Содержание

Технический паспорт проекта…………………………………………………….…..4

Введение…………………………………………………………………………….….5

Исходные данные…………………………………………………………………..…..6

1. Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия……………….…7

1.1 Расчет электрических нагрузок по ремонтномеханическому цеху……..7

1.2 Расчет электрических нагрузок по предприятию………………………..11

1.3 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия……………..15

2. Выбор числа, мощности и типа трансформатора цеховых трансформаторных

подстанций предприятия…………………………………………………………..17

3. Техникоэкономический выбор внешнего электроснабжения, схемы и трансформаторов ГПП предприятия………………………………………………………..21

4. Выбор электрооборудования схемы внешнего электроснабжения……………….…………………………………………………………….…27

5. Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения предприятия, расчет питающих линий………..…………..……………………41

5.1 Выбор величины напряжения………………………………………..……41

5.2 Построение схемы внутреннего электрической сети……………………41

5.3 Конструктивное выполнение электрической сети………………….……41

5.4 Расчет питающих линий………………………………………………..…41

6. Расчет токов короткого замыкания…………………………………………….…45

7. Выбор электрооборудования системы электроснабжения предприятия……….51

7.1 Выбор трансформаторов собственных нужд главной понизительной

подстанции……………………………… ………………………………………51

7.2 Выбор типа распределительных устройств на низкой стороне главной

понизительной подстанции, выключателей, трансформаторов тока и напряжения…………………………………………………………………….51

7.3. Выбор выключателей напряжением 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения и соответствующих трансформаторов тока…………………………….55

7.4 Выбор оборудования РП1 и РП2………………………………………..59

8. Компенсация реактивной мощности…………………………………………..…..63

9. Релейная защита кабельной линии…………………………………………………72

Заключение…………………………………………………………………………….74

Список литературы……………………………………………………………….…..75

Внимание!

Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ работы №3470, цена оригинала 1000 рублей. Оформлена в программе Microsoft Word.

Оплата. Контакты.

Технический паспорт проекта

1. Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1 кВ: 21969,1 кВт.

2. Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением свыше 1 кВ: 4815,7кВт.

3. Категория основных потребителей по надежности электроснабжения:

потребители 2 категории и несколько 3 категории.

4. Полная расчетная мощность на шинах главной понизительной подстанции: 58479,31кВА;

5. Коэффициент реактивной мощности: tg = 0,31

6. Напряжение внешнего электроснабжения: 110 кВ;

Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме: МВА, тип и сечение питающих линий: ВЛ35, АС120/19;

7. Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы: 5 км;

8. Количество, тип и мощность трансформаторов главной понизительной подстанции: 2×ТДН16000/35;

9. Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия: 10 кВ;

10. Типы принятых ячеек распределительных устройств, в главной понизительной подстанции: КУ1;

11. На территории устанавливаются комплектные трансформаторные подстанции с трансформаторами типа ТМЗ, мощностью 400, 630, 800, 1000, кВА;

12. Тип и сечение кабельных линий: ААШвУ.

Введение

Дальнейшее развитие энергетики нашей страны в соответствии с основными направлениями экономического и социального развития характеризуется большими масштабами строительства электроэнергетических объектов.

В соответствии с планом ГОЭЛРО2 предусматривается дальнейшее строительство мощных атомных, тепловых и гидравлических электростанций.

Продолжается объединение энергосистем, сооружение новых электростанций и дальних электропередач переменного и постоянного тока.

Важнейшие задачи, решаемые энергетиками и энергостроителями, состоят в непрерывном увеличении объёмов производства, в сокращении сроков строительства новых энергетических объектов и реконструкции старых, уменьшении удельных капиталовложений, в сокращении удельных расходов топлива, повышении производительности труда, в улучшении структуры производства электроэнергии и т.д.

На электростанциях применяются блоки по 500, 800 и 1200 МВт. Следствием увеличения единичных мощностей агрегатов и установленных мощностей станции и всё большего объединения энергосистем является внедрение напряжения 1150 кВ переменного и 1500 кВ постоянного тока. Соответственно растут мощности подстанций и единичные мощности трансформаторов, устанавливаемых на них. Увеличиваются мощности потребителей, что требует установки более мощных ТП, прокладки новых сетей, повышение надёжности всего электрооборудования и системы электроснабжения в целом.

Исходные данные

Необходимо выполнить проект системы электроснабжения основного производства химического завода в объеме, указанном в содержании. Завод расположен на Южном Урале (Челябэнерго).

Генеральный план предприятия представлен на листе 1. Сведения об установленной мощности электроприемников, как отдельного цеха, так и группы цехов приведены в таблицах 1 и 2.

1. Расстояние от предприятия до энергосистемы 5км;

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

3. Мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы:

для U1 – 800 МВА;

для U2 – 3800 МВА;

4. Стоимость электроэнергии по двухставочному тарифу:

За 1 кВт максимальной нагрузки 189,29 руб/кВт*мес;

За 1 потреблённый кВт*ч 0,95 руб/кВт*ч

5. Наивысшая температура:

окружающего воздуха 22,6 С;

почвы (на глубине 0,7 м) 14,2 С;

6. Коррозийная активность грунта средняя;

7. Наличие блуждающих токов нет

8. Наличие колебаний и растягивающих усилий в грунте предприятия – нет

1. Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия

1.1 Расчет электрических нагрузок ремонтномеханического цеха

Определение расчетной нагрузки на разных ступенях СЭС промышленного предприятия будем проводить по методу упорядоченных диаграмм.

Расчетная активная нагрузка находится по формуле:

, (1)

где расчетный коэффициент активной мощности. Определяется по справочнику [13]. = ;

– средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену.

Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену:

, (2)

где – коэффициент использования по активной мощности. Характеризует степень использования установленной мощности за наиболее загруженную смену. Определяется по справочнику [3].

Расчетная реактивная нагрузка:

, (3)

где – расчетный коэффициент реактивной мощности;

средняя реактивная нагрузка;

эффективное число электроприемников;

номинальная мощность электроприемника;

коэффициент мощности.

Эффективное число электроприемников находится по формуле:

(4)

При Киа 0,2 его можно определить по эмпирическому выражению

nэ = , (6)

где номинальная активная мощность наибольшего электроприемника в группе.

Полная расчетная нагрузка группы трехфазных электроприемников определяется выражением:

. (7)

Расчетный ток:

, (8)

где – номинальное напряжение сети, равное 380 В.

Значения соsφ, tgφ и определяются из справочных данных [3].

Значения величин Рном, и в итоговой строке таблицы 1 определяются суммированием величин соответствующего столбца:

;

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

КиаΣ = ; (9)

tgφΣ = . (10)

Все расчеты сводим в таблицу 1, в конце которой приводим расчет нагрузок по цеху. В таблице 2 приводим расчет средних мощностей фаз ШР5,обусловленных однофазными электроприемниками.

Расчет электрических нагрузок по ремонтномеханическому цеху

Расчет электрической нагрузки по ремонтномеханическому цеху в таблице 1

Таблица 1 Расчет электрической нагрузки по ремонтномеханическому цеху

№ Расчетные величины

По заданию технологов Расчет. данные Расчет. мощьность Ipас (А)

Наимение ЭП и узлов СЭС Колво ЭП Рном прив. к дл.реж. ПВ=100% Киа cos() Рс=Киа*Рном (кВт) Qc=Киа*Рн*tg(φ) (кВар) n*P2ном (кВт ) nэф ЭП Кра Ppac (кВт) Qpac (кВар) Sрас (КВА)

одного общая

1 2 3 4 5 6 7 9 10 11 12 13 14 15 16 17

Механическое отделение №1 (ШР1)

1 Станок металлорежущий 4 1 4 0,12 0,4 0,48 1,1 4

2 Станок металлорежущий 2 5,5 11 0,12 0,4 1,32 3,02 60,5

3 Станок металлорежущий 5 14 70 0,16 0,5 11,2 19,4 980

4 Станок металлорежущий 3 40 120 0,17 0,65 20,4 23,9 4800

5 Станок точильношлифовальный 4 3,9 15,6 0,12 0,4 1,87 4,29 60,84

6 Станок шлифовальный 2 20 40 0,12 0,4 4,8 11 800

7 Станок для испытания образивных кругов 1 11 11 0,16 0,5 1,76 3,05 121

8 Бак приготовления эмульсии 3 1,3 3,9 0,25 0,5 0,98 1,69 5,07

9 Аппарат рециркуляционный 3 1,5 4,5 0,6 0,8 2,7 2,03 6,75

10 Вентилятор 2 1,5 3 0,65 0,4 1,95 4,47 4,5

11 Кран 1 10 10 0,2 0,5 2 3,46 100

12 Таль электрическая 1 4 4 0,4 0,5 1,6 2,77 16

Итого по ШР1 31 297 0,17 0,54 51,1 80,2 6959 12,7 1,5 76,6 83,9 114 173

Механическое отделение №2 (ШР2)

13 Станок металлорежущий 5 1,6 8 0,12 0,4 0,96 2,2 12,8

14 Станок металлорежущий 3 7 21 0,12 0,4 2,52 5,77 147

15 Станок металлорежущий 2 10 20 0,16 0,5 3,2 5,54 200

16 Станок универсальный 4 12 48 0,17 0,65 8,16 9,54 576

17 Ножницы 1 15 15 0,17 0,65 2,55 2,98 225

18 Станок шлифовальный 4 7 28 0,12 0,4 3,36 7,7 196

19 Станок точильношлифовальный 3 1,6 4,8 0,12 0,4 0,58 1,32 7,68

20 Машина листогибочная трехвальная 4 15,5 62 0,17 0,65 10,5 12,3 961

21 Мешалка трехвальная 2 2,8 5,6 0,12 0,4 0,67 1,54 15,68

22 Кран подвесной 2 2,5 5 0,15 0,5 0,75 1,3 12,5

23 Аппарат рециркуляционный 3 1,5 4,5 0,6 0,8 2,7 2,03 6,75

24 Вентилятор 6 1,5 9 0,65 0,4 5,85 13,4 13,5

25 Насос 2 1,5 3 0,65 0,4 1,95 4,47 4,5

26 Калорифер 3 60 180 0,65 0,4 117 268 10800

Итого по ШР2 41 414 0,38 0,92 161 70,1 13178 13 0,85 137 73,4 155 236

Сварочное отделение (ШР 3)

27 Однофазная нагрузка 11 123,2 48,3 41,4 2145

28 Автомат для сварки 3 0,9 2,7 0,3 0,5 0,81 1,40 2,43

29 Полуавтомат шлангов 2 0,5 1 0,3 0,5 0,3 0,52 0,5

30 Стол для сварки работ 2 0,8 1,6 0,6 0,5 0,96 1,66 1,28

31 Пила отрезная 3 7 21 0,12 0,4 2,52 5,77 147

32 Вентилятор 2 4,5 9 0,65 0,4 5,85 13,4 40,5

33 Кранбалка 3 3,2 9,6 0,15 0,5 1,44 2,49 30,72

Итого по ШР3 16 168,1 0,36 0,67 60,2 66,7 2368 11,9 1,06 63,8 69,9 94,6 144

Кузнечное отделение (ШР4)

34 Электропечь 3 110 330 0,6 0,95 198 65,1 36300

35 Молот ковочный 4 30 120 0,19 0,65 22,8 26,7 3600

36 Станок точильношлифовальный 4 0,5 2 0,12 0,4 0,24 0,55 1

37 Аппарат рециркуляционный 3 1,5 4,5 0,6 0,8 2,7 2,03 6,75

38 Кран подвесной 2 2,2 4,4 0,15 0,5 0,66 1,14 9,68

39 Вентилятор 4 0,8 3,2 0,65 0,4 2,08 4,77 2,56

Итого по ШР4 20 464,1 0,49 0,91 227 100 39920 5,4 0,95 215 107,4 241 365

Термическое отделение №3 (ШР5)

40 Камерная печь 3 81 243 0,7 0,75 170, 150 19683

41 Ванна масляная 2 4 8 0,25 0,65 2 2,34 32

42 Станок балансировочный 2 2 4 0,12 0,4 0,48 1,1 8

43 Электропечь камерная 3 45 135 0,7 0,75 94,5 83,3 6075

44 Станок закалочный 5 10 50 0,25 0,65 12,5 14,6 500

45 Вентилятор 2 5 10 0,65 0,4 6,5 14,9 50

46 Кранбалка 1 7,5 7,5 0,15 0,5 1,13 1,95 56,25

Итого по ШР5 18 457,5 0,63 0,73 287 268 26404 7,93 0,92 264 284 388 590

Монтажный участок (ШР6)

47 Станок для намотки 3 1 3 0,12 0,4 0,36 0,83 3

48 Станок бандажировочный 3 1,5 4,5 0,12 0,4 0,54 1,24 6,75

49 Ванна для лужения 3 1,6 4,8 0,6 0,8 2,88 2,16 7,68

50 Агрегат рециркуляционный 2 1,5 3 0,6 0,8 1,8 1,35 4,5

51 Кран подвесной 1 4,7 4,7 0,15 0,5 0,71 1,22 22,09

52 Вентилятор 3 3 9 0,65 0,4 5,85 13,4 27

Итого по ШР6 15 29 0,42 0,52 12,1 20,2 71,02 11,8 1,05 12,7 21,18 24,7 37,5

Итого по цеху 141 1830 0,44 0,8 798 606 88900 37,7 0,77 614 466,3 771 1172

Таблица 2 Расчет электрических однофазных нагрузок по РМЦ

№ Наименование узлов СЭС и ЭП Установленная мощность ЭП, приведённая к ПВ=100% (кВт) n n*P2ном Установленная мощность ЭП,подключенных на Uл (кВт) Коэффициент приведения

ab bc ca к фазе k q

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Электроприёмники, подключенные на Uл

1 Трансформатор сварочный 23,2 2 1076,5 23,2 a 0,89 0,38

b 0,11 0,96

23 b 0,89 0,38

с 0,11 0,96

2 Машинаэлектросварочная точечная 19,4 2 752,72 38,8 с 0,89 0,38

a 0,11 0,96

Электроприёмники, подключенные на Uф

3 Трансформатор сварочный 2 4 16

4 Электронагреватели 10 3 300

Итого по сварочному отделению 123,2 11 2145,2

Полная мощность,кВа A 20,16 Наиболее загруженная фаза B

B 21,203

C 17,397

Продолжение таблицы 2

Киа cosφ Средняя мощность

a b с Pср (кВт) Qср (кВар)

a b с a b c

12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

20,6 0,4 0,6 8,26 3,53

2,55 1,02 8,91

20,6 8,26 3,53

2,55 1 8,91

17,3 0,35 0,6 6 2,58

2,13 0,75 6,52

2 2 4 0,4 0,5 0,8 0,8 1,6 1,39 1,39 2,77

10 10 10 0,6 1 6 6 6 0 0 0

16,6 16,1 13 11,4 13,8 11,5

1.2 Расчет электрических нагрузок по предприятию

Расчет начинается с определения низковольтных нагрузок по цехам.

По справочникам находятся коэффициенты kиа и соsφ. Для каждого цеха вычисляются средние активная Рср и реактивная Qср нагрузки. Затем с использованием значений nэ и Киа по таблицам находится коэффициент расчётной нагрузки Кра, и определяются расчетные активная Рр и реактивная Qр нагрузки.

Рр = Кра ∙ Рср, (11)

Qр = Кра ∙ Qср, (12)

Расчетная осветительная нагрузка Рр.осв цеха вычисляется по выражению (13) с учетом площади производственной поверхности пола Fц цеха, определяемой по генплану предприятия, удельной осветительной нагрузки Руд.осв и коэффициента спроса на освещение Кс.осв. Руд.осв принимается равным 0,010,015 кВт/м2 для малых цехов, и 0,020,025 кВт/м2 для крупных.

Рр.осв = Кс.осв∙ Руд.осв ∙ Fц (13)

После суммирования нагрузок Рр и Рр.осв с учетом нагрузки Qр вычисляется полная расчетная низковольтная нагрузка цеха Sр.

После нахождения нагрузок всех цехов, рассчитывается общая нагрузка 0,4 кВ по предприятию.

Далее вычисляются коэффициенты Киа, tgφ и соsφ по формулам (14), (15), (16). Приведенное число электроприемников находится по выражениям (7) или (8).

Киа = (14)

tgφ = (15)

соsφ = аrctg φ (16)

Таблицу заканчивает строка «Предприятие», в которой записываются суммарные данные по низковольтным ЭП: номинальная активная мощность, средние и расчетные активная и реактивная нагрузки, а также среднее для всего предприятия значения коэффициентов.

Полученные данные сведены в таблицу 3.

Расчетные данные по отдельным цехам в дальнейшем используются при выборе числа и мощности цеховых понижающих трансформаторов и затем с учетом потерь мощности в указанных трансформаторах для расчета питающих линий. Расчетные данные по предприятию в целом с учетом потерь мощности в цеховых трансформаторах используются при выборе трансформаторов главной понизительной подстанции (ГПП) и расчете схемы внешнего электроснабжения.

Таблица 3 Расчёт нагрузок по предприятию

Наименование цеха Рн, кВт nэф Kиa cos(φ) tg(φ) Pc, кВт Qc, кВар Kpa Pp, кВт Qp, кВар Fц, м2

1 2 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

1) Насосная ОВС 1458 20 0,83 0,89 0,51 1210 620 0,85 1029 527 1702,4

2)ПВК 583 15 0,6 0,8 0,7 349,8 244,2 0,9 297,3 207,5 2866,9

3)Насосная станция №2 614,5 35 0,83 0,85 0,62 510 316,1 0,85 433,5 268,7 1702,4

4)Насосная станция №1 482 24 0,83 0,89 0,512 400,1 205 0,85 340,1 174,2 2866,9

5) Очистные сооружения 2000 16 0,65 0,78 0,8 1300 1043 0,9 1170 938,7 3797,4

6) Перераб. Оборотов 1ая ступень 2225 53 0,8 0,78 0,8 1780 1428 0,85 1513 1214 5106,7

7) Перераб. Оборотов 2ая ступень 3500 75 0,8 0,78 0,8 2800 2246 0,85 2380 1909 5106,7

8) Хим. Лаборатория №1 657 40 0,6 0,8 0,75 394,2 295,7 0,85 335,1 251,3 6394,5

9) Спец. Вытяжка и очистка 411,8 15 0,85 0,96 0,29 350 102,1 0,95 332,5 96,99 4031,8

10) Складское хозяйство 287 23 0,3 0,8 0,75 86,1 64,58 1 86,1 64,58 4685,6

11) Цех спец. Керамики 2354 30 0,65 0,73 0,94 1530 1433 0,85 1301 1218 2536,8

12) Цех металлургической оснастки 2021 50 0,7 0,79 0,78 1415 1098 0,85 1202 933,2 3528

13) Литейный цех 3560 69 0,5 0,77 0,829 1780 1475 0,85 1513 1254 4961,3

14)Цех ЭРУ 500 16 0,3 0,84 0,6459 150 96,89 0,85 127,5 82,36 1164,9

15) Кузнечнопрессовый цех 2870 80 0,35 0,79 0,776 1005 779,6 0,85 853,8 662,6 2598,3

16) Цех по производству магнитов 1230 23 0,5 0,7 1,02 615 627,4 0,85 522,8 533,3 1702,4

17) Цех химических реагентов 1100 22 0,7 0,76 0,855 770 658,5 0,85 654,5 559,7 3859

18) РМЦ 1830 38 0,44 0,8 0,75 805,2 603,9 0,77 620 465 4583

19) Здание вытяжной вентиляции 588,2 20 0,85 0,81 0,724 500 362 0,85 425 307,7 1309,4

20)Цех стеклогранулирования 1090 15 0,8 0,83 0,672 872 586 0,9 784,8 527,4 895,91

21) Хим. Лаборатория №2 630 34 0,65 0,85 0,62 409,5 253,8 0,85 348,1 215,7 4300

22) Компрессорный цех 184,6 10 0,75 0,85 0,62 138,5 85,8 0,9 124,6 77,22 1702,4

23) Административное здание 180 27 0,4 0,83 0,67 72 48,38 1 72 48,38 1702,4

Итого по нагрузке 0,4 кВ): 30356 750 0,63 0,8 0,76 19242 14673 16465 12536 73105

Освещен. Тер. 149412

Высоковольтная нагрузка Sp, кВА

22) Спец. Вытяжка и очистка 2520 4 0,5 0,85 0,62 1260 781 1 1260 781 1482,4

23) Компрессорный цех 2520 4 0,7 0,85 0,62 1638 1015 1 1638 1015 1927,1

24) Здание вытяжной вентиляции 1500 6 0,8 0,8 0,75 1125 843,8 1 1125 843,8 1406,3

Итого по нагрузке 10 кВ): 6540 14 0,6 0,91 0,46 4023 1859 4023 1859 4815,7

781 812

Продолжение Таблицы 3

Pуд.осв., кВт/м2 cos(φ)осв tg(φ)осв Kосв. Pр.осв., кВт Qр.осв., кВар Pp+Pр.осв., кВт Qp+Qр.осв., кВар Sp, кВА

14 15 16 17 18 19 20 21 22

1 0,01 0,8 0,79 0,85 14,47 11,4 1043,1 538,4 1173,8

2 0 0,8 0,8 0,9 36,553 28,9 333,9 236,4 409,1

3 0,02 0,8 0,79 0,85 21,706 17,1 434,3 285,8 519,9

4 0,015 0,8 0,79 0,85 36,553 28,9 376,6 203,1 427,9

5 0,01 0,85 0,62 0,85 32,278 20,0 1202,3 958,7 1537,7

6 0,02 0,8 0,79 0,85 65,111 51,4 1578,1 1265,3 2022,7

7 0,02 0,8 0,79 0,85 65,111 51,4 2445,1 1960,9 3134,3

8 0,02 0,95 0,33 0,85 108,71 35,9 443,8 287,2 528,6

9 0,02 0,8 0,79 0,85 51,405 40,6 383,9 137,6 407,8

10 0,02 0,8 0,79 0,9 63,256 50,0 149,4 114,5 188,2

11 0,01 0,8 0,79 0,85 21,563 17,0 1322,1 1234,7 1809,0

12 0,01 0,8 0,79 0,85 29,988 23,7 1232,5 956,9 1560,4

13 0,015 0,8 0,79 0,85 63,256 50,0 1576,3 1303,7 2045,5

14 0,015 0,85 0,62 0,85 14,852 9,2 142,4 91,6 169,3

15 0,01 0,85 0,62 0,9 23,385 14,5 877,2 677,1 1108,2

16 0,015 0,85 0,62 0,85 21,706 13,5 544,5 546,8 771,6

17 0,025 0,85 0,62 0,85 82,003 50,8 736,5 610,5 956,7

18 0,02 0,95 0,33 0,85 77,911 25,7 697,9 490,7 853,2

19 0,015 0,8 0,79 0,85 16,694 13,2 441,7 320,9 545,9

20 0,02 0,8 0,79 0,87 15,589 12,3 800,4 539,7 965,4

21 0,03 0,85 0,62 0,95 102,12 63,3 450,2 279,0 529,7

22 0,02 0,8 0,79 0,87 22,216 17,6 146,8 94,8 174,8

23 0,03 0,95 0,33 0,98 41,709 13,8 113,7 62,1 129,6

Итого по 0,4 0,02 0,87 1028,1 660,2 17472,6 13196,4 21969,1

Осв. Тер. 0,002 0,85 0,62 0,87 259,98 161,1 305,9

1.3 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия

Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генеральном плане окружности, центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов, а площади окружностей пропорциональны расчетным активным нагрузкам. Каждая окружность делится на секторы, площади которых пропорциональны активным нагрузкам электроприемников с напряжением до 1 кВ и электрического освещения. При этом радиус окружности и углы секторов для каждого цеха соответственно определяются:

Ri = (17)

где Ррi, Ррнi, Рроi – расчетные активные нагрузки соответственно всего цеха, электроприемников до 1 кВ, электрического освещения, кВт;

m – масштаб площадей картограммы нагрузок, кВт∙м2.

m = (18)

где Рmin p – минимальная расчетная активная мощность одного цеха;

Rmin – минимальный радиус, Rmin = 10 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 = (20)

уо = (21)

где хi, уi – координаты центра iго цеха на плане предприятия, м.

Главную понизительную подстанцию следует расположить в центре электрических нагрузок. Но так как это невозможно, мы смещаем ГПП в сторону источника питания – подстанции энергосистемы (влево).

Таблица 4 Картограмма нагрузок Химического завода

Наименование цеха Рр, кВт Pp н/в, кВт Pp осв, кВт Pp в/в, кВт Х, м У, м R, м н/в осв в/в

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

1) Насосная ОВС 1043,47 1029 14,47 165,38 195,6 9,04 355,01 4,992

2)ПВК 333,853 297,3 36,55 42 337,3 5,12 320,58 39,42

3)Насосная станция №2 455,206 433,5 21,71 66,94 284,4 5,97 342,83 17,17

4)Насосная станция №1 376,604 340,05 36,55 42 234,9 5,43 325,06 34,94

5) Очистные сооружения 1202,28 1170 32,28 185,1 274,3 9,71 350,34 9,665

7) Перераб. Оборотов 1ая ступень 1578,11 1513 65,11 203,4 287,4 11,1 345,15 14,85

7) Перераб. Оборотов 2ая ступень 2445,11 2380 65,11 271,7 287,4 13,8 350,41 9,586

8) Хим. Лаборатория №1 443,777 335,07 108,7 110,25 105 5,9 271,82 88,18

9) Спец. Вытяжка и очистка 1517,93 332,53 51,41 1134 59,06 192,9 10,9 78,864 12,19 268,94

10) Складское хозяйство 149,356 86,1 63,26 267,75 13,1 3,42 207,53 152,5

11) Цех спец. Керамики 1322,15 1300,6 21,56 259,9 98,45 10,2 354,13 5,871

12) Цех металлургической оснастки 1232,48 1202,5 29,99 441 89,25 9,83 351,24 8,759

13) Литейный цех 1576,26 1513 63,26 485,63 59,1 11,1 345,55 14,45

14)Цех ЭРУ 142,352 127,5 14,85 405,6 345,2 3,34 322,44 37,56

15) Кузнечнопрессовый цех 877,21 853,83 23,38 442,3 345,2 8,29 350,4 9,597

16) Цех по производству магнитов 544,456 522,75 21,71 439,69 269,1 6,53 345,65 14,35

17) Цех химических реагентов 736,503 654,5 82 603,75 290,1 7,6 319,92 40,08

18) РМЦ 697,915 620 77,91 540,89 344,7 7,4 319,81 40,19

19) Здание вытяжной вентиляции 1454,17 424,97 16,69 1012,5 549,9 55,13 10,7 105,21 4,133 250,66

20)Цех стеклогранулирования 800,389 784,8 15,59 542,1 13,1 7,92 352,99 7,012

21) Хим. Лаборатория №2 450,199 348,08 102,1 611,63 60,38 5,94 278,34 81,66

22) Компрессорный цех 1621,02 124,61 22,22 1474,2 549,9 102,38 11,3 27,673 4,934 327,39

23) Административное здание 113,709 72 41,71 615,56 178,5 2,99 227,95 132

Итого 21114,5 16466 1028 3620,7 353,5 214,4

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

Выбор трансформаторов является важным этапом проектирования.

Мощность трансформаторов цеховых ТП зависит от величины нагрузки электроприемников, их категории надежности электроснабжения. 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.

(22)

где Sр – расчетная электрическая нагрузка цеха, кВА; Fц – площадь цеха, м2.

Таблица 5 – Связь между экономически целесообразной мощностью отдельного трансформатора цеховой ТП и σ

Плотность электрической нагрузки цеха σ, кВА/м2 0,03…0,05 0,05…0,06 0,06…0,08 0,08…0,11 0,11…0,14 0,14…0,18 0,18…0,25 0,25…0,34 0,34…0,5 0,5… выше

Экономически целесообразная мощность 1го трра цеховой ТП Sэ.т, кВА 250 400 500 630 800 1000 1250 1600 2000 2500

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.

Далее определим оптимальное число трансформаторов в цехе:

N = +ΔNт+m (23)

где Кз доп – коэффициент загрузки – допустимый. Он зависит от категории надежности.

Кз доп = 0,7 – для I категории

Кз доп = 0,8…0,85 – II категории

Кз доп = 0,93…0,95 – III категории

ΔNт – добавка до ближайшего целого числа.

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

Далее определяем предельную величину реактивной мощности, которую могут пропустить выбранные трансформаторы:

Q1р = (24)

Q1р, если Qр ≥ Q1р

Q1 = (25)

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 < Qр 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 = Qр Q1 (26)

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах будут соответственно:

Кз норм = ; Кз п/ав = (27)

где Nт – число взаиморезервируемых трансформаторов цеховой ТП;

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

Результаты по выбору числа, мощности и типа трансформаторов приведены в таблице 6.

Суммарные потери активной и реактивной мощности в трансформаторах цеховой ТП с учетом и без учета соответствующей нагрузки приведены в таблице 7.

Потери активной мощности в трансформаторах:

ΔРт = N∙(ΔРхх + ∙ ΔРкз), (28)

где N – число ТП в цехе;

Кз норм – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;

ΔРхх – потери холостого хода в трансформаторе, кВт;

ΔРкз – потери короткого замыкания, кВт.

Потери реактивной мощности в трансформаторах:

ΔQт = N∙ , (29)

где Iхх – ток холостого хода, %;

Uкз – напряжение короткого замыкания, %;

Sн т – номинальная мощность трансформатора, кВА.

Освещение территории предприятия производим с ближайших цеховых ТП.

Таблица 6 Выбор цеховых ТП

Наименование цеха Категория надежности NТ min Pp, кВт Qp, кВар Sp, кВА Fц, м2 кВА/м2 Sэт, кВА тип трра Кзт доп NЭт min

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1)Насосная ОВС 1 2 1043,1 538,4 1173,9 1702,4 0,69 2500 ТМЗ 0,7 1

2)ПВК 2 333,9 236,4

3)Насосная станция №2 1 434,3 285,8 519,9 1702,4 0,31

4)Насосная станция №1 1 376,6 203,1

Итого 2 1144,8 725,3 1355,2 1702,4 0,31 1600 ТМЗ 0,7 2

5) Очистные сооружения 2 2 1202,3 958,7 1537,7 3797,4 0,4 2000 ТМЗ 0,85 1

6) Перераб. Оборотов 1ая ступень 2 2 1578,1 1265,3 2022,7 5106,7 0,4 2000 ТМЗ 0,85 1

7) Перераб. Оборотов 2ая ступень 2 2 2445,1 1960,9 3134,3 5106,7 0,61 2500 ТМЗ 0,85 2

8) Хим. Лаборатория №1 2 2 443,8 287,2 528,62 6394,5 0,08 500 ТМЗ 0,85 1

9) Спец. Вытяжка и очистка 1 2 383,9 137,6 407,81 4031,8 0,1 630 ТМЗ 0,7 1

10) Складское хозяйство 3 149,4 114,5

11) Цех спец. Керамики 2 1322,1 1234,7 1089 2536,8 0,43

Итого 2 1471,5 1349,2 1996,4 2536,8 0,43 2000 ТМЗ 0,85 1

13) Литейный цех 2 2 1576,3 1303,7 2045,6 4961,3 0,41 2000 ТМЗ 0,85 1

12) Цех металлургической оснастки 2 2 1232,5 956,9 1560,4 3528 0,44 2000 ТМЗ 0,85 1

14)Цех ЭРУ 2 142,4 91,6

15) Кузнечнопрессовый цех 2 877,2 677,1 1108,1 2598,3 0,43

Итого 2 1019,6 768,7 1276,9 2598,3 0,43 2000 ТМЗ 0,85 1

16) Цех по производству магнитов 2 2 544,5 546,8 771,67 1702,4 0,45 2000 ТМЗ 0,85 1

23) Административное здание 3 113,7 62,1

17) Цех химических реагентов 2 736,5 610,5 956,7 3859 0,25

Итого 2 850,2 672,6 1084,1 3859 0,25 1250 ТМЗ 0,85 1

18) РМЦ 3 1 697,9 490,7 853,14 4583 0,19 1000 ТМЗ 0,95 1

19) Здание вытяжной вентиляции 1 2 441,7 320,9 545,96 1309,35 0,42 2000 ТМЗ 0,7 1

20)Цех стеклогранулирования 2 2 800,4 539,7 965,36 895,9 1,08 2500 ТМЗ 0,85 1

22) Компрессорный цех 1 146,8 94,8

21) Хим. Лаборатория №2 2 450,2 279 529,7 4300 0,12

Итого 2 597 373,8 704,37 4300 0,12 800 ТМЗ 0,85 1

Продолжение таблицы 6

Наименование цеха Nт Nт min m Nоптт Sном. т, кВА № п/ст Q1р, кВар Q1, кВар Qку., кВар Кзт норм Кзт п/ав

1 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

1)Насосная ОВС 0,4 2 0 2 800 4 407,9 407,9 130,5 0,7 1,4

2)ПВК

3)Насосная станция №2

4)Насосная станция №1

Итого 0,98 2 0 2 1000 2 805,6 725,3 0 0,68

5) Очистные сооружения 0,29 2 0 2 800 1 635,7 635,7 323 0,85 1,4

6) Перераб. Оборотов 1ая ступень 0,07 2 0 2 1000 5 632,1 632,1 633,2 0,85 1,4

7) Перераб. Оборотов 2ая ступень 0,85 2 0 2 1600 6 1191,6 1191,6 769,3 0,85 1,4

8) Хим. Лаборатория №1 0,11 2 0 2 400 7 515,2 287,2 0 0,66

9) Спец. Вытяжка и очистка 0,13 2 0 2 400 3 407,7 137,6 0 0,5

10) Складское хозяйство

11) Цех спец. Керамики

Итого 0,13 2 0 2 1000 8 851,3 851,3 497,9 0,85 1,4

13) Литейный цех 0,07 2 0 2 1000 10 636,6 636,6 667,1 0,85 1,4

12) Цех металлургической оснастки 0,35 2 0 2 800 9 574,9 574,9 382 0,85 1,4

14)Цех ЭРУ

15) Кузнечнопрессовый цех

Итого 0,4 2 0 2 630 16 327,8 327,8 440,9 0,85 1,4

16) Цех по производству магнитов 0,68 2 0 2 400 15 407,3 407,3 139,5 0,85 1,4

23) Административное здание

17) Цех химических реагентов

Итого 0,66 2 0 2 630 13 651,3 651,3 21,3 0,85 1,4

18) РМЦ 0,27 1 0 1 800 14 301 301 189,7 0,95 1,4

19) Здание вытяжной вентиляции 0,68 1 0 2 400 17 344 320,9 0 0,68

20)Цех стеклогранулирования 0,62 1 0 1 1000 11 286,1 286,1 253,6 0,85 1,4

22) Компрессорный цех

21) Хим. Лаборатория №2

Итого 0,11 2 0 2 400 12 325,6 325,6 48,2 0,85 1,4

3 Техникоэкономический выбор внешнего электроснабжения, схемы 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 техникоэкономические показатели. Для этого, прежде всего, следует найти величину рационального напряжения, которую возможно оценить по приближенной формуле Стилла:

Uр.рац = 4,34∙ (30)

где l – длина питающей линии главной понизительной подстанции, км;

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

Расчетная активная нагрузка предприятия:

Рр.n∑ =Ком ( Рр.н + ∆РmΣ) + Рр.о (31)

где Рр.н – расчетная низковольтная нагрузка всех цехов предприятия, кВт;

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

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

Ком – коэффициент одновремённости максимумов, равный 0,85

Рр.n∑ = 0,85(16530+4023+302,2) + 1028+260 = 19015 кВт

Подставив все найденные данные в формулу (34) найдем рациональное напряжение:

Uр.рац = 76,3 кВ

Так как рациональное напряжение находится между 35 кВ и 110 кВ, то расчет питание по линии будем делать на 110 и 35 кВ.

Выбор схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов ГПП предприятия на напряжение 110 кВ

Полная расчетная нагрузка предприятия, необходимая для выбора трансформаторов ГПП:

Sр = (32)

где Qэ1 – экономически целесообразная реактивная мощность на стороне внешнего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы

Qэ1 = Рр.n∙ tgφ =19015*0,31=5894,7 квар (33)

Tgφ110 = 0,31

∆Qгпп 0,07∙ (34)

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

На ГПП устанавливаем два трансформатора (n=2) и коэффициент загрузки (в нормальном режиме) принимаем Кз.д = 0,7. Тогда мощность трансформаторов кВ∙А

Мощность трансформаторов ГПП выбирается исходя из соотношения:

Sт = (35)

К установке принимаем трансформатор ТДН16000/110/10.

кВА (36)

где Sп.р. – полная расчетая мощность предприятия

Коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах: (37)

Кзп/ав=1,24

Результаты сведём в таблицу 7

Таблица 7.

Экономически целесообразная реактивная мощность Qэс, кВАр 5894,7

Потери реактивной мощности в силовых трансформаторных ГПП ∆Qтр гпп, кВАр 1394

Полная расчетная нагрузка Sр, кВА 19907,7

Мощность трансформаторов ГПП Sт, кВА 13900

Тип трансформаторов ГПП ТДН16000/110

Номинальная мощность трансформатора, кВА 16000

Напряжение на высокой стороне Uвн, кВ 115

Напряжение на низкой стороне Uнн, кВ 10,5

Потери холостого хода Рхх, кВт 19

Потери короткого замыкания Ркз, кВт 85

Напряжение короткого замыкания Uк,% 10,5

Ток холостого хода Iхх, % 0,7

Коэфт загрузки в нормальном режиме Кз.норм 0,62

Коэфт загрузки в послеаварийном режиме Кз.авар 1,24

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, по расчётам он равен 0,62 следовательно коэффициент загрузки проходит

Вариант схемы электроснабжения предприятия на 110 кВ представлена на рисунке 1.

Выбор схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов ГПП предприятия на напряжение 35 кВ

Полная расчетная нагрузка предприятия, необходимая для выбора трансформаторов ГПП:

Sр = (38)

где Qэ1 – экономически целесообразная реактивная мощность на стороне внешнего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы

Qэ1 = Рр.n∙ tgφ =19015*0,27=5134 квар

Tgφ35 = 0,27

∆Qгпп 0,07∙

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

На ГПП устанавливаем два трансформатора (n=2) и коэффициент загрузки (в нормальном режиме) принимаем Кз.д = 0,7. Тогда мощность трансформаторов кВ∙А

Мощность трансформаторов ГПП выбирается исходя из соотношения:

Sт =

К установке принимаем трансформатор ТДН16000/35/10.

кВА

где Sп.р. – полная расчетая мощность предприятия

Коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах:

Кзп/ав=1,23

Таблица 8.

Экономически целесообразная реактивная мощность Qэс, кВАр 5134

Потери реактивной мощности в силовых трансформаторных ГПП ∆Qтр гпп, кВАр 1378,7

Полная расчетная нагрузка Sр, кВА 19695,9

Мощность трансформаторов ГПП Sт, кВА 13800

Тип трансформаторов ГПП ТДН16000/35

Номинальная мощность трансформатора, кВА 16000

Напряжение на высокой стороне Uвн, кВ 36,75

Напряжение на низкой стороне Uнн, кВ 10,5

Потери холостого хода Рхх, кВт 18

Потери короткого замыкания Ркз, кВт 85

Напряжение короткого замыкания Uк,% 10

Ток холостого хода Iхх, % 0,55

Коэфт загрузки в нормальном режиме Кз.норм 0,62

Коэфт загрузки в послеаварийном режиме Кз.авар 1,23

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, по расчётам он равен 0,62 следовательно коэффициент загрузки проходит

Вариант схемы электроснабжения предприятия на 35 кВ представлена на рисунке 2.

4. ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ СХЕМЫ ВНЕШНЕГО

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Проведем выбор необходимого электротехнического оборудования для схемы внешнего электроснабжения (рис. 1). Все оборудование, токоведущие части, и изоляторы выбираем по условиям длительной работы и проверяем по условиям короткого замыкания в соответствии с указаниями ПУЭ /1/.

Выбор проводников и аппаратов начинаем с определения по схеме (рис.2) расчетных условий, а именно: расчетных значений рабочих токов присоединений, токов короткого замыкания и т.д.

При выборе аппаратов учитываем род установки наружный, температуру окружающего воздуха, влажность и загрязненность.

Выбор электрооборудования на напряжение 110 кВ

На ГПП установлено два трансформатора ТДН16000/110.

Потери активной и реактивной мощности и энергии в трансформаторе:

(39)

(40)

(41)

Тг=8760 ч – годовое число часов работы предприятия

Тм=7000 ч – годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки.

τ=5948 ч – годовое число часов максимальных потерь.

Определим параметры линии электропередач от подстанций энергосистемы до ГПП предприятия. Нагрузка в конце линии:

(42)

Расчётный ток одной цепи линии напряжением 110 кВ:

(43)

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

Iп=2Iр.л.=2*52,5=105 А (44)

Сечение проводов по экономической плотности тока:

Fэ= мм2 (45)

jэ=1,2 – экономическая плотность тока, А/мм2

Выбираем ближайшее стандартное сечение. Провод АС70/10 имеет длительно допустимый ток Iдоп=265 А

r0=0,46 Ом/км, x0=0,4 Ом/км

Потери активной энергии в проводах за год:

(46)

Сечение также проходит проверку по условию не возникновения коронного разряда (минимальное сечение проводника 70 мм2).

Для выбора электрооборудования в схеме электроснабжения необходимо определить ток КЗ (короткого замыкания) в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводах ГПП. Схемы расчета токов КЗ изображены на рис.3. При напряжении 110 кВ мощность короткого замыкания Skl = 3800 МВА, а базисная мощность Sб=1000 МВА.

Рисунок 4

Сопротивление системы:

о.е. (47);

Сопротивление линии:

о.е. (48);

Значение тока 3х фазного КЗ:

кА (49);

Ударный ток:

кА (50);

где Kу ударный коэффициент /5/;

Ток КЗ в точке 2:

(51)

Ударный ток:

кА; (52)

Выберем коммутационную аппаратуру в начале линии (на подстанции энергосистемы) и на ГПП. Для схемы внешнего электроснабжения с напряжением 110 кВ устанавливаем следующее оборудование.

Выбор выключателей в начале линии (на подстанции энергосистемы). Выбор и проверка выключателей производится по следующим параметрам:

а) номинальному напряжению Uс < Uном,

б) номинальному току Iраб.утяж < Iном,

где Iраб. утяж рабочий ток выключателя в наиболее тяжелом рабочем режиме;

в) номинальному току электродинамической стойкости:

симметричному Inol < Iдин;

ассиметричному (53)

г) номинальному току отключения:

симметричному ;

асимметричному , (54)

где βн процентное содержание апериодической составляющей в токе короткого замыкания;

д) номинальному импульсу квадратичного тока (термической стойкости)

(55);

где tз время действия релейной защиты,

tв собственное время отключения выключателя,

Та время затухания апериодической составляющей тока КЗ;

Намечаем к установке на подстанции системы и ГПП однотипные элегазовые выключатели ВГБ110У1 с встроенными трансформаторами тока.

Таблица 9 Технические характеристики

Расчетные данные Каталожные данные

Uуст=110 кВ

Imax=117,6

Intl=19,3 кА

iat=2,85 кА

Inol=19,3кА

iyl=49,13кА

Вк=31,7 кА2

Выключатель

элегазовый баковый

ВГБ110У1 Разъединитель

РНД(3)110(у)/1000У1

Uном=110 кв

Iном=2000 А

Iоткл=40 кА

iа.ном=81,2 кА

Iдин=40 кА

iдин=100 кА

Iтерм2tтерм=4800 кА2с Uном=110 кВ

Iном=1000 А

Iоткл

iа.ном

Iдин

iдин=80 кА

Iтерм2tтерм=992 кА2с

(56);

кА (57);

где с время расхождения контактов.

кА (58);

кА2•с (59);

кА2•c.

Выбор разъединителей. Их выбор схож с выбором выключателей по некоторым параметрам. Допустимый тепловой импульс для разъединителей:

кА2•c;

Таблица 10 Разъединители

Встроенный трансформатор тока

ТВ110

Для измерений Для защиты

Номинальный первичный ток, А 2000 2000

Номинальный вторичный ток, А 5 5

Наибольший рабочий первичный ток, А 2000 2000

Номинальный класс точности для номинальных токов: 1000 А

2000 А

0,50

0,20

10Р

10Р

Номинальная вторичная нагрузка cosφ =0,8

В•А 30 30

Номинальная предельная краткость 25 25

Ток термической стойкости, кА 50

Время протекания тока термической стойкости, с 3

Утечка элегаза в год, % от массы, не более 1

Выбор и проверка выключателей на вводе ГПП.

На вводе ГПП выключатель и разъединитель выбираем аналогичными тем, которые приведены в таблице 9.

Выбор трансформатора тока на каждом присоединении.

Трансформаторы тока используем встроенные и выключатель «ВГБ110У1» ТВ110 и дополнительные расчеты на динамическую и термическую стойкость не производим.

К обмотке трансформатора тока класса 0,5 на подстанции системы включены многофункциональные трехфазные счетчики электроэнергии А2 АЛЬФА Плюс предназначены для:

• Учета активной и реактивной энергии в трехфазных цепях переменного тока трансформаторного или прямого включения, в одно и многотарифных режимах:

• Использования в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) и передачи измеренных или вычисленных параметров на диспетчерский пункт по контролю, учету распределенной электрической энергии;

• Измерения и отображения дополнительных параметров трехфазной электрической сети (токов, напряжений, частоты углов сдвига фаз, коэффициента искажения синусоидальности кривых тока и напряжений, гармонического состава кривых тока и напряжения).

Счетчики А2 АЛЬФА Плюс имеют возможность измерять и отображать некоторые параметры качества электроэнергии.

Счетчики подключаются к АСКУЭ предприятия через радиоканал и обрабатываются с помощью программного комплекса «Power Plus».

Защита подключается к обмотке класса 10Р.

От атмосферных и коммутационных перенапряжений устанавливаем ограничители перенапряжений ОПН110У1 с Uном=110 кВ. В нейтрали трансформаторов устанавливаем ограничители перенапряжений. ОПНУ110/56 они предназначены для защиты нейтрали трансформаторов от коммутационных перенапряжений при отключенном положении заземляющих ножей в нейтрали трансформатора.

Так, как воздушные линии 110 кВ используются в качестве линий связи, для недопущения проникновения на подстанцию высоких частот используем высокочастотные заградители

ВЗ6300,5У1 с Iном=630 А> Imax=293,926А, Uном=110…500 кВ.

Iтерм2tтерм=162•1=256 кА2•с;

Iтерм2tтерм >Вк=60,54 кА2•с;

Для осуществления этой связи устанавливаем конденсаторы связи СМ100/30,0064У1 с

Uном=64 кВ (допустимо), Сном=0,0064 мкФ.

Расчет техникоэкономических показателель схемы внешнего электроснабжения

Техниокэкономические показатели трансформаторов энергосистемы не рассматриваются – учитываются только коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы, воздушные и кабельные линии до ГПП, вводные коммутационные аппараты ГПП и понижающие трасформаторы (для ГПП).

Годовые приведенные затраты находятся по выражению

(60)

где, общие ежегодные отчисления от капитальных вложений,

, (61)

,

, для ВЛ ВЛ

, для другого оборудования др. оборудование

сумма капитальных затрат i – группы одинаковых элементов

стоимость годовых потерь электроэнергии, руб.

Уущерб от перерывов электроснабжения, т.к. рассматриваются равнонадежные варианты показатель У из расчетов исключается.

(62)

где, удельная стоимость потерь электроэнергии

(63)

основная ставка тарифа,

стоимость одного электроэнергии,

поправочный коэффициент,

Для определения числа максимальных потерь необходимо восстановить график нагрузок предприятия (годовой график нагрузок предприятия)

Таблица 11

Р,% 100 95 85 76 47 38

Р, МВт 19,02 18,1 16,2 14,5 8,9 7,2

800 1800 1600 2900 900 500

(64)

Выбор электрооборудования на напряжение 35 кВ

На ГПП установлено два трансформатора ТДН16000/35.

Потери активной и реактивной мощности и энергии в трансформаторе:

Тг=8760 ч – годовое число часов работы предприятия

Тм=7000 ч – годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки.

τ=5948 ч – годовое число часов максимальных потерь.

Определим параметры линии электропередач от подстанций энергосистемы до ГПП предприятия. Нагрузка в конце линии:

Расчётный ток одной цепи линии напряжением 110 кВ:

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

Iп=2Iр.л.=2*156,9=313,8 А

Сечение проводов по экономической плотности тока:

Fэ= мм2

jэ=1,2 – экономическая плотность тока, А/мм2

Выбираем ближайшее стандартное сечение. Провод АС120/19 имеет длительно допустимый ток Iдоп=319 А

r0=0,249 Ом/км, x0=0,427 Ом/км

Потери активной энергии в проводах за год:

Сечение также проходит проверку по условию не возникновения коронного разряда (минимальное сечение проводника 70 мм2).

Для выбора электрооборудования в схеме электроснабжения необходимо определить ток КЗ (короткого замыкания) в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводах ГПП. Схемы расчета токов КЗ изображены на рис.3. При напряжении 110 кВ мощность короткого замыкания Skl = 800 МВА, а базисная мощность Sб=1000 МВА.

Рисунок 5

Сопротивление системы:

о.е.

Сопротивление линии:

о.е.

Значение тока 3х фазного КЗ:

кА

Ударный ток:

кА

где Kу ударный коэффициент /5/;

Ток КЗ в точке 2:

Ударный ток:

кА;

Выберем коммутационную аппаратуру в начале линии (на подстанции энергосистемы) и на ГПП. Для схемы внешнего электроснабжения с напряжением 35 кВ устанавливаем следующее оборудование.

Выбор выключателей в начале линии (на подстанции энергосистемы). Выбор и проверка выключателей производится по следующим параметрам:

а) номинальному напряжению Uс < Uном,

б) номинальному току Iраб.утяж < Iном,

где Iраб. утяж рабочий ток выключателя в наиболее тяжелом рабочем режиме;

в) номинальному току электродинамической стойкости:

симметричному Inol < Iдин;

ассиметричному

г) номинальному току отключения:

симметричному ;

асимметричному ,

где βн процентное содержание апериодической составляющей в токе короткого замыкания;

д) номинальному импульсу квадратичного тока (термической стойкости)

где tз время действия релейной защиты,

tв собственное время отключения выключателя,

Та время затухания апериодической составляющей тока КЗ;

Намечаем к установке на подстанции системы и ГПП однотипные элегазовые выключатели ВГБ110У1 с встроенными трансформаторами тока.

Таблица 12 Технические характеристики

Расчетные данные Каталожные данные

Uуст=35 кВ

Imax=359,5

Intl=12,5 кА

iat=1,8 кА

Inol=12,5кА

iyl=31,8кА

Вк=29,688 кА2

Выключатель

элегазовый баковый

ВГБЭ35 Разъединитель

РНД(3)35(у)/1000У1

Uном=35 кв

Iном=630 А

Iоткл=12,5 кА

iа.ном=23,1 кА

Iдин=12,5 кА

iдин=80 кА

Iтерм2tтерм=468,75 кА2с Uном=35 кВ

Iном=1000 А

Iоткл

iа.ном

Iдин

iдин=63 кА

Iтерм2tтерм=2500 кА2с

кА

где с время расхождения контактов.

кА

кА2•с

Выбор разъединителей. Их выбор схож с выбором выключателей по некоторым параметрам. Допустимый тепловой импульс для разъединителей:

кА2•c;

Таблица 13 Разъединители

Встроенный трансформатор тока

ТВ3510 У2

Для измерений Для защиты

Номинальный первичный ток, А 600 600

Номинальный вторичный ток, А 5 5

Номинальный класс точности для номинальных токов:

0,5

10Р

Номинальная вторичная нагрузка cosφ =0,8 В•А 30

Номинальная предельная краткость 10

Ток термической стойкости, кА 40

Время протекания тока термической стойкости, с 3

Утечка элегаза в год, % от массы, не более 1

Выбор и проверка выключателей на вводе ГПП.

На вводе ГПП выключатель и разъединитель выбираем аналогичными тем, которые приведены в таблице 9.

Выбор трансформатора тока на каждом присоединении.

Трансформаторы тока используем встроенные и выключатель «ВГБЭ35» ТВ3510 У2 и дополнительные расчеты на динамическую и термическую стойкость не производим.

К обмотке трансформатора тока класса 0,5 на подстанции системы включены многофункциональные трехфазные счетчики электроэнергии А2 АЛЬФА Плюс предназначены для:

• Учета активной и реактивной энергии в трехфазных цепях переменного тока трансформаторного или прямого включения, в одно и многотарифных режимах:

• Использования в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) и передачи измеренных или вычисленных параметров на диспетчерский пункт по контролю, учету распределенной электрической энергии;

• Измерения и отображения дополнительных параметров трехфазной электрической сети (токов, напряжений, частоты углов сдвига фаз, коэффициента искажения синусоидальности кривых тока и напряжений, гармонического состава кривых тока и напряжения).

Счетчики А2 АЛЬФА Плюс имеют возможность измерять и отображать некоторые параметры качества электроэнергии.

Счетчики подключаются к АСКУЭ предприятия через радиоканал и обрабатываются с помощью программного комплекса «Power Plus».

Защита подключается к обмотке класса 10Р.

Расчет техникоэкономических показателель схемы внешнего электроснабжения

Годовые приведенные затраты находятся по выражению

где, общие ежегодные отчисления от капитальных вложений,

,

,

, для ВЛ ВЛ

, для другого оборудования др. оборудование

сумма капитальных затрат i – группы одинаковых элементов

стоимость годовых потерь электроэнергии, руб.

Уущерб от перерывов электроснабжения, т.к. рассматриваются равнонадежные варианты показатель У из расчетов исключается.

где, удельная стоимость потерь электроэнергии

основная ставка тарифа,

стоимость одного электроэнергии,

поправочный коэффициент,

Для определения числа максимальных потерь необходимо восстановить график нагрузок предприятия (годовой график нагрузок предприятия)

Таблица 14

Р,% 100 95 85 76 47 38

Р, МВт 19,02 18,1 16,2 14,5 8,9 7,2

800 1800 1600 2900 900 500

Для сравнения вариантов составим таблицу и сведем данные в нее.

Таблица 15 Результаты техникоэкономических расчетов

№ п.

П Наименование оборудования Единица измерения количество Стоимость единицы, тыс.руб. Капиталовложения

К, тыс.руб. Отчисления Е о.е. Затраты

КЕ

тыс. руб. Потери электроэнергии

∆ А кВт•ч

Стоимость потерь электроэнер

гии Со

руб.

Вариант 1

1 Тр ТДН 16000/110 шт 2 2650,2 5300,4 0,194 1029,79 559689,9 839534,85

2 Двухцепная линия АС70/10, 110 кВ км 5 690,756 3453,779 0,149 514,613 226239,6 339359,4

3 Выключатель ВГБ110У1 шт 4 1125 4500 0,194 874,5

4 Разъединитель РНД(З).2110(У)1000У1 шт. 6 74,889 449,334 0,194 88,671

5 Разъединитель РНД(З).1110(У)1000У1 шт 2 80 160 32,54 32,54

6 ОПН110У1 шт 6 32,05 192,3 0,194 38,806

7 ОПНУ110/56 шт 2 31,16 62,32 0,194 7,24

8 ЗОН шт 2 16,154 32,308 0,194 7,46

Итог по варианту: 5815,08 785929,5 1178894,25

Вариант 2

1 Тр ТДН 16000/35 шт 2 1716 3432 0,194 741,31 550689,9 787486,6

2 Двухцепная линия АС120/19, 35 кВ км 5 747,735 3738,675 0,149 558,423 1093798,8 1564132,3

3 Выключатель ВГБЭ35 шт 4 450 1800 0,194 350,63

4 Разъединитель РНД(З).235(У)1000У1 шт. 6 65 390 0,194 77,09

5 Разъединитель РНД(З).1110(У)1000У1 шт 2 60 120 0,194 24,71

6 ОПНП35/40 УХЛ1 шт 6 12,2 73,2 0,194 15,631

Затраты по варианту: 1767,794 1644488,7 2351618,9

С учетом затрат и стоимости потерь выберем электроснабжение предприятия на напряжение 35 кВ.

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 техникоэкономические показатели, в первую очередь приведенные затраты, которые рассчитываются как для сети, так и для понижающих подстанций.

Принимаем напряжение внутреннего электроснабжения предприятия на напряжение 10 кВ.

5.2 Построение схемы внутреннего электроснабжения предприятия

Схемы распределения электроэнергии от главной понизительной подстанции до распределительных пунктов на напряжение 10 кВ применяем магистральные или .Схема представлена на рисунке 5.

5.3 Конструктивное выполнение электрической сети

Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величины электрических нагрузок, их размещения, плотности застройки предприятия, конфигурации, технологических, транспортных и других коммуникаций, типа грунта на территории предприятия.

Выбираем прокладку кабелей в траншее как очень простой и экономически выгодный способ, применяемый при прокладке до шести кабелей. С учетом отсутствия растягивающих усилий в грунте и низкой коррозионной активности для прокладки используем кабель марки ААШвУ.

5.4. Расчет питающих линий

Сечение кабелей напряжением 10 кВ. определяем по экономической плотности тока и проверяем по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий его прокладки, по току перегрузки, потери напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания. Все результаты расчетов приведены в таблице 8.

Таблица 16 Выбор кабелей.

N п/п Конечные пункты кабельной линии Рр,кВт Qр,квар Sрк,кВА Iрк, А на один кабель Fэ, мм2 Fнорм., мм2 Тип кабеля Количество Способ прокладки

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Нагрузка 0,4кВ

1 ТП2 НРП1 333,9 236,4 409,1 590,5 295,3 246,0 150 2//2 ААШвУ 4 в траншее/ лотках

2 ТП2 НРП2 376,6 203,1 427,9 617,6 308,8 257,3 185 2//2 ААШвУ 4 в траншее/ лотках

3 ТП8 НРП3 149,4 114,5 188,2 271,7 135,8 113,2 150 2*ААШвУ 2 в траншее/ лотках

4 ТП16 НРП4 142,4 91,6 169,3 244,4 122,2 101,8 120 2*ААШвУ 2 в траншее/ лотках

5 ТП13 НРП5 113,7 62,1 129,6 187,0 93,5 77,9 70 2*ААШвУ 2 в траншее/ лотках

6 ТП12 – НРП6 146,8 94,8 174,7 252,2 126,1 105,1 120 2*ААШвУ 2 в траншее/ лотках

Нагрузка 10кВ

16 ГПП РП2 3306 1422 3598,9 207,8 173,2 120 2//2 ААШвУ 4 в траншее

17 РП2 ТП1 601,2 479,4 768,9 44,4 37,0 25 2*ААШвУ 2 в траншее

18 РП2 ТП2 572,4 362,7 677,6 39,1 32,6 25 2*ААШвУ 2 в траншее

19 РП2 ТП3 192 68,8 203,9 11,8 9,8 16 2*ААШвУ 2 в траншее

20 РП2 ТП4 521,5 269,2 586,9 33,9 28,2 16 2*ААШвУ 2 в траншее

21 РП2 ТП5 789 632,7 1011,3 58,4 48,7 50 2*ААШвУ 2 в траншее

22 РП2 СД 1260 781 1482,4 85,6 21,4 17,8 16 ААШвУ 4 в лотках

23 ГПП ТП6 1223 980,5 1567,1 90,5 75,4 35 2*ААШвУ 2 в траншее

24 ГПП ТП8 957,7 818,2 1259,6 72,7 60,6 16 2*ААШвУ 2 в траншее

25 ТП8 ТП7 221,9 143,6 264,3 15,3 12,7 16 2*ААШвУ 2 в траншее

26 ГПП ТП9 616,3 478,5 780,2 45,1 37,6 35 2*ААШвУ 2 в траншее

27 ГППТП15 1131 903,1 1447,3 83,7 69,7 95 2*ААШвУ 2 в траншее

28 ТП15 ТП16 858,8 629,7 1064,9 61,6 51,3 50 2*ААШвУ 2 в траншее

29 ТП16 ТП14 349 245,4 426,6 24,7 20,5 16 2*ААШвУ 1 в траншее

30 ГПП ТП13 425,1 336,3 542,0 31,3 26,1 16 2*ААШвУ 2 в траншее

31 ГПП РП1 3089 2198 3791,6 219,2 182,6 120 2//2 ААШвУ 4 в траншее

32 РП1 ТП10 788,2 651,9 1022,8 59,1 49,3 50 2*ААШвУ 2 в траншее

33 РП1 ТП17 220,9 160,5 273,0 15,8 13,1 16 2*ААШвУ 2 в траншее

34 РП1 ТП12 298,5 186,9 352,2 20,4 17,0 16 2*ААШвУ 2 в траншее

35 РП1 АД1 1638 1015 1927,1 111,4 27,8 23,2 16 ААШвУ 4 в траншее/ лотках

36 РП1 АД2 1125 843,8 1406,3 81,3 13,5 11,3 16 ААШвУ 6 в траншее/ лотках

37 РП1 ТП11 400,2 269,9 482,7 27,9 23,3 16 ААШвУ 1 в траншее

Продолжение Таблица 16

Конечные пункты кабельной линии Нагрузка на кабель Iдоп, А Кп, о.е. Кt, о.е. I`доп, А КАВ, о.е. I`АВ, А l, км ro, Ом/км хo, Ом/км ∆U%

норм. п/ав

12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Нагрузка 0,4кВ

ТП2 НРП1 295,3 590,5 610 0,8 0,9 439,2 1,2 527,0 0,046 0,208 0,079 2,54

ТП2 НРП2 308,8 617,6 690 0,8 0,9 496,8 1,2 596,2 0,06 0,208 0,079 3,52

ТП8 НРП3 135,8 271,7 305 0,9 0,9 247,1 1,2 296,5 0,092 0,894 0,088 8,27

ТП16 НРП4 122,2 244,4 270 0,9 0,9 218,7 1,2 262,4 0,065 0,208 0,079 1,50

ТП13 НРП5 93,5 187,0 200 0,9 0,9 162,0 1,2 194,4 0,098 0,208 0,079 1,74

ТП12 НРП7 126,1 252,2 270 0,9 0,9 218,7 1,2 262,4 0,076 0,208 0,079 1,80

Нагрузка 10кВ

ГПП РП2 207,8 415,6 480 0,8 0,9 345,6 1,2 414,7 0,211 0,258 0,081 0,41

РП2 ТП1 44,4 88,8 90 0,75 0,9 60,8 1,2 72,9 0,098 1,24 0,099 0,08

РП2 ТП2 39,1 78,2 90 0,75 0,9 60,8 1,2 72,9 0,144 1,24 0,099 0,11

РП2 ТП3 11,8 23,5 75 0,9 0,9 60,8 1,2 72,9 0,049 1,94 0,113 0,02

РП2 ТП4 33,9 67,8 75 0,8 0,9 54,0 1,2 64,8 0,06 1,94 0,113 0,06

РП2 ТП5 58,4 116,8 140 0,75 0,9 94,5 2,2 207,9 0,184 0,62 0,09 0,10

РП2 СД 21,4 75 0,8 0,9 54,0 1,2 64,8 0,054 1,94 0,113 0,13

ГПП ТП6 90,5 90,5 115 0,8 0,9 82,8 1,2 99,4 0,149 0,89 0,095 0,18

ГПП ТП8 72,7 75 0,8 0,9 54,0 1,2 64,8 0,16 1,94 0,113 0,312

ТП8 ТП7 15,3 75 0,9 0,9 60,8 1,2 72,9 0,171 1,94 0,113 0,076

ГПП ТП9 45,1 90,2 115 0,8 0,9 82,8 1,2 99,4 0,081 0,89 0,095 0,048

ГППТП15 83,7 167,3 205 0,75 0,9 138,4 1,2 166,1 0,141 0,326 0,083 0,063

ТП15 ТП16 61,6 123,1 140 0,9 0,9 113,4 1,2 136,1 0,106 0,62 0,09 0,062

ТП16 ТП14 24,7 75 1 0,9 67,5 1,2 81,0 0,095 1,94 0,113 0,067

ГПП ТП13 31,3 62,7 75 0,75 0,9 50,6 1,2 60,8 0,336 1,94 0,113 0,290

ГПП РП1 219,2 438,3 480 0,75 0,9 324,0 1,2 388,8 0,157 0,62 0,09 0,664

РП1 ТП10 59,1 118,2 140 0,9 0,9 113,4 1,2 136,1 0,117 0,62 0,09 0,064

РП1 ТП17 15,8 31,6 75 0,8 0,9 54,0 1,2 64,8 0,1409 1,24 0,099 0,041

РП1 ТП12 20,4 40,7 75 0,8 0,9 54,0 1,2 64,8 0,19 1,94 0,113 0,114

РП1 АД1 27,8 27,8 75 0,78 0,9 52,7 1,2 63,2 0,068 1,94 0,113 0,223

РП1 АД2 13,5 13,5 75 0,78 0,9 52,7 1,2 63,2 0,103 1,94 0,113 0,235

РП1 ТП11 27,9 75 0,8 0,9 54,0 1,2 64,8 0,0921 1,94 0,113 0,074

Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:

Iр.к = , (65)

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

Сечение кабельной линии, определяется по экономической плотности тока:

Fэ = (66)

где jэ – экономическая плотность тока, зависящая от типа кабеля и продолжительности максимальной нагрузки [8]. jэ = 1,2 А/мм2

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

> (67)

где Кп – поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [8];

Kt – поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель [8];

Nк число параллельно прокладываемых кабелей.

Допустимая перегрузка кабеля в послеаварийном режиме:

> (68)

где КАВ – коэффициент перегрузки

Потеря напряжения в кабельной линии определяется по формуле:

(69)

где Рр, Qp расчетная активная и реактивная нагрузки.

xо, rо удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля, Ом/км [8].

6. Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов КЗ производим для выбора высоковольтных и низковольтных аппаратов, шин, кабелей и другого электрооборудования системы электроснабжения группы цехов основного производства химического завода При этом достаточно рассмотреть ток трехфазного КЗ в характерных точках СЭС предприятия и определить периодическую составляющую этого тока для наиболее тяжелого режима работы сети. Учет апериодической составляющей производится приближенно, допускается, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой точке электрической сети.

Для расчета токов КЗ составляем исходную расчетную электрическую схему, на которой показываем источники питания КЗ.

При расчётах для определения токов КЗ рассматриваем вероятный режим, при котором воздействие токов КЗ на СЭС является наиболее тяжелым. Таким характерным режимом является состояние схемы электроснабжения, когда один из трансформаторов ГПП отключен для проведения профилактических мероприятий или аварийного ремонта и включены секционные выключатели 10 кВ ГПП, все электроприёмники питаются от одного трансформатора.

Принципиальная электрическая схема СЭС ПП изображена на рис.7. Её схема замещения для расчёта токов КЗ на рис. 8. Токи КЗ в точках К1 и К2 были рассчитаны нами ранее при выборе оборудования схемы внешнего электроснабжения без учета подпитки от высоковольтных синхронных двигателей, установленных на стороне низшего напряжения ГПП для упрощения расчетов.

Рисунок 6 Электрическая схема для расчета токов к.з.

Для выбора электрооборудования СЭС предприятия производим расчет токов к.з. в следующих точках:

К1 и К2 – в схеме внешнего электроснабжения;

К3 – в распределительном устройстве напряжением 10 кВ ГПП;

К4 – в электрической сети напряжением 0,4 кВ.

Расчет токов к.з. в точках К1 и К2 проводился в разделе «Техникоэкономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия».

В подпитке точки К3 участвуют все синхронные двигатели, подключенные ко всем секциям шин 10 кВ. По найденному значению токов КЗ в данной точке производится выбор всего электрооборудования схемы внутреннего электроснабжения напряжением 10 кВ предприятия.

При определении тока КЗ в точке К4 в качестве источника рассматривается только энергосистема, а подпитка от электродвигателей напряжением 10 кВ не учитывается. По току КЗ производим выбор только вводных и секционных выключателей, устанавливаемых на стороне НН 0,4 кВ цеховых ТП. Выбор электрооборудования РПН напряжением 0,4 кВ выбирается только по токам нагрузки в нормальном и утяжеленном режимах.

Определим токи КЗ в точках К3 и К4.

Расчет токов к.з. в точке К3. Сопротивление трансформатора главной понизительной подстанции:

Х3 = о.е. (70)

Сопротивление кабельной линии от ГПП до ТП15 кабелем ААШвУ 2*3х95 длиной Lкл=141 метров:

(71)

Сопротивление трансформатора ТП15:

(72)

Сопротивление кабельной линии до ТП15 до ТП16 кабелем ААШвУ 2*3х50 длиной Lкл=106 метров:

Сопротивление трансформатора ТП16:

Сопротивление кабельной линии до ТП16 до ТП14 кабелем ААШвУ 2*3х16 длиной Lкл=95 метров:

Сопротивление трансформатора ТП14:

(73)

(74)

Хтр = (75)

Хтр =

(76)

Сопротивление каждой из двух кабельных линий ГППРП2 (2 ААШвУ 120×3, длина 211 м):

Найдём сверхпереходные сопротивления двигателей.

Принимаю что синхронные двигатели с мощностью 0,63 Мвар каждый это также двигатели СД с η = 0,9, т. к. к каждой сборной шине РП2 подключено по 2 таких двигателя и это одинаковые источники одинаковой мощности одинаково удалённые от точки КЗ то их можно объединить в один эквивалентный, при этом их сопротивления складываются параллельно.

(77)

Сопротивление каждой из двух кабельных линий ГППРП1 (2 ААШвУ 50×3, длина 157 м):

Принимаю что асинхронные двигатели с мощностью 0,63 Мвар и 0,25 Мвар каждый это также двигатели АСД с η = 0,8, т. к. к каждой сборной шине РП1 подключено по 2 таких двигателя (Р=0,63 Мвар) и 3 двигателя по 0,25 Мвар и это одинаковые источники одинаковой мощности одинаково удалённые от точки КЗ то их можно объединить в один эквивалентный, при этом их сопротивления складываются параллельно.

(78)

Сопротивлениями кабелей от распредпункта до асинхронных двигателей пренебрегаем.

Согласно методике расчёта ЭДС системы принимаю равным 1, ЭДС синхронных и асинхронных двигателей 1,1.

После ряда преобразований схемы замещения получаем эквивалентные сопротивление и ЭДС в точке 3: Xэдв = 1,3186; Eдв = 1,1; Xэ.к сист= 0,847; Eс = 1.

К.З. в точке К1

Токи КЗ а точке К1 и точке К2 были просчитаны нами ранее при выборе оборудования схемы внешнего электроснабжения.

Uср=35 кВ; Iк1=Iпо=Int=12,5 кА

Iу=31,8 кА

Ia.t =1,8 кА

Sк.ст= 756,88МВА

К.З. в точке К2

Uср=35 кВ Iк1=Iпо=Int=5,3 кА

Iу=13,5 кА

Ia.t = 0,61кА

Sк.ст= 320,9МВА

К.З. в точке К3

Uср=10,5

Х13= Х1 + Х2 + Х3

=0,26+0,15+6,563=6,973

Iу=19,88

Ia.t = 2,933кА

Sк.ст=106,8 МВА

К.З. в точке К4

Uс=0,4 кВ

Хэ= Х13 +Хэ.с.+Хэ.ДВ=6,973+0,106+0,101=

Iу=12,4

Ia.t = 1,1кА

Sк.ст=60,95 МВА

Все результаты расчетов приведены в таблице 17.

Таблица 17 Мощность и токи коротких замыканий

Расчетная точка Напряжение Uср расчетной точки, кВ Токи, кА Мощность к.з. ступени

Sк.ст= ∙Ucp∙Ino, MBA

Iпо Iпt iу

К1 35 12,5 12,5 31,8 756,88

К2 35 5,3 5,3 13,5 320,9

К3 10,5 7,89 7,89 19,88 143,32

К4 0,4 4,92 4,92 12,4 3,34

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% (79)

Sтсн = 16000∙ 0,005 = 80 кВА

Принимаем к установке ТМ100, который присоединяется к шинам 10 кВ через предохранители, так как Sтсн < 315А.

Ток предохранителя:

Iп = (80)

Iп = А

Устанавливаем предохранитель типа: ПКТ10110831.5У3

7.2 Выбор типа распределительных устройств на низкой стороне главной

понизительной подстанции, выключателей, трансформаторов тока и напряжения

I. 1. Распределительное устройство на 10 кВ принимаем комплектным из шкафов серии К104м (Iном=1000А.). Ячейка комплектуется следующим оборудованием:

выключатели серии ВЭ 1020/1000У3;

трансформаторы тока ТЛК10У38000,5/10Р;

трансформаторы напряжения 3×ЗНОЛ 09.10;

трансформатор тока нулевой последовательности ТЗЛМ.

2. Выбор трансформаторов тока на вводе в распределительное устройство 10 кВ главной понизительной подстанции приведен в таблице 14 [8].

Таблица 18 Выбор трансформаторов тока

Расчетные данные Каталожные данные

Трансформатор тока

ТЛК10У3/800/0,5/Р

Uуст=10 кВ;

Imax=707А;

iу=13,2 кА;

Вк=64 кА2с; Uном=10 кВ;

Iном=800 А;

iдин=81 кА;

Iтерм2•tоткл=2976,8 кА2с

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

Рисунок 8. 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 19 Нагрузка трансформаторов тока

Наименование приборов Потребляемая мощность, ВА На каких фазах располагаются

Амперметр

ЭА 0702 4000/5А 0,5 А, В, С

Ваттметр Д365 0,5 А, С

Счетчик

СЭТ3р0107А(акт.,реакт.) 0,2 А, С

Суммарную мощность берем для наиболее загруженной фазы, фазы А

Sприб=2×0,5+0,2=1,2 ВА. (81)

Сопротивление приборов: Ом,

где Iном2 вторичный ток ТТ, А;

Сопротивление соединительных проводов

Ом, (82)

где Rк сопротивление контактов, Ом;

Наименьшее допустимое сечение проводов:

мм2, (83) где ρ удельное сопротивление алюминиевого кабеля,

Lрасч длина контрольного кабеля м;

Принимаем по условию механической прочности контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением F=4 мм2.

3. Для питания релейной защиты и измерительных приборов, имеющих катушку напряжения, используются трансформаторы напряжения (ТН), устанавливаемые в свои отдельные ячейки. 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 20.

Таблица 20

Наименование прибора Потребляемая мощность,

ВА Число обмоток cos sin Количество приборов Потребляемая активная мощность, Вт Потребляемая реактивная мощность, Вар

Вольтметр

(вводы) Э350 3 1 1 0 1 3 0

Ваттметр Д365 3 2 1 0 1 6 0

Счетчик СЭТ3р0107А (акт., реакт.) 4 2 0,38 0,93 6 18,24 44,64

Сумма 14 27,24 44,64

Суммарная мощность, потребляемая приборами:

ВА . (84)

S>Sсуммарная,

Мощности выбранных трансформаторов напряжения (50вар на каждую фазу т.е. 150вар в сумме) хватает для питания приборов.ТН подключаются к шинам ГПП через предохранитель. Примем к установке предохранитель ПКН00110УЗ с Uном=10 кВ Umax=12 кВ.

Внутренне электроснабжение на предприятии выполнено как по радиальным, так и по магистральным схемам и для подключения цеховых ТП к линии (магистрали) устанавливаются выключатели нагрузки и предохранители. Выберем выключатели и предохранители для каждой ТП, подключенной по магистральной схеме. Условия выбора следующие:

1. Предохранители выбираются:

по напряжению установки Uуст≤Uном;

по току Iраб.утяж.≤ Iном;

по конструкции и роду установки;

по току отключения Iк ≤ Iоткл.п (Iоткл.п предельно отключаемый ток).

2. Выключатель нагрузки выбирается по тем же условиям, что и обычные выключатели. Результаты выбора сводим в таблицу 24.

Таблица 24

Номер

ТП Sн тр

кВА Uн,

кВ Iр,

А Iутяж,

А Тип выключателя нагрузки Тип предохранителя

14 853 10 24,7 49,4 ВН10/40020У3 ПКТ102105012,5 У3

15 772 10 83,7 167,4 ВН10/40020У3 ПКТ1041020012,5 У3

16 1277 10 61,6 123,2 ВН10/40020У3 ПКТ1041016020 У3

8 1996 10 72,7 145,4 ВН10/40020У3 ПКТ1041016020 У3

7 529 10 15,3 30,6 ВН10/40020У3 ПКТ102105012,5 У3

.

В обозначениях выключателей нагрузки приняты следующие параметры, например для ТП16 ВН10/40020У3: В выключатель, Н нагрузки, 10 номинальное напряжение кВ, 400 номинальный ток, А, 20 ток сквозного КЗ, кА, УЗ климатическое исполнение (умеренный климат). Выключатель нагрузки автогазовый с пружинным приводом местного или дистанционного управления. В обозначениях предохранителей приняты обозначения: ПКТ1041016020УЗ П предохранитель, К с кварцевым наполнителем, Т для силовых трансформаторов, 104 конструктивное исполнение контакта, 10 номинальное напряжение, кВ, 160 номинальный ток предохранителя, А, 20 номинальный ток отключения, кА, УЗ климатическое исполнение (умеренный климат).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 ПКН00110У3 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 20.

Таблица 21 Выключатели 10 кВ

конечные пункты кабельных линий Iрас, А Iп/ав, А Uн,кВ Iпо,кА Iу,кА Тип выключателя Тип ТТ

ГПП РП2 207,8 415,6 10 4.24 13,2 ВВЭ1031,5/1000У3 ТЛК103000,5/10Р

РП2 ТП1 44,4 88,8 10 4.24 13,2 ВВЭ1031,5/1000У3 ТЛК10500,5/10Р

РП2 ТП2 39,1 78,2 10 4.24 13,2 ВВЭ1031,5/1000У3 ТЛК10500,5/10Р

РП2 ТП3 11,8 23,5 10 4.24 13,2 ВВЭ1031,5/1000У3 ТЛК10500,5/10Р

РП2 ТП4 33,9 67,8 10 4.24 13,2 ВВЭ1031,5/1000У3 ТЛК10500,5/10Р

РП2 ТП5 58,4 116,8 10 4.24 13,2 ВВЭ1031,5/1000У3 ТЛК10750,5/10Р

РП2 СД 21,4 10 4.24 13,2 ВВЭ1031,5/1000У3 ТЛК10500,5/10Р

ГПП ТП6 90,5 10 4.24 13,2 ВВЭ1031,5/1000У3 ТЛК101000,5/10Р

ГПП ТП8 72,7 10 4.24 13,2 ВВЭ1031,5/1000У3 ТЛК10750,5/10Р

ТП8 ТП7 15,3 10 4.24 13,2 ВВЭ1031,5/1000У3 ТЛК10500,5/10Р

ГПП ТП9 45,1 90,2 10 4.24 13,2 ВВЭ1031,5/1000У3 ТЛК10500,5/10Р

ГППТП15 83,7 167,3 10 4.24 13,2 ВВЭ1031,5/1000У3 ТЛК101000,5/10Р

ТП15 ТП16 61,6 123,1 10 4.24 13,2 ВВЭ1031,5/1000У3 ТЛК10750,5/10Р

ТП16 ТП14 24,7 10 4.24 13,2 ВВЭ1031,5/1000У3 ТЛК10500,5/10Р

ГПП ТП13 31,3 62,6 10 4.24 13,2 ВВЭ1031,5/1000У3 ТЛК101000,5/10Р

ГПП РП1 219,2 438,3 10 4.24 13,2 ВВЭ1031,5/1000У3 ТЛК103000,5/10Р

РП1 ТП10 59,1 118,2 10 4.24 13,2 ВВЭ1031,5/1000У3 ТЛК10750,5/10Р

РП1 ТП17 15,8 31,6 10 4.24 13,2 ВВЭ1031,5/1000У3 ТЛК10500,5/10Р

РП1 ТП12 20,5 40,7 10 4.24 13,2 ВВЭ1031,5/1000У3 ТЛК10500,5/10Р

РП1 АД1 27,8 10 4.24 13,2 ВВЭ1031,5/1000У3 ТЛК10500,5/10Р

РП1 АД2 13,5 10 4.24 13,2 ВВЭ1031,5/1000У3 ТЛК10500,5/10Р

РП1 ТП11 27,9 10 4.24 13,2 ВВЭ1031,5/1000У3 ТЛК10500,5/10Р

Выбор выключателей, установленных на вводе в комплектные распределительные устройства, представлен в таблице 20 [8].

Осуществим проверку выбранных ТТ на электродинамическую и термическую стойкости при КЗ (данные берем для ТТ с наименьшим Iном, ТТ с большими токами проходят проверку тем более). Например ТТ на отходящей кабельной линии ТП3 ТЛК10/50/0,5/Р (10номинальное напряжение, Uном=Uустановки; 200первичный ток, Iном1>Iутяж; 0,5 и Р классы точности

Ток нагрузки в нормальном режиме

Iн = (85)

Iн = А

Максимальный (послеаварийный) ток силового трансформатора:

Imax = (86)

Imax = А

Устанавливаем вакуумный выключатель ВВЭ1031,5/1000У3

;

Iа,τ = кА;

кА;

кА2•с;

кА2•c.

Таблица 22 Проверка выключателей 10 кВ

Расчетные параметры Условия выбора Каталожные данные

ВВЭ1031,5/1000У3

Uуст = 10 кВ Uуст Uном

Uн =10 кВ

Iраб.утяж =707А Iмах Iном

Iн =1000 А

Iп,о= 11,34кА Iпо Iдин

Iдин = 31,5 кА

iуд = 13,2 кА Iуд iдин

iдин = 80 кА

Iп,τ= 11,34 кА Iп,τ Iоткл.ном

Iоткл.ном = 31,5 кА

Iа,τ = 1,37 кА Iа,τ Iа ном

Iа ном = 8,9 кА

Bк = 2977 к с

Bк тер∙tтер

тер∙tтер= 2977 к ∙с

Максимально возможный длительный ток одного из присоединений– 938 А.

Ради однотипности выбираемого оборудования на всех ячейках отходящих линий ставим такой выключатель.

Т.к. и время срабатывания выключателя ВВЭ1031,5/1000У3 отличается от времени выключателя на вводной ячейке (tв=0,05с), и на этом уровне другая ступень селективности (tрз=0,8с), термический импульс здесь отличается от теплового импульса на сборных шинах. Найдём его аналогично термическому импульсу на вводных ячейках. В результате расчётов получаем что

Для трансформаторов тока, наряду с выше приведенными проверками проводят проверку по допустимой нагрузке .

Метод расчета по условию, что Z2ном>Z2, где Z2ном=0,4 Ом номинальная вторичная нагрузка, при которой гарантируется класс точности и предельная кратность, Ом; Z2 расчетная нагрузка, т.е. последовательно включенные обмотки приборов и реле, провода контакты, Ом). Определяем мощность, потребляемую приборами, подключенными к ТТ, для этого составляем табл. 22, где указываем как

и какие приборы подключаются

Таблица 23

Наименование приборов Потребляемая мощность, ВА На каких фазах располагаются

Амперметр

ЭА 0702 4000/5А 0,5 А,Б,С

Ваттметр Д365 0,5 А,С

Счетчик СЭТ3р0107А(акт.,реакт.) 0,2 А, С

Схема подключения приборов изображена на рис.7

Суммарную мощность берем для наиболее загруженной фазы, фазы А

Sприб=2×0,5+0,2=1,2 ВА. (87)

Сопротивление приборов: Ом, (88)

где Iном2 вторичный ток ТТ, А;

Сопротивление соединительных проводов

Ом, (89)

где Rк сопротивление контактов, Ом;

Наименьшее допустимое сечение проводов:

мм2, (90) где ρ удельное сопротивление алюминиевого кабеля,

Lрасч длина контрольного кабеля при включении ТТ в полную звезду, м. Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением F=4мм2.

Для кабелей напряжением 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения осуществляется проверка на термическую стойкость к токам КЗ.

Сечение термической стойкости найдём по формуле:

(91)

где С коэффициент, зависящий от вида металла жил кабеля, С=100 Ас/мм2 (для кабелей с алюминиевыми многопроволочными жилами и бумажной изоляцией);

Для упрощения расчётов не учитываем температуру кабелей до КЗ и теплоотдачу во время протекания по ним тока КЗ.

Выбираем ближайшее большее 79мм2 стандартное сечение, это 95 мм2. Все кабели для которых производится увеличение сечений по термической стойкости записываем в таблицу 24.

Таблица 24 Проверка кабелей на термическую стойкость

Кабельная линия Iк, кА tрз, с tсв, с Tа, с Вк, кА2с С, А∙

Fтс, мм2

ГППТП 4,92 0,5 0,06 0,13 16,7 100 40

ГППСД 6 0 0,06 0,13 24,8 100 49

ГППРП 6,1 1,5 0,06 0,13 62,9 100 79

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 25

Таблица 25 Поправки сечений кабелей

Конец и начало кабельной линии Fнорм., мм2 Тип кабеля Площадь термически устойчивого сечения кабеля, мм2 Тип и площадь сечения нового кабеля, мм2

РП2 ТП1 3*25 ААШвУ 50 ААШвУ 3*50

РП2 ТП2 3*25 ААШвУ 50 ААШвУ 3*50

РП2 ТП3 3*16 ААШвУ 50 ААШвУ 3*50

РП2 ТП4 3*16 ААШвУ 50 ААШвУ 3*50

ГПП ТП6 3*35 ААШвУ 50 ААШвУ 3*50

ГПП ТП8 3*16 ААШвУ 50 ААШвУ 3*50

ТП8 ТП7 3*16 ААШвУ 50 ААШвУ 3*50

ГПП ТП9 3*35 ААШвУ 50 ААШвУ 3*50

ТП16 ТП14 3*16 ААШвУ 50 ААШвУ 3*50

ГПП ТП13 3*16 ААШвУ 50 ААШвУ 3*50

ГПП РП1 3*50 ААШвУ 95 ААШвУ 3*95

РП1 ТП17 3*16 ААШвУ 50 ААШвУ 3*50

РП1 ТП12 3*16 ААШвУ 50 ААШвУ 3*50

РП1 ТП11 3*16 ААШвУ 50 ААШвУ 3*50

РП1 АД1 4*16 ААШвУ 50 ААШвУ 4*50

РП1 – АД2 6*16 ААШвУ 50 ААШвУ 6*50

РП2 СД 4*16 ААШвУ 50 ААШвУ 4*50

7.4 Выбор оборудования РП1 и РП2

Т.к. активная мощность передаваемая к РП1 (Ракт=3089кВт) и РП2 (Ракт=3306кВт) практически одинаковые, поэтому выбор оборудования для них будем производить по мощности передаваемой к РП2. Распределительный пункт (РП1) устанавливаем рядом с Литейным цехом. К нему подключаются высоковольтных асинхронные двигатели Компрессорного цеха и Здания вытяжной вентиляции, а также ТП литейного цеха, цеха стеклогранулирования, химической лаборатории №2, здания вытяжной вентиляции и насосная ОВС. РП2 устанавливается в цехе спец. вытяжка и очистка. К нему подключаются высоковольтных синхронные двигатели этого цеха и ТП, а также ТП очистных сооружений, ПВК и цеха переработки оборотов 1ой ступени. Они обеспечивают экономию средств на кабелях от ГПП и большую надёжность электроснабжения двигателей и ТП. Также на них имеется шина, для мягкого пуска асинхронных и синхронных двигателей с помощью преобразователя частоты. Выполним РП1 и РП2 в ячейках КРУ. Параметры ячеек приведены в таблице 26.

Таблица 26

Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток главных цепей,

А Номинальный ток сборных шин,

А Номинальный ток отключения выключателя,кА Эл/дина

мическая стойкость

кА/с Термическая стойкость

кА/с Габариты

(ширина, глубина, высота),

мм Вид

встраемого выключателя

10 3150 3150 20 50 20/3 1125

1300

2150 Вакуумные

Для подключения ВРП используем вводную ячейку с водным выключателем и трансформаторами тока. Принимаем к установке в ячейке выбранный ниже выключатель (табл. 27).

Таблица 27

Выбор выключателей

Расположение выключателя Наименование выключателя Расчетные параметры цепи Каталожные данные аппарата

Вводная ячейка ВВТЭ1020/630У3 Uуст=10 кВ;

Imax=219 A;

Iпо=13,43 кА;

iу=33,84 кА;

Bк=82,96 кА2с Uном=10 кВ;

Iном=630 А;

Iоткл=20 кА;

iдин=52 кА;

Iтерм2•tтерм=180 кА2с

Секционную ячейку и выключатель устанавливаем такие как и на выводах РП. Проведём проверку для выключателя ВВТЭ1020/630У3 устанавливаемого на вводной ячейке.

По напряжению установки:

Uном =10кВ; Uсети=10кВ; Uном≥Uсети;

По току в утяжелённом режиме:

(92)

По отключающей способности:

Iпо=13,43 кА; Iотклном=20 кА; Iпо≤Iотклном

По электродинамической стойкости:

iу=33,84 кА; iдин=52 кА; iу< iдин

Найдём термический импульс КЗ на вводном присоединении (время срабатывания выключателя ВВТЭ1020/630У3 tв=0,05с, ступень селективности tрз=0,4с) аналогично термическому импульсу на вводных ячейках ЗРУ найденного по формулам (108),(109),(110),(111),(112). Он равен 82,96 кА2∙с.

Допустимый термический импульс для выключателя Iтерм2•tоткл=180 кА2с.

Вк<Iтерм2откл.

Выбор ТТ на вводных и секционной ячейках представлен в таблице 28.

Таблица 28

Расчетные данные Каталожные данные

Трансформатор тока

ТЛК – 103У;Т;2;3

Uуст=10 кВ;

Iр=707А;

iу=13,2 кА;

Вк=64 кА2с; Uном=10 кВ;

Iном=600 А;

iдин=81 кА;

Iтерм2•tоткл=446,5 кА2с

Проверим выбранный ТТ на электродинамическую и термическую стойкости при КЗ. По электродинамической стойкости:

iу=13,2кА; iдин=81 кА; iу< iдин

По термической стойкости:

тепловой импульс Вк=64 кА2с; (найдено ранее при выборе выключателя);

предельный тепловой импульс: Iтерм2×tоткл=31,52×0,45=446,5 кА2с, (93)

Вк< Iтерм2•tоткл.

Проведем проверку по допустимой нагрузке (метод расчета по условию, что Z2ном>Z2, где Z2ном=0,4 Ом номинальная вторичная нагрузка, при которой гарантируется класс точности и предельная кратность, Ом; Z2 расчетная нагрузка, т.е. последовательно включенные обмотки приборов и реле, провода контакты, Ом). Определяем мощность, потребляемую приборами, подключенными к ТТ, для этого составляем (табл.29), где указываем как и какие приборы подключаются: ТТ устанавливаем на в водную ячейку.

Таблица 29

Наименование приборов Потребляемая мощность, ВА Фазы, от которых питаются токовые цепи приборов

Амперметр ЭА 0702 4000/5А 0,5 А, С

Ваттметр Д365 0,5 А, С

Счетчик СЭТ3р0107А(акт.,реакт.) 0,2 А, С

Схема подключения приборов изображена на рис. 10.

Рис. 10

Суммарную мощность берем для наиболее загруженной фазы, фазы А

Sприб=2×0,5+0,2=1,2 ВА.

Сопротивление приборов: Ом,

где Iном2 вторичный ток ТТ, А;

Сопротивление соединительных проводов

Ом,

где Rк сопротивление контактов, Ом;

Наименьшее допустимое сечение проводов:

мм2, где ρ удельное сопротивление алюминиевого кабеля,

Lрасч длина контрольного кабеля при включении ТТ в полную звезду, м; Принимаем по условию механической прочности контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением F=4 мм2.

Выбор выключателей и трансформаторов тока на отходящих присоединениях представлен в таблице 30.

Таблица 30

Присое

динения Uн,

кВ Iр,

А Iутяж,

А Iпо, кА iу,

кА Тип выключателя Тип трансформатора тока

РП1

АД 1 10 111,4 111,4 13,43 33,84 ВВТЭ1020/630У3 ТПЛ10К/150/0,5/Р

АД 2 10 111,4 111,4 13,43 33,84 ВВТЭ1020/630У3 ТПЛ10К/150/0,5/Р

ТП10 10 111,4 111,4 13,43 33,84 ВВТЭ1020/630У3 ТПЛ10К/150/0,5/Р

ТП11 10 111,4 111,4 13,43 33,84 ВВТЭ1020/630У3 ТПЛ10К/150/0,5/Р

ТП12 10 111,4 111,4 13,43 33,84 ВВТЭ1020/630У3 ТПЛ10К/150/0,5/Р

ТП17 10 111,4 111,4 13,43 33,84 ВВТЭ1020/630У3 ТПЛ10К/150/0,5/Р

РП2

ТП1 10 111,4 111,4 13,43 33,84 ВВТЭ1020/630У3 ТПЛ10К/150/0,5/Р

ТП2 10 111,4 111,4 13,43 33,84 ВВТЭ1020/630У3 ТПЛ10К/150/0,5/Р

ТП3 10 111,4 111,4 13,43 33,84 ВВТЭ1020/630У3 ТПЛ10К/150/0,5/Р

ТП4 10 111,4 111,4 13,43 33,84 ВВТЭ1020/630У3 ТПЛ10К/150/0,5/Р

ТП5 10 111,4 111,4 13,43 33,84 ВВТЭ1020/630У3 ТПЛ10К/150/0,5/Р

СД 10 111,4 111,4 13,43 33,84 ВВТЭ1020/630У3 ТПЛ10К/150/0,5/Р

Проведём проверку для выключателя ВВТЭ1020/630У3.

По напряжению установки:

Uном =10кВ; Uсети=10кВ; Uном≥Uсети;

По току в утяжелённом режиме:

По отключающей способности:

Iпо=13,43 кА; Iотклном=20 кА; Iпо≤Iотклном

По электродинамической стойкости:

iу=33,84 кА; iдин=52 кА; iу< iдин

По термической стойкости. Т.к. уставка МТЗ на этой ступени селективности равна 0с, то термический импульс КЗ будет мал. Проверять аппараты на термическую стойкость не будем.

Проведём проверку для ТТ ТПЛ10К/100/0,5/Р

По напряжению установки:

Uном =10кВ; Uсети=10кВ; Uном≥Uсети;

По рабочему току:

Iрсети = 111,4, Iном=150А. – ближайшие значение из ряда первичных токов.

По электродинамической стойоксти:

iу=13,2 кА; iдин=74,5 кА; iу< iдин

По термической стокойсти:

Bк = 64 кА2∙с (найдено ранее в (138))

Iтерм2•tоткл=14,12•0,45=89,5 кА2с,

Вк<Iтерм2tоткл.

Проверка по допустимой нагрузке (метод расчета по условию, что Z2ном>Z2, где Z2ном=0,4 Ом номинальная вторичная нагрузка, при которой гарантируется класс точности и предельная кратность, Ом; Z2 расчетная нагрузка, т.е. последовательно включенные обмотки приборов и реле, провода контакты, Ом). Определяем мощность, потребляемую приборами, подключенными к ТТ, для этого составляем табл. (табл.31), где указываем как и какие приборы подключаются:

Таблица 31

Наименование приборов Потребляемая мощность, ВА На каких фазах располагаются

Амперметр ЭА 0702 4000/5А 0,5 А, С

Ваттметр Д365 0,5 А, С

Счетчик СЭТ3р0107А(акт.,реакт.) 0,2 А, С

Схема подключения приборов изображения на рис. 11

рис. 11

Суммарную мощность берем для наиболее загруженной фазы, фазы А

Sприб=2×0,5+0,2=1,2 ВА.

Сопротивление приборов: Ом,

где Iном2 вторичный ток ТТ, А;

Сопротивление соединительных проводов

Ом,

где Rк сопротивление контактов, Ом;

Наименьшее допустимое сечение проводов:

мм2,

где ρ удельное сопротивление алюминиевого кабеля,

Lрасч длина контрольного кабеля при включении ТТ в полную звезду, м; Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением F=4 мм2.

Выберем трансформаторы напряжения подключенные к шинам РП. Приборы, подключаемые к ТН представлены в таблице 32. Выбираем два ТН, соединенные в неполный треугольник – НОЛ 0810УХЛ, параметры ТН следующие: Uном=10 кВ; класс точности 0,5; Sном=150 ВА, Sсуммарная=300 ВА;

Таблица 32

Наименование прибора Потребляемая мощность,

ВА Число обмоток Сos Sin Количество приборов Потребляемая активная мощность, Вт Потребляемая реактивная мощность, Вар

Вольтметр

Э350 3 1 1 0 1 3 0

Ваттметр 365 3 2 1 0 1 6 0

Счетчик

СЭТ3р0107А(акт.,реакт.) 4 2 0,38 0,93 3 9,12 22,32

Сумма 18 18,12 22,32

Суммарная мощность, потребляемая приборами:

вар

S<Sсуммарная,

Мощности выбранных трансформаторов напряжения достаточно для питания приборов.

Для присоединения ТН к приборам принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением F=4 мм2.

ТН подключается к шинам через предохранитель. Примем к установке предохранитель ПКТ101101020 У1 с Uном=10 кВ, Umax = 12 кВ.

8. Компенсация реактивной мощности

Оптимальный выбор средств компенсации реактивной мощности является составной частью построения рациональной СЭС ПП.

Описание схемы электроснабжения.

Внутренне электроснабжение завода осуществляется на напряжении 10 кВ. На ГПП установлены два силовых трансформатора типа ТД16000/35/10 мощностью по 16 МВ А каждый. Распределительное устройство напряжением 10 кВ ГПП имеет две секции сборных шин. Части схемы электроснабжения предприятия, питаемые соответственно от 1й и 2й секций сборных шин РУ 10 кВ ГПП, идентичны. Поэтому в дальнейшем расчет ведем на одну такую секцию шин.

На рис. 12 показана часть схемы электроснабжения основного производства химического завода, которая соединена с одной (1й) секцией сборных шин 10 кВ ГПП.

Рисунок 12

Потери реактивной мощности в одном трансформаторе ГПП . К первой секции сборных шин РУ 10 кВ подключены кабельные линии, питающие трансформаторы цеховых ТП. В таблице 34 приведены исходные данные для схемы электроснабжения, показанной на рисунке 6. Здесь обозначено:

– номинальная мощность трансформатора iй ТП;

и – реактивная нагрузка на один трансформатор iй ТП и потери реактивной мощности в нем;

– активное сопротивление трансформатора iй ТП, приведенное к напряжению 10 кВ;

– активное сопротивление iй кабельной линии.

Таблица 34

Трансформаторная подстанция Sн.тi, кВА Q1i,кВар ΔQтi, кВар Rтрi, Ом Rлi, Ом

ТП1 800 635,7 34,5 1,19 0,044

ТП2 800 805,6 34,5 1,19 0,065

ТП3 400 407,7 20,16 2,68 0,025

ТП4 800 407,9 34,5 1,19 0,031

ТП5 1000 632,1 43,4 1,22 0,075

ТП6 1600 1191,6 144,3 0,586 0,064

ТП7 400 515,2 20,16 2,68 0,088

ТП8 1000 851,3 43,4 1,22 0,082

ТП9 800 574,9 34,5 1,19 0,035

ТП10 1000 636,6 43,4 1,22 0,048

ТП11 1000 286,1 43,4 1,22 0,047

ТП12 400 325,6 20,16 2,68 0,097

ТП13 630 651,3 34,77 1,915 0,172

ТП14 800 301 34,5 1,19 0,049

ТП15 400 407,3 20,16 2,68 0,053

ТП16 630 327,8 34,77 1,915 0,043

ТП17 400 344 20,16 2,68 0,063

Синхронные двигатели, способные генерировать РМ, представлены в таблице

Таблица 35

Обозначение в схеме Тип двигателя Uн

кВ Рсд нi

кВт Qсд нi

кВар Ni

шт ni

об/мин Дli

кВт Д2i

кВт

СД СТД630 10 630 320 4 3000 2,07 3,44

Активное сопротивление трансформатора определяется по формуле:

.

Активное сопротивление кабельной линии:

.

Определение удельной стоимости потерь активной мощности.

С0 = δ ,

С0 = 1,03∙(189,3∙12∙1 + 0,95∙7100) =7142,3 руб/кВт

где =1,04 – коэффициент, учитывающий затраты, обусловленные передачей по электрическим сетям мощности для покрытия потерь активной мощности;

α = 189,3 12 = 2171,6 руб/кВт год основная ставка тарифа, руб./кВт год;

стоимость одного кВт электроэнергии, руб./кВт ч;

отношение потерь активной мощности предприятия в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям активной мощности предприятия, определяется на основании графиков нагрузок предприятия и энергосистемы.

τ =7100– время использования максимальных потерь, ч

Определение затрат на генерацию реактивной мощности отдельными источниками:

для низковольтных БК (0,4 кВ):

З1г.кн = Е∙КБКН∙ Кпр.ц + С0∙ΔРБКН = 0,223∙12000∙66+7142,3∙4 = 205185,2 руб/Мвар;

для высоковольтных БК (10 кВ):

З1г.кв = З10 = Е∙КБКВ∙ Кпр.ц + С0∙ΔРБКв =0,223∙6000∙66+7142,3∙2 =102592,6 руб/Мвар.

для синхронных двигателей:

руб/Мвар

руб/Мвар

Определение эквивалентных активных сопротивлений:

Рассмотрим последовательно эквивалентные сопротивления соответствующих ТП.

Рис. 13 – Схема замещения радиальной линии.

Рис. 14 – Схема замещения магистральной линии с двумя ответвлениями.

Рисунок 15 – Схема замещения магистральной линии с тремя ответвлениями.

Для радиальных линий (рисунок 11): Rэ1 = Rл + Rт

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

r01 = Rл1 r12 = Rл2

r1 = Rтр1 r2 = Rтр2

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

С учетом полученного, эквивалентные сопротивления присоединений ТП определяются по формулам:

Rэ1 =

Rэ2 =

Для ТП, питающихся по магистральной линии (рисунок 13) расчет эквивалентных сопротивлений проводится аналогично.

r01 = Rл1 r12 = Rл2 r23 = Rл3

r1 = Rтр1 r2 = Rтр2 r3 = Rтр3

Эквивалентная проводимость точек 1 и 2 схемы (рисунок 13) определяется по формуле:

С учетом полученного, эквивалентные сопротивления присоединений определяются по формулам:

Rэ1 =

Rэ2 =

Rэ3 =

Определим реактивные мощности источников, подключенные к первой секции шин 10 кВ ГПП.

;

;

.

Результаты расчёта мощностей Qci низковольтных БК сводим в таблицу 38.

Таблица 38

ТП Rэкв Q1,Мвар ∆Qт,Мвар Qc,Qco,Мвар Qк,квар Qк+Qc,квар Тип БК Qст,квар

Р П

ТП1 1,234 0,31785 0,0345 0,2297 0 161,5 161,5 УКЛН0,38200

50У3 200

ТП2 1,255 0,4028 0,0345 0,1350 0 0,00 0,00 0

ТП3 2,705 0,204 0,0202 0,0415 0 0,00 0,00 0

ТП4 1,221 0,204 0,0345 0,3498 0 65,25 65,25 УК10,38100УЗ 100

ТП5 1,295 0,316 0,0434 0,1951 0 316,60 316,60 УКЛН0,38450

150У3 450

ТП6 0,650 0,596 0,1443 0,3648 0 384,65 384,65 УКЛН0,38450

150У3 450

ТП7 2,923 0,258 0,0202 0,0320 0,032 0,00 0,00

ТП8 1,629 0,426 0,0434 0,0281 0,028 248,95 248,95 УКЛН0,38300

150У3 300

ТП9 1,225 0,28745 0,0345 0,2643 0 191,00 191,00 УКЛН0,38200

50У3 200

ТП10 1,268 0,3183 0,0434 0,2047 0 333,55 333,55 УКЛН0,38450

150У3 450

ТП11 1,267 0,143 0,0434 0,3804 0 126,80 126,80 УКЛН0,3815

050У3 150

ТП12 2,777 0,163 0,0202 0,0757 0 24,10 24,10 УК20,3850У3; 100

ТП13 2,087 0,326 0,0348 0,0163 0,016 10,65 10,65 УК20,3850У3; 100

ТП14 1,341 0,301 0,0345 0,2002 0 94,85 94,85 УК10,38100УЗ 100

ТП15 2,809 0,204 0,0202 0,0319 0 69,75 69,75 УК10,38100УЗ 100

ТП16 2,072 0,164 0,0348 0,1479 0 220,45 220,45 УКЛН0,38300

150У3 300

ТП17 2,743 0,344 0,0202 0,1023 0,102 0,00 0,00

Итого: 2248,10 2248,10 3000

Определение мощности высоковольтной БК, подключаемой к сборным шинам 10 кВ РП1

Рисунок 16 – Схема замещения для РП1

Определим активные мощности источников, подключенные к первой секции шин 10 кВ РП1.

Таблица 40

Трансформаторная подстанция Sн.тi, кВА Q1i,кВар ΔQтi, кВар Rтрi, Ом Rлi, Ом

ТП10 1000 636,6 43,4 1,22 0,048

ТП11 1000 286,1 43,4 1,22 0,047

ТП12 400 325,6 20,16 2,68 0,097

ТП17 400 344 20,16 2,68 0,063

Определим реактивные мощности источников, подключенные к первой секции шин 10 кВ РП1.

Результаты расчёта мощностей Qci низковольтных БК сводим в таблицу 41.

Таблица 41

ТП Rэкв Q1,Мвар ∆Qт,Мвар Qc,Qco,Мвар Qк,квар Qк+Qc,квар Тип БК Qст,квар

Р П

ТП10 1,268 0,3183 0,0434 0,2047 0 333,55 333,55 УКЛН0,38450

150У3 450

ТП11 1,267 0,143 0,0434 0,3804 0 126,80 126,80 УКЛН0,3815

050У3 150

ТП12 2,777 0,163 0,0202 0,0757 0 24,10 24,10 УК20,3850У3; 100

ТП17 2,743 0,344 0,0202 0,1023 0,102 0,00 0,00

Итого: 484,45 484,45 700

Определим мощность высоковольтной БК, подсоединяемой к с.ш. РП1

Определение мощности высоковольтной БК, подключаемой к сборным шинам 10 кВ РП2

Рисунок 17 – Схема замещения для РП2

Определим активные мощности источников, подключенные к первой секции шин 10 кВ РП2.

Таблица 42

Трансформаторная подстанция Sн.тi, кВА Q1i,кВар ΔQтi, кВар Rтрi, Ом Rлi, Ом

ТП1 800 635,7 34,5 1,19 0,044

ТП2 800 805,6 34,5 1,19 0,065

ТП3 400 407,7 20,16 2,68 0,025

ТП4 800 407,9 34,5 1,19 0,031

ТП5 1000 632,1 43,4 1,22 0,075

Определим реактивные мощности источников, подключенные к первой секции шин 10 кВ РП2.

Результаты расчёта мощностей Qci низковольтных БК сводим в таблицу 41.

Таблица 43

ТП Rэкв Q1,Мвар ∆Qт,Мвар Qc,Qco,Мвар Qк,квар Qк+Qc,квар Тип БК Qст,квар

Р П

ТП1 1,234 0,31785 0,0345 0,2297 0 161,5 161,5 УКЛН0,38200

50У3 200

ТП2 1,255 0,4028 0,0345 0,1350 0 0,00 0,00 0

ТП3 2,705 0,204 0,0202 0,0415 0 0,00 0,00 0

ТП4 1,221 0,204 0,0345 0,3498 0 65,25 65,25 УК10,38100УЗ 100

ТП5 1,295 0,316 0,0434 0,1951 0 316,60 316,60 УКЛН0,38450

150У3 450

Итого 543,35 543,35 750

Установка низковольтных БК на ТП2 и ТП3 не целесообразно (см. табл.43) т.е. принимаем

Определим реактивную мощность, генерируемую синхронными двигателями

где:

Примем, что синхронные двигатели имеют нагрузку по активной мощности тогда коэффициент допустимой перегрузки двигателя по реактивной мощности .

Найдем допустимую реактивную мощность синхронных двигателей:

Мвар

Qсд<Qcд.м Поэтому мощности синхронных двигателей не ограничиваем. Результаты сводим в таблицу 44

Таблица 44

Обозначение СД на схеме Qcд.м З1г.сд З2г.сд Rэ.сд Qсд

Мвар Руб/Мвар Руб/Мвар2 Ом Мвар

СД 0,989 6118 17520 0,192664 0,2

Определим величину реактивной мощности , потребляемой от с.ш. РП2

Определим мощность высоковольтной БК, подключаемой к с.ш. РП2.

Определение мощности высоковольтной БК, подключаемой к сборным шинам 10 кВ ГПП производим из условия баланса реактивных мощностей на сборных шинах 10 кВ ГПП:

Величина определяется как меньшее из двух величин и .

где расчетный коэффициент [ 5 ];

расчетная активная нагрузка всего завода.

расчетная индуктивная нагрузка всего завода;

Кн.р. коэффициент несовпадения реактивной мощности [ 3 ];

. Таким образом, экономически целесообразная реактивная мощность, потребляемая заводом от энергосистемы в режиме максимальных нагрузок энергосистемы, , а реактивная мощность, приходящаяся на один трансформатор ГПП,

По известным величинам реактивной мощности , передаваемой из энергосистемы предприятию, и его расчетной активной мощности определим значение коэффициента реактивной мощности , задаваемого предприятию энергосистемой:

tgφэ=

Мвар.

Значит нужно установить высоковольтные конденсаторные батареи в распределительное устройство 10 кВ на первую секцию сборных шин.

Определим расчетный .

9. Релейная защита кабельной линии

Согласно ПУЭ для кабельных линий должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

многофазных замыканий;

однофазных замыканий.

Соответственно устанавливаются следующие виды защит:

максимальная токовая защита;

защита от замыканий на землю.

Максимальная токовая защита.

Максимальная токовая защита выполняется на реле РСТ 13 с коэффициентом возврата кВ = 0,9. Реле подключаются к трансформаторам тока, которые установлены в двух фазах кабеля. Схема МТЗ приведена на рисунке 9.

МТЗ кабельной линии. Рисунок 18.

Защита от однофазных замыканий выполняется на реле УСЗ, которое подключается к трансформатору тока нулевой последовательности, установленному ниже разделки кабеля. Схема от однофазных замыканий представлена на рисунке 10.

Защита от однофазных замыканий на землю кабельной линии. Рисунок 19.

Заключение

В курсовом проекте были рассмотрены вопросы проектирования системы электроснабжения группы цехов автомобильного завода. В результате принята схема внешнего электроснабжения, для которой выбрано все электротехническое оборудование. Было рассмотрено несколько вариантов внутреннего электроснабжения и принят наиболее подходящий из них. Выбраны трансформаторы цеховых ТП с учетом надежности их электроснабжения. Так же решены вопросы с компенсацией реактивной мощности в системе электроснабжения завода путем установки в разных ее узлах батарей конденсаторов. В разделе «Релейная защита и автоматика» рассмотрена защита силового трансформатора с необходимыми пояснениями и схемами. В целом всё принятое к установке оборудование отвечает требуемой надежности, условиям окружающей среды на заводе и современным тенденциям, которые существуют в современной электротехнике.

В прилагаемой графической части изображен план завода с нанесенной на него картограммой нагрузок, кабельной разводкой внутреннего электроснабжения и цеховыми ТП. Так же изображена электрическая схема ГГП и внутреннего электроснабжения завода.

Список литературы

1. Барыбин Ю.Г. Справочник по проектированию электроснабжения. Электроустановки промышленных предприятий.М: Энергоатомиздат, 1990 576с.

2. Барыбин Ю.Г., Федоров Л.Е., Зименков М.Г. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. М: Энергоатомиздат, 1991 464с.

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

4. Ершов А.М., Петров О.А.. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебное пособие к курсовому проекту. Часть 2; − Челябинск, ЧПИ, 1987 44с.

5. Ершов А.М., Петров О.А.. Электроснабжение промышленных предприятий. Альбом схем.; − Челябинск, ЧПИ, 1988 48с.

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

7. Петров О.А. Компенсация реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий. Учебное пособие для студентовзаочников; − Челябинск: ЧПИ, 1986 49с.

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

9. Руководящие указания по расчету проводов, тросов воздушных линий электропередач; − М: Энергия, 1965.

10. Федоров А.А.. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Том 1,2. М: Энергоатомиздат, 1986, 1987 – 568,592с.

11. Федоров А.А., Попов Ю.П.. Эксплуатация электрооборудования промышленных предприятий. М: Энергоатомиздат, 1986 – 280с.