Проектирование электроснабжения турбогенераторного завода

План-разрез правильный.cdw

Изолятор стержневой ЛК-7035
Разъединитель трехполюсный РГП-СЭЩ-351000
Выключатель ВВН-СЭЩ-35-251000
Трансформатор тока встроенный ТВЛ-СЭЩ-35
Ограничитель перенапряжений ОПН-35
Силовой трансфоратор ТДН-1600035
Трансформатор тока встроенный ТВЛ-СЭЩ-10
Трансформатор собственных нужд ТМ-16010
Изолятор проходной ИПУ-101600-12
Гравийная подъездная дорога
Трансформатор напряжения НАМИ-35
План и разрез ГПП 35 кВ
Электроснабжение турбогенераторного
КП-130302.62.07-0714014030.3

1.cdw

КП-130302.62.07-0714014030.2
турбогенераторного завода
ВВН-СЭЩ-35-251000УХЛ1

Чертеж.cdw

КП-130302.62.07-0714014030.1
Генеральный плон завода и
картограмма нагрузоок
турбогенераторного завода
Условные обозначения::
- механический цех №1
- механический цех №2
- заготовительный цех
- испытательная станция
- административно-технический корпус
- материальный склад
- пропиточно-сушильный цех
- трансформаторная подстанция
- распределительный пункт
- распределительное устройство
- кабельная линия 10 кВ
- сектор осветительной нагрузки
- осветительная нагрузка

Moy_KP_SES (3).docx

Федеральное государственное автономное
образовательное учреждение
«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Электротехнические комплексы и системы
Проектирование электроснабжения турбогенераторного завода
Преподаватель к.т.н. доцент Л.С. Синенко
подпись дата должность ученая степень инициалы фамилия
Студент ФЭ14-05Б Д.И. Чупин
номер группы подпись дата инициалы фамилия
Тема: ”Электроснабжение турбогенераторного завода”
Исходные данные на проектирование:
Схема генерального плана завода рисунок 1.
Сведения об электрических нагрузках по цехам завода таблица1.
Питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы неограниченной мощности на которой установлены два трехобмоточных трансформатора мощностью по 63 МВА напряжением 23011537 кВ. Мощность КЗ на стороне 230 кВ 2000 МВА. Трансформаторы работают раздельно.
Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 67 км.
Стоимость электроэнергии 2 руб. за 1 кВтч.
Завод работает в три смены.
Рисунок 1. Схема генерального плана завода.
Таблица 1. Электрические нагрузки завода запасных частей для тракторов.
Количество эл. приемников
Установленная мощность кВА
Одного эл. приемника
Пропиточно-сушильный цех
Испытательная станция:
б) синхронный двигатель 10 кВ
Алминистративно-технический корпус
Освещение цехов и территории завода определить по площади.
Краткая характеристика технологических процессов завода7
Расчёт электрических нагрузок8
1 Определение расчётных нагрузок цехов по установленной мощности и коэффициенту спроса8
2 Определение расчетной нагрузки завода в целом11
Определение центра электрических нагрузок и месторасположения ГПП. Построение картограммы нагрузок14
Проектирование системы внешнего электроснабжения17
1 Условия выбора схемы электроснабжения предприятия17
2 Выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения предприятия17
3 Выбор числа и мощности трансформаторов главной понизительной подстанции18
4 Выбор вариантов схем внешнего электроснабжения для технико-экономическое сравнения 20
5 Технико-экономический расчет первого варианта схемы внешнего электроснабжения. Питание от шин 110 кВ20
5.1 Выбор сечения проводов ВЛ20
5.2 Определение капитальных затрат на сооружение схемы электроснабжения22
5.3 Расчет ежегодных издержек на амортизацию обслуживание и потери электроэнергии23
6 Технико-экономический расчет второго варианта схемы внешнего электроснабжения. Питание от шин 35 кВ26
6.1 Выбор сечения проводов ВЛ26
6.2 Определение капитальных затрат на сооружение схемы электроснабжения27
6.3 Расчет ежегодных издержек на амортизацию обслуживание и потери электроэнергии28
Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности32
Компенсация реактивной мощности в сетях общего назначения напряжением 6-10 кВ36
Выбор кабельных линий38
Расчет токов короткого замыкания43
Выбор оборудования45
1 Выбора выключателей и разъединителей45
1.1 Выбор выключателей и разъединителей на стороне ВН подстанции (35 кВ) в цепи трансформатора ТДН-160003545
1.2 Выбор выключателей и разъединителей на стороне НН подстанции (10 кВ) в цепи трансформатора ТДН-160003544
1.3 Выбор выключателей и разъединителей на стороне НН подстанции (10 кВ) в цепи кабельных линий46
2 Выбор измерительных трансформаторов тока48
2.1 Выбор трансформаторов тока на стороне ВН (35 кВ)48
2.2 Выбор трансформаторов тока на стороне НН (10 кВ)49
3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения53
4 Выбор сборных шин и ошиновок54
4.1 Выбор сборных шин и ошиновок на стороне ВН54
4.2 Выбор жестких шин и ошиновок на стороне НН 56
5 Выбор изоляторов 58
5.1 Выбор подвесных изоляторов58
5.2 Выбор проходных изоляторов58
6 Выбор ограничителей перенапряжений (ОПН)59
7 Выбор трансформаторов собственных нужд60
8 Выбор аппаратуры защиты в установках ниже 1000 В61
8.1 Выбор автоматических воздушных выключателей61
8.2 Выбор предохранителей62
Мероприятия по экономии электроэнергии на предприятии64
1 Увеличение сечения питающей воздушной линии 35 кВ64
2 Замена люминесцентных ламп на светодиодные65
3 Перевод сетей внутреннего электроснабжения на более высокое66
4 Выбор предохранителей68
Список использованных источников73
Приложение 1 – Расчёт токов КЗ в программе MathCAD 75
Система электроснабжения предприятия состоящая из сетей напряжением до 1000 В и выше трансформаторных и преобразовательных подстанций служит для обеспечения требований производства путем подачи электроэнергии от источника питания к месту потребления в необходимом количестве и соответствующего качества. Система электроснабжения промпредприятия является подсистемой технологической системы производства которая предъявляет определенные требования к электроснабжению.
Основные задачи решаемые при проектировании системы электроснабжения промышленного предприятия заключаются в оптимизации параметров этой системы путем правильного выбора напряжений определения электрических нагрузок и требований к бесперебойности электроснабжения рационального выбора числа и мощности трансформаторов конструкций промышленных сетей средств компенсации реактивной мощности и т.д.
Краткая характеристика технологических процессов завода
Для выборки ЭЭ на электростанциях применяются синхронные генераторы трехфазного переменного тока. Различают несколько видов генераторов один из них турбогенератор (первичный двигатель - паровая или газовая турбина). Паровые и газовые турбины выпускают на большие частоты вращения так как турбогенераторы при этом имеют наилучшие технико-экономические показатели. Быстроходность турбогенератора определяет особенности его конструкции и технологию его производства.
Технология производства турбогенераторов по техническим и экономическим причинам предполагает наибольшую концентрацию цехов непосредственно связанных с изготовлением турбогенераторов. Турбогенераторы в основном выполняются с горизонтальным валом. Ротор турбогенератора работающий при больших механических и тепловых нагрузках изготовляется из цельной паковки специальной стали обладающей высокими магнитными и механическими свойствами.
В механическом цехе №2 и происходит изготовление ротора для турбогенератора. В активной части ротора по которой проходит основной магнитный поток фрезеруются пазы изготовляется и устанавливается бандаж для крепления обмотки возбуждения. Так же по обеим сторонам ротора на его валу устанавливаются вентиляторы.
В механическом цехе №1 происходит изготовление статора для турбогенератора. Статор состоит из корпуса и сердечника. Корпус изготовляется сварным с торцов он закрывается щитами с уплотнениями в местах стыка с другими частями. Сердечник статора набирается из изолированных листов электротехнической стали. Листы набираются пакетами. Для изготовления комплектующих деталей на предприятий имеется сварочно-заготовительный и штамповочный цех который изготовляет корпус бандаж вентиляторы пластины из электротехнической стали и многое другое необходимое для сборки турбогенератора. В термическом цехе происходит термическая обработка и изготовление различных деталей.
В цехах №6 и 7 происходит изготовление обмотки возбуждения а также основной трехфазной обмотки которая укладывается во внутреннюю расточку сердечника статора. Потом комплектующие части (ротор статор и др.) транспортируются в сборочный цех где и происходит сборка турбогенератора. Стандартные части для турбогенератора и контрольные приборы доставляются из материального склада №12.
В сборочном цехе происходит сборка турбогенератора и установка вспомогательного оборудования необходимого для работы и контроля за турбогенератором (установка различных датчиков системы охлаждения и т.д.).
После сборочного цеха турбогенераторы попадают на испытательную станцию где происходит отладка всех систем и испытание турбогенератора в различных режимах.
Расчёт электрических нагрузок
1 Определение расчётных нагрузок цехов по установленной мощности и коэффициенту спроса
Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения эксплуатационные расходы надежность работы электрооборудования.
Расчетная нагрузка (активная и реактивная) силовых приемников цеха определяется по следующим выражениям кВт (квар)
где – суммарная установленная мощность всех приемников цеха принимается по исходным данным кВт;
– средний коэффициент спроса принимаемый по справочным данным [1 с. 28-42];
– коэффициент реактивной мощности характерный для приемников данного цеха [1 с. 28-42].
Расчетная нагрузка осветительных приемников цеха обычно определяется по установленной мощности и коэффициенту спроса для освещения кВт
где – установленная мощность приемников электрического освещения кВт;
– коэффициент спроса для освещения принимаемый по справочным данным [1 с. 38];
Величина определяется по следующей формуле кВт
где – удельная нагрузка площади пола цеха кВт [1 с. 39];
F – площадь пола цеха определяемая по генплану
Для осветительной установки с газоразрядными лампами расчетная реактивная нагрузка определяется по формуле квар
где коэффициент мощности источников света принимаемый по справочным данным [1 с 40].
Полная расчетная мощность силовых и осветительных приемников цеха (до 1000 В) определяется из соотношения [1 с 8]
Приемники напряжением выше 1000 В цеха учитываются отдельно. Расчетные активная и реактивная мощности групп приемников выше 1000 В определяются из следующих соотношений кВт (квар)
Полная мощность находится из следующего выражения
Суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки потребителей 04 кВ и 610 кВ в целом по заводу определяются суммированием соответствующих нагрузок цехов. Расчёт нагрузок представлен в таблице 2.
Таблица 2. Расчёт электрических нагрузок.
Осветительная нагрузка
Потребители электроэнергии 04 кВ
Испытательная станция
Административно - технический корпус
Освещение территории
Потребители электроэнергии 10 кВ
2 Определение расчетной нагрузки завода в целом
В соответствии с вышеизложенным расчетная полная мощность завода определяется по расчетным активным и реактивным нагрузкам цехов с учетом расчетной нагрузки освещения территории завода потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций и ГПП компенсации реактивной мощности.
Так как трансформаторы цеховых подстанций еще не выбраны то приближенно потери мощности в них определяются из соотношений кВт (квар)
где полная расчетная мощность силовых (04 кВ) и осветительных приемников завода.
Из таблицы 2 полная расчётная мощность нагрузки 04 кВ равна
Потери активной мощности в цеховых трансформаторах
Потери реактивной мощности в цеховых трансформаторах
Оптимальная реактивная мощность передаваемая из энергосистемы в сеть завода в период максимальных нагрузок энергосистемы определяется по следующему выражению квар
где – коэффициент зависящий от напряжения питающих линий;
– суммарная расчетная активная мощность приёмников напряжением 04 и 10 кВ соответственно кВт.
Ориентировочно необходимая мощность компенсирующих устройств по заводу в целом определяется из следующего выражения квар
где суммарная расчетная реактивная мощность приёмников напряжением 04 и 10 кВ соответственно квар.
Нескомпенсированная реактивная мощность завода отнесённая к шинам 610 кВ ГПП квар
где – расчётная реактивная мощность завода отнесённая к шинам 6-10 кВ ГПП с учётом коэффициента разновременности максимумов силовой нагрузки () квар.
где – суммарная расчетная реактивная мощность силовой нагрузки напряжением 04 и 10 кВ соответственно квар.
В качестве компенсирующих устройств принимаются батареи статических конденсаторов. Определяем потери активной мощности в них по следующей формуле кВт
где удельные потери активной мощности равные 02% от .
Расчётная активная мощность завода отнесённая к шинам 610 кВ ГПП с учётом коэффициента разновременности максимумов силовой нагрузки () кВт
где – суммарная расчетная активная мощность силовой нагрузки напряжением 04 и 10 кВ соответственно кВт;
– суммарная расчётная активная мощность осветительной нагрузки кВт.
Общая активная мощность с учётом потерь в компенсирующих устройствах на шинах 6 10 кВ подстанции кВт
Расчетная нагрузка на шинах 610 кВ ГПП с учетом компенсации реактивной мощности кВА
Предполагаем что на заводе будет предусмотрена ГПП. Потери мощности (активной и реактивной) в трансформаторах ГПП ориентировочно определяются по следующим выражениям кВт (квар)
Полная расчетная мощность завода на стороне высшего напряжения
Определение центра электрических нагрузок и месторасположения ГПП. Построение картограммы нагрузок
Трансформаторные подстанции максимально насколько позволяют производственные условия приближают к центрам нагрузок. Это дает возможность построить экономичную и надежную систему электроснабжения так как сокращается протяженность сетей вторичного напряжения уменьшаются потери энергии и отклонение напряжения; уменьшается зона аварий и удешевляется развитие электроснабжения (подстанции строят очередями по мере расширения производства).
В настоящее время разработаны методы определения места расположения подстанций по территории промышленного предприятия при которых достигают наименьших затрат [1].
При равномерно распределенной нагрузке рекомендуется применять метод использующий положение теоретической механики и позволяющий определить центр электрической нагрузки предприятия (цеха). Для этого нужно провести аналогию между массами и электрическими нагрузками а координаты их центра определить по формулам м
где координаты центра электрической нагрузки i-го цеха.
Можно принять что нагрузка равномерно распределена по площади цеха и следовательно центр электрической нагрузки i-го цеха совпадает c центром тяжести фигуры изображающей цех на генеральном плане промышленного предприятия. Практика проектирования показала что учета третьей координаты () как правило не требуется. Таким образом место расположения ГПП должно совпадать с центром электрических нагрузок при необходимости с некоторым смещением в сторону источника питания.
Для определения местоположения ГПП при проектировании системы электроснабжения на генплан промышленного предприятия наносится картограмма нагрузок. Картограмма нагрузок предприятия представляет собой размещенные по генплану окружности причем площади ограниченные этими окружностями в выбранном масштабе равны расчётным нагрузкам цехов. Для каждого цеха наносится своя окружность центр которой совпадает с центром нагрузок цеха. Площадь круга в определенном масштабе равна расчетной нагрузке соответствующего цеха поэтому его радиус можно вычислить по следующей формуле мм
где расчётная мощность
масштаб для определения площади круга (постоянный для всех цехов предприятия) кВтмм2.
Силовые нагрузки до и выше 1000 В изображаются отдельными кругами. Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга изображающего нагрузку до 1000 В. Угол сектора α определяется из следующего соотношения град
где – расчётная мощность силовой (04 кВ) и осветительной нагрузки цеха соответственно кВт.
Расчет центра электрических нагрузок представлен в таблице 3.
Таблица 3. Определение центра электрических нагрузок активной мощности
Административно-технический корпус
Рассчитаем координаты центра электрических нагрузок используя данные из таблицы 3.
ГПП следует располагать как можно ближе к центру электрических нагрузок так как это позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электроэнергии и значительно сократить протяжённость как распределительных сетей высокого напряжения так и цеховых сетей низкого напряжения а также снизить потери электрической энергии. Если центр электрических нагрузок попадает в расположение какого-либо цеха то ГПП смещают в сторону источника питания вблизи этого цеха [1].
Проектирование системы внешнего электроснабжения
1 Условия выбора схемы электроснабжения предприятия
Система внешнего электроснабжения включает в себя схему электроснабжения и источники питания предприятия. Основными требованиями к проектированию рациональной системы внешнего электроснабжения являются надежность экономичность и качество электроэнергии в сети [1].
При проектировании схемы электроснабжения предприятия наряду с надежностью и экономичностью необходимо учитывать также характер размещения нагрузок на территории предприятия потребляемую мощность наличие собственного источника питания.
В зависимости от установленной мощности приемников электроэнергии различают объекты большой (75100 МВт и более) средней (от 575 до 75 МВт) и малой (до 5 МВт) мощности. Для предприятий малой и средней мощности как правило применяют схемы электроснабжения с одним приемным пунктом электроэнергии (ГПП ГРП РП) [1].
Если имеются потребители I категории то предусматривают секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии так как для потребителей электроэнергии относящихся к I категории в соответствии с ПУЭ предусматривают не менее двух независимых источников питания. Независимым источником питания называют источник питания приемника (группы приемников электроэнергии) на котором напряжение для послеаварийного режима не снижается более чем на 5 % по сравнению с нормальным режимом работы при исчезновении его на другом или на других источниках питания этих приемников. К числу независимых источников питания относят две секции или системы шин одной или двух электростанций и подстанций при одновременном соблюдении следующих двух условий:
) каждая секция или система шин в свою очередь имеет питание от независимого источника питания;
) секции (системы) шин не связаны между собой или имеют связь автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы одной секции (системы) шин.
2 Выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения предприятия
Для выбора рационального напряжения внешнего электроснабжения предприятия предварительно следует рассчитать нестандартное напряжение по формулам полученным на основе статистических данных например по формуле Стилла [1] кВ
где – расстояние от подстанции энергосистемы до завода равное 67 км;
– передаваемая мощность равная расчетной нагрузке предприятия отнесенной к шинам высокого напряжения ГПП МВт.
По стандартной шкале выбираем два близлежащих значения номинального напряжения кВ
где – стандартные значения номинального напряжения кВ.
Рассмотрим возможность электроснабжения завода по воздушным линиям 110 и 35 кВ с использованием ГПП.
3 Выбор числа и мощности трансформаторов главной понизительной подстанции
В системах электроснабжения промышленных предприятий мощность силовых трансформаторов должна обеспечить в нормальных условиях питание всех приемников. Надежность электроснабжения предприятия достигается за счет установки на подстанции двух трансформаторов. При выходе из строя одного трансформатора другой будет покрывать всю мощность потребителей 1-ой и 2-ой категории с учетом перегрузочной способности трансформатора. При этом часть неответственных потребителей может быть отключена с целью снижения нагрузки трансформатора. [1 с. 54].
Выбор трансформаторов будем производить для варианта электроснабжения с питающим напряжением 35 кВ.
Мощность трансформаторов ГПП выбирается по формуле кВ·А
где – полная расчетная мощность завода кВ·А;
– коэффициент загрузки трансформаторов;
– число трансформаторов.
Рекомендуемый коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы лежит в диапазоне (065–07) а в послеаварийном режиме –(13–14) [2].
Из ряда стандартных номинальных мощностей выбираем трансформатор Произведём проверку данного трансформатора по коэффициентам загрузки в нормальном и послеаварийном режимах работы.
Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме о.е.
Коэффициент загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме о.е.
Коэффициент загрузки в нормальном и послеаварийном режимах работы удовлетворяет рекомендуемым значениям [2]. К установке принимаем трансформатор ТДН1600035 с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла [3]. Каталожные данные этого трансформатора представлены в таблице 4.
Таблица 4. Каталожные данные трансформатора
Номинальная мощность
Номинальные напряжения обмоток кВ
Напряжение короткого замыкания
4 Выбор вариантов схем внешнего электроснабжения для технико-экономическое сравнения
Наиболее выгодный вариант схемы электроснабжения промышленного предприятия выбирают по условию минимальных приведенных затрат рассчитанных по формуле тыс. руб.год
где – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений 1год;
– суммарные капитальные затраты тыс. руб.;
– суммарные ежегодные издержки тыс. руб.год.
В зависимости от установленной мощности приемников электроэнергии различают объекты большой средней и малой мощности. Рассматриваемое предприятие относится к объектам средней мощности для которых как правило применяют схемы электроснабжения с одним приёмным пунктом электроэнергии (ГПП РП).
Согласно заданию электроснабжение завода может быть осуществлено от подстанции энергосистемы на которой имеется три класса питающего напряжения: 220 110 и 35 кВ. Для технико-экономического сравнения выбираем два варианта электроснабжения: от шин трансформатора энергосистемы воздушной линией 110 кВ (1-й вариант) и от шин трансформатора энергосистемы воздушной линией 35 кВ (2-ой вариант). Схемы электроснабжения согласно данным вариантам представлены на рисунке 2.
5 Технико-экономический расчет первого варианта схемы внешнего электроснабжения. Питание от шин 110 кВ
5.1 Выбор сечения проводов ВЛ
Определяем расчетные токи в нормальном и послеаварийном (обрыв одной цепи) режимах А
где – количество цепей воздушной линии шт.
Рисунок 2 – Варианты схем электроснабжения
Соответствующее этим токам расчетное сечение проводов ВЛ мм2
где – экономическая плотность тока равная 14 Амм2 [1].
Выбираем ближайшее стандартное сечение и соответственно сталеалюминевый провод марки АС-7011 с допустимым током А [3].
Производим проверку по длительно допустимому току (по нагреву) А
5.2 Определение капитальных затрат на сооружение схемы электроснабжения
При определении капитальных затрат используем укрупненные показатели стоимости электрооборудования [4].
Капитальные вложения в сеть вычисляются по формуле тыс. руб.
где – стоимость выключателей в цепи линии тыс. руб;
– стоимость сооружения ЛЭП тыс. руб.
где – стоимость ячейки одного комплекта элегазового выключателя тыс. руб;
– количество выключателей в цепи линии;
Капитальные затраты на строительство ЛЭП определяются по формуле тыс. руб.
где – стоимость сооружения 1 км ВЛ на железобетонных опорах с подвеской одной цепи тыс. руб.км;
– количество цепей шт.
– протяжённость ЛЭП км.
Капитальные затраты на ГПП определяются по формуле тыс. руб.
где – стоимость трансформаторов на ГПП тыс. руб.;
– стоимость сооружения ОРУ (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии) тыс. руб.
где – стоимость одного трансформатора ТДН-16000110 тыс. руб.;
– количество трансформаторов на ГПП шт;
Суммарные капиталовложения определяются по формуле тыс. руб.
Суммарные капиталовложения по первому варианту тыс. руб.
5.3 Расчет ежегодных издержек на амортизацию обслуживание и потери электроэнергии
Ежегодные издержки на амортизацию тыс. руб.год
где – срок полезного использования основных средств год.
Ежегодные издержки на обслуживание и эксплуатацию тыс. руб.год
где – норма отчислений от капитальных вложений %.
Ежегодные издержки от потерь электроэнергии тыс. руб.год
где – суммарные потери электроэнергии в элементах системы кВт·чгод;
– стоимость 1 кВт·ч электроэнергии тыс.руб. кВт·ч.
Годовые потери электроэнергии в ЛЭП кВт·чгод
где – потери активной мощности в ЛЭП кВт;
– время использования максимума потерь ч.
где – число часов использования максимума нагрузки [1] ч.
– число рабочих часов в году ч.
Потери активной мощности в ЛЭП рассчитываются по формуле кВт
где – удельное активное сопротивление провода ВЛ [3] Омкм;
– длина воздушной линии км;
– количество цепей ЛЭП шт.
Годовые потери электроэнергии в трансформаторах кВт·чгод.
где – потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора соответственно [3] кВт.
Суммарные годовые потери электроэнергии рассчитываются по следующей формуле кВт·чгод;
Тогда ежегодные издержки от потерь электроэнергии
Суммарные ежегодные издержки рассчитываются по следующей формуле тыс.руб.год
Суммарные ежегодные издержки по первому варианту
Приведенные затраты для первого варианта внешнего электроснабжения (по ВЛ 110 кВ)
6 Технико-экономический расчет второго варианта схемы внешнего электроснабжения. Питание от шин 35 кВ
6.1 Выбор сечения проводов ВЛ
где – количество цепей кабельной линии шт.
Соответствующее этим токам расчетное сечение жилы ВЛ мм2
Выбираем ближайшее стандартное сечение и соответственно сталеалюминевый провод марки АС-12019 с допустимым током А [3].
6.2 Определение капитальных затрат на сооружение схемы электроснабжения
где – стоимость ячейки одного комплекта вакуумного выключателя тыс. руб;
где – стоимость сооружения 1 км КЛ при прокладке четырёх кабелей в траншее тыс. руб.км;
где – стоимость одного трансформатора ТДН-1600035 тыс. руб.;
Суммарные капиталовложения по второму варианту тыс. руб.
6.3 Расчет ежегодных издержек на амортизацию обслуживание и потери электроэнергии
Суммарные ежегодные издержки по второму варианту
Приведенные затраты для второго варианта внешнего электроснабжения (по ВЛ 35 кВ)
Таблица 5. Технико-экономическое сравнение вариантов внешнего электроснабжения
Ежегодные издержки тыс. руб.год
Вывод: так как разница по приведённым затратам между сравниваемыми вариантами более 5% то предпочтение отдаём второму варианту с меньшими затратами внешнего электроснабжения (35 кВ).
Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности
Мощность цеховых трансформаторов обычно не превышает 2500 кВА так как с увеличением мощности трансформаторов растут токи короткого замыкания. Число типоразмеров трансформаторов должно быть минимальным. Цеховые подстанции могут быть однотрансформаторными и двухтрансформаторными в зависимости от категории надёжности потребителей [1].
При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно должен решаться вопрос об экономически целесообразной величине реактивной мощности передаваемой через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ [1].
Суммарную расчетную мощность конденсаторных батарей низшего напряжения (НБК) устанавливаемых в цеховой сети определяют в два этапа:
) Выбирают экономически оптимальное число цеховых трансформаторов;
) Определяют дополнительную мощность НБК в целях снижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 610 кВ предприятия.
Ориентировочный выбор числа и мощности цеховых трансформаторов производят по удельной плотности нагрузки [1] кВА
где – расчётная нагрузка цеха кВА;
Минимальное число цеховых трансформаторов одинаковой мощности предназначенных для питания технологически связанных нагрузок
где – рекомендуемый коэффициент загрузки трансформатора [1] о. е.;
– добавка до ближайшего целого числа.
Экономически оптимальное число трансформаторов определяется удельными затратами на передачу реактивной мощности и вычисляется по формуле
где – число дополнительно установленных трансформаторов определяют по специальным кривым [1].
Наибольшая реактивная мощность которую целесообразно передавать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ квар
Мощность конденсаторных батарей на напряжение до 1 кВ квар
Если в расчетах окажется что то установка батарей конденсаторов при выборе оптимального числа трансформаторов не требуется (составляющая будет равна нулю).
Дополнительная мощность НБК для снижения потерь в трансформаторах и в сети 610 кВ предприятия квар
где – расчетный коэффициент зависящий от расчетных параметров и и схемы питания цеховой ТП [1].
Если в расчётах окажется что то для данной группы трансформаторов реактивная мощность принимается равной нулю.
Суммарная расчётная мощность НБК квар
Рассчитаем число и мощность цеховых трансформаторов для цеха №7 а также определим расчётную мощность конденсаторных батарей низшего напряжения (до 1 кВ) и произведём выбор НБК. Для расчёта используем данные из таблицы 2.
Удельная плотность нагрузки
Так как цех №7 является потребителем II-ой категории то к установке принимаем трансформатор с коэффициентом загрузки 08 и номинальной мощностью 630 кВ·А (для установки трансформаторов мощностью 1600 и 2500 кВА необходимо технико-экономическое обоснование).
Определяем минимальное число цеховых трансформаторов
Оптимальное число трансформаторов
Наибольшая реактивная мощность которую целесообразно передавать через трансформаторы
Мощность конденсаторных батарей на напряжение до 1 кВ
Расчётный коэффициент удельных потерь (для Сибири) а расчётный коэффициент (для магистральной схемы питания).
Дополнительная мощность НБК
Так как дополнительная мощность НБК получилась отрицательной то принимаем
Суммарная расчётная мощность НБК
Для компенсации реактивной мощности устанавливаем одну низковольтную конденсаторную установку с номинальной мощностью 400 квар типа УКМ 04-400-50У3 [5].
Результаты выбора числа и мощности цеховых трансформаторов для остальных цехов представлены в таблице 6 а результаты выбора НБК в таблице 7.
Таблица 6. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов
Таблица 7. Выбор низковольтных конденсаторных установок
Номинальная мощность НБК квар
Компенсация реактивной мощности в сетях общего назначения напряжением 6-10 кВ
Если представить предприятие как узел сети 610 кВ к которому подключены реактивная нагрузка и источники реактивной мощности то баланс реактивной мощности в узле 610 кВ предприятия имеет вид
где – расчётная реактивная мощность завода отнесённая к шинам 610 кВ ГПП (см. п.п 2.3) квар;
– потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП (см. п.п 2.3) квар;
– суммарная реактивная мощность выдаваемая высоковольтными конденсаторными батареями квар;
– реактивная мощность выдаваемая фактически установленными НБК (см. табл.7) квар;
– суммарная реактивная мощность вырабатываемая синхронными двигателями квар;
– экономически оптимальная реактивная мощность выдаваемая предприятию энергосистемой (см. п.п 2.3) квар.
Реактивная мощность СД которую экономически целесообразно использовать квар
где – коэффициент допустимой перегрузки СД (определятся по номограмме) [1];
– номинальная активная мощность установленных СД кВт;
– номинальная реактивная мощность установленных СД квар.
Суммарная реактивная мощность вырабатываемая всеми СД квар
где – количество установленных СД шт.
Таким образом требуемая мощность ВБК определяется из следующей формулы квар
Так как мощность ВБК получилась отрицательной то принимаем ВБК не требуется.
Выбор кабельных линий
Перед расчетом токов КЗ. необходимо выбрать кабели которые соединяют различные распределительные пункты и цеховые трансформаторные подстанции.
Кабели на напряжение 610 кВ будем выбирать по экономической плотности тока.
В качестве примера произведем выбор кабеля (10 кВ) для участка: ГПП – ТП12. Для бесперебойного питания используем две параллельно проложенные в траншее кабельные линии с расстоянием между ними 100 мм.
Расчетный рабочий ток в нормальном режиме рассчитывается по следующей формуле А
где – расчётная мощность передающаяся по данному кабелю кВА;
– количество кабелей в траншее шт.
Для того чтобы найти расчётный рабочий ток необходимо знать характеристики цехового трансформатора. На ТП-8 установлены два трансформатора ТМ 6306-10 с паспортными данными обозначенными в таблице 8:
Таблица 8. Параметры ТМ6306-10
Коэффициент загрузки трансформатора
где Pp Qp – активная и реактивная расчетные мощности цеха кВтквар
nт – количество трансформаторов на ТП шт
Sном.т – номинальная мощность трансформатора кВА.
Потери активной мощности в трансформаторе кВт
где – потери холостого хода и короткого замыкания активной мощности трансформатора кВт
Потери реактивной мощности в трансформаторе квар
где – ток холостого хода трансформатора %
– напряжение короткого замыкания %.
Расчетная мощность передаваемая по кабелю кВА
Расчетный рабочий ток в нормальном режиме А
Расчетный рабочий ток в послеаварийном режиме определяется из выражения А
Расчетное сечение жилы кабеля мм2
Выбираем ближайшее стандартное сечение и соответственно алюминиевый кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена марки АПвП-3*3516 [20].
Производим проверку по длительно допустимому току (по нагреву) с учётом поправочных коэффициентов: на температуру окружающей среды () на количество кабелей лежащих рядом в траншее () на возможную кратковременную перегрузку кабеля () [1].
Данная проверка производится по следующей формуле
где – длительно допустимый ток выбранного кабеля [1] А.
Производим проверку кабеля по нагреву током КЗ. Тепловой импульс создаваемый током короткого замыкания Iкз по формуле кА2с
где – время отключения КЗ с
– постоянная затухания апериодической составляющей тока с.
Для расчета возьмем ток КЗ на шинах ГПП [1] (см. приложение 1). Ток КЗ равен 6146 кА.
Минимальное сечение кабеля находим по формуле мм2
где Ст – коэффициент зависящий от допустимой температуры при КЗ и материала проводника. Для кабелей 10 кВ с алюминиевыми жилами Ст=90
Производим проверку на потери напряжения в кабеле. Потери напряжения в кабеле рассчитываются по формуле %
где l – длина кабеля км
rКЛ xКЛ – сопротивления кабеля Омкм
– коэффициенты мощности о.е.
Так как условия проверки выполнились принимаем данный кабель к установке. Результаты выбора других кабелей на 10 кВ представлены в таблице 9.
Таблица 9. Выбор кабелей на 10 кВ
Если потребители присоединены на небольшом расстоянии один от другого то из практических и конструктивных соображений нецелесообразно иметь на каждом участке разные сечения проводников. [1]
Выбор кабелей на 04 кВ производится только по длительно допустимому току. Произведём выбор кабеля (04 кВ) на участке: РП1–РП2.
По справочным материалам принимаем кабель марки АВВГ-1х16 с длительно допустимым током 83 А и стандартным сечением 16 мм2. [21]
Проверка по нагреву А
Так как условие проверки выполняется то принимаем данный кабель к установке.
Таблица 10 . Выбор кабелей на 04 кВ
Расчет токов короткого замыкания
Переходные процессы возникают в электроэнергетических системах (ЭЭС) как при нормальной эксплуатации (включение или отключение нагрузки линий источников питания и др.) так и при аварийных режимах: короткие замыкания обрыв нагруженной цепи линии или её фазы выпадение вращающихся машин из синхронизма и т.д. При этом переходный процесс характеризуется совокупностью электромагнитных и механических изменений в ЭЭС которые взаимосвязаны.
Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение КЗ в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала.
Для определения токов КЗ выбирают расчётную схему электроустановки и по ней составляют схему замещения в которой все магнитные связи заменены электрическими и все элементы системы электроснабжения представлены сопротивлениями. Данные схемы представлены на рисунке 3. После этого определяют параметры схемы замещения выполняют её преобразование и находят токи КЗ.
Токи короткого замыкания будем рассчитывать для наиболее нагруженной кабельной линии (ГПП–ТП1) и для цеха в котором установлены синхронные двигатели (цех№9). Расчет будем производить в относительных единицах с помощью программы MathCAD2000 Professional. Расчёт представлен в приложении А. Результаты расчёта приведены в таблице 11.
Таблица 11. Результаты расчета токов КЗ
Рисунок 3. Схемы для расчёта токов КЗ:
а) – расчётная схема б) – схема замещения.
1 Выбора выключателей и разъединителей
Выключатель – это коммутационный аппарат предназначенный для включения и отключения электрических цепей в любых режимах: длительная нагрузка перегрузка короткое замыкание холостой ход несинхронная работа.
Условия выбора выключателя:
) Напряжение установки ;
) Условие длительного нагрева ;
) Ток отключения выключателя ;
) Динамическое действие тока КЗ ;
) Тепловой импульс тока КЗ .
Разъединитель проверяется по тем же условиям только исключается условие проверки по отключающей способности.
1.1 Выбор выключателей и разъединителей на стороне ВН подстанции (110 кВ) в цепи трансформатора ТДН-1600035
Ток нормального и послеаварийного режимов работы трансформатора на стороне ВН подстанции (35 кВ) А
Выбираем к установке элегазовый выключатель ВБ–110–402500 УХЛ1 [6] и разъединитель высоковольтный типа РГП-СЭЩ-1(2)-1101250 УХЛ1 [7] данные и проверка которых представлены в таблице 12.
Таблица 12. Проверка условий выбора выключателя и разъединителя на ВН
РГП – СЭЩ – 1101250 УХЛ1
1.2 Выбор выключателей и разъединителей на стороне НН подстанции (10 кВ) в цепи трансформатора ТДН-1600035
Ток нормального и послеаварийного режимов работы трансформатора на стороне НН подстанции (10кВ) А
В цепи НН трансформатора и в секционной перемычке принимаем к установке комплектные распределительные устройства серии КРУ–СЭЩ–63 [8]. В данные КРУ встроены высоковольтные вакуумные выключатели типа ВВУ–СЭЩ–10–201600 [9]. Также в эти ячейки встроены разъединители штепсельного (втычного) типа. В разъединителях данного типа видимый разрыв обеспечивается конструкцией шкафа КРУ т.е. с помощью выдвижного элемента. Проверка данного разъединителя выполняется путём проверки самой ячейки (шкафа) КРУ. Паспортные данные и проверка выключателя и шкафа КРУ представлены в таблице 13.
Таблица 13. Проверка условий выбора выключателя и шкафа КРУ на стороне НН в цепи трансформатора
Таким образом выключатель и разъединитель встроенные в шкаф КРУ–СЭЩ–63 удовлетворяют всем требованиям.
1.3 Выбор выключателей и разъединителей на стороне НН подстанции (10 кВ) в цепи кабельных линий
Выбор оборудования в цепи КЛ будем производить по наиболее нагруженной линии (ГПП–РУ1) так как ток К5 в точке К3 больше чем ток в точке К3. Токи нормального и послеаварийного режимов работы этой кабельной линии см. п. 7
В цепи КЛ принимаем к установке комплектные распределительные устройства серии СЭЩ–63 [8]. В данные КРУ встроены высоковольтные вакуумные выключатели типа ВВУ–СЭЩ–10–20630 [10]. Также в эти ячейки встроены разъединители штепсельного (втычного) типа. Проверка выключателя и разъединителя (шкафа КРУ) аналогична проверке выполненной в п.9.3 и представлена в таблице 14.
Таблица 14. Проверка условий выбора выключателя и шкафа КРУ на стороне НН в цепи КЛ
2 Выбор измерительных трансформаторов тока
Трансформаторы тока предназначены для преобразования первичного тока сети в стандартный ток вторичной цепи с целью подключения измерительных приборов и устройств релейной защиты и автоматики. Также ТТ необходимы для разделения цепей высокого и низкого напряжения для обеспечения безопасности обслуживающего персонала.
Условия выбора трансформатора тока:
) Вторичная нагрузка
В связи с тем что вторичная нагрузка трансформаторов тока не известна то проверку по данному критерию производить не будем.
2.1 Выбор трансформаторов тока на стороне ВН (35 кВ)
В высоковольтные вводы выключателей и силовых трансформаторов на стороне ВН (35 кВ) установлены встраиваемые трансформаторы тока ТВ–110. [11]. Условия выбора и проверки данных трансформаторов тока представлены в таблице 15.
Таблица 15. Проверка условий выбора трансформаторов тока на стороне ВН подстанции во вводах выключателей и силовых трансформаторов
Таким образом трансформаторы тока ТВ–110 удовлетворяют всем требованиям и принимаются к установке.
2.2 Выбор трансформаторов тока на стороне НН (10 кВ)
В высоковольтные вводы силовых трансформаторов на стороне НН (10 кВ) устанавливаем встраиваемые трансформаторы тока ТВЛ–СЭЩ–10.
Условия выбора и проверки данных трансформаторов тока представлены в таблице 16.
Таблица 16. Проверка условий выбора трансформаторов тока на стороне НН подстанции во вводах силовых трансформаторов
Таким образом трансформатор тока ТВЛ–СЭЩ–10 удовлетворяют всем требованиям и принимается к установке.
Для выбора ТТ по вторичной нагрузке введём в расчёт измерительные приборы которые характерны для данной подстанции (таблица 17)
Таблица 17. Измерительные приборы на стороне НН подстанции
Потребляемая мощность
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Полная мощность приборов ВА
Номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора тока ТВЛ–СЭЩ–10:
Номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока ТВЛ–СЭЩ–10 Ом
Полная нагрузка приборов Ом
Допустимое сопротивление проводов Ом
Для подстанции 11010 кВ применяем контрольный кабель с алюминиевыми жилами ориентировочная длина 6 м трансформаторы соединены в неполную звезду поэтому тогда сечение мм2
Принимаем кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.
Фактическое сопротивление проводов Ом
Фактическая вторичная нагрузка трансформатора тока:
Условие выбора по вторичной нагрузке:
В выбранные ячейки КРУ СЭЩ–63 в цепи трансформатора и на отходящей кабельной линии устанавливаем опорные трансформаторы тока ТОЛ–СЭЩ–10 [12]. Паспортные данные этих трансформаторов приведены в таблице 18.
Таблица 18. Паспортные данные трансформаторов тока ТОЛ–СЭЩ–10
Номинальное напряжение кВ
Номинальный ток первичной обмотки А
Параметры определяющие термическую стойкость
Ток электродинамической стойкости кА
Проверка трансформаторов тока ТОЛ–СЭЩ–10 на стороне НН подстанции в цепи трансформатора:
) По напряжению установки кВ
) По длительному току А
Проверка трансформаторов тока ТОЛ–СЭЩ–10 на стороне НН подстанции в цепи КЛ (ГПП–РУ1):
Проверка данных трансформаторов тока на электродинамическую и термическую стойкость не производится так ячейка КРУ в которой они установлены уже прошла эти проверки. Следовательно принимаем эти ТТ к установке.
По вторичной нагрузке введём в расчёт измерительные приборы которые будут присоединены к ТТ в цепях трансформатора и кабельных линий.
Таблица 19. Измерительные приборы на стороне НН подстанции
Номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора тока ТОЛ–СЭЩ–10 :
Номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока ТОЛ–СЭЩ–10 Ом
Для линии 10 кВ применяем контрольный кабель с алюминиевыми жилами ориентировочная длина 5 м трансформаторы соединены в неполную звезду поэтому тогда сечение мм2
3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения или В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от цепей высокого напряжения.
Трансформаторы напряжения выбираются по следующим параметрам
) Учёт конструкции и схемы соединения обмоток;
) Учёт класса точности .
Для выбора ТН по вторичной нагрузке введём в расчёт измерительные приборы которые характерны для данной подстанции (табл. 20)
Таблица 20. Измерительные приборы на стороне ВН и НН подстанции
К установке выбираем антирезонансные трансформаторы напряжения НАМИ–110 (на стороне ВН) и НАМИ–10 (на стороне НН) с классом точности 05 [13]. Проверка данных трансформаторов представлена в таблице 21.
Таблица 21. Проверка условий выбора трансформаторов напряжения
4 Выбор сборных шин и ошиновок
4.1 Выбор сборных шин и ошиновок на стороне ВН
В распределительных устройствах 35 кВ и выше применяются гибкие шины выполненные проводом АС и жесткие шины трубчатого сечения. Согласно ПУЭ сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений выбираются по условию нагрева.
Для ошиновки и сборных шин ОРУ выбираем сталеалюминевый провод марки АС-7011 с допустимым длительным током
Необходимо выполнить проверку этого провода по следующим условиям
) Проверка по допустимому току А
) Проверка по условию короны [2]:
Максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля кВсм
где – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода [2];
Напряженность электрического поля около поверхности провода кВсм
где – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см
где – расстояние между фазами см.
Напряженность электрического поля около поверхности провода
Условие отсутствия короны кВсм
Проверка на электродинамическое действие тока КЗ необходима в случае когда ток КЗ больше 20 кА [2]. В данном случае кА. Следовательно в проверке на электродинамическое действие тока КЗ нет необходимости.
Проверку на термическое действие тока КЗ не проводим так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе [2].
Данный провод удовлетворяет всем требованиям.
4.2 Выбор жестких шин и ошиновок на стороне ВН
В распределительных устройствах 35 кВ ошиновка и сборные шины могут выполняться жесткими алюминиевыми шинами. При токах до 3000 А применяются одно и двухполосные шины [2]. Выбираем сечение шины из условия длительно допустимого тока А. Чтобы снизить потери на корону применяют шины круглого сечения. Выбираем алюминиевые однополосные шины круглого сечения ОЖ-СЭЩ-110 [3].
Таблица 21 – Параметры выбранных шин
Длительно допустимый ток А
Внутренний диаметр мм
Необходимо проверить выбранные шины:
) Проверка по длительно допустимому току А
) Проверка шин на термическую стойкость
где минимальное сечение проводника мм2
– тепловой импульс тока кА2с.
где начальное значение периодической составляющей тока КЗ на шинах ВН (смотр. расчет токов КЗ) кА;
tоткл - расчетная продолжительность КЗ с;
Tа - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ с [2 с. 110; Табл. 3.6]
где tр.з. – время действия основной релейной защиты данной цепи с учетом действия АПВ с;
tп.в. – полное время отключения выключателя с.
Механический расчет шин. Шины располагаем плашмя. Шины механически прочны если выполняется условие МПа
Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ Нм
где ударный ток КЗ А;
– расстояние между фазами м.
Момент сопротивления для круглых шин см3
Напряжение в материале шины возникающее при воздействии изгибающего момента МПа
где м – длина пролета [самара];
Допустимое напряжение не должно превышать 89 МПа [2]
4.2 Выбор жестких шин и ошиновок на стороне НН
В распределительных устройствах 6-10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. При токах до 3000 А применяются одно и двухполосные шины [2]. Выбираем сечение шины из условия длительно допустимого тока А. Выбираем алюминиевые однополосные шины прямоугольного сечения [3].
Таблица 22. Параметры выбранных шины
где СT – функция [2] Ac12мм2 ;
где ударный ток КЗ А;
– расстояние между фазами м.
Момент сопротивления при расположении шин см3
где длина пролета равная ширине ячейки КРУ м;
Допустимое напряжение не должно превышать 41–48 МПа [2]
4.3 Выбор гибких шин и ошиновок на стороне НН
На участке от вводов НН трансформатора до проходных изоляторов в ЗРУ применяются гибкие алюминиевые шины.
Для ошиновки и сборных шин ОРУ выбираем сталеалюминевый провод марки АС-30066 с допустимым длительным током
Гибкую связь выполним двумя проводами АС-30066 в фазе. В результате допустимый длительный ток составит
) Проверка по условию короны не требуется.
Данный провод удовлетворяет всем требованиям
5.1 Выбор опорных изоляторов на стороне ВН
Гибкие шины крепятся на опорных изоляторах. Выбираем изолятор типа ОСК-8-110-А-2-УХЛ1 [23] опорный стержневой с материалом защитной оболочки изоляционной части из кремнийорганической резины с разрушающей нагрузкой на изгиб Fразр=8 кН. Проверка опорных изоляторов осуществляется по тем же условиям что и жесткие шины:
Напряжение установки кВ;
Механическая нагрузка на изолятор Н
где Fрасч – сила действующая на изолятор; Fдоп – допустимая нагрузка на головку изолятора:
Расчетная сила действующая на изолятор Н
где – расстояние между фазами м
Условие проверки по механической нагрузке [1] Н
Изолятор удовлетворяет всем условиям.
5.2 Выбор опорных изоляторов на стороне НН
На стороне НН устанавливаем изоляторы ИОЛ-СЭЩ-810-01-УХЛ2 ().
– допустимая нагрузка на головку изолятора:
– расчетная сила действующая на изолятор Н
5.2 Выбор проходных изоляторов
Выбираем изоляторы ИПУ-102000-8 УХЛ1 (разрушающая нагрузка на изгиб равная 8 кН) [15]. Изоляторы предназначены для изоляции и соединения токоведущих частей закрытых распределительных устройств соединения с открытыми распределительными устройствами или линиями электропередачи.
Выбор и проверка проходных изоляторов осуществляется по условиям
) Напряжение установки
) Механическая нагрузка на изолятор Н;
Расчетная сила действующая на изолятор
По длительному току А
6 Выбор ограничителей перенапряжений (ОПН)
На линиях электропередачи возникают волны перенапряжения в результате прямых ударов молний в провода либо перекрытий воздушных промежутков при ударе молнии в опору. Эти волны перенапряжений доходят до подстанции и вызывают кратковременное перенапряжение на оборудовании. Они могут вызывать повреждение изоляции. Для предотвращения этого и защиты оборудования используются нелинейные ограничители перенапряжений.
Для защиты от атмосферных перенапряжений и кратковременных внутренних напряжений изоляции ВЛ и трансформаторов на сторонах ВН НН устанавливаем ограничители перенапряжений типа:
) ОПН–110 УХЛ1 [16] – предназначены для защиты электрооборудования в сети с заземленной нейтралью напряжением 35 кВ.
) ОПН–10 УХЛ2 [17] – предназначены для надежной защиты электрооборудования в сетях класса напряжения 10 кВ с изолированной или компенсированной нейтралью. Изготавливаются для наружной и внутренней установки (УХЛ 1 и 2 по ГОСТ15150). Встраиваются в КРУ СЭЩ-63.
7 Выбор трансформаторов собственных нужд
В системе собственных нужд устанавливают как правило 2 трансформатора собственных нужд (ТСН). Мощность ТСН выбирается по нагрузкам собственных нужд подстанции с учетом коэффициентов загрузки и одновременности.
Мощность потребителей собственных нужд невелика поэтому они присоединяются к сети 380220 В которая получает питание от понижающих трансформаторов.
Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции мощности трансформаторов типа электрооборудования.
Расчетная нагрузка определяется [2] кВА
где кВт – расчетная активная нагрузка ТСН и по справочным данным [2].
Мощность ТСН определяется так кВА
Ближайшее номинальное значение мощности соответствует трансформатору ТМ – 16010 [3]. Паспортные данные этого трансформатора приведены в таблице 23.
Таблица 23. Параметры трансформатора ТМ – 10010
Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме работы
Рекомендуемый коэффициент загрузки (06–07).
Проверка по коэффициенту аварийной перегрузки
Коэффициент перегрузки не должен превышать 14
Данный трансформатор удовлетворяет всем требованиям.
8 Выбор аппаратуры защиты в установках ниже 1000 В
К защитным устройствам в установках ниже 1000 В относятся плавкие предохранители и автоматические воздушные выключатели. Плавкие предохранители – простейшие защитные аппараты. Автоматические выключатели – используются для защиты сети от перегрузок коротких замыканий или снижений напряжения а также для нечастых оперативных включений и отключений электродвигателей.
Способ соединения цеховых трансформаторов со сборными шинами РУ НН будет производиться с применением автоматических выключателей.
8.1 Выбор автоматических воздушных выключателей
Выбор автоматических выключателей можно разделить на следующие этапы:
) Ток отключения автомата ;
) Тепловой импульс тока КЗ
Примем к установке автоматический выключатель серии ВА-99С100-630А PROxima [18]. Проверка данного выключателя приведена в таблице 24.
Таблица 24.Проверка условий выбора автоматических выключателей
Автоматический выключатель ВА-99С100
Данный автоматический выключатель проходит проверку по всем условиям.
8.2 Выбор предохранителей
В электрических сетях высоковольтные предохранители применяют для защиты силовых трансформаторов и измерительных трансформаторов напряжения. На напряжении 10 кВ понижающих подстанций устанавливают предохранители типа ПК.
Условия выбора предохранителей:
) По номинальному току ;
) По отключающей способности ;
Примем к установке для трансформаторов мощностью 630 и 1000 кВА предохранители марки ПК-10100 [1]. Проверка данных предохранителей приведена в таблице 25.
Таблица 25. Проверка условий выбора предохранителей
Расчетные данные на трансформатор мощностью 630 кВА
Расчетные данные на трансформатор мощностью 1000 кВА
Предохранитель ПК-10100
Плавкие вставки предохранителей выбирают с учетом отстройки их от бросков намагничивающего тока трансформатора в соответствии с ПУЭ. Максимальная мощность цехового трансформатора на заводе не более 1600 кВА значит номинальный ток плавкой вставки предохранителя равен 200 А.
Мероприятия по экономии электроэнергии на предприятии.
1. Увеличение сечения воздушной линии 35 кВ
Для питания главной понизительной подстанции завода от подстанции энергосистемы сооружены воздушные линии электропередачи класса напряжения35кВ.
Методом экономической плотности тока было определено стандартное сечениедлявоздушнойлинии–70.
Годовые потери в воздушной линии электропередачи определяются методомвременимаксимальныхпотерь.
Исходные данные для расчёта из курсового проектирования
полная мощность предприятия отнесённая к шинам ВН ГПП;
число часов максимума нагрузки;
номинальное напряжение линии;
Расчёт потерь в линии при сечении 70.
Погонное активное сопротивление для провода АС 7011 - ;
Потери активной мощности кВт
Годовые потери электроэнергии кВтчгод
Расчёт потерь в линии при сечении 95.
Погонное активное сопротивление для провода АС 9516 –
Экономия электроэнергии в год при увеличении сечения ВЛ 35 кВ кВтч
Экономия в год в денежном эквиваленте руб
Стоимость продукции АС 9516 руб
Срок окупаемости год
2 Замена люминесцентных ламп на светодиодные.
На предприятии имеется административно-технический корпус у которого осветительная нагрузка составляет примерно 30 % от всей потребляемой мощности. Поэтому выгоднее использовать вместо люминесцентных ламп энергосберегающие лампы.
В расчете нагрузок использовались люминесцентные лампы мощностью 20 Вт. У них световой поток равен 900 Лм. Такой же световой поток обеспечивает светодиодная лампа мощностью 10 Вт.
Рассчитаем годовой экономический эффект при замене люминесцентных ламп 20 Вт на светодиодные лампы 10 Вт
Потребляемая энергия люминесцентных ламп кВтч.
Экономия электроэнергии в год кВтч
Стоимость сэкономленной электроэнергии руб
3 Перевод сетей внутреннего электроснабжения на более высокое напряжение (20 кВ)
Согласно исходным данным напряжение стороны НН главной понизительной подстанции составляет 10 кВ. Соответственно сети системы внутреннего электроснабжения выполненные кабельными линиями имеют тот жекласснапряжения.
Переход на более высокий класс - 20 кВ способствует снижению потерь активной мощности в кабельных линиях и экономии электроэнергии.
Экономия электроэнергии в сети при переводе ее на более высокое напряжениеопределяетсякВтч
где длина участка сети на котором производится повышение номинальногонапряжениям;
и средние значения токов в каждом проводе сети соответственно при низшемивысшемнапряженииА ;
удельное сопротивления материала провода при 20 ;
и сечения проводов при высшем и низшем напряжении ;
При проведении мероприятия без замены проводов
расчётный период времени ч.
Покажем расчёт экономии электроэнергии при замене класса напряжения на линии ГПП - ТП1.
Длина линии составляет Сечение кабеля . Экономия электроэнергии для данной линии кВтч
Для остальных кабельных линий расчёт осуществляется аналогичным образом поэтому сведём результаты в таблицу.
Таблица 26. Приведение кабельных линий на напряжение 20 кВ
Суммарная экономия электроэнергии в кабельных линиях при переходе на напряжение 20 кВ кВтч
Экономия в денежном эквиваленте руб
4 Замена ненагруженных двигателей двигателями меньшей мощности в компрессорной.
электродвигателя А92-2 мощностью Рном=125 кВт работают с нагрузкой 50 кВт. Проверим рентабельность их замены электродвигателями А-81-2 мощностью 55 кВт. Коэффициент повышения потерь принимаем
Параметры двигателя А92-2:
Реактивная мощность потребляемая электродвигателем на холостом ходу квар
Номинальная реактивная мощность двигателя при номинальной нагрузке квар
Коэффициент нагрузки
Расчетный коэффициент зависящий от конструкции электродвигателя
Прирост потерь активной мощности в электродвигателе кВт
Суммарные потери активной мощности кВт
Параметры двигателя А81-2:
В результате замены незагруженного двигателя получили снижение потерь активной мощности в двигателе и электрических сетях кВт.
Экономия электроэнергии кВтч
В данном курсовом проекте был произведен расчет электрических нагрузок предприятия и определен центр электрических нагрузок. Для решения вопроса о схеме внешнего электроснабжения было произведено технико-экономическое сравнение двух вариантов схем внешнего электроснабжения предприятия. Также был произведен расчёт токов короткого замыкания и выбор электрооборудования для внешнего и внутреннего электроснабжения.
В результате проведенных расчетов была разработана система электроснабжения завода запасных частей для тракторов отвечающая всем необходимым требованиям по качеству и надежности электроснабжения.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Электроснабжение: учеб. пособие по курс. и дипломн. проектированию : в 2-х ч. Л. С. Синенко Т. П. Рубан Е. Ю. Сизганова Ю. П. Попов; Сиб. федер. ун-т Политехн. ин-т. Ч. 2. – 2007-212с.
Рожкова Л. Д. Электрооборудование электрических станции и подстанции [Текст]: учебник для сред. проф. образования Л. Д. Рожкова Л. К. Корнеева Т.В. Чиркова. – М.: Академия 2013. – 448 с.
Файбисович Д. Л. Справочник по проектированию электрических сетей [Текст]: Справочные материалы для проектирования электрических сетей И. Г. Карапетян Д. Л. Файбисович И. М. Шапиро. – Москва: ЭНАС 2012 – 212 с.
Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций [Текст]: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов Б. Н. Неклепаев И. П. Крючков. – М.: Энергатомиздат 1989. – 608 с.
Расчёт токов КЗ в программе MatchCAD

Титульный лист.doc

Министерство образования и науки РФ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение
«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра «Электротехнические комплексы и системы»
Проектирование электроснабжения турбогенераторного завода.
подпись дата инициалы фамилия
номер группы номер зач. кн. подпись дата инициалы фамилия