Порядок расчета числа и мощности трансформаторов на ТП

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 4Следующая ⇒

1. Намечается место установки цеховых ТП на генеральном плане предприятия. Как правило, ТП располагают вблизи самого мощного потребителя, а в рядом расположенные цехи, имеющие значительно меньшую мощность, по экономическим соображениям, целесообразно устанавливать РУ-0,4 кВ.

В общем случае трансформаторные подстанции должны размещаться как можно ближе к центру электрических нагрузок. Для этого должны применяться внутрицеховые ТП, а также встроенные в здание цеха или пристроенные к нему ТП, питающие отдельные цеха или части их.

ТП должны размещаться вне цеха только при невозможности размещения внутри его или при расположении части нагрузок вне цеха.

Применение внешних отдельно стоящих цеховых ТП целесообразно при питании от одной ТП нескольких цехов, при наличии в цехах взрывоопасных производств, при невозможности расположения ТП внутри цеха по соображениям производственного характера.

Однотрансформаторные цеховые ТП применяются при ЭП, допускающих перерыв в электроснабжении на время доставки «складского» резерва, или при резервировании, осуществляемом по перемычкам на вторичном напряжении.

Двухтрансформаторные цеховые ТП применяются при преобладании потребителей I и II категорий, а также при наличии неравномерного суточного или годового графика нагрузок.

2. Подбирают мощность и необходимое количество трансформаторов разных типоразмеров, исходя из их рациональной загрузки.

Цеховые ТП с числом трансформаторов более двух применяются при обосновании необходимости их применения, а также в случаях установки раздельных трансформаторов для питания силовых и осветительных нагрузок.

Наивыгоднейшая (или возможная) загрузка цеховых трансформаторов зависит от категории надежности потребителей электроэнергии, от числа трансформаторов и способа резервирования, а также от номинальных токов автоматических выключателей, встроенных в низковольтные вводные шкафы (ШВН) трансформаторных подстанций.

В общем случае рекомендуется применять следующие коэффициенты загрузки трансформаторов:

- при преобладании нагрузок II-категории на двухтрансформаторных ТП К₃ = 0,65-0,7;

- при преобладании нагрузок II-категории на двухтрансформаторных ТП и взаимном резервировании на вторичном напряжении К₃ = 0,7-0,8;

- при преобладании нагрузок II-категории и наличии складского резерва трансформаторов, а также при нагрузках III-категории К₃ = 0,9-0,95.

Допускается принимать загрузку трансформаторов на стадии проектирования, с учетом неполной компенсации реактивной мощности на шинах ТП равной: К_з = 0,7 – 0,8.

Подбор производится как по мощности трансформаторов, так и по их количеству, при этом количество трансформаторов, как правило, не должно превышать четырех на одном ТП, а мощность одного трансформатора более 1000 кВА принимается только при наличии сосредоточенного потребителя мощностью >3000 кВт и удельной плотности этой нагрузки – более
0,2 – 0,3 кВт/м² площади цеха. По экономическим соображениям (необходи-мость иметь складской резерв) принимать более двух типоразмеров трансформаторов на предприятии не рекомендуется, а количество трансформаторных подстанций определяется мощностью цеховых потребителей, распределительные пункты (РУ-0,4 кВ), которых получают питание от цеховых ТП по кабельным линиям 0,4 кВ.

Для более наглядного решения по выбору числа и мощности трансформаторов рекомендуется составить черновую таблицу 4.1, где на предварительном этапе расчета по подбору мощности трансформаторов заполняются колонки 1, 2, 3, 4, 7, 8. Рассматриваются варианты использования трансформаторов мощностью 250, 400, 630 и 1000, Определяется их число и примерный коэффициент загрузки (как отношение расчетной активной мощности группы цехов к числу и мощности трансформаторов данного типоразмера).

Таблица 4.1 – Выбор числа и мощности трансформаторов на ТП

№ ТП

№
цехов

Нагрузка по цехам

Число и

мощность трансформа

торов

Нагрузка цехов

, кВт

Суммарная нагрузка

кВт

Нагрузка цехов

, кВАр

Суммарная нагрузка

кВАр

Все варианты по выбору мощности и числа трансформаторов указываются в колонках 7, 8. (смотри пример по таблице 2.1)

Колонки 5, 6 заполняются после окончательного определения числа и мощности трансформаторов на ТП. В чистовом варианте в таблице остается только один типоразмер трансформаторов для каждого ТП.

Графу «8» нужно убрать, так как реальный коэффициент загрузки может оказаться незначительно, но выше из-за того, что полной компенсации реактивной мощности трудно добиться, так как плавное регулирование выработки реактивной мощности с помощью БСК невозможно.

3. После того как будет выбрано число и мощность трансформаторов необходимо сделать проверку, определив необходимое минимальное число трансформаторов по формуле (4.2), где за - принимается наиболее характерный коэффициент загрузки трансформаторов принятых к установке на всех ТП с трансформаторами одного типоразмера,

Изменяя значение (в небольших пределах, не выходя за границы рациональной загрузки трансформатора), добиваются равного результата полученного по формуле (4.2) и действительным числом установленных трансформаторов одного типоразмера, принятых на основании таблицы 4.1.

4. Подставив значение, полученное по формуле (4.2) и найденное по приложению П.Д.1 значение , производят окончательный выбор числа и мощности трансформаторов по формуле (4.3)

Если полученное по формуле (4.3) число трансформаторов отличается от принятого ранее на основе выбора, то необходимо пересмотреть намеченное раннее число трансформаторов, или изменить коэффициент их загрузки в
формуле (4.2).

Для лучшего восприятия студентом вышесказанного в таблице 4.2 приводится пример предварительного выбора числа и мощности трансформаторов для одного промышленного предприятия.

Выделенным показано оптимальное решение по выбору числа и мощности трансформаторов на ТП, остальные варианты не проходят из-за большого отклонения коэффициента загрузки от рекомендованного значения.

В качестве альтернативы при курсовом и дипломном проектировании студентам предлагается следующий подход выбора числа и мощности силовых трансформаторов цеховых ТП.

1. Для каждого цеха определяется удельная плотность нагрузки по
выражению

, (4.4)

где F – площадь цеха, м².

Таблица 4.2- Распределение нагрузок 0,4 кВ станкостроительного завода по ТП

№ ТП	№№ Цехов	Нагрузка по цехам				Число и мощность трансформа торов
№ ТП	№№ Цехов	Нагрузка цехов , кВт	Суммарная нагрузка кВт	Нагрузка цехов , кВАр	Суммарная нагрузка кВАр	Число и мощность трансформа торов
1	2	3	4	5	6	7	8
1	1	1153,85	1153,85			4 400 2 630 2 1000	0,72 0,92 0,58
2	2;22; охранное освещение	407,57+ 9,84+ 16,6	434,01			2 250 1 630	0,87 0,69
3	12;12^А;13; освещение площадки	156,49+ 150,19+ 157,89+ 1,85	466,42			3 250 2 400 1 630	0,62 0,58 0,74
4	21;18;17; уличное освещение	217,45+ 667,0+ 219,75+ 18,98	1123,2			4 400 2 630	0,70 0,89
5	9;19;8;8^А освещение площадки; освещение склада угля	261,73+ 224,23+ 54,215+ 54,215+ 3,96+ 5,67	603,74			3 250 2 400 1 630 1 1000	0,80 0,75 0,96 0,60

2. Номинальные мощности силовых трансформаторов выбираются из рекомендованных соотношений, приведенных в таблице 4.3, а также с учетом того, что мощность одного трансформатора более 1000 кВА принимается только при наличии сосредоточенного потребителя мощностью >3000 кВт, для цехов общезаводского назначения и удельной плотности этой нагрузки более
0,2 – 0,3 кВА/м².

Таблица 4.3- Соотношения удельной плотности нагрузки и номинальной мощности силовых трансформаторов

Удельная плотность нагрузки, s, кВА/м²	Рекомендуемая номинальная мощность трансформатора, Sн.тр, кВА
< 0,1	до 630
0,10-0,2	1000
0,2-0,3	1600
>0,3	2500

3. По выражениям 4.2 и 4.3 определяется количество трансформаторов каждой номинальной мощности.

Дальнейший расчет одинаков по обоим подходам.

4.2 Составление схемы электроснабжения предприятия

Характерной особенностью схем внутризаводского распределения электроэнергии является большая разветвленность сети. При построении общей схемы внутризаводского электроснабжения необходимо принимать варианты, обеспечивающие рациональное использование ячеек распределительных устройств, минимальную длину распределительной сети, максимум экономии коммутационно-защитной аппаратуры.

Внутризаводское распределение электроэнергии выполняют по магистральной, радиальной и смешанной схеме. Выбор схемы определяется категорией надежности потребителей, их территориальным размещением, особенностями режимов работы:

- радиальная схема электроснабжения (рисунок 4.2(а)), схема в которой электроэнергия от источника питания передается непосредственно к приемному пункту. Применяются в основном для питания сосредоточенных потребителей (насосные станции, печи, преобразовательные установки, цеховые подстанции), расположенные в различных направлениях от центра питания;

- двухступенчатые радиальные схемы с промежуточными РП (рисунок 4.2(б)), применяются для питания через РП (имеющих высоковольтную нагрузку) потребителей электроэнергии, так как нецелесообразно загружать основной центр питания предприятия, с дорогими ячейками КРУ, большим количеством мелких отходящих линий. От вторичных РП питание подается на цеховые ТП без сборных шин высшего напряжения. В этом случае используют глухое присоединение трансформаторов или предусматривают выключатель нагрузки, при мощности трансформатора 400 кВ·А и ниже можно использовать разъединитель с предохранителем. Коммутационно-защитную аппаратуру при этом устанавливают на РП;

- магистральные схемы распределения электроэнергии (рисунок 4.2(в)), применяют в том случае, когда потребителей много и радиальные схемы нецелесообразны. Основное преимущество магистральной схемы заключается в сокращении звеньев коммутации. Магистральные схемы целесообразно применять при расположении ТП, близко к линейному, что способствует прямому прохождению магистрали от источника питания до потребителей и тем самым сокращению длины линии.

Рисунок 4.2- Схемы внутризаводского электроснабжения;

а) радиальная схема; б) магистральная схема; в) двухступенчатая радиальная схема с промежуточным РП.

Примеры схем электроснабжения представлены на рисунках 4.3а - 4.3в.

4.3 Расчет реактивной мощности подлежащей компенсации
на стороне 0,4 кВ

Определив число трансформаторов соответствующей мощности и схему внутризаводского электроснабжения, необходимо выбрать мощность компенсирующих устройств на шинах 0,4 кВ ТП.

Реактивная составляющая Q полной мощности S расходуется на создание магнитных полей в отдельных элементах электрической сети, в частности: трансформаторах, электрических двигателях, линиях электропередачи, газоразрядных источниках света, дуговых сталеплавильных печах и др. Практически она не потребляется, а перетекает от ИП (генератора) к ЭП и обратно. Так как это перетекание Q совершается через элементы сети, содержащие активное сопротивление R, то на его нагрев расходуется мощность, т.е. от генератора требуется дополнительная энергия.

Актуальность компенсации реактивной мощности обусловлена следующими причинами:

- возникающие потери активной мощности и потери напряжения в сети за счет передачи реактивной мощности увеличивают капитальные затраты в системе электроснабжения;

- реактивная мощность излишне загружает все элементы сети, поскольку они выбираются по полной мощности и полному току;

- загрузка элементов сети реактивной мощностью уменьшает пропускную способность линии и трансформаторов по активной мощности и току.

Полные затраты на производство и передачу всей необходимой предприятию реактивной мощности от шин электростанций в большинстве случаев значительно больше, чем затраты на производство реактивной мощности непосредственно в системе электроснабжения предприятия. Поэтому экономически целесообразно от генераторов электростанций передавать часть реактивной мощности, а большую - компенсировать на шинах подстанций предприятия.

Наибольшую реактивную мощность, которую целесообразно передать через трансформаторы одного типоразмера в сеть 0,4 кВ по формуле:

, (4.5)

где и - соответствуют значениям, принятым в расчетах по
формуле (4.2).

При этом не должно получиться отрицательным. Если получается отрицательным то:

а) необходимо изменить коэффициент загрузки трансформаторов в формуле (4.2) и соответственно в формуле (4.5), при этом нужно следить, чтобы новое

Рисунок 4.3а- Схема электроснабжения трансформаторных подстанции высоковольтной нагрузки от ГПП

Рисунок 4.3б- Схема электроснабжения трансформаторных подстанций и высоковольтной нагрузки от РП 1

Рисунок 4.3в- Схема электроснабжения трансформаторных подстанций и высоковольтной нагрузки от РП2

значение, получаемое по формуле (4.2) не изменило бы общее число принятых трансформаторов;

б) вернуться к пункту 4.1 и пересмотреть число и мощность выбираемых трансформаторов.

Дополнительная мощность батарей статических конденсаторов устанавливаемых на шинах ТП в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 6-10 кВ рассчитывается по формуле:

, (4.6)

где и - суммарные мощности батарей конденсаторов, определенные на двух указанных этапах расчета.

Первый этап расчета мощности низковольтных батарей конденсаторов:

- суммарная мощность батарей конденсаторов на напряжение 0,4 кВ рассчитывается по формуле:

, (4.7)

где - суммарная реактивная мощность всех потребителей цеховых ТП где установлены одинаковые по мощности трансформаторы;

- принимаем из расчета по формуле (4.5)

- суммарная мощность НБК, приходящаяся на один трансформатор рассчитывается по формуле:

(4.8)

Второй этап расчета мощности низковольтных батарей конденсаторов:

- дополнительная мощность батарей конденсаторов для данной группы трансформаторов на ТП определяется по формуле

, (4.9)

где - суммарная реактивная мощность потребителей на данном ТП;

- количество трансформаторов на ТП

g - расчётный коэффициент, зависящий от расчётных параметров и , и схемы питания цеховой ТП

- для радиальной схемы g определяют по рисунку П.Д.2;

- для магистральной схемы с двумя трансформаторами по рисунку П.Д.3;

- для магистральной схемы с тремя и более трансформаторами g = К_р1/30;

- для двухступенчатой схемы питания трансформаторов от РП 6-10 кВ, на которых отсутствуют источники реактивной мощности g = К_р1/60;

- значение для Дальнего Востока принимается 2 (таблица 4.6 [22]);

- значение принимается по таблице П.Д.1;

- если ТП питается от РП с СД, то

Если в расчетах окажется, что <0, то для данной группы трансформаторов на ТП реактивная мощность принимается равной нулю.

Результаты расчёта свести в таблицу 4.4.

Таблица 4.4- Реактивная мощность, подлежащая компенсации

№

Q_м_(ТП_i)

S_ном_.тр_. ТП_i, кВА

Схема питания ТП.

4.4 Выбор низковольтных БСК

Выбор комплектные конденсаторные установки напряжением 0,4 кВ с автоматическим регулированием по напряжению заключается в подборе мощности БСК для компенсации реактивной нагрузки на ТП.

Необходимо выбрать оптимальный вариант, т.е. подобрать мощность и количество БСК на ТП так, чтобы было скомпенсировано максимальное потребление реактивной мощности, но, чтобы суммарная мощность конденсаторной установки не превышала всю реактивной нагрузки ТП. На каждый трансформатор цехового ТП выбирается одинаковое количество БСК одного типа.

Мощность компенсирующего устройства приходящегося на один трансформатор:

. (4.10)

Тип и необходимая мощность конденсаторной установки выбирается по таблице П.Д.2.

Пример выбора БСК приведен в таблице 4.5. На шины каждого трансформатора выбрано две батареи БСК (по одной БСК каждого типа), компенсация реактивной мощности составит 275 кВАр, а на ТП в целом компенсируется 550 кВАр из 563,174 кВАр реактивной нагрузки.

Таблица 4.5- Выбор БСК на 0,4 кВ

№ ТП	Q_НК(ТП_i₎, кВАр			Количество и тип БСК
1	563,174	2	281,587	2хУКБН-0,38-200-У3, 2хУК3-0,38-75У3	550

4.5 Расчёт потерь мощности в трансформаторах на ТП

Для определения расчетной нагрузки на шинах ВН подстанций необходимо учитывать потери мощности в трансформаторах цеховых ТП.

В данном пункте выбираются тип трансформаторов на ТП и рассчитываются потери мощности в них.

В настоящее время для внутризаводской системы электроснабжения применяются масляные и сухие силовые трансформаторы.

Типы и исполнения трансформаторов выбираются в зависимости от условий их установки, охлаждения, температуры и состояния окружающей среды. Для наружной установки наиболее экономичны и надежны масляные трансформаторы. В загрязненных зонах предприятий при наружной установке применяются трансформаторы с усиленной изоляцией вводов.

Для внутренней установки также преимущественно применяются масляные трансформаторы.

Основной изолирующей средой сухих трансформаторов является твердый диэлектрик и охлаждающей - атмосферный воздух. В некоторых случаях для повышения интенсивности теплоотдачи применяют искусственную усиленную циркуляцию воздуха при помощи вентиляторов. Эти трансформаторы имеют ограниченную область применения, так как они дороже масляных. Их целесообразно применять главным образом при небольшой мощности (160-400 кВА и не более 630-1000 кВА) при первичном напряжении не выше 10 кВ. В основном они применяются там, где недопустима установка масляных трансформаторов по условиям пожарной опасности.

Сухие трансформаторы неустойчивы к грозовым перенапряжениям. При работе по сравнению с масляными они создают повышенный шум. Их нужно устанавливать в сухих, непыльных помещениях с относительной влажностью не более 65 % и располагать на расстоянии не менее 200 мм от стен здания для улучшения условий охлаждения. Трансформаторы "РЕЗИБЛОК" (ТС(З)Р) могут работать даже при влажности, доходящей до 100 %, в условиях конденсации водяных паров, а также в условиях химического загрязнения. Кроме того, сухие трансформаторы можно устанавливать непосредственно в производственных и других помещениях без ограничения мощности, а также в подвалах и на любом этаже зданий, а масляные нельзя ставить выше второго этажа и ниже первого этажа более чем на 1 м.

Сухие трансформаторы легко разместить в помещениях» на колоннах, кронштейнах, балках, фермах и т. п., так как они не содержат охлаждающей жидкости и, следовательно, не требуют довольно громоздких устройств для ее удаления. Благодаря этому сухие трансформаторы небольшой мощности практически не требуют специального места в обслуживаемом ими помещении и целесообразны, например, для питания освещения при системе раздельного питания силового и осветительного электрооборудования.

По таблице П.Ж.3 и П.Ж.4 выбираются тип трансформаторов устанавливаемых на ТП. В таблице 4.6 необходимо представить технические данные принятых трансформаторов.

Таблица 4.6- Паспортные данные трансформаторов

Тип

кВА

ВН,

кВ

НН,

кВ

Потери, кВт

Р_Х

Р_К

Расчет потерь мощности в трансформаторах цеховых ТП производится в следующем порядке:

1. Реактивная мощность, проходящая через трансформаторы после установки БСК:

. (4.11)

2. Максимальная мощность нагрузки на ТП с учетом компенсации реактивной мощности на напряжение 0,4 кВ без учета потерь в трансформаторах, рассчитываем по формуле:

, (4.12)

где - суммарная активная нагрузка на каждом ТП (таблица 4.1);

3. Коэффициент загрузки трансформаторов на ТП:

(4.13)

4. Реактивная мощность режима холостого хода:

(4.14)

где - ток холостого хода, % принимаем по таблице 4.6 для каждого типоразмера трансформатора.

5. Реактивная мощность режима короткого замыкания:

(4.15)

где - напряжение короткого замыкания, % также принимаем по таблице 4.6

6. Приведенные потери активной мощности режима холостого хода трансформатора:

(4.16)

где - коэффициент повышения потерь, для цеховых ТП
= 0,07 кВт/кВАр;

-потери активной мощности трансформатора режима холостого хода, кВт принимаем по таблицы 4.3.

7. Приведенные потери активной мощности режима короткого замыкания трансформатора:

(4.17)

где - потери активной мощности трансформатора режима короткого замыкания;

8. Значение полных приведенных потерь активной мощности в трансформаторах ТП:

. (4.18)

9. Значение полных приведенных потерь реактивной мощности в трансформаторах ТП:

(4.19)

10. Полная активная мощность с учетом потерь в трансформаторах:

. (4.20)

11. Фактическая реактивная мощность, проходящая через трансформаторы ТП с учетом приведенных потерь в ТП:

(4.21)

12. Полная максимальная мощность нагрузки на ТП с учетом потерь в трансформаторах:

(4.22)

Результаты расчетов заносятся в таблицу 4.7

Таблица 4.7- Расчетные потери мощности в трансформаторах ТП и расчетные нагрузки на шинах 10 кВ ТП

№ ТП	кВт	кВАр	кВАр	кВАр	кВА	Кз	кВт	кВАр	кВт
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

№ ТП	кВАр	кВт	кВт	кВт	кВАр	кВт	кВАр
	11	12	14	15	16	17	18

Контрольные вопросы

1. С расчета какого параметра начинается выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП при количестве трансформаторов одного типоразмера до трех и больше трех?

2. Каким образом определяется место установки цеховой ТП, питающей несколь-
ко цехов?

3. Сколько трансформаторов и в каких случаях устанавливаются на цеховых ТП?

4. По каким критериям определяется рекомендованный коэффициент загрузки силовых трансформаторов цеховых ТП?

5. Каким образом определяются номинальные мощности силовых трансформаторов?

6. В каких случаях применяется радиальная схема внутризаводского электро-
снабжения?

7. В каких случаях применяется двухступенчатые радиальные схемы с промежуточными РП?

8. В каких случаях применяется магистральные схема внутризаводского электро-
снабжения?

9. Достоинства применения силовых трансформаторов с масляным охлаждением.

10. Достоинства применения сухих трансформаторов.

11. В чем состоит актуальность компенсации реактивной мощности непосредственно у потребителя?

12. Каким образом выбирается фактическая мощность конденсаторных установок для установки на цеховых ТП?

5 РАСЧЁТ И ПОСТРОЕНИЕ КАРТОГРАММЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
НАГРУЗОК

Картограмма представляет собой размещенные на генеральном плане цеха окружности (дуговые диаграммы), площадь которых соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам. Окружность должна состоять из секторов, обозначающих соотношение нагрузки силовой 0,4 кВ, силовой 10 кВ и осветительной.

При построении картограммы нагрузок отдельных цехов предприятия центры окружностей совмещают с центрами тяжести геометрических фигур, изображающих отдельные участки цехов с сосредоточенными нагрузками.

Картограмма даёт представление о распределении нагрузок цехов по территории предприятия. Считается, что электрические нагрузки в цехах расположены равномерно. Значение радиуса диаграммы находят из условия равенства расчётной мощности цеха Р_i в выбранном масштабе площади круга:

Р_i=π·r_i²·m, (5.1)

где m – масштабный коэффициент, кВт/м²;

P_i – расчётная мощность цеха, равная сумме силовой на 0,4 и 10 кВ и осветительной нагрузок;

r_i – радиус круга, м.

Радиус окружности рассчитывается по формуле:

, (5.2)

Далее производится определение угла сектора , показывающего, какую долю занимает высоковольтная, осветительная или низковольтная нагрузка в составе общей нагрузки цеха

, (5.3)

где Р_J – высоковольтная, осветительная или низковольтная нагрузка, кВт;

Р_i - суммарная нагрузка цеха, кВт.

Углы секторов считаются в градусах, а радиусы картограмм в метрах.

Результаты расчёта свести в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 Данные для построения картограмм электрических нагрузок

№

Наименование цеха

Рмс, кВт

Р10кВ, кВт

Рмо, кВт

, кВт

, м

5.1 Определение центра электрических нагрузок

Определение центра электрических нагрузок (ЦЭН) производится для выбора места расположения ГПП. На основании построенных картограмм находят координаты условного центра активных электрических нагрузок предприятия, где и находится место расположения источника питания (ГПП). Если по каким либо причинам (технологическим, архитектурным) нельзя расположить в этом центре источник питания, то его смещают в сторону, где есть реальная возможность его расположения.

Для определения ЦЭН, левый нижний угол периметра предприятия совмещаем с началом координат (по генплану), затем находим координаты центров электрических нагрузок каждого цеха. В случае, когда распределение нагрузок по территории цеха не известно, в курсовом и дипломном проектировании допустимо в качестве центра нагрузок принимать геометрический центр цеха.

Определение ЦЭН реализуется по выражениям:

, (5.4)

, (5.5)

где Х_i , Y_i - геометрические координаты i - го цеха;

- активная мощность нагрузки i - го цеха, кВт;

- суммарная активная мощность всего предприятия, кВт.

, (5.6)

где Р_м_S - сумма активных силовых и осветительных нагрузок;

Р_В/В - сумма активных нагрузок напряжением 10 кВ;

n - количество цехов.

Результаты расчетов сводятся в таблицу 5.2

Таблица 5.2- Определение месторасположения ЦЭН

№	Наименование цеха	P_M_S_i, кВт	X_i, м	Y_i, м	P_i×X_i	P_i×Y_i
1	2	3	4	5	6	7

5.2 Выбор местоположения ГПП

Наиболее удачным местом является ЦЭН, так как уменьшается длина кабельных линий до наиболее мощных потребителей, уменьшаются потери электроэнергии в распределительных линиях и затраты на их сооружение. Если для установки ГПП в центре электрических нагрузок места недостаточно, ГПП переносится на свободное место по направлению к источнику питания (районной подстанции). Расположение ГПП на территории завода показать на генплане.

Контрольные вопросы

1. Что такое «картограмма электрических нагрузок»?

2. Для чего рассчитывается ЦЭН?

3. Как реализуется выбор местоположения ГПП?

6 ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ГПП

Основными требованиями при выборе числа трансформаторов на ГПП является надёжность электроснабжения потребителей и минимум приведённых затрат на трансформаторы. Чаще всего применяются двухтрансформаторные подстанции, прежде всего по экономическим соображениям и из условия обеспечения надежности электроснабжения.

Однотрансформаторные ГПП применяются редко, когда могут быть обеспечены [14]:

- автоматическое восстановление питания нагрузок 1-й категории и особой группы;

- возможность восстановления длительного питания всех основных нагрузок данного предприятия по связям вторичного напряжения с соседними ГПП, с ТЭЦ или другими источниками питания;

- возможность быстрой замены или ремонта поврежденного трансформатора для восстановления нормальной работы производства.

Подстанции 35 – 220 кВ с числом трансформаторов более двух применяют, когда нельзя обеспечить надежное питание разнородных потребителей данного предприятия с учетом особенностей режима их работы,
а именно [14]:

- при необходимости выделения питания крупных, часто повторяющихся ударных нагрузок (крупные электродвигатели с ионным приводом, крупные электропечи и т. п.);

- на транзитных ГПП, имеющих несколько питающих и отходящих линий и сборные шины, когда двухтрансформаторные подстанции не имеют преимуществ в отношении конструктивного выполнения;

- при очень концентрированных нагрузках, когда двухтранс-форматорные ГПП невозможно применить по схемным или конструктивным соображениям;

- по условиям дальнейшего роста нагрузок предприятия, когда технически и экономически целесообразной является установка третьего трансформатора вместо замены двух работающих трансформаторов на трансформаторы большей мощности.

В упомянутых случаях вопрос о числе трансформаторов решается по эксплуатационным соображениям, по соображениям дальнейшего развития подстанции, ее связи с энергосистемой, а также в зависимости от характера и режима работы главных потребителей и других факторов, но с обязательным условием технико-экономического сравнения различных вариантов.

Работа трансформаторов как на цеховых подстанциях, так и на ГПП почти всегда бывает раздельная. Это упрощает релейную защиту и уменьшает токи КЗ в сети вторичного напряжения. Последнее особенно важно для выбора коммутационных аппаратов на напряжении до 1000 В, которые имеют недостаточную коммутационную способность и электродинамическую стойкость при трансформаторах мощностью 1000 кВА и более.

Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчётной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учётом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности. В послеаварийном режиме (при отключении одного из трансформаторов) для надёжного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей, с целью снижения нагрузки трансформатора, может быть отключена.

6.1 Определение реактивной мощности, вырабатываемой
синхронными двигателями

Каждый установленный синхронный двигатель является источником реактивной мощности, минимальную величину которой по условию устойчивой работы СД определяют по формуле:

, (6.1)

где - коэффициент загрузки СД по активной мощности.

Синхронные двигатели имеют значительно большие относительные потери на 1 кВАр вырабатываемой реактивной мощности по сравнению с конденсаторными установками. В тоже время, если СД уже установлены на предприятии по условиям технологии, их следует в первую очередь полностью использовать для компенсации реактивной мощности.

Коэффициент загрузки СД по активной мощности определяется
по формуле:

, (6.2)

где - заданная активная мощность, кВт;

- количество синхронных двигателей;

- номинальная мощность выбранных двигателей, кВт.

Экономически целесообразная реактивная мощность, получаемая от СД, рассчитывается по формуле:

, (6.3)

где - удельная стоимость 1 кВАр реактивной мощности БСК;

-стоимость 1 кВт генерирующей мощности (принимается по двух-ставочному тарифу, на электрическую энергию напряжение 10 кВ, на момент расчетов), руб./кВт год (2006 г.);

- коэффициенты потерь в СД.

Удельная стоимость одного кВАр БСК рассчитывается по формуле

(6.4)

где - стоимость ячейки КРУ, тыс. руб.,

- стоимость БСК, определяется по формуле

(6.5)

где - стоимость БСК в старых ценах, тыс. руб., принимаются по
таблице П.Д.3;

- коэффициент удорожания, ;

- нормативные коэффициенты отчислений: эффективности, амортизации и текущего ремонта, соответственно, принимаются по
таблице П.И.1;

= 0,003 кВт/кВАр – количество активной мощности затраченной на выработку 1 кВАр реактивной мощности (для высоковольтной БСК);

- мощность БСК, принимается

Если в результате расчётов окажется, что Q_СД.Э> Q_СД, принимают .

Суммарная экономически целесообразная реактивная мощность, получаемая от СД, рассчитывается по формуле:

(6.6)

6.2 Определение расчётной активной мощности предприятия

Суммарная активная нагрузка предприятия складывается из нагрузки потребителей на напряжение 0,4 и 10 кВ и потерь мощности в трансформаторах цеховых ТП.

Суммарная активная нагрузка предприятия:

(6.7)

где - суммарная активная мощность на напряжение 0,4 кВ, кВт;

-расчетные потери в трансформаторах цеховых ТП, кВт;

- суммарная активная мощность высоковольтных потребителей на
10 кВ, кВт.

6.3 Определение реактивной мощности, получаемой от энергосистемы

Рассмотрим два варианта внешнего электроснабжения проектируемого предприятия:

1. Электроэнергия передается от районной подстанции до ГПП напряжением 35 кВ и распределяется по территории предприятия напряжением 10 кВ.

2. Электроэнергия передается от районной подстанции до ГПП напряжением 110 кВ и распределяется по территории предприятия напряжением 10 кВ.

Расчёт ведётся для двух напряжений.

Оптимальная реактивная мощность, получаемая от энергосистемы в период максимума нагрузок Q_Э1, определяется двумя способами.

1) - реактивная мощность, которую можно получить от энергосистемы:

(6.8)

где - коэффициент, зависящий от максимальной активной расчетной нагрузки предприятия, напряжения сети внешнего электроснабжения и района страны, в котором расположено проектируемое предприятие.

- для напряжения 35 кВ

- для напряжения 110 кВ

2) - реактивная мощность, которую можно получить от энергосистемы:

(6.9)

где - суммарная реактивная мощность, потребляемая предприя-
тием, кВАр;

- суммарная экономически целесообразная реактивная мощность, получаемая от СД, кВАр.

Суммарная реактивная мощность, потребляемая предприятием, рассчитывается по формуле:

, (6.10)

где - суммарная реактивная мощность, проходящая через трансформаторы ТП с учетом приведенных потерь в ТП, кВАр;

- суммарная реактивная мощность нагрузки 10 кВ, кВАр.

6.4 Выбор числа и мощности трансформаторов

На ГПП промышленных предприятий обычно устанавливают трансформаторы с масляным охлаждением и с возможностью регулирования под нагрузкой.

Основная доля потребителей промышленных предприятий составляет нагрузка II категории, поэтому на ГПП устанавливаются два трансформатора для надежного электроснабжения потребителей (резервирования) в послеаварийном режиме при отключении одного трансформатора.

Полная расчётная мощность завода рассчитывается по формуле:

(6.11)

где - коэффициент разновременности максимумов нагрузки:

Номинальная мощность трансформаторов на ГПП рассчитывается по формуле:

(6.12)

Выбор трансформаторов производится для двух принятых напряжений, рассчитанных в пункте 6.2.

Выбранные трансформаторы необходимо проверить на перегрузочную способность работы в послеаварийном режиме.

В послеаварийном режиме допускается перегрузка трансформатора на 40%, т. е. .

По окончании расчетов необходимо составить таблицу с техническими данными выбранных трансформаторов аналогичную таблице 4.6 в п.п. 4.5.

6.5 Расчёт потерь мощности и энергии в трансформаторах на ГПП

Расчет потерь мощности в трансформаторах ГПП аналогичен расчету, приведенному в п. 4.5 по формулам 4.13 – 4.22.

К_ПП для заводских подстанций принимается равным 0,05.

Потери энергии в трансформаторах рассчитываются по формуле:

(6.13)

где – время включения трансформатора, принимается равным 8760 часов.

Результаты расчёта необходимо свести в таблицу 6.1

Таблица 6.1- Расчет потерь мощности и энергии в трансформаторах ГПП

, кВ	Кол-во и мощность тр-ов	кВАр	кВАр	кВт	кВт	кВт	кВАр		кВт ч/год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

6.6 Выбор принципиальной схемы ГПП

Схема электрических соединений главной понизительной подстанции выбирается на основании требований к надежности, экономичности и маневренности, с учетом перспективы развития.

Главная схема подстанции – это схема соединений основного оборудования электрической части подстанции с указанием типов и основных электрических параметров оборудования. Эта схема отображает цепи, по которым обеспечивается передача энергии от источников к потребителям в соответствие с назначением подстанции.

При выборе главной схемы необходимо определить число, тип и параметры оборудования и аппаратуры и в первую очередь главных трансформаторов, выключателей и другой коммутационной аппаратуры, рациональную их расстановку в схеме, а также решить ряд вопросов защиты, управления, степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции. Главная схема определяет собой всю конструктивную часть подстанции, размеры площадки и объемы работ по благоустройству, способ ее сооружения и др.

Главная схема определяет размеры капитальных затрат на основное электротехническое оборудование и устройства и ежегодные эксплуатационные расходы и расчетные затраты, а также все эксплуатационные и режимные свойства в течение многих лет ее последующей эксплуатации. Поэтому построение оптимальной главной схемы подстанции является наиболее ответственной частью проекта электрической сети в целом.

К главным схемам и к соответствующим им схемам распределительных устройств станций и подстанций предъявляют следующие требования:

1) надежность работы;

2) экономичность;

3) маневренность;

4) наглядность;

5) безопасность обслуживания.

Под надежностью понимается свойство схемы выполнять заданные функции в разнообразных условиях эксплуатации при сохранении заданных параметров процесса. Требование надежности является одним из основных, предъявляемых к схемам электрических соединений станций и подстанций.

Вторым важным требованием, предъявляемым к схемам электрических соединений, является экономичность, т.е. требование минимальных затрат материальных ресурсов и времени при сооружении распределительных устройств, воплощающих в натуре выбранную схему, и минимальных ежегодных расходов на его эксплуатацию.

Весьма существенным является требование маневренности схемы, под которой понимают возможность легкого (быстрого) перехода схемы от одного эксплуатационного режима к другому (например: возможность перехода к режиму ремонта оборудования РУ без нарушения нормальной работы
присоединений).

Наглядность схемы и ее хорошая обзорность в натуре значительно повышают оперативную надежность, уменьшая вероятность ошибочных действий персонала.

Требование безопасности обслуживания является обязательным для всех электроустановок.

Выбор схем распределительных устройств ВН, СН, НН подстанции производится с учетом развития энергосистемы, электроснабжения объекта и других работ по развитию электрических сетей. Сравнение конкурирующих вариантов схем и их окончательный выбор производится на основании технико-экономических расчетов с учетом показателей надежности.

6.6.1 Классификация подстанций

Главными признаками, определяющими тип подстанции (ПС), являются ее местоположение, назначение и роль в энергосистеме, число и мощность установленных силовых трансформаторов и высшее напряжение.

К основным факторам, определяющим классификацию ПС по степени сложности и капитальным затратам, также относятся: способ присоединения ПС к сети и ее главная схема (тупиковая, ответвительная, проходная, сложный коммутационный узел), число линий электропередачи на высшем и среднем напряжениях (ВН и СН), типы коммутационной аппаратуры, конструктивный тип распределительных устройств (РУ), способ управления и обслуживания ПС (полностью автоматическая, с постоянным дежурным персоналом или обслуживаемая выездными бригадами), наличие и типы компенсирующих устройств, тип ремонтного хозяйства и др.

Все подстанции можно разбить на следующие три основные категории (рисунке 6.1):

I – подстанции по упрощенным схемам без выключателей или с малым числом выключателей на стороне ВН;

II – проходные (транзитные) подстанции с малым числом воздушных линий (ВЛ) и выключателей на стороне ВН;

III – узловые подстанции (мощные коммутационные узлы системы).

По своему назначению подстанции разделяются на следующие группы:

потребительские – для электроснабжения потребителей, территориально примыкающих к ПС;

сетевые – для электроснабжения небольших районов;

системные – для отбора мощности и осуществления управления перетоком мощности в энергосистеме.

Рисунок 6.1- Структурные схемы подстанций

Подстанции I категории – главным образом потребительские; подстанции II категории – преимущественно сетевые, как правило, со смешанными функциями, где наряду с транзитом относительно небольшой мощности на ВН имеются значительные местная на низком напряжении (НН) и районная на СН нагрузки; подстанции III категории – во всех случаях системные ПС.

Потребительские ПС в основном характеризуются наличием двух напряжений (ВН и НН), т.е. установкой, как правило, двухобмоточных трансформаторов. К потребительским ПС в отдельных случаях можно отнести также ПС с установкой трехобмоточных трансформаторов 110-220/38,5/6-10кВ и
220/110/6-10 кВ.

Все подстанции с установкой автотрансформаторов являются системными. По характеру выдачи мощности и питанию нагрузки системные ПС можно разбить на следующие группы:

-подстанции, выдающие мощность через автотрансформаторы из сети ВН в сеть СН для электроснабжения на этом напряжении целых районов;

-подстанции с реверсивным потоком мощности через автотрансформаторы из сети ВН в сеть СН и наоборот;

-подстанции с комбинированным режимом работы, когда наряду с обменными потоками между ВН и СН имеется нагрузка на стороне низшего напряжения 6-35 кВ.

По способу присоединения к сети подстанции разделяются на:

тупиковые – т.е. питаемые по одной или двум тупиковым линиям
(рисунок 6.2);

ответвительные ‑ питаемые в виде ответвления от одной или двух проходящих линий с односторонним или двусторонним питанием (рисунок 6.3);

проходные (транзитные) ‑ включаемые в рассечку одной или двух проходящих линий с односторонним или двусторонним питанием (рисунок 6.4);

комбинированные ‑ когда кроме питающих линий от ПС отходят дополнительно радиальные или транзитные линии.

Рисунок 6.2- Структурные схемы тупиковых подстанций

Рисунок 6.3- Структурные схемы ответвительных подстанций

Рисунок 6.4- Структурная схема проходной подстанции, включаемой в рассечку одной проходящей линии

По количеству устанавливаемых силовых трансформаторов подстанции разделяются на однотрансформаторные, двухтрансформаторные, трехтрансформаторные и четырехтрансформаторные.

Одно и двухтрансформаторные подстанции характерны для ПС I и II категорий, трех и четырехтрансформаторные подстанции ‑ для ПС III категории.

По типам устанавливаемых силовых трансформаторов подстанции разделяются на:

с двухобмоточными трансформаторами;

с трехобмоточными трансформаторами;

с трансформаторами с расщепленными обмотками НН;

с автотрансформаторами.

По количеству напряжений подстанции разделяются на:

ПС с двумя напряжениями (ВН+НН или ВН+СН);

ПС с тремя напряжениями (ВН+СН+НН);

ПС с четырьмя напряжениями (ВН+СН1+СН2+НН).

По типам устанавливаемой коммутационной аппаратуры на стороне ВН подстанции можно разделить на следующие группы:

с выключателями;

без выключателей (с выключателями нагрузки, с отделителями, с разъединителями с дистанционными приводами, включенными в цикл автоматики);

комбинированные с применением вышеуказанной аппаратуры в различных сочетаниях.

По типам устанавливаемых компенсирующих устройств ПС можно разделить на ПС:

с установкой синхронных компенсаторов;

с установкой батарей шунтирующих статических конденсаторов;

с установкой продольной емкостной компенсации (УПК);

с установкой шунтирующих реакторов.

По способу управления ПС разделяются на:

с автоматизированным управлением ‑ телеуправляемые и с телесигна-лизацией;

только с телесигнализацией;

с управлением с общеподстанционного пункта управления (ОПУ) при наличии телесигнализации.

По способу обслуживания возможны подстанции:

без ремонтной базы и ремонтного персонала;

совмещенные с ремонтной базой и с ремонтным персоналом сетево-
го района.

По способу сооружения и конструктивному типу ПС разделяются на:

комплектные, заводской поставки (КТП и КТПБ);

сборные из крупноблочных индустриальных узлов.

Подстанции, предназначенные для питания промышленных предприятий, разделяются на:

- главные понизительные подстанции (ГПП) – подстанции, получающие электроэнергию от энергосистемы на напряжении 35 кВ и выше и распределяющие ее по территории предприятия;

- подстанции глубокого ввода (ПГВ) – подстанции с первичным напряжением 35 кВ и выше, выполняемые по упрощенным схемам коммутации на первичном напряжении, получающие питание от энергосистемы и предназначенные для питания отдельного корпуса, цеха или группы цехов предприятия;

- трансформаторные подстанции (ТП) – подстанции напряжением
6-10 кВ, предназначенные для питания предприятий малой электрической
нагрузкой.

6.6.2 Схемы распределительных устройств высокого напряжения
однотрансформаторных подстанций

На рисунках 6.5 - 6.7 приведены схемы РУ ВН однотрансформаторных подстанций.

Рисунок 6.5- Схема №1 Рисунок 6.6- Схема №2

Рисунок 6.7- Схема №3 Рисунок 6.8- Схема №4

Схема №1 ‑ блок линия-трансформатор с разъединителем применяется на напряжении 35-330 кВ, трансформатор питается по тупиковой, преимущественно короткой, ВЛ. В этой схеме устанавливается только разъединитель на вводе, что особенно благоприятно при расположении ПС на территории с загрязненной окружающей средой. Предполагается, что защита питающей линии чувствительна к внутренним повреждениям в трансформаторе, в противном случае предусматривается система передачи телеотключающего импульса (ТОИ). (Следует иметь в виду, что аппаратура ТОИ, а главным образом, организация канала для его передачи несопоставимо дороже установки короткозамыкателя и соизмерима по затратам с установкой выключателя и в каждом случае решение вопроса должно иметь технико-экономическое обоснование).

Схема №2 ‑ блок линия-трансформатор с предохранителем применяется на ВН 35 кВ тупиковой ПС с одним двухобмоточным трансформатором, когда защита питающего конца нечувствительна к повреждению в трансформаторе или на ответвительной ПС при обеспечении селективности с защитой головной питающей линии и с защитой на стороне НН.

Схема №3 ‑ блок линия-трансформатор с выключателем применяется на ответвительных и тупиковых ПС с первичным напряжением 35-220 кВ в случаях, когда защита питающей линии нечувствительна к внутренним повреждениям в трансформаторе.

Схема №4 ‑ блок линия-трансформатор с выключателем и отходящей линией, присоединенной через выключатель. По сравнению со схемой №3 дополнительным в этой схеме является присоединение к ПС кроме питающей еще отходящей ВЛ. Подобная схема может быть первым этапом ПС по схеме мостика с одним выключателем в перемычке при установке в дальнейшем второго трансформатора.

6.6.3 Схемы распределительных устройств высокого напряжения двухтрансформаторных подстанций

Схемы распределительных устройств ВН двухтрансформаторных подстанций должны обладать возможностью резервирования.

Согласно [23] на вновь проектируемых подстанциях для РУ 110-220 кВ применение отделителей и короткозамыкателей не допускается. Для РУ 35 кВ применение отделителей и короткозамыкателей запрещается в случае: распределительных устройств, расположенных в районах холодного климата, а также в районах, где часто наблюдается гололед; сейсмичности более 6 баллов по шкале MSK-614; использования подстанции на транспорте и в нефте- и газодобывающей промышленности. Несмотря на то, что схемы с отделителями и короткозамыкателями практически исключены при проектировании, они имеют довольно широкое применение на эксплуатируемых подстанциях. Поэтому целесообразно их рассмотрение.

На рисунках 6.9-6.16 приведены типовые схемы РУ ВН двухтрансформаторных подстанций I и II категорий.

Схема №5 ‑ два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий нашла широкое применение на ответвительных ПС промышленного значения с дежурным персоналом с РУ ВН 35-220 кВ. При срабатывании РЗ трансформатора отключается выключатель на НН и включается короткозамыкатель создавая искусственное металлическое КЗ.

Рисунок 6.9- Схема РУ ВН №5 ‑ два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

Реагируя на это КЗ релейная защита отключает выключатель питающей линии и в эту бестоковую паузу происходит отключение отделителя ПС. Затем устройство автоматического повторного включения (АПВ) включает выключатель питающей линии.

Рисунок 6.10- Схема №6 ‑ мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов

Рисунок 6.11- Схема №7 ‑ мостик с выключателем в перемычке, отделителями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой на разъединителях

Рисунок 6.12- Схема №8 ‑ двойной мостик с отделителями в цепях
трансформаторов и дополнительной линией, присоединенной через два
выключателя

В отечественной практике на напряжении 35 кВ применяются двухполюсные короткозамыкатели и на напряжении 110-220 кВ ‑ однополюсные. Это связано с тем, что сеть напряжением 35 кВ работает с изолированной или компенсированной нейтралью, поэтому коротким замыканием является только двухфазное или трехфазное замыкание.

При работе двух линий и двух трансформаторов разъединители в перемычке отключены. Наличие двух последовательно соединенных разъединителей в перемычке дает возможность выводить один из них в ремонт без полного «погашения» подстанции.

Перемычка допускает следующие режимы работы: параллельное питание двух трансформаторов по одной из линий (W1 или W2); питание трансформатора Т1 по линии W2 или питание трансформатора Т2 по линии W1. Параллельное питание двумя линиями одного трансформатора не допускается так как при таком режиме резко снижается надежность питающей сети. Если включить на параллельную работу две линии, то при коротком замыкании на любой из них необходимо отключать обе питающие линии, которые могут снабжать электроэнергией еще ряд подстанций.

Для отключения трансформатора без повреждений необходимо отключить нагрузку трансформатора выключателем НН, затем отделителем отключить трансформатор на ВН.

Отделители на стороне ВН подстанции могут применяться как с короткозамыкателями, так и с передачей отключающего сигнала на выключатель головного участка магистрали. Выбор способа передачи сигнала зависит от длины питающей линии, мощности трансформатора, требований по надежности отключения.

Схема №6 ‑ мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов применяется на ВН 35 кВ проходных подстанций. Выключатель в перемычке предназначен для автоматического секционирования при повреждениях в линии или в трансформаторах. При срабатывании РЗ трансформатора отключается выключатель на НН, выключатель в перемычке и включается короткозамыкатель создавая искусственное металлическое КЗ. Реагируя на это КЗ релейная защита отключает выключатель питающей линии и в эту бестоковую паузу происходит отключение отделителя ПС. Затем устройство АПВ питающей линии включает выключатель питающей линии и устройство АПВ в перемычке включает выключатель в перемычке.

Схема №7 ‑ мостик с выключателем в перемычке, отделителями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой на разъединителях получила применение на ВН проходных подстанций на участке длиной около 50 км в сетях 110 кВ и 100 км в сетях 220 кВ. Схема №7 отличается от схемы №6 наличием дополнительной перемычки на двух разъединителях, предназначенной для возможности вывода в ремонт выключателя без нарушения транзита мощности.

Схема №8 ‑ двойной мостик с отделителями в цепях трансформаторов и дополнительной линией, присоединенной через два выключателя применяется в сетях 110 кВ при необходимости присоединения тупиковой или ответвительной ПС с одной радиальной линией или при наличии транзита, допускающего разрыв при отключении радиальной линии и на период ревизии выключателя.

На рисунках 6.13 - 6.25 приведены типовые схемы РУ двухтрансформаторных подстанций I и II и III категорий.

Схема №9 ‑ два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий применяется на ответвительных и тупиковых подстанциях с РУ ВН 35-220 кВ.

В нормальном режиме при работе двух линий и двух трансформаторов перемычка разомкнута. Перемычка допускает следующие режимы работы: параллельное питание двух трансформаторов по одной из линий (W1 или W2); питание трансформатора Т1 по линии W2 или питание трансформатора Т2 по линии W1.

Параллельное питание двумя линиями одного трансформатора не допускается так как при таком режиме резко снижается надежность питающей сети.

Рисунок 6.13- Схема №9 ‑ два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

Схема №10 ‑ мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях линий применяется на ВН 35 кВ ответвительных, тупиковых и проходных подстанций преимущественно блочного типа КТПБ. Коммутация линии производится одним выключателем, коммутация трансформатора - двумя.

Рисунок 6.14- Схема №10 – мостик с выключателями в цепях линий

Рисунок 6.15- Схема №11 – мостик с выключателями в цепях трансформаторов

Рисунок 6.16- Схема №12 ‑ мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой на разъединителях со стороны линий

Рисунок 6.17- Схема №13 ‑ мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой на разъединителях со стороны трансформаторов

Рисунок 6.18- Схема №14 ‑ одинарная система шин секционированная
выключателем

Рисунок 6.19- Схема №15 ‑ одинарная система шин секционированная двумя развилками из двух выключателей, включенными в цепях питающих
присоединений

Рисунок 6.20. Схема №16 ‑ одинарная секционированная выключателем и
обходная системы шин с совмещенным секционным и обходным выключателем

Рисунок 6.21- Схема №17 ‑ одна рабочая секционированная и обходная
системы шин с отдельными секционным и обходным выключателями

Рисунок 6.22- Схема №18 – с двумя секционированными системами шин с
двумя шиносоединительными и двумя секционными выключателями

Рисунок 6.23- Схема №19 ‑ две рабочие и обходная системы шин

Рисунок 6.24- Схема №20 – четырехугольник

Рисунок 6.25- Схема №21 – шины - трансформаторы

Схема №11 ‑ мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов имеет то же применение, что и схема №10. Коммутация линии производится двумя выключателями, коммутация трансформатора - одним. Схема №11 предпочтительней схемы №10 при частой коммутации трансформаторов.

Схема №12 ‑ мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой на разъединителях со стороны линий применяется на ВН тупиковых, ответвительных и проходных подстанций 35-220 кВ. Ремонтная перемычка на разъединителях предназначена для вывода в ремонт выключателя в перемычке без нарушения транзита мощности. В нормальном режиме ремонтная перемычка отключена. На тупиковых и ответвительных подстанциях в нормальном режиме перемычка с выключателем отключена. На проходных подстанциях перемычка с выключателем нормально замкнута, через нее осуществляется
транзит мощности.

Схема №13 ‑ мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой на разъединителях со стороны трансформаторов имеет то же применение, что и схема №12. Схема №13 предпочтительней схемы №12 при частой коммутации трансформаторов. Схема применяется при относительно коротких линиях.

Схема №14 ‑ одинарная секционированная выключателем система шин широко применяется в РУ НН, в РУ СН и в РУ ВН подстанций при числе присоединений более пяти.

Схема №15 ‑ одинарная система шин секционированная двумя развилками из двух выключателей, включенными в цепях питающих присоединений применяется в РУ 110-220 кВ подстанций при наличии питающих линий на данном напряжении. Схема обладает повышенной маневренностью по сравнению со схемой №14 (вывод в ремонт выключателя в цепи питающего присоединения не приводит, в отличии от схемы №14, к погашению присоединения).

Схема №16 ‑ одинарная секционированная выключателем и обходная системы шин с совмещенным секционным и обходным выключателем применяется на ВН и СН 110-220 кВ подстанций при специальном обосновании при числе присоединений пять или шесть.

Обходная система шин позволяет поочередно выводить в ремонт любой линейный выключатель без «погашения» присоединения даже кратковременного. Для этого необходимо произвести следующие операции: подать напряжение обходным выключателем на обходную шину (опробование обходной шины) с секции к которой подключен выводимый в ремонт выключатель, включить соответствующий обходной разъединитель, отключить выводимый в ремонт выключатель, отключить линейный и шинный разъединители.

В связи с тем, что в схемах с совмещенным секционным и обходным выключателем при использовании его в качестве обходного нарушается связь между секциями, применять схему можно в том случае, когда по условиям сети допускается такое деление РУ.

Схема №17 ‑ одинарная секционированная выключателем и обходная системы шин с отдельными секционным и обходным выключателями применяется на ВН и СН 110-220 кВ подстанций тогда, когда не допускается разрыв питаемого от данной подстанции района на две части при ревизии и ремонте выключателя любого присоединения. Схема применяется при специальном обосновании при числе присоединений семь и более.

Схема №18 – с двумя секционированными системами шин с двумя шиносоединительными и двумя секционными выключателями применяют в РУ
110-220 кВ подстанций. Возможны два варианта работы этой схемы. В первом варианте одна система шин является рабочей, вторая – резервной. В нормальном режиме работы все присоединения подключены к рабочей системе шин через соответствующие разъединители, шиносоединительные выключатели отключены, напряжение на резервной шине отсутствует. В этом режиме надежность схема близка к надежности схемы одинарной секционированной выключателем. Во втором варианте (с фиксированным присоединением цепей) вторую систему шин используют постоянно в качестве рабочей. При этом все присоединения к источникам питания и к отходящим линиям распределяют между обеими системами шин.

Шиносоединительный выключатель в нормальном режиме замкнут. Надежность схемы во втором варианте работы выше чем в первом.

Схема с двумя секционированными системами позволяет производить ремонт одной системы шин (секции), сохраняя в рабочем состоянии все присоединения. Для этого все присоединения переводят на одну систему шин путем соответствующих переключений.

Схема №19 ‑ две рабочие и обходная системы шин с шиносоединительным и обходным выключателями применяется на ВН и СН подстанций и позволяет выделять по тем или иным причинам на отдельную систему шин район или предприятие или проводить испытание отдельной ВЛ, а также присоединять более двух не резервируемых радиальных ВЛ. Схема №19 может применяться в РУ 220 кВ при специальном обосновании.

Схема №20 ‑ четырехугольник применяется при четырех присоединениях (две линии и два трансформатора) на ВН подстанций, выдающих мощность в сеть СН и ВН, а также на ВН подстанций, секционирующих одиночную линию, когда потребитель на ПС не терпит перерыва в питании. Схема применяется при мощности трансформаторов (автотрансформаторов) 125 МВ×А и более на напряжении 220 кВ и на напряжении 330-750 кВ при любой мощности трансформаторов. Схема имеет высокую надежность и высокую маневренность. Коммутация каждого присоединения производится двумя выключателями, в то же каждый выключатель является общим для двух присоединений. Схема позволяет выводить в ремонт любой выключатель без «погашения» присоединения и без дополнительных оперативных переключений. При выводе любого выключателя в ремонт надежность схемы резко падает.

Схема четырехугольника имеет сравнительно высокую экономичность: число выключателей на присоединение равно 1.

Схема №21 – шины – трансформаторы имеет то же применение, что и схема №20 при 5 и 6 присоединениях (3 или 4 линии и два трансформатора).

Схема шины – трансформаторы в любых режимах при отказах в работе какого-либо выключателя или других аппаратов и устройств удовлетворяет основному требованию, предъявляемому к подстанциям III категории, - выпадению не больше одной линии и именно той, к которой присоединен отказавший выключатель.

Это обстоятельство при оценке надежности главных схем является наиболее важным для подстанций, представляющим собой системные коммутационные узлы с мощными межсистемными или внутрисистемными связями.

6.6.4 Схемы распределительных устройств двухтрансформаторных подстанций на напряжении 10(6) кВ

На стороне низшего напряжения ПС 10(6) кВ применяется одиночная секционированная система шин. Схемы на стороне НН подстанций весьма разнообразны и определяются главным образом мощностью трансформаторов и допустимыми значениями токов короткого замыкания (КЗ) в сети НН. Способы ограничения токов КЗ (применение одинарных и сдвоенных реакторов, применение расщепленных обмоток НН силовых трансформаторов) оказывают непосредственное влияние на схему ПС на стороне 10(6) кВ.

В целях уменьшения токов КЗ в сети 6-10 кВ нормальным режимом двухтрансформаторных подстанций при работе обоих трансформаторов на стороне НН является режим раздельной работы трансформаторов с устройством автоматического ввода резерва (АВР) на секционном выключателе. При применении трехобмоточных трансформаторов на ток КЗ на стороне 6-10 кВ двухтрансформаторной подстанции оказывает влияние режим работы на стороне
35 кВ (параллельный или раздельный).

На рисунках 6.26 - 6.28 приведены схемы на стороне НН (6-10 кВ) двухтрансформаторных подстанций.

Схема №10(6)-1 ‑ одна секционированная система шин широко применяется на НН двухтрансформаторных ПС как с наличием групповых одинарных токоограничивающих реакторов так и без них. Схема применяется на ПС с трансформаторами с расщепленными обмотками в том случае, когда по условиям ограничения токов КЗ расщепление обмотки НН можно не использовать. На рисунке 6.26 схема № 10(6)-1 приведена с системой питания оперативных цепей на переменном или выпрямленном токе (трансформаторы собственных нужд TN1, TN2 подключены к выводам силовых трансформаторов Т1, Т2). Схема применяется также на НН автотрансформаторных ПС. В этом случае применяется система питания оперативных цепей на постоянном оперативном токе.

Рисунок 6.26- Схема №10(6)-1 ‑ одна секционированная система шин

Схема № 10(6)-2 ‑ две одиночные секционированные системы шин применяется на НН двухтрансформаторных ПС с трансформаторами с расщепленными обмотками (с групповыми одинарными реакторами или без них), а также на НН автотрансформаторных ПС с групповыми сдвоенными реакторами. На рисунке 6.27 схема №10(6)-2 приведена с системой питания оперативных цепей на постоянном токе (TN1, TN2 подключены к шинам НН).

Схема № 10(6)-3 ‑ четыре одиночные секционированные системы шин применяется на НН двухтрансформаторных подстанций с трансформаторами с расщепленными обмотками и с групповыми сдвоенными реакторами.

Рисунок 6.27- Схема №10(6)-2 ‑ две одиночные секционированные
системы шин

Рисунок 6.28- Схема №10(6)-3 ‑ четыре одиночные секционированные
системы шин

Схема позволяет значительно ограничить токи КЗ, а наличие восьми секций позволяет без снижения надежности присоединить большое число отходящих линий (более 24), что часто используется на подстанциях промышленного
назначения.

6.6.5 Схемы подключения компенсирующих устройств

При проектировании мощных системных подстанций возникает вопрос о типе подлежащих установке компенсирующих устройств, о схеме их присоединения. В качестве компенсирующих устройств на ПС используются синхронные компенсаторы и шунтовые батареи конденсаторов.

Наиболее распространенная схема подключения синхронного компенсатора с реакторным пуском приведена на рисунке 6.29. компенсатор подключается к сети выключателем, в цепи которого установлен токоограничивающий реактор (LR), обладающий значительным индуктивным сопротивлением.

Благодаря этому напряжение на выводах компенсатора в начале пуска снижается до 45-50% номинального, а пусковой ток не превышает 200-280% номинального.

Разворот компенсатора обеспечивается за счет асинхронного момента, для увеличения которого предусматривается специальная пусковая обмотка, расположенная в полюсных наконечниках ротора. В компенсаторах большой мощности массивные полюсы обеспечивают создание достаточно большого асинхронного момента, вследствие чего специальная пусковая обмотка не
требуется.

Когда частота вращения компенсатора приблизится к синхронной, подается возбуждение и компенсатор втягивается в синхронизм. Затем включается выключатель, который шунтирует реактор.

Рисунок 6.29- Схема подключения синхронного компенсатора

Компенсация реактивной мощности, как правило, должна производиться в тех пунктах сети, где она потребляется. В настоящее время на мощных узловых ПС для компенсации реактивных потерь широко используется применение компенсирующих устройств и на напряжении 35-220 кВ. В этом случае в качестве компенсирующих устройств используются конденсаторные батареи. Конденсаторные батареи применяются и на напряжении 6-10 кВ. На рисунке 6.30 приведены схемы присоединения конденсаторных батарей.

Как видно из рисунка 6.30,а в схеме батарей 110 кВ предусмотрена возможность форсировки ее мощности путем шунтирования выключателем части последовательных рядов конденсаторов в фазе.

а)                                б)                                 в)

Рисунок 6.30- Схемы присоединения батарей статических конденсаторов

В нулевых выводах батареи устанавливаются заградительные реакторы для ограничения толчков тока при форсировке. На зажимах батареи устанавливаются трансформаторы напряжения 110 кВ, а на зажимах шунтируемой части ‑ трансформаторы напряжения 35 кВ, которые выполняют функции разрядных
сопротивлений.

Форсирование мощности конденсаторной батареи 35 кВ при сильных понижениях напряжения на шинах осуществляется переключением схемы батареи с треугольника на схему двойной звезды (рисунок 6.30,б).

В схемах присоединения конденсаторных батарей 10(6) кВ (рисунок 6.30,в) форсировка мощности не предусматривается ввиду относительно высокой стоимости оборудования форсировки.

Контрольные вопросы

1. В каких случаях допустимо применять однотрансформаторные ГПП?

2. В каких случаях допустимо применять ГПП с количеством трансформаторов
больше двух?

3. В чем недостаток применения СД в качестве источника реактивной мощности?

4. Из каких составляющих складывается суммарная активная нагрузка предприятия?

5. Как определяется полная расчётная мощность завода?

6. Что такое «главная схема подстанции»?

7. Укажите требования, предъявляемые к схемам распределительных устройств.

8. Охарактеризуйте три основные категории подстанций.

9. Каким образом в схемах с отделителями и короткозамыкателями производится отключение трансформатора при коротком замыкании в трансформаторе.

10. Назначение короткозамыкателей в схемах с отделителями и короткозамыкателями.

11. Какие режимы работы допускает перемычка из двух разъединителей в схеме №9.

12. Дайте сравнительную оценку схем №10 и №11.

13. Дайте сравнительную оценку схем №12 и №13.

14. Назначение перемычки из двух разъединителей в схемах №12 и №13.

15. Назначение обходной системы шин.

16. Назначение обходного выключателя.

17. Каким образом производится ограничение тока короткого замыкания на НН
подстанций.

7 ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ ПИТАЮЩИХ ЛЭП

Технико-экономическое обоснование (ТЭО) производится для выбора на основе сравнения приведенных затрат рационального напряжения питающей линии. По итогам расчетов выбирается напряжение питающих линий.

При выборе рационального напряжения питающих ЛЭП решаются вопросы технико-экономического характера.

Здесь можно выделить два варианта:

1. Предприятие получает питание со средних шин районной подстанции (U_Н< 110 кВ) - сравнительно недорогое оборудование на ГПП, но предлагаются больше потери электроэнергии в линиях.

2. Предприятие получает питание на высоком напряжении (глубокий ввод, U_Н110 кВ) от шин первичного напряжения районной подстанции – более дорогостоящее оборудование, но малые потери электроэнергии в линиях.

7.1 Расчёт и проверка сечений питающих ЛЭП

Выбор сечений проводов ЛЭП, питающих ГПП, производим по экономической плотности тока и допустимому току послеаварийного режима.

Расчет производим для двух вариантов напряжений принятых для экономического сравнения.

Расчет сечения проводов ЛЭП, питающих ГПП:

    - суммарная мощность нагрузки на ЛЭП:

                         (7.1)

- максимальный рабочий ток:

                                                                      (7.2)

где - напряжение ступени ВН, кВ;

    - расчетное сечение проводов:

                                                                                 (7.3)

где - экономическая плотность тока, определяемая по таблице П.И.4 =1,1 А/мм²;

    - выбирается ближайшее стандартное сечение провода марки АС по таблице П.И.9;

    - выбранное сечение провода проверяется по аварийной перегрузке, при этом должно выполняться условие ;

    - ток послеаварийного режима рассчитывается по формуле:

                                                                                 (7.4)

    - расчет на отсутствие коронирования для ВЛ напряжения 35 кВ не производится;

    - расчет на отсутствие коронирования для ВЛ напряжения 110 кВ не производится, если выбранное сечение провода больше 70 мм².

7.2 Определение потерь энергии в ЛЭП

Годовые потери электрической энергии в ЛЭП рассчитываются по
формуле:

                                 ,                          (7.5)

где , цепность ЛЭП;

, число фаз;

- рабочий максимальный ток;

- сопротивление фазы;

- время максимальных потерь.

Сопротивление фазы рассчитывается по формуле:

                                                                                    (7.6)

где - активное удельное сопротивление провода (Ом), определяется по
таблице П.И.9;

- длина ЛЭП, км.

7.3 Технико-экономическое обоснование напряжения питающих ЛЭП
с учетом стоимости ГПП

Технико-экономическое обоснование производится для выбора на основе сравнения приведенных затрат для напряжения 35 кВ и 110 кв. По итогам расчетов выбирается напряжение питающих линий.

Капитальные затраты рассчитываются по формуле:

(7.7)

где – - нормативные коэффициенты отчислений: эффективности, амортизации и текущего ремонта, соответственно, принимаются по
таблице П.И.1;

- полная стоимость сооружения ЛЭП, тыс. руб.;

- полная стоимость оборудования ГПП, тыс. руб.;

- стоимость издержек на потери в ЛЭП, тыс. руб.;

- стоимость издержек на потери в трансформаторах, тыс. руб.

Стоимость сооружения ЛЭП рассчитывается по формуле:

                                                               (7.8)

где - удельная стоимость сооружения 1 км ЛЭП, тыс. руб. - по таблицам П.И.1 - П.И.3;

- коэффициент удорожания;

- длина ЛЭП.

Стоимость оборудования ГПП рассчитывается по формуле:

                     (7.9)

где - стоимость разъединителей, тыс. руб.;

- стоимость выключателей, тыс. руб.;

- стоимость ОПН, тыс. руб.;

- стоимость трансформаторов, тыс. руб.

Стоимость основного оборудования ГПП и линий электропередачи на 2004 год приведены в таблице П.Ж.2.

Издержки на потери в ЛЭП рассчитываются по формуле:

                                 ,                    (7.10)

где - стоимость 1 кВт заявленной мощности, руб.

Издержки на потери электроэнергии в трансформаторах рассчитываются по формуле:

                                                            (7.11)

Стоимость 1 кВт заявленной мощности рассчитывается по формуле:

                                 ,                                           (7.12)

где C₀- стоимость 1 кВт отпускной электроэнергии, руб. (принимается по двухставочному тарифу, на электрическую энергию напряжение 35 или 110 кВ, на момент расчетов),

C₀ = 0,79 руб./кВт ч., на U_Н = 110 кВ (2006 г.)

C₀ = 1,03 руб./кВт ч., на U_Н = 35 кВ (2006 г.).

Результаты расчетов затрат привести в таблице 7.1.

    По критерию минимума приведенных затрат выбирается вариант на 35 или 110 кВ, по которому и производится дальнейший расчет.

Таблица 7.1 - Суммарные капитальные затраты на оборудование ГПП и на ЛЭП

Наименование Тип оборудования Количество, шт. (км.) Вариант 1 U_Н= 35 кВ, тыс.руб. Вариант 1 U_Н= 110 кВ, тыс. руб.

ЛЭП

Трансформаторы ГПП

Выключатели

Разъединители:

ОПН

, руб.

Итого - З

Контрольные вопросы

1. По каким параметрам реализуется выбор и проверка сечения проводников
питающих ЛЭП?

2. Какие составляющие учитываются при определении приведенных затрат?

3. Каким образом определяются издержки на потери электроэнергии в силовых трансформаторах?

8 СОСТАВЛЕНИЕ БАЛАНСА РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ ДЛЯ ВНУТРИЗАВОДСКОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Выбор высоковольтных батарей статических конденсаторов и определение мест их установки. Расчетная реактивная нагрузка промышленного предприятия состоит из расчетной нагрузки электроприемников 10 кВ, некомпенсированной нагрузки в сетях 0,4 кВ и потерь реактивной мощности в трансформаторах.

Реактивная мощность, подлежащая компенсации рассчитываются по
формуле:

, (8.1)

где - некомпенсированная реактивная нагрузка в сетях 0,4 кВ;

- расчетная реактивная нагрузка высоковольтного оборудования;

- потери мощности в трансформаторах ГПП;

- суммарная, экономически целесообразная реактивная мощность, получаемая от СД;

- реактивная мощность, передаваемая из энергосистемы.

БСК служат для снижения реактивной нагрузки предприятия, отсюда повышение коэффициента мощности и снижение потерь в кабельных линиях.

Установку отдельных БСК рекомендуется предусматривать на тех РП, где реактивная нагрузка соответствует мощности БСК и имеется техническая возможность их присоединения, за исключением РП к которым подключены СД.

К каждой секции шин РП рекомендуется подключать батареи одинаковой мощности, но не менее 1000 кВАр на одну секцию шин. При меньшей мощности батарей ее целесообразно устанавливать на ГПП:

Тип и мощность БСК приведены в таблице П.Д.3.

9 РАСЧЁТ СЕТИ ВНУТРИЗАВОДСКОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

9.1 Уточнение варианта схемы электроснабжения с учётом
высоковольтной нагрузки

РП размещают в цехах, где располагается высоковольтная нагрузка. За счёт этого достигается уменьшение длины кабельных линий а, следовательно, потерь и осуществляется максимальное приближение потребителей к источнику питания. Резко переменные нагрузки (ДСП), подключают непосредственно к шинам ГПП.

9.2 Расчёт сечений кабельных линий на 10 кВ

Расчет сечений кабельных линий на напряжение 10 кВ производится по экономической плотности тока в нормальном режиме и проверяется по допустимому току в послеаварийном режимах. Для питания РП и ТП используется бронированный трехжильный алюминиевый кабель марки ААБл или небронированный ААШв.

Для расчёта сечений кабельных линий, сеть внутреннего электроснабжения разбивается на участки, и находятся максимальные расчётные токи, протекающие по участкам по формуле:

(9.1)

где - номинальное напряжение ступени, кВ;

n – количество кабелей, проложенных в траншеи к объекту;

- полная мощность, которая проходит по рассматриваемому участку кабельной линии (кВА), рассчитывается по формуле:

- для РП:

; (9.2)

- для ТП:

; (9.3)

- для СД, АД:

. (9.4)

Расчетное сечение кабельной линии определяется аналогично расчету по формуле (7.3). По полученному расчетному значению сечения кабеля выбираем стандартное сечение токопроводящей жилы по таблице П.И.7.

Проверка выбранного сечения кабельной линии производится по току послеаварийного режима, при котором должно соблюдаться условие:

; (9.5)

где - допустимый ток в послеаварийном режиме, рассчитывается по
формуле:

; (9.6)

где – допустимый коэффициент перегрузки кабельной линии в послеаварийном режиме;

– коэффициент, учитывающий количество кабелей в одной траншее и расстояние между ними, приводится втаблице П.И.8;

– максимальный послеаварийный ток, протекающий в кабельной линии:

(9.7)

Все этапы расчета и выбора сечения кабельных линий по участкам сводятся в таблицу 9.1

Таблица 9.1- Выбор сечения кабельных линии 10 кВ

Наименование участка	Р_М_å, кВт	Q_M_å, кВАр	Р_М10кВ, кВт	Q_М10кВ, кВАр	Q_ВБК, (Q_СД), кВАр	Р_МРП, кВт
1	2	3	4	5	6	7

Q_МРП, кВАр	S_М, кВА	I_РАСЧ, А	F_РАСЧ, мм²	F_СТ, мм²	I_ДОП, А	I’_ДОП, А
8	9	10	11	12	13	14

Для внутризаводской схемы электроснабжения, представленной на рисунке 9.1 в таблице 9.2 приведен пример заполнения первой части таблицы 9.1 выбора сечения кабельных линий 10 кВ.

Таблица 9.2- Пример заполнения таблицы 9.1

Участок	Р_М_å, кВт	Q_M_å, кВАр	Р_М10кВ, кВт	Q_М10кВ, кВАр	Q_ВБК, (Q_СД), кВАр	Р_МРП, кВт	Q_МРП, кВАр
1	2	3	4	5	6	7	8
ТП3-ТП4б	335,2	153,35
ТП4б-ТП5б	689,56	199,93
ТП5б-ГПП	1146,16	375,88
ТП4а-ТП5а	354,36	46,58
ТП5а-ГПП	810,96	222,53
ГПП-ДСП			2720	1685,7
ТП1б-ТП9б	230,12	165,88
ТП9б-ГПП	701,9	297,17
ТП1а-ТП9а	230,12	165,88
ТП9а-ГПП	701,9	297,17
ТП2в-ТП2а	292,12	119,19
ТП2а-РП1	584,24	238,38
ТП2г-ТП2б	292,12	119,19
ТП2б-РП1	584,24	238,38
СД-РП1			2250		1687,5
РП1-ГПП						3418,48	2164,26
ИП-РП2			990	742,5
ТП7-ТП8б	461,12	130,13
ТП8б-РП2	919,08	278,46
ТП8в-ТП8а	457,96	148,33
ТП8а-РП2	915,92	296,66
РП2-ГПП						2825	1317,62
АД-РП3			750	464,81
ТП6б-РП3	395,44	132,22
ТП6в-ТП6а	395,44	132,22
ТП6а-РП3	790,88	264,44
РП3-ГПП						1936,32	861,47
ГПП-БСК(1)					-1350

Рисунок 9.1- Пример внутризаводской схемы электроснабжения для таблицы 9.2

9.3 Расчёт сечений кабельных линий на 0,4 кВ

Расчет сечений кабельных линий от ТП к цеховым РУ 0,4 кВ производится по длительно допустимому току:

- полная мощность, которая проходит по рассматриваемому участку кабельной линии, рассчитывается по формуле:

, (9.8)

где - суммарная активная мощность РП, кВт;

- суммарная реактивная мощность РП, кВАр;

(9.9)

, (9.10)

где - активная и реактивная расчетная мощность РП;

- активная и реактивная мощность наружных осветительных
установок;

- расчетный максимальный токопределяется по формуле 9.1.

Для приема и распределения электроэнергии к группам потребителей на РУ применяют силовые распределительные шкафы и пункты.

Для передачи электроэнергии к РУ-0,4кВ необходимо определить количество автоматических выключателей установленных на ТП в стандартной комплектации, в зависимости от мощности силового трансформатора, так на
КТП – 630 кВА установлены линейные автоматы типа А3726ФУ3 на токи 630; 400; 250 А. На КТП -400 кВА установлены автоматы 400; 250;160А.

- подбирается необходимое количество линейных автоматических выключателей, для данной кабельной линии, из стандартного ряда:

(9.11)

где - максимальный рабочий ток для РУ 0,4 кВ;

- номинальный ток автоматического выключателя на ТП;

- округляется до ближайшего большего значения;

- нагрузка на каждую кабельную линию рассчитывается по формуле:

(9.12)

- выбирается стандартное сечение как ближайшее большее из стандартного ряда значений по таблицам П.И.6 - П.И.7;

- определяется длительно допустимый ток для данной кабельной линии с учетом поправочных коэффициентов по формуле (9.6).

Все этапы расчета и выбора сечений кабельных линий по участкам сводятся в таблицу 9.3.

Таблица 9.3- Выбор сечения кабельных линий 0,4 кВ

№цеха	Участок	, кВт	, кВАр	, кВА	,А
1	2	3	4	5	6

Тип выключателя	, А	n	, А		, А	, А
7	8	9	10	11	12	13

9.4 Расчёт сети наружного освещения

Сечение проводников осветительной сети должны обеспечивать:

- достаточную механическую прочность;

- прохождение тока нагрузки без перегрева сверх допустимых температур;

- необходимые уровни напряжения у источников света:

- срабатывания защитных аппаратов при коротких замыканиях в сети.

Необходимое минимального сечение проводника кабельной линии рассчитывается по формуле:

(9.13)

где – сумма моментов данного и всех последующих по направлению энергии участков с тем же числом проводов в линии, как и на данном участке;

- сумма моментов всех ответвлений, питаемых данным участком и имеющим иное число проводов в линии, чем на этом участке;

- коэффициент приведения моментов, зависящий от числа проводов (светильников) на ответвлении от основного участка определяется по
таблице П.Г.1;

- коэффициент, зависящий от схемы питания и материала проводника, определяется по таблице П.Г.2;

– величина располагаемых потерь напряжения сети, зависящая от мощности трансформатора на ТП, коэффициента его загрузки и cosφ нагрузки, определяется по таблице П.Г.3.

При разном расстоянии между светильниками и неодинаковой мощностью ламп в них, момент нагрузки для трехпроводной сети рассчитывается по формуле:

; (9.14)

-если мощность ламп одинакова, но имеется разное расстояние между светильниками, то момент рассчитывается по формуле:

; (9.15)

-если мощность ламп и расстояние между светильниками одинаковы, тогда момент нагрузки рассчитывается по формуле:

; (9.16)

– момент нагрузки для трехпроводной сети с одним или двумя светильниками рассчитывается по формуле:

; (9.17)

где – мощность лампы, длина кабельной линии до светильника и номер светильника.

- мощность светильников уличного освещения рассчитывается по формуле:

, (9.18)

где К_ПРА – потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре светильника, для светильников с лампой типа ДРЛ - К_ПРА = 1,1.

Расчёт сети наружного освещения ведётся по наиболее загруженной ветви, отходящей от ТП.

Пример расчета сети уличного освещения:

На рисунке 9.1 представлена схема одного участка уличного освещения станкостроительного завода.

1. Рассчитываем момент нагрузки самого удлиненного участка сети
М(1-17), так как мощность ламп в светильниках принята одинаковая
Р_Л = 125 Вт, а расстояние между светильниками разное, то расчет произведем по формуле (9.15).

2. По этой же формуле рассчитываются все ответвления от основного участка: М(18-23); М(24-27); М(28-31); М(32-34); М(35-39); М(40-44); М(45-49).

3. Момент нагрузки с отличным числом проводов в линии: m(50) = Р_СВ

4. Рассчитывается необходимое минимальное сечение проводника по формуле (9.13)

5. Принимается ближайшее большее стандартное сечение кабельной линии освещения по таблице П.И.6.

9.5 Расчет сети охранного освещения

Охранное освещение периметра завода получает питание от ТП расположенного, как правило, возле забора ограждения, линия выполняется голыми проводами марки АС на изоляторах по забору ограждения. Кабельные вставки предусмотрены для обхода помещений цехов непосредственно примыкающие забору ограждения и при выходе из ТП. К одной линии охранного освещения можно присоединять не более 50 светильников.

Момент нагрузки сети охранного освещения рассчитывается по формуле (9.16), так как мощность ламп и расстояние между светильниками при их установке на заборе ограждения можно принять одинаковое.

Пример схемы охранного освещения завода представлена на рисунке 9.2.

Контрольные вопросы

1. Каким образом выбирается место установки РП?

2. Каким образом рассчитывается полная мощность, проходящая по участку КЛ
10 кВ, питающего РП, ТП и высоковольтных потребителей?

3. По какому критерию выполняется проверка выбранного сечения КЛ 10 кВ?

4. Каким требованиям должны удовлетворять проводники осветительной сети?

5. Каким образом определяется момент нагрузки в общем случае при разном расстоянии между светильниками и неодинаковой мощностью ламп в них для трехпроводной осветительной сети?

Рисунок 9.1- Пример схемы электроснабжения уличного освещения

Рисунок 9.2- Пример схемы охранного освещения периметра завода

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ДРЛ – разрядная дуговая ртутная лампа высокого давления

ЛЛ – разрядная люминесцентная лампа низкого давления

МГЛ – металлогалогенная лампа

ДНаТ – натриевая лампа

ТП – трансформаторная подстанция

ГПП – главная понизительная подстанция, напряжение 35-110/6-10 кВ

РП – распределительная пункт

РУ – распределительное устройство

БСК – батарея статических конденсаторов

НБК – низковольтная батарея конденсаторов

ВБК – высоковольтная батарея конденсаторов

АД – асинхронный двигатель

СД – синхронный двигатель

ДСП – дуговая сталеплавильная печь

ИП – индукционная печь

ИЧТ – индукционная тигельная печь для плавки чугуна

ИАТ – индукционная тигельная печь для плавки алюминия

ЭП – электроприемник

ЦЭН – центр электрических нагрузок

ПС – трансформаторная подстанция

КТП – комплектная трансформаторная подстанция

ПГВ – подстанция глубокого ввода

ТОИ – телеотключающий импульс

КЗ – короткое замыкание

ТЭО – технико-экономическое обоснование

ЛЭП – линия электропередачи

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ «А»

Таблица П.А.1 –Взрыва - и пожароопасность промышленных зданий и сооружений в зависимости от технологической характеристики (Таблица 7.6 [22])

Ка-рия по пож. опасности	Характеристика пожароопасности технологического процесса	Наименование производств
1	2	3
А	Производства, связанные с применением: веществ, воспламенение или взрыв которых может последовать в результате воздействия воды или кислорода воздуха; жидкостей с температурой вспышки паров 28^оС и ниже; горючих газов, нижний предел взрываемости которых 10% и менее к объему воздуха; газов и жидкостей в количествах, которые могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси	Цехи обработки и применения металлического натрия и калия; баратные и ксатантные цехи фабрик искусственного волокна; цехи цехи стержневой полимеризации синтетического каучука; водородные станции; химические цехи фабрик ацетатного шелка; бензиноэкстракционные цехи гидрирования, дистилляции и газофракционирования производства искусственного жидкого топлива, рекуперации и ректификации органических растворителей с температурой вспышки паров 28^оС и ниже; склады баллонов для горючих газов; склады бензина, стационарные кислотные и щелочные аккумуляторные помещения электростанций, насосные станции по перекачке жидкости с температурой вспышки паров 28^оС и ниже и т.п.
Б	Производства, связанные с применением: жидкости с температурой вспышки паров 28 – 120^оС;горючих газов, нижний предел взрываемости которых более 10% к объему воздуха, при применении этих газов и жидкостей в количествах, которые могут образовывать с воздухом взрывоопасные смеси; производств, в которых выделяются переходящие во взвешенное состояние горючие волокна или пыль и в таком количестве, что они могут образовывать взрывоопасные смеси	Цехи приготовления и транспортировки угольной пыли и древесной муки; промывочно-пропарочные станции цистерн и другой тары от мазута и других жидкостей, имеющих температуру вспышки паров 28 – 120^оС ; выбойные и размольные отделения мельниц; цехи обработки синтетического каучука; цехи изготовления сахарной пудры; дробильные установки для фрезерного торфа; мазутное хозяйство электростанций; насосные станции по перекачке жидкостей с температурой вспышки паров 28 – 120^оС и т.п.

Продолжение таблицы П.А.1

1	2	3
В	Производства, связанные с обработкой и ли применением твердых сгораемых веществ и материалов, а также жидкостей с температурой вспышки паров выше 120^оС	Лесопильные, деревообделочные, столярные, модельные, бондарные и лесотарные цехи; цехи бумажной промышленности с сухими процессами производства; цехи регенерации смазочных масел, склады горючих и смазочных материалов; открытые склады масла и масляное хозяйство электростанций; трансформаторные мастерские; распределительные устройства с выключателями и аппаратурой, содержащей более 60 кг масла в единице оборудования: транспортные галереи и эстакады для угля и торфа; закрытые склады угля; пакгаузы смешанных грузов; насосные станции по перекачке жидкостей с температурой вспышки паров выше 120^оС.
Г	Производства, связанные: с обработкой несгораемых веществ и материалов в горючем, раскаленном или расплавленном состоянии и сопровождающиеся выделением тепла, систематическим выделение искр и пламени; с сжиганием твердого, жидкого и газообразного топлива	Литейные и плавильные цехи металлов, печные газогенераторные станции, кузницы, сварочные цехи, мотовозные депо; цехи горячей прокатки и термической обработки металлов, мотороиспытательные станции, помещения двигателей внутреннего сгорания, главные корпуса электростанций; распредустройства с выключателями и аппаратурой, содержащей масло не менее 60 кг в единице оборудования; лаборатории высокого напряжения, котельные и т.д.
Д	Производства, связанные с обработкой несгораемых веществ и материалов в холодном состоянии	Механические цехи холодной обработки металлов (кроме магниевых сплавов), шихтовые, скраповые дворы , компрессорные воздуха и негорючих газов. Цехи регенерации кислот, депо электрокаров и аккумуляторных электровозов; цехи холодной штамповки и проката металлов; щиты управления, водоочистка, багерная насосная, золошлакоотстойник, насосные и водоприеные устройства электростанций; углекислотные и хлораторные установки, градирни; насосные для перекачки негорючих жидкостей и т.д.

Таблица П.А.2- Параметры высоковольтных дуговых сталеплавильных печей

Тип печи	Объем производ. печи, т	Параметры печного трансформатора
Тип печи	Объем производ. печи, т				ПВ %
ДСП-0,5	0,5	0,63	6 или10	0,90	90
ДСП-1,5	1,5	1,25	6 или10	0,87	85
ДСП-3	3,0	2,00	6 или10	0,85	80
ДСП-6	6,0	4,00	6 или10	0,84	75
ДСП-12	12,0	8,00	6 или10	0,82	70
ДСП-25	25,0	12,50	10 или35	0,81	65
ДСП-50	50,0	20,00	35	0,75	60

Таблица П.А.3- Технические данные индукционных печей

Технические данные	Не более
Установленная мощность, кВ∙А,	1850
Мощность питающего преобразователя частоты, кВт	1600
Мощность, потребляемая электропечью, кВт	1470⁺³⁰
Емкость номинальная, т	2,5
Число фаз: питающей сети контурной сети	3 1
Номинальное напряжение: питающей сети контурной сети (на индукторе)	6000 или 10 000 от 1500 до 1700
Коэффициент мощности (cos φ) после компенсации (емкостной)	0,6

Примечание: Структура условного обозначения ИАТ-2,5/1,6-МЗ: И- индукционный нагрев; А-алюминий и его сплавы; 2,5 - номинальная емкость в тоннах; 1,6 - мощность по преобразователю в мегаваттах; МЗ - исполнение 3; климатическое исполнение УХЛ4 по ГОСТ 15150-69.

Таблица П.А.4- Параметры высоковольтных асинхронных электродвигателей

Тип двигателя
А4-85/43-4УЗ	6	630	93,5	985	0,89	6,5
А4-85/49-4УЗ	6	800	93,5	985	0,90	6
А4-85/50-6УЗ	6	500	93,0	985	0,88	6,4
А4-85/54-6УЗ	6	630	93,5	985	0,89	5,5
А4-85/62-8УЗ	6	500	93,0	985	0,88	5,5
ДАЗО4-85/43-4У1	6	500	93,0	985	0,88	7,5
ДАЗО4-85/49-4У1	6	630	93,5	985	0,89	7,2
ДАЗО4-85/50-6У1	6	400	92,5	985	0,89	7,2
ДАЗО4-85/54-6У1	6	500	93,0	985	0,88	6,8
ДАЗО4-85/62-8У1	6	400	92,5	985	0,89	6,6

Таблица П.А.5 - Технические данные синхронных двигателей СДН, СДН-2, СДНЗ-2, СДКП-2 напряжением 6-10 кВ, cosφ=0,9 [14]

Тип двигателя	Частота вращения, об/мин	Р_ном, кВт	Q_ном, кВАр	η, %	К_1СД , кВт	К_2СД, кВт
6кВ
СДН-14-49-6	1000	1000	511	95,2	5,09	3,99
СДН-14-59-6	1000	1250	633	95,8	4,74	4,42
СДН-15-39-6	1000	1600	812	95,7	6,65	6,8
СДН-15-49-6	1000	2000	1010	95,9	8,06	7,53
СДН-15-64-6	1000	2500	1260	96,4	8,13	7,74

Продолжение таблицы П.А.5

Тип двигателя	Частота вращения, об/мин	Рном, кВт	Qном, кВАр	η, %	К1СД , кВт	К2СД, кВт
СДН-15-76-6	1000	3200	1610	96,6	10,3	8,91
СДН-16-69-6	1000	4000	2000	96,4	14,1	11,8
СДН-16-84-6	1000	5000	2500	96,8	13,8	11,5
СДН-16-104-6	1000	6300	3150	97,1	14,6	13,1
СДН-14-46-8	750	800	407	94,8	4,9	4,57
СДН-14-59-8	750	1000	511	95,4	4,37	4,96
СДН-15-39-8	750	1250	637	94,8	7,73	7,29
СДН-15-49-8	750	1600	812	95,6	7,22	7,33
СДН-15-64-8	750	2000	1010	96	8,08	6,98
СДН-16-54-8	750	2500	1265	95,8	11,2	10,2
СДН-16-71-8	750	3200	1315	96,4	10,1	10,5
СДН-16-80-8	750	4000	2010	96,7	11	11,4
СДН-17-59-8	750	5000	2510	96,5	17,2	15,2
СДН-17-76-8	750	6300	3150	96,9	18,1	14,8
СДН-17-94-8	750	8000	3980	97,1	20,3	18,1
СДН-17-119-8	750	10 000	5000	97,3	23,5	21
СДН-14-44-10	600	630	325	93,8	5,6	4,06
СДН-14-56-10	600	800	410	94,4	5,76	4,63
СДН-15-39-10	600	1000	511	94,6	7,66	5,38
СДН-15-49-10	600	1250	637	95,1	7,54	6,56
СДН-15-64-10	600	1600	812	95,7	7,79	6,99
СДН-16-54-10	600	2000	1010	95,7	10,7	8,68
СДН-16-71-10	600	2500	1265	96,2	10,9	8,46
СДН-16-86-10	600	3200	1615	96,6	11,6	10,5
СДН-17-59-10	600	4000	2010	96,6	12,9	12,7
СДН-17-76-10	600	5000	2510	96,9	14,6	11,7
СДН-17-94-10	600	6300	3150	97,1	17,1	14,4
СДН-18-71-10	600	8000	4000	96,8	22,3	20,1
СДН-18-91-10	600	10 000	5000	97,2	22,7	22,1
СДН-14-36-12	500	400	209	92	3,88	2,97
СДН-14-44-12	500	500	257	93,6	5,05	3,63
СДН-15-34-12	500	630	327	93,6	5,16	4,72
СДН-15-39-12	500	800	412	94	6,48	5,54
СДН-15-49-12	500	1000	511	94,8	6,61	5,88
СДН-16-41-12	500	1250	637	94,8	8,44	6,09
СДН-16-51-12	500	1600	816	95,3	8,63	7,61
СДН-16-64-12	500	2000	1020	95,7	9,22	8,29
СДН-17-49-12	500	2500	1265	95,7	11,5	9,36
СДН-17-59-12	500	3200	1615	96,2	10,2	11,7
СДН-15-64-6	1000	2000	1010	95,6	8,39	7,2
СДН-15-76-6	1000	2500	1265	96	9,2	8,93
СДН-16-69-6	1000	3200	1620	95,9	11,3	11
СДН-16-84-6	1000	4000	2010	96,3	10,6	11,8
СДН-16-104-6	1000	5000	2510	96,6	13,1	11

Продолжение таблицы П.А.5

Тип двигателя	Частота вращения, об/мин	Рном, кВт	Qном, кВАр	η, %	К1СД , кВт	К2СД, кВт
СДН-16-39-8	750	1250	640	93,8	7,2	6,48
СДН-16-44-8	750	1600	815	94,4	8,3	8,12
СДН-16-54-8	750	2000	1020	95	9,48	9,83
СДН-16-71-8	750	2500	1265	95,7	8,81	8,23
СДН-16-86-8	750	3200	1615	96,2	12,2	12,3
СДН-17-59-8	750	4000	2010	96	14,2	13
СДН-17-76-8	750	5000	2510	96,3	15	12,8
СДН-17-94-8	750	6300	3160	96,7	16,5	15,3
СДН-16-44-10	600	1250	637	93,8	8,6	6,05
СДН-16-54-10	600	1600	820	94,6	9,43	8,24
СДН-16-71-10	600	2000	1015	95,3	9,64	7,5
СДН-16-86-10	600	2500	1265	95,8	10,1	10,2
СДН-17-59-10	600	3200	1620	95,8	10,3	13,6
СДН-17-76-10	600	4000	2010	96,3	11,3	13,6
СДН-17-94-10	600	5000	2510	96,6	14,1	13,7
СДН-18-71-10	600	6300	3170	96,4	17,6	18,7
СДН-17-34-12	500	1250	642	92,8	9,08	8,53
СДН-17-41-12	500	1600	820	93,6	9,51	11
СДН-17-49-12	500	2000	1020	94,6	10	9,36
СДН-17-59-12	500	2500	1275	95,2	8,49	10,2
СДН-17-76-12	500	3200	1620	95,9	9,72	11,2
СДН-18-59-12	500	4000	1039	95,6	16,4	15,4
СДН-18-71-12	500	5000	2520	96,2	16,5	16,4
СДН-18-91-12	500	6300	3160	96,5	14,2	16,4
СДН-18-111-12	500	8000	4000	96,9	16,9	22,1
СДН-17-41-16	375	1250	642	93,6	10	7,79
СДН-17-49-16	375	1600	825	94,2	10,3	10,4
СДН-17-59-16	375	2000	1020	94,8	10,4	12
СДН-18-49-16	375	2500	1280	94,8	13,2	13,1
СДН-18-61-16	375	3200	1625	95,1	14,7	14,7
СДН-18-74-16	375	4000	2020	95,4	18,5	13,8
СДН-18-31-20	300	1250	645	93,4	9,71	8,07
СДН-18-39-20	300	1600	826	93,8	10,5	11,9
СДН-18-49-20	300	2000	1025	94,4	13	12,3
СДН-18-61-20	300	2500	1275	95,2	13	12,3
СДН-18-74-20	300	3200	1620	95,5	14	15,1
СДН-18-39-24	250	1250	650	93,2	9,96	8,83
СДН-18-49-24	250	1600	825	93,8	11,1	9,51
СДН-18-61-24	250	2000	1025	94,4	12,5	8,53
СДН-19-46-24	250	2500	1280	94,6	13,7	13,3
СДН-19-54-24	250	3200	1635	95	18,2	14,4
СДН-17-76-12	500	4000	2010	96,5	11,3	13,2
СДН-18-59-12	500	5000	2520	96,4	20	14,9
СДН-18-71- 12	500	6300	3160	96,7	21	16,3
СДН-18-91-12	500	8000	3990	97,1	18,1	18,5

Продолжение таблицы П.А.5

Тип двигателя	Частота вращения, об/мин	Рном, кВт	Qном, кВАр	η, %	К1СД , кВт	К2СД, кВт
СДН-18-111-12	500	10 000	5000	97,4	20,6	22,5
СДН-15-21-16	375	320	170	90	4,76	4,1
СДН-15-26-16	375	400	211	91,4	5,31	4,27
СДН-15-34-16	375	500	262	92,6	5,52	4,23
СДН-15-41-16	375	630	327	93,2	6,64	4,91
СДН-16-34-16	375	800	415	95,6	7,07	5,25
СДН-16-41-16	375	1000	515	94	8,3	6,55
СДН-16-51-16	375	1250	642	94,6	8,43	7,07
СДН-17-41-16	375	1600	821	94,8	12,1	7,56
СДН-17-49-16	375	2000	1020	95,2	11,9	10,4
СДН-17-59-16	375	2500	1270	95,6	12,5	11,8
СДН-18-49-16	375	3200	1615	95,6	17,5	12,2
СДН-18-61-16	375	4000	2020	96	17,6	13,4
СДН-15-29-20	300	320	172	90	4,64	4,6
СДН-15-36-20	300	400	211	91	5,13	5,08
СДН-16-26-20	300	500	264	91,6	5,81	5,39
СДН-16-34-20	300	630	330	92,6	6,68	5,46
СДН-16-41-20	300	800	416	93,2	7,76	6
СДН-17-31-20	300	1000	519	93,2	9,6	7,7
СДН-17-39-20	300	1250	646	94	9,87	8,25
СДН-17-46-20	300	1600	821	94,6	10,8	9,15
СДН-18-39-20	300	2000	1020	95	13,4	9,85
СДН-18-49-20	300	2500	1270	95,3	15,3	10,7
СДН-18-61-20	300	3200	1630	95,8	16,9	11,8
СДН-18-74-20	300	4000	2020	96,2	18,20	13
СДН-16-21-24	250	320	172	89	5,78	4,22
СДН-16-26-24	250	400	214	90,8	5,83	4,34
СДН-16-34-24	250	500	264	92,2	6,14	4,58
СДН-16-41-24	250	630	331	92,6	6,83	5,45
СДН-17-31-24	250	800	418	93	8,5	6,3
СДН-17-39-24	250	1000	520	93,2	10	7,19
СДН-17-46-24	250	1250	646	94	10,3	8,21
СДН-18-39-24	250	1600	825	93,8	14,6	10,4
СДН-18-49-24	250	2000	1025	94,4	16	10,4
СДН-18-61-24	250	2500	1270	95,1	15,9	11,7
СДН-19-46-24	250	3200	1630	95,3	16,7	15,4
СДН-19-54-24	250	4000	2030	95,6	20,8	16,3
СДН-17-19-32	187	320	174	88,5	5,19	4,72
СДН-17-21-32	187	400	216	89,5	5,97	5,38
СДН-17-26-32	187	500	266	90,8	6,57	5,29
СДН-17-34-32	187	630	334	91,8	6,27	6,91
СДН-18-26-32	187	800	423	92	11,1	7,29
СДН-18-34-32	187	1000	524	92,6	11,5	8,31
СДН-18-44-32	187	1250	650	93,6	12,1	8,4

Продолжение таблицы П.А.5

Тип двигателя	Частота вращения, об/мин	Рном, кВт	Qном, кВАр	η, %	К1СД , кВт	К2СД, кВт
СДН-17-21-36	167	320	175	88,5	6,65	4,18
СДН-17-26-36	167	400	216	90	7,64	4,25
СДН-17-31-36	167	500	268	91,3	8,07	4,7
СДН-18-24-36	167	630	336	91,1	9,73	7,14
СДН-18-29-36	167	800	423	91,6	10,5	8,3
СДН-18-36-36	167	1000	523	92,8	11,3	8,31
СДН-18-44-36	167	1250	655	93,6	11,4	9,65
СДН-18-14-40	150	320	181	85,5	6,26	6,93
СДН-18-19-40	150	400	220	88,5	6,22	6,12
СДН-18-24-40	150	500	268	90,4	6,53	5,9
СДН-19-31-60	100	800	430	90,4	12,9	10,3
СДН-19-39-60	100	1000	532	91,4	15,3	10,6
СДН-20-24-60	100	1250	660	91,4	21	11,9
СДН-20-31-60	100	1600	838	92,4	21,5	12,1
СДН-20-39-60	100	2000	1040	93,4	20,7	13,9
СДН-20-49-60	100	2500	1290	94	19,6	19,2
СДН-2-16-31-6	1000	800	408	95	3,83	3,57
СДН-2-16-36-6	1000	1000	507	95,5	3,94	4,38
СДН-2-16-49-6	1000	1250	631	95,9	3,45	4,6
СДН-2-16-59-6	1000	1600	806	96,2	4,81	5,41
СДН-2-16-74-6	1000	2000	1003	96,6	4,91	5,64
СДН-2-16-31-8	750	630	324	94,3	3,7	3,72
СДН-2-16-36-8	750	800	408	94,9	3,7	4,21
СДН-2-16-46-8	750	1000	508	95,4	3,96	4,22
СДН-2-16-59-8	750	1250	633	95,7	5,46	5,58
СДН-2-17-44-8	750	1600	808	95,9	5,96	5,81
СДН-2-17-56-8	750	2000	1007	96,2	6,67	5,88
СДН-2-16-56-10	600	1000	509	95,1	5,69	4,79
СДНЗ-2-19-49-12	500	3150	1584	96,3	10,92	10,09
СДНЗ-2-19-39-16	375	1600	813	95,4	8,46	6,22
СДНЗ-2-21-56-20	300	6300	3150	96,9	19,43	17,38
СДНЗ-2-20-49-20	300	3200	1616	95,9	14,02	12,21
СДНЗ-2-19-31-20	300	1250	645	93,8	10,43	7,45
СДНЗ-2-19-39-24	250	1250	640	94,6	8,15	6,25
СДНЗ-2-18-34-24	250	500	260	93	4,77	3,12
СДКП-2-20-49-16	375	4000	2011	96,4	13,41	14,46
СДКП-2-18-36-16	375	1000	512	94,6	6,73	4,92
СДКП-2-18-26-16	375	800	412	94	6,84	5,16
СДКП-2-21-46-24	300	5000	2513	96,4	18,82	16,07
СДКП-2-21-46-20	300	5000	2517	96,2	19,68	18,85
СДКП-2-20-39-20	300	2500	1267	95,6	13,05	10,82
СДКП-2-21-56-24	250	5000	2511	96,4	17,73	16,68
10 кВ
СДН-15-39-6	1000	1250	645	94,4	6,77	6,98
СДН-15-49-6	1000	1600	817	95	7,58	7,56

Таблица П.А.6 - Технические данные синхронных двигателей СТД [14]

U_НОМ, кВ	Р_НОМ, кВт	Q_НОМ, кВАр	η, %	К_1СД, кВт	К_2СД, кВт
6	630	320	96,17	2,02	3,25
	800	408	96,33	2,59	3,95
	1000	505	96,52	3	4,49
	1250	630	96,85	3,67	4,07
	1600	705	96,99	4,56	4,85
	2000	1000	96,96	4,89	6,72
	2500	1250	97,43	6,49	6,39
	3200	1600	97,61	7,23	8,12
	4000	2000	97,57	7,9	11,4
	5000	2500	97,63	9,07	13,6
	6300	3150	97,83	9,04	13
	8000	4000	97,93	10,4	17
	10 000	5000	97,95	14,2	19,5
	12 500	6200	97,945	17	24,4
10	630	320	95,53	2,07	3,44
	800	408	95,58	2,47	4,46
	1000	505	95,79	3,21	3,03
	1250	630	96,15	3,6	4,92
	1600	705	96,31	4,25	6,24
	2000	1000	96,48	4,8	7,56
	2500	1250	97	5,8	7,96
	3200	1600	97,08	7,16	юл
	4000	2000	97,19	8,34	12,6
	5000	2500	97,84	8,95	15
	6300	3150	97,49	8,98	16,3
	8000	4000	97,64	10,4	19,4
	10 000	5000	97,8	11,9	21,4
	12 500	6200	97,79	16,7	27,4

Примечание: Для всех электродвигателей частота вращения n_ном = 3000 об/мин; cosφ = 0,9.

Таблица П.А.7- Электропечные трансформаторы

Тип трансформатора		Схема и группа соединения обмоток
ЭТМП-1250/10	1000	Y/∆	10
ЭТМН-2000/10	1600-355	Y/∆-11; ∆/∆-0	10; 6
ЭТДЦН-3200/10	2500-500	Y/∆-11; ∆/∆-0	10: 6
ЭТДЦН-10000/10	5600	Y/∆-11	6

ПРИЛОЖЕНИЕ «Б»

Характерные графики электрических нагрузок предприятий различных
отраслей промышленности

Рисунок П.Б.1 - Характерные графики нагрузок предприятий черной металлургии: а - суточные графики активной и реактивной нагрузок;
б - годовые графики активной и реактивной нагрузок по продолжительности; 1 - активная нагрузка; 2 — реактивная
нагрузка

Рисунок П.Б.2 - Характерные графики нагрузок предприятий цветной металлургии: а - суточные графики активной и реактивной нагрузок; б - годовые графики активной и реактивной нагрузок по продолжительности; 1 - активная нагрузка; 2 - реактивная
нагрузка

Рисунок П.Б.3 - Характерные графики нагрузок предприятий автомобильной промышленности: а - суточные графики активной и реактивной нагрузок; б - годовые графики активной и реактивной нагрузок по продолжительности; 1 - активная нагрузка; 2 - реактивная нагрузка

Рисунок П.Б.4 - Характерные графики нагрузок предприятий тяжелого машиностроения: а - суточные графики активной и реактивной нагрузок; б - годовые графики активной и реактивной нагрузок по продолжительности; 1 - активная нагрузка; 2 - реактивная
нагрузка

Рисунок П.Б.5 - Характерные графики нагрузок предприятий транспортного машиностроения: а - суточные графики активной и реактивной нагрузок; б - годовые графики активной и реактивной нагрузок по продолжительности; 1 - активная нагрузка; 2 - реактивная нагрузка

Рисунок П.Б.6 - Характерные графики нагрузок ремонтно-механических предприятий: а - суточные графики активной и реактивной нагрузок; б - годовые графики активной и реактивной нагрузок по продолжительности; 1 - активная нагрузка; 2 - реактивная
нагрузка

Рисунок П.Б.7 - Суточные графики нагрузок предприятий промышленности строительных материалов: а - суточные графики активной и реактивной нагрузок; б - суточные графики активной и реактивной нагрузок по продолжительности; 1 - активная нагрузка; 2 - реактивная нагрузка

а)

б)

Рисунок П.Б.8 -Суточные графики нагрузок предприятий тяжелого машиностроения: а - суточные графики активной нагрузки;
б - суточные графики активной нагрузки по продолжительности

а)

б)

Рисунок П.Б.9 - Суточные графики нагрузок предприятий машиностроения:
а - суточные графики активной нагрузки; б - суточные графики активной нагрузки по продолжительности

а)

б)

Рисунок П.Б.10 - Суточные графики нагрузок предприятий станкостроительной промышленности:

а - суточные графики активной нагрузки; б - суточные графики активной нагрузки по продолжительности

а)

б)

Рисунок П.Б.11 - Суточные графики нагрузок печатных и отделочных фабрик:

а - суточные графики активной нагрузки; б - суточные графики активной нагрузки по продолжительности

ПРИЛОЖЕНИЕ «В»

Таблица П.В.1 –Удельная мощность освещения^* светильниками с лампами типа ДРЛ (Таблица 6.13 [6])

h, м	S, м2	Удельная мощность W, Вт/м², светильников с КСС
h, м	S, м2	Д-1	Д-2	Д-3	Г-1	Г-2	Г-3	К-1	К-2
3-4	10-15	14,9	12	9,8	7,8	6,5	-	-	-
	15-20	11,2	9,5	8,2	6,7	5,6	-	-	-
	20-30	8,5	7,4	7,1	5,9	5,0	-	-	-
	30-50	6,8	6,0	6,0	5,1	4,5	-	-	-
	50-120	5,8	5,2	4,9	4,3	3,9	-	-	-
	120-300	4,9	4,4	4,1	3,7	3,5	-	-	-
	Свыше 300	3,9	3,7	3,5	3,4	3,2	-	-	-
4-6	10-17	28,5	18,4	15,7	10,8	8,2	8,5	-	-
	17-25	17,4	13,6	11,2	8,5	7,0	7,0	-	-
	25-35	12,5	11,2	8,9	7,1	6,0	6,1	-	-
	35-50	9,8	8,5	7,6	6,2	5,4	5,3	-	-
	50-80	7,1	6,5	6,5	5,5	4,7	4,6	-	-
	80-150	6,4	5,7	5,5	4,7	4,2	4,1	-	-
	150-400	5,4	4,8	4,5	4,0	3,7	3,6	-	-
	Свыше 400	4,2	3,9	3,7	3,4	3,3	3,3	-	-
6-8	50-65	13,0	11,2	9	7,3	6,0	5,9	5,4	-
	65-90	10,4	8,9	7,8	6,5	5,5	5,4	5,0	-
	90-135	7,8	6,9	6,8	5,7	4,9	4,8	4,6	-
	135-250	6,5	5,8	5,8	5,0	4,3	4,2	4,1	-
	250-500	5,7	5,1	4,8	4,2	3,8	3,8	3,8	-
	Свыше 500	4,2	3,9	3,7	3,4	3,3	3,8	3,3	-
8-12	70-100	17,4	13,6	11,2	8,5	7,0	6,8	6,1	-
	100-130	13,6	11,2	9,2	7,3	6,1	5,9	5,4	-
	130-200	9,8	8,5	7,6	6,3	5,4	5,3	4,9	-
	200-300	7,5	6,5	6,5	5,5	4,8	4,7	4,4	-
	300-600	6,4	5,7	5,6	4,8	4,2	4,1	4,1	-
	600-1500	5,4	4,9	4,5	4,1	3,7	3,7	3,6	-
	Свыше 1500	4,2	3,9	3,7	3,4	3,3	3,3	3,3	-
12-16	130-200	-	13,6	11,2	8,4	7,0	6,8	6,3	5,4
	200-350	-	10,5	8,0	6,8	5,7	5,5	5,1	4,6
	350-600	-	6,6	6,7	5,6	4,8	4,7	4,5	4,2
	600-1300	-	5,6	5,4	4,7	4,2	4,1	4,0	3,7
	1300-4000	-	4,6	4,3	3,8	3,6	3,5	3,5	3,3
	Свыше 4000	-	3,9	3,7	3,4	3,3	3,3	3,3	3,2

Таблица П.В.2 –Удельная мощность общего равномерного освещения светильниками с ЛЛ типа ЛБ40 (Таблица 6.12 [6])

h, м	S, м²	Удельная мощность светильников с КСС
		Д-1		Д-2		Д-3		Г-1
		при ρ_п, ρ_с, ρ_рп
		0,7, 0,5, 0,1	0,5, 0,3 0,1	0,7, 0,5 0,1	0,5, 0,3 0,1	0,7, 0,5 0,1	0,5, 0,3 0,1	0,7, 0,5 0,1	0,5, 0,3 0,1
2 – 3	10 – 15	4,9	6,1	4,4	5,2	4,3	5,0	3,7	4,1
	15 – 25	4,0	4,8	3,7	4,2	3,7	4,2	3,3	3,6
	25 – 50	3,6	4,2	3,3	3,8	3,2	3,6	2,9	3,1
	50 -150	3,1	3,5	2,8	3,1	2,7	2,9	2,5	2,6
	150 – 300	2,7	3,0	2,6	2,8	2,5	2,6	2,4	2,5
	Свыше 300	2,5	2,7	2,4	2,5	2,3	2,5	2,2	2,3
3 – 4	10 – 15	7,6	10,5	6,7	8,5	5,6	4,9	6,9	5,5
	15 – 20	7,8	5,4	6,7	4,9	5,8	4,2	4,7	4,7
	20 – 30	4,9	5,9	4,4	5,2	4,2	5,0	3,7	4,2
	30 – 50	4,0	3,7	4,6	3,7	3,7	4,2	3,2	3,6
	50 – 120	3,5	4,1	3,2	3,7	3,1	3,4	2,8	3,0
	120 – 300	3,0	3,5	2,8	3,1	2,7	2,9	2,5	2,6
	Свыше 300	2,6	2,8	2,5	2,6	2,4	2,3	2,2	2,3
4 – 6	10 – 17	10,5	20,0	9,6	12,9	8,1	11,0	6,3	7,6
	17 – 25	8,5	12,2	7,1	9,6	6,5	7,8	5,1	5,9
	25 – 35	7,1	8,8	5,9	7,8	5,1	6,3	4,4	5,0
	35 – 50	5,5	6,9	4,9	5,9	4,5	5,4	3,8	4,4
	50 – 80	4,2	5,0	3,8	4,6	4,0	4,6	3,4	3,8
	80 – 150	3,8	4,5	3,4	4,0	3,4	3,8	3,1	3,3
	150 – 400	3,3	3,5	3,1	3,4	2,9	3,1	2,6	2,8
	Свыше 400	2,7	3,0	2,6	2,8	2,5	2,6	2,3	2,4
Освещенность 100 лк; условный кпд = 100%; К_з = 1.5; z = 1.1

ПРИЛОЖЕНИЕ «Г»

Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 4693; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 1 234 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!

Наименование	Тип оборудования	Количество, шт. (км.)	Вариант 1 U_Н= 35 кВ, тыс.руб.	Вариант 1 U_Н= 110 кВ, тыс. руб.
ЛЭП
Трансформаторы ГПП
Выключатели
Разъединители:
ОПН


, руб.


Итого - З