СОДЕРЖАНИЕ

ТЕХНИЧЕСКИЙ ПАСПОРТ ПРОЕКТА 7

ВВЕДЕНИЕ 8

ЗАДАНИЕ И ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ 9

1 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ 11

1.1 Расчет электрических нагрузок ремонтно-механического цеха 11

1.2 Расчет электрических нагрузок по предприятию 17

1.3 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия 20

2 ВЫБОР ЧИСЛА, МОЩНОСТИ И ТИПА ТРАНСФОРМАТОРОВ ЦЕХОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ ПРЕДПРИЯТИЯ 23

3 ВЫБОР НАПРЯЖЕНИЯ, СХЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И ТРАНСФОРМАТОРОВ ГЛАВНОЙ ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ ПРЕДПРИЯТИЯ 28

4 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ 32

4.1Определение потерь в трансформаторах. 32

4.2 Расчет линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до ГПП предприятия. 32

4.3 Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию. 34

4.4 Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП. 37

4.5 Выбор коммутационной аппаратуры – 35 кВ 38

4.6 Выбор коммутационной аппаратуры – 110 кВ 40

4.7 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения 41

5 ВЫБОР ВЕЛИЧИНЫ НАПРЯЖЕНИЯ И СХЕМЫ ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ, РАСЧЕТ ПИТАЮЩИХ ЛИНИЙ 45

5.1 Выбор напряжения 45

5.2 Построение схемы электроснабжения 45

5.3 Конструктивное выполнение электрической сети 46

5.4 Расчет питающих линий 46

6 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ 49

7 ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ СЭС ПП 59

7.1 Выбор трансформаторов собственных нужд ГПП 59

7.2 Выбор типа РУ на стороне НН ГПП, выключателей, ТТ и ТН 59

7.3 Выбор токопровода, соединяющего силовые трансформаторы ГПП и распределительное устройство напряжением 10 кВ 66

7.4 Выбор выключателей напряжением 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения и соответствующих трансформаторов тока. 66

7.5 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне высшего и низшего напряжения трансформаторных подстанций 68

8 КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ 70

9 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ВЛ 78

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 81

Внимание!

Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ работы №3471, цена оригинала 1000 рублей. Оформлена в программе Microsoft Word.

Оплата. Контакты.

ТЕХНИЧЕСКИЙ ПАСПОРТ ПРОЕКТА

1. Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1 кВ: 21 441 кВт;

2. Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением свыше 1 кВ: 22 400 кВт:

4 синхронных двигателя СТД — 4000 ( = 4000 кВт);

4 синхронных двигателя СТД — 1600 ( = 1600 кВт);

3. Категория основных потребителей по надежности электроснабжения:

Потребители 1 категории: водонасосная.

Потребители 2 категории: трубопрокатный цех №1, трубопрокатный цех №2, трубопрокатный цех №3, центральная заводская лаборатория.

Потребители 3 категории: ремонтно-механический цех, гараж, оранжерея, бытовые и цех контрольно-измерительных приборов, транспортный цех.

4. Полная расчетная мощность на шинах главной понизительной подстанции: 34 901 кВА;

5. Коэффициент реактивной мощности: расчетный =0,093, заданный энергосистемой =0,31.

6. Напряжение внешнего электроснабжения: 110 кВ;

7. Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме питающих предприятие линий: 2500 МВА

8. Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы: 1,5км, тип и сечение питающих линий: ВЛ-110 провод: АС-70/11.

9. Количество, тип и мощность трансформаторов ГПП: 2хТРДН-25000/110;

10. Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия: 10 кВ;

11. Типы принятых ячеек распределительных устройств ГПП: КУ-10М;

12. На территории устанавливаются трансформаторные подстанции с трансформаторами типа ТМЗ мощностью 1000 и 2500 кВА.

13. Тип кабельных линий: ААШв, сечения с учетом термической стойкости для 0,4кВ: 120,150, 185; для 10кВ: 50,70,150,240.

ВВЕДЕНИЕ

Цель данной работы – спроектировать систему электроснабжения трубопрокатного завода, в составе которого есть потребители электроэнергии с различным уровнем надёжности электроснабжения. СЭС как и другие объекты должны отвечать определенным технико-экономическим требованиям. Они должны обладать минимальными затратами при обеспечении всех технических требований, обеспечивать требуемую надежность, быть удобными в эксплуатации и безопасными в обслуживании, обладать гибкостью, обеспечивающей оптимальный режим эксплуатации в нормальных условиях и близкие к ним в послеаварийных ситуациях. В схеме электроснабжения для всех категорий соблюдены все необходимые положения по снабжению согласно ПУЭ.

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

Внешнее электроснабжение завода осуществляется на напряжении 110 кВ с шин районной подстанции энергосистемы, находящейся на расстоянии 1,5 км от завода. ГПП завода имеет два силовых трансформатора ТРДН — 25000/110/10, внутреннее электроснабжение выполнено на напряжении 10 кВ кабельными линиями, в котором имеем 8 цеховых трансформаторных подстанции и 5 низковольтных распределительных пунктов.

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

ЗАДАНИЕ И ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Выполнить проект электроснабжения группы цехов трубопрокатного завода в объеме, указанном в содержании. Завод расположен на Южном Урале (Челябэнерго). Генеральный план предприятия предоставлен в графической части проекта. Сведения об установленной мощности электроприемников и другие данные приведены в таблицах 1 и 2.

Расстояние от предприятия до энергосистемы 1,5 км;

Уровни напряжения на подстанции энергосистемы: 35 и 110 кВ.;

Мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы: для U1 — 700 МВА; для U2 — 2500 МВА.;

Стоимость электроэнергии по двухставочному тарифу: основная ставка 2232 руб./кВт•год для 35кВ и 2163 руб./кВт•год для 110кВ; дополнительная: 1,04 руб./кВт•ч для 35 кВ и 0,951 для 110 кВ;

Наивысшая температура: окружающего воздуха 22,8 °С; почвы ( на глубине 0,7 м.) 15,4 °С;

Коррозионная активность грунта предприятия — низкая;

Имеются блуждающие токи в грунте предприятия;

Колебаний и растягивающих усилий в грунте предприятия нет.

Таблица 1 – Исходные данные для низковольтных электроприёмников

№

п/п Наименование цеха, отделения,

участка Уст. мощность РН электроприемников

0,4 кВ, кВт Приведенное

число

электроприемников.

nЭ

Группа А Группа Б

1 Оранжерея — 495 —

2 Центральная заводская лаборатория 325 1000 23

3 Трубопрокатный цех №1 1760 1810 71

4 РМЦ — — —

5 Бытовые и цех контрольно-измерительных. приборов 65 240 4

6 Водонасосная 230 1680 11

7 Гараж 200 205 3

8 Трубопрокатный цех №2 5000 3400 —

9 Трубопрокатный цех №3 1300 1660 10

10 Транспортный цех 65 140 20

Таблица 2 – Исходные данные для высоковольтных электроприёмников

№

п/п Наименование цеха, отделения, участка Данные высоковольтных электроприёмников

Вид установленная мощность., кВт Кол-во,

шт. Напряжение,

кВ

8 Трубопрокатный цех №2 Синхронные электродвигатели, 4000 4 10

9 Трубопрокатный цех №3 Синхронные электродвигатели 1600 4 10

1 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ

1.1 Расчет электрических нагрузок ремонтно-механического цеха

Номинальная расчетная мощность трехфазных электроприемников:

,

(1)

где – номинальная мощность одного электроприемника, кВт;

– число электроприемников.

Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену:

,

(2)

где – коэффициент использования по активной мощности.

Средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену:

,

(3)

где – коэффициент реактивной мощности.

Информация о коэффициентах использования и коэффициентах мощности cosφ как для отдельных электроприемников, так и для характерных цехов по отраслям промышленности приводится в справочниках. Из-за большого многообразия наименований электроприемников и цехов не для всех можно найти справочные данные о и cosφ. В этом случае они принимаются равными соответствующим данным для электроприемников и цехов схожих по режиму работы.

Эффективное число электроприемников определяем по формуле (4) в случае,когда расчетный :

,

(4)

где — номинальная мощность i-го электроприемника.

Если , то эффективное число электроприемников определяем по формуле (5):

,

(5)

где – мощность самого крупного электроприемника в узле.

В определенном случае, когда отношение , , тогда принимаем .

Расчетные мощности и определяются по формулам:

,

(6)

,

(7)

где – расчетный коэффициент активной мощности, определяется по справочным материалам ;

– расчетный коэффициент реактивной мощности:

.

(8)

Полная расчетная нагрузка группы 3-х фазных электроприемников определяется из выражения:

,

(9)

Расчетный ток:

,

(10)

где — номинальное напряжение сети.

Среднее значение коэффициента использования:

,

(11)

Результаты расчетов по формулам (1) – (11) приведены в таблице 3.

При наличии однофазных электроприемников, их необходимо равномерно распределить между фазами таким образом, чтобы как можно меньше было явление перегрева фазы, и меньше значение обратного напряжения. Затем определить нагрузку наиболее загруженной фазы и в качестве расчетной принять утроенную нагрузку наиболее загруженной фазы. Расчет однофазной нагрузки ремонтно-механического цеха представлен в таблице 4.

Расчетные значения , , , используются в дальнейшем для выбора силовых понижающих трансформаторов, устанавливаемых в цехе, а так же коммутационной аппаратуры и питающих линий.

1.2 Расчет электрических нагрузок по предприятию

Расчет производится по укрупненным показателям, так как заданы суммарные установленные мощности электроприемников по цехам, но неизвестен их состав.

Расчет начинается с определения низковольтных нагрузок по цехам, которые разделяются по группам А и Б:

,

(12)

где — установленная мощность электроприемников, имеющих постоянный график нагрузки;

— установленная мощность электроприемников, имеющих переменный график нагрузки.

Затем определяется приведенное число электроприемников:

,

(13)

, , — исходные данные(таблица 1).

По справочникам находятся коэффициенты использования и мощности.

Средние активные , реактивные , а также расчетные и мощности определяются соответственно по формулам (2), (3), (6), (7).

Расчетная нагрузка осветительных электроприемников определяется по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной поверхности пола с учетом коэффициента спроса.

,

(14)

где — коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки;

— удельная осветительная нагрузка на 1 м2 производственной поверхности пола цеха;

— поверхность пола цеха, .

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

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

Определение расчетной нагрузки высоковольтных электроприемников производится аналогично.

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

Полученные данные сведены в таблицу 5.

Расчетные данные по отдельным цехам в дальнейшем используются при выборе числа и мощности цеховых ТП 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 и расчете схемы внешнего электроснабжения предприятия.

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, электроприемники, с напряжением свыше 1 кВ и электрического освещения. При этом радиус окружности и углы секторов для каждого цеха соответственно определяется:

,

(15)

где — расчетные активные нагрузки соответственно всего цеха, электроприемников до 1 кВ., электроприемников свыше 1 кВ., электрического освещения, кВт;

m – масштаб площадей картограммы нагрузок, кВт/м2.

,

(16)

где – минимальная расчетная активная мощность одного цеха;

– минимальный радиус, = 5 мм.

кВт/мм2

Углы секторов для каждого цеха определяются по формулам:

,

(17)

,

(18)

,

(19)

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

,

(20)

,

(21)

где — координаты центра i-го цеха на плане предприятия, м.

м

м

Результаты расчета сведены в таблицу 6. Картограмма электрических нагрузок предприятия изображена в графической части проекта.

Таблица 6 – Картограмма электрических нагрузок предприятия

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

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

1)Оранжерея 335 208 0 127 60,69 468 10 224 0 136 20310 156505

2) Центр. заводская лаборатория 1030 848 0 182 167,8 421 17 296 0 64 172829 433911

3) Трубопр. цех №1 2840 2542 0 298 314,2 318 28 322 0 38 892095 902232

4) РМЦ 544 523 0 22 74,97 243 12 345 0 15 40819 132176

5) Бытовые и цех контр-измер. приб. 281 122 0 159 249,9 143 9 156 0 204 70284 40162

6) Водонасосная 1318 1299 0 19 335,6 214 19 355 0 5 442395 282380

7) Гараж 186 172 0 14 153,5 207 7 332 0 28 28618 38601

8) Трубопр. цех №2 20448 5981 14400 68 42,84 118 76 105 254 1 876009 2409026

9) Трубопр. цех №3 8121 2239 5760 122 314,2 75 48 99 255 5 2551329 608840

10) Транспорт. цех 101 87 0 14 153,5 78,5 5 311 0 49 15439 7899

Итого 35205 14020 20160 1025 145 142 5110127 5011733

2 ВЫБОР ЧИСЛА, МОЩНОСТИ И ТИПА ТРАНСФОРМАТОРОВ ЦЕХОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ ПРЕДПРИЯТИЯ

Мощность трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций зависит: от величины нагрузки трансформаторной подстанции, их категории по надежности электроснабжения, от размеров площади, на которой они размещены и так далее. При одной и той же равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади цеха должна уменьшаться единичная мощность трансформаторов.

Существует связь между экономически целесообразной площадью отдельного трансформатора Sэт цеховой трансформаторной подстанции и плотностью электрической нагрузки цеха полученной на основе технико-экономических расчетов.

,

(22)

где — расчетная электрическая нагрузка цеха, к ВА

-площадь цеха, м2.

Мощность трансформаторов цеховой трансформаторной подстанции корректируется в зависимости от величины расчетной нагрузки цеха, а так же ее категории, числа типоразмеров трансформаторов на предприятии и ряда других факторов.

Количество трансформаторов всех подстанций цеха определяем по формуле:

,

(23)

где — расчетная активная нагрузка цеха от низковольтных потребителей, кВт;

— допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме;

— выбранная номинальная мощность трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций, .

Принимается ближайшее целое число трансформаторов.

Количество трансформаторов одной подстанции зависит от категории электроприемников по надежности электроснабжения. Одно-трансформаторные подстанции принимают для питания потребителей 3 и иногда 2 категории. Двухтрансформаторные подстанции используются для питания потребителей 1 и 2 категорий. Наибольшая реактивная мощность, которую трансформаторы могут пропустить из сети 10 кВ в сеть с напряжением 0,4 кВ.

,

(24)

где — число трансформаторов цеховой трансформаторной подстанции;

-номинальная мощность трансформаторов цеховой трансформаторной подстанции;

-допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме.

Величина является расчетной, поэтому в общем случае реактивная нагрузка трансформаторов не равна ей.

,

(25)

где — расчетная реактивная нагрузка трансформаторной подстанции, квар. При трансформаторы подстанции не могут пропустить всю реактивную нагрузку и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью батарей конденсаторов на стороне низшего напряжения данной трансформаторной подстанции. Мощность этих конденсаторов будет равна:

,

(26)

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах определяется так:

,

(27)

,

(28)

Трансформаторные подстанции использую внутрицеховые, встроенные, в основном, встроенные. Располагаю их как можно ближе к центру электрических нагрузок, так как это наиболее экономично, с точки зрения расхода проводникового материала. Для данного предприятия применяю трансформаторы типа ТМЗ мощностью 1000 и 2500 кВА. Выбор типа зависит от условий установки, охлаждения, состояния окружающей среды и т.д. Экономически выгодным так же, является объединение нагрузок, и установка трансформаторных подстанций не в каждом цехе. Питание цехов может осуществляться от соседней трансформаторной подстанции, установив лишь низковольтные распределительные пункты. Данное решение зависит от величины нагрузки, расстояния до соседней трансформаторной подстанции, стоимости электроэнергии и т.д. Установка низковольтных распределительных пунктов в цехе экономически выгодна, если выполняется соотношение:

,

(29)

где — полная расчетная нагрузка цеха, кВ А;

-расстояние от низковольтного распределительного пункта до соседней трансформаторной подстанции, м.

Результаты расчетов по выбору трансформаторов сведены в таблицу 7. Местоположение цеховых трансформаторных подстанций указаны на генеральном плане предприятия при расчёте кабельных линий.

Потери активной и реактивной мощности в силовых трансформаторах трансформаторных подстанций определятся по формулам:

,

(30)

,

(31)

где — число трансформаторов установленных на данной трансформаторной подстанции;

-паспортные данные трансформаторов.

3 ВЫБОР НАПРЯЖЕНИЯ, СХЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И ТРАНСФОРМАТОРОВ ГЛАВНОЙ ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ ПРЕДПРИЯТИЯ

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

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

,

(32)

где — длина питающей линии главной понизительной подстанции, км;

-расчетная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения, кВт.

Расчетная активная нагрузка предприятия:

,

(33)

где — расчетные низковольтная и высоковольтная нагрузка всех цехов предприятия, кВт;

— суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых трансформаторных подстанций, кВт;

-расчетная активная нагрузка освещения цехов и территории, кВт;

Ком – коэффициент одновременности максимумов нагрузок , определяется по среднему значению коэффициента использования Киа для всего предприятия и по числу присоединений к секции шин 10 кВ. При числе присоединений от 9 до 25 и Киа = 0,86 (см. таблицу 5) Ком = 0,95.

кВт;

(кВ).

Для сравнения принимаем два варианта внешнего электроснабжения предприятия 35 и 110 кВ.

Полная расчетная нагрузка предприятия, необходимая для выбора трансформаторов главной понизительной подстанции:

,

(34)

где — экономически целесообразная реактивная мощность на стороне внешнего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы:

,

(35)

где — коэффициент реактивной мощности для 35 кВ-0,27, 110 кВ — 0,31.

,

(35)

— потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП, квар.

Результаты расчетов сведены в таблицу 8..

Таблица 8 – Полная нагрузка

Напряжение, кВ tgφ Qэс, квар ∆Qтр гпп, квар Sрп, кВА

35 кВ 0,27 9170 2462 34618

110 кВ 0,31 10528 2489 34901

Мощность трансформаторов ГПП:

,

(36)

где =2 – число трансформаторов ГПП;

=0,7 – коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме, определяется из условия резервирования.

Результаты расчетов сведены в таблицу 9.

Таблица 9 – Выбор трансформаторов на ГПП

Напряжение, кВ n, штук kзн Sт, кВА Sнт, кВА Тип Кзн Кз па

35 кВ 2 0,7 24727 25000 ТРДНС-25000/35 0,69 1,38

110 кВ 2 0,7 24929 25000 ТРДН-25000/110 0,70 1,40

Схемы внешнего электроснабжения на 35 и 110 кВ представлены на рисунках 1 и 2.

Рисунок 1 – Схема внешнего электроснабжения напряжением 35 кВ

Рисунок 2 – Схема внешнего электроснабжения напряжением 110 кВ

4 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ

4.1Определение потерь в трансформаторах.

Потери активной и реактивной мощности в силовых трансформаторах определяются по формулам (30) и (31), исходные данные и результаты расчета сведены в таблицу 10.

Потери электрической энергии в трансформаторах:

,

(37)

где -годовое число часов максимальных потерь:

,

(38)

где Тг=8760 часов –годовое число часов работы предприятия;

Тм – годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки, берется из справочника: Тм=4355 часов.

Результаты расчетов сведены в таблицу 10.

4.2 Расчет линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до ГПП предприятия.

Нагрузка в начале линии:

,

(39)

Расчетный ток цепи линии:

,

(40)

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

,

(41)

Таблица 10 – Определение потерь в трансформаторах

Напряжение, кВ 35 110

Трансформатор ТРДНС-25000/35 ТРДН-25000/110

Sнт, кВА 25000 25000

n, штук 2 2

kзн 0,69 0,70

ΔРхх, кВт 25 25

ΔРкз, кВт 115 120

Iхх, % 0,5 0,5

Uкз, % 10,5 10,5

ΔРт, кВт 160,25 166,93

ΔQт, квар 2766,66 2807,91

Тг,ч 8760 8760

τ, ч 2742,23 2742,23

Тм,ч 4355 4355

ΔАт, квт*ч 740 341 758 657

Сечение проводов линии находится по экономической плотности тока jэ=1,1 А/мм2:

,

(42)

Выбирается ближайшее меньшее стандартное сечение. По справочнику определяем длительно-допустимые токи и удельные сопротивления выбранных проводов и проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме: IД > IП..

Потери активной энергии в проводах линии за год:

,

(43)

Результаты расчетов сведены в таблицу 11.

Таблица 11 – Расчет линии

Напряжение, кВ 35 110

Sрл, кВА 35 333 35 716

Iрл, А 291 94

Iп, А 583 187

jэ, А/мм^2 1,1 1,1

Fэ, мм^2 264,93 85,21

Марка провода АС — 240/32 АС — 70/11

Iд, А 605 265

ro, Ом/км 0,12 0,428

xo, Ом/км 0,406 0,444

L, км 1,5 1,5

ΔАл, квт*ч 251 519 92 800

4.3 Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию.

Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведена на рисунке 3.

Рисунок 3 – Исходная схема а) и схема замещения б)

Определяем параметры схемы замещения. Мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы задана . Принимаем базисную мощность Sб = 1000 MBА, и базисное напряжение: для 35 кВ Uб = 37 кВ, для 110кВ Uб =115кВ.

Сопротивление системы в относительных единицах:

,

(44)

Сопротивление воздушной линии:

,

(45)

Ток короткого замыкания в точке К-1 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания), xk1=xc:

,

(46)

Ударный ток короткого замыкания:

,

(47)

где Ку =1,72- ударный коэффициент для точки К-1 [3].

Апериодическая составляющая:

,

(48)

где Та — постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установок напряжением выше 1000 В Та = 0,03 с для точки К-1[3].

Мощность кз ступени:

,

(49)

Определим ток короткого замыкания в точке К-2:

,

(50)

Расчет тока кз в точке К2 проводится аналогично. Результаты расчетов сведены в таблицу 12.

Таблица 12 – Токи кз

Напряжение, кВ 35 110

Sб, МВА 1000 1000

Sc, МВА 700 2500

Uб, кВ 37 115

xc, ое 1,43 0,40

xл, ое 0,44 0,05

xk1, ое 1,43 0,40

Ik1, кА 10,92 12,55

Ку 1,72 1,72

iуд, кА 26,57 30,53

tсз, с 0,01 0,01

tсв, с 0,04 0,04

t, с 0,05 0,05

Ta, с 0,03 0,03

Iat, кА 2,92 3,35

Sк.ст, МВА 700 2500

xk2, ое 1,87 0,45

Ik2, кА 8,33 11,15

Ку 1,80 1,80

iуд, кА 21,20 28,38

tсз, с 0,01 0,01

tсв, с 0,04 0,04

t, с 0,05 0,05

Ta, с 0,05 0,05

Iat, кА 4,33 5,80

Sк.ст, МВА 533,78 2220,45

4.4 Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП.

Выбор выключателей производится по следующим параметрам:

1. По номинальному напряжению:

,

(51)

2. По максимальному рабочему току:

,

где IMAX – максимальный рабочий ток установки, А;

IН – номинальный ток выключателя, А.

,

(52)

3. По отключающей способности. Сначала проверяется возможность отключения периодической составляющей тока короткого замыкания:

,

(53)

где IП, – периодическая составляющая тока короткого замыкания, кА,

IОТК.Н – номинальный ток отключения, кА;

затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания:

,

(54)

где iа, – апериодическая составляющая тока короткого замыкания, кА;

iа,Н – номинальный содержание апериодической составляющей, кА.

Номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени  определим по формуле :

,

(55)

где Н – допустимое относительное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе для данного выключателя, (Н = 0,4).

4. Осуществляется проверка на электродинамическую стойкость:

,

(56)

где IП,0 – ток короткого замыкания, кА;

IПР.СКВ – действующее значение предельного сквозного тока, кА;

,

(57)

где iУД – ударное значение тока короткого замыкания, кА;

iПР.СКВ – амплитудное значение предельного сквозного тока, кА.

5. Осуществляется проверка на термическую стойкость.

,

(58)

где ВК – тепловой импульс квадратичного тока короткого замыкания, измеряется в кА2;

IТЕРМ.Н – предельный ток термической стойкости, кА;

tТЕРМ.Н – допустимое время действия, с.

Тепловой импульс квадратичного тока короткого замыкания определим по формуле :

,

(59)

Разъединители выбираются по следующим параметрам:

1. По номинальному напряжению:

2. По максимальному рабочему току:

3. По электродинамической стойкости:

4. По термической стойкости:

4.5 Выбор коммутационной аппаратуры – 35 кВ

Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы: устанавливаем выключатель ВБП3-35-12,5/1000У3

Все каталожные и расчетные данные сводим в таблицу 13

Таблица 13

Расчетные данные ВБП3-35-12,5/1000У3

Каталожные данные

Uс = 35 кВ UН = 35 кВ

IMAX = 546,14 А IН = 1000 А

IП, = 10,92 кА IОТК.Н = 12,5 кА

Н = 0,4

iа, = 2,92 кА iа,Н = 7,07 кА

IП,0 = 10,92 кА IПР.СКВ = 12,5 кА

iУД = 26,57 кА iПР.СКВ = 80 кА

IТЕРМ.Н = 20 кА

tТЕРМ.Н = 3 с

ВК = 11,93

= 1200

Выключатели на вводе в ГПП аналогичны.

Принимаем разъединители наружной установки, с заземляющими ножами РДЗ – 35-1000-У1. Расчетные данные установки и каталожные данные разъединителя приведены в таблице 14.

Таблица 14

Расчетные данные РДЗ – 35-1000-У1

Каталожные данные

Uс = 35 кВ UН = 35 кВ

IMAX = 546,14 А IН = 1000 А

iУД = 26,57 кА iПР.СКВ = 63 кА

IТЕРМ.Н = 25 кА (главные ножи)

tТЕРМ.Н = 3 с

ВК = 11,93

= 1875

Разъединители на вводе в ГПП аналогичны.

Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ограничители перенапряжений типа ОПН-У-35/38,5.

4.6 Выбор коммутационной аппаратуры – 110 кВ

Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы: выключатель ВГУ-110-40/3150У3, РДЗ – 110-1000-У1. Все каталожные и расчетные данные сводим в таблицу 15 16.

Таблица 15

Расчетные данные ВГУ-110-40/3150У3

Каталожные данные

Uс = 110 кВ UН = 110 кВ

IMAX = 175,72 А IН = 3150 А

IП, = 12,55 кА IОТК.Н = 40 кА

Н = 0,4

iа, = 3,35 кА iа,Н = 22,63 кА

IП,0 = 12,55 кА IПР.СКВ = 40 кА

iУД = 30,53 кА iПР.СКВ = 52 кА

IТЕРМ.Н = 40 кА

tТЕРМ.Н = 3 с

ВК = 15,75

= 4800

Таблица 16

Расчетные данные РДЗ – 110-1000-У1

Каталожные данные

Uс = 110 кВ UН = 110 кВ

IMAX = 175,72 А IН = 1000 А

iУД = 30,53 кА iПР.СКВ = 80 кА

IТЕРМ.Н = 25 кА (главные ножи)

tТЕРМ.Н = 3 с

ВК = 11,93

= 1875

Коммутационная аппаратура на вводе в ГПП аналогична.

Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ограничители перенапряжений типа ОПН-У-110/77, кроме того в нейтраль силового трансформатора включаем ОПН-У-110/56 и заземлитель типа ЗОН-110М-IУ1 ( , ,07 ).

4.7 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения

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

Годовые приведенные затраты находятся по формуле:

,

(60)

Еi = Ен + Еаi + Еmрi, (61)

где: – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, это сумма нормативного коэффициента Ен=0,12, отчислений на амортизацию и текущий ремонт. отчисления на амортизацию и текущий ремонт приняты по [3];

— сумма капитальных затрат i-ой группы одинаковых электроприемников, тыс. руб. Стоимости отдельных элементов схемы электроснабжения принимаются по каталогам;

-стоимость годовых потерь электроэнергии, тыс. руб.

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

Сэ = (∆Ат + ∆Ал)∙С0, (62)

С0 = δ

(63)

где С0 – удельная стоимость потерь электроэнергии, руб/кВт•ч;

α– основная ставка тарифа, руб/кВт•год, берется из исходных данных;

β – стоимость 1 кВт∙ч электроэнергии (дополнительная ставка тарифа), руб/кВт•ч, также бере;

Км = ∆Рэ/∆Рм = 0,82 – отношение потерь активной мощности предприятия ∆Рэ в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям ∆Рм активной мощности предприятия.

δ — поправочный коэффициент коэффициент δ = 1,04.

Для 35 кВ: руб/кВт ч

Для 110 кВ: руб/кВт ч

Результаты сравнения вариантов 35 и 110 кВ сведены в таблицы 17 и 18.

Таблица 17 – Технико-экономическое сравнение – 35 кВ

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

Ен Етр Еа Итого

1 Трансформатор силовой шт 2 4000 8000 0,12 0,01 0,06 0,193 1544,00 740341 1 289

ТРДНС-25000/35

2 ВЛ 35 кВ на 2-х цепных ЖБ опорах км 1,5 432 648 0,12 0,004 0,03 0,152 98,50 251519 438

3 Выключатель шт 4 460 1840 0,12 0,01 0,06 0,193 355,12 — —

ВБПЗ-35-12,5/1000У3

4 Разъединитель полюс 18 29,8 536,4 0,12 0,01 0,06 0,193 103,53 — —

РДЗ — 35 — 1000 — У1

5 ОПН шт 6 13,6 81,6 0,12 0,01 0,06 0,193 15,75 — —

ОПН — У — 35/38,5

6 Трансформатор тока шт 6 250 1500 0,12 0,01 0,06 0,193 289,50 — —

ТФЗМ — 35 — У1 — 0,5/10Р

ИТОГО 12606 2406 991860 1727

Таблица – 18 Технико-экономическое сравнение – 110 кВ

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

Ен Етр Еа Итого

1 Трансформатор силовой шт 2 6000 12000 0,12 0,01 0,06 0,193 2316,00 758657 1 236

ТРДН-25000/110

2 ВЛ 110 кВ на 2-х цепных ЖБ опорах км 1,5 405 608 0,12 0,004 0,03 0,152 92,34 92800 151

3 Выключатель шт 4 600 2400 0,12 0,01 0,06 0,193 463,2 — —

ВГУ — 110 — 40 /3150У1

4 Разъединитель полюс 18 34,2 615,6 0,12 0,01 0,06 0,193 118,81 — —

РДЗ — 110 — 1000 — У1

5 ОПН шт 6 31 186 0,12 0,01 0,06 0,193 35,90 — —

ОПН — У — 110/77

6 ОПН шт 2 31,5 63 0,12 0,01 0,06 0,193 12,16 — —

ОПН — У — 110/56

7 Трансформатор тока шт 6 350 2100 0,12 0,01 0,06 0,193 405,30 — —

ТФЗМ-110Б-У1-0,5/10Р

8 Заземлитель шт 2 22 44 0,12 0,01 0,06 0,193 8,49 — —

ЗОН-110М-IУ1

ИТОГО 18016 3452 851458 1388

Результаты сравнения вариантов сведены в таблицу 19.

Таблица 19 – Сравнение экономических показателей

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

35 кВ 12 606 2 406 991 860 1 727 4 134

110 кВ 18 016 3 452 851 458 1 388 4 840

В результате расчетов видим, что приведенные затраты по варианту 110 кВ превышают приведенные затраты по варианту 35 кВ на 14,6 %. Поэтому в качестве напряжения внешнего электроснабжения, мы принимаем напряжение равное 110 кВ, так как согласно «Правилам устройства электроустановок» следует принимать вариант сети более высокого номинального напряжения даже в том случае, когда его экономические показатели на 10…15 % хуже, чем варианта сети с меньшим номинальным напряжением.

5 ВЫБОР ВЕЛИЧИНЫ НАПРЯЖЕНИЯ И СХЕМЫ ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ, РАСЧЕТ ПИТАЮЩИХ ЛИНИЙ

5.1 Выбор напряжения

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

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

5.2 Построение схемы электроснабжения

Распределение электроэнергии на данном промышленном предприятии выполняется по радиальным и магистральным схемам. Магистральные схемы напряжением 10 кВ для питания цеховых ТП должны применяться при последовательном, линейном расположении подстанций для группы технологически связанных агрегатов. К одной магистрали подключены ТП1 и ТП2, ТП4 и ТП5, ТП7 и ТП8. Радиальные схемы следует применять при нагрузках , расположенных в различных направлениях от источника питания. По радиальным схемам подключены Тп3 и ТП6. Все эти схемы осуществляются с помощью кабельных линий. При этом одноступенчатыми радиальными схемами в основном нужно выполнять при питании больших сосредоточенных нагрузок. Схема сетей внутреннего электроснабжения и ген. план предприятия с нанесением кабельных линий, цеховых ТП, РПН и высоковольтных приемников представлены в графической части проекта. Схема сетей внутреннего электроснабжения представлена на рисунке 4.

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. Для прокладки используем кабель марки ААШв. В местах пересечения с железной дорогой кабели прокладываем в блоках. В зданиях кабельные линии прокладываем открыто по стенам и в трубах в полу.

5.4 Расчет питающих линий

Сечение кабелей напряжением 10 кВ определяем по экономической плотности тока и проверяются по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий по его прокладке, по току перегрузки, по потерям напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания. Сечение кабелей на 0,4 кВ выбирается по допустимому току кабеля. Все результаты расчетов приведены в таблице 20.

Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:

,

(64)

где — мощность которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме, .

Сечение кабельной линии, определяется по экономической плотности тока:

,

(65)

где — экономическая плотность тока, зависящая от типа кабеля и продолжительности максимальной нагрузки [4] — j=1,4.

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

> ,

(66)

где — поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [4];

— поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель [4];

— число параллельно прокладываемых кабелей.

Допустимая перегрузка кабеля в послеаварийном режиме:

> ,

(67)

где — коэффициент перегрузки [4].

Потеря напряжения в кабельной линии определяется по формуле:

,

(68)

где — расчетная активная и реактивная нагрузки.

— удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля,Ом/км.

6 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

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

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

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

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

В электроустановках напряжением выше 1000 В учитываем индуктивные сопротивления всех элементов СЭС. В электроустановках напряжением ниже 1000 В учитываем как индуктивные, так и активные сопротивления некоторых элементов системы.

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

Для расчетов токов короткого замыкания составляется исходная схема, на которой показываются источники питания точек короткого замыкания, расчетные точки короткого замыкания и связи между ними (рисунок 5). Схема замещения для определения токов короткого замыкания приведена на рисунке 6. Расчет токов кз. в точках К-1 и К-2 проводился в разделе «Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения пред¬приятия».

Рисунок 5

Рисунок 6

Расчет токов кз. в точке К-3. Сопротивление обмотки высокого напряжения трансформатора ГПП (трансформатор с расщепленной обмоткой НН):

о.е,

(69)

где Sб = 1000 МВА – базисная мощность.

Сопротивление обмотки низкого напряжения трансформатора ГПП:

о.е,

(70)

Сопротивление синхронных двигателей:

,

(71)

где Xd” – сверхпереходное сопротивление [5].

Таким образом для СД-4000 Хсд = 40; для СД-1600 Хсд = 112,5.

Сопротивления кабельных линий:

,

(72)

Таким образом, для линии, питающей СД-4000 Хкл = 0,075 о.е.; для линии, питающей СД-1600 Хкл = 0,282 о.е.

Эквивалентное сопротивление будет иметь вид:

,

(73)

где N – число двигателей данного вида, подключенных на рассматриваемую секцию (в данном случае N=1).

Таким образом, получаем для СД-4000 = 40; = 112,78.

Базисный ток::

кА,

(74)

Определим периодическую составляющую тока КЗ от синхронных двигателей:

кА,

(75)

где – ЭДС синхронного двигателя в относительных единицах.

Таким образом, ток от СД-4000 кА; от СД-1600 кА.

Учтем влияние этих же двигателей, подключенных к противоположной секции шин. Для этого сворачиваем исходную схему замещения к точке К-3 (рисунок 7).

Рисунок 7

Найдем эквивалентное сопротивление для для СД2 и СД6:

,

(76)

о.е.

Далее определим составлящую для каждого двигателя в этом сопротивлении:

,

(77)

,

(78)

,

(79)

,

(80)

о.е.

о.е.

Найдем суммарное сопротивление системы для дальнейших расчетов:

,

(81)

где — коэффициент трансформации силового трансформатора

о.е.

о.е

о.е.

Определим периодическую составляющую тока КЗ от синхронных двигателей, подключенных к противоположной секции шин по формуле (75):

кА

кА

Найдем периодическую составляющую тока КЗ от энергосистемы:

,

(82)

где Ес = 1 – ЭДС энергосистемы в относительных единицах.

кА.

Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-3 представляет собой сумму токов всех источников:

,

(83)

кА

Ударный ток и апериодическую составляющую определим по выражениям соответственно (47) и (48):

кА;

кА.

где Ку = 1,94 для точки К-3 и Та =0,12, взяты из [3].

Мощность ступени короткого замыкания определяется по (49):

МВА.

При определении тока кз в точке К-4 в качестве источника рассматривается только энергосистема, а подпитка от электродвигателей напряжением 10 кВ не учитывается по тем же соображениям, что и для точки К-2. Найдем сопротивление системы:

о.е.

При расчете учитываем активное и реактивное сопротивления кабельной линии, питающей ТП4, активное и реактивное сопротивления ТП4 и. активное и реактивное сопротивления кабельной линии, питающей РПН1

Индуктивное сопротивление трансформатора:

о.е.

Активное сопротивление трансформатора:

о.е.

Эквивалентное сопротивление в точке К-4:

,

(84)

где Хэ=Хс+Хкл6+Хтп4+Хкл8, Rэ=Rкл6+Rтп4+Rкл8

Результаты расчета сведены в таблицу 21.

Таблица 21

Uср, кВ 0,4

RтТП4, ое 3,76

ХтТП4, ое 26

Хкл6(ГПП-ТП4) 22,7125

Хкл8(ТП4-РПН1) 25,5000

Rкл6(ГПП-ТП4) 59,2250

Rкл8(ТП4-РПН1) 93,5000

Хэ, о.е. 80,32

Rэ, о.е. 156,49

Zэ, о.е. 175,89

Ik4, кА 8,21

Ку 1,7

iуд, кА 20

Ta, с 0,03

t, с 0,07

Iat, кА 1,13

Sк.ст, МВА 5,69

Итоговые результаты по расчету токов короткого замыкания во всех характерных точках ( К-1 – К-4) сведем в таблицу 22.

Таблица 22 – Расчет токов короткого замыкания

Расчётная точка Напряжение, кВ Токи, кА Мощность кз ступенни

Iпо Iпt Iуд

Точка К1 110 10,92 10,92 26,57 700

Точка К2 110 8,33 8,33 21,20 534

Точка К3 10,5 9,01 9,01 24,72 164

Точка К4 0,4 8,21 8,21 20 5,69

Тепловой импульс квадратичного тока короткого замыкания в точках К-3 и К-4 определим по формуле (59):

В точке К-3: кА2с.

В точке К-4: кА2с.

7 ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ СЭС ПП

7.1 Выбор трансформаторов собственных нужд ГПП

Наиболее ответственными потребителями собственных нужд являются оперативные цепи, системы связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения, освещение подстанции, обогрев шкафов комплектных распределительных устройств.

Устанавливаем 2 трансформатора собственных нужд мощностью:

,

(85)

кВА

Принимаем к установке ТМ-160/10/0,4 кВ, который присоединяется к шинам 10 кВ через предохранители, так как , кВА.

Ток предохранителя:

А,

(86)

Устанавливаем предохранитель типа: ПКТ-101-10-16-31,5 УЗ.

7.2 Выбор типа РУ на стороне НН ГПП, выключателей, ТТ и ТН

Распределительное устройство на 10 кВ принимаем комплектным, из шкафов серии КУ-10М (модернизированное) (IНОМ=1600А). Ячейка КУ-10М комплектуется следующим оборудованием:

– выключатели серии VF-12;

– разъединитель штепсельный РВР-10;

– трансформаторы тока ТЛК-10, ТЛШ-10;

– трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06-10, НОЛ.08-10, НАМИ-10;

– трансформатор тока нулевой последовательности ТЗЛМ;

– предохранители для защиты трансформаторов измерительных типа ПКН;

Выбор выключателей, установленных на вводе в комплектное распределительное устройство, представлен в таблице 23.

Номинальный ток трансформатора ГПП:

А,

(87)

где Кз.н. – коэффициент загрузки трансформатора ГПП в нормальном режиме.

А.

Максимальный (послеаварийный) ток трансформатора ГПП:

А,

(88)

где Кз.п.а – коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме.

А.

Таблица 23 – Выбор выключателей на вводе в КРУ

Расчётные данные Условия выбора Каталожные данные

VF-12.12.16

U, кВ 10 Uуст ≤ Uном 12

Iраб утяж, А 1010 Iмах < Iном 1250

Iп,о=Iп,τ, кА 9,01 Iпо < Iдин 16

Iуд, кА 24,72 Iуд < iдин 40

Iat, кА 3,65 Iа,τ < Iа ном 4,52

Bk, кА2 ∙ с 21,9 Bк < Iтер2∙tтер 768

Время от начала короткого замыкания до отключения выключателя:

,

(89)

где tз.мин – минимальное время срабатывания релейной защиты, [3], с;

tс.в. – собственное время срабатывания выключателя (каталог), с.

, с.

Апериодическая составляющая номинального тока:

,

(90)

где Iоткл.н – номинальный ток отключения, кА (каталог);

β – процентное содержание апериодической составляющей в токе короткого замыкания.

кА.

В качестве секционного выключателя и выключателей отходящих линий принимаем аналогичные выключатели.

Выбор трансформаторов тока на вводе в распределительное устройство 10 кВ главной понизительной подстанции и на секционных выключателях приведен в таблице 24. Перечень необходимых приборов, установленных на вводе в распределительное устройство 10 кВ главной понизительной подстанции, приведен рисунке 8.

Таблица 24 – Выбор трансформаторов тока

Расчётные данные Условия выбора Каталожные данные

ТЛ-10-1500/5-0,5/10Р

U, кВ 10 Uуст < Uном 10

Iраб утяж, А 1010 Iмах < Iном 1500

Iуд, кА 24,72 Iуд < iдин 128

Bk, кА2 ∙ с 21,9 Bк < Iтер2∙tтер 4800

Рисунок 8 — Схема вторичных цепей трансформаторов 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 (таблица 25).

Таблица 25 – Нагрузка трансформаторов тока

Прибор Тип Кол-во Потребляемая мощность, ВА

фаза А фаза В фаза С

Амперметр Э-335 1 0,5 − −

Ваттметр Д-335 1 0,5 − 0,5

Счетчик активной энергии САЗ-И674 1 2,5 − 2,5

Счетчик реактивной энергии СР4-И689 1 2,5 − 2,5

Итого: 6 − 5,5

Общее сопротивление приборов:

,

(91)

где Sп – потребляемая мощность самой загруженной фазы, ВА;

I2 = 5 А – вторичный ток трансформатора тока.

Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

,

(92)

где Ом – номинальная нагрузка трансформаторов тока;

Ом – переходное сопротивление контактов.

Ом.

Сечение соединительных проводов:

,

(93)

где ρ = 0,0283 (для алюминиевых жил) Ом /мм2•–удельное сопротивление материала провода;

lр = 8,83 м – расчетная длина контрольного кабеля (определяется в зависимости от схемы включения трансформаторов тока) [7].

мм2.

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

Схема включения приборов, выбранных на секционных выключателях распределительного устройства 10 кВ главной понизительной подстанции, представлена на рисунке 9.

Рисунок 9 – Схема вторичных цепей трансформаторов тока секционного выключателя 10 кВ

Нагрузка на трансформатор тока представлена в таблице 26.

Таблица 26 – Нагрузка трансформатора тока секционного выключателя

Прибор Тип Кол-во Потребляемая мощность, ВА

фаза А фаза В фаза С

Амперметр Э-335 1 0,5 − −

Аналогично считаем,

Ом,

Ом,

мм2.

Устанавливаем контрольный кабель типа АКРВГ с жилами сечением 4мм2.

Трансформатор напряжения устанавливаем на каждую секцию сборных шин главной понизительной подстанции. Принимаем к установке 3ЗНОЛ 06-10, с паспортными данными: Uном=10 кВ, S2НОМ = 3*75 = 225 ВА, работающим в классе точности 0,5. К нему подключаются все измерительные приборы данной секции шин. Перечень необходимых приборов устанавливается согласно [7]. Подсчет вторичной нагрузки приведен в таблице. 27.

Таблица 27 – Нагрузка трансформаторов напряжения

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

Р, Вт Q,ВА

Вольтметр СШ Э-365 2 Вт 1 1 0 2 4 −

Счетчик активной энергии Ввод 10 кВ трансформатора САЗ-И674 3 Вт 2 0,38 0,925 1 2,28 5,55

Счетчик реактивной энергии СР4-И689 3 Вт 2 0,38 0,925 1 2,28 5,55

Ваттметр Д-345 1,5Вт 2 1 0 1 3 −

Счетчик активной энергии Линии 10 кВ САЗ-И674 3 Вт 2 0,38 0,925 5 11,4 27,75

Счетчик реактивной энергии СР4-И689 3 Вт 2 0,38 0,925 5 11,4 27,45

ИТОГО 34,36 66,6

Определим вторичную нагрузку трансформаторов напряжения:

ВА,

(94)

S2 < S2НОМ, то есть трансформатор напряжения будет работать в заданном классе точности. Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм2 по условию механической прочности. Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранитель и втычной разъединитель.

7.3 Выбор токопровода, соединяющего силовые трансформаторы ГПП и распределительное устройство напряжением 10 кВ

В качестве токоведущей части соединяющей силовые трансформаторы и распределительное устройство, используем закрытый комплектный токопровод типа: ТЗК-10-1600-51 [5] каталожные данные: =10 кВ, А, кА.

7.4 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 28.

Таблица 28 – Выключатели 10 кВ

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

ГПП — ТП1 10 48,03 96,07 9,01 24,72 VF-12-08-16-У3 ТЛК-10-100-0,5/10Р

ГПП — ТП3 10 20,84 41,69 9,01 24,72 VF-12-08-16-У4 ТЛК-10-50-0,5/10Р

ГПП — ТП6 10 24,09 48,18 9,01 24,72 VF-12-08-16-У5 ТЛК-10-50-0,5/10Р

ГПП — ТП4 10 120,49 240,97 9,01 24,72 VF-12-08-16-У6 ТЛК-10-300-0,5/10Р

ГПП — ТП7 10 46,81 93,61 9,01 24,72 VF-12-08-16-У7 ТЛК-10-100-0,5/10Р

ГПП — СД1 10 259,81 — 9,01 24,72 VF-12-08-16-У8 ТЛК-10-300-0,5/10Р

ГПП — СД5 10 103,92 — 9,01 24,72 VF-12-08-16-У9 ТЛК-10-150-0,5/10Р

Кабели напряжением 10 кВ внутренней системы электроснабжения проверяются на термическую стойкость к токам коротких замыканий.

,

(94)

где ;

— коэффициент зависящий от металла токоведущих частей кабеля.

мм2

Примем мм2. Если площадь сечения кабеля, выбранная по условиям нормального и утяжеленного режимов работы, оказывается меньше площади термически устойчивого сечения( ), то сечение такого кабеля увеличиваем до ближайшего меньшего стандартного сечения. Все кабели, для которых производится увеличение сечения, вносим в таблицу 29.

Таблица 29 – Проверка кабелей на термическую стойкость

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

ГПП — ТП1 35 50 ААШв 2×(3×50) 0,62

ТП1 — ТП2 25 50 ААШв 2×(3×50) 0,62

ГПП — ТП6 25 50 ААШв 2×(3×50) 0,62

ГПП — ТП3 25 50 ААШв 2×(3×50) 0,62

ГПП — ТП7 35 50 ААШв 2×(3×50) 0,62

ТП7 — ТП8 25 50 ААШв 2×(3×50) 0,62

7.5 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне высшего и низшего напряжения трансформаторных подстанций

В цеховых ТП применяем комплектные трансформаторные подстанции. КТП-1000 и КТП-2500 комплектуются выключателями нагрузки типа ВНПу-10 с пружинным приводом со встроенными предохранителями ПКТ. Номинальный ток цехового трансформатора:

А,

(95)

где Кз.н. – коэффициент загрузки цехвого трансформатора в нормальном режиме.

А.

Максимальный (послеаварийный) ток цехового трансформатора:

А,

(96)

где Кз.п.а – коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме.

А.

Результаты выбора сводим в таблицу 30.

Таблица 30 – Выключатели нагрузки и предохранители

№ ТП Uн, кВ Iн, А Iм, А Iк, кА Тип выключателя нагрузки Тип предохранителя

ТП 1,ТП2 10 46,19 61,78 9,01 ВНПу-10/200-10зУ3 ПКТ-10-80-20 У3

ТП 4,ТП5 10 115,47 176,5 9,01 ВНПу-10/200-10зУ3 ПКТ-10-200-12,5 У3

ТП 7,ТП8 10 44,71 59,8 9,01 ВНПу-10/200-10зУ3 ПКТ-10-80-20 У3

По величине тока короткого замыкания в точке К-4 производится выбор только вводных выключателей, установленных на стороне низшего напряжения. Выбор оборудования низковольтных распределительных пунктов (0,4 кВ) осуществляется по токам нагрузки в нормальном и утяжеленном режимах. Результаты выбора сведены в таблицу 31

Таблица 31 – Автоматические выключатели

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

РПН1 Вводной 224 281 АВМ4С; Iном = 400 А; Iо = 20 кА

РПН2 Вводной 180 360 АВМ4С; Iном = 400 А; Iо = 20 кА

РПН3 Вводной 189 252 АВМ4С; Iном = 400 А; Iо = 20 кА

РПН4 Вводной 140 187 АВМ4С; Iном = 400 А; Iо = 20 кА

РПН5 Вводной 184 — АВМ4С; Iном = 400 А; Iо = 20 кА

8 КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Оптимальный выбор средств компенсации реактивной мощности является составной частью построения рациональной системы электроснабжения промышленного предприятия. РУ 10 кВ ГПП имеет четыре секции сборных шин. Расчет ведется для двух секций сборных шин. К секциям СШ подключены кабельные линии, питающие трансформаторы цеховых ТП, и синхронные двигатели.. В таблице 32 приведены исходные данные для схемы электроснабжения. Здесь обозначено: Sнтi – номинальная мощность трансформатора i-ой ТП; Q1i и ΔQтi – реактивная нагрузка на один трансформатор i-ой ТП и потери реактивной мощности в нем; Rтрi – активное сопротивление трансформатора i-ой ТП, приведенное к напряжению 10 кВ; Rлi – активное сопротивление i-ой кабельной линии. Схема замещения представлена на рисунке 10.

Таблица 32

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

ТП1 1000 368,75 49,20 1,1 0,17

ТП2 1000 368,75 49,20 1,1 0,03

ТП3 1000 235,63 40,95 1,1 0,35

ТП4 2500 1 061,87 129,00 0,376 0,01

ТП5 2500 1 061,87 129,00 0,376 0,02

ТП6 1000 417,50 49,19 1,1 0,11

ТП7 1000 470,04 46,98 1,1 0,20

ТП8 1000 470,04 46,98 1,1 0,04

ИТОГО 4 454,44 540,50

Данные о синхронных двигателях представлены в таблице 33, где Д1, Д2 параметры, характеризующие потери активной мощности в синхронных двигателях.

Таблица 33

Обозначение в схеме Тип двигателя Uном,

кВ Рсд.нi,

кВт Qсд.нi,

квар Ni,

шт ni,

об/мин Д1i,

кВт Д2i,

кВт

СД 4000 СТД 10 4000 2000 1 3000 8,34 12,6

СД 1600 СТД 10 1600 705 1 3000 4,25 6,27

Располагаемая реактивная мощность синхронных двигателей определяется:

,

(97)

где — коэффициент допустимой перегрузки синхронного двигателя по реактивной мощности, зависящий от загрузки по активной мощности и номинальной . Примем, что все СД имеют , тогда

Удельная стоимость потерь активной мощности от протекания реактивной (значения всех входящих коэффициентов известны из технико-экономического сравнения):

,

(98)

руб/кВт.

Затраты на генерацию реактивной мощности отдельными источниками:

а) для низковольтных батарей конденсаторов 0,4 кВ:

,

(99)

руб/Мвар

б) для высоковольтных батарей конденсаторов 10 кВ:

,

(100)

руб/Мвар

в) для синхронных двигателей:

,

(101)

,

(102)

где — коэффициент отчислений;

— капитальные затраты батарей конденсаторов;

— удельные потери активной мощности в конденсаторах комплектных компенсирующих устройств.

Определим эквивалентные активные сопротивления СД:

,

(103)

Реактивная мощность, генерируемая синхронными двигателями:

,

(104)

где: .

Результаты расчета по синхронным двигателям сведены в таблицу 34.

Таблица 34

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

СД 4000 2,10 18819,08 14215,85 0,33 1,03

СД 1600 0,82 27205,84 56931,37 1,48 0,16

ИТОГО 2,92 — — — 1,19

Для определения оптимальной реактивной мощности, генерируемой низковольтными конденсаторными батареями, находим эквивалентные сопротивления трансформаторных подстанций.

1. Для ТП3, ТП6, питающихся по радиальной линии:

,

(105)

2. Для ТП1-ТП2, ТП4-ТП5, ТП7-ТП8, питающихся по магистральной линии определяется следующим образом: покажем на примере ТП 1 и ТП2

Rл1 Rл2

1 2

Rт1 Rт2

Рисунок 11 Схема замещения линий ТП1 и ТП2.

Ом,

Ом,

Ом,

Эквивалентная проводимость точки 1:

Ом-1,

Ом,

Ом.

Полученные значения эквивалентных сопротивлений сведены в таблицу 35.

Оптимальное значение реактивной мощности низковольтных конденсаторных батарей, подключенных к шинам трансформаторных подстанций, определим в предположении, что к этим шинам главной понизительной подстанции подключены высоковольтные конденсаторные батареи ( Примем коэффициент Лагранжа ).

Qсi = Q1i + ΔQтi + Q1i + ΔQтi + ,

(106)

Z = Мвар∙Ом

Результаты расчета мощностей источников Qсi низковольтных БК сводим в таблицу 35, при этом принимаем только положительные значения.

Таблица 35

Место установки БК Rэi, Ом Qсi, Мвар Qкi,

квар Qкi+ Qсi, квар Тип принятой стандартной БК Qстi,

квар

Расчет

ное Приня

тое

ТП1 1,43 0,04 0,04 182,29 219,31 УКБН-0,38-200-50У3 200

ТП2 1,47 0,05 0,05 182,29 229,68 УКЛН-0,38-200-У3,

УК2-0,38-50 У3 250

ТП3 1,45 -0,10 0 106,82 106,82 УКБ-0,38-100-50У3 100

ТП4 0,40 -0,18 0 256,71 256,71 УКЛН-0,38-200-У3 250

ТП5 0,41 -0,15 0 256,71 256,71 УК2-0,38-50 У3 250

ТП6 1,21 0,02 0,02 193,14 210,25 УКБН-0,38-200-50У3 200

ТП7 1,49 0,15 0,15 0,00 151,44 УКЛН-0,38-150-50У3 150

ТП8 1,55 0,17 0,17 0,00 165,59 УКЛН-0,38-150-50У4 150

ГПП Ic.ш. 0 1,25 1,25 УКЛ-10,5-1350 У3 1350

ГППIIIc.ш. 0 0,51 0,51 — — УКЛ-10,5-450 У3 450

ИТОГО — — — 1177,97 1596,51 — 3350

Определение мощности высоковольтной БК, подключаемой к СШ 10 кВ ГПП, производим из условия баланса реактивных мощностей на СШ 10 кВ ГПП. Так как обмотка трансформатора ГПП расщепленная, то определяем мощности выковольтных БК, подключенных к I и III секциям с.ш. ГПП. Для начала определим всю расчетную реактивную мощность, потребляемую предприятием:

(107)

Мвар

Определим экономически целесообразную реактивную мощность как минимальную из двух:

Мвар

(108)

Мвар

(109)

Таким образом, экономически целесообразная реактивная мощность, потребляемая предприятием Мвар, а мощность, приходящаяся на 1 секцию с.ш. ГПП – Мвар.

Определим значение коэффициента реактивной мощности tgφэ , задаваемого предприятию энергосистемой:

(110)

Определяем мощность высоковольтной БК: подключенной к Iсш:

(111)

Мвар

Определяем мощность высоковольтной БК: подключенной к IIIсш:

(112)

Мвар

Соответственно устанавливаем на I секцию шин высоковольтную конденсаторную установку УКЛ-10,5-1350 У3, а на Ш секцию УКЛ-10,5-450 У3. Проверим баланс реактивных мощностей. Баланс реактивных мощностей на сборных шинах 10 кВ ГПП проверяется как равенство генерируемых Qг и потребленных Qр реактивных мощностей.

(113)

(114)

Мвар

Получили погрешность 0,77%. Зная величины мощностей конденсаторных компенсирующих устройств, определяем расчетный коэффициент реактивной мощности на вводе главной понизительной подстанции:

(115)

Запас реактивной мощности на шинах главной понизительной подстанции:

(116)

9 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ВЛ

Согласно ПУЭ на параллельных воздушных линиях напряжением 110 кВ предусматриваются следующие защиты:

основная от междуфазных коротких замыканий – поперечная дифференциальная направленная защита;

дополнительная к основной от междуфазных коротких замыканий – токовая отсечка без выдержки времени, отдельная для каждой параллельной цепи

резервная от междуфазных коротких замыканий – суммарная максимальная токовая направленная защита параллельных цепей;

двухступенчатая токовая защита нулевой последовательности от коротких замыканий на землю.

Поперечная дифференциальная направленная защита выполнена на трех статических реле, включенных на разность токов параллельных цепей. Для определения поврежденной цепи последовательно с обмоткой токового реле включается обмотка тока реле направления мощности, а обмотка напряжения этого реле включается во вторичную обмотку трансформатора напряжения, установленного на секции.

Ненаправленная токовая отсечка без выдержки времени предназначена для отключения трехфазных коротких замыканий в пределах мертвой зоны дифференциальной защиты. Выполняется раздельно для каждой параллельной цепи. Принципиальная схема релейной защиты представлена на рисунке 11. Оперативные цепи представлены на рисунке 12.

Рисунок 11

Рисунок 12

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

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

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

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

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

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

6. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Том 2. /Под общ. ред. А.А.Федорова; М: Энергоатомиздат, 1986-568с.

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

8. ГОСТ 13109-97 “Электроэнергия. Совместимость технических средств. Нормы качества электроэнергии в СЭС”.

9. Петров О.А. Компенсация реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий. Учебное пособие для студентов-заочников; Челябинск, 1986-49с.

10. Б.И. Кудрин. Электроснабжение промышленных предприятий: учебник для студентов высших учебных заведений. 2-е изд.–М.: Интермет Инжиниринг,2006.–672 с.: ил.