Учебная работа. Электроснабжение завода 'Полимер&#039

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Электроснабжение завода ‘Полимер’

Введение

выключатель нагрузка трансформатор электроснабжение

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

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

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

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

Технический паспорт проекта

основные характеристики потребителей и системы электроснабжения завода «ПОЛИМЕР».

) На территории предприятия присутствуют следующие электроприемники: в таблице 1 приведены данные для электроприемников напряжением до 1000В, в таблице 2 данные для электроприемников напряжением выше 1000В, дополнительные данные в таблице 3, в таблице 4 приведены данные нагрузки по цеху.

Таблица 1 — Данные для электроприемников напряжением до 1000В

Наименование цеха, отделения, участкаРном электроприёмников, напряжением 0,4 кВ, кВтnэКиcos j1. Автотранспортный участок143100,250,702. Центральный склад26050,200,503. Тарная мастерская525250,450,804. Водонасосная197200,650,805. Аглофабрика675700,600,856. Цех №14084120,540,507. Столовая170160,500,808. Компрессорная519500,650,859. Заводоуправление95110,500,8010. Ремонтно — строительный участок528430,430,9011. Участок энергоцеха114290,700,9012. Администрация энергоцеха177390,400,9013. Котельная1633300,750,8914. Цех №210 0893000,630,7815. Ремонтно — механический цех—-16. Проходная119100,250,7517. Телефонная станция, медпункт215160,600,70

Таблица 2 — Данные для электроприемников напряжением выше 1000В

Номер цеха на планеНаименование цеха, отделения, участкаВид высоковольтных электро приёмниковУстановленная мощность одного электро приёмника, кВтКол-во электр.Коэффициент использования, КиКоэффициент мощности, cos j4ВодонасоснаяАсинхронные двигатели40040,700,828Компрессорная станцияСинхронные двигатели160040,800,9013КотельнаяСинхронные двигатели63020,750,85

Номинальное напряжение всех высоковольтных электроприёмников — 10 кВ.

Таблица 3 — дополнительные данные

Расстояние от предприятия до подстанции энергосистемы, км1 и 5существующие уровни напряжений U1 и U2 на подстанции энергосистемы, кВ10 и 110Мощность короткого замыкания (МВ×А) на шинах подстанции энергосистемы напряжениемU1200,0U23000,0Стоимость электроэнергии по двухставочному тарифуза 1 кВт максимальной нагрузки, согласно действующим тарифамза 1 потребленный кВт·ч, Наивысшая температура, оСокружающего воздуха27,3почвы (на глубине 0,7 м)13,0Коррозионная активность грунта предприятияНизкаяБлуждающие токи в грунтеЕстьНаличие колебаний и растягивающих усилий в грунтеЕсть незначительные усилияТаблица 4 — Данные для расчета нагрузок по цеху

Наименование оборудованияМощность одного электроприемника, кВтКоличество потребителейСварочное отделениеТр-тор сварочный, однофазный, Uном = 220 В10,03Агрегат сварочно-зарядный2,14Выпрямитель сварочный21,02машина контактной сварки, однофазная, Uном = 380 В86,0IМашина стыковой сварки, однофазная, Uном = 380 В96,52подвесной наждак0,72Термическое отделениеЭлектропечь сопротивления30,04Электропечь индукционная20,02вентилятор7,58Механическое отделение 1Кран-балка2,23Станок вертикально-сверлильный7,35Станок настольно-сверлильный0,63Станок вертикально долбежный3,84Станок токарно винторезный4,13Станок широкоуниверсальный7,52Станок копировально универсальный3,03Станок горизонтально-фрезерный5,54Станок плоско-шлифовальный3,62

) Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением до1000 В: 21041,5 кВт; свыше 1000 В: 9260 кВт.

3) Полная расчетная активная мощность на шинах ГПП: 16148,1 кВт.

4) Коэффициенты реактивной мощности:

заданный энергосистемой tgjЭ=0,31;

расчетный tgjР=0,298;

естественный tgjе=0,522.

) Напряжение внешнего электроснабжения: 110 кВ.

) Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме питающих предприятие линий: 3000 МВА.

) Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы 5 км; питающая воздушная линия выполнена проводом марки АС-70/11.

) Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия: 10 кВ.

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

) Для питания потребителей напряжением ниже 1000 В устанавливается 12 цеховых трансформаторных подстанций с трансформаторами типа ТМГ мощностью 160, 400, 1000, 2000 кВА, а также 6 НРП.

) Марка кабельных линий: ААП2лУ, сечения: 50, 95, 120, 150, 185, 240 мм2 (с учетом проверки на термическую стойкость).

1. Сравнение отечественных и передовых зарубежных технологий и решений

Высоковольтные выключатели нагрузки начали применять в электроустановках среднего напряжения около 60 лет тому назад в качестве альтернативы обычным выключателям относительно дорогим, занимающим много места и, кроме того, требующим для своего управления применения трансформаторов тока и релейной защиты. вначале их устанавливали лишь в электрических сетях малоответственных потребителей: на тупиковых подстанциях небольшой мощности, для размыкания кольцевых линий, для коммутации двигателей высокого напряжения и т.п.

Поскольку в то время ток нагрузки электроустановок был сравнительно небольшим, то первоначально такие коммутационные аппараты выполнялись в виде комбинации двух простых устройств: обычных разъединителей, включавших токи нагрузки и токи холостого хода (XX) и отключавших только токи XX, и высоковольтных плавких предохранителей, которые служили для защиты электроустановки от перегрузки и от токов короткого замыкания (КЗ). Затем, по мере роста токов нагрузки и токов XX электроустановок, для осуществления коммутации все более и более возраставших токов, а также для устранения весьма неприятных явлений феррорезонанса, возникающих при однополюсном отключении цепи тока, вместо обычных разъединителей стали применять разъединители мощности на среднее напряжение, т.е. устройства, объединявшие в одном коммутационном аппарате выключатель, имеющий дугогасительное устройство небольшой мощности, и разъединитель.

Однако в случае коммутации трансформаторов и конденсаторных батарей такой разъединитель требовал, чтобы для защиты от токов КЗ последовательно с ним были включены также высоковольтные плавкие предохранители. Сам же разъединитель мощности использовался исключительно для коммутации токов нагрузки и отключения небольших перегрузочных токов. Такой разъединитель мощности был более надежен в работе, хотя и стоил дороже, чем комбинация предохранитель разъединитель, поскольку при его создании разработчики в то время не учитывали специфику коммутации сети, а исходили из конструкции обычного выключателя.

Намного плодотворней оказалась идея отказа от установки разъединителя мощности и переход к сочетанию обычного разъединителя с простейшими дешевыми дугогасительными камерами. именно реализация этой идеи привела к созданию коммутационных аппаратов, получивших название выключателей нагрузки. Такие аппараты просты в обслуживании, надежны, гораздо дешевле разъединителей мощности и к тому же обладают способностью отключать довольно большие емкостные токи работающих на холостом ходу линий электропередачи даже очень высокого напряжения.

В настоящее время применение выключателей нагрузки значительно расширилось: их с успехом стали применять во многих ответственных электроустановках, например, в качестве генераторных выключателей в мощных энергоблоках для коммутации рабочих токов (без защитных функций), в установках компенсации реактивной мощности для коммутации конденсаторных батарей большой мощности (до 400 кВА) и в целом ряде других случаев.

Широко используются выключатели нагрузки и за рубежом, причем применяемые в них способы гашения дуги весьма разнообразны. К числу таких способов дугогашения относятся: быстрые коммутации в воздухе; коммутация в сжатом воздухе; дутье предварительно сжатым воздухом или азотом; коммутации в маслонаполненной дугогасительной камере; магнитное дутье; гашение дуги в элегазе; гашение дуги в вакууме; гашение дуги многоступенчатым отключением и др.

За последние 10… 15 лет значительно возрос Интерес к выключателям нагрузки, ставших основными устройствами электрических подстанций 6, 10/0,4 кВ, и на Украине и в россии. Это вызвано несколькими причинами, основная из которых состоит в том, что из-за значительного сокращения в этих странах энергоемких и ориентированных на военно-промышленный комплекс потребителей электроэнергии, произошло перераспределение потребления электроэнергии с высокого напряжения на низкое напряжение 380 В и 220 В, которое повсеместно используется в многочисленных офисных центрах, оснащенных компьютерами и другой оргтехникой, а также в быту. Для использования в таких сетях наиболее подходящими оказались недорогие, надежные в работе выключатели нагрузки напряжением 6…10 кВ.

1.1 Краткий обзор типичных конструкций выключателей нагрузки

Выключатель нагрузки имеет следующую конструкцию: на общей раме на опорных изоляторах находятся дугогасительные камеры с неподвижными контактами — основными и дугогасительными, а также подвижные контакты — основные и дугогасительные. Все три полюса имеют общий приводной вал, связанный с полюсами изоляционными тягами.

Дугогасительная камера выключателя состоит из двух пластмассовых щек, внутри которых заложены изготовленные из оргстекла сменные вкладыши, образующие узкую щель, в которой движется дугогасительный контакт. Отключение выключателя осуществляется двумя отключающими пружинами. Электрическая дуга, образующаяся между дугогасительными контактами при отключении выключателя, вызывает интенсивное газовыделение из стенок вкладышей, что приводит к росту давления в камере. поскольку газы могут выходить только через щель между подвижным контактом и стенками камеры, то при их выходе по этому пути происходит интенсивное продольное обдувание дуги и ее гашение. Дугогасительные камеры выключателя нагрузки типа ВН-16 рассчитаны на большое число отключений (без замены вкладышей). Так, ток 50А отключается выключателем 300 раз, ток 100А — 200 раз, ток 200А — 75 раз, ток 400А — 3 раза.

процесс замыкания и размыкания контактов при включении и отключении выключателя происходит следующим образом: при включении выключателя сначала замыкаются дугогасительные контакты, затем главные; при его отключении, наоборот, причем в отключенном положении подвижный дугогасительный контакт образует достаточно большой видимый воздушный зазор с дугогасительной камерой. Выключатели нагрузки могут снабжаться стационарными заземляющими ножами с блокировкой от неправильного включения.

Для управления выключателем нагрузки типа ВН-16 (как и для управления, выключателями нагрузки других типов, таких как ВНП-16, ВНП-17, ВНП-11 и др.) обычно применяется привод типа ПРА-17 (ручной автоматический), снабженный механизмом свободного расцепления и имеющий встроенный электромагнит для дистанционного отключения аппарата. Этот привод имеет простую достаточно надежную конструкцию, удобен в эксплуатации, однако обладает существенным недостатком: с его помощью невозможно включить выключатель нагрузки дистанционно и автоматически.

В случае необходимости применения дистанционного включения выключателя нагрузки используется электромагнитный либо пневматический привод. такой привод, являющийся приводом прямого действия, поскольку в нем энергия для включения непосредственно потребляется от источника большой мощности, прост по конструкции и надежен в работе. однако основным его недостатком является потребность в мощном источнике оперативного постоянного тока.

Кроме выключателя нагрузки типа ВН-16 в Советском Союзе, а также в странах СНГ показали хорошие результаты в процессе эксплуатации и получили широкое распространение выключатели нагрузки типов ВН-10, ВН-11, ВНП-16, ВНП-17 и др., представляющие собой сочетание трехполюсного разъединителя рубящего типа внутренней установки с автогазовыми дугогасительными камерами, изготовляемыми из оргстекла.

Эти аппараты предназначаются для включения и отключения токов нагрузки 200…400А и не могут служить для защиты электрической сети от токов КЗ. Поэтому, в случае необходимости объединения функций нормальной коммутации и защиты от токов КЗ и токов перегрузок, выключатель нагрузки должен быть снабжен высоковольтными кварцевыми предохранителями (ПК).

рассмотрим принцип действия автогазового выключателя нагрузки типа ВН-10, с ручным приводом на номинальное напряжением 10 кВ, с номинальным током 400А и током термической стойкости, составляющим 10 кА.

Принцип действия этого выключателя, также как и выключателя нагрузки типа ВН-16, основан на гашении дуги потоком газов, образующихся вследствие разложения вкладыша из оргстекла. При отключении выключателя сначала размыкаются главные контакты, затем дугогасительные, размещенные в дугогасительном устройстве. Возникающая при этом дуга воздействует на стенки вкладыша и, вследствие разложения оргстекла, вызывает интенсивное газообразование. В период прохождения дугогасительным контактом канала в дугогасительном устройстве выход газов затруднен, что приводит к повышению давления внутри камеры. Вихревые потоки газов, находящихся под давлением, гасят дугу. Управление выключателем осуществляется ручным приводом, снабженным механизмом свободного расцепления, и электромагнитом отключения, питаемым от независимого источника тока.

Включается выключатель только вручную, с помощью рукоятки привода, отключается — вручную и дистанционно электромагнитом отключения.

Выключатели нагрузки типа ВН-10 снабжены стационарными заземляющими ножами, заземляющими верхние и нижние выводные контакты. Высоковольтные предохранители устанавливаются как с верхней, так и с нижней стороны выключателя.

кратко охарактеризуем сравнительно недавно модернизированные конструкции выключателей нагрузки, сведения о которых отсутствуют в справочниках, а приводятся лишь в отдельных журнальных публикациях.

Выключатель нагрузки автогазового типа ВНП-М1-10/630-20. Модернизированные безопасные в эксплуатации выключатели этого типа в настоящее время выпускает Нальчикский завод высоковольтной аппаратуры. Эти выключатели предназначены для работы в шкафах комплектных распределительных устройств (КРУ), ячейках камер стационарных одностороннего и двустороннего обслуживания (КСО) и комплектных трансформаторных подстанций (КТП) напряжением 10 кВ трехфазного переменного тока частотой 50 и 60 Гц для систем с заземленной или изолированной нейтралью. Выключатель снабжен встроенным пружинным приводом с ручным заводом, предназначенным для местного и дистанционного управления. кроме применения ВНП-М1-10/630-20У в качестве выключателя нагрузки во вновь строящихся электроустановках среднего напряжения, он предназначается также для замены находившихся в эксплуатации морально и физически устаревших аналогичных выключателей нагрузки типов ВН3-16, ВНр-10, ВНП-10 и др., не подлежащих ремонту (в связи с прекращением выпуска к ним запасных частей). При его разработки были учтены все пожелания Госэнергонадзора россии и предприятий электрических сетей СНГ, что позволило существенно улучшить его основные технические параметры.

По сравнению с другими аналогичными типами выключателей нагрузки модернизированный выключатель нагрузки ВНП-М-10/630-20 с автономным блоком питания имеет следующие преимущества:

в случае отключения напряжения на трансформаторной подстанции (ТП) с его помощью возможно осуществлять дистанционное управление коммутационными аппаратами (можно осуществить не менее шести циклов О-В-О без подзарядки импульсных конденсаторов энергии);

в бестоковую паузу может быть выделен (отключен) поврежденный участок электросети, подана команда АПВ выключателю на ВП (Т) и АВР в пункте деления сети, что значительно дешевле, чем применение схемы с другими коммутационными аппаратами, например, вакуумными;

выключатель может быть (с минимальными затратами) использован для замены отработавшего свой ресурс аналогичного выключателя устаревшей конструкции в камерах КСО и КТП.

компании ОАО «ПО Электротехника», первой в россии освоившей производство трехпозиционных разъединителей и выключателей нагрузки 6 (10) кВ.

Выпускаемые этой компанией выключатели нагрузки типа ВНТ, разъединители РТ и ЗР разработаны с учетом современных требований МЭК и ГОСТ Р к надежности оборудования, безопасности его эксплуатации и обслуживания.

Главное преимущество коммутационных аппаратов данного типа — трехпозиционная конструкция коммутационного устройства, имеющего три фиксированных положения: «включено», «отключено» или «заземлено», что исключает возможность заземления частей, находящихся под напряжением.

другие преимущества рассматриваемого коммутационного устройства:

устройство имеет современный энергонезависимый привод, обеспечивающий высокую скорость срабатывания выключателя и гашения дуги;

трехпозиционная конструкция выключателя и разъединителя отличается надежностью в работе и способна обеспечить безопасность обслуживания в процессе эксплуатации, которое сведено до минимума;

основные элементы и узлы выключателей нагрузки и разъединителей унифицированы, что значительно сокращает сроки изготовления и обеспечивает высокое качество сборки.

1.2 Выключатели нагрузки зарубежных производителей

Из большого количества разнообразных типов выключателей нагрузки, выпускаемых зарубежными фирмами, рассмотрим только два наиболее характерные типы выключателей — автопневматические аппараты французской фирмы Merin Gerin и выключатели нагрузки серии ISARC итальянского концерна VEI. Выключатели нагрузки французской фирмы Merin Gerin.

Конструкция

полюсы выключателя установлены на единой раме, изготовленной из оцинкованной стали, и управляются одним встроенным пружинным приводом, пружина которого взводится вручную с помощью рукоятки управления или же моторным приводом;

коммутационный аппарат выполнен так, что обеспечивается механическое перекрытие отсека сборных шин изолирующими шторками. Предусмотрены все необходимые блокировки.

каждый полюс выключателя оборудуется автокомпрессионным воздушным дугогасительным устройством;

выключатели имеют встроенные предохранители (при соответствующем исполнении) и ножи заземления, а разъединители имеют конструкцию, аналогичную конструкции выключателей, однако не оснащаются системой гашения дуги.

основные узлы

На стальной раме установлены несущие опорные эпоксидно-резиновые изоляторы, на которых закреплены контактные элементы. На верхнем изоляторе снаружи установлен верхний вывод, внутри располагается верхний неподвижный контакт, состоящий из контактного гнезда и стержня контакта. При отключенном положении выключателя механическая заслонка 6, связанная с валом привода заземляющих ножей, закрывает доступ к верхнему контакту и сборным шинам. На нижнем изоляторе закреплен нижний вывод, подвижный контактный цилиндр и нижнее контактное гнездо.

Включение

Вал, взводящий пружину механизма включения, приводится в движение штатной рукояткой. При этом при срабатывании пружины нижний контакт перемещается по направляющему цилиндру, и контакты замыкаются. Под действием пружинного механизма контакты быстро замыкаются, что исключает риск возникновения дуги.

Выключение

Подвижный цилиндр, приводимый в движение пружинным механизмом, перемещаясь вниз по направляющему цилиндру, создает давление воздуха, который вырывается через сопло и гасит дугу, образовавшуюся между неподвижным верхним контактом и подвижным контактом (оба контакта изготовлены из сплава Cu-W).

Система гашения дуги

Для гашения дуги в выключателе используется продольное одностороннее дутье автокомпрессорного типа. процесс гашения дуги происходит следующим образом. При размыкании контактов, т.е. после выхода подвижного контакта из контактного гнезда, из сопла в дугогасительную камеру подается воздушный поток, который возникает вследствие сжатия воздуха подвижным контактом, перемещающимся по цилиндру. Под действием этого потока происходит деионизация и гашение дуги при переходе тока через ноль. Особенностью процесса гашения дуги является то, что она все время находится внутри верхнего изолятора, который не дает ей перекинуться на соседние фазы и элементы конструкции, а также ограничивает объем, в котором происходит ее гашение.

Выключатели нагрузки серии ISARC полностью отвечают современным требованиям рынка, зарубежным и российским стандартам. Преимущества их применения в ячейках КСО следующие:

простота и надежность конструкции;

простота установки и обслуживания;

малый вес подвижных частей;

наличие дугогасительной камеры;

Наличие механической заслонки, полностью разделяющей шинный и высоковольтный отсеки; возможность дистанционного управления (по запросу) — моторный привод включения, электромагнитная катушка включения.

Следует обратить внимание на тот факт, что отмеченные выше преимущества выключателя в силу разных причин все еще остаются не реализованными в выключателях нагрузки, серийно выпускаемых в странах СНГ.

Итальянский Концерн VEI не стремится монополизировать российский рынок электрооборудования среднего напряжения. Он готов напрямую сотрудничать с российскими производителями этого оборудования, в частности, с производителями выключателей нагрузки. Об этом свидетельствует тот факт, что этот Концерн вместе с компанией «Располь-Электро» предложил российским производителям выключателей нагрузки осуществить взаимовыгодную рентабельную комбинацию: ячейка КСО собственного производства + коммутационный аппарат ISARC.

Это предложение концерна VEI нуждается в пояснении. основной компонент любого коммутационного аппарата — силовой выключатель (обычно вакуумный или элегазовый) — и на российском, и на украинском рынках представлен в изобилии. В то же время хорошие, высоконадежные выключатели нагрузки и разъединители попали в разряд дефицитной продукции, поскольку выключатели нагрузки российского производства имеют устаревшую конструкцию, недостаточно надежны, а иностранные фирмы предлагают в основном компактные, почти не нуждающиеся в обслуживании элегазовые аппараты. однако эксплуатационные службы России и Украины привыкли к воздушным выключателям ввиду их ремонтопригодности (элегазовые выключатели после разгерметизации практически не поддаются восстановлению). кроме того, воздушные выключатели дешевле элегазовых и имеют видимый разрыв контактов (многие производители элегазовых аппаратов готовы предложить такую опцию, но ее реализация неизбежно приведет к появлению дополнительной точки возможной утечки элегаза).

российские предприятия в настоящее время преимущественно выпускают ячейки КСО устаревшей конструкции, разработанные еще в советское время. Это происходит по следующим причинам. Разрабатывать собственную конструкцию ячейки КСО и дорого и долго. В то же время покупать лицензию у зарубежных производителей на сборку ячеек КСО также дорого и к тому же, если такая лицензия и будет закуплена, то все равно необходимо будет внести определенные изменения в конструкцию ячейки.

Компания «Располь-Электро» (Санкт-Петербург) и итальянский Концерн VEI Power Distribution SpA предлагают следующий путь решения проблемы: российское предприятие, стремящееся выйти на Рынок с новым оборудованием, но не имеющее возможности разработать ячейку с нуля, может получить от них документацию по конструкции ячейки, которую вправе изменять по своему усмотрению в соответствии с требованиями заказчика. В эти ячейки (выпускаемые уже от собственного имени) производитель может устанавливать современные выключатели нагрузки и разъединители — выключатели серии ISARC (ИСАРК) и ячейками серии UNISARC (УНИСАРК). Положительный опыт такого сотрудничества уже имеется: российская компания «БЭМП» (Санкт-Петербург) установила в россии на ряде объектов ячейки UNISARC с выключателями ISARC, которые хорошо себя зарекомендовали в работе.

2. Расчет электрических нагрузок предприятия «Полимер»

.1 Расчет электрических нагрузок механического цеха

Согласно исходным данным, необходимо рассчитать электрическую нагрузку по механическому цеху. Суммарная установленная мощность электроприемников находится по формуле [1, 2.3]:

где n — общее число электроприемников;

pнi — номинальная мощность одного электроприемника i-го типа.

Расчетные активная и реактивная нагрузки участка цеха, питающегося от распределительного шинопровода, могут быть найдены по формулам [1, 3.2.7, 3.2.8]:

(2.1)

(2.2)

где — коэффициент расчетной нагрузки по активной мощности, определяемый для питающих сетей до 1 кВ по [1, табл. 1] в зависимости от nэ и Киа;

— коэффициент использования установленной мощности i-го электроприемников;

— средневзвешанный коэффициент реактивной мощности электроприемников i-го типа, найденный по средневзвешанному коэффициенту мощности , который находится по [2, табл. 4-10];

Кр — коэффициент расчетной нагрузки по реактивной мощности, можно рассчитать:

, (2.3)

где — эффективное число электроприемников для участка цеха, питающегося от распределительного шинопровода. Согласно [1]:

(2.4)

Средневзвешенный коэффициент использования найдем по формуле [1, 2.8]:

(2.5)

По рассчитанным nэ и Ки находим [1, табл. 1].

Расчетные полную мощность и ток найдем по известным формулам:

(2.6)

(2.7)

где — номинальное напряжение сети 0,4 кВ.

нагрузка в узлах совместного питания однофазных и трёхфазных электроприёмников учитывается в зависимости от числа и схемы их включения. В общем случае однофазная нагрузка распределяется между фазами таким образом, чтобы загрузка фаз была как можно равномерней. При относительно малом числе электроприёмников наиболее загруженную фазу целесообразно определять по средней активной мощности фаз. При относительно большом числе электроприёмников целесообразно определять по полной средней мощности.

Средние мощности фаз, для общего случая, когда от рассматриваемого узла СЭС получает питание большое количество электроприёмников, определяются по выражениям:

где — коэффициент приведения активных мощностей потребителей, подключенных на линейное напряжение i и j к фазе i;

— коэффициент приведения реактивных мощностей потребителей, подключенных на линейное напряжение i и j к фазе i.

Значения этих коэффициентов зависят от коэффициента мощности электроприёмников и должны удовлетворять следующим условиям:

Условную установленную трехфазную мощность однофазных электроприемников, количество однофазных электроприемников, средневзвешенные коэффициенты использования и реактивной мощности внесены в таблицу 2.2 под графой «Однофазные электроприемники» для расчета электрических нагрузок ШР-1, по которому питаются электроприемники сварочного отделения.

Расчет нагрузок по цеху заканчивается расчетов электрических нагрузок на шинах цеховой ТП. В отличие от предыдущих расчетов, расчетная реактивная мощность находится по формуле:

(2.8)

Расчетная активная мощность также считается по формуле (2.1). При расчете по формулам (2.1) и (2.8) коэффициент берется [1, табл. 2] в зависимости от средневзвешанного и . По формуле (2.4) находится , однако при этом используются установленные мощности всех электроприемников МЦ.

Расчет однофазных нагрузок представлен в таблице 2.1. Расчеты электрических нагрузок механического цеха приведен в таблице 2.2.

Результаты итогового расчета приведены в таблице 2.3.

2.2 Расчет низковольтных нагрузок по предприятию

В исходных данных заданы суммарные установленные мощности электроприемников по цехам и эффективное число использования электроприемников для низковольтной нагрузки.

Расчет начинается с определения низковольтных нагрузок по цехам. Расчетные активная и реактивная мощности определяются по формулам (2.1) и (2.8) соответственно. Средневзвешенные коэффициенты использования и реактивной мощности tgj по цехам задаются в исходных данных.

Коэффициент расчетной нагрузки для цехов, которые планируется питать с помощью НРП (см. раздел 3), берется по [1, табл. 1]. Для цехов, питающихся от собственных ТП берется по [1, табл. 2].

Таблица 2.1 — Расчет нагрузок однофазных электроприёмников

Наименование однофазных ЭП∑Рнi, кВтni, шт.ni∙(Рнi)2, кВтУстановленная мощность ЭП подключенных на UлКоэффициенты приведения Р и QУстановленная мощность ЭП подключенных на UфКиаtgцcosцСредняя мощность за наиболее загруженную сменуPср, кВтQср, кВтАВВССАКфкqABCABCABCСварочное отделение (ШР-1)потребители подключенные на Uл4. Машина контактной сварки однофазная86,017396,0086,0—A0,790,22—0,31,020,7020,55,3-5,720,6-B0,210,804. машина стыковой сварки однофазная96,519312,25-96,5-B0,880,38—0,31,330,60-25,63,3-10,927,6C0,120,964. машина стыковой сварки однофазная96,519312,25—96,5C0,880,38—0,31,330,603,3-25,625,6-10,9A0,120,96потребители подключенные на Uф1. Трансформатор сварочный, однофазный10,01100,00——10—0,32,680,353,0—8,0—1. Трансформатор сварочный, однофазный10,01100,00——-10-0,32,680,35-3,0—8,0-1. Трансформатор сварочный, однофазный10,01100,00———100,32,680,35—3,0—8,0Итого от потребителей подключенных на Uл и Uф26,833,931,941,439,546,6ABCИтого309,0626320,50S, кВА49,352,156,5

Таблица 2.2 — Расчет электрических нагрузок механического цеха

Исходные данныеРасчетные величиныnэКраРасчетная мощностьIр, Апо заданию технологовпо справочным даннымКиа∙PнКиа∙Рн∙tgцn∙pн2Pр, кВтQр, кварSр, кВ∙АНаименование ЭПНоминальная (установленная) мощность, кВтКиакоэффициент реактивной мощностиPн.ед.Pн=n∙Pн.ед.cosцtgцСварочное отделение (ШР-1)Однофазные ЭП6-309,00,30—92,70169,5826320,501. Агрегат сварочно-зарядный42,18,40,160,501,731,342,33282,242. Выпрямитель сварочный221,042,00,160,501,736,7211,643528,003. подвесной наждак20,71,40,120,402,290,170,383,92Силовая низковольтная нагрузка по ШР-114360,80,28100,93183,9330134,664,321,43144,33206,70252,10363,88термическое отделение (ШР-2)4. Электропечь сопротивления430,0120,00,700,950,3384,0027,613600,005. Электропечь индукционная220,040,00,700,800,7528,0021,00800,006. вентилятор87,560,00,650,800,7539,0029,25450,00Силовая низковольтная нагрузка по ШР-214220,00,69151,0077,864850,009,981,00151,0086,36173,95251,08Механическое отделение 1 (ШР-3)7. Кран-балка32,26,60,100,501,730,661,1414,528. Станок вертикально-сверлильный57,336,50,160,501,735,8410,12266,459. Станок настольно-сверлильный30,61,80,160,501,730,290,501,0810. Станок вертикально долбежный43,815,20,160,501,732,434,2157,7611. Станок токарно винторезный34,112,30,160,501,731,973,4150,4312. Станок широкоуниверсальный27,515,00,160,501,732,404,16112,5013. Станок копировально-универсальный33,09,00,160,501,731,442,4927,0014. Станок горизонтально-фрезерный45,522,00,160,501,733,526,10121,0015. Станок плоско-шлифовальный23,67,20,160,501,731,152,0025,9216. Станок настольно-сверлильный40,62,40,160,501,730,380,671,4417. Станок токарно-карусельный234,368,60,160,501,7310,9819,012352,9818. Станок резьбо-шифовальный37,522,50,160,501,733,606,24168,7519. Ножницы гильотинные21,63,20,160,501,730,510,895,12Силовая низковольтная нагрузка по ШР-340222,30,1635,1760,923204,9515,401,4952,4167,0685,11122,84Механическое отделение 2 (ШР-4)20. Станок кругло-шлифовальный410,240,80,170,651,176,948,11416,1621. Станок поперечно-строгальный53,115,50,170,651,172,643,0848,0522. Станок: токарно-винторезный210,020,00,170,651,173,403,98200,0023. Станок горизонтально-фрезерный17,57,50,170,651,171,281,4956,2524. Станок вертикально-сверлильный34,814,40,170,651,172,452,8669,1225. Станок вертикально-фрезерный47,530,00,170,651,175,105,96225,0026. Станок вертикально-сверлильный60,63,60,170,651,170,610,722,1627. Станок зубофрезерный311,434,20,170,651,175,816,80389,8828. Станок настольно-сверлильный60,63,60,170,651,170,610,722,1629. Полуавтомат отрезной19,59,50,170,651,171,621,8990,2530. Ножовка механическая41,87,20,170,651,171,221,4312,9631. Пресс-ножницы27,515,00,170,651,172,552,98112,5032. Кран-балка22,24,40,100,501,730,440,769,68Силовая низковольтная нагрузка по ШР-443205,70,1734,6640,771634,1725,901,2041,5944,4560,8787,86

Расчетная нагрузка осветительных электроприемников определяется по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной или иной поверхности пола с учетом коэффициента спроса:

где — коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки. Определяется по [3];

— удельная осветительная нагрузка на 1 м2 производственной поверхности пола цеха. Определяется согласно [2, табл 4.16];

поверхность пола цеха, м2;

— коэффициент реактивной мощности с учетом индивидуальной и групповой компенсации реактивной мощности источников света. При отсутствии информации допускается брать .

Расчетная полная мощность для каждого цеха находятся по формуле:

Результаты расчетов силовой низковольтной нагрузки, полной расчетной мощности, осветительной нагрузки для освещения территории предприятия, представлены в таблице 2.4.

2.3 Расчет высоковольтной нагрузки и нагрузки в целом по предприятию

В качестве высоковольтной нагрузки представлены синхронные и асинхронные двигатели. Расчетная активная и реактивная мощности высоковольтной нагрузки согласно [1, 3.3.6] находятся по формулам:

При определении расчетной нагрузки высоковольтных электроприемников мы учитываем, что коэффициент расчетной нагрузки Кра=1, тогда расчетные активная и реактивная мощности будут равны соответственно средним активной и реактивной мощностям, для нахождения которых имеются все исходные данные.

Таблица 2.4 — Расчет нагрузки предприятия по цехам

Наименование подразделенияPн, кВтnэКиcosцtgцКи∙PнКи∙Pн∙tgцКраPр, кВтQр, кварFц, м2Pуд.осв, кВтtgцосв1. Автотранспортный участок143100,250,701,0235,7536,471,2042,9043,771846,990,0160,32. Центральный склад26050,200,501,7352,0090,071,7289,44154,915079,220,0150,33. Тарная мастерская525250,450,800,75236,25177,190,85200,81150,611593,480,0160,34. Водонасосная197200,650,800,75128,0596,040,90115,2586,431294,700,0150,35. Аглофабрика675700,600,850,62405,00251,000,80324,00200,803259,390,0150,36. Цех №14048120,540,501,732185,923786,120,851858,033218,214232,680,0160,37. Столовая170160,500,800,7585,0063,751,0085,0063,753001,360,0150,38. Компрессорная519500,650,850,62337,35209,070,80269,88167,261412,400,0150,39. Заводоуправление95110,500,800,7547,5035,630,8540,3830,282707,110,0160,310. Ремонтно — строительный участок528430,430,900,48227,04109,960,75170,2882,474454,500,0160,311. Участок энергоцеха114290,700,900,4879,8038,651,0079,8038,654617,470,0150,312. Администрация энергоцеха177390,400,900,4870,8034,290,7553,1025,721593,480,0160,313. Котельная1633300,750,890,511224,75627,460,851041,04533,343064,740,0150,314. Цех №2100893000,630,780,806356,075099,360,805084,864079,498976,910,0160,315. Механический цех1535490,280,641,21429,88519,470,75322,42389,607044,000,0160,316. Проходная119100,250,750,8829,7526,241,2035,7031,481593,480,0150,317. Телефонная станция, медпункт215160,600,701,02129,00131,610,90116,10118,451901,310,0160,318. Освещение территории250158,350,0020,3Итого по низковольтной нагрузке по предприятию210410,5712059,9111332,369928,979415,21

В дипломном проекте электроснабжение высоковольтных асинхронных и синхронных двигателей установленных в цехах 4 и 8, будет осуществляться от отдельных высоковольтных РП. учитывая технологическую необходимость оперативного управления высоковольтными электродвигателями, принимаем решение питать их от промежуточного РП. Тогда средневзвешанный коэффициент использования будет равен коэффициенту использования одного двигателя.

Результаты расчетов приведены в таблице 2.5.

2.4 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия

Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генплане окружности, центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов, а площади кругов пропорциональны расчетным активным нагрузкам. каждый круг делится на сектора, площади которых пропорциональны расчетным активным нагрузкам электроприемников напряжением до 1000 В, электроприемников напряжением выше 1000 В и электрического освещения. Поскольку в исходным данных ничего не сказано о размещении электроприемников в цехах (за исключением МЦ), то примем центры электрических нагрузок цехов совпадающими с физическими центрами цехов. Примем центр электрических нагрузок МЦ совпадающим с физическим центром МЦ.

Радиусы окружностей и углы секторов для каждого цеха находятся по формулам:

где — расчетные активные нагрузки соответственно всего цеха, электроприемников напряжением до 1000 В, электроприемников напряжением выше 1000 В и электрического освещения, которые берутся для соответствующих цехов из таблиц 2.4 и 2.5;

— масштаб площадей картограммы нагрузок,

Масштаб m найдем из следующего условия: радиус круга для цеха с наименьшей расчетной нагрузкой должен быть равен

Тогда масштаб m находится по формуле:

(2.9)

Таблица 2.5 — Расчет нагрузки от высоковольтных электроприемников

Исходные данныеРасчетные величиныКраРасчетная мощностьпо заданию технологовпо справочным даннымКи∙PнКи∙Рн∙tgцPр, кВтQр, кварSр, кВАНаименование подразделения и высоковольтных электроприемниковn, шт.Номинальная (установленная) мощность, кВтКикоэффициент реактивной мощностиРнPн∙ncosцtgц4. Водонасосная4.1. Асинхронные двигатели440016000,700,820,6981120781,771,001120,00781,761365,858. Компрессорная станция8.1. Синхронные двигатели4160064000,800,90-0,4845120-2479,731,005120,00-2479,735688,8913. Котельная13.1Синхронные двигатели263012600,750,85-0,619945-585,661,00945,00-585,661111,76Итого по в/в нагрузке1092600,787185-2283,620,956825,75

Расчетную мощность по цеху определим по формуле:

По результатам расчетов, наименьшую расчетную активную нагрузку потребляет проходная. поэтому по формуле (2.9):

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

где — координаты центра электрических нагрузок i-го цеха.

Поскольку на предприятии присутствует цех с грязной средой (Аглофабрика), разместим ГПП предприятия недалеко от центра электрических нагрузок с учетом розы ветров. Результаты расчетов приведены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 — Расчет картограммы нагрузок

Наименование подразделенияPр.н, кВтPр.о, кВтPр.в, кВтPр.У, кВтXi, мYi, мR, ммбн, градбо, градбв, град1. Автотранспортный участок42,9025,12068,0263,83112,775,83227,05132,950,002. Центральный склад89,4460,950150,39670,21276,608,67214,10145,900,003. Тарная мастерская200,8121,670222,4840,43325,5310,54324,9335,070,004. Водонасосная115,2516,5111201251,75112,77221,2825,0133,144,75322,115. Аглофабрика324,0041,560365,56489,3693,6213,51319,0740,930,006. Цех №11858,0357,5601915,60308,51329,7930,94349,1810,820,007. Столовая72,2542,770115,02148,9463,837,58226,14133,860,008. Компрессорная269,8818,0151205407,89542,5540,4351,9817,971,20340,849. Заводоуправление49,4041,15090,55178,72221,286,73196,40163,600,0010. Ремонтно — строительный участок227,0460,580287,62500,00148,9411,99284,1775,830,0011. Участок энергоцеха79,8058,870138,67672,3493,628,32207,16152,840,0012. Администрация энергоцеха53,1024,22077,32582,98255,326,22247,23112,770,0013. Котельная1041,0439,089452025,11174,47157,4531,81185,066,95167,9914. Цех №25084,86122,0905206,94463,83382,9851,00351,568,440,0015. Механический цех322,4295,800418,21323,40242,5514,45277,5482,460,0016. Проходная35,7014,34050,04117,02387,235,00256,83103,170,0017. Телефонная станция, медпункт116,1028,900145,00178,72357,458,51288,2571,750,00Итого17936,18401,99215,86

3. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия

Выбор трансформаторов является важным этапом проектирования. Он существенно влияет на основные технические и экономические показатели разрабатываемой схемы электроснабжения промышленного предприятия.

Мощность трансформаторов цеховой ТП зависит от величины нагрузки электроприемников, их категории по надежности электроснабжения, от размеров площади, на которой они размещены и т.п.

Выбор трансформаторов цеховой ТП рассмотрим на примере электроснабжения цехов 1,7,13. Согласно [6, 2.7] выбор типа мощности и других параметров подстанций, а также их расположение должны обуславливаться значением и характером электрических нагрузок и размещением их на генеральном плане предприятия. При этом должны учитываться также архитектурно-строительные и эксплуатационные требования, расположение технологического оборудования, условия окружающей среды, требования взрывопожарной и экологической безопасности. Из предыдущего расчета нагрузок следует, что 1 и 7 цех потребляет относительно небольшую расчетную активную мощность (30-100кВт), а цех 13 — большую активную мощность 1080кВт. Так как указанные подразделения предприятия расположены близко друг к другу принимаем решение о питании цехов 1 и 7 на напряжении 0,4кВ от ТП, установленной в цехе №13.

Удельная плотность нагрузки может быть найдена по формуле:

(3.1)

где — удельная плотность нагрузки, кВА/м2;

— расчетная нагрузка цеха 0,4 кВ, кВА;

— площадь цеха, м2.

По формуле (3.1), используя предыдущие данные расчета электрических нагрузок, рассчитываем удельную плотность нагрузки.

В зависимости от полученного значения удельной плотности нагрузки выбираем единичную мощность трансформатора.

Учитывая первую категорию по надежности электроснабжения элекроприемников, установленных в цехе №13, в ТП цеха №13 устанавливаем 2 трансформатора типа ТМГ. Согласно [6, 6.4.5] допустимый коэффициент загрузки в нормальном режиме масляного трансформатора для двухтрансформаторной подстанции Кз.д=0,7.

оптимальное количество трансформаторов, устанавливаемых в цехе, определяется по формуле:

, (3.2)

где m — добавка к минимальному числу трансформаторов до оптимального;

— минимальное количество трансформаторов в цеховой ТП, определяется по формуле:

(3.3)

минимальное количество трансформаторов в цехе по условию надежности;

минимальное количество трансформаторов в цехе, при условии принятия , определяется по формуле:

(3.4)

где — количество трансформаторов в цехе, по условию экономической целесообразности;

— расчетная нагрузка цеха напряжением 0,4 кВ;

— экономически целесообразная мощность одного трансформатора, соответствующая расчетной плотности нагрузки цеха;

— добавка до целого значения.

Мощность одного трансформатора находим по формуле:

(3.5)

наибольшая реактивная мощность, которую трансформаторы могут пропустить из сети внутреннего электроснабжения предприятия в сеть напряжением 0,4 кВ находится по формуле:

(3.6)

где — число трансформаторов, установленных в цехе.

Величина Q1Р является расчетной, поэтому в общем случае реактивная

нагрузка трансформаторов Q1 не равна ей:

,(3.7)

где QР — расчетная реактивная нагрузка цеха (группы цехов), квар.

При Q1Рпоэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью батарей конденсаторов, которые устанавливаются на стороне низшего напряжения данной трансформаторной подстанции. Мощность этих конденсаторов будет равна:

.(3.8)

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

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

Для нашего примера:

По формуле (3.1):

При плотности нагрузки 0,2-0,5 кВА/м2 единичная мощность трансформатора равняется 1600 кВА.

По формуле (3.4):

По формуле (3.3):

оптимальное количество трансформаторов по формуле (3.2) равно:

Мощность одного трансформатора по формуле (3.5):

Принимаем по [7, табл. 1] для установки в цеховую ТП два трансформатора типа ТМГ номинальной мощностью 1000 кВА.

наибольшая реактивная мощность, которую трансформаторы могут пропустить из сети внутреннего электроснабжения предприятия в сеть напряжением 0,4 кВ находится по формуле (3.6):

.

По формуле (3.7):

.

Трансформаторы не могут пропустить всю реактивную мощность следовательно необходима компенсация по формуле (3.8):

.

Коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (3.9), (3.10):

Параметры холостого хода и короткого замыкания для трансформатора ТМГ-1000, взятые из [7, табл. 2] в таблице 3.1.

Таблица 3.1 — параметры трансформатора ТМГ-1000

ДPхх, кВтДPкз, кВтIхх, %Uк, %1,910,81,25,5

потери активной и реактивной мощности в трансформаторах можно найти по формулам:

(3.9)

;

(3.10)

Активная и реактивная мощности соответственно, потребляемые ТП-10 из сети внутризаводского электроснабжения, могут быть определены по формулам:

,

кВт;

,

квар.

Полная мощность, потребляемая ТП-10 из сети внутризаводского электроснабжения, может быть найдена по формуле:

кВА.

Расчетный коэффициент реактивной мощности на вводе ГПП (без учета мощности, поступающей от энергосистемы):

.

Расчеты для остальных ТП приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 — Выбор трансформаторных подстанций

Порядковый номер и наименование цехаНом. ТПКат ЭПРр, кВтQр, кварSр, кВАFц, м2у, кВА/м2Sэ.т, кВАТип тр-раSн.т, кВАni, шт.Kз.дiQ1р, кварQ1, кварМощность КУ, Qр-Q1, кварКз.н.Кз.п.14. Цех №2122603,472058,063318,684488,460,742500ТМГ200020,701030,501030,501027,550,701,4014. Цех №2222603,472058,063318,684488,460,742500ТМГ200020,701030,501030,501027,550,701,406. Цех №1321915,603235,483760,034232,680,892500ТМГ200020,702042,182042,181193,300,701,4015. Механический цех42418,21418,34591,547044,000,08630ТМГ40020,70372,42372,4245,920,701,4016. Проходная5 250,0435,7961,5217. Телефонная станция, медпункт2145,00127,12192,83Итого195,04162,90254,121901,310,10630ТМГ16020,70110,16110,1652,740,701,403. Тарная мастерская63222,48157,11272,371593,480,171000ТМГ16020,7026,0226,02131,090,701,408. Компрессорная72287,89172,66335,6911. Участок энероцеха2138,6756,31149,67Итого426,56228,97484,131412,400,341600ТМГ40020,70362,83228,970,000,611,214. Водонасосная82131,7591,39160,349. Заводоуправл.281,5242,6391,99Итого213,28134,01251,881294,700,12800ТМГ16020,7068,4868,4865,530,701,402. Центральный склад9 3150,39173,20229,3812. Администрация энергоцеха277,3232,9884,06Итого227,71206,18307,195079,220,05400ТМГ16020,7035,0935,09171,090,701,401. Автотранс портн.участок10268,0251,3085,207. Столовая3127,7776,58148,9613. Котельная11080,11545,061209,85Итого1275,90672,951442,493064,740,391600ТМГ100020,70576,26576,2696,680,701,405. Аглофабрика111365,56213,26423,223259,390,442000ТМГ40020,70424,23213,260,000,531,0610. Ремонтно-строительный участок123230,86100,64251,854454,500,10630ТМГ40010,93291,70100,640,000,63-

необходимо проверить целесообразность установки в НРП в цехах 1, 2, 7, 11, 16. Для этого необходимо произвести технико-экономическое сравнение двух вариантов схем, в качестве примера произведем необходимые расчеты для ТП-8 устанавливаемой в цехе №4 и НРП, устанавливаемый в цехе №9.

необходимо сравнить два варианта электроснабжения:

питание осуществляется от установленного в цехе №4 ТП8, НРП устанавливаемой в цехе №9, вариант 1 приведен на рисунке 3.1.

рисунок 3.1 — Вариант 1

питание осуществляется от двух ТП установленных в цехах №8 и №11 соединенных магистрально, единичная мощность трансформатора в ТП, устанавливаемых в цехах №8 и №11, будет равна 100кВА и 63кВА, соответственно, вариант 2 приведен на рисунке 3.2.

Для технико-экономического сравнения необходимо учесть следующее:

В первом варианте:

стоимость ТП8 и НРП3;

стоимость потерь электроэнергии в ТП8;

стоимость кабелей ГПП-ТП8 и ТП-НРП3;

стоимость потерь электроэнергии в этих кабелях;

Рисунок 3.2 — Вариант 2

Во втором варианте:

стоимость ТП8 и ТП9;

стоимость кабелей ГПП-ТП8 и ТП8-ТП9;

стоимость потерь электроэнергии в этих кабелях;

стоимость потерь электроэнергии в ТП8 и ТП9;

стоимость выключателей нагрузки и предохранителей.

Годовые приведенные затраты:

;

,

где — общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, являющиеся суммой нормативного коэффициента эффективности , отчислений на амортизацию и расходов на текущий ремонт ;

— сумма капитальных затрат i-ой группы одинаковых электроприемников;

— стоимость годовых потерь электроэнергии.

При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:

, (3.11)

где — удельная стоимость потерь электроэнергии, рассчитываем для 110кВ;

— основная ставка тарифа;

— стоимость 1 кВт∙ч электроэнергии;

— отношение потерь активной мощности предприятия в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям активной мощности предприятия;

— поправочный коэффициент.

Потери электроэнергии в трансформаторах определяются по формуле:

где n — число трансформаторов на ГПП;

— число часов в году

годовое число часов максимальных потерь, для машиностроительного предприятия

Потери активной энергии в проводах за год [11]:

В таблице 3.4 приведен расчет стоимости первого варианта электроснабжения, в таблице 3.5 второго варианта. В таблице 3.6 приведено технико-эконосическое сравнение первого и второго варианта.

Вариант 1 выгоднее варианта 2 на 29%, для дальнейших расчетов принимаем его. Проверку экономической целесообразности установки НРП в цехах 1, 2, 7, 11, 16, можно провести аналогично.

Таблица 3.4 — Вариант 1

Наименование оборудованияЕд. изм.Кол-воСтоимость ед., тыс. руб.Кап. вложения, тыс. руб.Отчисления, о.е.затраты тыс. руб.Потери эл. эн., Стоимость потерь эл. эн., тыс. руб.ЕнЕтрЕаИтогоПодстанция ТП8 2 КТП-160/10/0,4шт.1,00550550,000,120,030,0630,213117,1513716,5550,20ГПП-ТП8 КЛ ААП2лУ-3х120км0,24440105,600,120,0050,0280,15316,1646,320,17ТП8-НРП3 КЛ ААП2лУ-4х120км0,0757840,460,120,0050,0280,1536,192165,747,93ИТОГО696,06139,5015928,6158,3

Таблица 3.5 — Вариант 2

Наименование оборудованияЕд. изм.Кол-воСтоимость ед., тыс. руб.Кап. вложения, тыс. руб.Отчисления, о.е.затраты тыс. руб.Потери эл. эн., Стоимость потерь эл. эн., тыс. руб.ЕнЕтрЕаИтогоТП8 в цехе 4 2 КТП 100/10/0,4шт.1,00500,00500,000,120,030,0630,213106,509795,5335,85ТП9 в цехе 9 2 КТП-63/10/0,4шт.1,00240,00240,000,120,030,0630,21351,125659,0220,71Выкл. нагр. ВНПзу-10/630-31,5шт.4,0020,6582,600,120,030,0630,21317,59—Предохр. ПКТ104-10-10-20У3шт.2,000,681,360,120,030,0630,2130,29—Предохр. ПКТ104-10-6-20У3шт.2,000,460,920,120,030,0630,2130,20—ГПП-ТП8 КЛ ААП2лУ — 3х120км0,24440,00105,600,120,0050,0280,15316,1646,320,17ТП8-ТП9 КЛ ААП2лУ — 3х120км0,07440,0030,800,120,0050,0280,1534,717,530,03ИТОГО960,36196,3715508,4056,76

Таблица 3.6 — сравнение экономических показателей

Сравнение экономических показателейВариантКап. затраты, тыс. руб.Приведённые кап. затраты, тыс. руб.потери эл. энергии, Стоимость потерь, тыс. руб.Приведённые затраты, тыс. руб.ТП и НРП696,06139,5015928,6158,30197,80Две ТП960,36196,3715508,4056,76253,13Вариант 1 выгоднее варианта 2 на29%

4. Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанции

Величина напряжения питания главной понизительной подстанции предприятия определяется наличием конкретных источников питания, уровнями напряжений на них, расстоянием от ГПП до этих источников, возможностью сооружения воздушных линий для передачи электроэнергии и другими факторами.

Величину рационального напряжения питания ГПП можно оценить по приближенной формуле Стилла:

, (4.1)

где l — длина питающей ГПП линии, км;

РР.П. — расчетная активная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения ГПП, кВт.

(4.2)

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

— расчетная активная низковольтная нагрузка силовых ЭП. Из раздела 2 известно, что ;

— расчетная активная высоковольтная нагрузка предприятия, создаваемая высоковольтными синхронными и асинхронными двигателями; Из раздела 2 известно, что

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

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

По формуле (4.2):

По формуле (4.1):

Для напряжения 10кВ:

Для напряжения 110кВ:

Согласно исходным данным на подстанции энергосистемы имеются уровни напряжения 10 и 110 кВ. поскольку полученное рациональное напряжение схемы внешнего электроснабжения одинаково удалено от обоих из имеющихся напряжений внешнего электроснабжения, выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения будем проводить путем технико-экономического сравнения вариантов.

Для выбора силовых трансформаторов ГПП необходимо знать полную расчетную нагрузку предприятия:

,

где QЭСI — экономически целесообразная реактивная мощность на стороне высшего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы, квар, найдем по выражению:

,

Для сети напряжением 10 кВ tgj=0,25; для сети напряжением 110 кВ tgj=0,31, тогда:

для сети напряжением 10 кВ:

квар;

для сети напряжением 110 кВ:

квар.

Итак, расчетная мощность завода по формуле (4.3):

для сети напряжением 10 кВ:

кВА;

для сети напряжением 110 кВ:

кВА.

Различие полных расчетных нагрузок предприятия и незначительно и практически не влияет на выбор мощности трансформатора ГПП, поэтому примем и будем использовать в дальнейших расчетах наибольшую величину из них. [9, 4.6].

Принимаем решение об установке на ГПП двух трансформаторов мощностью SНТ=16000 кВА для сети напряжением 110 кВ, тогда коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:

,

где N=2 — число трансформаторов ГПП.

Для сети напряжением 110 кВ:

.

.

Для сети напряжением 110 кВ:

Для данных трансформаторов коэффициент загрузки в послеаварийном режиме не превышает допустимых значений.

5. Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия

Для сравнения выбрано 2 варианта схемы электроснабжения.

5.1 Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ

Схема РУ ВН ГПП — Два блока линия-трансформатор с выключателем (110-3Н). Схема РУ НН ГПП — одна секционированная выключателем система шин (10 (6) — 1). В качестве трансформатора ГПП выбираем ТДН-16000/110 [3, табл. 2.108].

) Определим потери энергии в трансформаторах ГПП. параметры трансформаторов ТДН-16000/110/10 приведены в таблице 5.1 [3, табл. 2.108].

Таблица 5.1 — параметры трансформаторов ТДН-16000/110/10

ДPхх, кВтДPкз, кВтIхх, %Uк, %18850,710,5

потери активной и реактивной мощности определяются по формулам, аналогичным (3.8) и (3.9).

По формуле (3.8):

По формуле (3.9):

потери электроэнергии в трансформаторах определяются по формуле:

(5.1)

где n — число трансформаторов на ГПП;

— число часов в году, ;

годовое число часов максимальных потерь, которое определяется по выражению:

где — годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки. По [3, табл. 2.3] для химического предприятия

По формуле (5.2):

По формуле (5.1):

Рассчитаем ЛЭП от районной подстанции энергосистемы до ГПП предприятия. Нагрузка в начале линии находится по формуле:

(5.3)

Расчетный ток одной цепи линии 110 кВ находится по формуле:

(5.4)

где — число цепей линии, N=2;

— номинальное напряжение сети; .

Ток одной цепи ЛЭП в послеаварийном режиме определяется по формуле:

,(5.5)

.

Согласно [4, 4.7] сечение проводов ВЛ находим по экономической плотности тока по формуле:

(5.6)

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

Однако по условиям короны минимальное сечение провода ВЛ 110 кВ составляет 70 мм2. поэтому в качестве проводов ВЛ от районной подстанции энергосистемы до ГПП предприятия принимает провода с сечением Параметры провода [9, табл. 7.33, 7.38]: длительно допустимый ток IД=265 А; удельные активное и индуктивное сопротивления: r0=0,428 Ом/км; x0=0,444 Ом/км.

Провод должен быть проверен по нагреву в послеаварийном режиме:

(5.7)

.

потери активной энергии в проводах за год [11]:

(5.8)

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

Согласно исходным данным, мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы 110 кВ SС=3000 МВА. Расчет токов КЗ будет производить в относительных единицах. Для этого примем в качестве базисных SБ=1000 МВА, UБ=115 кВ.

Сопротивление системы в относительных единицах:

Рисунок 5.1 — Схемы для расчета токов КЗ

Сопротивление воздушной линии находится по формуле:

(5.10)

Ток короткого замыкания точке 1 равен [4]:

(5.11)

где — действующее момент времени.

По формуле 5.11:

Ток КЗ в точке 2 находится по формуле:

(5.12)

Ударный ток короткого замыкания находится по формуле:

(5.13)

где — ударный коэффициент. Согласно [3, табл 2.45] для точек КЗ 1 и 2 соответственно: Ку1=1,72, Ку1=1,8,

Апериодическая составляющая тока КЗ находится по формуле:

(5.14)

где — постоянная времени затухания апериодической составляющей.

По [3, табл. 2.45] для точек КЗ 1 и 2: ;

3)Выберем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП. ГПП предприятия планируется выполнить с помощью КТП-СЭЩ Б(М) [12]. К установке в главных схемах КТП-СЭЩ Б(М) может быть принят выключатель ВГТ-110II*-40/2500 УХЛ1. Проверим данный тип выключателя на возможность применения в качестве выключателей отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП. характеристики возьмем из [11, 3.1].

Выбор и проверка выключателей производится по следующим параметрам приведенным в таблице 5.2.

Таблица 5.2 — Выбор и проверка выключателей

Условия выбораРасчетные параметры сетиКаталожные данные ВГТ-110II* — 40/2500 УХЛ1Выключатель отходящей линии подстанции энергосистемыВыключатель на вводе ГПППо номинальному напряжениюUc = 110,00 кВUн= 110 кВ Iн = 2500 АПо номинальному току электродинамической стойкости:а) симметричному б) асимметричному По номинальному току отключения:а) симметричному б) асимметричномуПо номинальному импульсу квадратичного тока

В таблице 5.2 используются следующие обозначения:

начальное значение периодической составляющей тока КЗ. Для точек 1 и 2 соответственно ;

— действующее — действующее времени t. Поскольку точки КЗ 1 и 2 связаны с энергосистемой непосредственно, то будем считать, что;

— процентное содержание апериодической составляющей в токе короткого замыкания. :

(5.15)

где =0,01 с — минимальное время действия релейной защиты;

— собственное время отключения выключателя с:

Определяем, что , что допустимо для данного выключателя (номинальное относительное содержание апериодической составляющей не более 40%).

— время действия защиты, равное ступени селективности (1,8 для выключателей ГПП и 2,1 для выключателей подстанции энергосистемы (См. раздел 7)).

ток термической стойкости;

tтер — время протекания тока термической стойкости. По [11, 3.1]: tтер= 3 с.

К установке в главных схемах КТП-СЭЩ Б(М) может быть принят разъединитель РН СЭЩ-110/1250УХЛ1 [10];

Проверим данный тип разъединителя на возможность применения в качестве разъединителей отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП, проверка приводится в таблице 5.3;

Для защиты оборудования ГПП от перенапряжений к установке в КТП-СЭЩ Б(М) принимается ограничитель перенапряжения ОПНН-Ф-110 [10].

5) Определим годовые приведенные затраты варианта схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ:

(5.16)

где — общие ежегодные отчисления от капитальных вложений:

Таблица 5.3 — Выбор и проверка разъединителей

Условия выбораРасчетные параметры сетиКаталожные данные РН СЭЩ-110/1250УХЛ1Разъединитель отходящей линии подстанции энергосистемыРазъединитель на вводе ГПППо номинальному напряжениюUc = 110,00 кВUн= 110,00 кВ Iн = 1250,00 АПо номинальному току электродинамической стойкости По номинальному импульсу квадратичного тока а) для главных ножейб) для заземляющих ножей

(5.17)

где — нормативный коэффициент эффективности ;

— расходы на обслуживание;

— отчисления на амортизацию;

— сумма капитальных затрат i-й группы одинаковых элементов;

— стоимость годовых потерь электроэнергии;

— ущерб от перерывов электроснабжения, определяющийся для вариантов, неравноценных по надежности;

— стоимость электроэнергии потребленной за год рассчитывается по формуле:

где — удельная стоимость потерь электроэнергии рассчитывается по формуле 3.11, для 110кВ равна

В данной дипломной работе рассматриваются два варианта питания на напряжении 110кВ и 10кВ. Они не являются равнонадежными, следовательно необходимо рассчитать ущерб от перерывов электроснабжения, для чего нарисуем схему сети 110кВ, с обозначением элементов, надежность которых следует учесть. Схема приведена на рисунке 5.2, данные по надежности элементов в таблице 5.4.

Рисунок 5.2 — Схема для расчета ущерба от перерыва электроснабжения

Таблица 5.4 — показатели надежности элементов

Номер элементаАварийные отключенияПлановые отключения1,3,50,00815,01/33520,06020,01/316560,03020,01/316540,0557,91/44570,01470,01/628080,01010,51/324

Так как входящие в расчетные формулы для определения продолжительности совместных простоев представляют собой средние продолжительности одного ремонта, то их значения найдем по выражениям:

где — среднее время одного вынужденного (аварийного) или послеаварийного простоя;

— эквивалентный параметр потока отказов одной цепи,

(5.18)

(5.19)

(5.20)

(5.21)

Оценим ущерб, так как на ГПП установлены трансформаторы с запасом по мощности то ущерба от недоотпуска ЭЭ в режиме простоя одной цепи не будет. Поэтому учитываем только ущерб обусловленный полным гашением ГПП.

(5.22)

(5.23)

годовой ущерб обусловленный полным гашением ГПП:

Сумма капитальных затрат на элемент системы электроснабжения находится по формуле [12, 1.6]:

(5.24)

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

— коэффициент дефляции, учитывающие отличие текущих цен от базисного уровня цен, согласно [13]: ;

— коэффициент включающий НДС в капитальные затраты на оборудование, .

В [12] приведены укрупненные стоимостные показатели стоимости ячеек выключателя и трансформатора. В стоимость ячейки выключателя включается стоимость высоковольтных выключателей, разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, оборудования релейной защиты ячейки выключателя, строительно-монтажных работ и т.п.

В стоимость ячеек трансформатора включена стоимость трансформатора, кабельного хозяйства, материалы, строительные монтажные работы и т.п. Поэтому, используя данные [12] будем производить расчет капитальных затрат не по отдельным элементам схемы внешнего электроснабжения, а по ячейкам выключателя, трансформатора. Также будет учтена стоимость строительства двухцепной ВЛ 110 кВ, соединяющей ГПП с подстанцией энергосистемы.

Ячейка выключателя

количество ячеек- 4 (2 выключателя на отходящих линиях подстанции энергосистемы и 2 выключателя на вводе ГПП). Стоимость ячейки элегазового выключателя согласно [12] — Ксправ=6580 тыс. руб.

По формуле (5.18):

Согласно [2, табл. 2.1]: ;.

По формуле (5.17):

таким образом годовые затраты тыс. руб.

Ячейка трансформатора

количество ячеек — 2 (2 трансформатора на ГПП). Стоимость ячейки трансформатора мощностью 16 МВА и с высшим напряжением 110 кВ согласно [12] — Ксправ=5546 тыс. руб.

По формуле (5.18):

Аналогично ячейке выключателя:

годовые затраты:

тыс. руб.

Стоимость потерь электроэнергии в элементе СЭС:

(5.25)

где — удельная стоимость потерь электроэнергии.

По (5.19) для трансформатора:

ВЛ 110 кВ

Длина ВЛ — 5 км. Стоимость строительства одного километра двухцепной линии напряжением 110 кВ, согласно [12] :

По (5.18):

Согласно [2, табл. 2.1]: ;.

По формуле (5.17):

годовые затраты:

тыс. руб.

По (5.19) для ВЛ:

Сведем результаты расчетов годовых приведенных затрат для варианта схемы внешнего электроснабжения напряжением 110 кВ в таблицу 5.5.

Таблица 5.5 — годовые приведенные затраты для схемы 110кВ

Наимен. оборуд.Ед. измер.Кол-воСтоим. ед., тыс, руб.K, тыс. руб.EK∙E, ДW, Cэ,

1. Ячейка выклюю чателяшт.429 038,86116 155,400,21324 741,11—2. Ячейка трансфор маторашт.224 475,6148 951,220,21310 426,61498 517,41824,573.ВЛ 110 кВкм56 597,7332 988,650,1525 014,2757 271,9209,62Итого40 181,99555 789,32034,19

По формуле (5.24):

Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ представлена на рисунке 5.3.

5.2 Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 10 кВ

Схема РУ НН ЦРП — одна секционированная выключателем система шин (10 (6) — 1).

1)Рассчитаем кабельную линию от районной подстанции энергосистемы до ЦРП предприятия. Нагрузка в начале линии находится по формуле (5.3):

Расчетный ток одной цепи линии 10 кВ находится аналогично по формуле (5.4):

ток одной цепи кабельной линии в послеаварийном режиме определяется по формуле (5.5):

.

рисунок 5.3 — Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ

Сечение проводов КЛ находим аналогично по формуле (5.6):

В качестве КЛ от районной подстанции энергосистемы до ЦРП предприятия принимает кабели 2xПвБВнг(А) — LS, с сечением параметры кабеля: длительно допустимый ток IД=562 А; удельные активное и индуктивное сопротивления: r0=0,077 Ом/км; x0=0,075 Ом/км.

Кабель должен быть проверен по нагреву в послеаварийном режиме по формуле (5.7):

.

По [2, табл. 21.4] выбираем максимально близкое к экономическому .

Произведем проверку кабелей 10 кВ по условию термической стойкости к току КЗ. При этом термически стойкое сечение кабеля находится по формуле:

где — импульс квадратичного тока КЗ;

— термическая функция,

Выбранное нами сечение больше термически устойчивого.

Потери активной энергии в кабелях за год по формуле (5.8):

потеря напряжения в кабельной линии проверяется по условию:

(5.26)

где и — расчетные активная и индуктивная нагрузки на кабельную линию;

и — удельные активное и индуктивное сопротивления кабеля принимаем согласно;

— длина кабельной линии, км,

2)Рассчитаем тока короткого замыкания в начале отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы и на вводах ЦРП.

Схемы для расчета токов КЗ представлены на рисунке 5.4.

рисунок 5.4 — Схемы для расчета токов КЗ

Согласно исходным данным, мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы 10 кВ SС=200 МВА. Расчет токов КЗ будет производить в относительных единицах. Для этого примем в качестве базисных SБ=1000 МВА, UБ=10,5 кВ.

Сопротивление системы в относительных единицах по формуле (5.9):

Сопротивление кабельной линии находится по формуле (5.10):

Ток короткого замыкания точке 1 находится по формуле (5.11):

ток КЗ в точке 2 находится по формуле (5.12):

Согласно [3, табл 2.45] для точек КЗ 1 и 2 соответственно: Ку1=1,72, Ку1=1,8;;

Ударный ток короткого замыкания находится по формуле (5.13):

3)Выберем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ЦРП. ЦРП предприятия планируется выполнить с помощью комплектное распределительное устройство 10 кВ наружной установки серии СЭЩ-59 [10]. К установке в качестве вводного выключателя намечается выключатель ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/1250 [10, табл. 2.1]. Проверим данный тип выключателя на возможность применения в качестве выключателей отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ЦРП, выбор и проверка выключателей производится по следующим параметрам, приведенным в таблице 5.6.

По формуле (5.15):

.

По [9, рис. 4.5] определяем, что , что допустимо для данного выключателя (номинальное относительное содержание апериодической составляющей не более 40%).

) Определим годовые приведенные затраты варианта схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 10 кВ.

Аналогично, используя данные [12] будем производить расчет капитальных затрат по ячейкам выключателя, трансформатора и КЛ.

— Ячейка выключателя

количество ячеек- 2 (2 выключателя на отходящих линиях подстанции энергосистемы, 2 выключателя на вводе ЦРП не учитываем, так как в первом варианте они тоже есть). Стоимость ячейки вакуумного выключателя согласно [12] — Ксправ=150 тыс. руб.

По формуле (5.18):

Аналогично выключателям 110 кВ:

;;

таким образом, годовые затраты:

тыс. руб.

— КЛ 10кВ

Длина КЛ- 1 км. Стоимость строительства одного километра КЛ напряжением 10 кВ согласно [12],

По (5.18):

Аналогично ВЛ 110 кВ:

;;.

годовые затраты:

По (3.11) и (5.19) для КЛ 10 кВ:

Для расчета ущерба от перерывов электроснабжения нарисуем схему сети 10кВ, с обозначением элементов надежность которых следует учесть, схема приведена на рисунке 5.5, данные по надежности элементов в таблице 5.6.

Таблица 5.6 — Показатели надежности элементов

№ эл-таАварийные отключенияПлановые отключения10,0110,51/52420,075161230,0110,51/524

Выбор выключателей сведем в таблицу 5.7.

Таблица 5.7 — Выбор и проверка выключателей

Условия выбораРасчетные параметры сетиКаталожные данные ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/1250Выключатель отходящей линии подстанции энергосистемыВыключатель на вводе ЦРППо номинальному напряжениюUc = 10,00 кВUн= 10 кВ Iн = 1250 АПо номинальному току электродинамической стойкости:а) симметричному б) асимметричному По номинальному току отключения:а) симметричному б) асимметричному

По номинальному импульсу квадратичного тока

Рисунок 5.5 — Схема для расчета ущерба от перерыва электроснабжения

Так как входящие в расчетные формулы для определения продолжительности совместных простоев представляют собой средние продолжительности одного ремонта, то их значения найдем по выражениям:

где — среднее время одного вынужденного (аварийного) или послеаварийного простоя;

— среднее время одного планового простоя:

По формулам (5.18-5.21):

Оценим ущерб по формуле (5.22) и (5.23):

Годовой ущерб обусловленный полным гашением ГПП:

Стоимость электроэнергии потребленной за год рассчитывается по формуле:

Сведем результаты расчетов годовых приведенных затрат для варианта схемы внешнего электроснабжения напряжением 10 кВ в таблицу 5.3

Таблица 5.3 — годовые приведенные затраты для схемы 10кВ

Наименование оборудованияЕдиница измеренияКол-воСтоимость единицы, тыс. руб.K, тыс. руб.EK∙E, ДW, Cэ,

1. Ячейка выключателяшт.2661,981323,960,213282,00—2. КЛ 10 кВкм415583,0062332,000,1529474,47127640739,04Итого9756,47127640739,04

По формуле (5.16):

.

Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 10 кВ представлена на рисунке 5.6.

рисунок 5.6 — Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 10 кВ

5.3 Выберем оптимальный вариант схемы внешнего электроснабжения предприятия

Приведенные затраты на вариант схемы внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ равняются . В свою очередь приведенные затраты на вариант с напряжением сети 10 кВ равняются . Исходя значительного превышения приведенных годовых затрат в варианте схемы внешнего электроснабжения с напряжением сети 10 кВ по сравнению с приведенными годовыми затратами варианта схемы внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ, и учитывая дополнительные затраты которые будет нести предприятие из-за того что цены на э/э на напряжении 10кВ выше чем на напряжении 110кВ, к исполнению принимаем вариант схемы внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ.

6. Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения предприятия, расчет питающих линий

.1 Выбор напряжения

поскольку в исходных данных нет никакой информации о наличии высоковольтных электроприемников с номинальным напряжением 6 кВ, в качестве напряжения схемы внутреннего электроснабжения принимаем 10 кВ.

6.2 Построение схемы электроснабжения

Согласно [6, 6.3.11, 6.3.11] к одной магистрали могут быть подключены до трех трансформаторов мощностью 1000 кВА или два трансформатора мощностью 1600 кВА. Обращая внимание на то, что при выборе цеховых ТП были выбраны трансформаторы с номинальными мощностями 160, 400, 1000, 2000 кВА, а также учитывая территориальное расположение цеховых ТП, принимаем, что ТП1 и ТП2; ТП5 и ТП6; ТП11 и ТП7 будут питаться по магистральной схеме, в остальных случаях предпочтительнее применить радиальную схему, так как применение магистральной схемы не приведет к существенному удешевлению, но усложнит выбор релейной защиты и несколько снизит надежность.

Учитывая технологическую необходимость оперативного управления высоковольтными электродвигателями в цехах 4, 8 (водонасосная, компрессорная соответственно), в данных цехах устанавливаем распределительные подстанции РП 1 (цех №4), РП2 (цех №8).

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

6.3 Конструктивное выполнение электрической сети

Согласно исходным данным грунт предприятия обладает низкой коррозионной активностью, присутствуют блуждающие токи в грунте, а также колебания и растягивающие усилия. При применении кабелей с пропитанной бумажной изоляцией для прокладки в траншее при наличии вышеперечисленных условий рекомендуется прокладка кабелей марки ААП2лУ- с алюминиевыми жилами и алюминиевой оболочкой, броня из оцинкованных плоских проволок, поверх которых наложен защитный покров, в подушке под броней имеется 2 слоя из пластмассовых лент, усовершенствованная бумажная изоляция. На участках кабельных линий, проходящих по цехам, кабели проложены в лотках.

рисунок 6.1 — Схема электроснабжения предприятия на напряжении 10 кВ6.4 Расчет питающих линий

Расчетный ток кабельной линии в нормальном режиме находится по формуле:

где — мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме, берем из раздела 3;

— номинальное напряжение сети.

Сечение кабельной линии по формуле:

где — экономическая плотность тока,

По [2, табл. 21.4] выбираем максимально близкое к экономическому . Далее принимаем длительно допустимый ток по наихудшим условиям прокладки. Длительно допустимый ток с учетом условий прокладки определяется по формуле:

где — поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей;

— поправочный коэффициент на температуру среды, в которой проложен кабель. Согласно исходным данным, наивысшая температура окружающего воздуха равно 27,3 оС. Для нормированной температуры жил, используя линейную интерполяцию, получим: ;

— число запараллеленных кабелей в кабельной линии.

Допустимая перегрузка кабеля в послеаварийном режиме определяется по условию:

где — коэффициент перегрузки, который определяется по [14, табл. 21.1], в зависимости от коэффициента предварительной загрузки;

— нагрузка на КЛ в послеаварийном режиме.

потеря напряжения в кабельной линии проверяется по условию (5.26).

Результаты выбора кабельных линий приведены в таблице 6.1.

Выводы по разделу шесть

Произвели выбор напряжения схемы внутреннего электроснабжения 10 кВ. Разработали схему электроснабжения предприятия. С учетом условий прокладки выбрали кабели марки ААП2лУ. рассчитали кабельные линии на напряжении 10кВ и 0,4кВ, проверили их по допустимому току в послеаварийном режиме и падению напряжения.

7. Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов КЗ в дипломном проекте производится с помощью метода типовых кривых.

Для расчета токов КЗ составляется исходная расчетная электрическая схема, на которой показываются источники питания точек КЗ (энергосистема, синхронные и асинхронные двигатели и т.п.), расчетные точки КЗ и связи между ними (воздушные, кабельные линии и т.п.). При выборе расчетной схемы для определения токов КЗ должны рассматриваться вероятные режимы, при которых воздействие токов КЗ на СЭС является наиболее тяжелым. Таким характерным режимом СЭС ПП является состояние схемы электроснабжения, когда одна из кабельных линий питающих ГПП отключена для проведения профилактических мероприятий или аварийного ремонта и включены секционные выключатели в РУ ГПП 10 кВ. Для выбора электрооборудования в дипломном проекте проводится расчет токов КЗ в следующих точках:

1)К1 и К2 — в схеме внешнего электроснабжения;

)К3 — в РУ 10 кВ ГПП;

)К4 — в электрической сети цеха, для которого был подробно проведен расчет нагрузок (ТП3 — МЦ).

учитывая вышесказанное, была составлена принципиальная электрическая схема СЭС ПП, на которой показаны вышеназванные элементы, представленная на рисунке 7.1.

рисунок 7.1 — Принципиальная схема СЭС

При определении токов КЗ в точках К1 и К2 подпитку от высоковольтных синхронных и асинхронных двигателей, установленных на стороне низшего напряжения ГПП по схеме, учитывать не будем. Поэтому значение периодической составляющей токов КЗ и ударных токов в точках К1 и К2 можно принять из расчета, проведенного в подразделе 5.2:

Мощность КЗ в точке К1 Sк1=SС=3000 МВА. Мощность КЗ в любой точке КЗ находится по формуле:

где — среднее номинальное Для точки К2:

Для нахождения тока КЗ в точке К3 составляется схема замещения. Для этого примем в качестве базисных SБ=1000 МВА, UБ=10,5 кВ.

Принимаем следующие сверхпереходные ЭДС, выраженные в относительных единицах, приведенных к базисным условиям:

) Для энергосистемы ;

) Для синхронных двигателей ;

) Для асинхронных двигателей .

Для расчета сверхпереходных сопротивлений, выраженных в относительных единицах, приведенных к базисным условиям, выберем для установки следующие высоковольтные электродвигатели:

) Асинхронные двигатели: ДАЗО4-450УК-8Д с номинальной мощностью Pном = 400 кВт и кратностью пускового тока КПД=94,4%;

) Синхронные двигатели установленные в компрессорной станции: СТД-1600-2 с номинальной мощностью Pном = 1600 кВт и сверхпереходным сопротивлением по продольной оси [3, табл. 2.48]; КПД=96,4%;

) Синхронные двигатели установленные в котельной: СТД-630-2 с номинальной мощностью Pном = 630 кВт и сверхпереходным сопротивлением по продольной оси [8, табл. 2.48]; КПД=95,3%.

Определим сверхпереходные сопротивления для элементов схемы:

1)Энергосистема. По формуле (5.9):

2)ВЛ 110 кВ, согласно [3, табл. 2.41]:

где — среднее номинальное 3)Трансформатор ТДН-16000/110, согласно [8, табл. 2.41]:

где — напряжение короткого замыкания трансформатора ТДН-16000/110. Согласно таблице 5.1 ;

— номинальная мощность трансформатора,

4)Асинхронные двигатели ДАЗО4-450УК-8Д. Согласно [3, табл. 2.41] для синхронного двигателя:

5)Синхронные двигатели СТД-1600-2. Согласно [3, табл. 2.41] для синхронного двигателя:

6)Синхронные двигатели СТД-630-2. Согласно [8, табл. 2.41] для синхронного двигателя:

7)Кабельные линии. Для кабельных линий сверхпереходное сопротивление находится по формуле (5.9), результаты расчета сведены в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 — Расчет сверхпереходного сопротивления для КЛ

Начало и конец КЛНомер сверхпереходного сопротивленияl, кмx0, Ом/кмГПП-РП170,200,0900,16РП1-АД1 (2,3,4)80,050,1130,05ГПП-РП290,290,0810,21РП2-СД1 (2,3,4)100,070,0900,06ГПП-СД5 (6)110,130,0950,11

На рисунке 7.2 представлена схема замещения для расчета тока КЗ в точке К3.

Рисунок 7.2 — Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К3

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

Рисунок 7.3- Преобразованная схема для расчета тока КЗ в точке К3

Параллельные ветви 13 14, и 15 могут быть преобразованы в эквивалентные с помощью формул [3, табл. 2.43]:

где , , , — соответствующие ЭДС и сопротивления первой и второй ветви соответственно.

соответствующим образом преобразованная схема замещения представлена на рисунке 7.4.

рисунок 7.4 — Преобразованная схема для расчета тока КЗ в точке К3

Дальнейшие аналогичные преобразования показаны на рисунке 7.5

рисунок 7.5 — Преобразованная схема для расчета тока КЗ в точке К3

Начальное действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ находится по формуле:

где — начальное значение тока КЗ, создаваемая i-й ветвью, выраженное в относительных единицах;

базисное значение тока. Для точки К3:

Действующее любого момента времени можно определить по формуле [3, 2.19]:

где — для энергосистемы ; Для электродвигателей определяется в зависимости от удаленности КЗ от выводов двигателя по графикам [3, рис. 2.23, 2.24],

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

(7.1)

где —

(7.2)

где — постоянная времени затухания апериодической составляющей. Для энергосистемы в точке K3 [3, табл. 2.45].

Для асинхронного двигателя серии ДАЗО [3, табл. 2.46].

Для синхронного двигателя СТД-1600-2 согласно [3, табл. 2.48] .

Для синхронного двигателя СТД-630-2 согласно [3, табл. 2.48] .

По формулам (7.1) и (7.2) равняется:

Значение ударного тока в точке К3 находится по формуле [3, 2.19]:

(7.3)

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

(7.4)

Удаленность от точки К3:

а) Асинхронных двигателей:

б) Синхронных двигателей СТД-1600-2:

в) Синхронных двигателей СТД-630-2:

По формулам (7.3) и (7.4) для точки К3:

Мощность КЗ в точке К3:

При определении тока КЗ в точке К4 в качестве источника рассматривается только энергосистема, а подпитка от электродвигателей напряжением 10 кВ не учитывается.

Для расчета тока КЗ на выводах НН трансформатора ТП4 посчитаем:

) Индуктивное сопротивление КЛ ГПП-ТП4:

2) Индуктивное сопротивление сети от энергосистемы до шин 10 кВ ГПП:

а) Сопротивление энергосистемы, приведенное к стороне 10 кВ [15, с. 64]:

(7.5)

б) Сопротивление ВЛ 110 кВ, приведенное к стороне 10кВ:

в) Сопротивление трансформатора ГПП, приведенное к стороне НН:

г) Индуктивное сопротивление сети от энергосистемы до шин 10 кВ ГПП:

,

.

) Индуктивное сопротивление сети от энергосистемы до вводов ВН трансформаторов ТП4:

.

) Мощность короткого замыкания на вводах ВН ТП4:

) Индуктивное сопротивление сети, приведенное к ступени 0,4 кВ, по (7.5):

) Активное, индуктивное и полное сопротивление трансформатора ТП4, данные для расчета берем из таблицы 3.1:

7) Суммарное полное сопротивление сети от энергосистемы до шин НН ТП5:

8) ток КЗ в точке К4 [15, с. 62]:

9) Апериодическая составляющая тока КЗ в произвольный момент времени находится по формуле [15, с. 63]:

(7.6)

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

(7.7)

где — соответственно результирующее активное и индуктивное сопротивления.

— синхронная угловая частота напряжения сети.

По (7.7):

По (7.6):

10) Ударный ток в точке К4 может быть найден по формуле:

(7.8)

где — угол сдвига по фазе напряжения и периодической составляющей тока КЗ:

— время от начала КЗ до появления ударного тока:

По (7.8):

) Мощность КЗ в точке К4 по формуле (7.1):

Сведем результаты расчетов в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 — Токи короткого замыкания

ТочкаUср.ном, кВТоки, кАSКЗ, МВАIп0IпtiудК1115,015,21315,21337,003000,00К2115,010,08010,08025,662007,79К310,512,91029,40234,79К40,412,15512,15524,408,42

Для оценки теплового импульса воздействия тока КЗ на отдельные элементы СЭС ПП необходимо найти время отключения КЗ. С этой целью на рисунке 7.6 построена диаграмма селективности действия максимальной токовой защиты. Считается, что автоматические выключатели смежных ступеней СЭС имеют ступень селективности 0,1 с, выключатели 10 кВ — 0,3 с, предохранители 10 кВ — 0,5 с.

рисунок 7.6 — Электрическая схема с указанием уставок РЗ

8. Выбор электрооборудования СЭС промышленного предприятия

Выбор основного электрооборудования схемы внешнего электроснабжения был произведен в разделе 5. В этом разделе будет произведен выбор электрооборудования остального электрооборудования.

)Произведем выбор токопровода, соединяющего трансформаторы ГПП с ячейками РУ НН ГПП. Токопровод 6,10 кВ выбирается по номинальному напряжению, току утяжеленного режима, а также электродинамической и термической стойкости к токам КЗ.

К установке планируется комплектный токопровод типа ТЗК-10-1600-61 УХЛ1 [16, 2.3], проверка представлена в таблице 8.1.

Таблица 8.1 — Выбор и проверка токопровода

Условия выбораРасчетные параметры сетиКаталожные данные ТЗК-10-1600-61УХЛ1По номинальному напряжениюUc = 10,0 кВUн= 10,0 кВ Iн = 1600,0 АПо номинальному току электродинамической стойкости По номинальному импульсу квадратичного тока

) Согласно [10, 7.4.2] при выполнении ГПП предприятия с помощью принятой ранее КТП-СЭЩ Б(М) в качестве РУ НН ГПП может быть использовано комплектное распределительное устройство 10 кВ наружной установки серии СЭЩ-59 У1. ячейки КРУ выбирается по номинальному напряжению, номинальному току и току утяжеленного режима, электродинамической и термической стойкости к токам КЗ. Поскольку по перечисленным параметрам также проверяются и выключатели, установленные в КРУ, проверка ячеек КРУ будет осуществлена совместно с выбором выключателей.

) К установке в качестве вводного выключателя РУ НН ГПП намечается выключатель ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/1600 [17, табл. 2.1]. Проверка выключателей производится по номинальному напряжению, номинальному току, току утяжеленного режима, по стойкости к электродинамическому и термическому действию тока КЗ, по отключающей способности. При его проверке по номинальному току используется формула:

(8.1)

Результаты выбора выключателя сведены в таблицу 8.2. Коэффициенты и приняты по [3, рис. 2.23, 2.24] для

Таблица 8.2 — Выбор и проверка вводного выключателя РУ НН ГПП

Условия выбораРасчетные параметры сетиКаталожные данные ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/1600По номинальному напряжениюUc = 10,0 кВUн= 10,0 кВ Iн = 1600,0 АПо номинальному току электродинамической стойкости:а) симметричному б) асимметричному По номинальному току отключения:а) симметричному

t=0,01+0,03=0,04 c

б) асимметричному По номинальному импульсу квадратичного тока:

2)Согласно [14] трансформаторы тока выбираются по номинальному напряжению, номинальному току, току утяжеленного режима, электродинамической и термической стойкости к действию тока КЗ, а также проверяются по работе в заданном классе точности (по допустимой вторичной нагрузке). В качестве трансформатора тока принимается к установке ТОЛ-СЭЩ-10-11-0,2s/0,5/10Р-5/10/15-1500/5 У2 [18]. Выбор трансформатора тока, установленного в ячейке вводного выключателя РУ НН ГПП, произведен в таблице 8.3.

Таблица 8.3 — Выбор и проверка трансформатора тока

Условия выбораРасчетные параметры сетиКаталожные данные ТОЛ-СЭЩ-10-11 0,2s /0,5 /10Р-5/10/15-1500/5 У2По номинальному напряжениюUc = 10,0 кВUн= 10 кВ Iн = 1500 АПо номинальному току электродинамической стойкости По номинальному импульсу квадратичного тока

На подстанциях 110 кВ на стороне НН трансформатора устанавливаются амперметр, счетчики активной и реактивной энергии. В качестве амперметра будем использовать цифровой многофункциональный электроизмерительный прибор ЩМ120. В качестве счетчика активной и реактивной энергии будем использовать счетчик ЕвроАЛЬФА EA02RTX-P3BN-3W. Схема подключения выбранных контрольно-измерительных приборов к обмоткам трансформатора тока приведена на рисунке 8.1.

рисунок 8.1 — Схема подключения

Проверка по допустимой вторичной нагрузке приводится в таблице 8.4.

Таблица 8.4 — Проверка по допустимой вторичной нагрузке

Обмотка ТТПриборТип прибораКоличество приборовПотребляемая мощность, ВАфаза Афаза Bфаза C0,2sPIKEA02RTX10,0150,0150,0150,5AЩМ12010,1000,1000,100Итого0,1150,1150,115

Исходя из условного обозначения трансформатора тока ТОЛ-СЭЩ-10-11-0,2s/0,5/10Р-5/10/15-1500/5 У2 [18, 8] знаем, что максимально допустимая нагрузка S2ном обмотки 0,2s составляет 5 ВА, а обмотки 0,5 — 10 ВА. Нормированная нагрузка для определенного класса точности обмотки ТТ находится по формуле:

(8.2)

где — номинальное По формуле (8.2):

) Для обмотки 0,2s:

2) Для обмотки 0,5:

допустимое сопротивление соединительных проводов находится по формуле:

(8.3)

где — сопротивление подключенных к данной обмотке ТТ приборов, которое находится по формуле:

(8.4)

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

— переходное сопротивление контактов, равное 0,05 Ом.

По формуле (8.4):

) Для обмотки 0,2s:

2) Для обмотки 0,5:

По формуле (8.3):

1) Для обмотки 0,2s:

2) Для обмотки 0,5:

Допустимое сечение соединительных проводов может быть найдено по формуле:

(8.5)

где — удельное сопротивление материала провода. поскольку в качестве соединительных выбираем медные провода, то ;

— расчётная длина соединительных поводов, учитывающая схемы включения приборов и обмоток трансформаторов тока. Для нашей схемы: , где l — длина соединительных проводов от обмотки трансформатора тока до приборов. Для линий 115 кВ к потребителям l=15 м. Таким образом .

По формуле (8.5):

) Для обмотки 0,2s:

2) Для обмотки 0,5:

Для обмотки ТТ 0,2s выбираем соединительные провода с сечением 4 мм2. По условию механической прочности для обмотки ТТ 0,5 выбираем соединительные провода с сечением 2,5 мм2.

3)Выключатели нагрузки и предохранители устанавливаются на вводах цеховых ТП при питании последних по магистральным схемам. Рассмотрим выбор указанных аппаратов для ТП-1, на которой установлены два трансформатора типа ТМЗ-2000. Условия выбора, расчетные параметры сети и каталожные данные выключателя нагрузки и предохранителя представлены в таблицах 8.5 и 8.6 соответственно.

Таблица 8.5 — Выбор выключателей нагрузок

Условия выбораРасчетные параметры сетиКаталожные данные ВНПзу-10/630-31,5По номинальному напряжениюUc = 10,0 кВUн= 10,0 кВ Iн = 630,0 А

По номинальному току электродинамической стойкости По номинальному импульсу квадратичного тока

Таблица 8.6 — Выбор предохранителей

Условия выбораРасчетные параметры сетиКаталожные данные ПКТ 104-10-160-20 У3По номинальному напряжениюUc = 10,00 кВUн= 10 кВ Iн = 630 А

)Выбор остальных выключателей и трансформаторов тока произведем в таблице 8.7, также в таблице приведен выбор секционных выключателей и установленных в их ячейках трансформаторов тока. При этом учтено, что ток, протекающий через секционный выключатель ГПП в послеаварийном режиме (после отключения КЗ и включения секционного выключателя с помощью АВР), равен 0,7 от тока, протекающего через вводной выключатель в послеаварийном режиме [19, 17.3.3].

)В начале перечисленных в таблице 8.7 (кроме секционных выключателей) кабельных линий устанавливаются трансформаторы тока нулевой последовательности ТЗЛМ-1 [17, табл. 2.2].

)Произведем выбор трансформаторов напряжения, подключенных к секциям шин ГПП и РП.

В качестве трансформаторов напряжения, установленных на шинах 10 кВ, примем трансформаторы напряжения НАМИ-10-95УХЛ2 [17].

Трансформаторы напряжения выбираются по номинальному напряжению и проверяются по классу точности (по допустимой вторичной нагрузке). Как уже было сказано, на вводе ГПП установлен счетчик активной и реактивной энергии ЕвроАЛЬФА EA02RT. Согласно [20, табл. 4.11] на линиях 10 кВ, отходящих к потребителям устанавливаются, помимо амперметра, счетчики активной и реактивной энергии. На стороне НН трансформаторов собственных нужд устанавливаются счетчики активной энергии. Кроме того, на секциях шин 10 кВ необходимо установить вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений. Как и раньше, в качестве счетчиков энергии (активной или одновременно активной и реактивной энергии) будем использовать счетчики ЕвроАЛЬФА EA02RTX-P3BN-3W. В качестве вышеназванных вольтметров будем использовать цифровые электроизмерительные приборы ЩМ120.

Схема подключения вышеназванных приборов к вторичным обмоткам трансформатора напряжения секций шин ГПП представлена на рисунке 8.2.

Таблица 8.7 — Выбор выключателей и трансформаторов тока

Кабельные линии (начало и конец)Uн, кВIр, АIутяж, АIп0, кАt3, ciу, кАТип выключателя (выключателя нагрузки с предохранителем)Тип трансформатора токаГПП-ТП110165,91331,8312,911,129,4ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630ТОЛ-СЭЩ-10-11 400/5ГПП-ТП4101,10202,191,1ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630ТОЛ-СЭЩ-10-11 250/5ГПП-ТП513,1526,291,1ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5ГПП-ТП1127,2954,591,1ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5ГПП-ТП86,7013,400,6ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5ГПП-ТП96,8313,660,6ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5ГПП-ТП1041,7683,520,6ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630ТОЛ-СЭЩ-10-11 100/5ГПП-ТП1215,08-0,5ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5ТП180,92161,850,8ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-200-20 У3-ТП280,92161,850,8ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-200-20 У3-ТП416,1832,370,8ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-40-20 У3-ТП380,92161,850,8ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-200-20 У3-ТП56,4712,950,8ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-20-20 У3-ТП66,4712,950,8ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-20-20 У3-ТП116,4712,950,8ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-20-20 У3-ТП716,1832,370,8ВНПзу-10/630-31,5; ПКТ 104-10-40-20 У3-ГПП-СД5 (6)23,52-0,0ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5ГПП-РП139,4378,860,9ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630ТОЛ-СЭЩ-10-11 80/5ГПП-РП2164,22328,450,9ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630ТОЛ-СЭЩ-10-11 400/5РП1-АД1 (2,3,4)19,71-0,0ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5РП2-СД1 (2,3,4)82,11-0,0ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630ТОЛ-СЭЩ-10-11 100/5ГПП(секционный)-906,361,4ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/1000ТОЛ-СЭЩ-10-11 1000/5РП1 (секционный)-55,200,3ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630ТОЛ-СЭЩ-10-11 75/5РП2 (секционный)-229,910,3ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630ТОЛ-СЭЩ-10-11 250/5

рисунок 8.2 — Схема подключения приборов к вторичным обмоткам трансформатора напряжения секций шин ГПП

Произведем проверку трансформатора напряжения, установленных на шинах ГПП, по допустимой вторичной нагрузке в таблице 8.8.

Таблица 8.8 — Проверка трансформатора напряжения

ПриборТип прибораКоличество приборовПотребляемая прибором мощность от трех фаз ТН, ВАСуммарная потребляемая приборами данного типа мощность, ВАPVЩМ-12010,30,3PIKEA02RTX124,048,0PIEA02RTX14,04,0Итого52,3

Согласно [21, табл. 2] при работе основной вторичной обмотки данного ТН в классе точности 0,5 максимально допустимая трехфазная нагрузка составляет 200 ВА. Исходя из этого считаем, что выбранный трансформатор напряжения работает в заданном классе точности.

В качестве соединительных проводов выбираем медные провода сечением 2,5 мм2.

На секциях шин РП также устанавливаем трансформаторы напряжения типа НАМИ-10-95УХЛ2.

) Произведем выбор трансформаторов собственных нужд ГПП. потребители собственных нужд подстанций делятся на ответственных и неответственных. Ответственными механизмами являются система охлаждения силовых трансформаторов, сети аварийного освещения, система пожаротушения, система подогрева приводов разъединителей и подогрева шкафов КРУ, система оперативного управления, связи и телемеханики. кроме того, потребителями собственных нужд подстанции являются освещение, отопление, вентиляция ЗРУ, освещение ОРУ также относится к потребителям собственных нужд. Мощность трансформаторов собственных нужд должна выбираться в соответствии с нагрузками собственных нужд в разных режимах работы подстанции с учетом коэффициентов одновременности и загрузки, а также с учетом перегрузочной способности трансформаторов в послеаварийном режиме. Допустимо принимать мощность трансформатора собственных нужд, равной 0,5% от мощности силового трансформатора, так как производится расчет трансформаторов собственных нужд ГПП в качестве мощности силового трансформатора возьмем полную мощность всех цехов.

где Sтсн — мощность трансформатора собственных нужд, кВА;

— мощность силового трансформатора, кВА,

кВА.

Исходя из условий питания вспомогательных механизмов предприятия, выбираем трансформатор типа ТМГ-100/10У1.

,

А.

Трансформатор подключается к обмотке НН силовых трансформаторов ГПП через предохранители типа ПКТ-104-10-8-31,5 УЗ.

8)Произведем проверку кабелей 10 кВ по условию термической стойкости к току КЗ. При этом термически стойкое сечение кабеля находится по формуле:

где — импульс квадратичного тока КЗ;

— термическая функция.

Если сечение кабельной линии выбранной в подразделе 6.4, меньше то необходимо поднять сечение до термически стойкого.

9)Произведем выбор цеховых ТП, НРП и коммутационных аппаратов на стороне 0,4 кВ. Трансформаторы цеховых ТП были выбраны в разделе 3. Цеховые

ТП реализуются с помощью КТП 160, 400, 1000, 2000. РУ НН цеховых ТП реализуются с помощью низковольтных шкафов ШН [22].

НРП также реализуются с помощью низковольтных шкафов ШН. Произведем выбор вводных и секционного автоматических выключателей ТП4. По формуле (5.17) ток, протекающий по вводным выключателям данной ТП в утяжеленном режиме:

Аналогично выбору секционного выключателя ГПП, считаем, что ток, протекающий через секционный автоматический выключатель ТП5 равен:

В качестве вводных и секционного выключателя ТП4 выбираем два автоматических выключателя Masterpact NT06 с номинальными токами 630 А [23]. Из раздела 7 известно, что периодическая составляющая тока КЗ на выводах трансформатора ТП4 Iп0=12,155 кА, а ударный ток КЗ iуд=24,4 кА. Согласно [23, с. 18] номинальный ток отключения автоматический выключателей Masterpact NT06 Iсs= 42 кА, допустимый сквозной ток КЗ при времени протекания 3 с Icw=24 кА; допустимый ток включения Iсm= 88 кА. Исходя из вышесказанного, делаем вывод, что выбранные автоматические выключатели удовлетворяют условиям стойкости к току КЗ на стороне НН трансформатора ТП4.

Проверка на термически стойкое сечение представлена в таблице 8.9.

Выбор вводных и секционных автоматических выключателей остальных ТП и НРП произведен в таблице 8.10.

Таблица 8.9 — Проверки кабельных линий по термической стойкости

Начало и конец кабельной линииIп0, кАt3, ctс, cTа, cBk, (кА)2∙сС, Fт.с, мм2Площадь термически устойчивого сечения, мм2Прежняя площадь сечения кабеля, мм2Окончательные тип и площадь сечения кабеляГПП-ТП112,911,10,030,12208,3494153,551502402xААП2лУ(3х240)ГПП-ТП412,911,10,030,12208,3494153,551501852xААП2лУ(3х185)ГПП-ТП512,911,10,030,12208,3494153,55150162xААП2лУ(3х150)ГПП-ТП1112,911,10,030,12208,3494153,55150252xААП2лУ(3х150)ГПП-ТП812,910,60,030,12125,0094118,94120162xААП2лУ(3х120)ГПП-ТП912,910,60,030,12125,0094118,94120162xААП2лУ(3х120)ГПП-ТП1012,910,60,030,12125,0094118,94120502xААП2лУ(3х120)ГПП-ТП1212,910,50,030,12108,3394110,7395251xААП2лУ(3х95)ТП1-ТП212,910,80,030,12158,3394133,861201202xААП2лУ(3х120)ТП4-ТП312,910,80,030,12158,3394133,861201202xААП2лУ(3х120)ТП5-ТП612,910,80,030,12158,3394133,86120162xААП2лУ(3х120)ТП11-ТП712,910,80,030,12158,3394133,86120162xААП2лУ(3х120)ГПП-СД5 (6)12,910,00,030,1225,009453,1950351xААП2лУ(3х50)ГПП-РП112,910,90,030,12175,0094140,73120502xААП2лУ(3х120)ГПП-РП212,910,90,030,12175,0094140,731201202xААП2лУ(3х120)РП1-АД1 (2,3,4)12,910,00,030,1225,009453,1950161xААП2лУ(3х50)РП2-СД1 (2,3,4)12,910,00,030,1225,009453,1950501xААП2лУ(3х50)

Таблица 8.10 — Выбор вводных и секционных автоматических выключателей

Номер ТП, НРПМесто установки автоматического выключателяIр, АIутяж, АIп0, кАТип выключателя, номинальный токНом. ток автоматического выкл., АТП1Вводной2020,734041,45-Masterpact NW505000Секционный1414,51—Masterpact NW161600ТП2Вводной2020,734041,45-Masterpact NW505000Секционный1414,51—Masterpact NW161600ТП3Вводной2020,734041,45-Masterpact NW505000Секционный1414,51—Masterpact NW161600ТП4Вводной404,15808,2912,155Masterpact NW101000Секционный282,90—Compact NS400400ТП5Вводной161,66323,32-Compact NS400400Секционный113,16—Compact NS160160ТП6Вводной161,66323,32-Compact NS400400Секционный113,16—Compact NS160160ТП7Вводной404,15808,29-Masterpact NW101000Секционный282,90—Compact NS400400ТП8Вводной161,66323,32-Compact NS400400Секционный113,16—Compact NS160160ТП9Вводной161,66323,32-Compact NS400400Секционный113,16—Compact NS160160ТП10Вводной1010,362020,73-Masterpact NW252500Секционный707,25—Masterpact NW101000ТП11Вводной404,15808,29-Masterpact NW101000Секционный282,90—Compact NS400400ТП12Вводной404,15808,29-Masterpact NW101000НРП1Вводной61,49122,97-Compact NS160160НРП2Вводной107,50215,01-Compact NS250250НРП3Вводной66,39132,78-Compact NS160160НРП4Вводной44,4088,80-Compact NS100100НРП5Вводной165,54—Compact NS250250НРП6Вводной108,01216,03-Compact NS250250

9. Расчет показателей качества напряжения в узлах СЭС

Согласно исходным данным, высоковольтными электроприемниками завода являются синхронные и асинхронные двигатели, синхронные двигатели установлены в компрессорной станции и котельной, а асинхронные двигатели установлены в водонасосной. Прямой запуск мощных электродвигателей, влечет за собой появление больших пусковых токов, из за чего появляются просадки напряжения. Для того чтобы избежать этого необходимо использовать частотный или мягкий пуск электродвигателей, так как эти вопросы будут рассматриваться в разделе релейной защиты, целесообразно вопросы качества рассмотреть там же.

10. Расчет и выбор устройств компенсации реактивной мощности

Расчет устройств компенсации реактивной мощности будем производить на методе, основанном на методе Лагранжа. В соответствие с ним вначале составляется схема электроснабжения, на которой показаны возможные источники и потребители реактивной мощности. Данная схема представлена на рисунке 10.1. поскольку разработанная выше схема электроснабжения является симметричной относительно секционных выключателей, на ней показаны источники и потребители реактивной мощности, подключенные к одной СШ ГПП.

рисунок 10.1 — Схема замещения системы электроснабжения предприятия для проведения расчета компенсации реактивной мощности

1)параметры схемы рассчитываются по формулам (3.9), а также:

Считаем, что на стороне НН ТП установлена основная группа БК, мощность которой рассчитана в разделе 3.

поэтому считаем, что со стороны НН потребляется реактивная мощность:

Результаты расчета параметров схемы приведены в таблице 10.1.

Таблица 10.1 — Результаты расчета параметров схемы

НаименованиеSн.т., кВАQ1,i, кварДQтi, кварRтрi, ОмRлi, ОмТП12000515,2567,040,41250,04ТП22000515,2567,040,41250,03ТП320001021,0967,040,41250,02ТП4400186,2117,223,43750,01ТП516055,087,219,37500,06ТП616013,017,219,37500,04ТП7400114,4814,993,43750,03ТП816034,247,219,37500,06ТП916017,557,419,37500,09ТП101000288,1338,951,08000,03ТП11400106,6313,443,43750,05ТП12400100,647,773,43750,06РП1 ()—-0,05РП2 ()—-0,07—-0,04—-0,03—-0,08

Располагаемую реактивная мощность синхронных двигателей можно найти по формуле:

где — коэффициент допустимой перегрузки СД по реактивной мощности. Примем, что коэффициент загрузки по активной мощности . Тогда при относительном напряжении на двигателях

— количество двигателей:

— номинальная активная мощность СД:

— номинальная реактивная мощность СД:

; ;

Экономически целесообразная реактивная мощность, передаваемая энергосистемой предприятию в расчете на один трансформатор:

2)Определим удельную стоимость потерь активной мощности. Удельная стоимость потерь активной мощности равна:

,

где d — коэффициент, учитывающий затраты, обусловленные передачей по электрическим сетям мощности для покрытия потерь активной мощности;

a и b — основная и дополнительная ставки двухставочного тарифа.

3)Определим затраты на генерацию реактивной мощности отдельными источниками:

для низковольтных БК (0,4 кВ):

(10.1)

где — нормативный коэффициент отчислений. Для силового оборудования напряжением до 20 кВ:

— удельная стоимость батарей конденсаторов:

для низковольтных БК:

для высоковольтных БК:

— отношение номинального напряжения конденсаторов к номинальному напряжению сети. Для низковольтных БК ; для высоковольтных ;

— удельные потери в конденсаторах;

для низковольтных БК:

для высоковольтных БК:

По формуле (10.1):

для низковольтных БК:

— для высоковольтных БК (10 кВ):

— для СД:

При отсутствии прочих потребителей реактивной мощности:

где и — постоянные величины, зависящие от технических параметров двигателя. Для двигателей:

СТД-1600-2 ;

СТД-630-2 ;

4) Определим эквивалентные активные сопротивления ответвлений с ТП. Для расчета оптимальной реактивной мощности, генерируемой низковольтными БК, необходимо знать эквивалентные сопротивления соответствующих ТП.

Для ТП, питающихся по радиальным линиям схема представлена на рисунке 10.2:

рисунок 10.2 — Схема замещения радиальной линий

Для ТП, питающихся по магистральным линиям схема представлена на рисунке 10.3:

рисунок 10.3 — схема замещения магистральной линии

Для ТП1 и ТП2, питающихся от одной магистрали:

Аналогично рассчитываем сопротивления для остальных ТП, результаты расчета представлены в таблице 10.2.

Таблица 10.2 — Эквивалентные сопротивления

Трансформаторная подстанцияRтрi, ОмRлi, ОмRэi, ОмТП10,4120,040,50ТП20,4120,030,53ТП30,4120,020,45ТП43,4370,013,56ТП59,3750,069,50ТП69,3750,049,54ТП73,4370,033,53ТП89,3750,069,44ТП99,3750,099,46ТП101,0800,031,11ТП113,4370,053,56ТП123,4370,063,50

)Определим реактивную мощность источников, подключенных к ГПП. Оптимальные реактивные мощности низковольтных БК, подключенных к ТП, определим в предположении, что к шинам ГПП подключена высоковольтная БК. Определим оптимальную мощность дополнительной группы БК для ТП по формуле:

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

— эквивалентное активное сопротивление ответвления с i-й ТП, подкл — юченного к СШ ГПП.

Если при расчете мы получим, что , то установка дополнительной группы БК на ТП нецелесообразна.

Результаты расчетов оптимальной реактивной мощности и выбора стандартных низковольтных БК ТП приведены в таблице 10.3. Мощность основной группы БК определяется по формуле:

Величина взята из раздела 3.

Таблица 10.3 — Выбор низковольтных БК

место установки БКRэi, ОмQci, МварQкi, кварQкi+ Qсi, кварТип принятой стандартной БКQстi, кваррасч.прин.ТП10,50-0,760,00513,78513,78УКЛН — 0,38-400-150 У3, УКЛН — 0,38-150-150 У3550ТП20,53-0,680,00513,78513,78УКЛН — 0,38-400-150 У3, УКЛН — 0,38-150-150 У3550ТП30,45-0,390,00596,65596,65УКЛН — 0,38-600-150 У3600ТП43,560,020,0222,9639,59УКЛН — 0,38-50-150 У350ТП59,50-0,010,0026,3726,37УКЛН — 0,38-30-150 У330ТП69,54-0,050,0065,5565,55УКЛН — 0,38-75-150 У375ТП73,53-0,060,000,000,00—ТП89,44-0,030,0032,7732,77УКЛН — 0,38-30-150 У330ТП99,46-0,050,0085,5485,54УКЛН — 0,38-100-150 У3100ТП101,11-0,270,0048,3448,34УКЛН — 0,38-50-150 У350ТП113,56-0,070,000,000,00—ТП123,50-0,070,000,000,00—6)Определим оптимальную реактивную мощность, генерируемую источниками реактивной мощности, подключенными к секции шин РП2. Поскольку к секции шин РП2 подключены синхронные двигатели и отсутствуют потребители реактивной мощности, то можно сказать о нецелесообразности высоковольтной БК на секциях шин РП2. Тогда оптимальную реактивную мощность, генерируемую СД, можно найти по формуле:

(10.2)

где — эквивалентное сопротивление СД:

По формуле (10.2):

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

7)Определим оптимальную реактивную мощность, генерируемую источниками реактивной мощности, подключенными к секциям шин РП1. Поскольку к секциям шин РП1 подключены асинхронные двигатели и отсутствуют другие источники реактивной мощности (низковольтные БК ТП, СД), то, учитывая установку на шинах ГПП высоковольтной БК, получим:

где — реактивная мощность, потребляемая АД, подключенными к секции шин РП1. Из раздела 2:

Тогда . В качестве высоковольтных БК, установленных на секциях шин РП1, устанавливаем УК — 10,5-450 ЛУЗ.

8)Определим оптимальную мощность высоковольтных БК, установленных на секциях шин ГПП по формуле:

Принимаем к установке на шинах ГПП УК — 10,5-750 ЛУЗ.

)Для проверки правильности расчетов составим баланс реактивной мощности.

Потребляемая реактивная мощность от одной секции шин ГПП:

Генерируемая реактивная мощность на одну секцию шин ГПП:

Процентное соотношение генерируемой реактивной мощности к потребляемой:

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

) Определим резерв реактивной мощности в расчете на секцию шин ГПП по формуле:

где — стандартная мощность выбранной низковольтной i-1 БК;

— стандартная мощность выбранной высоковольтной БК подключенной к с.ш. РП1;

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

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

таким образом, можно утверждать, что резерв реактивной мощности достаточен.

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

Выводы по разделу десять

Произвели расчет устройств компенсации реактивной мощности, рассчитали параметры схемы для расчета компенсации реактивной мощности. определили экономически целесообразную реактивную мощность, передаваемую энергосистемой предприятию в расчете на один трансформатор. Определили: затраты на генерацию реактивной мощности отдельными источниками; эквивалентные активные сопротивления ответвлений с ТП; оптимальные реактивные мощности низковольтных БК, подключенных к ТП; оптимальную реактивную мощность, генерируемую источниками реактивной мощности, подключенными к секции шин РП1 и РП2. В качестве высоковольтных БК, установленных на секциях шин РП1, приняли к установке УК — 10,5-450 ЛУЗ. определили оптимальную мощность высоковольтных БК, установленных на секциях шин ГПП, согласно расчетам устанавливаем УК — 10,5-750 ЛУЗ. Составили баланс реактивной мощности. определили резерв реактивной мощности в расчете на секцию шин ГПП, он составляет 75%, такое мощных СД, способных вырабатывать реактивную мощность, но такая выработка экономически нецелесообразна. Расчетный коэффициент реактивной мощности на вводе ГПП составил 0,298.

Библиографический список

1 РТМ 36.18.32.4-92. Указания по расчету электрических нагрузок. — М.: Изд-во стандартов, 1992. — 9 с.

Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. 2-е изд., перераб. и доп./ Под общ. ред. А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского. — М.: Энергия, 1980. — 576 с.

Справочник по проектированию электроснабжения/ Под. ред. Ю.Г. Барыбина — М. Энергоатомиздат, 1990. — 576 с.

СО-153-34.21.122.2003. инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций. — М.: Изд-во стандартов, 2003. — 31 с.

СП 52.13330.2011. Естественное и искуственное освещение. — М.: Изд-во стандартов, 2011. — 69 с.

НТП ЭПП-94. Проектирование электроснабжения промышленных предприятий. Нормы технологического проектирования. 1-я редакция. — М.: Изд-во стандартов, 1994. — 31 с.

ГОСТ 16555-75. Трансформаторы силовые трехфазные герметичные масляные. Технические условия. — М.: Изд-во стандартифон, 2006. — 10 с.

Правила устройства электроустановок. 7-е издание. Стереотипное. — СПб.: Изд-во ДЕАН, 2008. — 704 с.

электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для дипломного проектирования. Учебник для вузов/ Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков — 4-е изд. перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.

Комплектные трансформаторные подстанции блочные модернизированные 35-220 кВ. Комплектные трансформаторные подстанции универсальные 35/0,4 кВ/ Каталог КТП-СЭЩ- Б 35-220 кВ, КТП-СЭЩ- У 35/0,4 кВ. — Выпуск 18. Группа компаний «Электрощит». — HTTP://www.electroshield.ru/ktp-seshch-u_35-0-4_kv_1600.

Выключатели элегазовые серии ВГТ на 35, 110 и 220 кВ/ Энергомаш (Екатеринбург) — Уралэлектротяжмаш. —

HTTP://www.uetm.ru/files/katalog_VGT-35, 110, 22_6.pdf.

12 СТО 56947007-29.240.124-2012. Сборник «Укрупненные стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35-1150 кВ». 324 тм — т1 для электросетевых объектов ОПО «ФСК ЕЭС»., 2012. — 33 с.

Письмо МинРегразв 01.02.2012 №19839-ИП/08. —

HTTP://www.minregion.ru/ activities/3839.html.

Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2 т. Т.1. Электроснабжение/ Под общ. ред. А.А. Федорова. — М. Энергоатомиздат. 1986. — 568 с.

Релейная защита и автоматика в системах электроснабжения. Часть 1: Токи короткого замыкания: учебное пособие/ А.М. Ершов. — Челябинск: Издательский центр ЮУрГУ, 2011. — 157 с.

Токопроводы комплектные закрытые напряжением 6 и 10 кВ серии ТЗК, ТЗКР, ТЗМПЭ. каталог. -://www.zeim.ru/tokoprovody/tzk/chars.pdf.

Каталог КРУ СЭЩ-59. ЗАО «Группа компаний «Электрощит» — ТМ Самара». —

HTTP://www.electroshield.ru/komplektnye_raspredelitelnye_ustroystva_ kru_59.

18 ОРТ.135.001 ТИ. Трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-10. Техническая информация (справочная). Самара, 2008. —

HTTP://www.electroshield.ru/upload/iblock/ ti_tol10_elsh.ru.pdf.

Релейная защита и автоматика в системах электроснабжения. Часть 3: защита электрических сетей напряжением 6-10 кВ: учебное пособие/ А.М. Ершов. — Челябинск: Издательский центр ЮУрГУ, 2011. — 186 с.

Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 648 с.

ИРФУ.671241.015РЭ. Трансформатор напряжения антирезонансный трех

фазный НАМИ-10-95 УХЛ2. Руководство по эксплуатации. — HTTP://www.tdtransformator.ru/articles/NAMI10-95.pdf

Комплектные трансформаторные подстанции КТП 400-2500 кВА напряжением 6 (10) кВ. —

HTTP://etm-res.ru/pdf-files/booklets/katalog_METZ_2007.pdf.

Автоматические выключатели и выключатели нагрузки низкого напряжение на большие токи Masterpact NT и NW. каталог, 2006. —

http://www.wel-kom.ru/directory/directory/SCHNEIDER_ELECTRIC/03_nt_8.pdf

Учебная работа. Электроснабжение завода 'Полимер&#039