Система электроснабжения промпредприятия

1 2

---

 

Введение

 

Электрическая энергия, в условиях современного бурно развивающегося общества, является важнейшим экономическим фактором в вопросе дальнейшего развития человечества в целом. Современные тенденции говорят о том, что рост потребляемой электрической энергии будет происходить одновременно с повышением её стоимости. В результате этого энергетическая составляющая в затратах более или менее энергоемких предприятий будет расти. Такой факт лишний раз подчеркивает актуальность проектирования современных экономичных и надежных систем электроснабжения предприятий.

После распада Советского Союза промышленность нашей страны пришла в упадок, многие предприятия были разорены и просто перестали существовать. Таким образом, сейчас сложилась ситуация, когда стране вновь необходимо возрождать свою промышленность и строительство новых предприятий становится одной из первоочередных задач и, как следствие, проектирование систем электроснабжения этих предприятий, в том числе и для автомобильной отрасли страны.

Система электроснабжения промпредприятия является подсистемой технологической системы производства данного предприятия, которая предъявляет определенные требования к электроснабжению. Так, при проектировании основными исходными данными являются: электрические нагрузки предприятия, план распределения нагрузок по территории предприятия и площадям отдельных цехов, место положения, предполагаемого предприятия.

Основные задачи, решаемые при проектировании системы электроснабжения, заключается в оптимизации параметров системы путём правильного выбора напряжений, определении электрических нагрузок, высоких требований к бесперебойности электроснабжения, рационального выбора числа и мощности трансформаторов, конструкций промышленных сетей, средств регулирования напряжения, средств симметрирования нагрузки, подавление высших гармонических составляющих в сетях путём правильного построения схемы электроснабжения, соответствующей оптимальному уровню надёжности. Все эти задачи непрерывно усложняются вследствие роста мощностей электроприёмников, появления новых видов использования электроэнергии, новых технологических процессов и под воздействием множества других факторов.

 

 

1 Краткая характеристика предприятия как объекта проектирования

 

Эффективность работы завода в значительной степени зависит от технической готовности электрооборудования, которая обеспечивается своевременным и качественным выполнением технических обслуживаний и ремонтов.

Проектирование предприятий деревообработки нацелено, в первую очередь, на предотвращение возможных серьезных осложнений в рыночной деятельности российского лесного производства, обеспечение его стабильного, успешного хозяйствования с ориентацией расширенного воспроизводства на самой современной основе на всех существующих рынках мира.

И хотя, все проектные решения создаются индивидуально с учетом пожеланий заказчика, особенностями технологического процесса и требованиями нормативных документов, проектирование предприятий деревообработки выгодней всего осуществлять по типовым проектам, готовым к использованию после привязки к конкретной местности.

Типовые проекты разработаны по западным аналогам производственных предприятий, в сочетании с многолетней российской практикой производства заводов деревообработки. Использование западных технологий в проектировании предприятий деревообработки позволяет оптимизировать технологический процесс, до 30% сократить время реализации проекта и затраты на строительство. Сочетание опыта российских специалистов и зарубежных технических новшеств позволяет применять в проекте более эффективные решения по качеству, стоимости и срокам реализации проекта.

В состав завода входят такие цеха: главный корпус, вспомогательный корпус, производственный корпус, прессовый цех, склад химикатов, проходная, деревообделочный цех, сборочный цех, РМЦ, склад стройматериалов, склад готовой продукции

В главном корпусе находится лаборатория материалов, производство опытных образцов, так же в этом корпусе находится заводоуправления. Работа с сырой древесиной происходит в деревообделочном цехе. После удачного выпуска опытного образца, происходит массовый выпуск продукции в производственном корпусе. Части, необходимые для сборки продукции хранятся на складах, для хранения антисептиков выделен специальный склад химикатов. Древесные материалы требующие прессовки, такие как ДСП, ДВП  выполняются в прессовом цехе. Готовые части поступают на сборочный цех, где происходит окончательная сборка. После сборки они тестируются, и затем поступают на склад готовой продукции, комплектуются, запаковываются и готовятся к отправке заказчикам.

Приемники электроэнергии завода в основном являются приемниками трехфазного переменного тока с частотой 50 Гц, номинальным напряжением 380 В.

Степень бесперебойности электроснабжения цеха определяется установленными правилами устройства электроустановок тремя категориями электроприёмников. К потребителям I категории относятся социально значимые объекты. Все остальные потребители относятся ко II и III категориям: основные механизмы цехов являются потребителями II категории как оборудование серийного производства, вспомогательные – к потребителям III категории.

Краткая характеристика основных потребителей электроэнергии по категориям надежности электроснабжения приведена в табл. 1.1.

 

Таблица 1.1

Краткая характеристика основных потребителей электроэнергии по категории надежности электроснабжения

2 РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ЗАВОДА

 

Определение электрических нагрузок производится с целью выбора кабелей и проводников, проверки их по потере напряжения, для расчета отклонений и колебаний напряжения, выбора коммутационной и защитной аппаратуры и компенсирующих устройств.

 

2.1 Расчёт электрических нагрузок цехов

 

Определение расчётной нагрузки цехов выполняется по методу коэффициенты спроса и установленной мощности. Активная и реактивная расчётные нагрузки определяются:

(кВт),                                   (2.1)

(квар),                                  (2.2)

где – суммарная установленная активная мощность всех приемников цеха,   принимаемая по исходным данным (кВт); – коэффициент спроса, принимаемый по справочным данным; — характерное для приемников данного цеха средневзвешенного значения коэффициента реактивной мощности.

Расчетная активная нагрузка осветительных приемников цеха и территории завода определяется:

 (кВт),                               (2.3)

где — установленная мощность осветительных электроприемников (кВт); – коэффициент осветительных нагрузки, принимаемой по справочным данным.

 (кВт),                                  (2.4)

где – удельная осветительная нагрузка на единицу площади цеха, =0,015 кВт/м; – площадь цеха (м).

Расчетная полная мощность приемников цеха:

 (кВА),           (2.5)

Экономическое значение реактивной мощности, передаваемое предприятию от энергосистемы в режиме её максимальных нагрузок, равно 1,12 Мвар, значит оставшаяся часть потребляемой мощности должны быть компенсирована самим потребителем. Тангенс системы равен:

(2.6)

.

Расчетная реактивная мощность по цехам:

(2.7)

Полная расчетная мощность с учетом компенсации реактивной мощности:

 (кВА).                              (2.8)

Предварительная мощность освещения:

кВт,                                  (2.9)

где: S — площадь помещения, м2; руд = 0,015 кВт/м2.

кВт,                                 (2.10)

Площадь помещения:

S=24х24+12х24=864 м2;

Подробно рассмотрен расчёт освещения РМЦ в разделе 2.3.

Результаты расчета электрических нагрузок всех цехов завода сведены в табл. 2.1 и табл. 2.2.

Таблица 2.1

Определение расчетных нагрузок цехов завода

 

Таблица 2.2

Суммарная нагрузка цехов

 

2.2 Расчёт электрической нагрузки завода

 

Суммарные расчетные нагрузки цехов, по результатам расчетов, выполненных в табл. 2.1 и табл. 2.2, равны:

Потери мощности в силовых трансформаторах, приближенно:

— активные

(2.11)

— реактивные

(2.12)

Электрическая нагрузка завода в целом с учетом потерь мощности в силовом трансформаторе:

(2.13)

 

 

 

2.3 Расчет осветительной сети участков цеха РМЦ

 

Задачей расчета осветительной установки является определение числа и мощности источника света или определение фактической освещенности, создаваемой спроектированной установкой.

Для расчета общего равномерного освещения на заданную освещенность горизонтальной поверхности при отсутствии затененного оборудования, для светильников любого типа используется метод коэффициента использования светового потока.

При расчете по этому методу световой поток ламп в каждом светильнике, необходимый для создания заданной минимальной освещенности (норма освещенности – Eн), определяется по формуле:

(лм),                                  (2.14)

где Kзап – коэффициент запаса; F – площадь освещаемой поверхности (м2);     z = Eср/Eн – коэффициент минимальной освещенности (для ламп накаливания и ДРЛ принимается z=1,15, для люминесцентных ламп z = 1,1); Eср – средняя освещенность (лк); N – число светильников; η – коэффициент использования светового потока источника света, доли единиц.

Механический участок: Eн = 300лк; Kзап = 1,5.

Сварочный участок: Eн = 250лк; Kзап = 1,8.

Термический участок: Eн = 200лк; Kзап = 1,8.

Электроремонтный участок: Eн = 300лк; Kзап = 1,5.

Дано: размещение светильников на плане помещения, определённое следующими размерами: H – высотой помещения (10м), hс – расстоянием светильника от перекрытия (1,2м), hп =H — hс – высотой светильника над полом (8,8м), hр – высотой расчетной поверхности над полом (0,8м), Lа – расстоянием между соседними светильниками, Lb — расстоянием между соседними рядами ламп, l – расстоянием от крайних светильников или рядов светильников до стены, h – расчетной высотой, определяемой по формуле:

(м),                                        (2.15)

h = 10 –1,2 – 0,8 = 8 м.

Коэффициент использования светового потока является функцией индекса помещения i, который определяется по формуле:

,                                           (2.16)

где Lц – длина помещения (м); Bц – ширина помещения (м).

Коэффициенты использования выбираются по [табл. 5.10,19] в зависимости от индекса помещения i и от следующих коэффициентов: ρп – коэффициент отражения потолка (принимаем ρп = 0,7), ρс – коэффициент отражения стен (принимаем ρс = 0,5), ρр – коэффициент отражения расчетной поверхности (принимаем ρр = 0,1).

Принимаем к установке лампы ДРЛ-700 в светильниках типа РСП05/Г03 [19].

Для принятых светильников, имеющих глубокую кривую силы света (буква Г в обозначении светильника), находим расстояние между светильниками в ряду:

                                                  Lа = λэ·h, (м)                                  (2.17)

где λэ – для светильников, имеющих глубокую кривую силы света, равен 1.

Lа = 1·8 = 8м.

Принимаем La = 8м.

 

Механический участок:

 

При данном расстоянии между светильниками в ряду можно разместить 3 светильника.

Расстояние от стены до лампы определяется как:

.

Расстояние между рядами светильников:

Lb = 6м, тогда                       ;

.

Принимаю число светильников N=12 шт.

Определяем световой поток лампы:

Выбираем лампы типа ДРЛ700 мощностью 700 Вт со световым потоком =35000 лм.

Стандартное значение потока должно отличаться от расчетного на

(-10 ÷ +20)%:

,                                     (2.18)

,

 

Сварочный участок:

La = 8м, Lb = 6м

;

число светильников N=12 шт.

Расстояние от короткой стены до лампы определяется как:

.

Расстояние от длинной стены до лампы определяется как:

.

Определяем световой поток лампы:

Выбираем лампы типа ДРЛ700мощностью 700 Вт со световым потоком =35000 лм

 

Термический участок:

 

La = 8м, Lb = 8м,

число светильников N=15 шт.

Расстояние от короткой стены до лампы определяется как:

.

Расстояние от длинной стены до лампы определяется как:

.

Определяем световой поток лампы:

Выбираем лампы типа ДРЛ400 мощностью 700 Вт со световым потоком =35000 лм

.

 

Электроремонтный участок:

La = 8м, Lb = 6м,

.

число светильников N=6 шт.

Расстояние от короткой стены до лампы определяется как:

.

Расстояние от длинной стены до лампы определяется как:

.

Определяем световой поток лампы:

.

Выбираем лампы типа ДРЛ700 мощностью 700 Вт со световым потоком =35000 лм

.

Итак, для общего освещения производственных помещений выбираем светильники типа РСП05х700/Г03.

Помещение цеховой подстанции:

Н=4м; А=12м; B=6м; N=2.

Освещение выполняется светильниками типа НСП17-150 с лампами накаливания Б215-225-150 мощностью 150 Вт [19].

2.4 Построение картограммы и определение центра электрических нагрузок

 

Для определения места расположения цеховых трансформаторных подстанций (ЦТП) и приемного пункта на генеральный план завода наносится картограмма нагрузок.

Картограмма нагрузок предприятия представляет собой размещение по генеральному плану окружности, причем площади, ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам. Таким образом, радиусы таких окружностей определяется:

(2.19)

Для построения картограммы нагрузок принимается масштаб Если нагрузка равномерно распределена по площади цеха, то центр нагрузок принимается совпадающим с центром тяжести цеха фигуры, изображающей цех в плане. Расчет величины приведен в табл. 2.3.

Таблица 2.3

Расчетные данные для построения картограммы нагрузок

 

Для определения места расположения ГРП находится центр электрических нагрузок завода. На генплане завода произвольно наносятся оси координат. Координаты центра электрических нагрузок (ЦЭН) определяются по формуле:

 

(2.20)

 

где  – коэффициенты нагрузок i-го цеха; – активная нагрузка i-го цеха (кВА).

Для определения ЦЭН цехов, конфигурация которых на плане отлична от прямоугольной, используется следующий алгоритм:

1. Цех i разбивается на j таких частей, что каждая из них является прямоугольником.
2. По генплану определяются ЦЭН этих частей и их площади .
3. Находится активная мощность, приходящаяся на единицу площади этого цеха:

(2.21)

4. Определяется активная мощность, размещенная в каждой из прямоугольных частей рассматриваемого цеха .
5. С использованием выражения (2.20) находятся координаты ЦЭН цеха в целом.

Согласно генеральному плану предприятия по вышеизложенной методике определяются ЦЭН цеха №1, цеха №8.

Рассмотрим расчёт для цеха №1:

1) разбиваем цех на две прямоугольные части;

2) их координаты ЦЭН равны соответственно: =80;  =200;  =74;  =210;

 

Таблица 2.4

Расчёт ЦЭН для непрямоугольных цехов

 

 

 

2.5 Определение места расположения ГРП

 

ГРП является одним из основных звеньев системы электроснабжения любого промышленного предприятия. Поэтому оптимальное размещение подстанций на территории промышленного предприятия – важнейший вопрос при построении рациональных систем электроснабжения.

Центр нагрузок предприятия является символическим центром потребления электрической энергии завода. ГРП следует располагать как можно ближе к центру нагрузок, т.к. это позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электрической энергии и значительно сократить протяженность как распределительных сетей высокого напряжения предприятия, так и цеховых электрических сетей низкого напряжения, уменьшить расход проводникового материала и снизить потери электрической энергии.

Однако далеко не всегда удается расположить ГРП в центре нагрузок, поскольку определяющими факторами часто являются противопожарные, транспортные, а иногда и архитектурно-строительные особенности.

В нашем случае расчетный ЦЭН располагается на территории производственного цеха, почти в самом центре предприятия, поэтому мы не можем исходя из вышесказанных факторов установить ГРП рядом с ЦЭН.

Принимаем решение сместить фактический ЦЭН в более рациональное место, а именно ближе к вводу питания на предприятии.

3 ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ЦЕХОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ И КОНДЕНСАТОРНЫХ УСТАНОВОК НА 0.4 КВ

 

Питание завода происходит из сети 110/10кВ. непосредственно на заводе установим приемный пункт в виде ГРП, от которого электроэнергия расходится на ЦТП 10/0,4.

Для удобства эксплуатации систем электроснабжения выбирается не более двух номинальных мощностей силовых трансформаторов. Это ведет к сокращению складского резерва и облегчает защиту поврежденных трансформаторов.

В качестве ЦТП будут использоваться комплектные трансформаторные подстанции (КТП), полностью изготовленные на заводе.

В данном проекте часть электрооборудования относится к потребителям III категории, и часть оборудования – к потребителям II категории, требующих высокой надежности питания, поэтому цеховые подстанции выполняются с двумя рабочими трансформаторами.

Нормальный режим работы трансформаторов — раздельный. Это предусматривается с целью уменьшения токов короткого замыкания при авариях.

Рассмотрим выбор числа и мощности цеховых трансформаторов и конденсаторных установок на примере главного корпуса.

Учитывая наличие в сети электроприемников II категории, а также исходя из характера нагрузки (резкопеременная) принимаем к установке комплектную двухтрансформаторную подстанцию.

Местоположение КТП максимально приближено к ЦЭН цеха, что сокращает протяженность, а, следовательно, стоимость и потери в сети электроснабжения цеха.

Большинство электроприемников потребляет из сети реактивную мощность. Ее передача вызывает повышение потерь активной мощности, электроэнергии и напряжения в элементах сети. Для уменьшения этих потерь и увеличения пропускной способности линий и трансформаторов предусматривается в сетях потребителей установка компенсирующих устройств (КУ).

Устанавливаем ЦТП около: главного цеха, вспомогательного и производственного корпусов, РМЦ.

Рассчитаем мощность компенсирующих устройств и трансформаторов на примере СП2:

(3.1)

где – расчетная реактивная нагрузка цеха (квар); – реактивная мощность передаваемая из системы цеху (квар):

(3.2)

Выбираем две комплектные конденсаторные установки марки УКМ58-0,4-800-60У3 номинальной мощностью 1600 квар [2].

Мощность трансформаторов определяется расчетной нагрузкой цеха с учетом компенсации реактивной мощности на стороне 0,4 кВ.

Расчётная мощность цеха:

,                         (3.3)

 

(3.4)

Выбираем для установки 2 трансформатора ТМ-1000/10 [3].

Расчетная мощность, передаваемая через трансформатор:

(3.5)

Проверяем их по экономической загрузке:

,                                               (3.6)

,

Полученные коэффициенты загрузки лежат в допустимых пределах. Но в аварийном режиме при выходе из строя одного из трансформаторов, другой будет перегружен на 18%, работа трансформатора с такой нагрузкой разрешается не более 120 минут. Для разгрузки трансформатора следует применить отключение электроприемников третей категории.

Для остальных цехов выбор трансформаторов проводим аналогично. Результаты сведены в табл. 3.1. Паспортные данные трансформаторов приведены в табл. 3.2.

 

Таблица 3.1

Результаты выбора трансформаторов цеховых подстанций для 1 варианта электроснабжения

Продолжение таблицы 3.1

Результаты выбора трансформаторов цеховых подстанций для 1 варианта электроснабжения

 

 

Таблица 3.2

Технические данные цеховых трансформаторов

 

 

4 Выбор схемы ВНУТРЕННЕГО электроснабжения завода

 

Электроснабжение завода осуществляется от двухтрансформаторной подстанции энергосистемы 110/10кВ, находящейся на расстоянии 10 км, по двум воздушным линиям. Прием электроэнергии производится на ГРП 10кВ, от которой питаются ЦТП 10/0,4.

При построении общей схемы внутризаводского электроснабжения принимается вариант, обеспечивающий рациональное использование ячеек распределительных устройств, минимальную длину распределительной сети, максимум экономии коммутационно-защитной аппаратуры.

Распределительная сеть 10кВ выполняется трехжильными кабелями с алюминиевыми жилами с прокладкой их в траншее. Для потребителей I и II категории с целью обеспечения требуемой бесперебойности питания принимаются две параллельно проложенные в траншее кабельные лини с расстоянием между ними 100 мм.

При выборе сечения кабельных линий в качестве расчетной нагрузки используется значения номинальных токов цеховых трансформаторов.

В выпускной работе рассматриваются несколько вариантов электроснабжения завода. Рассмотрим радиальную (рис. 4.1) и кольцевую (рис. 4.2) схемы электроснабжения.

Рассмотрим выбор сечения кабеля, питающего СП2:

Определим ток в линии в нормальном режиме:

(А),                                       (4.1)

1. По экономической плотности тока:

(4.2)

мм².

Предварительно принимаю кабель ААБ-10(3×70) с длительно допустимым током =118 А.

2. По нагреву в утяжеленном режиме:

≥ 1,4∙Iрсч (А),                                       (4.3)

118 А ≥ 1,4·47А;

118 А ≥ 65,8 А.

Т.к. 118А ≥ 65,8А, то кабель ААБ-10(3х70) удовлетворяет проверки по нагреву в утяжелённом режиме.

3. По условию термической стойкости.

Так как известна мощность трехфазного короткого замыкания (КЗ) на стороне высшего напряжения (ВН) подстанции энергосистемы, то:

 (Ом),                                 (4.4)

где – среднее номинальное напряжение сети на стороне ВН подстанции энергосистемы (кВ), – мощность трехфазного КЗ на стороне ВН подстанции энергосистемы, ; – высшее и среднее номинальное напряжение подстанции энергосистемы (кВ);

=0,04 Ом.

Так как активное сопротивление системы много меньше индуктивного, следовательно, принимается

Необходимо рассчитать , для этого нужно учесть сопротивление  провода ЛЭП и трансформатора.

Для АС-185/24 [5]:

=0,157 Ом/км; =0,414 Ом/км, длина провода от подстанции энергосистемы до ГРП 10 км.

=0,157·10=1,57 Ом,

=0,414·10=4,14 Ом.

Ток металлического короткого замыкания на шинах ГРП рассчитан в разделе 5:

(мм²),                                 (4.5)

70 мм² 48,1 мм².

Кабель ААБ-10 (3х70) также удовлетворяет условию термической стойкости, поэтому окончательно принимаем его.

Потери в кабельной линии, питающей СП2:

(4.6)

где l – длина линии (м); – погонное сопротивление прямой последовательности кабельной линии (мОм/м); в соответствии с [6] составляет:

ААБ-10 (3×70) =0,447 мОм/м;

Потери энергии в линии:

(4.7)

где – годовое число часов использования максимальных потерь (ч);

(4.8)

Потери в кабельной линии, питающей 11 цех:

(4.9)

где l – длина линии (м); – погонное сопротивление прямой последовательности кабельной линии (мОм/м); в соответствии с [6] составляет:

ВВГнг (3×10) =1,26 мОм/м;

Потери в трансформаторе:

(4.10)

(4.11)

где n – количество трансформаторов в подстанции, – потери холостого хода (кВт); – потери короткого замыкания (кВт); – мощность нагрузки (кВА); – номинальная мощность трансформатора (кВА);

(4.12)

Потери энергии в трансформаторе:

(4.13)

Выбор сечений остальных кабельных линий и расчет потерь производится аналогично, результаты заносятся в табл. 4.1 и 4.2.
Таблица 4.1

Расчетные характеристики кабельных линий

 

Таблица 4.2

Расчетные характеристики трансформаторов

 

Сравнение двух вариантов схем внутреннего электроснабжения производится с помощью технико-экономического расчета, который сводится к расчету приведенных затрат:

(руб),                                    (4.14)

где  Ен — нормативный коэффициент экономической эффективности принимается 0,15; — единовременные капитальные вложения; Uэ — стоимость потерь электроэнергии (руб.).

Стоимость потерь электроэнергии:

(руб),                                       (4.15)

где — стоимость 1кВт максимальных активных нагрузочных потерь (руб/кВт·ч);   — максимальные суммарные потери энергии в кабельных линиях и трансформаторах, (кВт).

(руб/кВт·ч),                            (4.16)

где  α – ставка за мощность двухставочного тарифа, α=800 руб/кВт; Тм — число часов использования максимума нагрузки, Тм=5000ч, β— ставка за энергию двухставочного тарифа, β =1,38 ;

Капитальные затраты и максимальные суммарные потери посчитаны по приведенным выше формулам и результаты занесены в табл. 4.1 и 4.2. Стоимости трансформаторов и кабельных линий взяты из [7] и [8].

Расчет приведенных затрат для варианта схемы №1:

.

Расчет приведенных затрат для варианта схемы №2:

.

Из технико-экономического расчета видно, что вариант №1 предпочтителен, чем вариант №2. Следует также отметить, что в варианте №1 показатели загрузки трансформаторов лучше, чем во втором, и что схема защиты будет выстраиваться проще по варианту №1. Следовательно, в качестве схемы внутреннего электроснабжения завода принимается вариант №1 (рис. 4.1).

 

 

 

Рис.4.1 Схема внутреннего электроснабжения по варианту №1

 

5 РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

 

Основой причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение КЗ в сети или элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов короткого замыкания, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определить токи КЗ и по ним выбирать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов короткого замыкания.

Расчетная схема и схема замещения представлены на рис. 5.1 и рис.5.2 соответственно. Сопротивление энергосистемы и трансформатора дано:

(5.1)

(5.2)

Суммарное сопротивление до точки К1:

(5.3)

 

Рис.5.1 Расчетная схема                                       Рис. 5.2 Схема замещения

 

Ток трёхфазного КЗ в точке К1:

(кА),                                         (5.4)

 кА,

Ударный ток трёхфазного КЗ в точке К1:

(кА),                                 (5.5)

где куд— ударный коэффициент, который определяется по кривой kуд=f(x/r), а при x>>r принимается равным 2, по [рис.6.2, 9]:

Ток двухфазного КЗ в точке К1:

(кА),                                     (5.6)

кА.

Сопротивление воздушной ЛЭП взято из исходных данных:

=1,57 Ом,

=4,14 Ом.

Суммарное сопротивление до точки К2:

(5.7)

(5.8)

Ток трёхфазного КЗ в точке К2:

 кА.

Ударный ток трёхфазного КЗ в точке К2:

кА.

Ток двухфазного КЗ в точке К2:

кА.

Сопротивление линии от ГРП до ТП:

Кабель ААБ-10 (3×70) =0,447 мОм/м, =0,086 мОм/м

Сопротивление трансформатора Х=3,75 Ом

Суммарное сопротивление до точки К3:

(5.9)

Ток трёхфазного КЗ в точке К3:

 кА.

Ударный ток трёхфазного КЗ в точке К3:

Ток двухфазного КЗ в точке К3:

кА.

Приводим сопротивления системы к напряжению 0,4 кВ:

(5.10)

(5.11)

мОм,

 мОм.

Сопротивление трансформатора

 мОм,

 мОм.

Суммарное сопротивление до точки К4:

(5.12)

 мОм,

 мОм,

 мОм.

ЭДС системы электроснабжения на стороне 0,4кВ:

Ток трёхфазного КЗ в точке К4:

 (кА),                                      (5.13)

 кА.

Ударный ток трёхфазного КЗ в точке К4:

 кА.

Ток двухфазного КЗ в точке К4:

 кА.

Ток замыкания на землю в сети 10 кВ определяется как сумма емкостных токов всех линий:

(5.14)

где – погонный емкостный ток однофазного замыкания на землю i-го кабеля, для кабеля сечением 95 – 1,1А/км, 70 – 0,94А/км, 50 – 0,94А/км [10];  – длина i-го кабеля, км (берется из табл. 4.1.);

Результаты расчёта токов КЗ в характерных точках сведены в табл.5.1.

 

Таблица 5.1

Результаты расчета токов КЗ

 

---

1 2