Система электроснабжения предприятия

kursovoy.docx

Министерство образования и науки РФ
Федеральное государственное бюджетное образовательное
учреждение высшего профессионального образования
Национальный минерально-сырьевой университет "Горный
Кафедра электроснабжения
«СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ»
Шифр: 0101031041 подпись (Ф.И.О.)
Факультет: Заочное обучение.
Специальность 140211.65 – электроснабжение
1. Содержание проекта
В состав курсового проекта входят расчетно-пояснительная записка и графическая часть (чертежи).
Объем расчетно-пояснительной записки составляет 30-40 страниц формата А4 и включает в себя:
- определение расчетных нагрузок корпусов и предприятия в целом;
- составление картограммы нагрузок и выбор места расположения главной понизительной подстанции (ГПП) и при необходимости распределительных пунктов (РП-10 кВ);
- выбор числа и мощности трансформаторов ГПП;
- составление схемы электрических соединений ГПП;
- выбор режимов работы нейтралей трансформаторов ГПП;
- определение сечения воздушных линии (ВЛ) 110 кВ питающих предприятие;
- расчет токов короткого замыкания (КЗ);
- выбор оборудования распределительных устройств ГПП и оценка минимально допустимого по термической стойкости к токам КЗ сечения отходящих кабельных линий;
- выбор типа числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций (ТП) количества ТП в каждом корпусе и места их расположения;
- составление схемы распределения электроэнергии по территории предприятия на напряжении 10 кВ;
- выбор компенсирующих устройств на напряжении до и выше 1 кВ;
- выбор сечений кабельных линий 10 кВ.
Графическая часть курсового проекта включает в себя два чертежа формата А1:
- генеральный план предприятия с картограммой нагрузок указанием центра электрических нагрузок (ЦЭН) мест расположения ГПП ТП и трасс ВЛ-110 кВ и кабельных линий 10 кВ;
- однолинейную схему электроснабжения предприятия.
Правила оформления курсового проекта должны соответствовать требованиям действующих ГОСТ и ЕСКД.
2. Исходные данные для проектирования.
Необходимые для проектирования исходные данные приведены в табл. 2.1-2.8. Ситуационный план предприятия показан на рис. 1 в масштабе 1: 20000.
Распределение нагрузок (%) по категориям надежности электроснабжения
Установленные мощности (Руст кВт) электроприемников (ЭП) корпусов
Номер варианта в табл. 2.2 определяется по модулю разности между последней и предпоследней цифрами шифра студента.
Коэффициенты использования (kи) по корпусам предприятия
Коэффициенты реактивной мощности (tg) по корпусам предприятия
Максимально допустимая энергоснабжающей организацией реактивная
нагрузка Qmax на вводах 10 кВ ГПП в часы максимума
Номер варианта в табл. 2.3 2.4 и 2.5 определяется по последней цифре шифра студента.
Для всех корпусов эффективное число электроприемников (ЭП) принять nэ > 50. По площади корпусов вся нагрузка распределена равномерно. Число часов использования максимума нагрузки предприятия Тм = 3800 чгод.
Источник питания – шины 110 кВ районной подстанции.
Мощность КЗ SКЗ на шинах 110 кВ районной подстанции
Длина трассы ВЛ-110 кВ от районной подстанции до предприятия
Внешнее электроснабжение выполнить двухцепной ВЛ-110 кВ.
Расположение районной подстанции относительно предприятия
Номер варианта в табл. 2.6 2.7 и 2.8 определяется по предпоследней цифре шифра студента.
Рис. 2.1. Ситуационный план предприятия (расположение корпусов):
а – для вариантов 1 3 5 7 9;
3. Определение расчетных нагрузок
Расчет нагрузок выполняется в соответствии с «Указаниями по расчету электрических нагрузок систем электроснабжения» (РТМ 36.18.32.0.1-89) и [2].
Средние нагрузки корпусов за максимально загруженную смену
Pсм Qсм i = tg φi · Pсм i. (3.1)
Аналогично производятся расчёты по остальным корпусам результаты их расчетов сведены в общую таблицу № 1.1 .
Расчетные нагрузки корпусов
Pр i = Кр · Рсм i Qр i = Кр · Qсм i (3.2)
где Кр – коэффициент расчетной активной нагрузки на шинах низшего напряжения цеховых трансформаторов (табл. 3.1);
Кр – коэффициент расчетной реактивной нагрузки на шинах низшего напряжения цеховых трансформаторов.
Значения коэффициентов расчетной нагрузки Кр на шинах
низшего напряжения цеховых ТП
Коэффициенты расчетной нагрузки Кр
В курсовом проекте следует принять Кр = Кр.
Полные расчетные нагрузки корпусов:
Потери мощности в цеховых трансформаторах и цеховых сетях можно ориентировочно оценить как 3 и 10 % от полной расчетной нагрузки
ΔРц 003 · Sр i; ΔQц 01 · Sр i. (3.4)
Расчетные нагрузки на стороне 10 кВ трансформаторов ГПП при пренебрежении вследствие малости потерями мощности в кабелях 10 кВ составят
Qр10 = Ко (Qр i + ΔQц ) (3.6)
где Ко – коэффициент одновременности максимумов зависящий от коэффициента использования Ки по предприятию в целом (табл. 3.2);
Значения коэффициентов одновременности Ко на шинах 10 кВ
Коэффициенты одновременности Ко
Величина коэффициента Ки рассчитывается по формуле
С учетом выполнения требований энергосистемы по потреблению реактивной мощности расчетная полная нагрузка на стороне 10 кВ трансформаторов ГПП составит
В пояснительной записке результаты расчетов нагрузок следует свести в таблицу 4.1.
Примечание. В столбцах 11-17 заполняется только последняя строка таблицы.
4. Картограмма нагрузок. Выбор места
расположения ГПП и РП-10 кВ
Наглядность размещения нагрузок по территории предприятия дает картограмма нагрузок. Кроме того картограмма нагрузок позволяет выбрать место расположения ГПП и РП-10 кВ.
Для построения картограммы на генеральный план промышленного предприятия (рис. 1) наносятся окружности площади которых в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов
где m масштаб для определения площади круга (постоянный для всех корпусов предприятия).
Картограмма нагрузок строится в предположении что цеховые нагрузки равномерно распределены по площади корпусов.m выбирается произвольно и равен 1мм2.
Из выражения (4.1) радиус окружности
Для каждого цеха наносится своя окружность центр которой совпадает с центром цеха.
Установлено что оптимальным местом расположения ГПП является центр электрических нагрузок предприятия (ЦЭН). Расположение ГПП в ЦЭН дает возможность построить экономичную и надежную систему электроснабжения за счет сокращения протяженности распределительных сетей уменьшения потерь энергии и отклонений напряжения.
Координаты ЦЭН предприятия вычисляются аналогично координатам центра масс в механике
где Хi Yi – координаты i-го корпуса.
В качестве осей координат Х и Y следует принять нижнюю и левую границы территории предприятия (рис. 1). Расчеты по определению координат ЦЭН сведены в таблицу 4.2.
При невозможности расположения источника питания в ЦЭН рекомендуется смещать этот источник к границе предприятия в сторону районной подстанции.
Площадка ГПП наносится в масштабе на ситуационный план предприятия. Ориентировочные размеры открытых распределительных устройств комплектных блочных двухтрансформаторных подстанций напряжением 11010 кВ составляют 30х40 м.
5. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП
Количество трансформаторов на ГПП следует применять не более двух. Трансформаторы применяются с масляным охлаждением. Номинальная мощность каждого трансформатора ГПП как правило определяется аварийным режимом работы подстанции. Поэтому при установке двух трансформаторов их мощность выбирается такой чтобы при выходе из работы одного из них оставшийся мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей с допустимой аварийной перегрузкой.
Номинальная мощность трансформатора на подстанции с числом трансформаторов п > 1 в общем виде определяется по выражению
где Sр10 – расчетная полная нагрузка на стороне 10 кВ трансформаторов ГПП; k12 – коэффициент участия в нагрузке потребителей 1 и 2 категорий; kп = 14. – коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформаторов.
Коэффициент k12 определяется по следующей формуле
Величина k12 i определяется по данным табл. 2.1 (в частности для первого корпуса k12 1 = 085).
Мощность трансформатора необходимо выбирать с таким расчетом чтобы его загрузка соответствовала наиболее экономичному режиму который в значительной степени зависит от стоимости потерь электроэнергии.
В послеаварийном режиме для трансформаторов допускаются перегрузки в зависимости от охлаждения и эквивалентной температуры окружающего воздуха а также от продолжительности работы с перегрузкой в течение суток. Эти перегрузки определяются по паспорту а более точно – по суточным графикам нагрузки за характерные сутки (зимние и летние). При проверке загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме следует иметь в виду что на период ликвидации аварии разрешается отключать часть потребителей 3 категории.
Допускается перегрузка масленых трансформаторов сверх номинального тока до 50% общей продолжительностью не более 6 часов в сутки в течение 5 суток подряд при условии если коэффициент начальной нагрузки не более 093. При этом должны быть использованы все устройства охлаждения трансформатора.
Это трехфазный двухобмоточный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения с масляным охлаждением с дутьем и естественной циркуляцией масла с РПН номинальной мощностью 25000 кВ·А класса напряжения 110 кВ группа соединения обмоток Y0 -11.
6. Схема электрических соединений ГПП
Подстанции 35-110 кВ следует проектировать преимущественно комплектными заводского изготовления блочной конструкции. Распределительные устройства (РУ) 35 кВ и выше рекомендуется выполнять открытого типа. РУ 6-10 кВ можно выполнять из комплектных шкафов наружной установки (КРУН). РУ 6-10 кВ закрытого типа следует применять: в районах где по климатическим условиям не могут быть применены КРУН; в районах с загрязненной атмосферой; при числе шкафов более 25.
Для ограничения токов КЗ следует предусматривать раздельную работу трансформаторов ГПП. При мощности трансформатора 25 МВА и более применяется расщепление его вторичных обмоток. При недостаточности указанных мер на вводах 10 кВ устанавливаются токоограничивающие реакторы.
Закрытые РУ 35-220 кВ следует применять в районах с загрязненной атмосферой со стесненной городской и промышленной застройкой а также в суровых климатических условиях при соответствующем технико-экономическом обосновании.
Большую часть подстанций промышленных предприятий выполняют с открытыми РУ 110 кВ и закрытыми РУ 6-10 кВ.
Схема электрических соединений ГПП принимается блочная упрощенная без сборных шин на стороне 110 кВ при питании каждого трансформатора ГПП через разъединитель QS отдельной линии. Т.к. расстояние до районной подстанции всего 11 км то допускается не устанавливать выключатели 110 кВ на высокой стороне трансформаторов ГПП. Выключатели 110 кВ устанавливаются на питающих линиях на территории районной подстанции.
На стороне 10 кВ ГПП устанавливаем закрытое распределительное устройство (ЗРУ) 10 кВ с одиночной системой шин разделенной на 4 секции т.к. силовые трансформаторы имеют расщепленную вторичную обмотку. Секции связываются между собой секционными выключателями которые в нормальном режиме отключены. Расщепленные вторичные обмотки трансформаторов питают секции через выключатели.
При выборе схем подстанций следует отдавать предпочтение схемам без сборных шин. Для тупиковых подстанций широко применяются блочные схемы (рис. 6.1 а). Ремонтная перемычка из разъединителей QS1 и QS2 позволяет оставить в работе два трансформатора при повреждении одной из питающих линий.
Если подстанция проходная (транзитная) следует применять схему с рабочей и ремонтной перемычками (рис. 6.1 б). По рабочей перемычке с выключателем QB осуществляется транзит мощности. При выполнении ремонтных работ на этом выключателе транзит мощности осуществляется через ремонтную перемычку с разъединителями QS1 и QS2.
Рис.2. Типовая схема подстанции без сборных шин
на стороне высшего напряжения
7. Режимы работы нейтралей трансформаторов ГПП
В соответствие с [3] сети напряжением 110 кВ работают с эффективно заземленной нейтралью. Поэтому нейтрали трансформаторов ГПП на стороне 110 кВ соединяются с землей через заземляющий разъединитель. Режим заземления или разземления нейтрали трансформаторов определяется диспетчером энергосистемы.
Сети 10 кВ работают с изолированной или компенсированной (заземленной через индуктивность) нейтралью [3]. Режим компенсированной нейтрали принимается при токе однофазного замыкания на землю превышающем 20 А. Величина этого тока в амперах для кабельной сети 10 кВ ориентировочно может быть оценена как
где U – номинальное напряжение сети кВ; lК – суммарная длина электрически связанных кабельных линий км.
В курсовом проекте по ситуационному плану следует ориентировочно оценить суммарную длину кабельной сети и выбрать режим нейтрали на стороне 10 кВ.
Уточнить суммарную длину электрически связанных кабельных линий можно после выполнения п. 12.
8. Определение сечения воздушных ВЛ-110 кВ
Потери мощности в трансформаторах ГПП определяются их нагрузкой Sр10 и паспортными данными
Расчетная нагрузка на стороне 110 кВ трансформаторов
Ток нормального режима в каждой цепи ВЛ 110 кВ
Для ВЛ напряжением выше 1 кВ применяются как правило сталеалюминиевые провода.
Сечение проводов ВЛ 110 кВ выбирается по экономической плотности тока [3] (табл. 6.1) в соответствии к которой экономическое сечение провода
Плотность тока jэ Амм2
Голые алюминиевые и
сталеалюминевые провода
Кабели с бумажной пропитанной
медными алюминиевыми
Кабели с пластмассовой изоляцией с жилами:
Полученное сечение qэ=93 мм2 округляется до ближайшего стандартного сечения q=95 мм2 и проверяется по ряду технических условий.
Минимально допустимое по условию коронирования сечение провода ВЛ 110 кВ составляет qкор = 70 мм2 3 т.к. 95≥70 то провод АС-95 подходит.
Минимально допустимое по условию механической прочности сечение провода зависит от района по гололеду [3] и ограничивается величиной qмех. Для двухцепных линий qмех=120 мм2.
По условиям механической прочности для сталеалюминевых проводов на напряжение 110 кВ минимально допустимое сечение проводов ВЛ 35 мм2.
Для каждого сечения провода АС-95 допустимый длительный ток Iдоп =330 А.
Выбранное сечение должно удовлетворять следующим условиям:
q > qкор; q > qмех; Iд > IВЛ па (8.5)
где IВЛ па – ток послеаварийного (ремонтного) режима.
Для двухцепной линии IВЛ па = 2IВЛ.
≤ = 330 А следовательно провод АС-95 удовлетворяет условию длительного допустимого режима.
После выбора сечения провода следует указать его марку и из справочной литературы [3 4 5] привести паспортные данные:
Примечание. Для проводов сечением 240 мм2 в числителе указаны параметры для напряжения 110 кВ в знаменателе – для напряжения 220 кВ. Для проводов сечением 300 и 400 мм2 параметры указаны для напряжения 220 кВ
r0 = 031 – погонное активное сопротивление провода Омкм;
b0 = 26 - погонная емкостная проводимость провода Смкм;
Iдоп = 330 - допустимый длительный ток А.
Расчет токов КЗ выполняется в предположении что ни в одном из режимов параллельная работа элементов схемы электроснабжения не предусматривается.
Расчетная схема включает в себя питающую систему С линию электропередачи W трансформатор Т (рис. 9.1 а). Для проведения расчетов составляется схема замещения (рис. 9.1 б) в которой элементы расчетной схемы представлены ЭДС системы ЕС и сопротивлениями ZС ZW и ZТ. Расчетные точки КЗ (К1 и К2) указаны на рис. 9.1.
Рис. 9.1. Расчетная схема (а) и схема замещения (б)
1. Выбор базисных условий
Поскольку схема охватывает две ступени напряжения расчеты целесообразно выполнять в относительных базисных единицах (о.е.). В качестве независимых базисных величин выбираются базисная мощность Sб и базисное напряжение Uб.
Базисная мощность выбираем равную Sб =1000 MBА .
Базисное напряжение принимаем равным среднему номинальному значению на каждой ступени напряжения Uб1 = 115 кВ Uб2 = 105 кВ.
Базисные значения токов кА рассчитываются по выражениям:
2. Сопротивления схемы
Индуктивное сопротивление и активное сопротивление системы:
Трансформатор с расщеплением вторичной обмотки:
где 35 – коэффициент расщепления [2].
Суммарные сопротивления цепи до точки К1:
х1 = хС + хW; r1 = rС + (9.6)
Суммарные сопротивления цепи до точки К2:
х2 = хС + хW + хТ; r2 = rС + rW + rТ; (9.7)
Отношение индуктивного к активному сопротивлению участников:
Так как отношение х к r больше 3 то активным сопротивлением можно пренебречь.
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точках К1 и К2 кА
Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока К3 с
10. Выбор оборудования распределительных устройств
Аппараты и проводники электроустановок должны соответствовать окружающей среде и роду установки иметь необходимую прочность изоляции выдерживать токовую нагрузку длительного режима и токи КЗ удовлетворять требованиям технико-экономической целесообразности и др.
Как правило все аппараты систем электроснабжения выбирают по номинальным параметрам – номинальному напряжению и номинальному току приводимым в справочных данных.
Номинальное напряжение аппарата соответствует классу его изоляции. Поэтому при выборе аппарата достаточно выполнить условие
Uном ≥ Uном уст (10.1)
где Uном – номинальное напряжение аппарата; Uном уст – номинальное напряжение электроустановки в которой используется аппарат.
Поскольку при протекании по аппарату номинального тока аппарат может работать неопределенно долго без перегрева второе условие выбора имеет вид
где Iном – номинальный ток аппарата приводимый в справочных или каталожных данных;
Imax – наибольший длительный ток аппарата определяемый по условиям послеаварийного или ремонтного режима.
Большинство аппаратов выбранных по номинальным параметрам подлежат проверке по ряду технических условий.
1. Силовые выключатели выбранные по конструктивному выполнению и условиям (10.1-10.2) проверяются:
- по отключающей способности;
- термической стойкости к токам КЗ;
- электродинамической стойкости к токам КЗ.
Со стороны напряжения 110 кВ принимаем к установки выключатели МКП – 110Б – 630.
Проверку сводим в таблицу 8.1.
Выключатель типа МКП – 110Б – 630
Imax = SКп√3U= 176 А
I2термtтерм = 25*4=2500 кА2·с
Проверка по отключающей способности периодической составляющей тока КЗ выполняется по условию
Iном откл > Iпt (10.3)
где Iном откл – номинальный ток отключения выключателя приводимый в справочных или каталожных данных выключателя;
2. Выбор выключателей на напряжение 10 кВ.
Выбор трансформаторных выключателей производим из расчета что максимальная отдаваемая мощность расщепленной вторичной обмотки S = 20000 кВА I = 1732 А а для секционных выключателей I = 866 А. Принимаем к установки выключатели ВМПЭ – 10 – 3200.
Проверку сводим в таблицу 8.2.
Выключатель типа ВМПЭ – 10 – 3200
Imax = SКп√3U = 1925 А
I2термtтерм = 3152*4=3969 кА2·с
Iпt – действующее значение периодической составляющей расчетного тока КЗ в момент t расхождения контактов выключателя.
Для систем электроснабжения в большинстве расчетных случаев можно принять Iпt = Iп0.
Проверка выключателя по термической стойкости выполняется по условию
I2термtтерм > Вк (10.4)
где Iтерм – ток термической стойкости; tтерм – время протекания тока термической стойкости; Вк – расчетный тепловой импульс тока КЗ.
Параметры Iтерм и tтерм принимаются по справочным данным выключателя. Тепловой импульс вычисляется по формуле
Вк = Iп02 [tк + Ta] (10.5)
где tк = tзащ + tc.в – время протекания тока КЗ состоящее из времени действия релейной защиты tзащ и собственного времени отключения выключателя tc.в (для вакуумных выключателей tc.в = 006-008 с).
Защита трансформаторов цеховых ТП осуществляется как правило высоковольтными плавкими предохранителями типа ПКТ время срабатывания которых при КЗ составляет tпп = 002-004 с. Для каждой n-й выше расположенной защиты к времени tпп следует добавить ступень селективности t = 03 с. В общем случае tзащ = tпп + nt.
Проверка выключателя по электродинамической стойкости выполняется по условию
где iдин – амплитудное значение тока динамической стойкости принимаемое по справочным или каталожным данным выключателя.
Условия выбора выключателя нагрузки те же что и для силовых выключателей но при проверке выключателя нагрузки по току отключения за расчетный принимается наибольший длительный ток а не ток КЗ.
3. Выбор разъединителей на стороне 110 кВ
Выбираем разъединитель на стороне 110 кВ марки РГП-1101000УХЛ1.
Разъединитель типа РГП-1101000УХЛ1
I2термtтерм > Вк (главные ножи)
I2термtтерм = 2977 кА2·с
4. Трансформаторы тока выбранные по конструктивному выполнению и условиям (10.1-10.2) проверяются по нагрузке вторичной обмотки в соответствующем классе точности термической и динамической стойкости.
Класс точности трансформаторов тока для расчетных счетчиков должен быть не выше 05; для щитовых электроизмерительных приборов и реле – 1 и 3.
На стороне высокого напряжения устанавливаем трансформаторы тока типа ТГФ-110Кв. Трансформаторы тока элегазовы ТГФ-110 предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и устройствам защиты и управления в сетях переменного тока частотой 50 и 60 Гц напряжением 110 кВ.
Трансформатор тока типа ТГФ-110
I2термtтерм = 1452 кА2·с
Вторичная нагрузка ТА
Выбор сечения проводов:
Принимаем контрольный кабель КВВГнг-LS сечением 25мм2
Токопроводящая жила — медная однопроволочная.
изоляция — из поливинилхлоридной композиции пониженной пожароопасности.
скрутка — изолированные жилы кабелей скручены.
оболочка — накладывается поверх скрученных изолированных жил из ПВХ композиции пониженной пожароопасности.
Выбранный ТА ТГФМ-110 удовлетворяет условиям проверки на устойчивость к токам к.з.
5. Выбор трансформатора тока на стороне 10 кВ
Трансформатор тока типа ТОЛ-10
Счетчик реакт. мощн.
Выбранный ТОЛ-10 удовлетворяет условиям проверки на устойчивость к токам к.з.
6. Выбор трансформатора напряжения на стороне 110 кВ.
Выбранный ТН СРВ-123 удовлетворяет условиям проверки на устойчивость к токам к.з.
Трансформаторы напряжения СРВ 123 представляют собой емкостные трансформаторы и состоят из емкостного делителя напряжения типа CSA и электромагнитного устройства типа ЕОВ
7. Выбор трансформатора напряжения на стороне 10 кВ.
Для стороны 10 кВ принимаем трансформаторы напряжения типа ЗНОЛ.06-10. Трансформаторы предназначены для установки в КРУ внутренней установки или другие ЗРУ а также для встраивания в токопроводы турбогенераторов и служат для питания цепей измерения автоматики сигнализации и защиты в электрических установках переменного тока частоты 50 или 60 Гц в сетях с изолированной нейтралью. Допускается длительная эксплуатация трансформаторов как силовых. При этом мощность отдаваемая трансформаторами не должна превышать предельную мощность и нагрузка должна подключаться к основной вторичной обмотке.
Наименование параметра
Наибольшее рабочие напряжение
Номинальное напряжение пер. обмотки В
Номинальное напряжение втор. обмотки В
Ном. мощность ВА в классе точности: 02
Предельная мощность вне класса точности
Схема и группа соединения обмоток
Номинальная частота Гц
Кабельные линии отходящие от ГПП должны быть термически стойкими к току КЗ. Минимально допустимое по термической стойкости сечение кабелей 10 кВ с бумажно-пропитанной изоляцией определяется по формуле
Для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена значение qmin находится по данным табл. 9.1.
Допустимый односекундный ток КЗ для кабелей с алюминиевыми жилами
Примечание. При другой продолжительности КЗ величину Iкз1следует умножить на поправочный коэффициент k =1t.
Определение минимально-допустимого по термической стойкости токов К3 сечения кабельных линий 10 кВ.
Считая что за сопротивлением xС система бесконечной мощности принимаем что периодическая составляющая тока К3 неизменна во времени.
Определяем минимально-допустимое сечение по термической стойкости отходящих кабелей по выражению:
где - параметр зависящий от материала проводника: для кабелей напряжением 10 кВ с алюминиевыми многопроволочными жилами и бумажной изоляцией
выбираем ближайшее меньшее стандартное сечение 50 мм2.
Отходящие от ГПП кабели 10 кВ не могут быть меньше этого сечения.
11. Выбор цеховых трансформаторов
При выборе цеховых трансформаторов определяют их тип номинальную мощность количество и место размещения.
При наружной установке применяют масляные трансформаторы для внутренней установки также преимущественно рекомендуется их использование. Сухие трансформаторы применяются в электроустановках где требуется экологическая и пожарная безопасность на отметках выше первого этажа.
Ориентировочно выбор единичной мощности цеховых трансформаторов корпуса может производиться по удельной плотности нагрузки (кВ×Ам2) и полной расчетной нагрузке (кВ×А) этого корпуса.
При суммарной нагрузке более 3000 4000 кВ×А и удельной плотности 02 05 кВ×Ам2 целесообразно применять трансформаторы мощностью 1600 кВ×А; при плотности нагрузки более 05 кВ×Ам2 – трансформаторы 2500 кВ.А при плотности нагрузки ниже 02 кВ×Ам2 – трансформаторы 630-1000 кВ×А.
Для удобства эксплуатации резервирования и взаимозаменяемости число типоразмеров трансформаторов на одном предприятии следует принимать не более трех. Поэтому цеха с небольшой нагрузкой следует питать на напряжении 04 кВ от ТП рядом стоящих цехов большой мощности.
Для питания потребителей с электроприемниками 1 и 2 категорий надежности применяются двухтрансформаторные ТП.
При выбранном типе и единичной мощности цеховых трансформаторов число их в каждом корпусе зависит от степени компенсации реактивной мощности в сетях напряжением до 1 кВ и коэффициента загрузки kз значение которого для двухтрансформаторных подстанций следует принять kз = 07 08.
Число трансформаторов в каждом корпусе при практически полной компенсации реактивной мощности в сети напряжением до 1 кВ (Nmin) и при отсутствии такой компенсации (Nmах) определяется следующим образом:
Полученные по (11.1) величины Nmin и Nmах должны быть округлены до ближайшего большего целого числа.
Выбор оптимального количества трансформаторов N осуществляется в общем случае путем технико-экономического сравнения вариантов числа трансформаторов и выбираемой мощности компенсирующих устройств до 1 кВ. В курсовом проекте число трансформаторов N следует принять равным ближайшему к Nmin большему четному числу.
В качестве цеховых ТП как правило применяются КТП с масляными трансформаторами ТМГ и ТМЗ. Цеховые ТП могут быть внутрицеховыми встроенными в общий контур корпуса пристроенными к корпусу и отдельно стоящими. При отсутствии каких-либо технических ограничений следует применять внутрицеховые КТП.
Ориентировочный выбор единичной мощности цеховых трансформаторов производим по удельной плотности нагрузки
где F – площадь корпуса м2.
Удельная плотность нагрузки первого корпуса:
Результаты расчетов для всех корпусов сводим в таблицу 10.1.
Выбор единичной мощности цеховых трансформаторов сводим в таблицу 10.1.
В соответствии с[8] применяем трансформаторы ТМЗ – 100010 и ТМН – 160010
Объединяем нагрузку цехов 234
Объединяем нагрузку цехов 71112
Для первого корпуса:
Результаты расчетов Nопт для всех корпусов сводим в таблицу 10.1.
Nвыб=Nmin при Nmin - четном
Nвыб=Nmin + 1 при Nmin - нечетном
12. Распределение электроэнергии по
территории предприятия
Выбор конструкции и схемы распределительной сети определяется категорией надежности электроприемников потребителей их территориальным размещением особенностями режимов работы.
Для внутризаводского электроснабжения используется как правило кабельная распределительная сеть построенная по радиальной магистральной или смешанной схеме.
Следует иметь в виду что в магистральной схеме к одной магистрали могут подключаться 2-3 трансформатора мощностью 1000 1600 кВА или 4-5 трансформаторов мощностью 250 630 кВА [2].
При питании ответственных потребителей (1 и 2 категории надежности) радиальные и магистральные схемы выполняются резервированными.
Кабельные линии следует прокладывать в земляных траншеях. Согласно [3] в одну траншею укладывается не более 6 кабелей. Траншеи должны проходить вдоль стен корпусов. Если траншей несколько они идут параллельно. Кабельные лини питающие двухтрансформаторную ТП цеха в котором преобладающей является нагрузка 1 категории надежности должны проходить в разных траншеях.
В корпусах предприятия ТП следует располагать вдоль одной из длинных сторон корпуса желательно ближайшей к ГПП при небольшой ширине корпуса а в многопролетных корпусах – в шахматном порядке вдоль двух его длинных сторон или между колонами смежных пролетов.
При радиальной схеме питания обычно осуществляется глухое присоединение трансформаторов к линиям 6-10 кВ идущим от ГПП. При магистральном питании на вводе трансформатора устанавливают:
при номинальной мощности Sном ≥ 630 кВ×А – предохранитель и выключатель нагрузки; при Sном ≤ 400 кВ×А – разъединитель и предохранитель.
Трассы кабельных линий и места расположения ТП в корпусах предприятия показать на чертеже 1 графической части проекта.
13. Компенсация реактивной мощности
По установленному энергоснабжающей организацией значению Qmax вычисляется суммарная мощность компенсирующих устройств предприятия обеспечиваемая установкой батарей конденсаторов напряжением до и выше 1 кВ
QКУ = Qр 10 – Qmax (13.1)
Qр 10 – расчетная реактивная нагрузка в соответствии с (3.6).
Наибольшая суммарная реактивная мощность которая может быть передана через трансформаторы i-го корпуса со стороны 10 кВ в сеть низкого напряжения составит
где N – количество трансформаторов;
kз – коэффициент загрузки трансформаторов (см. п. 11);
Sном – номинальная мощность трансформатора;
Рр i – расчетная активная нагрузка i-го корпуса.
По условию баланса реактивной мощности на шинах низкого напряжения цеховых ТП мощность батарей конденсаторов напряжением до 1 кВ в i-м корпусе составит
QБНН i = Qр i – SQт. (13.3)
где Qр i – расчетная реактивная нагрузка i-го корпуса.
Если выражение (13.3) даст отрицательный результат конденсаторные установки в корпусе не выбираются.
Мощность батареи конденсаторов на стороне низкого напряжения j-го трансформатора i-го корпуса
QБНН j = QБНН i N. (13.5)
По полученному значению определяется тип и стандартная мощность низковольтной конденсаторной установки Qст j. Целесообразно выбирать регулируемые конденсаторные установки.
Не рекомендуется чрезмерное дробление мощности конденсаторных установок. Если расчетная мощность установки получается менее 30 квар то батарея конденсаторов не выбирается.
Расчетная реактивная мощность i-го корпуса после компенсации составит
Qр i пк = Qр i – Qст j. (13.6)
Расчетная полная мощность i-го корпуса после компенсации уменьшится до значения
Загрузка трансформаторов корпуса после установки низковольтных конденсаторных батарей
kз ПК i = Sр пк i NSном. (13.8)
В пояснительной записке результаты выбора низковольтных конденсаторных установок следует свести в таблицу вида:
КРМ-04-324-36УЗ = 4 шт
Примечание. Индексы «пк» обозначают параметры после компенсации.
Мощность компенсирующих устройств в сети выше 1 кВ определяется по условию баланса реактивной мощности на шинах вторичного напряжения ГПП
QБВН = QКУ – QБНН. (13.5)
Конденсаторные установки напряжением выше 1 кВ целесообразно устанавливать на шинах 10 кВ ГПП или РП равномерно распределяя их по секциям.
Не рекомендуется чрезмерное дробление мощности конденсаторных установок. Если расчетная мощность конденсаторной установки выше 1 кВ получается меньше 150 квар то батарея конденсаторов не выбирается.
14. Выбор сечений кабельных линий 10 кВ
Распределительную сеть 10 кВ предприятия следует выполнять кабелями с бумажно-пропитанной изоляцией или с изоляцией из сшитого полиэтилена проложенными в земляной траншее.
Сечения кабельных линий выбираются по экономической плотности тока и проверяются по нагреву током послеаварийного режима. Кроме того выбранные сечения кабелей должны быть термически стойкими к току КЗ
сталеалюминиевые провода
Кабели с бумажной пропитанной
В соответствии с нормативными документами допустимая перегрузка кабелей в послеаварийном режиме составляет:
- для кабелей с бумажно-пропитанной изоляцией kп = 13;
- для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена kп = 12.
Выбранная в соответствии с рекомендациями п. 12 кабельная сеть состоит из отдельных участков связывающих ГПП и ТП различных корпусов. Расчетная нагрузка каждого участка сети определяется суммированием расчетных нагрузок ТП корпусов получающих питание по рассматриваемому участку сети.
Например для магистрали приведенной на рис. 14.1 расчетные нагрузки участков составят:
Рис. 14.1. К определению расчетных нагрузок участков сети
Sp ГПП-ТП1 = Sр пк (ТП-1) + Sр пк (ТП-2) + Sр пк (ТП-3);
Sp ТП1-ТП2 = Sр пк (ТП-2) + Sр пк (ТП-3);
Sp ТП2-ТП3 = Sр пк (ТП-3).
Расчетный ток одного кабеля на участке сети
где n – число кабелей на участке магистрали.
Экономическое сечение кабеля
где экономическая плотность тока jэ = 17 Амм2
Выбирается ближайшее меньшее стандартное сечение q и проверяется по условию термической стойкости
При невыполнении этого условия сечение увеличивается до значения qmin.
По справочным материалам [4 5] определяется допустимый длительный ток кабеля Iд. Выбранное сечение проверяется по нагреву в послеаварийном режиме по условию:
Iij па kn kп Iд (14.4)
где I для радиальных и магистральных схем I
kn – коэффициент учитывающий количество кабелей в одной траншее; при количестве кабелей n = 1 6 коэффициент kn = 1 075 [3].
При невыполнении условия (14.4) сечение кабеля увеличивается и проверка повторяется.
Для магистральных линий как правило принимается одинаковое сечение всех участков определяемое по головному участку.
В пояснительной записке результаты выбора сечений кабельных линий следует свести в таблицу вида:
Проверка сечения Iij па
Проверка сечения Iij па kn kп Iд
Выбираем кабель марки АПвП. Конструкция кабеля:
Токопроводящая жила: круглая многопроволочная уплотненная из меди или алюминия соответствующая классу 2 по ГОСТ 22483-77
Экран по жиле: из экструдированной электропроводящей пероксидносшитой композиции полиэтилена
Изоляция: из пероксидносшитого полиэтилена
Экран: наложен поверх изоляции из экструдированной электропроводящей пероксидносшитой полиэтиленовой композиции.
Комбинированный экран:
1. слой наложенный обмоткой из ленты электропроводящей бумаги или электропроводящей полимерной ленты толщиной не менее 02 мм
2 навив из медных проволок номинальным диаметром 07-20 мм поверх которых спирально наложена медная лента не менее 01 мм. Минимальная ширина ленты 8 мм.
Разделительный слой: из двух лент крепированной или кабельной бумаги или прорезиненной ткани толщиной не менее 02 мм
Оболочка: из полиэтилена.
Трассы прокладки кабельных линий по территории указаны на ситуационном плане предприятия (чертеж – лист 1).

мой курс.проект.dwg

Курсовое проектирование
КП.ЭСзу10-0101031130
Принципиальная схема
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»