Реконструкция системы электроснабжения: Бакалаврская работа

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«Тольяттинский государственный университет»
Институт энергетики и электротехники
Кафедра «Электроснабжение и электротехника»
13.03.02 Электроэнергетика и электротехника
(код и наименование направления подготовки, специальности)
Электроснабжение
(направленность (профиль))
БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА
на тему «Реконструкция системы электроснабжения корпуса № 20
автомобильного завода»
Студент(ка)
Руководитель
Д.Н. Крепак
(И.О. Фамилия)
(личная подпись)
(И.О. Фамилия)
(личная подпись)
(И.О. Фамилия)
(личная подпись)
(И.О. Фамилия)
(личная подпись)
Д.А. Нагаев
Консультанты
Допустить к защите
Заведующий кафедрой д.т.н., профессор В.В. Вахнина
«____»_______________2016 г.
Тольятти 2016
________________
Аннотация
Выпускная квалификационная работа бакалавра выполнена на тему: «Реконструкция системы электроснабжения корпуса № 20 автомобильного завода». В работе произведен расчет электрических нагрузок от силового оборудования и системы внутреннего освещения, выбраны места сооружения комплектных трансформаторных подстанций, схема внутреннего электроснабжения, определены токи короткого замыкания (КЗ), произведен расчет, выбор и
проверка элементов системы электроснабжения.
Выполнена оценка соответствия показателей качества электрической
энергии по несинусоидальности кривой напряжения требованиям ГОСТ 321442013 в точке присоединения дуговой сталеплавильной печи к системе электроснабжения предприятия.
Выпускная квалификационная работа бакалавра включает в себя 60 страниц текста, 14 таблиц и 7 рисунков.
Содержание
Стр
Введение
1. Характеристика объекта проектирования
5
7
2. Выбор номинального напряжения системы внутреннего и
внешнего электроснабжения
8
3. Расчет электрических нагрузок от силовых электроприемников
10
4. Расчет нагрузок от внутреннего освещения
13
5. Выбор трансформаторов КТП
14
6. Выбор силовых трансформаторов главной
понизительной подстанции
21
7. Выбор схемы внутреннего и внешнего электроснабжения
корпуса
29
8. Предварительный выбор элементов системы электроснабжения
31
9. Расчёт токов КЗ
33
10. Выбор и проверка элементов системы электроснабжения
44
11. Оценка влияния печи 6ДСП-40 на несинусоидальность
напряжения
46
Заключение
58
Список использованных источников
59
Приложение А
61
Введение
Совокупность электроустановок для производства и передачи электрической энергии в системе электроснабжения предприятия может быть собственностью предприятия, принадлежать другому предприятию или объединению
[1-4].
Собственная электростанция обеспечивает электрической энергией все
технологические процессы предприятия, передает электрическую энергию по
электрическим сетям, принадлежащим предприятию. Предприятия также могут
получать электрическую энергию от электростанций и подстанций, принадлежащих энергетической системе или промышленному предприятию, расположенному по соседству.
Наибольшее распространение получила схема, по которой предприятия
получают электрическую энергию от электрических сетей региональной энергосистемы, входящей в единую энергосистему. Электроэнергия производится
на электростанциях энергосистемы и передается к месту потребления по ее сетям на высоком напряжении (110-220 кВ). Предприятие имеет понижающую
трансформаторную подстанцию, на которой происходит ее преобразование до
напряжения распределительных сетей предприятия (6-20 кВ), где электроэнергия распределяется по потребительским подстанциям, а от них - к низковольтным распределительным пунктам и электроприемникам.
Большинство электроприемников технологических установок, предприятия, населенного пункта предназначены для эксплуатации при напряжении до 1
кВ. Понижение напряжения происходит на подстанциях потребителей, а распределение электроэнергии выполняется по внутрицеховым электрическим сетям при напряжении 0,4-1 кВ. Наиболее распространенной является схема электроснабжения предприятий от энергосистемы, представленной ТЭЦ или ГЭС.
Систему электроснабжения (СЭС) можно разделить на три системы: систему внешнего электроснабжения предприятия; систему внутреннего электроснабжения; систему внутрицехового электроснабжения и электропотребления.
5
Вместе с тем, СЭС предприятия является подсистемой общей энергосистемы и
подсистемой технологической системы производства самого промышленного
предприятия. Электроэнергию, которая передается по электрическим сетям в
систему электроснабжения предприятия, можно рассматривать как составляющую производственного процесса предприятия наравне с сырьем, используемыми материалами и затраченными трудозатратами.
Целью выпускной квалификационной работы бакалавра является разработка надежной системы электроснабжения корпуса №20 автомобильного завода, обеспечивающей качество электроэнергии для электроприемников.
Основными задачами работы являются:
- выбор номинального напряжения системы внутреннего и внешнего
электроснабжения;
- расчет электрических нагрузок от силовых электроприемников;
- расчет нагрузок от внутреннего освещения;
- выбор трансформаторов КТП;
- выбор силовых трансформаторов главной понизительной подстанции;
- выбор схемы внутреннего и внешнего электроснабжения корпуса;
- предварительный выбор элементов системы электроснабжения;
- расчёт токов КЗ;
- выбор и проверка элементов системы электроснабжения.
6
1 Характеристика объекта проектирования
Корпус №20 ОАО «АВТОВАЗ» является чугунно-литейным и входит в
металлургическое производство.
В корпусе отливаются заготовки для производства блока цилиндров, коленчатого и распределительного вала, из чугунов различных марок.
Ежедневный объем переработки металла в металлургическом производстве достигает 900 тонн.
В корпусе № 20 установлено три дуговых сталеплавильных печи (ДСП)
емкостью по 40 тонн. Их обслуживают шесть индукционных печей емкостью
по 20 тонн. Питание ДСП осуществляется от шин 10 кВ главной понизительной
подстанции (ГПП). Для обеспечения электромагнитной совместимости дуговых
печей с электрической сеть каждая из них подключается к отдельной обмотке
силового трансформатора ГПП с расщепленными обмотками низкого напряжения. Всего на главной понизительной подстанции установлено 3 силовых
трансформатора. Кроме того, технологический режим построен таким образом,
чтобы режимы расплава шихты у отдельных дуговых печей не совпадали по
времени. Этот комплекс мероприятий позволяет снизить негативное влияние
дуговых сталеплавильных печей на качество электрической энергии в системе
электроснабжения предприятия.
7
2 Выбор номинального напряжения системы внутреннего и внешнего электроснабжения
Увеличение напряжения уменьшает протекающие нагрузочные токи, следовательно, и потери мощности и энергии, и сечения токоведущих частей [6,
21]. Однако выбор напряжения ограничен номинальным напряжением электроприемников, которые выбираются технологами, и параметрами электрической
системы, питающей предприятие. Распространенным ранее было напряжение
распределительной сети 6 кВ, затем 10 кВ, перспективным считается 20 кВ. Если на предприятии нет высоковольтных ЭП на 6 кВ, то обязательно используют
напряжение 10 кВ; применение ЭД 6 кВ требует напряжения сети 6 кВ (номенклатура выпускаемых ЭД на 6 кВ значительно шире, чем ЭД на 10 кВ).
В ряде случаев применяют 6 кВ для питания ЭД, а 10 кВ - для питания
цеховых ТП. Если мощность ЭП 6 кВ составляет менее 10 - 15 % суммарной
расчетной мощности предприятия, то используется напряжение 10 кВ, а ЭП 6
кВ запитывают от дополнительных понижающих трансформаторов напряжением 10/6 кВ. При единичном числе ЭП напряжением 6 кВ (менее четырех - шести) применяют блочные схемы: понижающий трансформатор 10/6 кВ - ЭП.
Если число ЭП более шести, то, как правило, сооружают РУ 6 кВ, которое запитывают от трансформаторов 10/6 кВ соответствующей мощности. Если высоковольтные двигатели составляют около 50 % расчетной мощности предприятия и возможна установка трансформаторов ГПП с расщепленной обмоткой
(мощностью от 25 MBА), то возможен выбор трансформаторов с низшим
напряжением расщепленных обмоток 10 и 6 кВ.
Таким образом, для распределения электроэнергии по территории предприятия оставляем существующий уровень напряжения 10 кВ.
Выбор напряжения внешнего электроснабжения предприятия определяется обычно техническими ограничениями (предельной передаваемой мощностью, наличием стандартных трансформаторов нужной мощности с конкретным высшим напряжением), возможностью применения нескольких уровней
8
напряжения. Но главным фактором, определяющим экономичность варианта,
является наличие желаемого уровня напряжения в энергосистеме (районная
подстанция, электростанция и т.д.). В настоящее время имеется две системы
напряжений высоковольтных сетей: 110-220-500 кВ и 150-330-750 кВ.
Для питания главной понизительной подстанции используем кабельные
линии напряжением 110 кВ от тепловой электростанции, которые обеспечивают минимум потерь и не занимают полезную площадь предприятия.
Выбор напряжения внешнего электроснабжения предприятия выполняется на основе технико-экономического сравнения двух ближайших вариантов.
Для питания электроприемников наиболее распространено напряжение
380/220 В т.к. оно позволяет питать от одних трансформаторов силовую и осветительную нагрузку. Таким образом, выбираем для внутреннего электроснабжения уровень напряжения 380/220 В.
9
3 Расчёт электрических нагрузок от силовых электроприемников
При расчете электрических нагрузок в системе электроснабжения предприятия можно выделить шесть уровней [4].
I. Отдельные электроприемники (станки, сварочные установки, выпрямительные установки и т. п.), агрегаты с многодвигательным приводом при
напряжении до 1 кВ. Расчетная нагрузка отдельного электроприемника используется для выбора сечения жилы провода или кабеля от распределительного
пункта или шинопровода к электроприемнику, и выбора коммутационного аппарата для присоединения электроприемника к ПР или ШР.
II. Щиты и пункты распределительные, распределительные шинопроводы
напряжением до 1 кВ. По расчетной нагрузке обусловленной группой электр оприемников выбирают сечение провода или кабеля при использовании радиальной линии или распределительного шинопровода от которого запитана данная группа электроприемников, и коммутационного аппарата через который
присоединяется группа приемников электрической энергии к распределительному щиту или устройству низкого напряжения трансформаторной подстанции
или питающей магистрали в схеме «блок трансформатор-магистраль» (БТМ).
III. Щит низкого напряжения цеховой трансформаторной подстанции, питающая магистраль в системе БТМ. Расчетная нагрузка используется для выбора числа и мощности цеховых трансформаторов, сечения шин для цеховой ТП,
питающей магистрали в схеме БТМ и коммутационных аппаратов на стороне
низкого напряжения силового трансформатора.
IV. Шины распределительного пункта внутреннего электроснабжения
предприятия. Расчетная нагрузка, создаваемая отдельными приемниками и
трансформаторами с учетом потерь в них, используется для выбора сечения
проводов и кабелей отходящих от РП линий, к отдельным приемникам и цеховым ТП, и отключающих аппаратов на этих линиях. Расчетная нагрузка на шинах каждой секции РП определяется для выбора сечения и материала шин, а
10
также линий, питающих секцию РП и отключающих аппаратов, устанавливаемых на этих линиях.
V. Шины распределительного устройства главной понизительной подстанции. Определение расчетной нагрузки выполняется для выбора числа,
мощности и типа силовых трансформаторов, сечения шин распределительного
устройства ГПП, отключающих аппаратов на стороне низкого напряжения
трансформатора.
VI. Граница раздела предприятия и энергосистемы. Расчетную нагрузку
на стороне ВН находят с учетом потерь в силовом трансформаторе, с учетом
расчетной нагрузки на обмотке среднего напряжения или расщепленной обмотке, если трансформатор недвухобмоточный. Эта нагрузка используется для выбора сечения питающих линий и коммутационных аппаратов для присоединения трансформатора ГПП к энергосистеме.
При проектировании системы электроснабжения используют различные
методы определения расчетных нагрузок, которые с достаточной долей достоверности позволяют выбрать мощность источников питания, сечения линий с етей и коммутационную аппаратуру. Методы расчета электрических нагрузок
подразделяют на две группы: основные и вспомогательные.
Для расчёта электрических нагрузок воспользуемся методом упорядоченных диаграмм, который относится к основным методам.
Расчётная нагрузка силовых электроприёмников определяется:
PP
где K M
K M K И PH
K M PC ,
коэффициент максимума активной нагрузки ;
КИ
групповой коэффициент использования;
РС
средняя активная нагрузка группы ЭП, кВт;
РН
суммарная номинальная активная мощность этой группы, кВт.
Средняя активная и реактивная нагрузка в целом по узлу питания находятся:
11
n
PHi ni K Иi , кВт;
PC
i 1
n
PHi ni K Иi tg i , квар.
QC
i 1
Паспортную мощность ЭП, работающих в режиме ПКР приводят к
ПВ=100%:
PH
ПВпасп , кВт.
Sпасп
Коэффициент максимума в целом по узлу питания находим как функцию
от группового коэффициента использования и эффективного числа ЭП:
f (n Э , K И ) ,
KМ
где nЭ
эффективного числа ЭП.
m
(
nЭ
n Эi PН .Эi ) 2
i 1
n Эi PН .Эi
при m 3 и K И
2
0, 2 nЭ можно определить:
n
2
nЭ
PН i
i 1
PН .МАКС
Расчётная реактивная нагрузка определяется по выражениям:
QP
Qсм , при nэ 10 , квар;
QP
1,1Qсм ,при nэ 10 , квар.
Полная расчётная нагрузка определяется:
SP
PP2 QP2 , кВА.
Расчетный ток определяем:
IP
SP
, А.
3 UH
Расчёт электрических нагрузок сведем в таблицу А.1 приложения А.
12
4 Расчет нагрузок от внутреннего освещения
Расчет выполним по методу коэффициента использования светового потока:
Е к S z
,
N
Ф
где
Е 150 лк - минимальная освещенность;
к 1.5 коэффициент запаса;
S 176.5 192 33888 м2 ;
z 1.15.
Определим индекс помещения:
I
I
где h 16 м
A B / (h ( A B));
176.5 192 / (16 176.5 192 ) 5.75 ,
высота корпуса.
По каталогу производителя «Световые технологии» выбираем светодиодные светильники HB LED. Для коэффициентов отражения
п=50%,
с=30%,
р =10%, по справочным таблицам находим коэффициент использования:
0.63%.
Необходимая мощность светового потока одного светильника составит:
Ф 150 1.5 33888 1.15 / 500 0.63 27836 Лм.
По каталогу производителя «Световые технологии» выбираем светильник
с подходящим световым потоком Ф 21000 Лм HB 228 LED D64 5000K мощностью Р 225 Вт . Общее количество светильников:
N 150 1.5 33888 1.15 / 21000 0.63 662 шт.
Тогда расчетная мощность системы освещения:
Росв
Росв
Qосв
662 225 148,95 кВт,
Росв tg
Sосв
N Р;
P2
148,95 0, 29
43, 2 квар,
Q 2 155,1 кВА.
13
5 Выбор трансформаторов КТП
Так как в корпусе располагаются потребители I, II категории, то необходимо два независимых источника питания.
5.1 Компенсация реактивной мощности
Исходные данные:
Рp 19840,68 кВт;
Рр
20045,88 кВт;
Qp 13642,74 квар;
Qр
13765,94 квар;
24077,5 кВА;
Sр
24317, 45 кВА.
Sp
Реактивная мощность нагрузки в часы максимума нагрузки электроэнергосистемы Qmin
7622,5 кВар.
1. Найдем входные реактивные мощности Qэ1 и Qэ2 . Qэ1 определяется как
наименьшее из значений:
Qэ1
Qэ1
Qр
0,7Qсд;
13765,94 0,7 3500 11315,9 квар;
Рр .
Qэ2 ´
0,28 - коэффициент для предприятия на Средней Волге.
Qэ2 ´
0,28 20045,88 5612,85 квар;
Принимаем Qэ2 ´ Qэ1
5612,85 квар;
Qэ2 может находится в диапазоне с границами:
Qэ2 в
Qэ2 н
Qmin
Qк;
Qmin – Qкд Qmin – (Qр Qэ1 ).
Qmin – реактивная нагрузка предприятия в часы min нагрузки ЭЭС.
Qк - мощность, выдаваемая конденсаторными установками в часы min
нагрузки ЭЭС Qк 0 .
Qэ2в
Qэ2н
7622,5 0 7622,5 квар;
7622,5 – 13765,94 – 5612,85
14
530,59 квар.
При повышении U в часы min нагрузок:
Qкума x 1,1Qр Qэ1;
Qку ма x
1,1 13765,94 – 5612,85 9529,684 квар.
Мощность нерегулируемых конденсаторных установок:
Qкуmin
Qmin – Qэ2
7622,5 7622,5 0.
5.2 Выбор числа и мощности трансформаторов
Найдем необходимое число трансформаторов КТП.
Sp
S
Sнт
24317.45
0.3 кВА
81432
1600 кВА , коэффициент загрузки трансформатора к3
0,7 .
Так как имеются потребители I категории надежности электроснабжения,
то выбираем 2х трансформаторные подстанции.
Рассмотрим 2 варианта:
Вариант №1: трансформатор ТСЗЛ – 1600/10 кВ.
NT
Принимаем NT
20045,88
17.9;
0,7 1600
18 шт.
Найдем реактивную мощность, которая может быть передана из сети 10
кВ в сеть до 1000 В и не нуждается в компенсации.
Qэн Qэ1 – (Qр
Qр );
Qэн 5612,85 – 13765,94 –12642,74
44489,65 квар.
Определим реактивную мощность, которая может быть передана из сети
напряжением 1 кВ.
Q1
Q1
( NT к3 Sн) 2
18 0,7 1600
2
Рр 2 ;
20045,882
2142 квар.
Найдем мощность конденсаторных установок на стороне до 1 кВ:
Qкун Qр – Q1;
Qкун 13765,94 – 2142 11623,94 квар.
15
Найдем мощность конденсаторных установок на стороне 10 кВ:
Qкув
Qку ма x
Qкув 9526,684 – 11623,94
Qкун ;
2094, 26 квар,
Т.к. Qкув 800 квар , то все КУ устанавливаются на стороне 0,4 кВ.
Результаты выбора батарей конденсаторов сведем в таблицу 5.1.
Таблица 5.1 - Результаты выбора батарей конденсаторов
№ трQр , квар
ра
1
719,24
661,28
600
УK 0,38 600 Н
2
719,24
661,28
600
УK 0,38 600 Н
3
807,235
742,2
2×320
УК 0,38 320 Н
4
807,235
742,2
2×320
УК 0,38 320 Н
5
515,5
473,96
430
УК 0,38 430 Н
6
515,5
473,96
430
УК 0,38 430 Н
7
820,975
754,8
2×320
УК 0,38 320 Н
8
820,975
754,8
2×320
УК 0,38 320 Н
9
812,315
746,84
2×320
УК 0,38 320 Н
10
812,315
746,84
2×320
УК 0,38 320 Н
11
586,75
539,5
540
УК 0,38 540 Н
12
586,75
539,5
540
УК 0,38 540 Н
13
672,69
618,47
600
УK 0,38 600 Н
14
672,69
618,47
600
УK 0,38 600 Н
15
820,49
754,36
2×320
УК 0,38 320 Н
16
820,49
754,36
2×320
УК 0,38 320 Н
17
572,18
526
540
УК 0,38 540 Н
18
572,18
526
540
УК 0,38 540 Н
Всего
Qр
12642,72
квар
Qку
11623,94
квар
Qкубк
11460
квар.
Qку, квар
Qкубк , квар
16
Тип БК
Приведённые затраты на батареи конденсаторов:
ку
279 тыс.руб/Мвар;
Рбк
4,5 кВт/Мвар;
Úбк 1;
Е
0,223;
2455 руб/кВт ;
0,69 руб/кВт.
(0,124
Тm 2
) · 8760 2402,5 ч;
104
C
С
(
)
T
м
;
2455
0.69) 2402,5 3133,3 руб/кВт ч
3997
С
0
С
0
(
(
) 8760 ;
T
м
2455
0.69) 8760 11424.9 руб/кВт ч
3997
(
Зку
Е ку
U бк
U
2
Qбк С0 Рбк Qбк
0,223 279 1/1 ² 11,46 11,425 4,5 11,46 1102,19 тыс.руб.
Приведенные затраты на установку 9 2х трансформаторных КТП:
Для трансформаторов ТСЗЛ-1600/10 кВ
Рхх 2,8 кВт;
Ркз 15 кВт;
ктп
Pх С K 2 Pк ;
з
11424.9 2.8 3133.3 0.72 15 55019.47 руб.
С P
т
С P
т
1218,76 тыс.руб.
С
0
З
З
КТП
E N К
С P N
КТП
т т
т т
0.223 18 1218760 18 55019.47 5182.45 103 руб.
Приведённые затраты на КТП и КУ по варианту №1:
17
Зп
Зку
Зктп;
Зп 1102,19 5182,45 6284,6 тыс.руб.
Вариант №2:
Вместо трансформаторов 1600 кВА принимаем трансформаторы следующие по шкале мощностей, т.е. 2500 кВА. Тогда число трансформаторов:
20045,88
11,5
0,7 2500
N 'T
для дальнейших расчетов принимаем N 'T
12 шт.
Реактивная мощность, передаваемая из сети 10 кВ в сеть до 1 кВ:
Q1
Q1
( NT к3 Sн) 2
12 0,7 2500
2
Рр 2 ;
20045,882
6258 квар.
Найдем мощность конденсаторных установок на стороне до 1 кВ:
Qкун
13765,94 – 6258 7507,94 квар;
Найдем мощность конденсаторных установок на стороне 10 кВ:
Qкув
Т.к. Qкув
9529,684 – 7507,94
2021,7 квар.
800 квар , то КУ будут устанавливаться на сторонах 0,4 и
10 кВ.
На стороне 10 кВ принимаем к установке четыре УК-6/10-450 ЛУЗ, ПУЗ ,
общей мощностью Q = 1800 квар.
Тогда:
Qкун
9529,684 – 1800 7729,68 квар.
Результаты выбора батарей конденсаторов на стороне до 1 кВ сведем в
таблицу 5.2.
Приведённые затраты на батареи конденсаторов на стороне 10 кВ:
Збкв
0,223 138
1,05
0,95
2
1,8 11,425 2,5 1,8 159,08 тыс.руб.
18
Таблица 5.2 - Результаты выбора батарей конденсаторов на стороне до 1 кВ
№ трQр , квар
ра
1
1063,5
650,21
2×320
УК 0,38 320 Н
2
1063,5
650,21
2×320
УК 0,38 320 Н
3
1151,5
704,76
2×320
УК 0,38 320 Н
4
1151,5
704,76
2×320
УК 0,38 320 Н
5
839,7
525,2
540
УК 0,38 540 Н
6
839,7
525,2
540
УК 0,38 540 Н
7
1165,2
712,4
900
УК 0,38 900 Н
8
1165,2
712,4
900
УК 0,38 900 Н
9
1156,54
707,75
2×320
УК 0,38 320 Н
10
1156,54
707,75
2×320
УК 0,38 320 Н
11
930,97
569,2
540
УК 0,38 540 Н
12
930,97
569,2
540
УК 0,38 540 Н
Всего
Qр
12642,77
квар
Qку
7729,68
квар
Qкубк
7800
квар.
Qку, квар
Qкубк , квар
Тип БК
Приведённые затраты на батареи конденсаторов на стороне 0,4 кВ:
Збкн
1
0,223 279
1
2
7,8 11,425 4,5 7,8 986,31 тыс.руб.
Суммарные приведённые затраты на батареи конденсаторов:
Збкв
Збкн
19,08 986,31 1145,39 тыс.руб.
Приведенные затраты на установку 6и 2х трансформаторных КТП с силовыми трансформаторами S = 2500 кВА:
Рхх
4,6 кВт
Ркзт 20,5 кВт
ктп
1606 тыс.руб.
19
Pх С K 2 Pк ;
з
11424.9 4.6 3133.3 0.72 20.5 84028.54 руб.
С P
т
С P
т
З
З
КТП
С
0
E N К
С P N
КТП
т т
т т
0.223 12 1606 12 84.029 5306 103 руб.
Приведённые затраты на КТП и КУ по варианту №2:
Зп
Зку
Зктп ;
Зп 1145,39 5306 6451,39 тыс.руб.
Суммарные приведённые затраты для варианта с 2х трансформаторными
КТП с мощностью силовых трансформаторов 1600 кВА получились меньше,
чем для силовых трансформаторов 2500 кВА. Таким образом к установке внутри корпуса принимаем 9 2х трансформаторных КТП с сухими по условиям пожаробезопасности силовыми трансформаторами ТСЗЛ-1600/10. Батареи конденсаторов устанавливаются на стороне до 1 кВ. К установке принимаем 26
КУ: УК-0,38-320 - 16 шт, УК-0,38-430 - 2 шт, УК-0,38-540 - 4 шт, УК-0,38-600
- 4 шт.
20
6 Выбор силовых трансформаторов главной понизительной подстанции
Силовые трансформаторы ГПП могут без ущерба для нормального срока
службы работать в течение части суток с нагрузкой, превышающей номинальную, если в другую часть рассматриваемого периода их нагрузка меньше номинальной [3]. Критерием допустимости того или иного режима в течение суток
является не номинальная мощность, а износ изоляции за рассматриваемый период. Если при выборе мощности трансформаторов и их эксплуатации руководствоваться только номинальной мощностью, они будут недоиспользованы.
Рассмотрим два варианта:
Вариант №1: 3 силовых трансформатора с Sном 63000 кВА ;
Вариант №2: 2 силовых трансформатора с Sном 80000 кВА .
Максимальная
мощность
главной
понизительной
подстанции
110932 кВА.
Номинальный коэффициент загрузки будет:
Вариант №1:
к31
110932
0,59;
3 63000
Вариант №2:
к32
110932
0,69.
2 80000
Что не превышает коэффициента загрузки 0,7, а значит согласно ПУЭ в
послеаварийном режиме при отключении одного из трансформаторов коэффициент загрузки не превысит 1,4.
Паспортные характеристики трансформаторов приведены в таблице 6.1.
Таблица 6.1 - Паспортные характеристики трансформаторов
Sнт,
кВА
Рхх,
Ркз ,
Iхх,
кВт
кВт
ТРДЦНК
63000
50
ТРДЦНК
80000
58
Тип тр-ра
Цена, руб
%
Uк ,
%
245
0,5
10,5
11 166 350
310
0,45
10,5
16 395 000
21
5
1.2 10
5
1.1 10
5
1 10
4
9 10
4
8 10
4
7 10
Pãîä ( t ) 6 104
4
5 10
4
4 10
4
3 10
4
2 10
4
1 10
0
1095
2190
3285
4380
5475
6570
7665
t
Рисунок 6.1 – Упорядоченный годовой график нагрузки ГПП
22
8760
Найдем годовые потери мощности и энергии в силовых трансформаторах
ГПП.
Приведённые потери активной мощности:
Рт´ Рх´ к3в ² Ркв ´ 2к3н ² Ркн´ ,
где к3в
Sнагр
3 Sномт
; к3н1 к3н 2
1 S нагр
- коэффициенты загрузки обмоток ВН
2 3 Sномт
и НН трансформатора;
Рх´ Рхx кип Qх – приведённые потери активной мощности силового
трансформатора ГПП в режиме холостого хода (ХХ);
Рхx - потери активной мощности трансформатора в режиме холостого
хода, кВт;
кип - коэффициент изменения потерь, в расчётах принимается кип
0,05
кВт/кВар;
QX
I XX (%)
S НОМ Т - потери реактивной мощности в силовом трансфор100
маторе в режиме ХХ, квар;
Iхх % – ток ХХ силового трансформатора, %;
Sнагр – расчётная нагрузка силового трансформатора, МВА;
Sномт - номинальная мощность силового трансформатора (МВА);
Рк´ Рк
кип Qк – приведённые потери активной мощности силового
трансформатора в режиме короткого замыкания (КЗ);
Рк - приведённые потери активной мощности силового трансформатора
в режиме КЗ, кВт;
QK
U K (%)
S НОМ Т - потери реактивной мощности силового трансфор100
матора в режиме КЗ, квар;
Uк % – напряжение короткого замыкания силового трансформатора, %.
Произведем расчеты для варианта №1:
23
Qх 63000
0.5
3150 кВар;
100
Рх´ 50 0,05 315 65,75 кВт;
110,932
3 63
к3в
0,59;
к3н1 к3н 2
Ркв´ Ркв
кип Qкв;
Ркн ´ Ркн
1
0,59 0,295;
2
кип Qкн.
Для трансформатора с расщеплённой обмоткой НН:
Ркв
Ркнн1
Ркнн 2
Ркн
Qкнн1 Qкнн 2
0;
Рквн нн
2 245 490 кВт;
Qкн Uк % / 100 Sномт.
Напряжения КЗ отдельных обмоток определяются по Uквн-нн :
Uкв
0,125 Uквн нн
0,125 10,5 0,3125 %;
Uкнн1 Uкнн 2 1,75 Uквн нн
1,75 10,5 18,375 %;
Qкв
1.3125
63000 826,875 квар;
100
Qкн
18.375
63000 11576,25 квар;
100
Ркв ´ 0 0,05 826,875 41,34 кВт;
Ркн ´ 490 0,05 11576,25 1068,81 кВт;
Рт´ 65,75 0,59² 41,34 2 0,295² 1068,81 226,2 кВт.
Экономическая нагрузка силовых трансформаторов:
Sэ.пс
Sэ.пс 63
Sномт
n(n 1) Px`
, МВА;
Pk`
3(3 1) 65.75
245
79,9 МВА.
Вариант №2:
Qх 80000
0.45
360 квар;
100
Рх´ 58 0,05 360 76 кВт;
24
110,932
2 80
к3в
0,69;
к3н1 к3н 2
Ркв ´ Ркв
кип Qкв ;
Ркн ´ Ркн
1
0,69 0,345;
2
кип Qкн .
Для трансформатора с расщеплённой обмоткой:
Ркв
Ркн
Uкв
0;
2 310 620 кВт;
1,3125 %;
Uкн
18,375 %;
Qкв
1,3125
80000 1050 квар;
100
Qкн
18,375
80000 14700 квар;
100
Ркв ´ 0 0,05 1050 52,5 кВт;
Ркн ´ 620 0,05 14700 1355 кВт;
Рт´ 76 0,69² 52,5 2 0,345² 1355 423,6 кВт.
Экономическая нагрузка трансформаторов:
Sэ.пс 80
2(2 1) 76
310
56 МВА.
Найдем потери электроэнергии в трансформаторах ГПП:
Wпс
Wxi
Wквi
Wкнн1i
Wкнн 2i ,
где Wxi ni Т i Рх´ ;
Wквi
Wкнн1i
1
Ркв ´ к3в 2 Т i;
ni
Wкнн 2i
1
Ркн´ кнв 2 Т i ;
ni
i – порядковый номер ступени графика нагрузки i 1,2,3 n;
ni
число трансформаторов ГПП, находящихся в работе на i ступени
графика нагрузки;
Т i – продолжительность i ой ступени.
25
Расчёты по вариантам №1 и №2 приведены в таблицах 6.2 и 6.3 соответственно.
Таблица 6.2 – Результаты расчета потерь в трансформаторах ТРДЦНК–
63000/110
к3вi
к3нi
Тi ,
Wxi ,
ч
кВт ч
3
200
39450
0,59
0,295 1626,04 21019,73 21019,73
106,5
3
400
78900
0,56
0,28
3
100,9
3
300
59175
0,53
0,265 2191,02 28323,87 28323,87
4
94,3
3
300
59175
0,5
0,25
5
92,1
3
400
78900
0,49
0,245 2700,88 34914,13 34914,13
6
89,85
3
500
98625
0,48
0,24
7
88,75
3
400
78900
0,47
0,235 2590,64 33489,1
33489,1
8
66,5
3
300
59175
0,46
0,23
24582,4
9
85,42
3
600
118350 0,45
10 84,3
3
600
118350 0,445 0,223 3687,92 47668,5
47668,5
11 83,2
3
600
118350 0,44
0,22
3555,24 47027,2
47027,2
12 82,1
3
600
118350 0,43
0,215 2094,56 45958,4
45958,4
13 72,1
2
400
78900
0,38
0,19
964,6
27076,3
27076,3
14 66,6
2
200
39450
0,35
0,175 771,68
12469,3
12469,3
15 52,1
2
200
39450
0,28
0,14
2866,24 9975,5
9975,5
16 50
2
800
157800 0,26
0,13
859,87
37051,7
37051,7
17 45,5
2
260
51285
0,24
0,12
323,83
11115,52 11115,52
18 44,4
2
100
19725
0,235 0,118 1818,96 8372,3
19 31,1
2
800
157800 0,165 0,083 405,13
20 27,7
2
200
39450
0,147 0,074 1066,57 5272,75
5272,75
21 24,4
2
600
118350 0,129 0,065 3637,92 13894,4
13894,4
S,
МВА
ni
1
110,9
2
i
Wквi ,
Wкнн1i ,
Wкнн 2i ,
кВт ч
кВт ч
кВт ч
3086,72 39901,87 39901,87
2067
3307,2
42752
1901,64 24582,4
0,225 3720,6
Wxi =
26720
Wквi
48096
26720
42752
48096
8372,3
23656,11 23656,11
Wкнн1i =
Wкнн 2i =
1727910
= 45243 589336
589336
Wпс 1727910 2 589336,41 45243,87 2951826
26
Таблица 6.3 - Результаты расчета потерь в трансформаторах ТРДЦНК–
80000/110
Тi ,
Wxi ,
ч
кВт ч
2
200
30400
106,5
2
400
3
100,9
2
4
94,3
5
S,
МВА
ni
1
110,9
2
i
к3вi
к3нi
Wквi ,
Wкнн1i ,
Wкнн 2i ,
кВт ч
кВт ч
кВт ч
0,69
0,345 2499,53 16127,9
16127,9
60800
0,67
0,335 4713,45 30412,97 30412,97
300
45600
0,63
0,315 3125,59 20167,48 20167,48
2
300
45600
0,59
0,295 2741,3
17687,83 17687,83
92,1
2
400
60800
0,58
0,29
3532,3
22791,1
22791,1
6
89,85
2
500
76000
0,56
0,28
4116
26558
26558
7
88,75
2
400
60800
0,55
0,275 3176,25 20494,4
8
66,5
2
300
45600
0,54
0,27
9
85,42
2
600
91200
0,53
0,265 4424,17 28546,5
28546,5
10 84,3
2
600
91200
0,526 0,263 4557,65 28117,2
28117,2
11 83,2
2
600
91200
0,52
0,26
27479,4
12 82,1
2
600
91200
0,51
0,255 4096,58 26432,66 26432,66
13 72,1
2
400
60800
0,45
0,225 2126,25 13719,4
13719,4
14 66,6
1
200
30400
0,42
0,21
5975,55
5975,55
15 52,1
1
200
30400
0,33
0,165 571,725 3688,99
3688,99
16 50
1
800
121600 0,31
0,155 2018,1
13021,55 13021,55
17 45,5
1
260
39520
0,28
0,14
535,08
3452,54
3452,54
18 44,4
1
100
15200
0,277 0,138 201,4
1290,23
1290,23
19 31,1
1
800
121600 0,19
0,095 758,1
4891,55
4891,55
20 27,7
1
200
30400
0,17
0,085 151,7
978,99
978,99
21 24,4
1
600
91200
0,15
0,075 354,38
2286,56
2286,56
Wквi
Wкнн1i
Wкнн 2i
Wxi
20494,4
2296,35 14816,93 14816,93
4258,8
926,1
27479,4
=
=
=
=
1331520
50980
328937
328937
Wпс 1331520 2 328937 50980 2040376
27
Определяем стоимость потерь в трансформаторах:
И Wпс
где Сэк Тх
Сэк Тх
Wх Сэк( )
Wк, руб,
0,76 руб/кВт ч - стоимость 1 кВт ч потерь электроэнергии
на ХХ за время работы трансформатора в году Тх ;
Сэк ( ) 0,35 руб/кВт·ч - стоимость 1 кВт ч нагрузочных потерь электро-
энергии трансформатора.
Стоимость потерь электроэнергии для трансформатора ТРДЦНК–
63000/110:
И Wпс
0,76 1727910 0,35 1223916,69 1741582 руб.
Стоимость потерь электроэнергии для трансформатора ТРДЦНК–
80000/110:
И Wпс
0,76 1331520 0,35 708856, 2 1260055 руб.
Окончательно вариант находим по методу приведённых затрат:
Зпр
где Иэ Рсум К
Ен К
Иэ И ΔWпс руб,
0,094 К ;
К – капитальные затраты на оборудование ГПП, руб;
Ен коэффициент эффективности Ен 0,223 .
Приведённые затраты для варианта №1:
Зпр63 3 0,223 11166350 0,094 11166350
1741582 12 360 780,8 руб.
Приведённые затраты для варианта №2:
Зпр80
2 0,223 16395000 0,094 16395000
1260055 11 654 485 руб.
Не смотря на то, что вариант №2 имеет меньшие приведенные затраты к
использованию принимаем вариант №1 как обладающий лучшими техническими характеристиками, в частности удовлетворяющий требованиям электромагнитной совместимости, т.к. в корпусе №20 располагаются 3 печи ДСП-40.
Таким образом, к установке принимаем вариант с 3 трансформаторами
мощностью 63 МВА.
28
7 Выбор схемы внутреннего и внешнего электроснабжения корпуса
Схема внутреннего электроснабжения объекта зависит от расположения
источников питания и потребителей, величин их напряжения и мощностей,
требуемой надежности, расположения и конструктивного исполнения линий,
РУ, КТП [3].
Надежность и экономичность схемы повышается, если соблюдаются следующие условия:
- сокращение числа ступеней трансформации и приближение источника
высшего напряжения к потребителям;
- не предусматривать специальные резервные (нормально неработающие)
линии и трансформаторы; все элементы схемы в нормальном режиме должны
находиться под нагрузкой и работать раздельно; при аварии одного из элементов (линии, трансформатора) оставшийся может работать с допустимой пер егрузкой и с отключением неответственных потребителей;
- во всех звеньях системы распределения электроэнергии, начиная с шин
ГПП и кончая шинами напряжением до 1000 В осуществлять секционирование
шин, а при наличии потребителей, относящихся к I категории по надежности
электроснабжения, предусматривать АВР на секционных выключателях.
Электроснабжение корпуса №20 выполняется от 3 трансформаторов
ТРДЦНК-63000/110, что позволяет подключить к каждому трансформатору по
печи 6ДСП-40 и разделить питание общепромышленной и резкопеременной
нагрузки.
Питание ГПП осуществляется по кабельным линиям 110 кВ от ТЭЦ ВАЗа.
Распределение электроэнергии внутри завода выполнено по радиальной
схеме. Радиальные схемы используют при размещении нагрузок в различных
направлениях по территории предприятия от источника питания. В таких схемах распределения выделяют две ступени: РУ 6-10 кВ - первая; КТП – вторая
[3].
29
Двухступенчатые схемы с промежуточными РУ целесообразны на больших предприятиях для питания через РУ крупных потребителей электроэнергии. От промежуточных РУ питаются одно- и двухтрансформаторные КТП без
шин на высшем напряжении и отдельные электроприемники напряжением 6-10
кВ (электродвигатели, электропечи и др.).
Как правило, к каждой секции РУ подключается четыре-пять КТП и другие нагрузки напряжением 6-10 кВ.
Радиальные схемы распределения электроэнергии позволяют осуществить секционирование всей системы электроснабжения, начиная от высших
уровней системы и заканчивая стороной до 1000В цеховых КТП, а иногда и с иловых распределительных шкафов в цеховой сети. На секционных коммутационных аппаратах применяются несложные схемы и устройства АВР.
Для повышения надежности электроснабжения радиальное питание двухтрансформаторных КТП выполняется от разных секций РУ 6-10 кВ. Сечение
питающих линий (от РУ до КТП) выбирается из условия питания всех нагрузок
при нормальном режиме работы и по току в послеаварийном режиме.
От промежуточных РП 10 кВ происходит питание двухтрансформаторных КТП с силовыми трансформаторами ТСЗЛ-1600/10/0,4 кВ, отдельных электропечей и ЭД 10 кВ. Вся коммутационная аппаратура устанавливается на РП, а
на КТП только выключатели нагрузки.
РУ 10 кВ ГПП выполнено закрытым с установленными ячейками КРУ
КВ-02-10, выпускаемыми ЗАО «Завод высоковольтного оборудования». Ячейки
КРУ укомплектованы вакуумными выключателями с Iном = 3150 А. РП 10 кВ
укомплектованы ячейками того же типа.
Внутризаводские сети 10 кВ выполнены кабелем ААШв 3х95.
Внутрицеховое питание осуществляется в основном по смешанной схеме:
крупные и ответственные ЭП питаются по радиальной схеме, средние и мелкие
- по магистральной схеме. Магистральные шинопроводы подключаются к КТП,
а от них в свою очередь запитаны РП.
30
8 Предварительный выбор элементов системы электроснабжения
1. Выбор высоковольтного выключателя 10 кВ:
Iр
1,4 S НТ
3 UН
Iном 630 А
Iр
1,4 1600
123 А
3 10.5
123 А
630 А
Выбираем высоковольтный выключатель ВБЭК-10-630 .
2. Выбор кабеля 10 кВ:
Iр
1,4 1600
123 А
3 10.5
Iр
Iном
123 А
155 А
Выбираем кабель ААШВ 3х95.
3. Выбор автоматических выключателей 0,4 кВ:
- на вводе КТП 0,4 кВ: Iр
1,4 1600
3233 А
3 0,4
Выбираем автоматический выключатель типа ВА 75-47 с Iном 4000 А.
- секционный:
Iр
1600
2309,4 А
3 0,4
Выбираем автоматический выключатель типа ВА 75-45 с Iном 2500 А.
- линейный:
Iр
972,53
1404 А
3 0, 4
Выбираем автоматический выключатель типа ВА 55-43 с Iном 1600 А.
- выключатель от ШМА к РП:
312,8
451,5 А
3 0,4
Iр
Выбираем выключатель типа ВА 52-39 на Iном 630 А , Iрасч 630 А.
- выключатель от РП к ЭП: :
150
3 0, 4
Iр
216, 5 А
Выбираем выключатель типа ВА 52-39 на Iном 630 А , Iрасч 250 А.
4. Выбор шинопроводов:
Iр
972,53
1404 А
3 0,4
31
Выбираем шинопровод ШМА – 4 с Iном 1600 А .
5. Выбор кабелей и проводов на 0,4 кВ:
а) кабель от РП к ШМА:
Iр
312,8
3 0, 4
Выбираем кабель 2АВВГ 4х120 на Iном
451,5 А
Iр
Iном
200 А .
б) для подключения электроприемников используем провод марки АПВ
3х95+1х70 с Iном 260 А , проложенный в трубах.
32
9 Расчёт токов КЗ
Все основное электрооборудование системы внутреннего электроснабжения предприятия или объекта должно быть выбрано и проверено с учетом во здействия этих токов [3].
Рассматривают следующие виды коротких замыканий:
- трехфазное симметричное короткое замыкание;
- двухфазное короткое замыкание - когда две фазы соединятся между собой без образования электрического контакта с землей;
- однофазное короткое замыкание - одна фаза образует электрический
контакт по земле c нейтралью источника питания;
- двухфазное короткое замыкание на землю – когда две фазы образуют
электрический контакт между собой и землей.
Одними из главных причинам возникновения КЗ являются нарушения
изоляции в частях электроустановок, неправильные или ошибочные действия
обслуживающего персонала, перекрытия изоляции вследствие возникновения
перенапряжений в системе электроснабжения. Короткие замыкания приводят к
нарушению нормального электроснабжения потребителей, подключенных к
поврежденным участкам электросети, из-за понижения на них напряжения ниже допустимого порога и нарушения работы части энергосистемы. Поэтому короткие замыкания должны быть устранены устройствами защиты в минимальные сроки.
Все элементы системы электроснабжения должны удовлетворять расчетным условиям их работы. Под расчетными условиями в общем случае понимаются наиболее тяжелые условия, в которых могут оказаться электрические аппараты и проводники.
Проверка выбранных элементов системы электроснабжения проводится
по аварийному режиму работы. Аварийный режим - это режим, вызванный внезапным нарушением нормального режима вследствие КЗ. Аварийные режимы
33
необходимо быстро ликвидировать, при этом все элементы системы электр оснабжения должны быть термически и динамически стойкими.
Для того чтобы проверить выбранные электрические аппараты и прово дники по условиям КЗ, необходимо выполнить четыре расчетных условия КЗ:
- составить расчетную схему системы электроснабжения;
- определить расчетный вид короткого замыкания;
- наметить расчетные точки короткого замыкания;
- определить расчетное время протекания тока КЗ.
9.1 Расчет токов КЗ на стороне 10 кВ
Электрическая схема для расчета токов КЗ на стороне 10 кВ представлена
на рисунке 9.1.
Рисунок 9.1 - Электрическая схема для расчета токов КЗ на стороне 10 кВ
Схема замещения для расчета токов КЗ на стороне 10 кВ представлена на
рисунке 9.2.
34
Рисунок 9.2 - Схема замещения для расчета токов КЗ на стороне 10 кВ
Исходные данные:
Sб 100 МВА;
115 кВ;
Uн
Система:
Sс 4640 МВА;
Кабель 110 кВ:
ПвВ: l 1, 45 км.; r0 =0,122 Ом/км.; x0
Кабель 10 кВ:
ААШв l
Трансформатор ГПП: :
0,5 км.; r0
0, 2 Ом/км.;
0,329 Ом/км.; x0
0,08 Ом/км.;
Sт.ном. 63 МВА;
Uн 10,5%;
Pк.з. 245 кВт.
Сопротивление системы:
хс
Sб
100
=
Sc
4640
0,022
Сопротивление КЛ 110 кВ:
100
1152
0,0022
хт.в.
U К . В. S б
1,3215 100
=
100 S Т .В.
100
63
0,021
хт.н.
18,375 100
U К .Н . S б
=
100 S Т .Н .
100 63
0,292
хк. л.1
x0 l
Sб
U Н2
0,2 1,45
Сопротивление трансформатора:
Сопротивление синхронных двигателей:
хс.д.
x01
35
S НОМ СД
2
U НО
М
хс.д.
хс.д.1 0,2
3500
10,52
6,4;
хс.д.2
0,2
1750
10,52
3,2;
хс.д.3
0,2
3142
5,7;
10,52
хс.д.4
0,2
4325
7, 85;
10, 52
хс.д.5
0,2
1325
10,52
2,4.
6, 4 3, 2 5,7 7,85 2, 4 31,95.
Сопротивление кабельной линии 10 кВ:
хк. л.2
0,08 0,5
100
10,52
0,036.
Точка К1:
Суммарное сопротивление в точке К1:
х к1
хс
хкл1
0,022 0,0022 0,0242.
Ток короткого замыкания в точке К1:
Iк1(3)
1
x k1
1
41,32.
0,0242
=
Ток КЗ в именованных единицах:
Iк1(3)
Iк1(3)
Sб
3 UН
41,32
100
20,7 кА.
3 115
Ударный ток в точке К1:
iу
2 1,8 20,7 52,69 кА.
Точка К2:
Суммарное сопротивление в точке К2:
х к2
х к1
хтв
хтн
0,0242 0,021 0, 292 0,3372.
36
Ток короткого замыкания в точке К2:
1
Iк2(3)
1
2,97.
0,3372
=
x k2
Ток КЗ в именованных единицах:
Iк2(3)
Sб
3 UН
Iк2(3)
2,97
100
16,33 кА.
3 10,5
Ударный ток в точке К2:
2 1,8 16,33 41,57 кА.
iу
Точка К3:
Суммарное сопротивление в точке К3:
х к3
х к2
хк . л.2
0,3372 0,036 0,3732.
Ток короткого замыкания в точке К3:
1
Iк3(3)
x k3
=
1
2,7.
0,3732
Ток КЗ от подпитки СД:
Iсд(3)
1
x СД
=
1
0,0313.
31,95
Суммарный ток КЗ в относительных единицах:
I 3
Iк3(3)
Iсд(3)
2,7 0,0313 2,7313.
Ток КЗ в именованных единицах:
Iк3(3)
Sб
3 UН
Iк3(3)
2,7313
100
15 кА.
3 10,5
Ударный ток в точке К3:
iу
2 1,8 15 38 кА.
Результаты расчетов сведем в таблицу 9.1.
37
Таблица 9.1 - Результаты расчетов токов КЗ на стороне 10 кВ
Точка
К1
К2
К3
Iкi (3) , кА
20,7
16,33
15
i у , кА
52,69
41,57
38
9.2 Расчет токов КЗ на стороне 0,4 кВ
Электрическая схема для расчета токов КЗ на стороне 0,4 кВ представлена на рисунке 9.3.
Рисунок 9.3 - Электрическая схема для расчета токов КЗ на стороне 0,4 кВ
ШМА– 4:
l
72 м; rшм
0,0297 Ом/м; xшм
0,0143 Ом/м;
Кабельные линии:
ААШв l
0,5 км; r0
0,329 Ом/км; x0
АВВГ l
30м; r0
0, 208 Ом/м; x0
0,08 Ом/км;
0,079 Ом/м;
Схема замещения для расчета токов КЗ на стороне 0,4 кВ представлена на
рисунке 9.4.
38
Рисунок 9.4 - Схема замещения для расчета токов КЗ на стороне 0,4 кВ
Провод:
АПВ l 12 м; r0 1,95 Ом/м; x0
0,095 Ом/м;
Сопротивление контактов выключателей:
rпер 15 мОм;
rк1
0,15 мОм;
0,3 мОм;
rк 4
0,35 мОм.
rк 3
rк 2
0, 25 мОм;
Силовой трансформатор 1600 кВА:
Pк.з. 16,5 кВт;
Uк % 5,5%;
хт
2
UК % U б
5,5 0,42
=
100 S Н .Т .
100 1,6
rт
U б2
Pк.з.
S Н .Т .
5, 5 мОм;
0,42
1,031 мОм.
16,5
1, 6
Сопротивление питающей системы:
хс
UC
=
3 I C(3)
10,5
0,371 Ом.
3 16,33
Сопротивление кабельной линии ААШв:
39
хк . л.1
rк. л.1
x0
0,08 0,5 0,04 Ом;
0,329 0,5 0,1645 Ом.
r0
Сопротивление кабельной линии АВВГ:
хк. л.2
x0
0,079 30 2,37 мОм;
rк . л.2
r0
0,329 30 9,87 мОм.
Сопротивление провода АПВ:
хк. л.3
x0
0,095 12 1,14 мОм;
rк . л.3
r0 l 1,95 12
23, 4 мОм.
Сопротивление шинопровода:
хшм
x0 l
0,0297 72
2,14 мОм;
rшм
r0 l
0,0143 72 1,03 мОм.
Точка К1:
Суммарное индуктивное сопротивление в точке К1:
х к1
хкл1
хс
0,371 0,04 0, 411 Ом.
Суммарное активное сопротивление в точке К1:
r к1
rкл1
0,1645 Ом.
Полное сопротивление в точке К1:
Z к1
х к12
r к1 2
0.4112
r k1
0,411
2,5;
=
x k 1 0,1645
0.16452
0.443 Ом;
к у 1, 28;
Ток короткого замыкания в точке К1:
UН
=
3 Z k1
Iк1
10,5
13,68 кА.
3 0, 443
Ударный ток в точке К1:
iу
2 1,8 13,68 24,77 кА.
40
Точка К2:
Суммарное индуктивное сопротивление в точке К2:
U б2
х к1 2 10³
UН
х к2
хт
х А1;
Сопротивление выключателей:
ВА 75 47; rА1
0,1 мОм; х А1
ВА 55 43; rА2
0,14 мОм; х А2
ВА 52 39; rА3
rА4
х к2
0,05 мОм;
0,08 мОм;
0,094 мОм; х А3
0,411 10³
0,42
10, 52
хА4
0,12 мОм.
5,5 0,05 6,15 мОм.
Суммарное активное сопротивление в точке К2:
r к2
r к2
r к1
U б2
10³ rт
U Н2
rА1 rк1 rпер ;
0, 42
0,1645
10³ 1,03 0,1 0,15 15 16,52 мОм.
10,52
Полное сопротивление в точке К2:
Z к2
х к 2²
r к 2²
6,15²
r k2
6,15
=
16, 52
x k2
16,52² 17,63 Ом;
к у 1;
Ток короткого замыкания в точке К2:
0, 4 103
UН
13,1 кА.
=
3 Z k2
3 17, 63
Iк2
Ударный ток в точке К2:
2 к у Iк2 ;
iу
iу
2 1 13,1 18,53 кА.
Точка К3:
Суммарное индуктивное сопротивление в точке К3:
х к3
х к2
х А2
хшма
6,15 0,08 0,0143 72 7, 26 мОм.
41
Суммарное активное сопротивление в точке К3:
r к3
r к2
rА2
rк 2
16,52 0,141 2,14 0, 25 19,05 мОм.
rшма
Полное сопротивление в точке К3:
__________ ____________
r к 3² х к 3²
7,26² 19,05² 20,4 Ом;
Z к3
Ток короткого замыкания в точке К3:
UН
=
3 Z k3
Iк3
400
11,33 кА.
3 20,4
Ударный ток в точке К3:
2 к у Iк3
iу
2 1 11,33 16, 02 кА.
Точка К4:
Суммарное индуктивное сопротивление в точке К4:
х к4
х к3
х А3
хкл 2 7, 26 0,12 2,37 9,75 мОм.
Суммарное активное сопротивление в точке К4:
r к4
r к3
rА3
rк 3
rкл 2
19,05 0,094 0,3 9,87
25,68 мОм.
Полное сопротивление в точке К4:
Z к4
х к 4²
r к 4²
25,68² 9,75²
27,47 Ом;
Ток короткого замыкания в точке К4:
UН
=
3 Z k4
Iк4
400
3 27,47
8,4 кА.
Ударный ток в точке К4:
2 к у Iк4
iу
2 1 8,4 11,89 кА.
Точка К5:
Суммарное индуктивное сопротивление в точке К5:
х к5
х к4
х А4
хкл 3
9,75 0,12 1,14 11,01 мОм.
Суммарное активное сопротивление в точке К5:
r к5
r к4
rА4
rк 4
rкл 3
25,68 0,094 0,35 23, 4
42
49,52 мОм.
Полное сопротивление в точке К5:
Z к5
х к 5²
r к 5²
11,01² 49,52²
50,73 Ом;
Ток короткого замыкания в точке К5:
UН
=
3 Z k5
Iк5
400
3 50,73
4,55 кА.
Ударный ток в точке К5:
iу
2 к у Iк5
2 1 4,55 6, 44 кА.
Результаты расчёта токов КЗ на стороне 0,4 кВ сведем в таблицу 9.2.
Таблица 9.2 - Результаты расчёта токов КЗ на стороне 0,4 кВ
Точка
К1
К2
К3
К4
К5
Iкi 3 , кА
13,68
13,1
11,33
8,4
4,55
iу , кА
24,77
18,53
16,02
11,89
6,44
43
10 Выбор и проверка элементов системы электроснабжения
10.1 Выбор и проверка высоковольтных выключателей 10 кВ
Выбор вводного высоковольтного выключателя:
Iном. р
SТ .Н .
63000
=
1732 А;
2 3 UН
2 3 10, 5
С учётом 40% перегрузки
Іmax 1,4 1732 2425 А.
Для ЗРУ ГПП выбираем КРУ КВ-02-10 с вакуумными выключателями
ВБЭК-10-31,5/3150.
Проверка вводного выключателя выполняется:
-
по напряжению установки Uуст Uном.
-
по длительному току Iномр
-
по отключающей способности Iп.о. Iоткл; Iп.о. Iдин.; iу
-
на термическую стойкость Вк Iтер² tтер
Iном; Imax Iном;
iдин ;
Результаты проверки сведем в таблицу 10.1.
Таблица 10.1 - Результаты проверки вводного выключателя 10 кВ
Условия выбора
Расчётные данные
Каталожные данные
Uуст Uном.
10 кВ
10 кВ
Iномр
Iном;
1732 А
3150 А
Imax
Iном;
Iп.о. Iоткл;
2425 А
16,33 кА
3150 А
31,5 кА
Iп.о. Iдин.;
16,33 кА
45 кА
41,57 кА
80 кА
iу
iдин ;
Вк Iтер² tтер
16,33² 1,1 293 кА² с
44
31,5² 4 3969 кА² с
10.2 Выбор высоковольтных выключателей на отходящие фидера
1600
175,6 А;
3 10,5
Iном. р
С учётом 40% перегрузки
Іmax 1,4 175,6 246,4 А.
Выбираем высоковольтный выключатель ВБЭК-10-20/630.
Результаты проверки сведем в таблицу 10.2.
Таблица 10.2 - Результаты проверки выключателя на отходящие фидера
Условия выбора
Расчётные данные
Uуст Uном.
Каталожные данные
Iномр
Iном;
10 кВ
175,6 А
Imax
Iном;
246,4 А
630 А
Iп.о. Iоткл;
13,68 кА
20 кА
Iп.о. Iдин.;
13,68 кА
45 кА
24,77 кА
80 кА
275 кА² с
1600 кА² с
iу
iдин ;
Вк Iтер² tтер .
10 кВ
630 А
10.3 Выбор выключателя нагрузки
Iном. р
2 1600
88 А;
3 10, 5
С учётом 40% перегрузки
Іmax 1,4 88 123,2 А.
Выбираем выключатель ВНПуп–10/400-10зпз УЗ c Iном 400 А с встроенным приводом ПК–6/150.
Результаты проверки сведем в таблицу 10.3.
45
Таблица 10.3 - Проверка выключателя нагрузки
Условия выбора
Расчётные данные
Каталожные данные
Uуст Uном.
10 кВ
10 кВ
Iномр
Iном;
400 А
Imax
Iном;
88 А
123,2 А
Iп.о. Iоткл;
13,68 кА
20 кА
Iп.о. Iдин.;
13,68 кА
45 кА
24,77 кА
52 кА
205,9 кА² с
1600 кА² с
iу
iдин ;
Вк Iтер² tтер .
400 А
10.4 Выбор высоковольтного выключателя для ДСП
Iном. р
1500
825 А;
3 10, 5
С учётом 40% перегрузки
Іmax 1,4 825 1155 А.
Выбираем выключатель ВБЭК-10-20/1600.
Результаты проверки сведем в таблицу 10.4.
Таблица 10.4 – Результаты проверки высоковольтного выключателя печи
Условия выбора
Расчётные данные
Каталожные данные
Uуст Uном.
10 кВ
10 кВ
Iномр
Iном;
825 А
1600 А
Imax
Iном;
1600 А
Iп.о. Iоткл;
1155 А
16,33 кА
Iп.о. Iдин.;
16,33 кА
45 кА
41,57 кА
52 кА
1070,7 кА² с
1600 кА² с
iу
iдин ;
Вк Iтер² tтер .
46
20 кА
10.5 Выбор секционного выключателя
63000 0,7
1273 А;
2 3 10, 5
Iном. р
С учётом 40% перегрузки
Іmax 1,4 1273 1782,3 А.
Выбираем выключатель ВБЭК-10-31,5/2000.
Результаты проверки сведем в таблицу 10.5.
Таблица 10.5 – Результаты проверки секционного выключателя
Условия выбора
Расчётные данные
Каталожные данные
Uуст Uном.
10 кВ
10 кВ
Iномр
Iном;
1273 А
2500 А
Imax
Iном;
1782,3 А
2500 А
Iп.о. Iоткл;
16,33 кА
31,5 кА
Iп.о. Iдин.;
16,33 кА
45 кА
41,57 кА
80 кА
293 кА² с
3969 кА² с
iу
iдин ;
Вк Iтер² tтер .
Все выбранные высоковольтные выключатели удовлетворяют условиям
проверки.
10.6 Выбор трансформаторов тока 110 кВ
Выбор ТТ производится по следующим параметрам:
- по напряжению установки Uуст. Uном.;
- по длительному току Iном. р
Iном. р
110 кВ 110 кВ.
Iном.;
63000
316,3 А;
3 115
Выбираем трансформатор тока ТВТ-110-І-400/5 с Iном 400 А.
316,3 А
47
400 А.
- по конструкции ТТ встроенный в силовой трансформатор, класса точности 0,5.
- по электродинамической стойкости iу
2 120 0,4 68 кА,
iдин
кэ.д
2 I1ном 120
iдин и iу
41,57 кА,
iу
2 0,3163 53,7 кА.
41,57 кА
53,7 кА
41,57 кА
68 кА
- по термической стойкости Вк
Вк (кт I1ном)² tтер
Iтер² tтер ,
25 0,3163 ² 3 187,59 кА² с,
Iтер² tтер
300 кА² с,
Вк 16,33² 0,08 0,04
32 кА² с,
32 кА² с
187,59 кА² с,
32 кА² с
300 кА² с.
- по вторичной нагрузке z2
кэ.д. I1ном.
z2 ном ,
где z2 – вторичная нагрузка трансформатора тока;
z2 ном - допустимая нагрузка ТТ в выбранном классе точности.
На 110 кВ устанавливаем амперметр Э-377 с Sном 0,1 ВА.
Z2
Sприб
где Rприб.
Rпр. R2
I 22
R2
Rприб.
Rпр. Rк.,
– сопротивление приборов;
Rприб ² – 0,1 – сопротивление проводов;
Rк 0,1 Ом. – сопротивление контактов.
z2
0,8 Ом,
Rприб
0,1
0,004 Ом,
52
Rпр
0,8 – 0,004 – 0,1 0,969 Ом.
Определим сечение соединительных проводов:
48
S
l
Rпр
=
0,0283 75
3 мм²
0, 696
Принимаем сечение жилы 4 мм².
10.7 Выбор трансформаторов тока 10 кВ
Выбор ТТ производится по следующим параметрам:
-
по напряжению установки Uуст. Uном.;
-
по длительному току Iном. р
10 кВ 10 кВ.
63000
3464 А; Iном. р
3 10,5
3464 А
Iном
4000 А
выбираем трансформатор тока ТПШЛ-10-І-4000/5 .
-
трансформатор тока наружной установки, класса точности 0,5.
по электродинамической стойкости iу
-
iдин
2 23 4 130 кА,
кэ.д.
2 I1ном 23
iдин .
i у.
41,57 кА,
2 3464 112,67 кА.
41,57 кА
112,67 кА
41,57 кА
130 кА
по термической стойкости Вк Iтер.² tтер. ,
Вк (кт. I1ном.)² tтер
35 3,46 ² 3 43996 кА² с,
Iтер.² tтер
58800 кА² с,
Вк 16,33² 0,08 0,038
31,814 кА² с,
31,814 кА² с 43996 кА² с,
31,814 кА² с 58800 кА² с.
-
по вторичной нагрузке z2
z2 ном ,
приборы на стороне 10 кВ:
амперметр S
0,1 ВА,
ваттметр
0,5 ВА,
S
49
варметр
S
0,5 ВА,
счётчики активной энергии ЦЭ – 6801 с S
0,5 ВА,
реактивной энергии ЦЭ – 6801 с S
Rприб.
0,5 ВА,
11,1
0,444 Ом,
52
z2 1,2 Ом, zпр. 1,2 0,444 0,1 0,656 Ом.
Определим сечение соединительных проводов:
0,0283 45
1,94 мм²
0,656
S
Принимаем сечение жилы 2,5 мм².
10.8 Выбор трансформаторов напряжения (ТН)
Выбор ТН производим по следующим параметрам:
-
по напряжению установки Uуст. Uном.;
-
по конструкции и классу точности.
10 кВ 10 кВ.
Для ячеек КРУ КВ-02-10 выбираем ТН НАМИ-10-95 с Uном. 10 кВ ,
200 ВА класса точности 0,5.
S 2 ном
-
по вторичной нагрузки S2 .
S2ном ., где
S 2 ном. – номинальная мощность в выбранном классе точности;
S 2 . – нагрузка всех измерительных приборов и реле подключенных к
ТН, ВА.
S2 .
Pприб ² Qприб ²
Вторичная нагрузка ТН:
- амперметр Pприб
2 2 4 Вт;
- ваттметр Pприб
3 Вт;
- варметр Pприб
3 Вт;
- счётчики активной энергии Pприб
- счётчики реактивной энергии Pприб
4 6 24 Вт; Qприб
4 6 24 Вт; Qприб
50
4 14,5 58 вар;
4 14,5 58 вар;
58² 116² 130 ВА;
S2 .
130 ВА 200 ВА.
10.9 Выбор предохранителей
Выбор производим по следующим параметрам:
-
для защиты ТСН
-
по напряжению установки Uуст. Uном.;
-
по току
Iраб. Iном
SТСН
=
3 UH
Iраб.
40
3 10,5
2,2 А
-
10 кВ 10 кВ.
по току отключения Iп.о.
2, 2 А; Iном. 5 А;
5А
Iп.ном
16,33 кА 20 кА
выбираем предохранитель ПК 1-10-8/5-20 УЗ
-
для защиты ТН
Выбор производится по следующим параметрам:
-
по току
Iраб. Iном
Iраб.
SТТН
=
3 UH
8,25 А
150
8,25 А;
3 10,5
10 А
выбираем предохранитель ПК 1-10-10/2-20 УЗ .
10.10 Выбор ограничителей перенапряжений (ОПН)
Выбор производим по следующим параметрам:
-
по напряжению установки Uуст. Uном.;
-
на стороне ВН 110 кВ 110 кВ.
в нейтраль силового трансформатора выбираем ОПН: ОПНН-110
-
на сторону 10 кВ в ячейку КРУ
выбираем ОПН: ОПН-10
10 кВ 10 кВ. .
51
10.11 Выбор жёстких шин
Выбор шин производится по следующим параметрам:
-
по длительно-допустимому току Imax Iдоп,
Imax
0,7 S раб .
3 UH
=
0,7 23526, 4
905, 5 А.
3 10,5
по Iном. 1025 А выбираем алюминиевые шины 60х80 480 мм 2 .
-
проверка на термическую стойкость:
I
Smin.
где с 95; tn
0, 4; I
c
,
16 кА.
Smin.
16 103 0,4
107 мм 2 .
95
107 мм 2
-
tn
Smin. Sрасч.
480 мм 2 .
на динамическую стойкость:
расч.
доп.
Момент сопротивления шин при установке их плашмя:
W
0,8 82
b h2
=
6
6
8,54.
Расчётное напряжение в металле шин:
расч. 1,76 10
3
i y2 l 2
,
a W
где l - расстояние между опорными изоляторами, см. l 800 мм.,
a – расстояние между осями шин смежных фаз, см. a 350 мм.
расч. 1,76 10
Т.к.
расч. 65 МПа
3
41,57 2 802
8,54 35
65 МПа.
доп. 80 МПа для алюминиевых шин, то шины
динамически устойчивы.
52
10.12 Выбор опорных изоляторов
Выбор опорных изоляторов производится по следующим параметрам:
-
по напряжению установки Uуст. Uном.;
10 кВ 10 кВ.
по длительной нагрузке на головку изолятора: Fрасч. 0,6 Fразр.
Fразр. 5000 Н,
Fрасч.
Fрасч.
3
i y2 l 2
3
10 7 ,
a
41,57 103
0,8 10 7
0,35
684 Н,
684 Н 0,6 5000 Н,
684 Н 3000 Н.
Выбираем изоляторы ОНШ-10-5-1 УХЛ 1.
10.13 Выбор кабелей 10 кВ
Для питания ТП:
-
Uуст. Uном.;
-
Iрасч.
-
qэ.
10 кВ 10 кВ.
1,4 1600
123,2 А;
3 10,5
I расч.
J э.
=
123, 2
94,7 мм 2 .
1,3
Принимаем кабель ААШв 3х95
-
Iдопном. 155 А
Поправочный коэффициент на температуру воздуха к 0,93.
Iдоп. 155 0,93 144,15 А,
Imax 310 А,
144,15 А
-
310 А.
сечение, обеспечивающее термическую стойкость
qmin.
Bk
,
c
53
qmin. q.
Вк 13,58² 0,266 49,78 кА²с, с 98.
49,78 106
qmin.
71,99 мм 2 .
98
71,99 мм²
95 мм²
Для питания ДСП:
-
Uуст. Uном.;
-
Iрасч.
-
qэ.
10 кВ 10 кВ.
15000
825 А;
3 10,5
I расч.
J э.
=
825
1, 3
635 мм 2 .
Принимаем кабель ААШв 3х150
Из-за большой мощности ДСП выбираем 5 кабелей с Iном. 275 А.
-
Iдоп 275 0,93 256 А ,
Imax 340 А, 256 А
qmin.
Вк 186,7 кА²с, с 98.
q. ,
qmin.
340 А.
186,7 106
98
139 мм²
139 мм 2 ,
150 мм²
Для питания РП:
-
Uуст. Uном.;
-
Iрасч.
-
qэ.
10 кВ 10 кВ.
4325 1,4
3 10, 5
I расч.
J э.
=
333 А;
333
256 мм 2 .
1, 3
Принимаем кабель ААШв 3х95
В виду большой мощности будем использовать 3 кабеля с Iном.
-
Iдоп 155 0,93 144,15 А,
Imax 310 А, 144,15 А 310 А.
qmin. q. ,
Вк 59,85 кА² с, с 98.
54
155А.
qmin.
59,85 106
78,94 мм 2 ,
98
78,94 мм² 95 мм²
выбранные кабели удовлетворяют проверочным условиям.
10.14 Выбор выключателей 0,4 кВ
Результаты проверки сведём в таблицу 10.6.
Таблица 10.6 - Результаты проверки выключателей 0,4 кВ
Тип
выключателя
Условия
Uуст. Uном.
Iном. р Iном.
Iп.о. Iоткл.
iу Iвкл.
Вводной
ВА 75-47
Пасп.
Расч.
440 В
380 В
4000 А 3233 А
45 кА 13,7 кА
60 кА 24,8 кА
Линейный
ВА 55-43
ВА 75-45
Пасп.
Пасп.
Расч.
Расч.
440 В
380 В
440 В
380 В
2500 А 1616,5 А 1600 А 1404 А
45 кА 13,7 кА 36 кА 13,1 кА
60 кА 24,8 кА 57 кА 18,5 кА
Секционный
10.15 Выбор кабелей 0,4 кВ
Выбор проводим по длительно допустимому току.
Результаты выбора кабелей 0,4 кВ сведем в таблицу 10.7.
Таблица 10.7 - Результаты выбора кабелей на 0,4 кВ
Присоединение
Iр, А
Iдоп., А
РП
ЭП
451,5
216,5
200
200
Проводник
2 АВВГ 4х120
АПВ 3х95+1х70
10.16 Выбор шинопроводов 0,4 кВ
Выбор шинопроводов производим по следующим параметрам:
-
напряжению установки Uуст. Uном.;
0,4 кВ 0,66 кВ;
-
длительному току Iном. р 1404 А; Iном. р
Iном.
1404 А 1600 А
-
на динамическую стойкость: iу
70 кА
iдин. iу 16,02 кА, iдин.
16,02 кА
Выбираем шинопровод ШМА-4 с Iном. 1600 А.
55
70 кА,
11 Оценка влияния печи 6ДСП-40 на несинусоидальность напряжения
Оценка соответствия показателей качества электрической энергии по несинусоидальности кривой напряжения требованиям ГОСТ 32144-2013 в точке
присоединения дуговой сталеплавильной печи 6ДСП-40 к системе электроснабжения предприятия проводилась электроанализатором AR.5M согласно
схеме, приведенной на рисунке 11.1.
Рисунок 11.1 - Схема исследования влияния печи 6ДСП-40 на несинусоидальность напряжения в системе электроснабжения
56
Для оценки соответствия показателей качества электрической энергии
требованиям ГОСТ 32144-2013 использовалось ПО из комплекта поставки измерителя ПКЭ AR.5M (рисунок 11.2).
Рисунок 11.2 - Результаты оценки соответствия ПКЭ
требованиям ГОСТ 32144-2013
Таким образом было установлено, что измеренные значения коэффициентов гармонических составляющих напряжения КU(n) превышают значения установленные в ГОСТ 32144-2013 для 20 гармонических составляющих из 29.
Дольше всего превышение требований ГОСТ наблюдалось для 6, 12 и 14 гармонических составляющих напряжения. Максимальное значение суммарного
коэффициента гармонических составляющих напряжения KU достигало 7,41%,
что не превысило 8%, установленных в ГОСТ для сетей напряжением 6-25 кВ.
57
Заключение
Разработка проекта по реконструкции системы электроснабжения корпуса №20 автомобильного завода направлена на повышение надежности всей системы электроснабжения предприятия и обеспечение качества электроэнергии
для электроприемников.
В ходе выполнения бакалаврской работы были решены задачи по расчету
электрических нагрузок от силового оборудования и системы внутреннего
освещения, выбору мест сооружения комплектных трансформаторных подстанций, выбору схемы внутреннего электроснабжения, определению токов короткого замыкания, выполнены выбор и проверка элементов системы электроснабжения.
Было установлено, что измеренные значения коэффициентов гармонических составляющих напряжения КU(n) в точке подключения дуговой сталеплавильной печи 6ДСП-40 к системе электроснабжения предприятия превышают
значения, установленные в ГОСТ 32144-2013 для 20 гармонических составляющих из 29.
58
Список использованных источников
1. Правила устройства электроустановок. Все действующие разделы 6 и 7 изд.,
изм. и доп. по состоянию на 1 февраля 2015 г. - 7-е изд., Литтерра, 2015.
2. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей – М:.
Омега-Л, 2015.
3. Анчарова, Т.В. Электроснабжение и электрооборудование зданий и соор ужений. Учебник / Т.В. Анчарова, М.А. Рашевская, Е.Д. Стебунова – Москва:
Форум, 2014.
4. Щербаков, Е.Ф. Электроснабжение и электропотребление на предприятиях.
Учебное пособие / Е.Ф. Щербаков – Москва: Форум, 2014.
5. Гвоздев, С.М. Энергоэффективное электрическое освещение. Учебное пособие / С.М. Гвоздев, Д.И. Панфилов, Т.К. Романова – М.: Издательский
дом МЭИ, 2013.
6. Кудрин, Б.И. Электроснабжение: Учебник / Б.И. Кудрин – М.: Academia,
2015.
7. Сибикин, Ю.Д. Пособие к курсовому и дипломному проектированию электроснабжения промышленных, сельскохозяйственных и городских объектов. Учебное пособие / Ю.Д. Сибикин – Москва: Форум, 2015.
8. Макаров, Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 110-1150
кВ/ Е.Ф. Макаров.- Москва, 2005г.
9. Рожин, А.Н. Учебное пособие для выполнения курсового и дипломного
проектов: Внутрицеховое электроснабжение/ А.Н. Рожин, Н.С. Башкаева Киров, 2006.
10. Дьяков, А.Ф. Электромагнитная совместимость и молниезащита в электроэнергетике: учебник для вузов / А.Ф. Дьяков – Москва: МЭИ, 2015.
11. Сибикин, Ю.Д. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. Учебное пособие / Ю.Д. Сибикин – Москва: Форум, 2015.
12. СНиП 23-05-95. Естественное и искусственное освещение.
59
13. Указания по расчету электрических нагрузок. ВНИПИ «Тяжпромэлектропроект» №358–90 от 1 августа 1993 г.
14. Старшинов, В.А. Электрическая часть электростанций и подстанций. Учебное пособие / В.А. Старшинов, М.В. Пираторов, М.А. Козинова. – М.: Издательский дом МЭИ, 2015.
15. Шеховцов, В.П. Расчет и проектирование ОУ и электроустановок промышленных механизмов. Учебное пособие / В.П. Шеховцов – М.: Форум, Инфра-М, 2015.
16. Кудрин, Б.И. Электроснабжение потребителей и режимы. Учебное пособие
для вузов / Б.И. Кудрин, Б.В. Жилин, Ю.В. Матюнина – М.: Издательский
дом МЭИ, 2013.
17. ГОСТ 32144-2013. Электрическая энергия. Совместимость технических
средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. – М: Стандартинформ, 2014.
18. Cardoso, A. A virtual reality system for real time control of electric substations /
A. Cardoso. - 2013 IEEE Virtual Reality, 2013, pp. 165-166.
19. Roybal, L.G. Modeling and simulating blast effects on electric substations / L. G.
Roybal, R. F. Jeffers, K. E. McGillivary, T. D. Paul, R. Jacobson. - Technologies
for Homeland Security, IEEE Conference on, Boston, MA, 2009, pp. 351-357.
20. Prostean, O. Unconventional sources for electric substation ancillary services
power supply / O. Prostean, S. Kilyeni, C. Barbulescu, G. Vuc, I. Borlea. - Proceedings of 14th International Conference on Harmonics and Quality of Power ICHQP 2010, Bergamo, 2010, pp. 1-6.
21. Miroshnik, R. Force safety device for electric substation with flexible buses / R.
Miroshnik, H. B. Haim, D. Laredo. - IEEE Power Engineering Society General
Meeting, 2005, pp. 1140-1144.
22. Chiosa, N. Power quality monitoring for electric substation ancillary services
supplying / N. Chiosa, S. Kilyeni, C. Barbulescu, D. Jigoria-Oprea. - Proceedings
of 14th International Conference on Harmonics and Quality of Power - ICHQP
2010, Bergamo, 2010, pp. 6-12.
60
Приложение А
Таблица А.1 - Расчетные нагрузки цеха на стороне 0,4 кВ
№
1
Наименование
узла питания
или группы
электроприёмников
Ко
-во
ЭП
,n
2
ЦЕХ II/1 ТП 221
РП
Троллейная ли152
ния № 3
Итого по ШМА 221/1:
ШМА ЩСУ 3,4
221/9 ШВ 1
РП 20 Возд.завесаВ31,5
ШВ 4
РП 21 Голтовочн.бар.
Итого по РП 21:
РП 22 ШВ 6
Голтовочн.бар.
Итого по РП 22:
РП 23 ШВ 8,10
Голтовочн.бар.
Воздушн.завеса
Мост.кран ПВ=25
Мост.кран ПВ=25
Троллея
Передат.тележка
ЩУ ж/д ворот
Итого по РП 23:
Итого по ШМА 221/9:
m
3
Установленная
мощность, приведённая к
ПВ=100%
Одного
Всех
ЭП
ЭП
РН.МАКС
Р Н,
кВт
кВт
4
5
1
11
2
1
1
1
1
2
1
1
2
2
2
4
6
2
2
2
1
21
29
15
1÷100
202
100
7,5
40
29,5
29,5÷40
40
29,5
29,5÷40
40
29,5
3
81,75
41
94
10
7,5
3÷94
3÷202
0,1
0,54
0,75
0,55
0,55
055
0,7
0,6
055
0,7
0,6
0,55
0,7
0,55
0,1
0,1
0,1
0,1
0,25
0,2
0,4
15
668,4
404
100
7,5
40
29,5
69,5
40
29,5
69,5
80
59
12
490,5
82
188
20
7,5
939
1582
6
КИ
7
cosφ/
tgφ
nЭ
PС,
кВт
QС,
квар
8
9
10
11
0,5/1,73
0,8/0,75
1,5
359,34
303
55
4,125
22
20,65
42,65
22
20,65
42,65
44
41,3
6,6
2,6
271,32
187,9
41,25
3,09
16,5
21,06
37,56
16,5
21,06
37,56
33
42,13
4,95
0,5/1,73
78,5
135,03
0,7/1,02
1,85
171,825
619,25
1,91
217,02
524,4
>3
0,85/0,62
0,85/0,75
0,85/0,75
0,85/0,75
0,7/1,02
<3
0,85/0,75
0,7/1,02
<3
0,85/0,75
0,7/1,02
31
67
Средняя нагрузка
КМ
Расчётная нагрузка
IР,
А
PP ,
кВт
QP ,
квар
SP ,
кВА
12
13
14
15
16
1
11
4
1,3
6
467,14
2,86
271,32
6,459
540,2
0,779
2
1,6
68,24
41,415
79,82
2
1,6
68,24
41,415
79,82
20
16
1,5
1,28
257,73
792,64
217,02
524,4
336,93
950,41
1,372
Продолжение таблицы А.1
1
2
ЩСУ- 6,5
ЩСУО- 1
Итого по ТП 221:
ТП 222
3ЩСУО
ШМА 3ЩСУФ
222/2
РП 61 130 ШВ 1;2
129 ШВ (1÷9)
129 ШВ (10÷2)
Освещен. тоннеля
Итого по РП 61:
РП 62 2ЩСУФ
Тельфер ПВ=25%
Итого по РП 62:
РП 63 SPO-3
Тельфер ПВ=25%
Тельфер ПВ=25%
Итого по РП 63:
РП 68 151ШВ1; 152ШВ2
150ШВ1; 150ШВ2
Тельфер ПВ=25%
Итого по РП 68:
РП 69 SPO-4
Тельфер ПВ=25%
Итого по РП 69:
РП 74 КиПа РО-4
172 ШВ
Тельфер ПВ=25%
Итого по РП 74:
3
2
1
58
4
202
330
10÷330
5
404
330
3146,9
6
0,75
0,95
0,65
1
1
65
42
65
42
0,3
0,25
7
5
5
1
18
1
1
2
1
5
1
7
7
10
1
18
1
6
7
1
1
3
5
13
6,7
6,2
1
1÷13
42
0,9
0,9÷42
400
0,9
0,9
0,9÷400
13
6,6
0,9
0,9÷13
400
0,9
0,9÷400
1
10
0,9
1÷10
91
3,5
31
1
156,5
42
0,9
42,9
400
4,5
0,9
405,4
91
66
0,9
157,9
400
5,4
405,4
1
10
2,7
13,7
0,55
0,55
0,55
0,9
0,55
0,25
0,1
0,25
0,25
0,1
0,25
0,55
0,1
0,55
0,25
0,1
0,25
0,9
0,55
0,1
0,7
7
8
0,85/0,62
0,9/0,484
>3
0,8/0,7
0,95/0,33
0,7/1,02
0,8/0,75
0,9/484
>3
0,7/1,02
0,5/1,73
>3
0,7/1,02
0,5/1,73
>3
0,8/0,75
0,5/1,73
>3
0,7/1,02
0,5/1,73
>3
0,9/0,484
0,8/0,75
0,5/1,73
>3
9
303
313,5
2051,84
10
187,86
151,73
1438,48
19,5
10,5
6,435
10,71
85,53
0,9
64,144
86,43
10,5
0,09
10,59
100
0,436
65,58
10,71
0,16
10,87
102
0,54
100,54
0,934
102,934
86,35
0,09
86,44
100
0,54
100,54
0,9
5,5
0,27
6,67
64,76
0,16
64,92
102
0,934
102,934
0,436
4,125
0,47
5,028
11
12
13
14
15
20
1,12
2298
1438,48
2711,15
18
1,18
101,99
64,58
120,72
1
3,4
36,01
11,96
37,94
2
2,9
291,6
113,2
312,8
18
1,18
101,99
64,92
120,91
2
2,9
291,6
113,2
312,8
2
1,9
12,67
5,531
13,825
16
Продолжение таблицы А.1
1
2
РП 78 Формовочн. маш.
Привод ленты сбр
Заливочн тележка
Итого по РП 78:
РП 80 Телетайп станки
175 ШВ
Тельфер ПВ=25%
Освещ. рем. базы
Итого по РП 80:
Итого по ШМА 222/2:
ШМА Привод цепи
222/5 разлив. конв.
РП 50 Тележка SPO-1
Итого по РП 50:
РП 51 Тельфер ПВ=25%
Освещен тоннеля
Итого по РП 51:
РП 53 106 ШВ1; ШВ2
105 ШВ1
105 ШВ2
Освещен тоннеля
Итого по РП 53:
РП 56 116 ШВ2;1
115 ШВ2
115 ШВ1
Тельфер ПВ=25%
Итого по РП 56:
РП 57 РО-2 пит. линии
Тельфер ПВ=25%
150 ШВ3
Освещен тоннеля
Итого по РП 57:
3
2
2
2
6
5
1
2
1
9
75
4
35
3
12
3÷35
11
10
0,9
5
0,9÷11
0,9÷400
5
70
6
24
100
55
10
1,8
5
71,8
1323,7
6
0,3
0,2
0,2
0,3
0,16
0,55
0,1
0,9
0,3
0,3
1
1
2
4
1
5
7
6
4
1
18
7
5
5
1
400
12
12÷400
0,9
1
0,9÷1
13
6,16
5,5
1
1÷13
13
6,7
5,3
0,9
400
12
412
3,6
1
4,6
91
37
22
1
151
91
33,5
26,5
0,9
0,25
0,2
0,25
0,1
0,9
0,3
18
1
6
4
1
12
0,9÷13
400
0,9
4
0,5
0,5÷400
151,9
400
5,4
16
0,5
421,9
0,55
0,25
0,1
0,55
0,9
7
0,65/1,17
>3
0,5/1,73
0,8/0,75
0,5/1,73
0,9/0,484
>3
>3
0,7/1,02
0,5/1,73
>3
0,5/1,73
0,9/0,484
<3
0,55
0,9
0,55
8
0,75/0,88
0,5/1,73
0,8/1,75
0,9/0,484
>3
0,55
0,8/0,75
0,1
0,5/1,73
>3
0,7/1,02
0,5/1,73
0,8/0,75
0,9/0,484
>3
9
21
1,2
4,8
27
8,8
5,5
0,18
4,5
18,98
445,89
10
18,48
2,076
5,616
26,172
15,224
4,125
0,31
2,178
21,837
405,561
100
2,4
102,4
0,36
0,9
1,26
102
4,152
106,152
0,62
0,436
1,056
82,5
61,875
0,9
83,4
0,436
62,31
83,05
62,29
0,09
0,16
83,14
100
0,54
8,8
0,45
109,79
62,45
102
0,93
6,6
0,2178
109,75
11
12
13
14
15
6
1,88
50,76
28,79
58,356
2
7
2,6
1,8
49,35
802,6
24,02
446,117
54,885
918,25
1
3,4
348,2
116,77
367,22
2
2,6
3,276
1,162
3,476
18
1,18
98,412
62,31
116,5
18
1,18
98,1
62,45
116,3
2
2,6
285,5
109,75
305,83
16
1,325
Продолжение таблицы А.1
1
ШМА
2
I ЩСУН
Вентиляторы
12 ШВ;13 ШВ
П-29А; П-29 Б
Итого по ШМА 222/12:
ШМА АВР блока печей
222/15 ЩСУН
Бегуны
РП 26 ТельферыПВ=25%
Итого по РП 26:
Итого по ШМА 222/15:
Итого по ТП 222:
ТП 223
ШМА ЩСУ 9;10
223/1 50ЩА; 51ЩА
52ЩА
РП 39 ЩУ SPO-3,4,2,1
Итого по ШМА 223/1:
ШМА ША 53; SPO-2
223/9 ЩА 54;55;56
РП 38 Тельфер ПВ=25%
Итого по ШМА 223/9:
ШМА ШВ110;133;135;
223/12
136;174;176
ШВ111;134;137;135
ШВ 132;173
Крышные вент.
РП 52 Тельфер ПВ=25%
Освещение
Итого по РП 52:
222/12
3
1
12
12
2
27
1
1
1
2
3
5
166
4
135
11
10
202
10÷202
990
135
20
0,9
0,9÷20
0,9÷990
0,9÷990
5
135
132
120
404
791
990
135
20
1,8
21,8
1146,8
4534,9
6
0,65
2
2
1
4
7
1
3
1
5
202
200
315
54,3
54,3÷315
320
200
0,9
0,9÷320
404
400
315
217,2
932,2
320
600
0,9
920,9
0,75
6
4
2
4
7
1
8
100
5,5
75
5,5
0,9
5
0,9÷5
600
22
150
22
6,3
5
11,3
7
8
9
87,75
10
65,81
11
12
13
14
15
16
138,6
303
529,35
247,5
87,75
12
0,18
12,18
347,43
1781,66
103,95
187,86
357,62
252,45
65,81
9
0,31
9,31
327,57
1467,7
8
1,2
635,22
393,4
747,2
1,079
1
2
9
3,4
2,6
1,47
41,41
903,32
2619
10,24
360,33
1614,47
42,66
972,53
3076,63
1,404
303
187,88
178,75
54,3
233,05
182,33
55,39
237,72
4
6
2,4
2,1
130,32
489,4
60,93
261,5
143,86
554,9
0,801
230
0,09
230,09
234,6
0,156
234,756
1
5
3,4
2,21
0,306
508,5
0,17
258,12
0,351
570,3
0,823
5
1,7
8,72
1,2
8,8
0,8/0,75
0,55
0,75
0,7
0,25
0,65
0,6
0,1
0,55
0,3
0,4
0,25
0,25
0,25
0,25
0,1
0,25
0,85/0,62
>3
0,7/1,02
0,/0,75
0,5/173
>3
>3
>3
0,85/0,62
0,7/1,02
0,7/1,02
>3
0,7/1,02
0,5/1,73
>3
0,55
0,8/0,75
436,7
327,53
0,1
0,9
0,45
0,5/1,73
1/ -
0,63
4,5
5,13
1,09
1,09
Продолжение таблицы А.1
1
3
4
5
ЩСУ 11;12;13;14
23 ЩСУ
ША 87
ША 82;83;84
РП 47 SPO-4
Итого по ШМА 224/1:
ШМА ША 79;80;85
224/9 ША 81
РП 58 Тельфер ПВ=25%
Итого по ШМА 224/9:
Итого по ТП 224:
ТП 225
ШМА ЩСУО-4
225/1 РП-11
ЩСУ 29,30,31
Станки рем.базы
Итого по ШМА 225/1:
ШМА 5 РП
225/2 4 РП
3 РП столовая
2 РП
ЧЛК
1 РП
Итого по ШМА 225/2:
ШМА ШВ 86
225/9 РП 32
РП 48
РП43
4
1
1
3
1
5
3
1
4
8
18
202
105
390
200
12
12÷390
200
390
0,9
0,9÷390
0,9÷390
808
105
390
600
12
1002
600
390
3,6
993,6
2908,6
1
1
3
2
5
1
1
1
1
1
5
1
1
1
1
200
80
202
10
10÷202
140
42
118
139
123
42÷140
200
7
60
60
200
80
606
20
626
140
42
118
139
123
562
200
7
60
60
РП 54 Сушильн. Печь
2
20,1
40,2
ШМА
224/1
2
ТП 224
6
8
9
10
0,75
0,85/0,62
684,75
424,55
0,25
025
0,25
0,7/1,02
247,5
3
250,5
0,25
0,1
0,25
0,4
7
0,7/1,02
>3
0,7/1,02
0,5/1,73
>3
>3
11
12
13
14
15
16
252,45
3,06
255,51
1
5
3,4
2,24
10,2
561,12
3,366
281,061
10,74
627,58
0,906
247,5
0,36
247,86
1183,11
252,45
0,623
253,1
933,2
4
2
15
3,43
2,9
1,3
1,235
718,8
1538,1
0,6853
278,41
933,2
0,412
770,84
1799
1,113
210
454,5
3,2
457,7
101,64
281,8
5,54
287,34
1
1,65
755,2
316,1
818,7
1,182
297,86
168,9
297,86
168,9
5
1,57
467,64
185,79
503,2
0,726
51,75
15
10,2
52,8
13,2
17,65
24,12
10,275
2
1,8
43,416
11,3
44,86
0,9/0,484
0,75
0,75
0,16
0,7
0,85/0,62
0,5/1,73
>3
0,53
0,53
0,25
0,87
0,567
>3
0,7/1,02
0,17
0,75/0,88
0,5/1,73
0,6
0,92
0,426
Продолжение таблицы А.1
1
2
РП 66 ШВ 140÷145
Стерж. м-а«Sutter»
Тельфер ПВ=25%
Итого по РП 66:
РП 67 «Sutter»
Тельфер ПВ=25%
Итого по РП 67:
РП 71 «Sutter»
Ст. м-а «Н 25-СФ»
Тельфер ПВ=25%
Итого по РП 71:
РП 72 ШВ 167;169;170
Ст. м-а «Hansberg»
«Sutter»
Тельфер ПВ=25%
Итого по РП 72:
РП 73 Ст.м.«Кр.пресня»
«Hansberg»
Тельфер ПВ=25%
Итого по РП 73:
РП76 «Hansberg»
«Sutter»
ШВ 177;185;146
Тельфер ПВ=25%
Итого по РП 76:
РП 77 «Красная пресня»
«Hansberg»
«Sutter»
ШВ 184;186
Тельфер ПВ=25%
Итого по РП 77:
Итого по ШМА 225/9:
3
6
1
1
8
1
1
2
2
3
1
6
3
2
1
4
10
3
3
1
7
4
2
3
3
12
2
2
1
2
2
9
70
4
13
2,2
0,9
0,9÷13
2,2
0,9
0,9÷2,2
2,2
7
0,9
0,9÷7
10
20
2,2
0,9
0,9÷20
22
20
0,9
0,9÷22
20
2,2
13
0,9
0,9÷20
22
20
2,2
11,5
0,9
0,9÷22
0,9÷200
5
78
2,2
0,9
81,1
2,2
0,9
3,1
4,4
21
0,9
26,3
30
40
2,2
3,6
75,8
66
60
0,9
126,9
80
4,4
39
2,7
126,1
44
40
2,2
23
1,8
111
994,6
6
0,55
0,58
0,1
0,55
0,58
0,1
0,4
0,58
0,58
0,1
0,56
0,55
7
8
0,8/0,75
0,81/0,72
0,5/1,73
>3
0,81/0,72
0,5/1,73
>3
0,81/0,72
0,5/1,73
>3
0,8/0,75
0,8/0,72
0,58
0,1
0,5/1,73
>3
0,58
0,1
0,6
0,58
0,55
0,1
0,56
0,81/0,72
0,5/1,73
>3
0,81/0,72
0,8/0,75
0,5/1,73
>3
0,81/0,72
0,58
9
42,9
1,276
0,09
44,27
1,276
0,09
1,366
2,55
12,2
0,09
14,842
16,5
10
32,175
0,924
0,156
33,255
0,924
0,156
1,08
1,848
8,82
0,156
10,82
12,375
24,476
0,36
41,436
73,08
17,72
0,623
30,718
52,9
0,09
73,17
48,95
0,156
53,1
35,44
21,45
0,27
70,67
16,1
0,467
52
49,99
36,2
12,65
0,18
62,82
441,7
9,49
0,31
46
346
11
12
13
14
15
1
1,75
77,47
36,58
85,67
2
2,3
3,142
1,188
3,36
6
1,44
21,37
11,9
24,461
8
1,35
55,8
33,79
65,23
2
1,7
124,4
58,41
137,43
2
1,9
134,3
57,2
145,94
3
10
1,6
1,39
100,51
613,96
50,6
346
112,53
704,75
16
0,8/0,75
0,55
0,1
0,57
0,44
0,5/1,73
>3
>3
1,017
Продолжение таблицы А.1
1
2
Итого по ТП 225:
ТП 229
ШМА ЩСУ 7;8
229/2 2 ЩСУО
ШВ 42;47;59;88
3
82
4
0,9÷202
5
2462,6
6
0,57
2
1
4
202
132
100
404
132
400
РП 33 40 ШВ
41 ШВ
РП 36 45 ШВ
46 ШВ
РП 40 58 ШВ
57 ШВ
Итого по ШМА 229/2:
ШМА 92 ША
229/5 93 ША
2,3 ЩСУН
4 ЩСУН
90;96;95 ШВ
РП 49 Осевой вентил.
ЩУ ворот № 5
Итого по РП 49:
Итого по ШМА 229/5:
ШМА ШВ 43;44;48;49;
229/15 60;61;89
Итого по ТП 229:
ЦЕХ II/2 ТП 226
ШМА 5 ЩСУО
226/1 26 ЩСУ
8 РП столовая
7 РП
ЧЛК
6 РП
1 ЩСУ
1
1
1
1
1
1
10
1
1
2
1
4
1
1
2
11
17
10
10
17
10
17
10÷100
355
90
135
48
100
10
12,5
10÷12,5
10÷355
17
10
10
17
10
17
481
355
90
270
48
400
10
12,5
22,5
7
31
100
10÷355
700
2902,5
0,55
0,55
1
1
1
1
1
1
185
104
128
123
100
110
185
104
128
123
100
110
7
>3
8
9
1407,26
10
903,88
0,75
0,9
0,55
0,85/0,62
303
118,8
220
187,86
57,5
165
0,55
0,8/0,75
14,85
0,55
0,8/0,75
0,55
0,55
0,8/0,75
0,9/0,484
0,8/0,75
>3
11
24
12
1,14
13
1604,3
14
903,88
15
1841,4
16
11,14
2
1,89
28,07
12,254
30,625
14,85
11,14
2
1,89
28,07
12,254
30,625
14,85
264,55
11,14
198,42
2
9
1,89
1,33
28,07
351,85
12,254
218,262
30,625
414,05
0,598
0,25
0,7/1,02
111,25
113,48
0,65
0,55
0,55
0,25
0,4
0,46
0,8/0,75
206,7
220
5,5
3,125
8,625
546,58
155
165
4,125
3,34
7,465
440,95
2
7
2,7
1,47
18,115
803,47
19,887
485,05
938,53
1,355
0,8/0,75
385
1617,93
288,75
1173,5
7
16
1,39
1,2
535,15
1941,52
317,625
1173,2
622,31
2268,6
0,898
0,95
0,75
0,9/0,484
0,85/0,62
175,75
78
85,1
48,36
0,66
0,84
0,646
231,66
149,65
71,5
53,63
0,65
0,8/0,75
0,8/0,75
0,7/1,02
<3
>3
>3
0,8/0,75
Продолжение таблицы А.1
1
2
Итого по ШМА 226/1:
ШМА РП 97
226/9
ША 237
РП 87 ША 209;208
РП 98 ША «Аpron»
Дробомёт. бараб.
Итого по РП 98:
РП104 ША225нажд.стан
ША 254
Кранбалка
ЩУ ворот
Итого по РП 104:
РП105 ША 257
ША 254
Кранбалка
ЩУ ворот
Итого по РП 105:
Итого по ШМА 226/9:
ШМА 3ЩСУ, 4ЩСУ
226/12
25 ЩСУ П-25
Итого по ШМА 226/12:
Итого по ТП 226:
ТП 227
ШМА ША 191
227/5 ША 213,211
ША 225
5 ЩСУН
РП106 ШВ 257;259
РП107 ШВ 263;261
ШВ 260
ШВ 262
Итого по РП 107:
3
5
4
100÷128
5
565
6
0,7
1
2
2
2
4
1
1
2
1
5
1
1
2
1
4
16
2
1
3
25
55
3,5
20
60
20÷60
80
55
3
7,5
3÷80
18
41,8
55
3
3÷55
3÷80
100
120
3÷120
3÷185
55
7
40
120
160
80
55
6
7,5
148,5
18
41,8
55
3
117,8
488,3
200
120
320
1558,3
0,45
0,65
0,65
0,24
0,34
1
2
1
1
2
2
1
1
4
60
26
100
135
55
55
30
17
17÷55
60
52
100
135
110
110
30
17
201
0,45
0,16
0,1
0,65
0,2
0,16
0,7
0,16
0,1
0,35
0,3
0,65
0,75
0,7
0,6
7
<3
9
381,16
10
251,64
11
5
12
1,26
13
480,3
14
276,8
15
554,32
0,75/0,88
24,75
4,55
26
28,8
54,8
21,78
3,413
19,5
29,4
48,9
1
2
1,98
1,46
49,01
6,643
23,96
3,754
54,55
7,63
2
2,2
120,56
53,79
132,015
21,6
0,6
4,88
27,08
2,88
29,3
8,8
0,3
41,28
152,46
130
90
220
929,37
37,4
1,038
3,66
42,098
4,98
9,66
15,23
0,52
30,39
146,58
97,5
55,8
153,3
636,62
2
3,1
83,824
46,31
95,77
3
12
2
1,52
82,56
231,74
33,42
146,581
89,071
274,21
1
2
17
1,3
1,35
61,38
168,63
636,62
132,12
341,53
1,165
117
297
1082,72
27
23,76
106,4
87,75
60,5
60,5
51,5
62,81
45,4
45,4
2
1,89
114,345
49,94
124,77
25,85
86,35
19,4
64,8
2
1,89
163,2
71,28
178,09
0,8/0,75
0,8/0,75
0,7/1,02
=3
0,5/1,73
0,8/0,75
>3
0,5/1,73
0,95/0,33
0,5/1,73
>3
>3
0,8/0,75
0,8/0,62
<3
0,75/0,88
0,9/0,484
0,7
0,65
0,55
0,8/0,75
0,8/0,75
0,8/0,75
0,55
0,55
8
>3
16
0,8
0,396
Продолжение таблицы А.1
1
2
РП 83 «Аpron»
Итого по ШМА 227/5:
ШМА ЩСУ 16-18
227/15 ЩСУО 6
Нажд. станок
6 ЩСУН
РП 85 ШВ 197;198
ШВ 199;200
Нажд. станок
Итого по РП 85:
РП 84 ШВ 194 ÷196
ШВ 193
Итого по РП 84:
Итого по ШМА 227/15:
Итого по ТП 227:
ТП 228
ЩСУ 19,20
ЩСУ
ШМА ША 221а
228/1 7 ЩСУН
27 ЩСУН
28 ЩСУН
РП 91 ША 221
Устан-ка обраб.
Кранбалка
Итого по РП 91:
Итого по ШМА 228/1:
ШМА ША 229(Kunz)
228/9 ША 270 (Kunz)
РП 90 ША 219(Kunz)
Итого по РП 90:
3
3
14
4
1
1
1
2
2
1
5
3
1
4
11
30
4
20
17÷135
202
185
42
64
55
40
11
11÷55
55
40
40÷55
11÷64
11÷202
5
60
674
808
185
42
64
110
80
11
201
165
40
205
512
2179
6
0,65
0,6
2
1
1
1
1
1
1
2
2
5
9
1
1
1
3
202
100
400
48
17
5,5
45
22
3
3÷45
3÷400
5,5
18
55
5,5÷55
404
100
400
48
17
5,5
45
44
6
95
565,5
5,5
18
55
78,5
0,75
0,7
0,7
0,7
0,75
7
>3
0,85/0,62
0,9/0,484
0,75
0,16
0,65
0,55
0,16
0,5
0,55
0,55
0,5
0,7
0,17
0,16
0,1
0,16
0,6
0,5/1,73
0,8/0,75
0,8/0,75
0,5/1,73
>3
0,8/0,75
<3
>3
>3
0,85/0,62
0,8/0,75
0,95/0,33
0,8/0,75
0,85/0,62
0,65/1,17
0,5/1,73
>3
>3
0,16
0,16
8
0,8/0,75
0,5/1,73
>3
9
39
407
10
29,25
280,51
11
3
10
12
1,4
1,26
13
54,6
512,82
14
32,175
308,561
15
63,375
598,5
744,75
6,72
41,6
104,5
1,76
106,26
375,72
67,155
11,63
31,2
78,4
3,1
81,45
3
1,9
180,4
93,102
220,88
112,75
112,75
267,33
1491,08
84,56
84,56
208,84
932,23
3
11
22
1,9
1,26
1,1
180,4
336,84
1640,2
93,102
208,84
934,23
202,97
337,15
1886,6
303
70
280
33,6
16,88
187,86
52,5
92,4
25,2
10,46
7,65
7,04
0,6
15,29
345,77
8,95
12,18
1,038
22,17
220,23
2
3
3,5
1,7
53,515
587,81
24,387
242,253
58,81
635,77
12,56
21,73
12,56
21,73
2
3,5
43,96
23,9
50,04
16
0,864
0,487
0,918
Продолжение таблицы А.1
1
2
РП 95 ША 228(Kunz)
ШВ 230;231;232
7 ЩСУН
Итого по РП 95:
РП 96 8 ЩСУО
ША 239 (Kunz)
Итого по РП 96:
РП102 8 ЩСУО
ША 252 (Kunz)
РП103 ША 236;253
РП111 ША 169
ША 170
Итого по РП 111:
РП114 Обруб. суппорта
Обруб. суппорта
Итого по РП 114:
РП115 Нажд. станки
Станки
Итого по ШМА 228/9:
ШМА ША 210
228/12 5 ЩСУН
ША 203
6 ЩСУН
РП 81 ША 201;5
ША 204
ША 205;206
РП 86 Крышн. Вентил.
Кранбалка 1б
Итого по РП 86:
РП 89 ША 216
ША 218
РП 93 ША 226
3
1
3
1
5
1
1
2
2
1
2
1
1
2
1
1
2
3
9
31
1
1
1
1
2
1
2
6
1
10
1
2
1
4
55
40
48
40÷55
10
45
10÷45
18
55
48,5
5
1,1
1,1÷5
22
7
7÷22
18
5,5
1,1÷55
125
135
60
64
10
16
21
505
3
3÷21
5
2
5
5
55
120
48
223
10
45
55
36
55
97
5
1,1
6,1
22
7
29
54
49,5
683,1
125
135
60
64
20
16
42
33
3
94
5
4
5
6
0,16
0,55
0,7
0,5
0,9
0,16
0,3
0,16
0,24
0,16
0,5
0,2
0,17
0,17
0,16
0,3
0,25
0,7
0,45
0,7
0,6
0,16
0,16
0,55
0,1
0,3
0,16
0,16
7
8
0,5/1,73
0,8/0,75
0,8/0,75
<3
0,9/0,484
0,5/1,73
0,5/1,73
0,7/1,02
0,5/1,73
>3
0,65/1,17
>3
>3
0,5/1,73
>3
0,7/1,02
0,8/0,75
0,75/0,88
0,8/0,75
0,8/0,75
0,5/1,73
0,8/0,75
0,5/1,73
>3
<3
<3
0,5/1,73
0,5/1,73
9
8,8
66
33,6
108,4
9
7,2
16,2
10
15,22
49,5
25,2
89,92
4,356
12,5
16,8
14,56
23,28
0,8
0,55
1,35
25,2
23,75
1,384
0,95
2,334
4,93
4,93
8,53
8,53
16,56
197,84
31,25
94,5
27
44,8
12
9,28
9,28
18,15
0,3
27,73
28,65
216,92
31,875
70,875
23,76
33,6
9
16,1
16,1
13,61
0,52
30,23
1,44
0,8
2,49
1,384
11
12
13
14
15
5
1,57
170,2
98,92
196,86
2
2,6
42,12
18,48
45,996
2
3,1
4,185
2,57
4,91
2
3,6
17,75
9,383
20,08
7
25
2,48
1,28
41,08
253,24
31,515
216,92
51,77
333,44
2
1,6
19,2
9,9
21,6
9
1,65
45,75
33,253
56,56
2
1
3,5
3,7
5,04
2,96
2,739
1,52
5,74
3,33
16
0,481
Продолжение таблицы А.1
1
2
3
4
5
РП 94 Kunz(нажд.стан.) 1
99
99
ЩСУФ 6;7
2
42
84
Итого по РП 94:
3
42÷99
183
РП 99 ШВ 240;241
2
55
110
РП100 ША 244
ША 245 нажд.
1
15
15
ША 246 станки
3
4
12
ША 243
РП108 Нажд. станок
4
4
16
Kunz(нажд.стан.) 2
55
110
РП109 ША 264
1
52,5
52,5
Нажд. станок
2
4
8
Нажд. станок
1
55
55
Нажд. станок
1
30
30
ШВ 267
1
55
55
ШВ 268
1
40
40
Итого по РП 109:
7
4÷55
240,5
РП113 Нажд. станок
1
3
3
Суппорт
1
55
55
Итого по РП 113:
2
3÷55
58
РП112 ША 273 (Kunz)
3
18
54
Кранбалка 104а
1
3
3
Итого по РП 112:
4
3÷18
57
Итого по ШМА 228/12:
50
3÷135
1390,1
Итого по ТП 228:
93
1,1÷400
3142,7
406
19125,3
Итого по ЦЕХУ II/1:
148
6880
Итого по ЦЕХУ II/2:
На расширение произв.
Итого по нагрузке 0,4 кВ 454
26005,3
Итого по корпусу №20
с учетом нагрузки 10 кВ 70 200÷12600 159593,8
6
0,16
0,25
0,2
0,55
7
8
0,5/1,73
0,7/1,02
<3
<3
0,8/0,75
>3
0,5/1,73
0,16
>3
9
15,84
21
36,84
60,5
10
27,4
21,42
48,82
45,4
11
12
13
14
15
2
2
3,1
1,89
114,2
114,35
53,7
49,94
126,2
124,78
4,32
7,47
3
3,35
14,47
8,217
16,64
3
3,35
67,54
38,4
77,68
7
1,8
136,13
87,45
161,8
1
3,8
31,084
15,565
34,76
3
21
16
19
34
3,35
1,34
1,2
1,2
1,14
29,95
629
1801,83
11166,3
4339,4
4500
17,05
466,85
1144,36
7094,53
2713,21
2835
34,46
783,33
2134,51
13151,3
5117,8
5318,57
19840,68
13642,74
24077,5
33,79
102140
43281,9
110932
6,38
0,16
0,5/1,73
20,16
34,88
0,16
0,5/1,73
23,28
40,3
0,55
0,3
0,16
0,14
0,14
0,16
0,1
0,16
0,3
0,44
0,5
0,55
0,8/0,75
52,25
75,63
0,48
7,7
8,18
8,64
0,3
8,94
469,41
1386,02
9305,22
3806,4
39,2
79,5
0,83
13,32
14,15
14,95
0,52
15,5
466,85
1144,36
6947,76
2713,21
0,5
13111,69
9660,97
0,5
79796,9
43281,9
>3
0,5/1,73
>3
0,5/1,73
0,5/1,73
>3
>3
>3
>3
>3
11
1,28
16
1,131