиевые шины сечением 100х10 мм (S=1000 мм2), расположенные горизонтально с длительно допустимым током I’доп =1820 А; Iдоп = 0,95*1*1*1820=1730 А. Расчетное напряжение в шине на изгиб определяется по формуле: , где f – сила взаимодействия между шинами разных фаз, кг*с; L – расстояние между опорными изоляторами, принимаемое = 90 см; W – момент сопротивления сечения, см3. f=1,75*10-2*(t2/а)=1,75*10-2*(21,62/25)=0,33 кг*с; W=0,17*bh2=0,17*1*102=17 см2; кг/см2. Выбор и проверку шин сводим в табл. 1.10. Таблица 1.10.

Проверяемая величина	Расчетные параметры	Марка сечения шин	Номин. данные шин	Формулы для проверки и расчета
Шины ГПП
Длительный допустимый ток, А	Imaxp=1690 А		Iдоп =400 А		Iдоп ³ Imaxp
Сечение шины (проверка по термич.уст.)	Sту min=110 мм2		S=1000 мм2		S³ Sту min
Допуст.нагр. в шине на изгиб, кг/см2	sрасч=15,7 кг/см2		sдоп=650 кг/см2		sдоп³sрасч
Условия в одн.мех.резон.	fс кр=62 Гц		fс кр1=45¸55 Гц fс кр2=90¸110 Гц		fс кр1³ fс кр fс кр2³ fс кр

3. Релейная защита

Релейная защита и автоматика выполнены на переменном оперативном токе с применением выпрямительных блоков питания БПТ-1001 и БПН-1001. Компоновка ГПП 35/6 кВ дана в графической части.

Список использованных источников

1.Справочник по проектированию электроснабжения под ред. Ю.Г.Барыбина, Л.Е. Фёдорова и т.д. М.; Энергоатомиздат, 1990. 2.Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования, А.А. Фёдоров, Л.Е. Старкова, М., Энергоатомиздат, 1987. 3.Электроснабжение промышленных промпредприятий, А.А. Фёдоров, Н.М. Римхейн, М.: Энергия, 1981.