Модернизация системы электроснабжения и электрооборудования инструментального цеха ОАО «Энерготехмаш»

 

2.3.1 Вариант I

2.3.1.1 Коэффициент загрузки

                                                           β_I = ,                             (10)             

где S_HI - номинальная мощность трансформатора, кВА

β_I=

2.3.1.2 Потери активной мощности

                                              ∆Р_I=n_I∙(∆P_xxI+β_I²∙∆P_кзI),                     (11)

где ∆Р_I - потери активной мощности, кВт;

n_I - количество трансформаторов;

∆Р_xxI - потери холостого хода, Вт;

∆Р_кз - потери при коротком замыкании, Вт

∆Р_I=1∙ (0,56+0,80²∙3,7)=2,93 кВт

2.3.1.3 Потери реактивной мощности

                         ∆Q_I=n_I∙ ,              (12)

где ∆Q_I - потери реактивной мощности, кВАр;

I_xx - потери тока холостого хода, %;

U_к - потери напряжения при протекании токов короткого замыкания, %;

∆Q_I= кВАр

 

 

2.3.1.4 Потери активной энергии за год

                               ∆W_ГI=n_I(∆P_xxI ∙T_B+β_I²∙∆P_кзI∙τ_н),                        (13)

где ∆W_ГI - потери активной энергии за год, кВт∙ч;

Т_В - время включения оборудования в течение года, тыс.ч;

τ _Н - время потерь в режиме нагрузки, тыс.ч;

Для односменного режима работы:

Т_В=2000 тыс.ч [5]

τ_Н=700 тыс.ч [5]

∆W_ГI=1∙(0,56∙2000+0,80²∙3,7∙700)=2777,6 кВт∙ч

2.3.1.5 Потери реактивной энергии за год

            ∆V_ГI=n_I∙                    (14)              

∆V_ГI= кВАр·ч

2.3.1.6 Стоимость потерь за год

                  C_nI=(m₁∙∆P_I +m₂∙∆W_ГI)+(n₁^´´∙∆Q_I+n₂^´´∙∆V_ГI),               (15)

где m₁ - удельная стоимость потерь активной мощности 1кВт в руб;

m₁=60 [5]

m₂ - удельная стоимость потерь активной энергии 1кВт∙ч в руб;

m₂=0,015 [5]

n₁^´´ - удельная стоимость потерь реактивной мощности 1кВАр в руб;

n₁^´´=1,2 [5]

n₂^´´ - удельная стоимость потерь реактивной энергии кВАр∙ч в руб;

n₂^´´=0,0004 [5]

C_nI=(60∙2,93+0,015∙1777,6)+(1,2∙11,45+0,0004∙8525,2)=220  руб.

2.3.1.7 Капитальные затраты на приобретение и монтаж трансформаторов

        К_I=Ц_I∙n_I                                         (16)                           

где Ц_I=150725  руб. - номинальная стоимость трансформатора на момент установки или монтажа [5]

К_I =150725∙1=150725 руб.

2.3.1.8 Приведенные годовые затраты

З_ГI=0,15∙K_I+6,4∙ +C_nI                                         (17)

З_ГI=0,15∙150725+6,4∙ +220=32474  руб.

2.3.2. Аналогично производим расчет второго варианта: два трансформатора мощностью  100 кВА каждый.

Результаты  сводим в таблицу 5.

Таблица 5 - Параметры трансформаторов

Вариант	Тип		∆Р, кВт	∆Q, кВАр	∆W, кВт∙ч	∆V, кВАр	Сп, руб.	К, руб.	З,  руб.
I	ТМ-250	0,70	2,93	11,45	2777,6	8525,2	220	150725	32474
II	ТМ3-100	1	3	14	2620	10063	240	186000	40044

На основании  технико-экономического расчета по показателям выбираем наиболее рациональный вариант. Таким образом, устанавливаем на подстанции один трансформатор мощностью 250 кВА.

 

 

2.4. Расчёт токов трёхфазного КЗ на стороне 6 кВ цеховой ТП.

 

Рисунок 1. Расчётная  схема.

             

Рисунок 2. Схема  замещения

 

2.4.1 Расчёт ведётся в относительных величинах. Задаемся базисными величинами [3]

S_б=100 МВА

U_б1=230 кВ

U_б2=6,3 кВ

2.4.2 Сопротивления элементов

                                                      (18)  

                         

где - безразмерная величина реактивных сопротивлений элемента;

l_ВЛ - длина участка, км;

х₀ - удельное сопротивление;

х₀ =0,4 Ом/км для воздушной линии [5]

n - количество проходящих линий;

U_ср - среднее напряжение, кВ;

                                                      (19)

где S_н—номинальная мощность трансформатора, МВА                    

                                                       (20)

                                       

                                                       (21)

где х₀=0,08 Ом/км, r₀=0,26 Ом/км для кабельных линий [5]

2.4.4 Рассчитаем параметры при коротком замыкании в точке К1

2.4.4.1 Результирующее реактивное сопротивление

2.4.4.2 Результирующее активное сопротивление

2.4.4.3  Результирующее полное сопротивление для участка 1

Так как  , то

                                

 

2.4.4.4 Базовый ток для точки 1

                    I_б1=                                      (22)

  I_б1= кА                               

 

2.4.4.5 Трехфазный ток короткого замыкания для точки К1

                    I_по1=                                         (23) 

I_по1= кА                                   

 

2.4.4.6 Ударный ток для точки К1

                   i_у1= ,                                  (24)

где к_у1 — ударный коэффициент.

 Т.к.  , то (рис 2.22 [1])

i_у1= кА

2.4.4.7 Мощность короткого замыкания для точки К1

S_k1=                                        (25)

S_k1= МВА

 

 

 

 

 

 

 

2.4.5 Рассчитаем параметры при коротком замыкании в точке К2

2.4.5.1 Результирующее реактивное сопротивление

2.4.5.2 Результирующее активное сопротивление

2.4.5.3 Результирующее полное сопротивление для участка 2

2.4.5.4 Базовый ток для точки 2

I_б2= кА

2.4.5.5 Трехфазный ток короткого замыкания для точки К2

I_по2= кА

2.4.5.6 Ударный ток для точки К2

i_у2= ,

Т.к. , то (рис 2.22 [1])

i_у2= кА

2.4.5.7 Мощность короткого замыкания для точки К2

S_к2= МВА

 

 

 

 

2.5 Выбор высоковольтного кабеля

 

2.5.1 Расчетный ток, протекаемый в кабельной линии 2

                      I_р=                                       (26)                              

I_р= А

2.5.2 Экономическое сечение кабеля

                     F_э= ,                                           (27)                                

где F_э — экономическое сечение кабеля, мм²

j_э — экономическая плотность тока, А/мм²

j_э=1,9 А/мм² [2]

F_э= мм²

Выбираем кабель с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой оболочке АСБ(3 16) [2]

                                   F_э<F

10,1<16

  

2.5.3 Проверка кабеля по току короткого замыкания на термическую стойкость

Тепловой импульс токов  КЗ:

                                                  (28)

c – постоянная времени затухания апериодической составляющей токов КЗ [5]

с – время отключения КЗ [5]

с – время срабатывания релейной защиты [5]

Минимальное сечение, устойчивое к токам КЗ

                                                               (29)

с=85 – постоянный коэффициент [5]

Условие проверки на термическую стойкость к токам  КЗ F_min<F не выполняется, т.к. 142>16, значит кабель, не устойчив к токам КЗ. Перевыбираем кабель АСБ(3 150) [2]

Теперь условие  проверки на термическую стойкость  к токам КЗ F_min<F выполняется, т.к. 142<150, значит кабель, устойчив к токам КЗ.

 

2.5.4 Проверка выбранного сечения кабеля по потерям напряжения

                    ∆U= ,                     (30)            

где ∆U — потери напряжения, %;

l=0,5 — длина кабельной линии, км

- удельное активное сопротивление  выбранного кабеля

- удельное реактивное сопротивление выбранного кабеля

∆U=

Условие проверки ∆U<∆U_д выполняется, т.к. 0,06%<5% [9].

Окончательно  выбираем кабель АСБ(3 150) [2].

 

 

 

 

 

2.6. Выбор высоковольтного выключателя

 

Выбираем масляный выключатель с электромагнитным приводом

ВМПЭ-10-20/630

      Выключатель масляный ВМПЭ-10 относятся к жидкостным трехполюсным высоковольтным выключателям с малым объемом дугогасящей жидкости (масло, в качестве диэлектрика). Масляные выключатели ВМП-10 предназначены для коммутации высоковольтных цепей трехфазного переменного тока в номинальном режиме работы установки, а также для автоматического отключения этих цепей при коротких замыканиях и перегрузках, возникающих при аварийных режимах. Управляется выключатель ВМП-10 электромагнитным приводом постоянного тока, встроенным в раму выключателя..

Оперативное включение  масляного выключателя ВМПП-10 осуществляется за счет энергии включающего электромагнита, а отключение - за счет отключающих пружин и пружинного буфера, которые срабатывают при воздействии отключающего электромагнита или кнопки ручного отключения на защелку привода ПЭ-11, удерживающую выключатель ВМП-10 во включенном положении. Выбор высоковольтного выключателя сведём в таблицу 6.

Таблица 6  - Вакуумный выключатель

Расчетные данные	Паспортные  данные
Uн=6 кВ	Uну=10 кВ Uн=6 кВ
Ip=19,2 А	Iн=630А>Iр=19,2 А
Iкз=10,24 кА	Iоткл=20 кА>Iкз=10,24 кА
iуд=15,5 кА	iдин=51 кА iуд =15,5кА
Вк=146 к	I2тер tтер=202 3=1200 к 146 к

 

 

 

 

 

 

2.7 Выбор выключателя нагрузки

 

2.7.1   Для коммутации электрических цепей в номинальном режиме перегрузки используется выключатель нагрузки, имеющий облегченную конструкцию дугогасительной камеры и меньшую стоимость, паспортные данные в таблице 7.

 

Таблица 7 - Таблица расчета выключателя нагрузки

Расчетные данные	Неравенство	Паспортные  данные
Uн=6кВ	Uну Uн	Uну=10 кВ
Ip=19,2	Iн>Iр	Iн=400А
iуд=15,5	iдин iуд	Iдин=25кА

Выбираем ВНПу-10/400-10УЗ,

где П – пружинный;

у—с усиленной контактной схемой;

УЗ—климатическое исполнение;

2.7.2. Выбираем предохранитель ПКТ-101-6-31,5-20УЗ в таблице 8 [5].

Таблица 8 - Таблица расчета предохранителя

Расчетные данные	Неравенство	Паспортные  данные
Uн=6 кВ	Uну Uн	Uну=6 кВ
Ip=19,2A	Iн>Iр	Iн=31,5кА
IПО=10,24кА	Iоткл IПО	Iоткл=20кА

 

Предохранители  токоограничивающие типа ПКТ (ТУ16-521.194-81) предназначены для защиты силовых трансформаторов, воздушных и кабельных линий, а также трансформаторов напряжения в сетях трехфазного переменного тока частоты 50 и 60 Гц с номинальным напряжением от 3 до 35 кВ.

 

 

 

2.8. Определение  параметров цеховой силовой сети напряжением до 1 кВ.

 

2.8.1. Выбор проводников  и аппаратов защиты распределительной  сети.