Курсовая №2342 Система электроснабжения тракторного завода

Введение

Цель данной работы – спроектировать систему электроснабжения тракторного завода, в составе которого есть потребители электроэнергии с различным уровнем надёжности электроснабжения: в целом по предприятию преобладают потребителя второй категории, но есть также цеха, относящиеся и к первой и к третьей категории надёжности электроснабжения. В схеме электроснаб¬жения для всех категории соблюдены все необходимые положения по снабжению согласно ПУЭ.

В структуре потребления энергии преобладает низковольтная нагрузка (0,4 кВ). Вся высоковольтная нагрузка рассчитана на напряжение 10 кВ.

Внешнее электроснабжение завода осуществляется на напряжении 110 кВ с шин районной подстанции энергосистемы, находящейся на расстоянии 1,5 км от завода. ГПП завода имеет два силовых трансформатора ТДН — 16000/110/10, внутреннее электроснабжение вы¬полнено на напряжении 10 кВ кабельными линиями, в котором имеем 15 цеховых трансформа¬торных подстанции и 4 низковольтных распределительных пунктов.

В расчете нагрузок выполнен подробный расчет по ремонтно-механическому цеху. В цехе рассчитаны нагрузки по всем отделениям. Расчет нагрузок произведён по укрупненным показателям, т.к. графика нагрузок нет.

 

Технический паспорт проекта

1. Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1 кВ: 17795 кВт.

2. Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением свыше 1 кВ: 17113 кВт.

6 синхронных двигателей СТД — 1200 (Рном = 1200 кВт);

2 синхронных двигателя СТД — 630 (Рном = 630 кВт);

2 электропечи (Рном = 630 кВт);

3. Категория основных потребителей по надежности электроснабжения:

Потребители 1 категории: насосная, компрессорная.

Потребители 2 категории: литейный цех, кузнечный цех, термический цех, цех шестерён, штамповочный цех, моторный цех, котельная, автоматный цех.

Потребители 3 категории: склад, ремонтно-механический цех, столовая.

4. Полная расчетная мощность на шинах главной понизительной подстанции: 34908 кВА;

5. Коэффициент реактивной мощности:

Расчетный: tg = 0,28

Заданный энергосистемой: tg = 0,26

6. Напряжение внешнего электроснабжения: 110 кВ;

7. Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме: 2500 МВА, тип и сечение питающих линий: ВЛ-110, АС-70/11;

8. Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы: 1,5 км;

9. Количество, тип и мощность трансформаторов главной понизительной подстанции: 2×ТДН — 16000/110;

10. Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия: 10 кВ;

11. Типы принятых ячеек распределительных устройств, в главной понизительной подстанции: КМ-1;

12. На территории устанавливаются комплектные трансформаторные подстанции с трансформаторами типа ТМ, мощностью 400, 630, 1000 кВА;

13. Тип и сечение кабельных линий: ААШв.

Внимание!

Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ работы №2342, цена оригинала 500 рублей. Оформлена в программе Microsoft Word.

Оплата. Контакты.

Задание на курсовой проект

Выполнить проект электроснабжения тракторного завода. Завод расположении в Средней полосе Европейской части РФ (Ярославльэнерго).

1. Расстояние от предприятия до энергосистемы 1,5 км;

2. Уровни напряжения на шинах главной городской понизительной подстанции: 35 и 110 кВ;

3. Мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы:

для S1 – 700 МВА;

для S2 – 2500 МВА;

4. Стоимость электроэнергии по двухставочному тарифу:

основная ставка 1600,68 руб/кВт мес;

дополнительная 0,746 коп/кВт

5. Наивысшая температура:

окружающего воздуха 22,6 С;

почвы (на глубине 0,7 м) 15 С;

6. Коррозийная активность грунта низкая;

7. Наличие блуждающих токов;

8. Колебаний и растягивающих усилий в грунте нет.

 

Содержание

Введение

Технический паспорт проекта

Исходные данные

1. Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия

1.1. Расчет электрических нагрузок по ремонтно-механическому цеху

1.2. Расчет электрических нагрузок по предприятию

1.3. Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия

2. Выбор числа, мощности и типа трансформатора цеховых трансформаторных

подстанций предприятия

3. Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов ГПП предприятия

4. Технико-экономическое обоснование сравниваемых схем внешнего электроснабжения

4.1. Вариант 35 кВ

4.2. Вариант 110 кВ

4.3. Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения предприятия.

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

5.1. Выбор величины напряжения

5.2. Построение схемы внутреннего электрической сети

5.3. Конструктивное выполнение электрической сети

5.4. Расчет питающих линий

6. Расчет токов короткого замыкания

7. Выбор электрооборудования системы электроснабжения предприятия

7.1. Выбор трансформаторов собственных нужд главной понизительной подстанции

7.2. Выбор типа распределительных устройств на низкой стороне главной понизительной подстанции, выключателей, трансформаторов тока и напряжения

7.3. Выбор выключателей напряжением 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения и соответствующих трансформаторов тока

7.4. Выбор коммутационной аппаратуры на стороне высшего и низшего напряжения трансформаторных подстанций

8. Компенсация реактивной мощности

9. Релейная защита силового трансформатора

10. Заключение

Список литературы

 

1. Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия

1.1. Расчет электрических нагрузок ремонтно-механического цеха

Номинальная расчетная мощность трехфазных электроприемников:

Рном = n × Рном, (1)

где Рном – номинальная мощность одного электроприемника, кВт.

n – число электроприемников;

Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную:

Рср = kиа × Рном, (2)

где kиа – коэффициент использования по активной мощности.

Средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену:

Qср = Рном× tgφ, (3)

где tgφ определяется из справочных данных.

Приведенное число электроприемников:

nэ = (4)

где Рнэi – номинальная мощность приведённого электроприёмника;

nэi – приведённое число электроприёмников, подкдючённых к i-му узлу системы электроснабжения.

Расчетные мощности Рр и Qр определяются по формулам:

Рр = kра × Рср, (5)

Qр = kрр × Qср, (6)

где kра –расчетный коэффициент активной мощности; определяется по справочным материалам, kра =f(nэ; kиа);

Расчетный коэффициент реактивной мощности:

Если Рср < 200 кВт, то

kрр = 1, при nэ > 10; (7)

kрр = 1,1, при nэ ≤ 10;

Если Рср ≥ 200 кВт, то

kрр = 1/

Полная расчетная нагрузка группы трехфазных электроприемников:

Sp = , (9)

Расчетный ток:

Iр = , (10)

где Uн = 380 В – номинальное напряжение сети.

Соsφ, tgφ, kиа определяются из справочных данных [1].

Значения величин n, Рном, и в итоговой строке таблицы 1 определяются суммированием величин каждой нагрузки:

; ; (11)

Суммарный коэффициент использования по активной мощности и tgφ определяются по соответствующим формулам:

kиаΣ = ; (12)

tgφΣ = . (13)

Результаты расчетов по формулам (1) – (13) приведены в таблице 1.

 

 

 

1.2. Расчет электрических нагрузок по предприятию

 

Расчет начинается с определения низковольтных нагрузок по цехам.

Справочные данные: kиа и соsφ.

Для каждого цеха вычисляются средняя активная и реактивная нагрузки. Далее с использованием значений nэ и kиа по таблицам находится коэффициент максимума kра, и определяются расчетные активная и реактивная нагрузки.

Расчетная осветительная нагрузка цеха вычисляется с учетом площади производственной поверхности пола цеха, удельной осветительной нагрузки и коэффициента спроса на освещение.

Рр.осв = Кс.осв× Руд.осв ×Fц . (14)

Полная расчетная низковольтная нагрузка цеха находится вычисляется с использованием величин расчётной активной и реактивной нагрузки.

После расчёта нагрузок всех цехов, рассчитывается строка «Итого по 0,4 кВ», в которой суммируются по колонкам номинальные активные мощности, средние активные и реактивные нагрузки и расчетные осветительные нагрузки.

Коэффициенты kиа, tgφ и соsφ вычисляются по формулам (15), (16), (17).

kиа = , (15)

tgφ = , (16)

соsφ = аrctg φ . (17)

Определение расчетной нагрузки высоковольтных электроприемников производится аналогично.

Расчёт завершается после суммирования данных по низковольтным и высоковольтным ЭП: номинальная активная мощность, средние и расчетные активная и реактивная нагрузки, полная расчетная нагрузка, а также среднее для всего предприятия значения коэффициентов.

Полученные данные сведены в таблицу 2.

 

1.3. Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия

 

Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генеральном плане окружностей, центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов, а площади окружностей пропорциональны расчетным активным нагрузкам. Каждая окружность делится на секторы, площади которых пропорциональны активным нагрузкам низковольтных, высоковольтных и осветительных электроприёмников. При этом радиус окружности и углы секторов для каждого цеха соответственно определяются:

Ri = , (18)

где Ррi, Ррнi, Ррвi, Рроi – расчетные активные нагрузки всего цеха, низковольтных, высоковольтных и осветительных электроприёмников, кВт;

Масштаб площадей картограммы нагрузок, кВт∙м2.

m = ,

где Рmin p – минимальная расчетная активная мощность одного цеха;

Rmin – минимальный радиус, Rmin = 5 мм.

Углы секторов для каждого цеха определяются по формулам:

; ; . (19)

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

хо = ; уо = , (20)

где хi, уi – координаты центра i-го цеха на плане предприятия, м.

Результаты расчёта приведены в таблице 3.

 

Таблица 3 — Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия

Наименование цехов Ррi, кВт Рр.нi, кВт Рр.вi, кВт Рр.оi, кВт Xi, м Yi, м Ri, мм αнi αвi αоi

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

1) Литейный цех 4582 3682 756 143 334 360 65 289 59 11

2) Кузнечный цех 935 907 0 28 59 309 29 349 0 11

3) Термический цех 2433 2414 0 19 393 283 47 357 0 3

4) Цех шестерен 808 774 0 33 231 236 27 345 0 15

5) Моторный цех 1339 1275 0 64 53 204 35 343 0 17

6) Штамповочный цех 302 197 0 105 231 191 17 235 0 125

7) Компрессорная 5570 68 5472 30 373 180 71 4 354 2

8) Насосная 3003 2023 958 22 90 104 52 243 115 3

9) Котельная 147 108 0 39 216 112 12 264 0 96

10) РМЦ 524 425 0 99 358 118 22 292 0 68

11) Автоматный цех 607 588 0 18 77 26 24 349 0 11

12) Склад 27 11 0 17 189 16 5 140 0 220

13) Столовая 52 41 0 11 351 43 7 281 0 79

Итого 20328 12514 7186 628 271 224

 

Масштаб: 0,35 кВт/мм^2

 

 

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

 

Мощность трансформаторов цеховых ТП зависит от величины нагрузки электроприемников, их категории по надежности электроснабжения, от размеров площади, на которой они размещены и т.п. При одной и той же равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади цеха должна уменьшаться единичная мощность трансформаторов. Так, в цехе, занимающем значительную площадь, установка трансформаторов заведомо большой единичной мощности увеличивает длину питающих линий цеховой сети и потери электроэнергии в них.

, (21)

где Sр – расчетная электрическая нагрузка цеха, кВА;

Fц – площадь цеха, м2.

 

Выбор цеховых ТП сводится к решению нескольких задач:

— выбор единичной мощности трансформатора;

— выбор общего числа трансформаторов (оптимального);

— выбор числа трансформаторов на каждой подстанции;

— выбор местоположения.

Минимальное число трансформаторов в цехе:

Nт min = +ΔNт, (22)

где Кз доп – коэффициент загрузки – допустимый.

ΔNт – добавка до ближайшего целого числа.

Допустимые значения коэффициента загрузки для двухтрансформаторных подстанций:

Кз доп = 0,65…0,7 – I категория

Кз доп = 0,9…0,95 – II категория (при наличие складского резерва трансформаторов)

Кз доп = 0,93…0,95 – III категория

Найденное число трансформаторов не может быть меньше, чем число трансформаторов, требуемых по условиям надежности.

Предельную величина реактивной мощности, которую могут пропустить выбранные трансформаторы:

Q1р = ; (23)

 

Q1р, если Qр ≥ Q1р;

Q1 = (24)

Qр, если Q1р > Qр,

 

где Nт – число трансформаторов цеховой ТП;

Кз доп – допустимый коэффициент загрузки трансформаторов цеховой ТП в нормальном режиме;

Sн тi – номинальная мощность трансформаторов цеховой ТП;

Ррi – расчетная активная нагрузка на ТП.

При Q1р < Q1р трансформаторы ТП не могут пропустить всю реактивную нагрузку и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью конденсаторов, которые следуют установить на стороне низшего напряжения на ТП. Мощность этих конденсаторов будет составлять

Qку = Qрi — Q1i . (25)

и они должны устанавливаться на ТП обязательно.

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах будут соответственно:

Кз норм = ; Кз п/ав = , (26)

где Nт – число взаиморезервируемых трансформаторов цеховой ТП;

Sр.тi – полная расчетная нагрузка, приходящаяся на один трансформатор ТП.

Потери активной мощности в трансформаторах:

ΔРт = N×(ΔРхх + ×ΔРкз), (27)

где N – число ТП в цехе;

Кз норм – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;

ΔРхх – потери холостого хода в трансформаторе;

ΔРкз – потери короткого замыкания.

Потери реактивной мощности в трансформаторах:

ΔQт = N× , (28)

где Iхх – ток холостого хода;

Uкз – напряжение короткого замыкания;

Sн т – номинальная мощность трансформатора.

Результаты расчётов по выбору числа и мощности трансформаторов приведены в таблице 4.

 

3. Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов ГПП предприятия

 

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

Из всех возможных вариантов внешнего электроснабжения нужно выбрать оптимальный, т.е. имеющий наилучшие технико-экономические показатели. Для этого, прежде всего, следует найти величину рационального напряжения, которую возможно оценить по приближенной формуле Стилла:

Uр.рац = 4,34∙ , (29)

где l – длина питающих линий главной понизительной подстанции, км;

Рр.n – расчетная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения, кВт.

Расчетная активная нагрузка предприятия:

Рр.n = ( Рр.н + Рр.В + ∆РmΣ) + Рр.о , (30)

где Рр.н, Рр.В – расчетные низковольтная и высоковольтная нагрузка всех цехов предприятия, кВт;

∆РmΣ – суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых трансформаторных подстанций, кВт;

Рр.о – расчетная активная освещения цехов и территории, кВт.

Рр.n = 19411 кВт.

Подставив все найденные данные в формулу () найдем рациональное напряжение:

Uр.рац = 54,34 кВ.

Для сравнения заданы два варианта внешнего электроснабжения: 35 и 110 кВ.

Полная расчетная нагрузка предприятия:

Sр = , (31)

где Qэ1 – экономически целесообразная реактивная мощность на стороне внешнего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы (tgφ35 = 0,27; tgφ110 = 0,31);

Qэ1 = Рр.n× tgφ , (32)

∆Qгпп = 0,07× , (33)

где ∆Qгпп – потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП,квар.

Результаты расчетов сведены в таблицу 5.

 

Таблица 5 – Сравнение вариантов целесообразного напряжения

Параметры Напряжение сети, кВ

35 110

Экономически целесообразная реактивная мощность Qэс, кВА 5241 6018

Потери реактивной мощности в силовых трансформаторах ГПП ∆Qтргпп, квар 1407 1423

Полная расчетная нагрузка Sр, кВА 20107 20323

Мощность трансформаторов ГПП Sт, кВА 14362 14516

Тип трансформаторов ГПП ТД — 16000/35 ТД — 16000/110

Номинальная мощность тр-ра, кВА 16000 16000

Напряжение на высокой стороне Uвн, кВ 35 115

Напряжение на низкой стороне Uнн, кВ 10,5 10,5

Потери холостого хода Рхх, кВт 17 58

Потери короткого замыкания Pк, кВт 85 104

Напряжение короткого замыкания Uк,% 8 10,5

Ток холостого хода Iхх, % 0,6 2,8

Коэф-т загрузки в нормальном режиме Кз.норм 0,63 0,64

Коэф-т загрузки в послеаварийном режимеКз.авар 1,26 1,27

 

Мощность трансформаторов ГПП выбирается исходя из соотношения:

Sт = . (34)

На главной понизительной подстанции устанавливаем два трансформатора, что обеспечивает необходимую надежность при достаточно простой схеме и конструкции главной понизительной подстанции. Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы не должен превышать 0,7.

Варианты схем электроснабжения предприятия на напряжение 35 и 110 кВ представлены на рисунках 1 и 2 соответственно.

 

 

Рисунок 1. Вариант схемы электроснабжения предприятия на напряжение 35 кВ

 

Рисунок 2. Вариант схемы электроснабжения предприятия на напряжение 110 кВ

 

 

4. Технико-экономическое обоснование схемы внешнего

электроснабжения предприятия

 

Вариант 110 кВ

Определим потери мощности в силовых трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТДН-16000/110: Рхх = 18 кВт, Ркз = 85 кВт, Iхх = 0,7%, Uк =10,5%. Потери мощности в трансформаторах:

, (35)

∆Рт = 2×(18+0,632×85) = 119 кВт,

, (36)

∆Qт = 2×( 2540 квар.

Потери электрической энергии в трансформаторах:

∆Ат = N×(∆Рхх × Тг + ×∆Ркз×τ) (37)

где Тг = 2250 часов – годовое число часов работы предприятия;

τ – годовое число часов максимальных потерь, определяется из соотношения:

τ = (0,124 + , (38)

τ = (0,124 + часов,

где Тм – годовое число использования 30 минутного максимума активной нагрузки тм = 4960 часов.

Потери электрической энергии в трансформаторах:

∆Ат = 2×(18 ∙2250 + ×85×1395) = 197204 кВт∙ч.

Рассчитаем линию электропередачи от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции. Нагрузка в начале линии:

Sр.л = , (39)

Sр.л = МВА.

Расчетный ток одной цепи линии:

Iр.л = , (40)

Iр.л = .

Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи):

Iп.а = 2×Iр.л (41)

Iп.а = 2×54 = 108 А

Сечение проводов линии нахожу по экономической плотности тока jэ=1,1 А/мм2: Fэ = , (42)

Fэ = мм2.

Выбираю ближайшее стандартное сечение. Провод АС-70/11, Iдоп = 210 А, r0=0,428 Ом/км, х0=0,444 Ом/км. Выбранный провод проходит по условию коронирования.

Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме: 210 > 108 А

Потери активной энергии в проводах линии за 1 год:

, (43)

кВт∙ч.

Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах ГПП. Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведены на рисунке 3. Определяем параметры схемы замещения. Нам задана мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы Sс = 2500 MBA. Принимаем базисную мощность Sб = 1000 MBА, и базисное напряжение Uб = 115 кВ.

 

а) б)

Рисунок 3. Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания.

 

Суммарное сопротивление системы в относительных единицах:

ХС = , (44)

ХС = о.е.

 

Сопротивление воздушной линии 35 кВ в относительных единицах:

Хл = , (45)

Хл = о.е.

Определим ток короткого замыкания в точке К-1 (X1 = XС = 0,4 о.е.). Ток короткого замыкания в точке К-1 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания):

Iк1 = Int = In0 = , (46)

Iк1 = кА

Ударный ток короткого замыкания:

iу = , (47)

где Ку =1,72- ударный коэффициент

iу = кА.

Выбираем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию.

Устанавливаем выключатель типа: МКП — 110Б — 630 — 20У1

t = , (48)

где tc.з = 0,01 — время срабатывания защиты;

tc.в -собственное время отключения (с приводом) выключателя.

t = 0,01 + 0,04 = 0,05 с.

Апериодическая составляющая:

Ia.t = , (49)

где Та — постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установок напряжением выше 1000 В Та = 0,05 с.

Ia.t = = 6.53 кА.

Тепловой импульс выделяемый током короткого замыкания:

Вк = Iпо2 ( t0 + Ta ), (50)

Вк = 12,552 ∙ (0,05 + 0,08) = 20,48 кА2 ∙ с.

Определим ток короткого замыкания в точке К-2:

Х2 = , (51)

Х2 = 0,4 + 0,05 = 0,45 о.е.

Iк2 = кА,

iу = кА.

Устанавливаем выключатель типа: ВМКЭ-35А-16/1000У1

Вк = 11,152 ∙ (0,15 + 0,05) = 28,38 кА2 ∙ с.

Тепловой импульс выделяемый током короткого замыкания:

Iat = кА.

Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 7.

 

Таблица 7 — Оборудование 110 кВ

Расчётные данные Каталожные данные

Выключатель Разъединитель

МКП — 110Б — 630 — 20У1 РДЗ — 110 — 1000 — У1

Привод ШПЭ — 33 Привод ПР — У1

U, кВ 110 Uном, кВ 110 110

Imax, А 112,46 Iном, А 630 1000

Iп,о=Iп,τ, А 12,55 Iоткл, кА 20 —

Iat, кА 6,53 iа ном, кА 32,53 —

Iуд, кА 30,53 iдин, кА 52 80

Bk, кА2 × с 20,48 Iтерм2×tтерм 1200 2976,75

Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-110У1, в нейтраль силового трансформатора включаем 2×ОПН-110У1, ЗОН-110У-IУ1 (Iн = 400 А, tтер = 119 кА2с).

На вводе в ГПП устанавливается аналогичная коммутационная аппаратура.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.2. Вариант 35 кВ

 

Расчёты проводятся аналогично варианту 110 кВ по схеме рис. 4. Результаты расчетов приведены в таблице 8.

 

Рисунок 4. Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания.

Таблица 8 — Оборудование 35 кВ

Расчётные данные Каталожные данные

Выключатель Разъединитель

С — 35М — 630 — 10У1 РДЗ — 35 — 1000 — У1

Привод ШПЭ — 12 Привод ПР — У1

U, кВ 35 Uном, кВ 35 35

Imax, А 349,53 Iном, А 630 1000

Iп,о=Iп,τ, А 5,04 Iоткл, кА 10 —

Iat, кА 2,62 iа ном, кА 16,26 —

Iуд, кА 12,26 iдин, кА 26 63

Bk, кА2 × с 3,30 Iтерм2×tтерм 400 2500

Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-35У1. На вводе в ГПП устанавливается аналогичная коммутационная аппаратура.

 

 

4.3. Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения

 

При сравнении вариантов учитываются: коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы, воздушные линии, вводные коммутационные аппараты главной понизительной подстанции, силовые трансформаторы главной понизительной подстанции.

Годовые приведенные затраты:

З = , (52)

Еi = Ен + Еаi + Еmрi , (53)

где Еi – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, являющиеся суммой нормативного коэффициента эффективности Ен, отчислений на армотизацию Еаi и расходов на текущий ремонт.

Кi – сумма капитальных затрат i-ой группы одинаковых электроприемников.

Сэ – стоимость годовых потерь электроэнергии.

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

Сэ = (∆Ат + ∆Ал)∙С0 , (54)

С0 = δ , (55)

где С0 – удельная стоимость потерь электроэнергии;

α – основная ставка тарифа;

β – стоимость 1 кВт∙ч электроэнергии; ]

Для 35 кВ: α = 1600,68 руб/кВт год; β= 0,746 руб/кВ∙ч;

Для 110 кВ: α = 1551,5 руб/кВт год; β= 0,682 руб/кВ∙ч

Км = ∆Рэ/∆Рм = 0,93 – отношение потерь активной мощности предприятия ∆ Рэ в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям ∆Рм активной мощности предприятия.

Поправочный коэффициент: δ = 1,02 для 35 кВ; δ = 1,03 для 110 кВ.

Результаты сравнения вариантов 35 и 110 кВ сведены в таблицы 9 и 10 соответственно.

 

Таблица 9 — Экономические показатели варианта 35 кВ

№ Наименование оборудования Единицы измерения Количество Стоимость единицы, тыс. руб. Кап. вложения, тыс. руб. Отчисления, о.е. Затраты, тыс.руб. Потери эл. энергии, кВт*ч Стоимость потнрь электроэнергии, тыс. руб.

Ен Етр Еа Итого

1 Трансформатор силовой шт 2 1860 3720 0,12 0,01 0,06 0,193 717,96 164735 305

ТДН-16000/35

2 Трансформатор силовой — — — — — — — — — 564440 1 044

ТДЦН — 63000/110/35

3 ВЛ 35 кВ на 2-х цепных ЖБ опорах км 1,5 769,2 1154 0,12 0,004 0,03 0,152 175,38 57094 106

 

4 Выключатель шт 4 68,5 274 0,12 0,01 0,06 0,193 52,88 — —

С — 35М — 630 — 10У1

5 Разъединитель шт 6 4 24 0,12 0,01 0,06 0,193 4,63 — —

РДЗ — 35 — 1000 — У1

6 ОПН шт 2 2,5 5 0,12 0,01 0,06 0,193 0,97 — —

ОПН — 35У1

7 Трансформатор тока шт 14 49,2 688,8 0,12 0,01 0,06 0,193 132,94 — —

ТФЗМ — 35 — У1 — 0,5/10Р

ИТОГО 5866 1085 786268 1454

 

 

Таблица 10 — Экономические показатели варианта 110 кВ

№ Наименование оборудования Единицы измерения Количество Стоимость единицы, тыс. руб. Кап. вложения, тыс. руб. Отчисления, о.е. Затраты, тыс.руб. Потери эл. энергии, кВт*ч Стоимость потнрь электроэнергии, тыс. руб.

Ен Етр Еа Итого

1 Трансформатор силовой шт 2 2068 4136 0,12 0,01 0,06 0,193 798,25 197204 349

ТДН-16000/110

2 ВЛ 110 кВ на 2-х цепных ЖБ опорах км 1,5 821 1232 0,12 0,004 0,03 0,152 187,19 15916 29

 

3 Выключатель шт 4 71 284 0,12 0,01 0,06 0,193 54,812 — —

МКП — 110Б — 630 — 20У1

4 Разъединитель шт 8 8,6 68,8 0,12 0,01 0,06 0,193 13,28 — —

РДЗ — 110 — 1000 — У1

5 ОПН шт 8 4,1 32,8 0,12 0,01 0,06 0,193 3,17 — —

ОПН — 110У1

6 Трансформатор тока шт 14 58,2 814,8 0,12 0,01 0,06 0,193 157,26 — —

ТФЗМ-110Б-У1-0,5/10Р

ИТОГО 6552 1214 213119 378

 

Результаты сравнения вариантов сведены в таблицу 11.

 

Таблица 11 — Сравнение экономических показателей

Вариант Кап. затраты, тыс. руб. Приведённые кап. затраты, тыс. руб. Потери эл. энергии, кВт*ч Стоимость потерь, тыс. руб Приведённые затраты, тыс. руб.

35 кВ 5 866 1 085 786 268 1 454 2 539

110 кВ 6 552 1 214 213 119 378 1 592

 

Вариант системы электроснабжения 110 кВ экономичнее на 37,30%.

 

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

 

5.1. Выбор величины напряжения

 

Выбор величины напряжения распределительных сетей предприятия зависит от величины нагрузок 6 и 10 кВ. Критерием выбора являются технико-экономические показатели, в первую очередь приведенные затраты, которые рассчитываются как для сети, так и для понижающих подстанций.

В данном курсовом проекте согласно: «Инструкции по проектированию электроснабжения промышленных предприятий. СН 174-75″,так как отсутствует нагрузка 6 кВ, принимаем на¬пряжение внутреннего электроснабжения предприятия на напряжение 10 кВ.

 

5.2. Построение схемы внутреннего электроснабжения предприятия

 

Схемы распределения электроэнергии на первой ступени от главной понизительной под¬станции до распределительных пунктов на напряжение 10 кВ применяем магистральные при последовательном линейном расположении подстанций, для группы технологически связанных цехов, число присоединенных подстанций две, три и радиальные при нагрузках, располагаемых в разных направлениях от источника питания. При этом одноступенчатыми радиальными схе¬мами в основном нужно выполнять при питании больших сосредоточенных нагрузок. Питание нагрузки свыше 1 кВ выполняется радиально. Схема представлена на рисунке 5.

 

5.3. Конструктивное выполнение электрической сети

 

Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величины электрических нагру¬зок, их размещения, плотности застройки предприятия, конфигурации, технологических, транс¬портных и других коммуникаций, типа грунта на территории предприятия.

Выбираем прокладку кабелей в траншее как очень простой и экономически выгодный спо¬соб, применяемый при прокладке до шести кабелей. С учетом отсутствия растягивающих усилий в грунте и средней коррозионной активности для прокладки используем кабель марки ААШв.

 

5.4. Расчет питающих линий

 

Сечение кабелей напряжением 10 кВ. определяем по экономической плотности тока и проверяются по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий по его прокладке, по току перегрузки, потери напряжения в послеаварийном режиме и термиче¬ской стойкости к токам короткого замыкания. Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:

Iр.к = , (52)

где Sр.к − мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме, кВА. Например, при питании двухтрансформаторной подстанции − расчетная нагрузка, прихо¬дящаяся на один трансформатор. Для магистральной линии мощность Sр.к должна определяться для каждого участка путем суммирования расчетных нагрузок соответствующих трансформа¬торов, питающихся по данному участку магистральной линии.

Сечение кабельной линии, определяется по экономической плотности тока:

Fэ = , (53)

где jэ – экономическая плотность тока, зависящая от типа кабеля и продолжительности макси¬мальной нагрузки. jэ = 1,4 А/мм2

По результатам расчета выбирается кабель, имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к экономически целесообразному. Допустимый ток кабеля с учетом ус¬ловий его прокладки:

> , (54)

где Кп – поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей;

Kt – поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель;

Nк- число параллельно прокладываемых кабелей.

Допустимая перегрузка кабеля в послеаварийном режиме:

> , (55)

где КАВ – коэффициент перегрузки.

Потеря напряжения в кабельной линии определяется по формуле:

, (56)

где Рр, Qp — расчетная активная и реактивная нагрузки.

xо, rо- удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля, Ом/км.

 

Результаты расчётов приведены в таблице 12.

 

6. Расчет токов короткого замыкания

 

Мощность короткого замыкания в месте присоединения линии, питающей главную пони¬зительную подстанцию значительно больше мощности потребляемой предприятием, поэтому допускается принимать периодическую составляющую тока к.з. от энергосистемы неизменной во времени: Iк = In.o = In.t.

Для расчетов токов короткого замыкания составляется исходная электрическая схема, на которой показываются источники питания точек короткого замыкания, расчетные точки и токи между ними. Схема приведена на рисунке 6.

Расчет ведется для наиболее тяжелого воздействия токов к.з., в режиме, когда один из трансформаторов главной понизительной подстанции отключен для проведения профилактиче¬ских работ (аварии) и включен секционный выключатель в распределительном устройстве 10 кВ, то есть все электроприёмники питаются от одного трансформатора.

Для выбора электрооборудования СЭС предприятия производим расчет токов к.з. в сле¬дующих точках:

К-1 и К-2 – в схеме внешнего электроснабжения;

К-3 – в распределительном устройстве напряжением 10 кВ ГПП;

К-4 – в электрической сети напряжением 0,4 кВ.

Расчет токов к.з. в точках К-1 и К-2 проводился в разделе «Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения пред¬приятия».

Расчет токов к.з. в точке К-3. Сопротивление трансформатора главной понизительной подстанции:

Хт = Х3 = о.е.; (57)

Сопротивление кабельных линий:

Хл = , (58)

ХЛСД-1200 = о.е.;

ХЛСД-630 = о.е.;

Сопротивление синхронных двигателей:

Хсд = , (59)

ХСД-1200 = о.е.

ХСД-630 = о.е.

Суммарное сопротивление энергосистемы:

ХэсΣ = 0,4 + 0,05 + 6,56 = 7,01 о.е.;

Суммарное сопротивление СД – 1200:

ХСД-1200Σ = 0,02 + 0,0215 = 0,042 о.е. ;

Суммарное сопротивление СД – 630:

ХСД-630Σ = 0,1 + 0,0285 = 0,129 о.е. ;

 

Распределение токов по лучам схемы

Iс(0)= кА ; (60)

Iсд1200(0)= кА ;

Iсд630(0)= кА ;

Периодическая составляющая тока к моменту t=0:

Iк1 = Iпо = Int = 6.23 + 0.39 + 0.13 = 6.75 кА

Принимаем посто¬янной в течение всего процесса замыкания.

Iу = кА

Расчёт токов К.З. в точке К4 производится аналогично точкам К1 и К2. Результаты расчётов приведены в таблице 13.

 

Таблица 12 — Мощность и токи коротких замыканий

Расчётная точка Напряжение, кВ Токи, кА Мощность кз ступенни

Iпо Iпt Iуд

Точка К1 115 12,55 12,55 30,53 2500

Точка К2 115 11,15 11,15 28,38 2220

Точка К3 10,5 6,74 6,74 18,49 122,54

Точка К4 0,4 12,05 12,05 28,97 8,35

 

 

7. Выбор электрооборудования системы электроснабжения

предприятия

 

7.1. Выбор трансформаторов собственных нужд главной понизительной подстанции

 

Приемниками собственных нужд подстанции являются оперативные цепи, электродвигатели систем охлаждения трансформаторов, освещение, электроподогрев коммутационной аппаратуры ВН и шкафов, установленных на открытом воздухе, связь, сигнализация, система пожаротушения, система телемеханики и т.д. Мощность потребителей СН невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

Устанавливаем 2 трансформатора собственных нужд мощностью:

Sтсн = Sн.т × 0,5% , (61)

Sтсн = 16000 × 0,005 = 80 кВА.

 

Принимаем к установке ТМ-100/10, который присоединяется к шинам 10 кВ через предохранители, так как Sтсн < 200 кВА.

Ток предохранителя:

Iп = , (62)

Iп = А

Устанавливаем предохранитель типа: ПКТ-101-10-10-31,5У3

 

7.2. Выбор типа распределительных устройств на низкой стороне главной понизительной подстанции, выключателей, трансформаторов тока и напряжения

 

I. Распределительное устройство на 10 кВ принимаем комплектным, из шкафов серии КМ-1-10-20У3 (Iном = 1600 А). Ячейка КЭ-1 комплектуется следующим оборудованием:

– выключатели серии КЭ-10

– разъединитель штепсельный РВР-10

– трансформаторы тока ТОЛ-10, ТЛК-10, ТШЛ-10

– трансформаторы напряжения ЗНОЛ.09, НОЛ.08

– трансформатор тока нулевой последовательности ТЗЛМ.

II. Выбор выключателей, установленных на вводе в комплектные распределительные устройства.

Номинальный ток силового трансформатора:

Iн = , (63)

Iн = А

Максимальный (послеаварийный) ток силового трансформатора:

Imax = , (64)

Imax = А

 

Таблица 12 — Проверка выключателей 10 кВ

Расчётные данные Условия выбора Каталожные данные

 

ВЭ-10-1600-31,5-У3

 

U, кВ 10 Uуст < Uном 10

Iраб утяж, А 1118 Iмах < Iном 1600

Iп,о=Iп,τ, А 6,74 Iпо < Iдин 31,5

Iуд, кА 18,49 Iуд < iдин 51

Iat, кА 5,78 Iа,τ < Iа ном 8,91

Bk, кА2 × с 44,04 Bк < Iтер2 × tтер 3200

;

Iа,τ = кА;

Iа ном = кА.

В качестве секционного выключателя и выключателей отходящих линий принимаем выключатели этого же типа.

III. Выбор трансформаторов тока на вводе в распределительное устройство 10 кВ главной понизительной подстанции.

 

Таблица 15 — Выбор трансформаторов тока

Расчётные данные Условия выбора Каталожные данные

 

ТЛ-10-2000-0,5/10Р

 

U, кВ 10 Uуст < Uном 10

Iраб утяж, А 1118 Iмах < Iном 2000

Iуд, кА 18,49 Iуд < iдин 128

Bk, кА2 × с 44,04 Bк < Iтер2 × tтер 4800

 

Вторичная нагрузка ТТ: амперметр, ваттметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии.

 

Рисунок 9. Схема вторичных токовых цепей трансформатора тока 10 кВ.

 

Проверку ТА по вторичной нагрузке проводим, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов. Определим нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока. Данные внесем в таблицу 16.

 

Таблица 16 — Нагрузка трансформаторов тока

Прибор Тип Кол-во Потребляемая мощность, ВА

фаза А фаза В фаза С

Амперметр Э-335 1 0,5 − −

Ваттметр Д-335 1 0,5 − 0,5

PIK 2 10 − 10

Итого: 11 − 10,5

 

Из таблицы 16 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока А, тогда общее сопротивление приборов:

rприб = , (65)

rприб = Ом

Допустимое сопротивление проводов:

rпров = rприб − rконт, (66)

где = 0,8 – для класса точности 0,5;

rконт = 0,07 Ом – для четырех приборов

rпров = 0,8 − 0,44 − 0,07 = 0,29 Ом

Принимаем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого 4 метра. Так как трансформаторы тока соединены в неполную звезду, значит lрасч = ∙l, тогда сечение соединительных проводов:

q = , (67)

q = мм2

Правила устройства электроустановок регламентирует минимальное сечение для алюминиевых проводов 4 мм2, поэтому принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами S = 4 мм2.

Схема включения приборов, выбранных на секционном выключателе главной понизительной подстанции, представленной на рисунке 10.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 10. Схема цепей трансформатора тока секционного выключателя 10 кВ

 

Проверку ТА по вторичной нагрузке проводим, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов. Определим нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока. Данные приведены в таблице 17.

 

Таблица 17 — Нагрузка трансформаторов тока

Прибор Тип Кол-во Потребляемая мощность, ВА

фаза А фаза В фаза С

Амперметр Э-335 1 — 0,5 −

 

Из таблицы 17 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока В, тогда общее сопротивление приборов:

rприб = Ом

Допустимое сопротивление проводов:

rпров = rприб − rконт,

где = 0,8 – для класса точности 0,5;

rконт = 0,05 Ом – для четырех приборов

rпров = 0,8 − 0,02 − 0,05 = 0,73 Ом

Принимаем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого 4 метра. Так как трансформаторы тока соединены в одну фазу, значит lрасч = 2∙l, тогда сечение соединительных проводов:

q =

Правила устройства электроустановок регламентирует минимальное сечение для алюминиевых проводов 4 мм2, поэтому принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами S = 4 мм2.

IV. Трансформатор напряжения устанавливаем на каждую секцию сборных шин главной понизительной подстанции. Принимаем к установке 3×ЗНОЛ 09.10, с паспортными данными: Uном = 10 кВ, S2ном = 3×150 = 450 ВА, работающий в классе точности 1. К нему подключаются все измеритнльные приборы данной секции шин. Подсчет вторичной нагрузки приведен в таблице 18.

 

Таблица 18 — Нагрузка трансформаторов напряжения

Приборы Тип S одной обмотки ВА Число обмоток соsφ sinφ Число приборов Общая потреб мощность

Р, Вт Q,ВА

Вольтметр СШ Э-35 2 1 1 0 2 4 −

Счетчик активной энергии Ввод 10 кВ трансформатора САЗ-И674 3 2 0,38 0,925 2 4,56 11,1

Счетчик реактивной энергии СР4-И689 3 2 0,38 0,925 2 4,56 11,1

Ваттметр Д-335 1,5 2 1 0 1 3 −

Счетчик реактивной энергии Линии 10 кВ СР4-И689 3 2 0,38 0,925 28 63,84 155,4

ИТОГО 79,96 177,6

 

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения:

S2 = , (68)

S2 = ВА

S2 < S2ном, т.е. трансформатор напряжения будет работать в заданном классе точности.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм2 по условию механической прочности. Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранитель типа ПКН-001-10У3 и втычной разъединитель.

 

 

7.3. Выбор выключателей напряжением 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения и соответствующих трансформаторов тока

 

Выбор выключателей напряжением 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения, а также соответствующие трансформаторы тока приведены в таблице 19.

 

Таблица 19 — Выключатели 10 кВ

Кабельные линии Uн, кВ Iр, А Iутяж, А Iпо, кА Iу, кА Тип выключателя Тип ТА

ГПП — ТП1 10 46,22 92,44 5,78 18,49 ВЭ-10-630-20-У3 ТЛК-10-100-0,5/10Р

ГПП — ТП2 10 92,44 184,89 5,78 18,49 ВЭ-10-630-20-У3 ТЛК-10-200-0,5/10Р

ГПП — ТП4 10 74,03 148,07 5,78 18,49 ВЭ-10-630-20-У3 ТЛК-10-150-0,5/10Р

ГПП — ТП6 10 41,41 82,83 5,78 18,49 ВЭ-10-630-20-У3 ТЛК-10-100-0,5/10Р

ГПП — ТП7 10 59,23 118,45 5,78 18,49 ВЭ-10-630-20-У3 ТЛК-10-150-0,5/10Р

ГПП — ТП9 10 79,37 158,75 5,78 18,49 ВЭ-10-630-20-У3 ТЛК-10-200-0,5/10Р

ГПП — ТП11 10 27,96 55,92 5,78 18,49 ВЭ-10-630-20-У4 ТЛК-10-150-0,5/10Р

ГПП — ТП13 10 73,27 146,54 5,78 18,49 ВЭ-10-630-20-У5 ТЛК-10-100-0,5/10Р

ГПП — ТП15 10 27,70 55,40 5,78 18,49 ВЭ-10-630-20-У6 ТЛК-10-150-0,5/10Р

 

В разделе «Расчет токов короткого замыкания» по результатам расчета были приняты минимальные сечения кабелей. Расчетные данные сведем в таблицу 20.

 

Таблица 20 — Проверка кабелей на термическую стойкость

Кабельная линия Iк, кА tрз, с tсв, с Tа, с Вк, кА2 × с С, А × с1/2 / мм2 Fтс, мм2

 

ГПП-ТП 5,78 0,5 0,06 0,12 44,04 100 66,36

 

Если площадь сечения кабеля, выбранная по условиям нормального и утяжеленного режимов работы, оказывается меньше площади термически устойчивого сечения Fтс, то сечение такого кабеля увеличиваем до ближайшего меньшего стандартного сечения по отношению к Fтс. Все кабели, для которых производится увеличение сечения, вносим в таблицу 21.

Таблица 21 — Проверка кабелей на термическую стойкость

Начало и конец кабельной линии Прежняя площадь сечения кабеля, мм2 Площадь термически устойчевого сечения кабеля, мм2 Тип и площадь сечения нового кабеля Rл, Ом

ГПП — ТП1 35 70 ААШв 2×(3×70) 0,443

ГПП — ТП2 70 70 ААШв 2×(3×70) 0,443

ТП2 — ТП3 35 70 ААШв 2×(3×70) 0,443

ГПП — ТП4 70 70 ААШв 2×(3×70) 0,443

ТП4 — ТП5 35 70 ААШв 2×(3×70) 0,443

ГПП — ТП6 35 70 ААШв 2×(3×70) 0,443

ГПП — ТП7 50 70 ААШв 2×(3×70) 0,443

ТП7 — ТП8 25 70 ААШв 2×(3×70) 0,443

ГПП — ТП9 70 70 ААШв 2×(3×70) 0,443

ТП9 — ТП10 35 70 ААШв 2×(3×70) 0,443

ТП10 — РП1 50 70 ААШв 2×(3×70) 0,443

ГПП — ТП11 16 70 ААШв 2×(3×70) 0,443

ТП12 — РП2 50 70 ААШв 2×(3×70) 0,443

ГПП — ТП13 50 70 ААШв 2×(3×70) 0,443

ТП13 — ТП14 25 70 ААШв 2×(3×70) 0,443

ГПП — ТП15 25 70 ААШв 2×(3×70) 0,443

ТП15 — РП3 95 95 ААШв 2×(3×95) 0,326

ТП15 — РП4 70 70 ААШв 2×(3×70) 0,443

ГПП — СД1 70 70 ААШв (3×70) 0,443

ГПП — СД7 35 70 ААШв (3×70) 0,443

ГПП — Электропечь 35 70 ААШв (3×70) 0,443

 

7.4. Выбор коммутационной аппаратуры на стороне высшего и низшего напряжения трансформаторных подстанций

 

В цеховых ТП применяем комплектные трансформаторные подстанции. КТП-630, КТП-1000 и КТП-1600 комплектуются выключателями нагрузки типа ВНПу-10 с пружинным приводом со встроенными предохранителями ПК. Результаты выбора сводены в таблицу 22.

Таблица 22 — Выключатели нагрузки и предохранители

№ ТП Uн, кВ Iр, А Iутяж, А Iк, кА Тип выключателя нагрузки Тип предохранителя

ТП 1 10 46,22 92,44 5,78 ВНПу-10/200-10зУ3 ПН2-10-100-31,5У3

ТП 2 10 92,44 184,89 5,78 ВНПу-10/200-10зУ3 ПН2-10-200-31,5У2

ТП 4 10 74,03 148,07 5,78 ВНПу-10/200-10зУ3 ПН2-10-160-31,5У3

ТП 6 10 41,41 82,83 5,78 ВНПу-10/200-10зУ3 ПН2-10-100-31,5У3

ТП 7 10 59,23 118,45 5,78 ВНПу-10/200-10зУ3 ПН2-10-125-31,5У3

ТП 9 10 79,37 158,75 5,78 ВНПу-10/200-10зУ3 ПН2-10-160-31,5У3

ТП 11 10 27,96 55,92 5,78 ВНПу-10/200-10зУ3 ПН2-10-125-31,5У3

ТП 12 10 73,27 146,54 5,78 ВНПу-10/200-10зУ3 ПН2-10-100-31,5У3

ТП 14 10 27,70 55,40 5,78 ВНПу-10/200-10зУ3 ПН2-10-125-31,5У3

На стороне низшего напряжения цеховых трансформаторных подстанций выбираем автоматические выключатели для низковольтных распределительных устройств. Принимаем к установке распределительное устройство типа КЭ-1.

По величине тока короткого замыкания в точке К-4 производится выбор только вводных выключателей, установленных на стороне низшего напряжения. Выбираем выключатели серии «Электрон». Выбор оборудования низковольтные распределительных пунктов (0,4 кВ) осуществляется по токам нагрузки в нормальном и утяжеленном режимах. Результаты выбора сведены в таблицу 23.

 

Таблица 23 — Автоматические выключатели

№ ТП, РПН Место установки выключателя Iр, А Iутяж, А Тип выключателя

РПН1 Вводной 137,06 274,12 ЭО25С; Iном = 4000 А; Iо = 65 кА

РПН2 Вводной 54,20 108,40 ЭО25С; Iном = 4000 А; Iо = 65 кА

РПН3 Вводной 120,66 241,32 ЭО25С; Iном = 4000 А; Iо = 65 кА

РПН4 Вводной 183,90 367,80 ЭО25С; Iном = 4000 А; Iо = 65 кА

 

 

8. Компенсация реактивной мощности

 

Оптимальный выбор средств компенсации реактивной мощности является составной частью построения рациональной системы электроснабжения промышленного предприятия. Распределительное устройство 10 кВ ГПП имеет две системы сборных шин. К секции СШ подключены кабельные линии, питающие трансформаторы цеховых ТП и высоковольтных РП. На рисунке 11 приведена схема замещения СЭС для расчета компенсации реактивной мощности. В таблице 24 приведены исходные данные для схемы электроснабжения, показанной на рисунке 11. Здесь обозначено: Sнтi – номинальная мощность трансформатора i-ой ТП; Q1i и Qтi – реактивная нагрузка на один трансформатор i-ой ТП и потери реактивной мощности в нем; Rтрi – активное сопротивление трансформатора i-ой ТП, приведенное к напряжению 10 кВ; Rлi – активное сопротивление i-ой кабельной линии.

Сопротивление трансформатора определяем по формуле:

Rтрi = , (69)

Сопротивление кабельной линии определим по формуле:

Rл = Rу × l . (70)

где l – длина кабельной линии, км;

Rу – удельное сопротивление кабеля, Ом/км.

Результаты расчётов приведены в таблице 24.

 

Таблица 24 – Расчёт сопротивлений

Трансформаторная подстанция Sтн, кВА Q1i, квар ΔQтi, квар Rтi, Ом Rлi, Ом

ТП1 1000 484,16 49,25 1,10 0,02

ТП2 1000 484,16 49,25 1,10 0,07

ТП3 1000 484,16 49,25 1,10 0,05

ТП4 1000 203,02 36,61 1,10 0,08

ТП5 1000 203,02 36,61 1,10 0,04

ТП6 1000 544,13 40,74 1,10 0,05

ТП7 630 388,64 35,57 1,91 0,09

ТП8 630 388,64 35,57 1,91 0,05

ТП9 1000 414,86 39,99 1,10 0,11

ТП10 1000 414,86 39,99 1,10 0,01

ТП11 400 182,98 14,99 3,69 0,11

ТП12 400 182,98 14,99 3,69 0,02

ТП13 630 372,57 40,67 1,91 0,03

ТП14 630 372,57 40,67 1,91 0,02

ТП15 400 170,31 14,86 3,69 0,12

ТП16 400 170,31 14,86 3,69 0,03

ИТОГО 5 291,07 539,00

 

Параметры синхронных двигателей приведены в таблице 25.

 

Таблица 25 — Параметры синхронных двигателей.

Обозначение в схеме Тип двигателя Uном, кВ Рсд.нi, кВт Qсд.нi, квар Ni, шт ni, об/мин Д1i, кВт Д2i, кВт

СД 1200 СТД 10 1200 -505 6 3000 2,07 3,44

СД 630 СТД 10 630 -320 2 3000 3,21 3,03

 

Располагаемая реактивная мощность СД:

Qсд.мi = , (71)

где αмi – коэффициент допустимой перегрузки СД по реактивной мощности, зависящий от загрузки βсдi по активной мощности и номинального коэффициента мощности соsφнi.

Примем, что все синхронные двигатели имеют βсд = 0,09, тогда αм = 0,47.

Результаты расчета приведены в таблице 26.

 

Определение затрат на генерацию реактивной мощности отдельными источниками.

Определение удельной стоимости потерь активной мощности от протекания реактивной мощности производим по формуле:

С0 = δ , , (72)

где δ – коэффициент, учитывающий затраты, обусловленные передачей по электрическим сетям мощности для покрытия потерь активной мощности:

α – основная ставка тарифа, руб/кВт;

β – стоимость 1 кВт∙ч электроэнергии (дополнительная ставка тарифа);

Для 110 кВ: α = 1600,68 руб/кВт год; β= 0,746 руб/кВ∙ч

Км = ∆Рэ/∆Рм = 0,79 – отношение потерь активной мощности предприятия ∆ Рэ в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям ∆Рм активной мощности предприятия;

τ – время использования максимальных потерь, ч.

С0 = 1,05×(1600,68×0.79 + 0,746×1395) = 2420 руб/кВт

 

Непосредственное определение затрат на генерацию реактивной мощности:

— для низковольтных БК (0,4 кВ)

З1г.кн = Е×КБКН + С0×ΔРБКН , (73)

З1г.кн = 0,223×360000×+2420×4 = 89962 руб/Мвар

— для высоковольтных БК (10 кВ)

З1г.кв = З10 = Е∙КБКВ∙ Кпр.ц + С0∙ΔРБКв , (74)

З1г.кв = 0,223×180000×+2420×2 = 44981руб/Мвар

 

— для синхронных двигателей

З1г.сдi = С0∙ ; З2г.сдi = С0∙ . (75)

Результаты расчета затрат для СД приведены в таблице 26.

 

Таблица 26 – Расчёт затрат для СД.

Обозначение СД на схеме Qсд.мi, Мвар З1г.сдi, руб/Мвар З2г.сдi, руб/Мвар2 Rэ.сдi, Ом Qсдi, Мвар

СД 1200 3,67 9921,52 5441,56 0,34 2,16

СД 630 0,66 24280,32 35810,63 1,74 0,25

ИТОГО 4,52 — — — 2,40

 

Определение эквивалентных активных сопротивлений ответвлений с ТП, подключенных к 1-ой секции СШ ГПП. Для расчета оптимальной реактивной мощности, генерируемой низковольтными БК, необходимо знать эквивалентные сопротивления соответствующих ТП.

 

Рисунок 12 – Схемы замещения радиальной (а) и магистральной с двумя ответвлениями (б) линий.

 

Эквивалентные сопротивления для СД:

Rэ.сд = , (76)

Результаты расчётов приведены в таблице 26.

 

Эквивалентные сопротивления для ТП питающихся по радиальной линии (рисунок 12, а), определим по формуле:

Rэ = Rл + Rтр . (77)

Для питающихся по магистральной линии (рисунок 12,б), введем обозначения:

r01 = Rл1 ; r12 = Rл2 ;

r1 = Rтр1 ; r2 = Rтр2 ;

Эквивалентная проводимость точки 1 схемы (рисунок 12,б) определяется по формуле:

, (78)

С учетом полученного, эквивалентные сопротивления присоединений ТП1 и ТП2 определяются по формулам:

Rэ1 = , (79)

Rэ2 = . (80)

Значения эквивалентных сопротивлений записываем в таблицу 27.

 

Определение реактивной мощности источников, подключенных к 1-ой секции СШ 10 кВ ГПП. Оптимальные реактивные мощности низковольтных БК, подключенных к ТП, определяем в предположении, что к этим шинам ГПП подключена высоковольтная БК (при этом коэффициент Лагранжа λ = З10):

Qсi = Q1i + ΔQтi + Q1i + ΔQтi + , (81)

где а = 1000/ =1000/10 = 10 кВ-2

Z = Мвар∙Ом

Результаты расчета мощностей Qсi низковольтных БК сводим в таблицу 27.

Реактивные мощности СД:

Qсд = .

Результаты расчётов приведены в таблице 26.

 

Определение мощности высоковольтной БК, подключаемой к СШ 10 кВ ГПП, производим из условия баланса реактивных мощностей на СШ 10 кВ ГПП:

Q0 = , (82)

Q’эс = α ∙ Рр , (83)

Q’эс = 0,28 × 27,23 = 7,63 Мвар

Qр = 2 × Qр1 = 2 × , (84)

Qр = 2 × Мвар

Q»эс = Qр × , (85)

Q»эс = 13,53 − Мвар

Qэс1 = = 3,81 Мвар

Подставим все найденные значения в формулу (82):

Q0 = 5,49 + 2,54 − 0 − 3,67 − 3,81 = 0,55 Мвар > 0

Необходима установка высоковольтных конденсаторных батарей в распределительное устройство 10 кВ главной понизительной подстанции.

 

Таблица 27 – Обоснование установки БК.

Место установки БК Rэi, Ом Qсi, Мвар Qкi, квар Qкi+ Qсi, квар Тип принятой стандартной БК Qстi, квар

Расчетное Принятое

ТП1 1,12 -0,30 0 0 0 — 0

ТП2 1,23 -0,22 0 0 0 — 0

ТП3 1,28 -0,19 0 0 0 — 0

ТП4 1,25 -0,50 0 0 0 — 0

ТП5 1,29 -0,48 0 0 0 — 0

ТП6 1,15 -0,23 0 0 0 — 0

ТП7 2,09 -0,02 0 0 0 — 0

ТП8 2,15 -0,01 0 0 0 — 0

ТП9 1,31 -0,25 0 0 0 — 0

ТП10 1,32 -0,25 0 0 0 — 0

ТП11 3,91 -0,04 0 0 0 — 0

ТП12 3,93 -0,04 0 0 0 — 0

ТП13 1,98 -0,06 0 95,92 95,92 УКБН-0,38-150 У3 150

ТП14 2,00 -0,05 0 95,92 95,92 УКБН-0,38-150 У3 150

ТП15 3,93 -0,05 0 0 0 — 0

ТП16 3,96 -0,05 0 0 0 — 0

ГПП 0 0,55 0,55 — — УКМ-10-600 У1 600

ИТОГО — — 0,130 191,84 321,95 — 900

 

Баланс реактивной мощностей на сборных шинах 10 кВ главной понизительной подстанции проверятся как равенство генерируемых Qг и потребленных Qр реактивных мощностей:

Qрi = , (88)

Qр1 = 5,49 + 2,54 = 8,03 Мвар

Qг1 = , (89)

Qг1 = 0 + 3,67 + 3,81 + 0,6= 8,08 Мвар

Qр > Qг на 0,05 Мвар, что допускается.

 

Значение коэффициента реактивной мощности tgφэ, заданного предприятию энергосистемой:

tgφэ = , (90)

tgφэ =

Зная величины мощностей конденсаторных компенсирующих устройств, определяем расчетный коэффициент реактивной мощности на вводе главной понизительной подстанции:

tgφр = , (91)

tgφр =

 

Резерв реактивной мощности:

Qрез% = (92)

 

9. Релейная защита силового трансформатора

 

Согласно ПУЭ /1/ для трансформаторов общего назначения должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

— многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

— витковых замыканий в обмотках;

— токов в обмотках, обусловленных внешними короткими замыканиями;

— токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

— понижения уровня масла.

Соответственно устанавливаются следующие виды защит:

— дифференциальная защита от различных видов короткого замыкания;

— максимальная токовая защита как резервная от внешних многофазных коротких замыканий;

— защита от перегруза;

— газовая защита.

Дифференциальная защита.

Согласно ПУЭ на двухтрансформаторных подстанциях при мощности трансформатора 4 МВА и более устанавливается дифференциальная защита без выдержки времени. Защита выполняется с помощью дифференциального реле РСТ 15. Схема дифференциальной защиты приведена на рисунке 13.

 

Максимальная токовая защита.

Максимальная токовая защита выполняется в качестве резервной защиты от междуфазных коротких замыканий на реле РСТ 13 с коэффициентом возврата кВ = 0,9. Реле включаются во вторичные обмотки уже выбранных трансформаторов тока со стороны питания, то есть схема включения трансформаторов тока и реле – полный треугольник. Схема МТЗ приведена на рисунке 14.

 

 

Защита от перегруза.

Выбираем реле РСТ 13, коэффициент возврата которого кВ = 0,9. Защита выполняется с помощью одного реле, включенного во вторичную обмотку того же трансформатора тока, что и реле максимальной токовой защиты, на ток фазы А, с действием на сигнал. Схема защиты от перегруза приведена на рисунке 15.

 

Газовая защита.

Газовая защита является основной защитой трансформаторов от витковых замыканий и других внутренних повреждений, сопровождаемых разложением масла и выделением газа. В качестве реагирующего органа выбираем реле типа РГТ 80 с уставкой скоростного элемента (нижнего) 0,6 м/с. Верхняя пара контактов действует на сигнал при слабом газовыделении и понижении уровня масла, нижняя пара контактов действует на отключение при бурном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла. Схема включения газового реле приведена на рисунке 16.

 

10. Заключение

В процессе выполнения курсового проекта была спроектирована система электроснабжения тракторного завода, произведен выбор силовых трансформаторов, коммутационной аппаратуры, кабельных линий (с проверкой на термическую стойкость), рассмотрена система релейной защиты силового трансформатора.

Показателя капитальных затрат и расходов на эксплуатацию приведены к оптимальному уровню, поэтому данный проект можно принять к строительству.

 

Список литературы

1. Ершов А.М., Петров О.А., Ситчихин Ю.В. Электроснабжение промышленных предпри¬ятий. Учебное пособие к курсовому проекту. Часть 1; − Челябинск, ЧПИ, 1987-57с.

2. Ершов А.М., Петров О.А. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебное по¬собие к курсовому проекту. Часть 2; − Челябинск, ЧПИ, 1987-44с.

3. Петров О.А. Компенсация реактивной мощности в системах электроснабжения про-мышленных предприятий. Учебное пособие для студентов-заочников; − Челябинск, 1986-49с.

4. Справочник по проектированию электроснабжения. Электроустановки промышленных предприятий. /Под общ. ред. Ю.Г.Барыбина и др. − М.: Энергоатомиздат, 1990-576с.

5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.Л.. Электрическая часть электростанций и подстанций. Изд. 4-е; − М.: Энергоатомиздат, 1989-607с.

6. Рожкова Л.Д., Козулин В.С..Электрооборудование станций и подстанций. 3-е издание, переработанное и дополненное; − М.: Энергоатомиздат, 1987-648с.

7. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Том 1. /Под общ. ред. А.А.Федорова; − М.: Энергоатомиздат, 1986-568с.

8. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. /Под ред. А.А.Федорова и Г.В.Сербиновского; − М.: Энергия, 1980-576с.

9. Правила устройства электроустановок. /Минэнерго СССР. 7-е издание, переработанное и дополненное; − М.: Энергоатомиздат, 1999.

10. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования./Под ред. Ю.Г.Барыбина, Л.Е.Федорова, М.Г.Зименкова; − М.: Энергоатомиздат, 1991-464с.