1. Расчет электрических нагрузок предприятия

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.
Расчет ведется по установленной мощности и коэффициенту спроса.
Для определения расчетных нагрузок по данному методу необходимо знать установленную мощность группы электроприёмников, коэффициенты мощности и спросаданной группы, определяемые по справочным материалам.
На заданном предприятии оборудование питается от двух классов напряжения. Силовая нагрузка обоих классов определяется аналогично, а на напряжение 0,4 кВ необходимо также рассчитать осветительную нагрузку.
Расчетная силовая нагрузка

Расчетная осветительная нагрузка

где КСО- коэффициент спроса для осветительной нагрузки (2, таблица 2.3);
Рно- установленная мощность осветительной нагрузки, кВт.
,

где - удельная осветительная нагрузка, отнесенная к площади пола цеха, кВт/м2 (2, табл. 2.4); F - площадь пола цеха, м2.
Таким образом, полная нагрузка цеха

Расчеты проводятся по каждому из цехов предприятия, результаты расчетов приведены в таблице 1 (Приложение А).

2. Определение расчетных электрических нагрузок предприятия

Из таблицы 1 полная расчетная мощность нагрузки по 0,4 кВ

кВА

Потери активной и реактивной мощности в цеховых трансформаторах

кВт;
кВар

Оптимальная реактивная мощность, передаваемая из энергосистемы в часы максимума активных нагрузок

кВар

Мощность компенсирующих устройств

Где
кВаркВар

Реактивная нагрузка, отнесенная к шинам 6-10 кВ ГПП с учетом коэффициента разновременности максимума силовой нагрузки

кВар,
где - коэффициент разновременности максимума силовой нагрузки, равный 0,95.
Некомпенсированная мощность на шинах 6-10 кВ ГПП

кВар

Потери активной мощности в батареях статических конденсаторов

 кВт,

где  - удельные потери в БСК, равные 0,002 (0,2%), кВт/кВар.
Общая активная мощность завода, отнесенная к шинам 6-10 кВ ГПП с учетом разновременности максимумов силовой нагрузки и потерь в КУ
Полная мощность на шинах 6-10 кВ ГППс учетом компенсации реактивной мощности

кВ×А

Потери мощности в трансформаторах ГПП

 кВт;
кВар

Полная расчетная мощность завода на стороне высшего напряжения ГПП

3. Определение центра электрических нагрузок

Главная понизительная подстанция (ГПП) является одним из основных звеньев системы электроснабжения любого промышленного предприятия.
Для определения местоположения ГПП при проектировании системы электроснабжения на генплан промышленного предприятия наносится картограмма нагрузок. Картограмма нагрузок предприятия представляет собой размещенные по генплану окружности, причем площади, ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов.
Для каждого цеха наносится своя окружность, центр которой совпадает с центром нагрузок цеха.
Радиус окружности

где  - активная расчетная нагрузка i-го цеха, кВт;  - осветительная нагрузка i-го цеха, кВт;	 - масштаб.
Картограмма электрических нагрузок позволяет наглядно представить распределение нагрузок по территории завода.
Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга. Угол сектора  определяется из соотношения активной суммарной нагрузки цеха и осветительной нагрузки по формуле

Показатели  и  приведены по цехам в таблице 2.
При определении центра электрических нагрузок считается, что нагрузка распределена равномерно по площади цеха. Тогда центр нагрузок цеха будет совпадать с центром тяжести фигуры, изображающей цех в генплане. В этом случае центр нагрузок предприятия можно определить по формулам:

,

где xi, yi- координаты центра электрической нагрузки i-го цеха.
Расчет центра нагрузок приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Расчет центра электрических нагрузок
№ цеха по генплану	Рр+РрО, кВт	РрО, кВт	r, мм	α, град	x, м	y, м	Рр+РрО*x	Рр+РрО*y	
									
Потребители энергии 0,4 кВ	
1	11438,6	558,6	60,3	17,6	140,0	131,8	1601404	1507204	
2	544,2	14,8	13,2	9,8	395,3	168,8	215130	91878	
3	1070,3	55,3	18,5	18,6	354,1	90,6	379027	96960	
4	785,0	25,0	15,8	11,5	32,9	24,7	25859	19395	
5	1360,8	110,8	20,8	29,3	387,1	263,5	526709	358610	
6а	152,8	5,8	7,0	13,7	337,6	189,4	51592	28942	
7	225,5	50,5	8,5	80,6	432,4	131,8	97501	29715	
8	156,9	6,9	7,1	15,9	337,6	156,5	52983	24553	
9	149,8	2,8	6,9	6,7	172,9	288,2	25901	43168	
10	142,8	2,8	6,7	7,0	172,9	259,4	24690	37035	
11	51,1	23,1	4,0	162,6	411,8	20,6	21024	1051	
12	91,1	7,1	5,4	28,2	16,5	284,1	1501	25893	
13	13,8	4,8	2,1	124,6	119,4	20,6	1643	283	
14	109,3	4,3	5,9	14,2	156,5	20,6	17106	2251	
15	38,4	14,4	3,5	135,1	234,7	24,7	9017	949	
16	8,6	2,6	1,7	107,8	242,9	284,1	2080	2433	
17	482,9	2,9	12,4	2,2	86,5	288,2	41756	139185	
18	16,4	4,4	2,3	96,5	210,0	284,1	3443	4658	
Освещение территории	22,3	22,3			228,5	152,4	5092	3395	
Итого по 0,4 кВ	16860,6	919,1					3103458,36	2417558,457	
Потребители энергии 10 кВ	
6б	5600		42,2		337,6	189,4	1890824	1060706	
Итого по 10 кВ	5600						1890824	1060706	
Всего	22461	919,1					4994282	3478264	
m	1		X0	222						
			Y0	155						

4. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП

Наиболее часто ГПП промышленных предприятий выполняются двух трансформаторными.
Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учетом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности. В послеаварийном режиме, при отключении одного трансформатора, для надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.
Если на ГПП устанавливаются два трансформатора, то номинальная мощность каждого из них определяется по условию

кВ×А,

где КЗ - коэффициент загрузки трансформатора.
Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110.
Проверяем коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах

;

Таблица 3 - Каталожные данные трансформатора

Тип трансформатора	UВ,кВ	UН,кВ	PХХ,кВт	РКЗ, кВт	Uк,%	Iхх,%	
ТРДН-25000/110	115	10,5	25	120	10,5	-	

5. Выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения

Номинальное напряжение - один из важнейших пространственных параметров системы электроснабжения, определяющий её размер, а следовательно и мощность.
Критерием выбора оптимального напряжения, как и других параметров систем электроснабжения, являются затраты

, руб/год

В качестве начального шага к выбору оптимального напряжения внешнего электроснабжения , кВ можно применить формулу Стилла

,

где  - расстояние до центра питания, км;Р - расчетная мощность, МВт.
Таким образом
кВ
Определив , следует рассчитать приведенные затраты на электрические сети и подстанции при стандартных напряжениях  в области  и выбрать , при котором

В приведенные затраты следует включать только составляющие, характерные для варианта напряжения, но не включать одинаковые элементы для всех напряжений.

6. Технико-экономическое сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения

В зависимости от установленной мощности приемников электроэнергии различают объекты большой, средней и малой мощности. Рассматриваемое предприятие относится к объектам средней мощности, для которых, как правило, применяют схемы электроснабжения с одним приёмным пунктом электроэнергии (ГПП). Если имеются потребители I категории, то предусматривают секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии. Согласно заданию питание может быть осуществлено от ТЭЦ с повышающими трансформаторами 10,5/115 кВ. Для технико-экономического сравнения выбираем два варианта электроснабжения: от шин ТЭЦ10кВ кабельной линией (1-й вариант) и от трансформаторов воздушной линией 110 кВ (2-ой вариант). Схемы электроснабжения согласно вариантам представлены на рисунке 1. Итогом технико-экономического сравнения двух вариантов электроснабжения является сравнение приведенных затрат двух вариантов.
Приведенные затраты

где - суммарные капвложения в схему электроснабжения, тыс.руб.;
Суммарные издержки

,

где - суммарные издержки на амортизационные отчисления, тыс. руб.;
- суммарные издержки на обслуживание объекта, тыс. руб.;
- суммарные издержки на потери электроэнергии, тыс. руб.

Рисунок 1 - Варианты схем электроснабжения

6.1 Технико-экономический расчет первого варианта схемы электроснабжения. Питание от шин ТЭЦ 10 кВ

.1.1 Выбор сечения проводов КЛ
Определяем расчетные токи в нормальном и аварийном (обрыв одной цепи) режимах

А;
А.
Соответствующее этому току расчетное сечение проводов КЛ

 мм2

где - экономическая плотность тока, равная 2,5 А/ мм2.
По (2, таблица 2.12) выбираем кабель ПвП-150.

6.1.2 Определение капитальных вложений насооружение схемы электроснабжения
Капитальные вложения в ЛЭП

Стоимость ячейки вакуумного выключателя ВВТЭ-10составляет 2,5 тыс.руб. (4, таблица 5.1).
Тогда общая стоимость
тыс.руб.
Стоимость сооружения 1 кмкабельной линии 10 кВкабелем марки ПвП-150 равна7,2 тыс.руб.(4, таблица 10.6).
Капитальные вложения в сооружение 6 км ЛЭП
тыс.руб.
Суммарные капитальные вложения в ЛЭП
тыс.руб.

6.1.3 Расчет ежегодных издержек на амортизацию, обслуживание и потери электроэнергии
Ежегодные издержки на амортизацию, и обслуживание составят:
тыс.руб.
тыс. руб.

Нормы амортизационных отчислений для силового оборудования и КЛ из (4, таблица 10.2).
Ежегодные издержки на покрытие потерь электроэнергии

 - потери электроэнергии, кВт/ч;- стоимость 1 кВт/ч электроэнергии.

где - потери мощности в элементе системы электроснабжения, кВт; - время потерь, ч.
Время потерь

,

где - число часов использования максимума, равное для электротехнических заводов 4500 ч (2, таблица 4.2).
ч.
Потери мощности в кабельной линии

где - активное сопротивление 1 кмкабельной линии, Ом/км;- длина кабельной линии, км;- количество параллельно подключенных цепей.
 кВт
Годовые потери энергии в линиях
кВт×ч
Годовые потери энергии
кВт×ч/год
Ежегодные издержки на потери электроэнергии
 руб.
Суммарные годовые издержки
тыс.руб/год
Приведенные затраты по первому варианту
тыс.руб/год

6.2 Технико-экономический расчет второго варианта схемы электроснабжения. Питание от шин 110 кВ

.2.1 Выбор сечения проводов ВЛ
Определяем расчетные токи в нормальном и аварийном (обрыв одной цепи) режимах

А;
А.
Соответствующее этому току расчетное сечение проводов ВЛ

 мм2

где - экономическая плотность тока, равная 1,3 А/ мм2.
По (4, таблица 7.35) выбираем провод АС-70/11.

Для линии 110 кВ сечение провода 70 мм2 является минимально допустимым по условию короны.

6.2.2 Определение капитальных вложений насооружение схемы электроснабжения
Капитальные вложения в ЛЭП

Стоимость ячейки элегазового выключателя ЯЭ-110составляет 16,5 тыс.руб. (4, таблица 5.2).
Тогда общая стоимость
тыс.руб.
Стоимость сооружения 1 км воздушной линии 110 кВ проводом марки АС-70/11 равна14,5 тыс.руб. (4, таблица 10.15).
Капитальные вложения в сооружение 6 км ЛЭП
тыс.руб.
Суммарные капитальные вложения в ЛЭП
тыс.руб.
Капитальные вложения в ГПП

Стоимость двух трансформаторов ТРДН-25000/110 (4, таблица 3.6)
тыс.руб.
Суммарные затраты на ГПП
тыс.руб.
Суммарные капиталовложения по первому варианту
тыс.руб.

.2.3 Расчет ежегодных издержек на амортизацию, обслуживание и потери электроэнергии
Ежегодные издержки на амортизацию, и обслуживание составят:

тыс.руб.
тыс.руб.

Нормы амортизационных отчислений для силового оборудования и ВЛ из (4, таблица 10.2).
Ежегодные издержки на покрытие потерь электроэнергии

где  - потери электроэнергии, кВт/ч;- стоимость 1 кВт/ч электроэнергии.

где - потери мощности в элементе системы электроснабжения, кВт; - время потерь, ч.
Время потерь
,

где - число часов использования максимума, равное для электротехнических заводов 4500 ч (2, таблица 4.2).
ч.

Потери мощности в воздушной линии

,

где - активное сопротивление 1 кмвоздушной линии, Ом/км;- длина воздушной линии, км;- количество параллельно подключенных цепей.
 кВт
Годовые потери энергии в линиях
кВт×ч
Годовые потери энергии в трансформаторах

где - потери холостого хода трансформатора, кВт(4, таблица 3.6);
- потери короткого замыкания трансформатора, кВт(4, таблица 3.6).
Годовые потери энергии
кВт×ч/год
Ежегодные издержки на потери электроэнергии
 руб.
Суммарные годовые издержки
тыс.руб/год
Приведенные затраты по второму варианту
тыс.руб/год

Таблица 4 - Сравнение вариантов внешнего электроснабжения
№ вар.	КΣ, тыс. р./год	Ежегодные издержки, тыс.р./год	ЗΣ, тыс. р./год	
		ИΣАМ	ИΣО	ИПЭ		
1(10)	175,3	9,5	3,6	43,1	77,5	
2 (110)	371	17,5	6.6	11,3	79,9	

Вывод: если варианты имеют различное номинальное напряжение, то при разнице в расчетных затратах менее 10 - 15 % предпочтение следует отдать варианту с более высоким номинальным напряжением, даже если этот вариант и дороже. Предпочтение отдаем второму варианту, в котором питание ГПП предприятия осуществляется по ВЛ от шин 110 кВ подстанции ТЭЦ. Разница приведенныхзатрат сравниваемых вариантов составляет 3%.

7. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности

При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно должен решаться вопрос об экономически целесообразной величине реактивной мощности, передаваемой через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ.
Суммарную расчетную мощность конденсаторных батарей низшего напряжения (НБК), устанавливаемых в цеховой сети, определяют в два этапа:
.Выбирают экономически оптимальное число цеховых трансформаторов;
.Определяют дополнительную мощность НБК в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 10 кВ предприятия.
Суммарная расчетная мощность НБК

,

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

7.1 Выбор оптимального числа цеховых трансформаторов

Минимальное число цеховых трансформаторов  одинаковой мощности, предназначенных для питания технологически связанных нагрузок

где - средняя активная мощность технологически связанных нагрузок за наиболее нагруженную смену, принимаем равной ; - рекомендуемый коэффициент загрузки трансформатора, о.е.;- добавка до ближайшего целого числа.
Экономически оптимальное число трансформаторов  определяется удельными затратами на передачу реактивной мощности и отличается от на величину m

где m - дополнительно установленные трансформаторы (3, рис.1.5).
Рассчитаем число и мощность силовых трансформаторов для механического корпуса, который является потребителем Iкатегории, цеховые трансформаторы питаются по магистральной линии.
1 Учитывая величину нагрузки, принимаем к установке трансформаторы с номинальной мощностью и с коэффициентом загрузки 0,7.
Определяем минимальное число цеховых трансформаторов

Оптимальное число трансформаторов

m - дополнительно установленные трансформаторы, определенные по (3, рис.1.5).
Результаты расчета для остальных цехов представлены в таблицах 5 и 6.

Таблица 5 - Результаты расчета количества трансформаторов в цехах.
Подстанции	Nmin	ΔN	m	Nопт	
	без ΔN	с ΔN				
ТП цех№1	10,21	11	0,79	0	11	
ТП цех №5	4,86	5	0,14	0	5	
ТП цех№3	2,43	3	0,57	0	3	
ТП цеха№4,13,14,15	2,96	3	0,04	0	3	
ТП цех №2	1,7	2	0,3	0	2	
ТП цеха №12,17	1,79	2	0,21	0	2	
ТП цеха №9,10,16,18+освещ. территор.	0,94	1	0,06	0	1	
ТП цеха №6,8	0,86	1	0,14	0	1	
ТП цеха №7,11	0,77	1	0,23	0	1	

Сведем в таблицу результаты выбора цеховых трансформаторов.

Таблица 6 - Выбор цеховых трансформаторов
№ п/п	Номер п/ст	Потребители эл. энергии	Место расположения п/ст	Ррасч, кВт	Qрасч, квар	Количество трансформаторов	Sном	Кз	
1	ТП-1-6	Цех №1	цех №1	11438,6	7710,3	11	1600	0,7	
2	ТП-7-9	Цех №5	цех №5	1360,8	1129,4	5	400	0,7	
3	ТП-10, 11	Цех №3	цех №3	1070,3	857,1	3	630	0,7	
4	ТП-12, 13	Цех №4,13,14,15	цех №4	946,5	976,7	3	400	0,8	
5	ТП-14	Цех №2	цех №2	544,2	422,7	2	400	0,8	
6	ТП-15	Цех №12,17	цех №17	574	440,4	2	400	0,8	
7	ТП-16	Цех №9,10,16,18	цех №10	339,9	290	1	400	0,9	
8	ТП-17	Цех №6,8	цех №6	309,7	285,3	1	400	0,9	
9	ТП-18	Цех №7,11	цех №7	276,6	279,6	1	400	0,9	

7.2 Выбор мощности конденсаторных батарей для снижения потерь мощности в трансформаторах

Рассчитаем компенсацию реактивной мощности для механического корпуса, используя данные таблиц 5 и 6.
Наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передавать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ

Суммарная мощность конденсаторных батарей на напряжение до 1 кВ составит

Дополнительная мощность  НБК для данной группы трансформаторов определяется по формуле

,

где  - расчетный коэффициент, зависящий от расчетных параметров(Сибирь) и (длина питающей линии 100 м) и магистральной схемы питания цеховых ТП (3, таблица 1.3, 1.4), равный 0,58 (3, рис.1.7).
Так как , то для данной группы трансформаторов реактивная мощность  принимается равной нулю.
Суммарная мощность НБК цеха составит

Расчетную мощность НБК  округляем до стандартной ближайшей мощности комплектных конденсаторных установок с помощью (3, таблица6.1).
Результаты расчета компенсации реактивной мощности для остальных цехов сведем в таблицу 7.

Таблица 7 - Выбор мощности комплектных конденсаторных установок напряжением 0,4 кВ с автоматическим регулированием
Номер п/ст	Qрасч, квар	Qнкрасч, квар	Номинальная мощность и тип НБК	Количество БК	Суммарная номинальная мощность НБК	
ТП-1-6	7710,3	3134,2	УКМ 58-04-536-67У3	6	3216	
ТП-7-9	1129,4	800,4	УКМ 58-04-200-33,3У3	4	800	
ТП-10, 11	857,1	79,4	УКМ 58-04-20-10У3	4	80	
ТП-12, 13	976,7	816,3	УКМ 58-04-200-33,3У3	4	800	
ТП-14	422,7	85,9	УКМ 58-04-20-10У3	4	80	
ТП-15	440,4	157,3	УКМ 58-04-50-25У3	3	150	
ТП-16	290	171,4	УКМ 58-04-50-25У3	3	150	
ТП-17	285,3	101,8	УКМ 58-04-50-25У3	2	100	
ТП-18	279,6	49,2	УКМ 58-04-30-10У3	2	60	

8. Компенсация реактивной мощности в сетях общего назначения напряжением 6-10 кВ

При выборе КУ при допущении о незначительной длине линий на предприятии можно представить все предприятие как узел сети 10 кВ, к которому подключены реактивная нагрузка и три типа источников реактивной мощности: синхронные двигатели 10 кВ, энергосистема и высоковольтные конденсаторные батареи.
Баланс реактивной мощности в узле 10 кВ предприятия имеет вид

Каждый установленный синхронный двигатель является источником реактивной мощности, экономически целесообразно использовать полностью располагаемую реактивную мощность СД,определяемую по формуле

где - коэффициент допустимой перегрузки СД (3, рис.6.2).
Суммарные реактивные потери в цеховом трансформаторе определяются по (3, таблица 6.4).
Таким образом, требуемая мощность ВБК определяется из формулы

Так как , то установка высоковольтных ККУ не требуется.

9. Выбор кабельных линий

Перед расчетом токов КЗ, необходимо выбрать кабели, которые соединяют ГПП с цеховыми трансформаторами и трансформаторы, соединенные по магистральной схеме.
В качестве примера произведем расчет самого нагруженного участка.
ГПП - ТП-1
Для бесперебойного питания спроектированы две параллельно проложенные в траншее кабельные линии с расстоянием между ними 100 мм.
Расчетный рабочий ток в нормальном режиме

Расчетный рабочий ток в аварийном режиме

По справочным материалам выбираем кабель марки ПвП из сшитого полиэтилена с медной жилой (2, таблица 4.12). Определяем сечение жил кабельных линий, учитывая допустимую перегрузку в аварийном режиме и снижение допустимого тока в нормальном режиме при прокладке кабелей в одной траншее.
По (2, таблица 4.6) находим, что допустимая перегрузка К3 составляет 1,25. КоэффициентК2 снижения токовой нагрузки принимаем по (2, таблица 4.4) равным 0,9. Коэффициент К1 принимаем равным 1, считая, что температура соответствует расчетной температуре среды, для которой составлены таблицы по определению Iдоп.
Допустимый ток кабельной линии определяется из соотношения

По (2, таблица 4.12) и на основе проведенных расчетов выбираем кабель ПвП с сечением жилы240 мм2 с Iдоп= 591 А.
Следовательно, выполняется условие

Результаты расчетов кабелей на 10 кВ и 0,4 кВ сведем в таблицу 8.

Таблица 8 - Выбор кабелей на 10 кВ и 0,4 кВ
Название кабельной линии	Sр, кВ·А	Iр, А	Iдоп, А	l, км	R, Ом/км	X, Ом/км	
ГПП-ТП-1	4800	277,1	591 (240)	0,101	0,0754	0,157	
ТП-1-ТП-2	3200	184,8	380 (120)	0,004	0,153	0,166	
ТП-2-ТП-3	1600	92,4	250 (50)	0,004	0,387	0,184	
ГПП-ТП-4	4800	277,1	466 (185)	0,126	0,0991	0,161	
ТП-4-ТП-5	3200	184,8	310 (70)	0,004	0,268	0,177	
ТП-5-ТП-6	1600	92,4	250 (50)	0,004	0,387	0,184	
ГПП-ТП-7	1200	69,3	250 (50)	0,299	0,387	0,184	
ТП-7-ТП-8	800	46,2	250 (50)	0,004	0,387	0,184	
ТП-8-ТП-9	400	23,1	250 (50)	0,004	0,387	0,184	
ГПП-ТП-10	1260	72,7	250 (50)	0,402	0,387	0,184	
ТП-10-ТП-11	630	36,4	250 (50)	0,004	0,387	0,184	
ГПП-ТП-12	800	46,2	250 (50)	0,311	0,387	0,184	
ТП-12-ТП-13	400	23,1	250 (50)	0,004	0,387	0,184	
ГПП-ТП-14	800	46,2	250 (50)	0,391	0,387	0,184	
ГПП-ТП-15	800	46,2	250 (50)	0,058	0,387	0,184	
ТП-15-ТП-16	400	23,1	250 (50)	0,09	0,387	0,184	
ТП-14-ТП-17	400	23,1	250 (50)	0,038	0,387	0,184	
ТП-10-ТП-18	400	23,1	250 (50)	0,088	0,387	0,184	
ГПП-РУ-1	4000	230,9	466 (185)	0,316	0,0991	0,161	
ТП-13-РП-1	228	329,1	350 (120)	0,05			
РП-1-РП-2	204,7	295,5	310 (95)	0,065			
РП-2-РП-3	65,5	94,5	115 (16)	0,043			
ТП-15-РП-4	118,3	170,8	175 (35)	0,064			
ТП-15-РП-5	188,9	272,7	310 (95)	0,016			
РП-5-РП-6	41,5	59,9	85 (10)	0,036			
РП-6-РП-7	14,3	20,6	85 (10)	0,038			
ТП-17-РП-8	227,7	328,7	350 (120)	0,025			
ТП-18-РП-9	79,5	114,7	115 (16)	0,056			

10. Расчет трехфазных токов короткого замыкания

Переходные процессы возникают в электроэнергетических системах(ЭЭС) как при нормальной эксплуатации (включение или отключение нагрузки, линий, источников питания и др.), так и при аварийных режимах: короткие замыкания, обрыв нагруженной цепи линии или её фазы, выпадение вращающихся машин из синхронизма и т.д. При этом переходный процесс характеризуется совокупностью электромагнитных и механических изменений в ЭЭС, которые взаимосвязаны.
Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение КЗ в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала.
Для расчета токов КЗ составляют схему замещения, в которой все магнитные связи заменены электрическими и все элементы системы электроснабжения представлены сопротивлениями.При определении параметров схемы замещения ЭЭС приняты допущения.
Расчет проводим в относительных единицах, используя приближенное привидение к одной ступени напряжения, при базисных условиях.
Для выбора и проверки электрооборудования допускаются упрощенные методы расчета токов КЗ , если их погрешность не превышает 5-10%. При этом определяют:
начальное значение периодической составляющей тока КЗ и значение этой составляющей в произвольный момент времени, вплоть до расчетного времени размыкания поврежденной цепи;
начальное значение апериодической составляющей тока КЗ и значение этой составляющей в произвольный момент времени, вплоть до расчетного времени размыкания поврежденной цепи;
Ударный ток КЗ .
Исходная схема замещения для расчета токов КЗ с указанными точками КЗ представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 - Исходная схема и схема замещения для расчета токов КЗ

Расчет токов КЗ в указанных точках проведен с помощью программы MathCAD2000 Professional и представлен в Приложении Б. Результаты расчетов приведены в таблице 10.

Таблица 9 - Результаты расчета токов КЗ
Точка КЗ					
К1	115	0,5	1,04	2,71	
К2	10,5	5,5	7,18	18,28	
К3	10,5	5,5	7,05	17,94	
К4	0,4	144,34	13,31	18,82	
К5	10,5	5,5	6,9	17,55	

11. Выбор оборудования

.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения электрических цепей в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа.
Условия выбора:
1) Напряжение установки ;
) Условие длительного нагрева;
) Ток отключения выключателя;
) Динамическое действие тока КЗ;
) Тепловой импульс тока КЗ .
Выбор выключателей и разъединителей на стороне 110 кВ в цепи ВН трансформатора ТРДН-25000/110
Токи нормального и аварийного режимов работы трансформатора

;

Таблица 10 - Проверка условий выбора выключателяи разъединителя
Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные	
		Выключатель ЯЭ -110Л-23(13)У4	Разъединитель РНДЗ.1-110/1000 У1	

-				

Выключатель ЯЭ -110Л-23(13)У4.
Разъединители высоковольтные типа РНДЗ.1-110/1000 У1, предназначены для включения и отключения находящихся под напряжением обесточенных участков электрических цепей высокого напряжения 110 кВ, а также заземления отключенных участков при помощи заземлителей.
Выбор выключателей в КРУ на стороне 10 кВ в цепи НН трансформатора ТРДН-25000/110
Токи нормального и аварийного режимов работы трансформатора

;

В цепи НН трансформатора и секционной перемычки принимаем к установке комплектные распределительные устройства серии К-63. Произведем проверку выключателей ВБЭК-10-20/1600 У2 по (7, таблица 6.3.4) , установленных в КРУ.

Таблица 11 - Проверка условий выбора выключателя в К-63
Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные	
		Выключатель ЭВОЛИС-10-31,5/2500	

			

Выключатели предназначены для частых коммутаций электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в ячейках комплектных распределительных устройств в электрических сетях трехфазного переменного тока частотой 50Гц с напряжением 6-10 кВ с изолированной или компенсированной нейтралью.
Выбор выключателей в КРУ на стороне 10 кВ в цепи кабельных линий ЗРУ и КРУ обеспечивающих присоединение синхронных двигателей РУ1
Для унификации оборудования выбор производим по наиболее нагруженной КЛ ГПП-ТП-1.
Токи нормального и аварийного режимов работы кабельной линии

;

Рабочий максимальный ток цепи синхронного двигателя

В цепи КЛ и двигателей принимаем к установке комплектные распределительные устройства серии К-63. Произведем проверку выключателей ВБЭК-10-20/630 У2 , установленных в КРУ.

Таблица 12 - Проверка условий выбора выключателя в К-63
Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные	
		Выключатель ВБЭК-10-20/630 У2	Разъединитель РВЗ-10/630У2	

-				

Для комплектования остальных КРУ К-63 используем рассчитанные выше выключатели ВБЭК-10-20/630 У2.

11.2 Выбор измерительных трансформаторов тока

Рисунок 3 - Измерительные приборы в цепи подстанции

На ВН и НН трансформаторы тока встроены в силовые трансформаторы.

Таблица 13 - Подсчет нагрузки трансформаторов тока на ВН в цепи силового трансформатора
Прибор	Нагрузка по фазам	Тип	
	А	В	С		
Амперметр	0,5	0,5	0,5	Э335	
Ваттметр	0,5		0,5	Д335	
Варметр	0,5		0,5	Д335	
Счетчик активной мощности	0,05		0,05	СЭТ3	
Счетчик реактивной мощности	0,05		0,05	СЭТ3	
Итого:	1,6		1,6		

Таблица 14 - Подсчет нагрузки трансформаторов тока на НН в цепи силового трансформатора
Прибор	Нагрузка по фазам	Тип	
	А	В	С		
Амперметр	0,5	0,5	0,5	Э335	
Ваттметр	0,5		0,5	Д335	
Варметр	0,5		0,5	Д335	
Итого:	1,5		1,5		

Полная мощность приборов

;

Сопротивление приборов

,

гдеI2 - вторичный номинальный ток.
На стороне ВН принимаемТВТ-110-I-300/5

;

Вторичная нагрузка трансформатора

,

где rk - сопротивление контактов (rk=0,1 Ом, при большом числе приборов; rk=0,05 при малом количестве приборов).

;

Принимаем провод марки АКВРГ 4 мм2. В соответствие с qст найдем сопротивление проводов

,

где ρ - удельное сопротивление повода (для алюминия ρ=0,0283).
Вторичная нагрузка

Таблица 15 - Расчетные и каталожные данные трансформаторов тока на стороне высшего напряжения
	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные ТВТ-110-I-300/5	
ВН	Uуст≤Uном	Uуст=110кВ	Uном=110 кВ	
	Iраб.мах≤Iном	Iраб.мах=175,7А	I1ном=300 А	
	Z2≤Z2ном	Z2=0,69 Ом	Z2ном=1,2 Ом	
	Вк≤(ктI1ном)2tтер	Вк=1,45 кА2с	Вк=108 кА2с	

На стороне НН принимаемТВТ-10-I-2000/5

;

Вторичная нагрузка трансформатора

,

где rk - сопротивление контактов (rk=0,1 Ом, при большом числе приборов; rk=0,05 при малом количестве приборов).

;

Принимаем провод марки АКВРГ 4 мм2. В соответствие с qст найдем сопротивление проводов
,

где ρ - удельное сопротивление повода (для алюминия ρ=0,0283).
Вторичная нагрузка

Таблица 16 - Расчетные и каталожные данные трансформаторов тока на стороне низшего напряжения
	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные ТВТ-10-I-2000/5	
НН	Uуст≤Uном	Uуст=10 кВ	Uном=10 кВ	
	Iраб.мах≤Iном	Iраб.мах=1924,4А	I1ном=2000 А	
	Z2≤Z2ном	Z2=0,25 Ом	Z2ном=1,2 Ом	
	Вк≤(ктI1ном)2tтер	Вк=15,5 кА2с	Вк=9408 кА2с	

Трансформаторы тока в цепи кабельной линии

На отходящих КЛ трансформаторы тока, так же как и другие измерительные приборы, устанавливаются в КРУ К-63. Для наиболее нагруженной КЛ ГПП-ТП-1, рассчитанной выше, по (7, таблица 6.3.5) выбираем трансформатор тока ТЛК-10-600/5 У3.

Таблица 17 - Подсчет нагрузки трансформаторов тока на кабельной линии НН
	Прибор	Тип	Нагрузка по фазам	
			А	В	С	
НН	Амперметр	Э379	0,5	0,5	0,5	
Счетчик активной мощности	СЭТ3	0,05		0,05	
Счетчик реактивной мощности	СЭТ3	0,05		0,05	
Итого	0,6		0,6	

Полная мощность приборов

Сопротивление приборов

,

гдеI2 - вторичный номинальный ток.
Максимальный рабочий ток

;

Вторичная нагрузка трансформатора

,

где rk - сопротивление контактов (rk=0,1 Ом, при большом числе приборов; rk=0,05 при малом количестве приборов).

;

Принимаем провод марки АКВРГ 4 мм2. В соответствие с qст найдем сопротивление проводов
,

где ρ - удельное сопротивление повода (для алюминия ρ=0,0283).
Вторичная нагрузка

Таблица 18 - Расчетные и каталожные данные трансформаторов тока на стороне низшего напряжения в цепи КЛ
	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные ТЛК-10-600/5 У3	
НН	Uуст≤Uном	Uуст=10 кВ	Uном=10 кВ	
	Iраб.мах≤Iном	Iраб.мах=554,2А	I1ном=600 А	
	Z2≤Z2ном	Z2=0,2 Ом	Z2ном=0,4 Ом	
	Вк≤(ктI1ном)2tтер	Вк=15,5 кА2с	Вк=108 кА2с	

11.3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения  или  и для отделения цепей измерения и релейной защиты от цепей высокого напряжения.
Трансформаторы высокого напряжения подбираются по следующим параметрам:
) Напряжение установки ;
) Учёт конструкции и схемы соединения обмоток;
3) Учёт класса точности S2 <S2 ном.

Таблица 19 - Измерительные приборы на подстанции ВН
	Прибор	Тип	Мощность ВА	Кол-во обмоток	Кол-во приборов	Потребляемая мощность	
						Р, Вт	Q, Вар	
ВН	Ваттметр	Д345	2	2	1	4	0	
	Варметр	Д345	2	2	1	4	0	
	Счетчик Активной энергии	СЭТ3	2	1	4	8	0	
	Счетчик реактивной энергии	СЭТ3	4	1	4	16	0	
	Вольтметр	Э379	2	1	1	2	0	

Таблица20 - Измерительные приборы на подстанции НН
	Прибор	Тип	Мощность ВА	Кол-во обмоток	Кол-во приборов	Потребляемая мощность	
						Р, Вт	Q, Вар	
НН	Ваттметр	Д345	2	2	1	4	0	
	Варметр	Д345	2	2	1	4	0	
	Счетчик Активной энергии	СЭТ3	2	1	6	12	0	
	Счетчик реактивной энергии	СЭТ3	4	1	6	24	0	
	Вольтметр	Э379	2	1	1	2	0	

Выбираем НКФ -110-83У1, класс точности 0,5.
Sном = 400∙3=1200 В·А
Выбираем НАМИТ-10-УХЛ2, класс точности 0,5.
Sном = 75∙3=225 В·А

Таблица 21 - Расчетные и каталожные данные
	Условия выбора	Расчётные величины	Каталожные данные	
ВН	Uуст ≤ Uном	Uуст = 110 кВ	Uном = 110 кВ	
	S2 ≤ S2 ном	S2 = 34 В·А	S2ном = 1200 В·А	
НН	Uуст ≤ Uном	Uуст =10 кВ	Uном = 10 кВ	
	S2 ≤ S2 ном	S2 = 44 В·А	S2ном = 225 В·А	

Сечение проводов (по условию механической прочности) принимают 1,5 мм2 для медных жил и 2,5 мм2 для алюминиевых жил.
Для ВН и НН применяю кабель АКРВГ 2,5 мм2.

11.4 Выбор шин

Для РУ напряжением 35 кВ и выше используются гибкие шины, выполненные проводами АС. В установках напряжением до 20 кВ применяются жесткие алюминиевые шины с сечением различной формы. Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновку выбираем по длительно допустимому току. Определение сечения шин производится по условию нагрева , т.е. по рабочему максимальному току.
Условие выбора шин по условию нагрева

Допущения при выборе гибких шин:
а) шины выполнены из голых проводов на открытом воздухе, на термическую стойкость короткого замыкания не проверяют;
б) гибкие шины РУ при Iпо< 20 кА не проверяют на электродинамическое действие токов КЗ;
в) проверка по условиям короны выполняется при напряжении 110 кВ и выше. Причем если шины выполнены из проводов сечением, равным или больше АС - 70 для 110 кВ; АС - 240 для 220 кВ, АС - 2x500 для 500 кВ, проверка по условиям короны не требуется.
На стороне ВН
Принимаем гибкие шины из сталеалюминевого провода АС-70/11

Условие выбора шин по току  выполняется.
Проверка шин на термическое и электродинамическое действие тока КЗ не производится.
На стороне НН
Принимаем жесткие алюминиевые шины прямоугольного сечения.
Выбираем сечение шин(h=10 мм, b=120 мм), расположение плашмя.

Проверка по допустимому току

Проверка на термическую устойчивость

,

где С - коэффициент принимаемы по [7] и равный 91 для алюминиевых шин.
Проверка на механическую прочность
Наибольшее удельное усилие

,

гдеа=0,3 м -расстояние между фазами для КРУ; - ударный ток на стороне низшего напряжения, кА.
Изгибающий момент

,
,

где  - момент сопротивления шин, установленных на ребро;- допустимое механическое напряжение в материале шин, для алюминия.

11.5 Выбор автоматических выключателей

Автоматический воздушный выключатель предназначен для проведения тока в нормальном режиме и отключения тока при коротких замыканиях, перегрузках, для оперативных включений и отключений электрических цепей напряжение до 1000 В.
Выбор автоматических выключателей производится по:
1) Напряжение установки ;
) Условие длительного нагрева;
) Ток отключения автомата;
) Быстродействующие автоматы благодаря токоограничивающему эффекту на электродинамическую стойкость не проверяются и по термической стойкости проверяются только селективные автоматы.
Токи нормального и аварийного режимов работы трансформатора 2КТП 1000/10

;

Выбираем автоматический выключатель ВА75-47 (3, таблица5.4).

Таблица 22 - Проверка условий выбора автоматического выключателя.
Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные	
		Выключатель ВА75-47	

			

11.6 Защита от перенапряжений

На линиях электропередачи возникают волны перенапряжения, в результате прямых ударов молний в провода либо перекрытий воздушных промежутков при ударе молнии в опору. Эти волны перенапряжений доходят до подстанции и вызывают кратковременное перенапряжение на оборудовании. Они могут вызывать повреждение изоляции. Для предотвращения этого и защиты оборудования используются нелинейные ограничители перенапряжений.
Для защиты от атмосферных перенапряжений и кратковременных внутренних напряжений изоляции ВЛ и трансформаторов на сторонах ВН, НН устанавливаем ограничители перенапряжений типа:
ОПН-ПН-110УХЛ1 - предназначены для защиты электрооборудования в сетях с эффективно заземленной нейтралью, напряжением 110кВ.
ОПН-КР/TEL-10/12.0 УХЛ2- предназначены для надежнойзащиты электрооборудования в сетях класса напряжения 10 кВ с изолированной иликомпенсированной нейтралью. Рекомендуются для использования в распределительных сетях для защиты трансформаторов и двигателей. Изготавливаются для наружной и внутренней установки (УХЛ1 и 2 по ГОСТ15150). Встраиваются в КРУ К-63.

Таблица 23 - Каталожные данные ОПН
Тип	Каталожные данные	
	ОПН-110У1	ОПН-КР/TEL-10/12.0 УХЛ2	
Uном, кВ	110	10	
Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение UНР, кВ	73	12,0	
Номинальный разрядный ток 8/20 мкс, кА	5	10	
Длина пути утечки внешней изоляции, см, не менее	-	3,70	

11.7 Выбор плавких предохранителей на напряжение 10 кВ

Предохранитель - аппарат, предназначенный для автоматического однократного отключения электрической цепи при КЗ или перегрузке. Отключение цепи предохранителем осуществляется путём расплавления плавкой вставки, которая нагревается протекающим по ней током защищаемой цепи. После отключения цепи плавкая вставка должна быть заменена вручную.
На напряжение 10 кВ понижающих цеховых КТП устанавливаем и для защиты трансформаторов напряжения применяем предохранители ПК.
Условия выбора:
1) Напряжение установки ;
) Номинальный ток;
) Отключающая способность;
) Номинальный ток плавкой вставки 
Токи нормального и аварийного режимов работы трансформатора 2КТП 1600/10

;

Отстройка от броска намагничивающего тока трансформатора

По (3, таблица 4.3) для трансформатора мощностью 1600 кВА и его номинального тока на стороне 10 кВ определяем номинальный ток плавкой вставки предохранителя, он равен 150 А.
Выбираем предохранитель ПК-10/150(3, таблица 4.4).

Таблица 24 - Каталожные данные предохранителя
Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные	
		Плавкий предохранитель ПК-10/150	

			

Условие обеспечения селективности плавкой вставки

где  - время плавления плавкой вставки при КЗ на стороне 0,4 кВ; - полное время срабатывания защиты со стороны 0,4 кВ, с которой осуществляется согласование предохранителя, равное 0,02 с, для электромагнитных расцепителей автоматов; - минимальная ступень селективности , равная 0,6 с; - коэффициент приведения каталожного времени плавкой вставки и времени ее разогрева, равный 0,9.

Допустимое время протекания тока КЗ в трансформаторе

Проверка осуществляется по условию

11.8 Выбор трансформаторов собственных нужд

Состав потребителей собственных нуждподстанций зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования. Наименьшее количество потребителей собственных нуждна подстанциях выполненных по упрощенным схемам, без синхронных компенсаторов, без постоянного дежурства. Это - электродвигатели обдува трансформаторов, шкафов КРУ, а так же освещение подстанции.
Наиболее ответственными потребителями собственных нуждподстанций являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, аварийное освещение, система пожаротушения.
Мощность ТСН выбирается в соответствии с нагрузками в разных режимах работы подстанции, но не более 630 кВ×А.

Таблица 25 - Нагрузка собственных нужд подстанции
Электроприемник	Установленная мощность, кВт	Количество приемников	Суммарная мощность, кВт	
Обогрев: Шкафы РЗ Шкафы КРУ Отопление и освещение помещения персонала Наружное освещение Нагрузка потребляемая оперативными цепями Маслохозяйство	 0,5 0,6 5,5  4,5 1,8  75	 14 14 1  1 1  1	 7 8,4 5,5  4,5 1,8  75	
Итого:			96,2	

Для рассматриваемой подстанции принимаем два ТСЗ-160/10.

12 Определение расчетной нагрузкитермического цеха методом упорядоченных диаграмм

Определяем расчетную нагрузку методом упорядоченных диаграмм термического цеха с площадью 916 м2. Ведомость электрических нагрузок приведена в таблице 26.

Таблица 26 - Ведомость электрических нагрузок термического цеха
№	№ по плану	Наименование оборудования	Pн, кВт	КИ	cos	n	tgφ	
1	1, 2	Галтовочный барабан	3	0,14	0,5	2	1,73	
2	3, 4	Пресс кривошипный холодного выдавливания	40	0,14	0,5	2	1,73	
3	5, 6	Пресс чеканочный	30	0,14	0,5	2	1,73	
4	7	Автомат многопозиционный	10	0,14	0,5	1	1,73	
5	8, 9, 45	Обдирочно-шлифовальный станок	1,1	0,14	0,5	3	1,73	
6	10	Автомат резьбонакатный	33,3	0,14	0,5	1	1,73	
7	11-16, 26, 31-35	Пресс кривошипный	1,5	0,14	0,5	12	1,73	
8	17, 22, 24, 25	Пресс фрикционный	7,5	0,14	0,5	4	1,73	
9	18, 19, 30	Печь сопротивления	14	0,8	0,95	3	0,33	
10	20, 21	Пресс кривошипный	5,5	0,14	0,5	2	1,73	
11	23, 41, 42	Электропечь камерная, 16000ºС	50	0,8	0,95	3	0,33	
12	38, 39, 43, 44	Электропечь-ванна, 850ºС	20	0,8	0,95	4	0,33	
13	46	Твердомер шариковый	0,8	0,1	0,5	1	1,73	
14	47, 49	Электропечь	20	0,8	0,95	2	0,33	
15	48, 51	Вентилятор	7,5	0,65	0,8	2	0,75	
16	27, 28	Механические ножницы	7,5	0,14	0,5	2	1,73	
17	36	Отрезной полуавтомат	5,9	0,14	0,5	1	1,73	
18	37, 40	Шахтная электропечь	30	0,8	0,95	2	0,33	

Все рабочие приемники цеха разбиваются по характерным группам с одинаковы коэффициентом использования и мощности с выделением групп приемников спеременным (группа А - ) и постоянным (группа Б - ) графиками нагрузки.
Расчетная нагрузка электроприемников группы А в целом по цеху
,

где  - коэффициент максимума; () - суммарная средняя активная (реактивная мощность приемников группы А за наиболее загруженную смену.
Величина отношения между номинальной максимальной и номинальной минимальной мощностями

Величины () по группам А и Б в целом определяются суммированием средних активных (реактивных) мощностей характерных групп приемников, входящих в группы А и Б, определяемых из выражений

Приведенное эффективное число электроприемников в группе

Расчетные активные и реактивные нагрузки силовых приемников по цеху в целом определяются суммированием соответствующих нагрузок группы А и Б согласно выражениям

Полная расчетная мощность силовой нагрузки

Расчетный ток для выбора сечения проводников

Расчетная мощность силовой нагрузки определена в таблице 27.
Основными потребителями электроэнергии в цехе являются электропечи и прессы, рассчитанные на переменный трехфазный ток и напряжение 380 В. Окружающая среда в цехе нормальная.
Так как силовая нагрузка равномерно распределены по площади цеха, то для питания нагрузки цеха принимаем магистральную схему, которая более проста и экономична.
Магистральные сети выполняем комплектными распределительными шинопроводами типа ШРА73У3 и магистральным шинопроводом типа ШМА73.
Магистральные шинопроводы крепят на высоте 3 метра над полом на кронштейнах. Крепление шинопроводов типа ШРА выполняется на стойках. Присоединение ШРА к магистральному шинопроводу осуществляется кабельной перемычкой. Отдельные приемники подключаются к ШРА через ответвительные коробки проводом марки АПВ, проложенным в металлорукавах.
Силовую нагрузку разбиваем на группы с одинаковыми Ки и cos и распределяем по двум шинопроводам ШРА. Для питания осветительной сети используются шинопровод ШОС-67 (подключается к головному участку магистрали) с нулевой шиной на напряжение 380/220 В и ток 25 А.
Расчетный ток ШРА-1

Выбираем шинопровод ШРА73У3по (3, таблица5.2) с  и электродинамической стойкостью  не менее 25 кА.
Расчетный ток ШРА-2

Выбираем шинопровод ШРА73У3по (3, таблица5.2) с  и электродинамической стойкостью  не менее 25 кА.
Расчетный ток ШМА

Выбираем магистральный шинопровод ШМА73У3по (3, таблица5.1) с  и электродинамической стойкостью  не менее 70 кА.
Определение расчетной нагрузки термического цеха методом упорядоченных диаграмм приведено в таблице 27.
мощность силовой трансформатор электрический

Таблица 27 - Определение расчетной нагрузки термического цеха методом упорядоченных диаграмм
ШРА-1	
№ по плану	Наименнование групп электроприемников	Количество рабочих приемников	Установленная мощность	m=Pнmax/Pнmin	Kи	cosφ	tgφ	Pсм, кВт	Qсм, квар	nэ	Kmax	Pр, кВт	Qр, квар	Sр, кВА	
			Одного, кВт	Общая, кВт												
Приемники группы А	
1,2	Галтовочный барабан	2	3	6		0,14	0,5	1,73	0,8	1,5						
3,4	Пресс кривошипный холодного выдавливания	2	40	80		0,14	0,5	1,73	11,2	19,4						
5,6	Пресс чеканочный	2	30	60		0,14	0,5	1,73	8,4	14,5						
7	Автомат многопозиционный	1	10	10		0,14	0,5	1,73	1,4	2,4						
8,9	Обдирочно-шлифовальный станок	2	1,1	2,2		0,14	0,5	1,73	0,3	0,5						
10	Автомат резьбонакатный	1	33,3	33,3		0,14	0,5	1,73	4,7	8,1						
11-16, 26, 31-35	Пресс кривошипный	12	1,5	18		0,14	0,5	1,73	2,5	4,4						
17, 22, 24, 25	Пресс фрикционный	4	7,5	30		0,14	0,5	1,73	4,2	7,3						
20, 21	Пресс кривошипный	2	5,5	11		0,14	0,5	1,73	1,5	2,7						
27, 28	Механические ножницы	2	7,5	15		0,14	0,5	1,73	2,1	3,6						
36	Отрезной полуавтомат	1	5,9	5,9		0,14	0,5	1,73	0,8	1,4						
	Итого по гр. А	31	1,1-40	271,4	36,4	0,14			38,0	65,7	14	1,85	70,3	121,6		
Приемники группы Б	
18, 19, 30	Печь сопротивления	3	14	42		0,8	0,95	0,33	33,6	11,1						
23	Электропечь камерная, 16000ºС	1	50	50		0,8	0,95	0,33	40	13,2						
	Итого по гр. Б	4	14-50	92		0,8			73,6	24,3			73,6	26,7		
	Итого по ШРА-1	35		363,4					111,6	90,0			143,9	148,3	206,7	
№ по плану	Наименнование групп электроприемников	Количество рабочих приемников	Установленная мощность	m=Pнmax/Pнmin	Kи	cosφ	tgφ	Pсм, кВт	Qсм, квар	nэ	Kmax	Pр, кВт	Qр, квар	Sр, кВА	
			Одного, кВт	Общая, кВт												
ШРА-2	
Приемники группы А	
45	Обдирочно-шлифовальный станок	1	1,1	1,1		0,14	0,5	1,73	0,15	0,3						
46	Твердомер шариковый	1	0,8	0,8		0,1	0,5	1,73	0,08	0,1						
	Итого по гр. А:	2	0,8-1,1	1,9	1,4	0,12			0,23	0,4	3	3,43	0,8	1,4		
Приемники группы Б	
41, 42	Электропечь камерная, 16000ºС	2	50	100		0,8	0,95	0,33	80,0	26,4						
38, 39, 43, 44	Электропечь-ванна, 850ºС	4	20	80		0,8	0,95	0,33	64,0	21,1						
47, 49	Электропечь	2	20	40		0,8	0,95	0,33	32,0	10,6						
37, 40	Шахтная электропечь	2	30	60		0,8	0,95	0,33	48,0	15,8						
48, 51	Вентилятор	2	7,5	15		0,65	0,8	0,75	9,8	7,3						
	Итого по гр. Б	12	7,5-50	295		0,79			233,8	81,2			233,8	81,2		
	Итого силовой нагрузки групп А и Б	14	0,8-50	297					234,0	81,6			234,6	82,6		
	Электрическое освещение			15,6		0,9	0,5	1,73	14,0	24,3			14,0	24,3		
	Итого по ШРА-2	14		313					248,0	105,9			248,6	106,9	270,6	
	Итого по ШМА														477,3	

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Системы электроснабжения : сб. заданий по курсовому проектированию/ Л. С. Синенко, Ю. П. Попов, Е. Ю. Сизганова, А. Ю. Южанников ; Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2003. -84 с.
Электроснабжение: учеб.пособие по курсовому и дипломному проектированию в 2 ч. Ч. 1 / Л. С. Синенко, Т. П. Рубан, Е. Ю. Сизганова, Ю. П. Попов ; Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2005. - 135 с.
Электроснабжение: учеб.пособие по курсовому и дипломному проектированию: в 2 ч. Ч. 2 / Л. С. Синенко, Т. П. Рубан, Е. Ю. Сизганова, Ю. П. Попов ; Красноярск: СФУ; ПИ, 2007.- 212 с.
Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанции, справочные материалы для курсового и дипломного проектирования : учеб. пособие для вузов / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.
Рожкова Л. Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций : учебник для сред.проф. образования / Л. Д. Рожкова, Л. К. Карнеева, Т. В. Чиркова. - 2-е изд., стер. М.: Издательский центр «Академия», 2005. - 448 с.
Федоров А. А. Электроснабжение промышленных предприятий: учеб.пособие для курсового и дипломного проектирования / А. А. Федоров, Л. Е. Старкова. - М.:Энергоатомиздат, 1987. - 368 с.
Ополева, Г. Н. Схемы и подстанции электроснабжения: справочник: учеб.пособие. / Г. Н. Ополева- М. : ФОРУМ : ИНФРВ-М, 2006. - 480 с. - (Высшее образование).
СТО 4.2-07-2008 Система менеджмента качества. Общие требования к построению, изложению и оформлению документов учебной и научной деятельности [Текст]. - Введ. впервые; дата введ. 22.12.2008. - Красноярск, 2008. - 47 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Таблица 1- Расчет нагрузок цехов предприятия
Наименование	Силовая нагрузка	Осветительная нагрузка	Суммарная нагрузка	
	Рн, кВт	Кс	cosφ	tgφ	Рр, кВт	Qр, квар	F, м2	Руд. О, кВт	РнО, кВт	КсО	cosφО	tgφО	РрО, кВт	QрО, квар	Рр+РрО, кВт	Qр+QрО, квар	Sр, кВА	
Потребители энергии 0,4 кВ	
1	Механический корпус	12800	0,85	0,85	0,62	10880	6743	39200	0,015	588,0	0,95	0,5	1,73	558,6	967,5	11438,6	7710,3	13794,6	
2	Термический цех	662	0,8	0,8	0,75	529	397	916	0,017	15,6	0,95	0,5	1,73	14,8	25,6	544,2	422,7	689,1	
3	Опытный цех	1450	0,7	0,8	0,75	1015	761	4069	0,016	65,1	0,85	0,5	1,73	55,3	95,9	1070,3	857,1	1371,2	
4	Блок вспомогательных цехов	1900	0,4	0,7	1,02	760	775	1840	0,016	29,4	0,85	0,5	1,73	25,0	43,3	785,0	818,7	1134,2	
5	Лабораторный корпус	2500	0,5	0,8	0,75	1250	938	8147	0,016	130,4	0,85	0,5	1,73	110,8	191,9	1360,8	1129,4	1768,4	
6а	Компрессорная а) 0,4 кВ	210	0,7	0,8	0,75	147	110	407	0,015	6,1	0,95	0,5	1,73	5,8	10,0	152,8	120,3	194,5	
7	Заводоуправление, столовая	250	0,7	0,8	0,75	175	131	3323	0,016	53,2	0,95	0,5	1,73	50,5	87,5	225,5	218,7	314,2	
8	Деревообрабатывающий цех	250	0,6	0,7	1,02	150	153	678	0,012	8,1	0,85	0,5	1,73	6,9	12,0	156,9	165,0	227,7	
9	Кислородная станция	210	0,7	0,8	0,75	147	110	203	0,016	3,3	0,85	0,5	1,73	2,8	4,8	149,8	115,0	188,9	
10	Водородная станция	200	0,7	0,8	0,75	140	105	203	0,016	3,3	0,85	0,5	1,73	2,8	4,8	142,8	109,8	180,1	
11	Главный магазин	40	0,7	0,8	0,75	28	21	1441	0,016	23,1	1	0,5	1,73	23,1	39,9	51,1	60,9	79,5	
12	Трансформаторный цех	120	0,7	0,8	0,75	84	63	560	0,015	8,4	0,85	0,5	1,73	7,1	12,4	91,1	75,4	118,3	
13	Склад фарфора	30	0,3	0,65	1,17	9	11	882	0,009	7,9	0,6	0,5	1,73	4,8	8,2	13,8	18,8	23,3	
14	Зарядная станция	210	0,5	0,8	0,75	105	79	339	0,015	5,1	0,85	0,5	1,73	4,3	7,5	109,3	86,2	139,2	
15	Склад готовой продукции	80	0,3	0,65	1,17	24	28	2670	0,009	24,0	0,6	0,5	1,73	14,4	25,0	38,4	53,0	65,5	
16	Склад масел	20	0,3	0,65	1,17	6	7	475	0,009	4,3	0,6	0,5	1,73	2,6	4,4	8,6	11,5	14,3	
17	Насосная	600	0,8	0,8	0,75	480	360	280	0,012	3,4	0,86	0,5	1,73	2,9	5,0	482,9	365,0	605,3	
18	Склад запчастей	40	0,3	0,65	1,17	12	14	814	0,009	7,3	0,6	0,5	1,73	4,4	7,6	16,4	21,6	27,2	
	Освещение территории	0						139269	0,00016	22,3	1	0,57	1,44	22,3	32,1	22,3	32,1	39,1	
	Итого по 0,4 кВ	21572				15941	10806			1 008				919,1	1585,5	16860,6	12391,7	20924,4	
Потребители энергии 10 кВ	
6	Компрессорная б) синхронный двигатель 10 кВ	8000	0,7	0,8	0,75	5600										5600		5600	
	Итого по 10 кВ	8000				5600										5600		5600	
	Всего	29572				21541	10806			1 008				919,1	1585,5	22461	12392	25652	

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Б.1 Расчет токов КЗ с помощью программы MathCAD2000 Professional

Расчет токов короткого замыкания в относительных единицах
Задаем начало отсчета

Выбор базисных условий
Расчет производим в относительных единицах, используя приближенное приведение к одной ступени напряжения, при базисных условиях:

Базисные токи определяем

Определение параметров электрической схемы замещения СЭС.
Энергосистема С

Трансформаторы T1 и T2

Линии
Количество линий

. воздушные линии 110 кВ:

W1, W2. Кабельные линии 10 кВ:

Синхронный двигатель, где

- количество двигателей на секции,

Определяем суммарное сопротивление до точки К1

Полное сопротивление рассчитываем исходя из условия: если , то учитываем в расчетах активное сопротивление.

Определяем ток КЗ в точке К1.

Определением суммарное сопротивление со стороны системы и со стороны синхронного двигателя до точки К2

Полное сопротивление рассчитываем исходя из условия: если ,
то учитываем в расчетах активное сопротивление.

Определяем токи в точке К2 отдельно от системы и от синхронного двигателя

Суммарный ток в точке К2 равен

Определяем результирующие сопротивления до точки К3

Определяем токи в точке К3 отдельно от системы и от синхронного двигателя

Суммарный ток в точке К3 равен

Для определения ударного тока в точке К1 находим ударный коэффициент по кривой (рис. 3.3) в зависимости от отношения xΣ/rΣ.
Количество точек КЗ

Для определения ударных токов в точках К2, К3 находим ударные коэффициенты (табл. 3.3)

Определяем ударные токи в точках К1, К2, К3

Результаты расчета токов

Определяем результирующие сопротивления до точки К3, приведенное к базисному напряжению U=0,4 кВ

Определяем сопротивление цехового трансформатора

Определяем результирующие сопротивления до точки К4

Определяем ток КЗ в точке К4

Рассчитываем ударный ток в точках К4. Находим ударный коэффициент (табл. 3.3)

Результаты расчета токов

Определяем результирующие сопротивления до точки К5

Полное сопротивление рассчитываем исходя из условия: если ,
то учитываем в расчетах активное сопротивление.

Определяем токи в точке К5 отдельно от истемы и от синхронного двигателя

Суммарный ток в точке К5 равен

Количество точек

Для определения ударного тока в точке К5 находим ударные коэффициент (табл. 3.3)

Определяем ударные токи в точках К1, К2, К3, К4, К5

Результаты расчета токов