Расчет электроснабжения завода легких металлоконструкций

титульник.docx

Министерство образования и науки Российской Федерации
Государственного образовательного учреждения
Высшего профессионального образования
«Оренбургский государственный университет»
Механико-технологический факультет
Кафедра Электроснабжение и Энергообеспечение
по дисциплине: «Электрические системы и сети»

№3.doc

6.Расчет схемы внутреннего электроснабжения.
На предприятии имеются приёмники на напряжение 6 и 04 кВ. В связи с этим принимается решение о распределении электроэнергии по предприятию на напряжении 6 кВ. с установкой индивидуальных согласующих трансформаторов связи 604 кВ.
2 Выбор вариантов схем внутреннего электроснабжения
Первый вариант – радиальная схема.
Радиальные схемы распределения электроэнергии применяются в тех случаях когда пункты приема расположены в различных направлениях от центра питания. На небольших объектах и для питания крупных сосредоточенных потребителей используются одноступенчатые схемы. Двухступенчатые радиальные схемы с промежуточными РП выполняются для крупных и средних объектов с подразделениями расположенными на большой территории. При наличии потребителей первой и второй категории РП и ТП питаются не менее чем по двум раздельно работающим линиям.
На двухтрансформаторных подстанциях каждый трансформатор питается отдельной линией по блочной схеме линия-трансформатор. Вся коммутационная аппаратура устанавливается на ГПП или РП а на питаемых от них ТП предусматривается глухое присоединение трансформаторов.
Высокая надежность.
Простота в эксплуатации наглядность.
Возможность использования более простых и надежных схем автоматики и релейной защиты.
Большая длина КЛ. Большие потери электроэнергии.
Большое число присоединений на ГПП и РП. Расширяется строительная часть подстанции.
Радиальный вариант схемы электроснабжения представлен на рисунках 56.
Второй вариант — смешанная схема сочетающая принципы радиальных и магистральных схем распределения электроэнергии имеет наибольшее распространение на крупных объектах. На первом уровне обычно применяются
радиальные схемы дальнейшее распределение энергии от РП к цеховым ТП производится как по радиальным так и по магистральным схемам.
Смешанный вариант схемы электроснабжения представлен на рисунках 78.
Рисунок 5 – Радиальный вариант электроснабжения
Рисунок 6 – Радиальный вариант схемы электроснабжени
Рисунок 7 – Смешанный вариант электроснабжения
Рисунок 8 – Смешанный вариант схемы электроснабжения
3 Электрический расчет вариантов схем внутреннего электроснабжения
Расчет покажем на примере кабельной линии ГПП – ТП 2
Определяется сечение КЛ по экономической плотности тока
где Iр - расчетный ток КЛ в нормальном режиме А;
здесь n - количество кабельных линий;
Sр - расчетная нагрузка ТП;
jэ - экономическая плотность тока Амм2;
По значению принимается стандартное значение сечения кабельной линии и выбирается марка кабеля записывается Iдл.доп из таблицы П 4.7 1.342; способ прокладки траншея.
Из таблицы 3.5 1.54 принимается
Длительно допустимый ток с учетом условий прокладки и температуры окружающей среды:
I’дл.доп = Iдл.доп · Kп · Кt (69)
где Кп =095 - коэффициент учитывающий количество проложенных кабелей в траншее принимается по 4.31;
Кt =1 - коэффициент учитывающий фактическую температуру окружающей среды;
I’дл.доп = 135 · 095 · 1 = 12825 А;
Тогда условие проверки по нагреву в нормальном режиме:
I’дл.доп ≥ Iр.к (70)
I’дл.доп = 12825 > Iр.к = 80471;
Определяется аварийный ток:
Iав = 2 Iр.к = 2 80471 = 16094 А.
Допустимый ток в аварийном режиме с учетом коэффициента перегрузки Кав определяемый по 1.51 таблица 3.3
I’ав = I’дл.доп Кав (71)
Принимается Кн = 06; Кав = 135
I’ав = 12825 135 = 173138 А
Условие проверки по нагреву в послеаварийном режиме:
Iав = 16094 А I’ав = 173138 А
Выбранное сечение проверяется по допустимой потере напряжения:
ΔUдоп = 5% ≥ ΔUр = 0801%
Результаты расчета кабельных линий по вариантам заносим в таблицы 9 и 10.
Таблица 9 – Электрический расчет радиальной схемы внутреннего ЭС
Таблица 10 – Электрический расчет смешанной схемы внутреннего ЭС
4 Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов короткого замыкания производим для точек:
К1 с учетом подпитки двигателей.
На самом удаленном радиальном присоединении.
На самом удаленном магистральном присоединении.
Расчет токов к.з для радиального варианта схемы электроснабжения.
Рисунок 9 – Схема замещения для 1-го варианта
Выбираются базисные условия:
Определяются параметры схемы:
Рисунок 10 – Преобразованная схема
Рисунок 11 – Преобразованная схема
Iк1 = Iк1* Iб = 1038 916 = 9508 кА;
Iк2 = 1002 916 = 9178 кА;
Iк3 = 0971 916 = 8894 кА;
Расчет токов к.з для смешанного варианта схемы электроснабжения.
Рисунок 12 - Схема замещения для 2-го варианта
Iк4 = 0971 916 = 8894 кА;
Проверка выбранного сечения на термическую стойкость определяется по условию:
где Fт – термически устойчивое сечение
где - установившийся ток КЗ;
= 1075 - приведенное время срабатывания защиты;
= 95 - коэффициент изменения температуры;
Принимаем ближайшее меньшее сечение 95 мм2 как термически стойкое.
Окончательно принимается кабель 2ААБл - 6 - 3х95
Последующий расчет аналогичен. Сведем его в таблицы 11 и 12.
Таблица 11 – Расчет окончательного сечения для радиальной схемы
Таблица 12 – Расчет окончательного сечения для смешанной схемы
5 Выбор оборудования распределительной сети.
Выбор оборудования и электрических частей ГПП на стороне НН.
5.1 Выбор ячеек РУ.
Принимается КРУ типа К59-У3.
Номинальное напряжение – 6 кВ;
Номинальный ток главных цепей – 2500 А;
Номинальный ток отключения выключателя – 20 кА;
Номинальный ток электродинамической стойкости шкафа- 51 кА;
Ток термической стойкости в течении 3с – 20 кА;
Полное время отключения tотк=008 с;
Собственное время отключения tсв=005 с
Содержание апериодической составляющей н=25%
Изоляция – воздушная.
Тип выключателей- ВВTel-6
5.2Выбор сборных шин.
Выбираются сборные шины 6 кв.
Сборные шины в пределах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбираются поэтому выбор производится по допустимому току.
Наибольший ток в цепи сборных шин равен:
Imax = 14 · Iнорм = 14 · 96225 = 134715 А (83)
Принимаются однополосные шины АД31Т 80×10 см2395.
Условие нагрева в продолжительном режиме:
Минимальное сечение шин по условию термической стойкости:
Условие проверки: Fmin= 68429 мм2 S = 800 см2 - шины термически стойкие. Проверка на механическую прочность:
Напряжение возникающее в материале шины при воздействии изгибающего момента:
где а = 05 м - расстояние между фазами;
W - момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярно действию усилия:
расч = 174 МПа доп. = 40 МПа;
Iдоп - допустимый ток на шинах выбранного сечения;
Принимаем алюминиевые однополосные сборные шины прямоугольного сечения.
полосу 50×6 мм Iдоп = 740 А; 2395
Iдоп.ном = 095 Iдоп = 095 740 = 703 А;
где 095 - показывает уменьшение допустимого тока на 5% для горизонтальной прокладки шин и расположение большей грани в вертикальной плоскости.
С учётом поправочных коэффициентов на температуру:
где о = 134оС - эквивалентная зимняя температура охлаждения для Оренбурга;
Условие проверки: Fmin = 84984 мм2 S = 300 мм2 - шины термически стойкие. Проверка на механическую прочность:
расч = 0119 МПа доп. = 40 МПа;
5.3Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
Проводится выбор и проверка трансформаторов тока.
Место установки – ввод 6 кВ от трансформатора.
Трансформатор выбирается на основе следующих данных:
Принимается трансформатор типа ТПЛ-10-М 3633. Его технические характеристики:
Z2ном = S2номI2ном = 1525 = 06 Ом
Сравнительный анализ данных значений показывает что данный трансформатор удовлетворяет необходимым условиям.
Общее сопротивление приборов равно:
rприб = SприбI2ном (88)
Допустимое сопротивление проводов
rпр = Z2ном – rприб – rк (89)
rк принимается равным 005 3375
rпр = 06 - 008 - 01 = 042 Ом.
Применяется кабель с алюминиевыми жилами ориентировочная длина 40 м трансформаторы тока соединены в полную звезду поэтому lрасч = l тогда сечение будет равно:
qрасч = ρ · lрасч rпр (90)
qрасч = 00283 · 40 042 = 27 мм2
Принимается контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.
Трансформаторы тока устанавливаемые на шинах ГПП и высоковольтного РП несут меньшую нагрузку. Следовательно к установке принимаются трансформаторы тока того же типа.
На всех отходящих линиях 6 кВ. устанавливаются трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТПОЛ-10 соответственно.
Расчеты сводятся в таблицу 13
Таблица 13 – Выбор трансформаторов тока
Обозначение на схеме
кВ от трансформатора
I2тер·tтер = 452×3 кА2·с
В качестве кабеля связи принимается кабель марки
ТТ – отходящие линии 6 кВ
секционный выключатель
Производится выбор трансформаторов напряжения.
На обеих секциях шин применяется трансформатор НАМИ-650 3634.
Перечень необходимых измерительных приборов принимается по таблице 14.
Таблица 14 – Перечень необходимых электрических приборов
Прибор учета акт и реакт мощности
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения первой секции равна
Три трансформатора напряжения соединенных в звезду имеют мощность
×50 = 150 ВА что больше S2Σ = 038 ВА.
Таким образом трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 05.
На второй секции шин устанавливаются аналогичные трансформаторы напряжения.
Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 4 мм2 по условию механической прочности 3376.
Расчеты сводятся в таблицу 15.
Таблица 15 – Выбор трансформаторов напряжения
В качестве кабеля связи принимается кабель марки АКРВГ Sжил = 4мм2
Выбор трансформаторов СН
Выбирается число и мощность трансформаторов СН.
Для этого определяются нагрузки СН.
Таблица 16 - Нагрузка собственных нужд ГПП
Установленная мощность
Охлаждение трансформатора
Отопление и освещение ОПУ
Освещение и вентиляция ЗРУ
Расчетная нагрузка при кс=08 3477 равна
Принимаются два трансформатора ТМГ-100 кВА. При отключении одного трансформатора второй будет загружен на 836100=0836 т.е. на 84%.
5.4 Выбор выключателей на 6 кВ.
Для линии ГПП – РП1 как для самой нагруженной
Iав = 2 60879 = 121758 А;
Принимаем выключатель BBTEL-10-1251600-У2-45 для которого:
Uн = 10 кВ ≥ Uуст = 6 кВ;
Iном= 1600 А ≥ Iав = 121758 А;
Iном.откл. = 125 кА ≥ Iпо = 9178 А;
I2тер х tтер= 202 х 3 кА2·с ≥ Вк = 59807 кА2·с;
Ввиду того что расчетные токи будут в пределах найденного Iр для линии ГПП – РП1 для всех остальных ячеек отходящих линий принимается выключатель BBTEL-10-1251600-У2-45.
5.5 Выбор автоматических выключателей.
Выбираем автоматические выключатели серии «Электрон».
Результаты выбора заносим в таблицу10.
Таблица 17– Выбор автоматических выключателей
5.6 Выбор разъединителей
Для магистрали ГПП – ТП5 – ТП6 как для самого нагруженного магистрального присоединения:
SтΣ = (Sт5 + Sт6)2 = (1000+630)2 = 815 кВА;
Принимаем разъединитель РВФ-10630-У2 по 2260 для которого:
Uн = 10кВ ≥ Uуст = 6кВ;
I2тер х tтер= 202 х 3 кА2·с ≥ Вк = 5686 кА2·с;
Ввиду того что расчетные токи будут в пределах найденного Iр для магистрали ГПП – РП5 – РП6 для всех остальных магистралей принимается разъединитель РВФ-10630-У2.
5.7 Выбор выключателей нагрузки:
Для ТП5 как для самого нагруженного магистрального приемника:
Принимаем выключатель нагрузки ВНРп-10400-10зпУЗ (со встроенными предохранителями) для которых:
Uном =10кВ ≥ Uуст = 6 кВ;
I2тер х tтер= 102 х 1 кА2·с ≥ Вк = 59573 кА2·с.
6.Технико-экономическое сравнение вариантов.
Рассматривается общая методика расчета и приводится расчет для варианта I.
Для каждого варианта определяются годовые приведенные затраты:
где рн – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;
Принимается рн = 015;
к – капитальные вложения;
к = кв + кт + ккл + кр (93)
где кв - капиталовложения в высоковольтные выключатели;
кт – капиталовложения в трансформаторы;
ккл – капиталовложения в кабельные линии;
кр – капиталовложения в разъединители и выключатели нагрузки;
где ков - стоимость выключателя т. руб.;
кBBTEL-10-1251600-У2-45 = 90 тыс. руб.;
n = 22 - число выключателей;
кв = 22 · 90 = 1980 т.руб.
где кт – стоимость трансформатора т.руб.;
кТМ-400604 = 231 тыс. руб.;
кТМ-630604 = 3547 тыс. руб.;
кТМ-1000604 = 5484 тыс. руб.;
кТМ-4000604 = 15528 тыс. руб.;
n – число трансформаторов;
кт = 231 · 2 + 3547 · 4 + 5484 · 4 + 15528 · 2 = 7180 тыс. руб.
ккл = ко.пр l + ко l (96)
где ко - удельная стоимость кабельной линии т. руб.км;
ко ААБл-6-3х95 = 343 тыс. руб.км.;
ко ААБл-6-3х240 = 673 тыс. руб.км.;
ко ПвБП-6-3х240 = 2859168 тыс. руб.км.;
ко.пр - удельная стоимость прокладки кабеля т.руб.км;
ко.пр = 135 тыс. руб; 1347
ккл = 135 · (2 · 157) + (343 · 2 · (0155 + 0346 + 0003 + 0187 + 0287)) + (673 · (0314 · 2)) + (28592 · (2 · 0279)) = 4244 + 670908 + 422644 + 1595434 = 3113386 тыс. руб.
кр = кор nр + ковн nвн (97)
где кор - стоимость разъединителей т.руб.;
ко РВФ-10630-У2 = 8461 тыс. руб.;
nр - число разъединителей;
ковн - стоимость выключателей нагрузки т.руб.;
ко ВНРп-10400-10зпУЗ = 1097 тыс. руб.;
nвн - количество выключателей нагрузки ;
кр = 8461 0 + 1097 0 = 0 тыс. руб.
к = 1980 + 7180 + 3113386 + 0 = 12273386 тыс. руб.
где ИΔW - издержки от потерь электроэнергии;
Иа - амортизационные отчисления;
где ΔW - потери электроэнергии кВт;
С0 - стоимость 1квтч потерь электроэнергии;
ΔW = ΔWл + ΔWтр (100)
где ΔWл - потери электроэнергии в линиях кВт;
ΔWтр - потери электроэнергии в трансформаторах кВт;
ΔWл=N(3IрR0l)10 (101)
где Iр - расчетный ток кабеля А;
R0 - удельное активное сопротивление кабеля Омкм;
- время наибольших потерь ч.
Рассчитываются потери электроэнергии в электрических линиях на примере КЛ:
ГПП-ТП1: ΔW = 2 (3 5152 0155 0405 629844) 10 = 6291 кВтч;
ГПП-ТП2: ΔW = 2· (3 · 80472 · 0346 · 0405 629844) 10 = 34291 кВтч;
ГПП-ТП3: ΔW = 2· (3 · 247492 · 0314 · 016 629844) 10 = 11629 кВтч;
ГПП-РП1: ΔW = 2· (3 · 318382 · 0279 · 062 629844) 10 = 66263 кВтч;
РП1-ТП4: ΔW = 2· (3 · 25812 · 0003 · 0405 629844) 10 = 0030587 кВтч;
ГПП-ТП5: ΔW = 2· (3 · 80292 · 0187 · 0405 629844) 10 = 1845 кВтч;
ГПП-ТП6: ΔW = 2· (3 · 504762 · 0287 · 0405 629844) 10 = 11192 кВтч.
Суммарные потери электроэнергии в линиях равны:
ΔWл = 6291+34291+11629+66263+0030587+1845+11192 = 849175 кВтч;
ΔWтр = N (ΔPхх Тг + н2 ΔРк ) (102)
ΔWтр400 = 2 (095 8760 + 082 55 629844) = 60985018 кВт ч;
ΔWтр630 = 4 (131 8760 + 082 76 629844) = 84222424 кВт ч;
ΔWтр1000 = 4 (24 8760 + 082 136 629844) = 151691244 кВт ч;
ΔWтр4000 = 2 (52 8760 + 082 335 629844) = 361181107 кВт ч;
Суммарные потери в трансформаторах равны:
ΔW = 849175 + 65807979 = 65892897 кВтч
где =105 - поправочный коэффициент;
α =041- основная ставка двухставочного тарифа коп(кВт·ч);
кн =1 - коэффициент учитывающий совпадение максимума нагрузок предприятия с максимумом системы;
= 29877 - дополнительная ставка двухставочного тарифа руб(кВт·мес);
ИΔW = 1028 65892897 = 67738 тыс.руб.
Иа = Иа.в + Иа.т + Иа.л + Иа.р = Иа.обор + Иа.л (104)
где Иа.в. - амортизационные отчисления на выключатели;
Иа.т. - амортизационные отчисления на трансформаторы;
Иа.л. - амортизационные отчисления на линии;
Иа.р. - амортизационные отчисления на разъединители;
Иа.обор = λобор (кв + кт + кр) (105)
где λобор - норма амортизационных отчислений на высоковольтное оборудование; 652
Иа.обор = 0063 (1980 + 7180 + 0) = 9160 т.руб.
Иа.л = λклккл (106)
где λкл. - норма амортизационных отчислений на кабельные линии; 652
Иа.л = 005 3113386 = 155669 т.руб.;
Иа = 9160 + 155669 = 93157 т.руб.;
И = 67738 + 93157 = 999308 т.руб.;
З = 015 12273386 + 999308 = 11834088 т.руб.
Технико-экономический расчет для второго варианта схемы электроснабжения проводится аналогично. Результаты обоих расчетов заносятся в таблицу 11
Таблица 18 – Технико-экономическое сравнение вариантов
Вариант распред-ой сети
Определяется на сколько процентов один вариант отличается от другого.
ΔЗ = (З1 – З2) 100 З2; (107)
ΔЗ = (11834088 – 8102442) 100 8102442 = 46056 %
Приведенные затраты для вариантов отличаются более чем на 5%. Принимается вариант с меньшими годовыми затратами то есть второй вариант – смешная схема распределительной сети.
7Конструктивное выполнение распределительной сети
Распределительная сеть 6 кВ выполняются двумя марками кабелей:
Кабели первого типа представляют собой силовые кабели с алюминиевыми токопроводящими жилами в изоляции из пропитанной бумаги в алюминиевой оболочке с подушкой под броню бронированный двумя стальными лентами имеется наружный покров из стеклопряжи. Кабели второго типа с медными токопроводящими жилами в изоляции из вулканизированной композиции полиэтилена в оболочке из теплостойкого поливинилхлоридного пластиката бронированный двумя стальными лентами с наружным покровом из поливинилхлоридного пластиката. Обе марки кабелей предназначены для прокладки в траншеях с низкой и средней коррозионной активностью с наличием или отсутствием блуждающих токов в сухих производственных помещениях.
Прокладка кабелей распределительной сети осуществляется в траншее глубиной 1 м с шириной по дну 400-600 мм с подсыпкой снизу и засыпкой сверху слоем мелкой земли толщиной не менее 100 мм. Для того чтобы не возникали опасные механические напряжения в кабелях при монтаже и эксплуатации кабели проложены змейкой с запасом по длине 1%. Расстояние между кабелями в свету составляет 100 мм.
Схема распределительной сети предполагает пересечение кабельной трассы с автомобильной и железной дорогой. При этом кабели прокладываются в трубах по всей ширине зоны отчуждения на глубине не менее 1м от полотна автомобильной дороги и 2 м от полотна железной дороги.
Большая часть кабельной трассы проложена параллельно фундаментам зданий. При этом расстояние в свету от кабеля до фундаментов должно быть не менее 06 м.
В местах прокладки кабеля параллельно автомобильной дороге расстояние в свету между кабелем и дорогой не менее 1 м.
При повороте кабельной трассы радиус изгиба кабеля составляет не менее пятнадцати внешних диаметров кабеля.
Для ввода кабеля выходящего из траншеи в здание в стене заранее закладываются отрезки стальных труб размещенных на расстоянии 100 мм в свету друг от друга. При этом глубину прокладки кабеля допускается уменьшать до 05 м.
Расчет и выбор устройств компенсации реактивной мощности
1.Выбор мощности низковольтных компенсирующих устройств
Выбор мощности низковольтных КУ производится в два этапа:
Выбор мощности Qнк1 исходя из критерия оптимизации выбора мощности трансформаторов цеховых подстанций.
Выбор мощности компенсирующих устройств Qнк2 исходя из минимизации потерь активной мощности трансформаторов ЦП и распределительной сети 6 кВ.
Величина Qнк1 определяется при выборе мощности трансформаторов цеховых подстанций.
Величина Qнк2 определяется для подстанций или цеха по формуле:
Qнк2 = Qр – Qнк1 – γ N Sнт (108)
где γ = 06 – расчётный коэффициент который определяется в зависимости от энергосистемы количества рабочих смен мощности трансформатора и длины питающей линии; 1107
К1 = 14 - коэффициент зависящий от количества рабочих смен на предприятии; 1108
К2 = 2 – коэффициент зависящий от мощности трансформаторов цеховых подстанций и длины питающей линии; 1109
QР – расчётная нагрузка цеха кВт;
N – количество трансформаторов цеховой подстанции;
Sнт – номинальная мощность трансформатора кВА;
Qнк2 = 8796 – 21851 – 06 2 630 = –9491 квар;
Принимается Qнк2 = 0 квар.
Суммарная мощность компенсирующих устройств равна:
Qнк = Qнк1 + Qнк2; (109)
т.к Qнк2 0 то устанавливаем компенсирующее устройство мощностью 21851 квар на стороне низшего напряжения ТП1. Принимаем компенсирующие устройства: 2 х УКМ58-04-112-30-УЗ.
Остальные расчеты аналогичны и сводятся в таблицу 19.
Таблица 19 – Выбор мощности низковольтных компенсирующих устройств
Принятая мощн-ть ККУ квар
Принятый тип батареи
хУКМ58-04-112-333-УЗ
хУКМ58-04-100-333-УЗ
хУКМ58-04-402-333-УЗ
2 Выбор мощности высоковольтных компенсирующих устройств.
Выбор мощности высоковольтных компенсирующих устройств производится исходя из выполнения баланса реактивной мощности для всего предприятия:
QВК = Qр + QТ – QНК1 – Qэ1; (110)
где QТ – потери реактивной мощности в трансформаторах цеховых подстанций квар;
Qр – расчётная реактивная нагрузка высоковольтных и низковольтных приёмников квар;
ΣQНК1 – суммарное значение номинальных мощностей КУ напряжением до 1000 В;
QЭ1 – экономическое значение реактивной мощности определённое в п.5.2;
QВК = 741645 + 72738 – 2300 – 8600 = –275617 квар
Для компенсации реактивной мощности определяется располагаемая реактивная мощность СД:
где αм – коэффициент допустимой перегрузки СД зависящий от его загрузки по активной мощности; 1227
Располагаемая реактивная мощность всех СД:
QЭСД = 2787755 квар > QВК = –275617 квар.
Установка высоковольтных компенсирующих устройств не требуется.
Выбор устройств автоматики и релейной защиты
1 Выбор устройств автоматики
1.1 Шины ГПП РП трансформаторных подстанций
Согласно п.п. 3.3.30-3.3.32 ПУЭ на шинах ГПП РП цеховых трансформаторных подстанций устанавливаются устройства автоматического ввода резерва (УАВР). УАВР выполняется при этом на секционном выключателе. При выходе из строя линии или трансформатора устройство АВР восстанавливает питание значительно сокращая простои технологического оборудования. УАВР должны удовлетворять следующим основным требованиям:
обеспечивать возможность действия при исчезновении напряжения на шинах питаемого элемента.
при отключении выключателя рабочего источника питания включать без дополнительной выдержки времени выключатель резервного источника питания; при этом должна обеспечиваться однократность действия устройства.
Для обеспечения действия АВР при обесточении питаемого элемента необходимо предусмотреть пусковой орган напряжения (ПОН).
Элемент минимального напряжения ПОН АВР должен быть выполнен так чтобы исключалась его ложная работа при перегорании одного из предохранителей трансформатора напряжения (ТН) со стороны обмотки высшего (ВН) или низшего (НН) напряжения.
Если при использовании пуска УАВР по напряжению время его действия окажется недопустимо большим в дополнение к пусковому органу напряжения применяется пусковой орган реагирующий на снижение частоты. Устройства АВР выполняют на оперативном переменном и постоянном токе.
Источниками оперативного переменного тока служат ТН установленные на рабочем или резервном вводе или на шинах подстанции в зависимости от схемы устройства АВР. В качестве ПО АВР применяется реле типа РН-54160 РЧ-1.
1.2 Синхронные двигатели
При расчете устройств ТАПВ и УАВР синхронных двигателей (РП высокого напряжения) следует учитывать возможность несинхронного включения двигателей и необходимость частичного гашения поля. Так же предусматриваются устройства автоматического регулирования возбуждения для поддержания заданных параметров (tgφ и т.д.) устройства гашения поля.
1.3 Магистральные линии
На магистральных линиях согласно п.3.3.2 ПУЭ устанавливаются устройства трехфазного автоматического повторного включения (ТАПВ) однократного действия. Сущность ТАПВ состоит в том что элемент системы электроснабжения отключившийся под действием релейной защиты (РЗ) вновь включается под напряжение (если нет запрета на повторное включение) и если причина вызвавшая отключение элемента исчезла то элемент остается в работе и потребители получают питание практически без перерыва.
Устройства ТАПВ должны удовлетворять следующим основным требованиям:
устройства ТАПВ не должны действовать:
-при отключении выключателя персоналом дистанционно или при помощи телеуправления;
-при автоматическом отключении выключателя защитой непосредственно после включения его персоналом;
-при отключении выключателя защитой от внутренних повреждений трансформаторов и вращающихся машин устройствами противоаварийной автоматики а также в других случаях отключений выключателя когда действие ТАПВ недопустимо;
устройства ТАПВ должны быть выполнены так чтобы была
исключена возможность многократного включения на КЗ при
любой неисправности в схеме устройства;
устройства ТАПВ должны выполняться с автоматическим
При применении ТАПВ необходимо предусматривать ускорение действия защиты на случай неуспешного ТАПВ.
Ускорение защиты до ТАПВ сокращает до минимума время протекания тока КЗ благодаря чему уменьшаются вызываемые им разрушения и увеличивается возможность успешного ТАПВ.
Ускорение защиты до ТАПВ заключается в том что выдержка времени максимальной защиты выводится из действия и первое отключение выключателя осуществляется мгновенно. Второе отключение выключателя после неуспешного ТАПВ выполняется избирательно с выдержкой времени которая к этому моменту автоматически вводится в действие.
Ускорение защиты после ТАПВ применяют на участках сети имеющих несколько ступеней избирательной защиты так как вывод из действия выдержки времени может привести к ложному срабатыванию защиты.
Отключение выключателя после неуспешного ТАПВ производится мгновенно для чего к этому моменту выдержка времени максимальной токовой защиты автоматически выводится из действия.
Устройства ТАПВ необходимо выполнять с пуском от несоответствия между ранее поданной оперативной командой и отключенным положением выключателя (допускается также пуск устройства АПВ от защиты).
Время действия устройства ТАПВ должно быть не меньше необходимого для полной деионизации среды в месте КЗ и для подготовки привода выключателя к повторному включению должно быть согласовано со временем работы других устройств автоматики (например УАВР) защиты учитывать возможности источников оперативного тока по питанию электромагнитов включения выключателей одновременно включаемых от устройства АПВ.
1.4 Конденсаторные установки
Для обеспечения экономичной работы конденсаторных установок (КУ) применяется устройство автоматического регулирования мощности в зависимости от напряжения на шинах типа АРКОН. Устройство АРКОН осуществляет комбинированное многоступенчатое регулирование мощности КУ в сетях переменного тока высокого и низкого напряжения.
Многоступенчатое регулирование КУ т.е. включение и отключение отдельных секций батареи является более точным и уменьшает зону нечувствительности по сравнению с одноступенчатым.
2 Выбор устройств релейной защиты
2.1 Трансформаторы ГПП
Согласно п.3.2.51 ПУЭ для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимах работы:
-Многофазных замыканий в обмотках и на выводах.
-Витковых замыканий в обмотках.
-Токов в обмотках обусловленных внешними КЗ.
-Токов в обмотках обусловленных перегрузкой.
-Понижения уровня масла.
Защиты устанавливаемые на трансформаторах ГПП.
2.1.1 Газовая защита от повреждений внутри кожуха.
Основана на использовании явления газообразования в баке поврежденного трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту способную различать степень повреждения и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение. Защита выполняется на реле РГЧЗ-66. Так же должна предусматриваться отдельное газовое реле для избирателей и контакторного устройства РПН.
2.1.2 Продольная дифференциальная защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений.
Дифференциальный принцип позволяет выполнить быстродействующую защиту трансформатора реагирующую на повреждения в обмотках на выводах и в соединениях с выключателями. При этом она может иметь недостаточную чувствительность только при витковых замыканиях и «пожаре стали».
Защита должна отстраиваться от бросков тока намагничивания и токов небаланса. Продольная защита должна выполняться так чтобы в зону ее действия входили соединения трансформатора со сборными шинами.
Дифференциальная защита реализуется группой функциональных блоков в составе устройства ЯРЭ-2201.
2.1.3 Для защиты от многофазных КЗ
Максимальная токовая защита (МТЗ) с комбинированным пуском по напряжению и без него действующая на отключение. Наличие комбинированного пускового органа напряжения позволяет выбрать ток срабатывания защиты без учета перегрузки трансформатора. Следует рассмотреть вариант дополнения МТЗ токовой отсечкой (ТО) предназначенной для отключения с меньшей выдержкой времени КЗ на шинах.
Токовая защита от перегрузок выполняется одним реле тока с действием на сигнал.
Все вышеперечисленные защиты действующие на отключение должны действовать на отключение обоих выключателей трансформатора.
2.2 Цеховые трансформаторы
Цеховые трансформаторы подстанций на магистральных линиях защищаются с помощью предохранителей типа ПК и выключателей нагрузки. При возникновении токов КЗ больших номинального тока предохранителя в 3-35 раза предохранитель будет надежно защищать трансформатор. Под действием меньших токов высоковольтный предохранитель может расплавиться но не может отключить эти токи и при отсутствии дополнительных средств защиты произойдет его термическое разрушение. В этом случае защита силового трансформатора должна возлагаться на выключатели нагрузки (ВН). ВН срабатывает именно как защитный аппарат только после того как предохранитель расплавится в результате чего обеспечивается автоматическое отключение всех трех полюсов выключателя нагрузки что исключит появление неполнофазного режима в сети.
На трансформаторах согласно пп. 3.2.58 3.2.61 3.2.66 3.2.70 ПУЭ предусматривается установка следующих устройств релейной защиты:
Газовая защита. Выполняется с использованием реле повышения внутритрансформаторного давления. Газовая защита должна срабатывать при внутренних витковых повреждениях трансформатора сопровождающихся малыми токами действовать на отключение ВН.
МТЗ нулевой последовательности устанавливаемой в нулевом проводе трансформатора (при недостаточной чувствительности вышеперечисленных защитных аппаратов).
Однофазная МТЗ от токов обусловленных перегрузкой с действием на сигнал.
Трансформаторы питающиеся по радиальной схеме. Согласно пп. 3.2.58 3.2.61 3.2.66 3.2.70 ПУЭ предусматриваются следующие виды защит:
-со стороны источника питания устанавливается двухфазная двухрелейная ТО без выдержки времени от междуфазных КЗ в трансформаторе;
-двухфазная трехрелейная МТЗ трансформатора от внешних КЗ;
-МТЗ нулевой последовательности (исходя из условий перечисленных выше).
Так же на линии устанавливается защита от однофазных замыканий на землю с действием на сигнал.
2.3 Кабельные линии 6 кВ
В соответствии с пп. 3.2.91-3.2.97 ПУЭ на кабельных линиях должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и однофазных замыканий на землю. Защита от многофазных замыканий предусматривается в двухфазном исполнении и включается в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения только одного места повреждения. Такой защитой является двухступенчатая токовая защита первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки а вторая – в виде максимальной токовой защиты.
От однофазных замыканий на землю применяется МТЗ нулевой последовательности действующую на сигнал реализованную на реле типа РТЗ-51 с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности.
Так же предусматриваются устройства контроля изоляции с использованием трансформаторов напряжения установленных на шинах ГПП и высоковольтного РП.
2.4 Синхронные двигатели
Основными видами повреждений в двигателях являются:
·Однофазные замыкания на землю в обмотке статора.
·Витковые замыкания в обмотках статора.
К ненормальным режимам работы двигателей относят:
Понижение напряжения.
Согласно пп. 5.3.43 5.5.46 ПУЭ на электродвигателях должны предусматриваться следующие виды защит:
oЗащита от многофазных КЗ. Выполняется в виде токовой отсечки без выдержки времени. В зависимости от выполнения условия чувствительности может выполняться как однорелейной с включением токового реле на разность токов двух фаз так и двухфазной двухрелейной. Для одновременной реализации защиты двигателей от КЗ и перегрузки используются индукционные реле типа РТ-80 имеющие индукционный и электромагнитный элементы.
oПродольная дифференциальная защита при недостаточной чувствительности токовой отсечки.
oЗащита от замыканий на землю при условии превышения током короткого замыкания на землю значения в 10 А. Защита должна действовать без выдержки времени на отключение синхронного двигателя (СД) и на устройство автоматического гашения поля.
oЗащита минимального напряжения СД обеспечивает отключение части двигателей при недопустимом снижении напряжения питания
oЗащита от потери питания. Учитывает возможность несинхронного включения двигателей что может привести к необходимости отключать СД.
oЗащита от асинхронного режима. При асинхронном ходе в обмотках статора и ротора имеет место пульсирующий ток. Защита осуществляется в однофазном исполнении на реле РТ-40. Защита должна действовать на схему ресинхронизации СД.
Список использованной литературы
Фёдоров А. А. Старкова Л. Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат 1987. – 368 с.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П.Электрическая часть станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат 1989.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – М: Энергоатомиздат 1987. – 648 с.
Князевский Б.А. Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник – М.: Высш. Школа 1979. – 431 с. ил.
Справочник по проектированию электроснабжения под ред. Барыбина Ю.Г. – М.: Высшая школа 1990.
Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. 2-е изд. перераб. и доп. Под общ. ред. А.А.Федорова и Г.В. Сербиновского. – М.: Энергия 1980. – 576 с. ил.
Правила устройства электроустановок. – М: Энергия 1986. – 244 с.
Блок В.М. Электрические сети и системы: Учеб. пособие для вузов. – М.: Высш. школа1986. – 431 с.

№1.doc

Пояснительная записка содержит 89 страниц в том числе 12 рисунков 19 таблиц 8 источников.
Графическая часть выполнена на 2 листах формата А1.
В данном проекте изложены основные положения и произведен расчет системы электроснабжения предприятия. Расчет системы электроснабжения включает в себя: расчет электрических нагрузок предприятия выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций расчет схемы внешнего электроснабжения расчет схемы внутреннего электроснабжения.
Рассмотрены вопросы компенсации реактивной мощности конструктивного выполнения распределительной сети произведен выбор устройств релейной защиты и автоматики выбор оборудования схем внешнего и внутреннего электроснабжения.
Основные решения приняты на основе технико-экономического расчета.
Краткая характеристика технологического процесса и основных электроприемников 8
Основные принципы проектирования электроснабжения предприятия 10
Расчет электрических нагрузок цехов . ..11
1. Расчет электрических нагрузок цехов 11
2. Расчет осветительной нагрузки 18
3 Расчет картограммы электрических нагрузок. Определение ЦЭН .20
Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций 22
Расчет схемы внешнего электроснабжения ..26
1. Выбор напряжений 26
2. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП 26
3. Выбор схемы электрических соединений ГПП .32
4. Расчет токов короткого замыкания .. . 35
5. Выбор оборудования и токоведущих частей ГПП 37
5.1. Выбор сечения ВЛ 110 кВ и определение потерь .. 37
5.2. Выбор оборудования и токоведущих частей . 38
Расчет схемы внутреннего электроснабжения .42
1. Выбор напряжения .. 42
2. Выбор вариантов схемы внутреннего электроснабжения .. .42
3. Электрический расчет вариантов схем внутреннего электроснабжения 47
4 Расчет токов короткого замыкания 51
5. Выбор оборудования распределительной сети 57
5.1. Выбор ячеек РУ .57
5.2. Выбор сборных шин .57
5.3. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения .60
5.4 Выбор выключателей на 6 кВ ..65
5.5. Выбор автоматических выключателей .. .66
5.6. Выбор разъединителей .. 67
5.7. Выбор выключателей нагрузки 67
6. Технико-экономическое сравнение вариантов ..68
7. Конструктивное выполнение распределительной сети 74
Расчет и выбор устройств компенсации реактивной мощности .. 76
1. Выбор мощности низковольтных компенсирующих устройств 76
2. Выбор мощности высоковольтных компенсирующих устройств ..77
Выбор устройств автоматики и релейной защиты .. .79
1.Выбор устройств автоматики . .79
1.1. Шины ГПП РП трансформаторных подстанций . .79
1.2. Синхронные двигатели 80
1.3. Магистральные линии .80
1.4. Конденсаторные установки 82
2. Выбор устройств релейной защиты ..83
2.1. Трансформаторы ГПП .83
2.1.1. Газовая защита от повреждений внутреннего кожуха ..83
2.1.2. Продольная дифференциальная защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений .. .84
2.1.3. Для защиты от многофазных коротких замыканий . ..84
2.2. Цеховые трансформаторы . ..85
2.3. Кабельные линии 6 кВ . 86
2.4. Синхронные двигатели 87
Список использованной литературы .. .. .89
Системой электроснабжения (СЭС) называют совокупность устройств для производства передачи и распределения электроэнергии. Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией промышленных приёмников к которым относятся электродвигатели различных машин и механизмов электрические печи электролизные установки аппараты и машины для электрической сварки осветительные установки и др.
В настоящее время большинство потребителей получает электроэнергию от энергосистем.
По мере развития электропотребления усложняются системы электроснабжения промышленных предприятий. В них включаются сети высоких напряжений распределительные сети а в ряде случаев и сети промышленных ТЭЦ.
На пути от источника питания до электроприёмников на современных промышленных предприятиях электрическая энергия как правило трансформируется один или несколько раз. В зависимости от места расположения в схеме электроснабжения трансформаторные подстанции называют главными понизительными подстанциями или цеховыми трансформаторными подстанциями.
Цеховые сети распределения электроэнергии должны:
обеспечивать необходимую надёжность электроснабжения приёмников электроэнергии в зависимости от их категории;
быть удобными и безопасными в эксплуатации;
иметь оптимальные технико-экономические показатели (минимум приведённых затрат);
иметь конструктивное исполнение обеспечивающее применение индустриальных и скоростных методов монтажа.
Главной проблемой в ближайшем будущем будет являться создание рациональных систем электроснабжения промышленных предприятий которое связано со следующим:
выбор и применение рационального числа трансформаций (оптимальный вариант числа трансформаций – две-три);
выбор и применение рациональных напряжений (в системах электроснабжения промышленных предприятий даёт значительную экономию в потерях электроэнергии);
правильный выбор места размещения цеховых и главных распределительных (понизительных) подстанций (обеспечивает минимальные годовые приведённые затраты);
рациональный выбор числа и мощности трансформаторов а также схем электроснабжения и их параметров что ведёт к сокращению потерь электроэнергии и повышению надёжности;
принципиально новая постановка для решения таких задач как например симметрирование (выравнивание) электрических нагрузок.
Краткая характеристика технологического процесса и основных электроприемников
Завод легких металлоконструкций состоит из шести цехов: механического сварочного сборочного окрасочного компрессорного и цеха подготовки производства. Предприятие выполняет механическую обработку получаемого им сырья сборку конструкций в соответствии с заказом окраску и предпродажную подготовку готовой продукции.
Основными электроприемниками предприятия являются различные станки краны сварочное оборудование вентиляторы автоматические линии высоковольтные двигатели.
Большинство из них относятся электроприемникам первой и второй категории питаются трехфазным напряжением 038 (022) кВ промышленной частоты 50 Гц. Двигатели компрессорной станции являются трехфазной высоковольтной нагрузкой 6 кВ промышленной частоты.
По режиму работы приемники делятся на группы:
) приёмники работающие в продолжительном режиме. К ним относятся электродвигатели вентиляторов конвейеры автоматические линии.
) приёмники работающие в повторно-кратковременном режиме. В этом режиме работают краны сварочные аппараты различные станки.
Перерыв в электроснабжении данного объекта чаще всего недопустим и может повлечь за собой опасность для жизни людей серьёзное нарушение технологического процесса или повреждение оборудования.
Электросварочные установки переменного тока работают на промышленной частоте 50 Гц и представляют собой однофазную нагрузку в виде сварочных трансформаторов для дуговой сварки. Сварочные трансформаторы характеризуются низким коэффициентом мощности и частыми перемещениями в питающей сети.
Основные принципы проектирования электроснабжения
Система внешнего электроснабжения включает в себя схему электроснабжения и источники питания предприятия. Основными условиями проектирования рациональной системы внешнего электроснабжения являются надежность экономичность и качество электроэнергии в сети.
Экономичность определяется приведенными затратами на систему электроснабжения. Надежность зависит от категории потребителей электроэнергии и особенностей технологического процесса неправильная оценка которых может привести как к снижению надежности системы электроснабжения так и к неоправданным затратам на излишнее резервирование.
При проектировании как правило разрабатывается несколько вариантов наиболее целесообразный из которых определяют в результате технико-экономического сопоставления.
Основными источниками питания электроэнергией промышленных предприятий являются электрические станции и сети районных энергосистем. Наиболее рациональным местом расположения собственного источника питания предприятия является центр электрических нагрузок (ЦЭН).
При проектировании схемы электроснабжения предприятия наряду с надежностью и экономичностью необходимо учитывать такие требования как характер размещения нагрузок на территории предприятия потребляемую мощность наличие собственного источника питания. В зависимости от установленной мощности приемников электроэнергии различают объекты большой (75-100 МВА) средней (от 5-75 до 75 МВт) и малой (до 5 МВт) мощности.
Расчетно-технологическая часть
1. Расчет электрических нагрузок цехов и предприятия
Расчет электрических нагрузок участка цеха выполняется методом упорядоченных диаграмм с применением коэффициента расчетной нагрузки. Предварительно номинальная мощность приёмников с повторно-кратковременным режимом работы приводится к ПВ-100% по формулам:
Рн = Рпасп · - для электродвигателей (1)
Рн = Sпасп··cosφ - для сварочных трансформаторов и сварочных машин (2)
Рн = Sпасп · cosφ - для трансформаторов электропечей (3)
где Рпасп (кВт) Sпасп (кВт) ПВ cosφ – паспортные мощности продолжительность включения в относительных единицах паспортный коэффициент активной мощности соответственно;
По 617 определяются значения коэффициента использования:
Станки различные Ки=02; Cosφ=05;
Вентиляторы Ки=08; Cosφ=08;
Краны Ки=02; Cosφ=05;
Сварочные трансформаторы Ки=02; Cosφ=04;
Сварочные выпрямители Ки=02; Cosφ=04;
Дымососы печей Ки=07; Cosφ=08;
Электрофильтры Ки=046; Cosφ=085;
Автоматические линии Ки=07; Cosφ=086;
Окрасочные камеры Ки=085; Cosφ=085;
Конвейеры Ки=075; Cosφ=075.
Для узла питания определяется значение модуля сборки:
где Рн.макс1 Рн.мин1 - максимальная и минимальная мощность одного электроприёмника для узла питания.
Средние значения активной и реактивной мощностей за наиболее загруженную смену для групп приёмников:
Qсм = Рсм · tgφ; (6)
Для узла питания записываются суммарные значения средних мощностей:
Для узла питания записываются средневзвешенные значения коэффициента использования Ku срвз и коэффициента реактивной мощности tgφсрвз:
Для узла питания записывается значение nЭ - эффективное число электроприёмников которое определяется по формуле:
При числе электроприёмников более пяти эффективное число электроприёмников (nЭ) определяется по упрощенным формулам в зависимости от модуля сборки и средневзвешенного значения коэффициента использования:
а) если Ku > 02 а m 3 то nЭ = n;
б) если Ku 02 а m 3 то
в) если Ки 02 а m 3 то nэ не определяется а расчетная нагрузка определяется Рр=Кз·Рн
г) если Ku 02 а m 3 то эффективное число электроприёмников (nЭ) определяется следующим образом:
определяется число электроприёмников n1 мощность которых равна или больше половины мощности наибольшего приёмника;
определяется суммарная мощность этих электроприёмников Рн1;
определяются относительные значения
по рисунку 2.2 или по таблице 2.7 249 определяется эффективное относительное число электроприёмников nЭ*;
определяется эффективное число электроприёмников:
Для узла питания по таблицам 1 и 2 приложения Б в зависимости от Ku срвз и nЭ определяется величина коэффициента расчетной нагрузки Кр .
Для узла питания записываются значения расчетных нагрузок Pр Qр Sр Ip.
Qр = 11 · если nэ 10; (15)
Qр = если nэ 10; (16)
Для расчета окрасочного цеха:
Ки = 085; сosφ = 085; tgφ = 062;
Рсм = 1275·085 = 108375 кВт; Qсм = 108375·062 = 67193 квар;
Ки = 08; сosφ = 08; tgφ = 075;
Рсм = 735 кВт; Qсм = 5513 квар;
Ки = 02; сosφ = 05; tgφ = 173;
Рсм = 1012 кВт; Qсм = 1751 квар;
Ки = 075; сosφ = 075; tgφ = 088;
Рсм = 4725 кВт; Qсм = 4167 квар.
Рсм = 108375+4725+1012+735 = 121462 кВт;
Qсм = 67193+4167+1751+55125 = 78623 квар;
Все расчёты по электрическим нагрузкам участка цеха сводятся в таблицу1.
Таблица 1. – Расчет электрических нагрузок цехов
Наименован. групп элприемников и узлов питания
Сварочные тр-ры (ПВ=40%)
Итого по "Механическ цех
Св-ые выпрямители (ПВ=40%)
Св-ые трансф-ры (ПВ=40%)
Итого по "Сварочный цех
Автоматические линии
Итого по "Сборочный цех
Компрессорная станция
Итого по "Компрес станц
Цех подготовки произв-ва
Св-ые выпрямители ВС
Итого по "Цех подг-ки пр-ва
Итого по Предприятию
2 Расчет осветительной нагрузки
Производится ориентировочный расчет осветительной нагрузки
где Ро.у. – удельная плотность осветительной нагрузки на 1 м2 полезной площади цеха;
Fц – площадь цеха м2;
Кс – коэффициент спроса;
Кс = 095 – для мелких производственных зданий;
Кс = 06 – для складских помещений;
Fц = 117856 м2 Рр.о. = 0015·117856·095 = 16794 кВт;
Fц = 158031 м2 Рр.о. = 0015·158031·095 = 22519 кВт;
Fц = 487582 м2 Рр.о. = 0015·487582·095 = 6948 кВт;
Fц = 12400 м2 Рр.о. = 0015·12400·095 = 1767 кВт;
Fц = 18086 м2 Рр.о. = 0015·18086·095 = 25773 кВт;
Цех подготовки производства
Fц = 242268 м2 Рр.о. = 0015·242268·095 = 34523 кВт
Таблица 2. – Расчет осветительной нагрузки
Копрессорная станция
Цех подгот-ки произв-ва
3 Расчет картограммы электрических нагрузок. Определение ЦЭН
Координаты центра электрических нагрузок находятся по формулам:
Для анализа распределения электрических нагрузок по цехам и предприятию в целом может быть построена картограмма электрических нагрузок. Она представляет собой круги построенные для каждого цеха площадь которых пропорциональна электрическим нагрузкам цехов в пределах этих кругов указываются сектора площади которых пропорциональны низковольтной высоковольтной и осветительной нагрузке.
Выбирается масштаб по цеху с наибольшей расчетной нагрузкой.
Углы секторов различных нагрузок определяются:
Расчет картограммы на примере компрессорной станции:
Результаты расчета картограммы нагрузок для остальных цехов приведены в таблице 3.
Таблица 3 – Расчет картограммы нагрузок.
Выбор числа мощности и типа трансформаторов цеховой подстанции
Выбор мощности трансформаторов цеховых подстанций производится с учетом компенсации реактивной мощности что обеспечивает выбор экономически оптимального числа цеховых трансформаторов.
Предварительно выбирается номинальная мощность трансформатора по ориентировочной мощности
где n - число трансформаторов;
= 14 (допустимый перегрев до 140%);
Определяется минимальное число цеховых трансформаторов одинаковой мощности Sн.т.
где Рр.ц - расчетная нагрузка цеха кВт;
Sн.т.- номинальная мощность трансформаторов кВА;
N - добавка до целого числа;
н - коэффициент загрузки в нормальном режиме;
н=08 - при преобладании нагрузок II категории для двухтрансформаторных подстанций.
Определяется оптимальное число трансформаторов
Nт.опт. = Nт.мин. + m (21)
где m- дополнительно установленные трансформаторы. Величина m определяется по рисунку 4.7 1106
Определяется наибольшая реактивная мощность которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть 04 кВ.
Если Q1p > Qр то Q1 = Qр – установка батарей конденсаторов не требуется
Q1p Qр то Q1 = Q1p – установка батарей конденсаторов необходима
Определяются коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах
Выбираются трансформаторы.
Определяются потери активной и реактивной мощности в трансформаторах:
Рт = N (Рх + н2 ·Ркз) (26)
Qт = N (Qх + н2 · Qкз) = N · (27)
Определяется мощность потребляемая трансформаторами:
Расчет для 1-го цеха (механический цех):
Q1р = 66109 Qр = 8796 => Q1 = 661086 квар;
Qнк1 = 8796 – 661086 = 21851 квар;
Выбирается трансформатор типа ТМ - 6306
Pт = 2·(131+082·76) = 1235 кВт;
Qт = 2· (2·630100 + 082·65·630100) = 77616 квар;
Рт = 76094 + 1235 = 77329 кВт;
Qт = 8796 + 77616 = 7387 квар;
Расчеты по остальным цехам проводятся аналогично сводятся в таблицу 4.
Таблица 4. – Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций.
Продолжение таблицы 4.
Расчет схемы внешнего электроснабжения
Определяется значение номинального напряжения по эмпирической формуле Стилла:
Ррп - активная расчетная мощность предприятия МВт;
Ррп=(Рр.н+Рро+Ррв+ΔРт)Ксовм; (32)
здесь Ксовм – коэффициент совмещения максимума нагрузки;
Ксовм = 08 – для завода легких металлоконструкций;
Рт = 1235+222+3591+871+222+1235 = 113725 кВт
Ррп = (725492 + 4480 + 186759 + 113725) = 1371622 кВт = 1376 МВт;
Из стандартного ряда напряжений принимаем: Uн= 110 кВ.
2 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП
Выбор числа трансформаторов на подстанции производится в соответствии с категориями электроприемников.
Принимается двухтрансформаторная подстанция.
Выбор мощности трансформаторов производится в соответствии с
Полная расчетная мощность предприятия определяется с учётом значения реактивной мощности выдаваемой энергосистемой:
где Ррп - активная расчетная мощность предприятия;
Qэ1 - экономическое значение реактивной мощности передаваемое
предприятию от энергосистемы в часы наибольших нагрузок
здесь tgφэ1 - экономическое значение коэффициента реактивной мощности:
здесь tgφэн - экономическое значение коэффициента реактивной мощности по нормативному методу;
здесь tgφБ = 05 - базовый коэффициент реактивной мощности при напряжении внешнего электроснабжения 110 кВ;
К - коэффициент учитывающий отличие стоимости электроэнергии в различных энергосистемах (для «Оренбургэнерго» К = 08);
dМ - отношение потребления активной мощности потребителем в квартале максимальной нагрузки энергосистемы к потреблению в квартале его максимальной нагрузки (при курсовом и дипломном проектировании d =1);
К1 - отношение максимума активной нагрузки потребителя в
tgφн – натуральный коэффициент реактивной мощности;
Qэ1 = 1376 · 0625 = 86 Мвар;
Для максимального суточного графика работы потребителей подстанции (рис.1) находим среднеквадратичную мощность:
Графики нагрузок и все расчеты по их построению делаются в Microsoft Excel.
Рис.1 – Суточный график электрических нагрузок
Рис. 2 – Годовой график нагрузки.
Ориентировочная номинальная мощность каждого из трансформаторов будет равна:
где n - число трансформаторов на подстанции;
Ориентировочно принимается два трансформатора по 6300 кВА;
Выбранные трансформаторы проверяются на систематическую перегрузку:
Пересечением линии суммарной номинальной нагрузки с графиком

№2.doc

находится участок наибольшей перегрузки (зона перегрузки лежит выше указанной линии) проверяем выбранный трансформатор по допустимой систематической перегрузке.
Определяем коэффициент начальной загрузки трансформатора.
где j – все ступени графика кроме зоны перегрузки.
Определяем коэффициент перегрузки трансформатора.
где к – зона перегрузки.
Определяем допустимый коэффициент систематической перегрузки.
По таблице 1.37 4 определяем среднюю годовую температуру
tз=-134 0С;tл=207 0С.
По таблице 1.36 4 для зоны перегрузки h=14 ч. К1=0649 определяем коэффициент допустимой перегрузки.
К2 доп(-20)=142;К2 доп(-10)=135.
Тогда средний коэффициент системы перегрузки найдется:
Полученное значение сравниваем со значением К2: К2 доп>К2
Видно что тепловой износ трансформатора больше допустимого.
Определяется коэффициент аварийной перегрузки:
Используя исходные данные:
Время перегрузки h = 24 часов;
Эквивалентная зимняя температура охлаждения для Оренбурга охл = -1340С определяется К2ав.доп
-200 - К2ав.доп =16
Кав > Кав.доп поэтому увеличиваем мощность трансформатора.
Принимаем два трансформатора мощностью 10 МВА(2х10МВА)
Результаты выбора трансформаторов ГПП заносим в таблицу 5.
Таблица 5 – Выбор трансформаторов ГПП
Потери мощности в трансформаторах ГПП определяются по формулам (26) (27):
ΔР =2·(14+08258) =10224 кВт;
Потери электроэнергии в трансформаторах ГПП:
ΔW=N·(ΔPхТг+2допΔPк); (45)
где - время наибольших потерь;
здесь Tм – число часов использования максимума нагрузки;
ΔW = 2·(148760+08258629844) = 7128762 кВтч;
3 Выбор схемы электрических соединений
Схема должна обеспечивать требуемую надежность электроснабжения потребителей в нормальном послеаварийном и ремонтном режиме.
Схема подстанции должна быть простой и наглядной.
Схема должна обеспечивать необходимый транзит мощности.
Схема должна обеспечивать выполнение принципа глубокого секционирования.
Схема должна обеспечивать применение устройств релейной защиты и автоматики.
Схема должна быть экономически рациональной.
Выбор схемы электрических соединений ГПП.
На двухтрансформаторных подстанциях 35-220кВ применяется схема двух блоков трансформатор-линия которые соединены неавтоматической перемычкой из двух разъединителей.
В нормальном режиме один из разъединителей перемычки должен быть отключен. Если этого не сделать то при к.з в любой линии (W1 или W2) релейной защитой отключаются обе линии нарушая электроснабжение потребителей.
В блоке трансформатор-линия со стороны высокого напряжения установлен выключатель. Для отключения трансформатора в нормальном режиме достаточно отключить нагрузку выключателем со стороны 6 кВ а затем отключить ток намагничивания трансформатора выключателем Q1 – Q2.
При повреждении в трансформаторе релейной защитой отключается выключатель Q3 или Q4 а затем выключатель Q1 – Q2.
Перемычка из двух разъединителей используется при отключениях линий.
При устойчивом повреждении на линии W1 отключится выключатель на подстанции системы и выключатель Q3 и действием АВР на стороне 6 кВ включается секционный выключатель Q5 обеспечивая питание потребителей от Т2. Если линия выводится в ремонт то действиями дежурного персонала подстанции или оперативной выездной бригадой отключается линейный разъединитель QS1 включается разъединитель в перемычке и трансформатор Т1 становится под нагрузку включением выключателя со стороны НН с последующим отключением секционного выключателя. В этой схеме возможно питание линии Т1 от линии W2 при ремонте линии W1 и наоборот.
4 Расчет токов короткого замыкания
Расчетные точки трехфазного к.з. :
- на вводах трансформаторов ГПП;
- на шинах НН трансформаторов ГПП;
Рис. 4 Схема замещения.
Короткое замыкание в точке К1.
Iк1=I1*Iб1=7410502=372 кА; (51)
Значение постоянных времени затухания:
Ку.вн = 1608; Ку.нн = 165;
Tа.вн = 002; Tа.нн = 003;
Расчетное время для которого определены токи к.з.
где tв = 006 ÷ 008 - собственное время срабатывания выключателя;
tр.з = 001 ÷ 002 - время срабатывания релейной защиты;
tс = 03 ÷ 06 - селективность;
Полный импульс среднеквадратического тока:
где Та = 012 с – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ
Апериодическая составляющая:
Короткое замыкание в точке К2
Iк2 = I2* Iб2 = 0844 916 = 739 кА;
= 0045 + 1035 = 1075 с;
5 Выбор оборудования и токоведущих частей
5.1 Выбор сечения ВЛ 110 кВ и определение потерь
Сечение ВЛ выбираем по экономической плотности тока.
где Iр - расчетный ток линии А;
jэ = 1 - экономическая плотность тока;
где Sрл - расчетная мощность линии с учетом потерь в трансформаторах ГПП;
n - количество параллельных цепей ЛЭП;
Принимается провод АС-70 данными Iдл.доп = 265; r0 = 0428 Омкм
Iдл.доп н.р =265 А > Iр = 4258 А;
Iдл.доп ав.р = 265 А > 2·Iр = 8516 А;
Проверка на термическое действие тока не производится так как линии выполнены без изоляции на открытом воздухе.
Проверка на коронирование:
где r0 - радиус провода; см
m =082 – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода;
Напряженность около поверхности
где Dср = 126 · 300 = 378 – расстояние между соседними фазами см;
Условие проверки: 107E = 3039 ≤ 09 Е0 = 32085 кВсм;
Потери активной мощности в линии:
5.2 Выбор оборудования и токоведущих частей
Оборудование и токоведущие части ГПП выбираются по соответствию окружающей среде и роду установки допустимому нагреву токами длительных режимов стойкости в режиме короткого замыкания.
Результаты выбора оборудования приведены в таблице 6.
Таблица 6 – Выбор оборудования и токоведущих частей ГПП
ТФЗМ – 110Б – I – 1005
I2тер×tтер= 40×4 кА2с;
Наиболее загружен трансформатор в фазе В.
где r2 = 08 Ом – вторичная нагрузка трансформатора;
r2 = rприб + rпр + rк; (63)
Таблица 7 - Проверка трансформатора тока по вторичной нагрузке
Прибор учета активной и реактивной мощности
где rприб – сопротивление приборов;
rпр – допустимое сопротивление приборов;
rк = 01 Ом– сопротивление контактов;
rпр = r2 – rприб – rк = 08 – 0032 – 01 =0668 Ом; (65)
Минимальное сечение соединительных приборов:
где ρ = 00283 Ом·мм2м – удельное сопротивление алюминия;
= - расчетная длина провода
здесь = 6м для линии 6 кВ;
Принимается контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.
r2 = 0074 + 0032 + 01 = 0206 Oм;
r2 = 0206 Ом r2.ном = 08 Ом;
Таблица 8 -Проверка трансформатора напряжения по вторичной нагрузке.
Мощность одной обмотки
Потребляемая мощность
Прибор учета активн. и реактивн. мощности
Условие проверки: Sном = =ВА ≤ S2=50 ВА.

Схема эл-снабжения предприятия.cdw

Трансформатор напряжения
Секционный выключатель
Тип выкл-ля нагрузки
ОГУ 140211.4 0 09.36
Схема электроснабжения

Генплан предприятия.cdw

ОГУ 140211.4 0 09.36
Ген. план завода легких
Осветительная нагрузка
Высоковольтная нагрузка
Низковольтная нагрузка