Электроснабжение мясокомбината

чертеж 2 схема однолинейная.dwg

Курсовой Снабжение Исправленный 1.docx

уФедеральное государственное автономное
образовательное учреждение высшего образования
«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра «Электроэнергетика»
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ МЯСОКОМБИНАТА
дата Инициалы фамилия
Студент ФЭ18-05Б № 071831106 Е.Е.Бабченко
Номер группы зачетной книжки дата Инициалы фамилия
Тема: «Электроснабжение мясокомбината»
Исходные данные на проектирование:
Схема генерального плана завода рисунок 1.1.
Сведения об электрических нагрузках по цехам завода.
Мощность системы равна 100 МВА сопротивление системы 01 о.е.
Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 3 км.
Завод работает в две смены Тm = 3600 ч.
Таблица 1.1 – Электрические нагрузки мясокомбината
Установленная мощность кВт
Административное помещение
а) синхронные двигатели 10 кВ
Электролитный жестяно-баночный завод
Ремонтно-механический цех
Здание предубойного содержания скота
Деревообрабатывающий цех
Рисунок 1.1 – Генеральный план мясокомбината
подпись дата инициалы фамилия
Краткое описание технологического процесса7
Классификация электроприемников по обеспечению надежности электроснабжения8
Расчет электрических нагрузок10
1 Определение расчётной нагрузки цехов10
2 Определение расчетной нагрузки завода в целом13
Определение центра электрических нагрузок и месторасположения ГПП (ГРП). Построение картограммы нагрузок16
Проектирование систем внешнего электроснабжения19
1 Выбор схемы электроснабжения предприятия19
2 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП21
3 Выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения25
4 Сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения25
5 Технико-экономический расчёт 1 варианта26
6 Технико-экономический расчёт 2 варианта32
Проектирование системы внутреннего электроснабжения промышленного предприятия39
1 Выбор оптимального числа цеховых трансформаторов40
2 Выбор мощности конденсаторных батарей для снижения потерь мощности в трансформаторах42
3 Выбор высоковольтных конденсаторных батарей43
Выбор кабельных линий45
1 Выбор кабельных линий на напряжение 10 кВ45
2 Выбор кабельных линий на напряжение 04 кВ47
Формирование однолинейной схемы промышленного предприятия по шинам ГПП 10 кВ49
Расчет токов короткого замыкания50
Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей52
1 Выбор выключателей52
2 Выбор разъединителей58
Выбор аппаратуры до 1000В.59
1 Выбор автоматических воздушных выключателей59
2 Выбор предохранителей63
Выбор измерительных трансформаторов тока66
1 Выбор трансформаторов тока на стороне ВН силового трансформатора68
2 Выбор измерительных трансформаторов тока встроенных во вводы силовых трансформаторов ГПП69
2 Выбор трансформаторов тока в цепи кабельных линий72
3 Выбор измерительных трансформаторов тока в цепи секционных выключателей73
4 Выбор измерительных трансформаторов тока на отходящих линиях ГПП и РП 10 кВ74
Выбор измерительных трансформаторов напряжения74
Выбор токоведущих частей77
1 Выбор сборных шин и ошиновок на стороне ВН77
2 Выбор сборных шин и ошиновок на стороне НН79
1 Выбор опорных изоляторов на стороне ВН80
2 Выбор опорных изоляторов на стороне НН81
3 Выбор проходных изоляторов82
Защита от перенапряжений84
Выбор трансформаторов собственных нужд87
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ90
Системой электроснабжения называется комплекс устройств предназначенных для производства передачи и распределения электроэнергии.
Сложность вопросов проектирования систем электроснабжения промышленных предприятий заключается в оптимальном рациональном и эффективном решении этой проблемы. Именно комплексное решение данной задачи в совокупности с необходимыми требованиями и стандартами электроснабжения позволяют экономически и технически грамотно работать всему предприятию.
Основной целью курсового проекта является разработка проекта системы электроснабжения промышленного предприятия с обеспечением всех требований которые предъявляются к системам электроснабжения а также с учетом особенностей протекающих технологических процессов на предприятии.
В первую очередь при рассмотрении вопросов касающихся разработки системы электроснабжения нужно понимать что будущий проект электроснабжения предприятия должен полностью удовлетворять всем нуждам современного предприятия. К таким нуждам относятся как потребности в бесперебойном электроснабжении объекта так и соблюдение условий касающихся основных критериев качества производимой продукции на этом заводе.
Для этого при разработке системы электроснабжения необходимо в первую очередь обращать внимание на используемые в современном производстве технические решения касаемые основных вопросов электроснабжения и перечень применяемого оборудования актуальный для конкретной рассматриваемой в процессе проектирования ситуации.
В данном курсовом проекте разработаем систему электроснабжения мясокомбината.
Краткое описание технологического процесса
Под производственным процессом понимают совокупность действий людей и орудий труда направленных на превращение материалов и полуфабрикатов в законченную продукцию – предмет производства.
На мясокомбинате идет производство мясных изделий животного происхождения. Скот содержание и забой скота а также превращение в сырьевой продукт производится непосредственно на мясоперерабатывающем комбинате.
На мясокомбинате осуществляются следующие технологические процессы:
- предварительная подготовка сырья к обработке – сортировка очистка промывка разделка измельчение резка и прочие;
- механическая обработка сырья – резка формовка смешивание прессование;
- химическая обработка сырья – экстрагирование обработка химикатами;
- термическая обработка сырья – вытопка варка сушка копчение охлаждение замораживание и т. д.
Большую роль в мясном производстве играют пассивные физико-химические процессы – обмочка выдержка созревание охлаждение замораживание посол сушка консервирование стерилизация и прочие. Эти процессы продолжительные и являются причиной перерывов в ходе технологического процесса.
Многие продукты мясопереработки являются скоропортящимися в связи с чем большое значение имеют процессы холодильной и тепловой обработки сушки и прочие.
Предубойное содержание скота. В отделениях предубойного содержания скот подготавливают к убою. Основные работы в цехе предубойного содержания следующие: прием осмотр и сортировка поступающих животных; содержание скота на базах кормление и поение животных; передача скота на убой; уборка помещений вывоз навоза.
Для облегчения разгрузки автомашин на мясокомбинатах устраивают высокие разгрузочные платформы. На сортировочной базе устанавливают расколы – устройства для погона скота поодиночке в целях облегчения подсчета поступившего скота. При приемке по живой массе скот взвешивают на весах.
Необходимое условие рациональной организации работ – наличие асфальтированной территории обеспечение водой и электричеством устройство кормушек и автопоилок подвесных дорог для подачи кормов.
Для очистки территории скотобаз применяют специальные уборочные машины. Скот на базах содержат партиями – по поставщикам либо в обезличенном виде.
На предприятиях принимающих сырье по живой массе скот при приеме взвешивают определяют его упитанность. Затем сдают в жировой цех по количеству голов определяя массу переработанного скота в целом за месяц по документам о приемке и остатках скота на базе. При приеме скота по массе упитанности все расчеты за принятое сырье производят по данным мясожирового цеха.
В состав мясокомбината входят: консервный цех электролитный жестяно-баночный завод здание загона скота здание предубойного содержания скота колбасный цех насосная компрессорная РМЦ здание санбойни зоопарк овощехранилище деревообрабатывающий цех и др. вспомогательные производства.
Классификация электроприемников по обеспечению надежности электроснабжения
Согласно ПУЭ [1 п. 1.2.18] в отношении обеспечения надёжности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие три категории:
Электроприемники первой категории — электроприемники перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей угрозу для безопасности государства значительный материальный ущерб расстройство сложного технологического процесса нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства объектов связи и телевидения.
Из состава электроприемников первой категории выделяется особая группа электроприемников бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей взрывов и пожаров.
Электроприемники второй категории — электроприемники перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции массовым простоям рабочих механизмов и промышленного транспорта нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.
Электроприемники третьей категории — все остальные электроприемники не попадающие под определения первой и второй категорий.
К электроприемникам I категории относятся холодильники насосная с СД и компрессорная с СД.
К II категории относятся консервный колбасный цеха котельная здание санбойни и зоопарк.
Остальные цеха относятся к III категории.
Для каждого помещения необходимо определить класс пожаро- и взрывоопасности.
Пожароопасной зоной называется пространство внутри и вне помещений в пределах которого постоянно или периодически обращаются горючие (сгораемые) вещества и в котором они могут находиться при нормальном технологическом процессе или его нарушениях.
Выделяют четыре класса пожароопасных зон согласно которым выбирают и размещают электроустановки в зависимости от классификации горючих материалов (жидкостей пыли и волокон) обращающихся в технологическом процессе:
Зоны класса П-I – зоны расположенные в помещениях где образуются горючие жидкости с температурой вспышки выше 61 °С;
Зоны класса П-II – зоны расположенные в помещениях где выделяются горючие пыль или волокна с нижним концентрационным пределом воспламенения более 65 гм3 к объему воздуха;
Зоны класса П-IIа – зоны расположенные в помещениях где образуются твердые горючие вещества;
Зоны класса П-III – зоны расположенные вне помещения зоны где образуются горючие жидкости с температурой вспышки выше 61 °С или твердые горючие вещества.
Классификация взрывоопасных зон проводится по ГОСТ Р 51330.9-99 и Федеральному закону № 123-ФЗ от 22.07.2008 года «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности». Существует восемь взрывоопасных зон.
Сведем характеристику производственных цехов в таблицу 2.1
Таблица 2.1 – Характеристика производственных цехов
Категории электроприемников
Расчет электрических нагрузок
1 Определение расчётной нагрузки цехов
Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения эксплуатационные расходы надежность работы электрооборудования.
Расчетная нагрузка (активная и реактивная) силовых приемников цеха определяется по следующим выражениям кВт (квар)
где –суммарная установленная мощность всех приемников цеха принимается по исходным данным кВт;
– средний коэффициент спроса [2 табл. 2.1];
– коэффициент реактивной мощности характерный для приемников данного цеха [2 табл. 2.1].
Расчетная нагрузка осветительных приемников цеха обычно определяется по установленной мощности и коэффициенту спроса для освещения кВт
где – установленная мощность приемников электрического освещения кВт;
– коэффициент спроса для освещения принимаемый по справочным данным [2 табл. 2.1].
Величина определяется по следующей формуле кВт
где – удельная нагрузка площади пола цеха кВт [2 табл. 2.1];
F – площадь пола цеха определяемая по генплану
Для осветительной установки с газоразрядными лампами расчетная реактивная нагрузка определяется по формуле квар
Полная расчетная мощность силовых и осветительных приемников цеха (до 1000 В) определяется из соотношения кВА
Приемники напряжением выше 1000 В цеха учитываются отдельно. Расчетные активная и реактивная мощности групп приемников выше 1000 В определяются из следующих соотношений кВт (квар)
Полная мощность находится из следующего выражения кВА
Суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки потребителей 04 кВ и 10 кВ в целом по заводу определяются суммированием соответствующих нагрузок цехов. Расчёт нагрузок представлен в таблице 3.1
Таблица 3.1 – Расчетные электрические нагрузки
Потребители энергии 038 кВ
Электролитный жестяно-баночный
Деревообрабатывающий
Потребители энергии 10 кВ
Продолжение таблицы 3.1
Осветительная нагрузка
Окончание таблицы 3.1
2 Определение расчетной нагрузки завода в целом
Расчетная полная мощность завода определяется по расчетным активным и реактивным нагрузкам цехов с учетом расчетной нагрузки освещения территории завода потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций и ГПП компенсации реактивной мощности.
Так как трансформаторы цеховых подстанций еще не выбраны то приближенно потери мощности в них определяются из соотношений кВт (квар)
где полная расчетная мощность силовых (04 кВ) и осветительных приемников завода.
Из таблицы 3.1 полная расчётная мощность нагрузки 04 кВ равна
Потери активной мощности в цеховых трансформаторах
Потери реактивной мощности в цеховых трансформаторах
Ориентировочно необходимая мощность компенсирующих устройств по заводу в целом определяется из следующего выражения квар
где суммарная расчетная реактивная мощность приёмников напряжением 04 и 10 кВ соответственно квар.
Оптимальная реактивная мощность передаваемая из энергосистемы в сеть завода в период максимальных нагрузок энергосистемы определяется по следующему выражению квар
где – коэффициент зависящий от напряжения питающих линий;
– суммарная расчетная активная мощность приёмников напряжением 04 и 10 кВ соответственно кВт.
Некомпенсированная реактивная мощность завода отнесённая к шинам 610 кВ ГПП квар
где –расчётная реактивная мощность завода отнесённая к шинам 6-10 кВ ГПП с учётом коэффициента разновременности максимумов силовой нагрузки () квар.
где – суммарная расчетная реактивная мощность силовой нагрузки напряжением 04 и 10 кВ соответственно квар
– суммарная расчётная реактивная мощность осветительной нагрузки квар
В качестве компенсирующих устройств принимаются батареи статических конденсаторов. Определяем потери активной мощности в них по следующей формуле кВт
где удельные потери активной мощности равные 02% от .
Расчётная активная мощность завода отнесённая к шинам 610 кВ ГПП с учётом коэффициента разновременности максимумов силовой нагрузки () кВт
где –суммарная расчетная активная мощность силовой нагрузки напряжением 04 и 10 кВ соответственно кВт;
– суммарная расчётная активная мощность осветительной нагрузки кВт.
Общая активная мощность с учётом потерь в компенсирующих устройствах на шинах 6 10 кВ подстанции кВт
Расчетная нагрузка на шинах 610 кВ ГПП с учетом компенсации реактивной мощности кВА
Предполагаем что на заводе будет предусмотрена ГПП. Потери мощности (активной и реактивной) в трансформаторах ГПП ориентировочно определяются по следующим выражениям кВт (квар)
Полная расчетная мощность завода на стороне высшего напряжения
Определение центра электрических нагрузок и месторасположения ГПП (ГРП). Построение картограммы нагрузок
Главная понизительная подстанция (ГПП) является одним из основных звеньев системы электроснабжения любого промышленного района. Для определения местоположения ГПП при проектировании системы электроснабжения на генплан промышленного района наносится картограмма нагрузок. Картограмма нагрузок района представляет собой размещенные по генплану окружности причем площади ограниченные этими окружностями в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам объектов. Для каждого объекта наносится своя окружность центр которой совпадает с центром нагрузок объекта.
На генплан наносим координаты центров электрических нагрузок каждого цеха (рис.1.1) масштаб генплана М = 1:3000.
Определяем радиус окружностей активных нагрузок исходя из масштаба генплана. Если принять для наименьшей нагрузки равной 1851 кВт (цех № 8) радиус r = 5 мм то
Принимаем масштаб m = 024 кВтмм
Определяем радиус для наибольшей нагрузки (цех № 7) при принятом масштабе мм:
m - масштаб для определения площади круга кВтмм2.
Выполнение картограммы в таком масштабе возможно поэтому оставляем этот масштаб. Картограмма электрических нагрузок позволяет наглядно представить распределение нагрузок по территории завода (рис. 4.1).
Рисунок 4.1 – Картограмма нагрузок предприятия
Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга. Угол сектора (α) определяется из соотношения активной суммарной нагрузки цеха и осветительной нагрузки по формуле:
где - осветительная нагрузка цеха кВт.
При определении центра электрических нагрузок считается что нагрузка распределена равномерно по площади объекта. Тогда центр нагрузок объекта будет совпадать с центром тяжести фигуры изображающей объект в генплане. В этом случае центр нагрузок предприятия можно определить по формулам м
Расчет центра нагрузок приводится в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Результаты расчетов
Проектирование систем внешнего электроснабжения
1 Выбор схемы электроснабжения предприятия
Система внешнего электроснабжения включает в себя схему электроснабжения и источники питания предприятия. Основными требованиями к проектированию рациональной системы внешнего электроснабжения являются надёжность экономичность и качество электроэнергии в сети [2].
При проектировании схемы электроснабжения предприятия наряду с надёжностью и экономичностью необходимо учитывать также характер размещения нагрузок на территории предприятия потребляемую мощность наличие собственного источника питания.
В зависимости от установленной мощности приёмников электроэнергии различают объекты большой (75-100 МВт и более) средней (от 5-75 до 75 МВт) и малой (до 5 МВт) мощности. Для предприятий малой и средней мощности как правило применяют схемы электроснабжения с одним приёмным пунктом электроэнергии (ГПП ГРП РП).
Если имеются потребители I категории то предусматривают секционирование шин приёмного пункта и питание каждой секции по отдельной линии так как для потребителей электроэнергии относящихся к I категории в соответствии с ПУЭ предусматривают не менее двух независимых источников питания. Независимым источником питания называют источник питания приёмника (группы приёмников электроэнергии) на котором напряжение для послеаварийного режима не снижается более чем на 5 % по сравнению с нормальным режимом работы при исчезновении его на другом или на других источниках питания этих приёмников. К числу независимых источников питания относят две секции или системы шин одной или двух электростанций и подстанций при одновременном соблюдении следующих двух условий:
) каждая секция или система шин в свою очередь имеет питание от независимого источника питания;
) секции (системы) шин не связаны между собой или имеют связь автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы одной секции (системы) шин.
Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части электростанции (подстанции) так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальных схем электрических соединений схем собственных нужд схем вторичных соединений монтажных схем и т. д. [3 с. 315].
Схема РУ выбирается с учетом схемы прилегающей сети ее параметров и перспектив развития количества присоединяемых ВЛ и трансформаторов необходимости секционирования и установки компенсирующих устройств размера и стоимости земельного участка природно-климатических условий и других факторов.
Схема РУ разрабатывается с учетом назначения подстанции в данной энергосистеме надёжности работы примыкающих ВЛ и подстанций и условий их резервирования [4 п. 1.3.4.1].
Основные требования предъявляемые к схемам РУ заключаются в обеспечении качества функционирования ПС: надёжности экономичности наглядности и простоте возможности и безопасности обслуживания выполнения ремонтов и расширения компактности и др. [4 п. 1.3.4.2].
Число присоединений на стороне ВН шт.:
гдеnвл – число ВЛ шт.
Выбираем схему 4H «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» [4].
Схема 4Н-два блока (линия-трансформатор) с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий применяется на напряжении 35-220 кВ для тупиковых или ответвительных двухтрансформаторных подстанций.
Экономические критерии применения:
Требует две ячейки выключателей на четыре присоединения.
Занимает минимальные отчуждаемые площади с учётом количество присоединений.
Наиболее дешевая схема с учётом количества присоединений.
Критерии надёжности:
Отказ линии или выключателя приводит к отключению по одному (авто)трансформатору на всех смежных подстанциях подключенных к данной линии. Рассматриваемые отказы не должны приводить к ограничению электроснабжения потребителей при достаточной нагрузочной способности оставшихся в работе (авто-)трансформаторов а также действии автоматического ввода резерва на стороне низшего и среднего (при наличии) напряжения (авто)трансформатора.
Неавтоматическую перемычку со стороны линий следует устанавливать только при наличии технико-экономических обоснований с учётом фактора надёжности поскольку плановые и аварийные простои линий 35-220 кВ непродолжительны а параметр потока отказов (авто-)трансформаторов – один из самых низких среди элементов электрических сетей.
Является лучшей схемой с позиций надёжности и экономичности для тупиковых или ответвительных двухтрансформаторных подстанций при использовании современных элегазовых выключателей с пружинными приводами для подстанций 35-220 кВ.
Рисунок 5.1 – Схема 4Н «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий»
2 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП
Рисунок 5.2 – Характерный суточный график электрических нагрузок
пищевой промышленности
В системах электроснабжения промышленных предприятий мощность силовых трансформаторов должна обеспечить в нормальных условиях питание всех приёмников.
Надежность электроснабжения предприятия достигается за счет установки на подстанции двух трансформаторов. При выходе из строя одного трансформатора другой будет покрывать всю мощность потребителей 1-ой и 2-ой категории с учетом перегрузочной способности трансформатора. При этом часть неответственных потребителей может быть отключена с целью снижения нагрузки трансформатора [2].
Для правильного выбора номинальной мощности трансформатора (автотрансформатора) необходимо располагать суточным графиком нагрузки из которого известна как максимальная так и среднесуточная активная нагрузка данной подстанции а также продолжительность максимума нагрузки. График позволяет утверждать соответствуют ли эксплуатационные условия загрузки теоретическому сроку службы определяемому заводом изготовителем (обычно 20-25 лет).
Наиболее экономичной по ежегодным издержкам и потерям будет работа трансформатора в часы максимума – работа с перегрузкой. В реальных условиях значение допустимой нагрузки выбирают в соответствии с графиком нагрузки и коэффициентом начальной нагрузки и в зависимости от температуры окружающей среды.
Определим номинальную мощность трансформаторов по кВА
где Sр – полная расчетная мощность завода кВА по (3.22);
nт – число трансформаторов шт;
kз – коэффициент загрузки трансформаторов о.е.[2]
Рекомендуемый коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы лежит в диапазоне (06 – 07) а в послеаварийном режиме – (13-14) [2].
Принимаем стандартную мощность трансформатора Sн = 6300 кВА. Выбираем трансформаторы ТМН-6300-35 и ТМН-6300-110.
Таблица 5.1. Характеристики трансформаторов [910]
Номинальная мощность МВА
Номинальное напряжение кВ
Напряжение короткого замыкания %
Ток холостого хода %
Определяем номинальный ток IНОМ.Т трансформатора в нормальном и ток трансформатора в аварийных режимах IНОМ.Т.АВ А:
где – номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора кВ.
По графику нагрузки (рис. 5.2) определяем ступени средних значений нагрузок в долях номинального тока и их длительность ч.
Эквивалентный максимум нагрузки А:
По графику нагрузки определяем ступени средних значений нагрузок в долях номинального тока и их длительность за время 91 ч предшествующее началу максимума нагрузки:
Эквивалентная начальная нагрузка определяемая за время 91 ч предшествующее началу максимума нагрузки А:
Коэффициент превышения нагрузки
Коэффициент начальной нагрузки
Мощность трансформаторов двухтрансформаторной подстанции мясокомбината кВА:
Выбранные трансформаторы ТМН-630035 и ТМН-6300110 подходят к установке.
3 Выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения
Для выбора рационального напряжения внешнего электроснабжения предприятия предварительно следует рассчитать нестандартное напряжение по формуле Стилла [2]:
P – передаваемая мощность равная расчетной нагрузке предприятия отнесённой к шинам ВН ГПП МВт.
Выбор стандартного напряжения будет производиться между 35 кВ и 110 кВ.
Произведём технико-экономическое сравнение вариантов схем электроснабжения с разными напряжениями питания 35 кВ и 110 кВ.
4 Сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения
Для технико-экономического сравнения выбираем два варианта электроснабжения: от шин трансформатора энергосистемы воздушной линией 35 кВ (1-ый вариант) и воздушной линией 110 кВ (2-ой вариант). Схемы электроснабжения согласно вариантам представлены на рисунке 5.3.
Итогом технико-экономического сравнения двух вариантов электроснабжения является сравнение приведенных затрат двух вариантов.
Методика расчета а также укрупненные стоимостные показатели были взяты согласно [5 6 7].
Рисунок 5.3 - Варианты схем электроснабжения
5 Технико-экономический расчёт 1 варианта
5.1 Выбор сечения проводов ВЛ
Питающие линии выполняем проводом марки АС.
Расчётный ток линии в нормальном режиме А:
где n – количество цепей воздушной линии шт;
Максимальный рабочий ток в послеаварийном режиме (обрыв одной цепи) А:
Экономически целесообразное сечение провода мм2:
где jэк – нормированное значение экономической плотности тока Амм2 принято для алюминиевых проводов при числе использования максимума нагрузки Тmax = 30005000 ч. [2 табл. 4.1].
Принимаем ближайшее стандартное сечение Sст = 70 мм2 провод марки АС-70 с допустимой токовой нагрузкой Iдоп = 265 А и активным удельным сопротивлением r0 = 0428 Омкм.
Условие проверки по допустимому нагреву:
Условие выполняется.
5.2 Выбор выключателей
Предварительно выбираем головные выключатели (Q1 и Q2) и выключатели установленные на ГПП (Q3 и Q4) по номинальным данным:
Известно что Uн = 35 кВ Iраб.max = 1204 А (Q1 и Q2) и Uн = 10 кВ Iраб.max = 602*3510 = 2107 А (Q3 и Q4).
Выбираем выключатели типа ВГБЭ-35 с номинальными данными Uн.в = 35 кВ Iн.в = 630 А Iоткл.в = 125 кА и ВВМ-СЭЩ-10 с номинальными данными Uн.в = 10 кВ Iн.в = 1000 А Iоткл.в = 20 кА что соответствует расчётным условиям.
5.3 Выбор трансформаторов
Для питания завода на ГПП устанавливаем два трансформатора ТМН-630035 [9].
Каталожные данные трансформатора представлены в таблице 5.2.
Таблица 5.2 – Каталожные данные трансформатора ТМН-630035
5.4 Определение капитальных затрат на сооружение схемы электроснабжения методом аппроксимации УПС
Метод основан на аппроксимации укрупненных показателей стоимости отдельных элементов сетей [2]. В этом случае стоимость представляется в виде зависимости от выбираемых параметров. Например для электропередачи от плоади сечения проводов или напряжения и сечения проводов.
Капитальные затраты на сооружение одноцепной воздушной линии 35 кВ на железобетонных опорах по методу аппроксимации тыс. рубкм
Капитальные затраты на две одноцепных ЛЭП длинной 3 км тыс. руб
Расчитаем капитальные затраты на подстанцию
Стоимость двух трансформаторов ТМН-630035 при наружной установке тыс. руб.
Стоимость двух ячеек с выключателями тыс. руб.
Постоянные затраты тыс. руб.
Суммарные затраты на подстанцию 35 кВ тыс. руб.
где 200 – это коэффициент удорожания (по сравнению с 1991 годом).
Суммарные капитальные затраты по 1 варианту тыс. руб.
5.5 Расчет ежегодных издержек на амортизацию обслуживание и потери электроэнергии
Суммарные ежегодные издержки определяются из условия
Амортизационные отчисления
где – амортизационные отчисления соответственно по линиям выключателям и трансформаторам.
Амортизационные отчисления находят по нормам амортизации в долях единицы от капиталовложений
Норма амортизации определяется с учётом срока полезного использования объекта
Расходы на ремонт и обслуживание
где ИтлИтв Итт расходы на эксплуатацию и ремонт соответственно по линиям выключателям и трансформаторам.
Расходы по эксплуатации определяются по нормативным отчислениям в долях единицы от капиталовложений
Стоимость потерь электроэнергии:
Годовые потери активной мощности в линиях кВт
Годовые потери энергии в линиях
где – время использования максимума потерь ч.
Годовые потери электроэнергии в трансформаторах
Стоимость годовых потерь в линиях и трансформаторах
где Иэ – тариф на электроэнергию на сайте ПАО «Красноярскэнергосбыт» для 35 кВ.
Суммарные ежегодные издержки
5.6 Определение ущерба от перерыва электроснабжения
Перерывы в электроснабжении могут привести к недоотпуску и порче продукции нарушению и прекращению технологических процессов. При расчетах ущерба от перерывов электроснабжения удобно использовать такой показатель как средний вероятный ущерб отнесенный к 1 кВт·ч недоотпущенной электроэнергии. При этом необходимо располагать среднестатистическими значениями продолжительности отключений в расчете на 1 км линии и 1 ТП. Составим схему для расчета надежности.
Рисунок 5.4 – Структурная схема для расчета ущерба
Так как секционный выключатель в нормальном режиме отключен то схема будет выглядеть как
Рисунок 5.5 – Упрощенная структурная схема для расчета ущерба
Находим данные для расчета ущерба параметр потока отказов и среднюю наработку на отказ соответственно [2].
л = 16 отказгод; Тлв = 1210-3 годотказ (105 чгод).
в35 = 002 отказгод; Твв = 1710-3 годотказ (14 чгод).
т = 001 отказгод; Ттв = 810-3 годотказ (70 чгод).
в10 = 004 отказгод; Твв = 1710-3 годотказ (149 чгод).
Коэффициент вынужденного простоя для ЛЭП-35 кВ:
Коэффициент вынужденного простоя для выключателей 35 кВ:
Коэффициент вынужденного простоя для трансформаторов 35 кВ:
Коэффициент вынужденного простоя для выключателей 10 кВ:
Параметр потока отказов при последовательном соединении элементов
Недоотпуск энергии при аварийных простоях кВтч
где Z – количество расчетных участков сети;
Pz – мощность трансформаторных подстанций по z-му участку сети кВт;
koz – коэффициент одновременности включения электроприемников по z-му участку сети (при отсутствии реальных данных koz = 06);
nz – суммарная продолжительность отключений за год по z-му участку сети ч.
где у0 – удельный ущерб от недоотпуска 1 электроэнергии равный 472 руб.кВтч для мясокомбината.
Приведенные затраты по I варианту
6 Технико-экономический расчёт 2 варианта
6.1 Выбор сечения проводов ВЛ
6.2 Выбор выключателей
Известно что Uн = 110 кВ Imaxр= 383 А. Выбор производим по току . Выбираем выключатель типа ВГБЭ-110 с номинальными данными Uнв = 110 кВ Iнв = 630 А Iоткл в = 125 кА
Расчетные условия выполняются.
В качестве выключателей Q3 и Q4 выбираем выключатель типа ВГБЭ-110 с номинальными данными Uнв = 110 кВ Iнв = 630 А Iоткл в = 10 кА.
6.3 Выбор трансформаторов
Для питания завода на ГПП устанавливаем два трансформатора ТМН-6300110 [10].
Каталожные данные трансформатора представлены в таблице 5.3.
Таблица 5.3 – Каталожные данные трансформатора ТМН-6300110
6.4 Определение капитальных затрат на сооружение схемы электроснабжения методом аппроксимации УПС
Метод основан на аппроксимации укрупненных показателей стоимости отдельных элементов сетей. В этом случае стоимость представляется в виде зависимости от выбираемых параметров. Например для электропередачи от плоади сечения проводов или напряжения и сечения проводов.
Стоимость двух трансформаторов ТМН-6300110 при наружной установке тыс. руб.
Суммарные затраты на подстанцию 110 кВ тыс. руб.
6.5 Расчет ежегодных издержек на амортизацию обслуживание и потери электроэнергии
где Иэ – тариф на электроэнергию на сайте ПАО «Красноярскэнергосбыт» для 110 кВ.
6.6 Определение ущерба от перерыва электроснабжения
Рисунок 5.5 – Структурная схема для расчета ущерба
Рисунок 5.6 – Упрощенная структурная схема для расчета ущерба
Находим данные для расчета ущерба параметр потока отказов и среднюю наработку на отказ соответственно.
л = 39 отказгод; Тлв = 11510-3 годотказ (87 чгод).
в110 = 001 отказгод; Твв = 2910-3 годотказ (25 чгод).
т = 0015 отказгод; Ттв = 810-3 годотказ (70 чгод).
Коэффициент вынужденного простоя для ЛЭП-110 кВ:
Коэффициент вынужденного простоя для выключателей 110 кВ:
Коэффициент вынужденного простоя для трансформаторов 110 кВ:
Таблица 5.4 – Итоговая таблица экономического сравнения вариантов
Наименование показателя
Капитальные затраты К тыс. руб.
Ежегодные отчисления на амортизацию ремонт и обслуживание тыс. руб.
Потери энергии Wтыс.кВтчгод
Стоимость годовых потерь электроэнергии ИЭ тыс. руб.
Ущерб от недоотпуска электроэнергии тыс.руб.
Приведенные затраты З тыс. руб.год
Так как варианты имеют различное номинальное напряжение то при разнице в расчетных затратах менее 10 – 15 % предпочтение следует отдать варианту с более высоким номинальным напряжением даже если этот вариант и дороже.
В данном случае отдаем предпочтение первому варианту. Разница приведенных затрат сравниваемых вариантов составляет 322 %.
Проектирование системы внутреннего электроснабжения промышленного предприятия
Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов будем производить с учетом категорийности цехов. Для потребителей третьей категории примем коэффициент загрузки 098 – 10 для потребителей второй категории – 085 – 095 для потребителей первой категории – 08 – 085. Питание потребителей первой категории будет обеспечено минимум от двухтрансформаторной подстанции. Для потребителей второй категории также примем питание минимум от двухтрансформаторной подстанции. Для потребителей третьей категории допускается питание от однотрансформаторной подстанции. При значительных нагрузках допускается применять двухтрансформаторные подстанции для питания потребителей третьей категории [14].
Основываясь на расположение цехов согласно генеральному плану (рис.4.1) величине нагрузки категорийности цехов группе по пожароопасной и взрывоопасной зоне (табл. 2.1) примем следующие положения:
- установим РП 10 кВ в цехах №4 №7 в которых размещённые синхронные двигатели;
- от РП 10 кВ будем производить питание синхронных двигателей и цеховых трансформаторных подстанций;
- для цехов №1 №8 №9 №12 в которых небольшая мощность и третья группа по надежности электроснабжения будем производить питание на напряжение 04 кВ без применения трансформаторных подстанций;
- питание будет осуществляться по магистральным линиям при этом потребители первой категории должны стоять в магистрали первыми;
- для уменьшения складского резерва цеховых трансформаторов будем выбирать цеховые трансформаторы до двух-трех различных типоразмеров;
- электроснабжение освещения территории промышленного предприятия будет осуществляться от цеховых трансформаторных подстанций при этом территория будет поделена примерно на четыре равные части питание каждой части будет осуществляться от трансформаторных подстанций размещающейся в данной части территории предприятия.
Осветительная нагрузка территории предприятия кВт
где – коэффициент спроса осветительной нагрузки территории о.е.;
– удельная мощность осветительной нагрузки территории промышленного предприятия (009-025 (шевченко уч.)) кВТм2;
– площадь предприятия без учета площади цехов м2.
Результаты расчета осветительной нагрузки сведены в таблицу 6.1. Реактивная мощность рассчитана по формуле из п.2 коэффициент мощности осветительной нагрузки cosφ = 095 [2].
Таблица 6.1 – Осветительная нагрузка территории предприятия
Доля части территории от общей площади %
Расчетная активная нагрузка кВт
Расчетная реактивная нагрузка квар
При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно должен решаться вопрос об экономически целесообразной величине реактивной мощности передаваемой через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ [3].
Суммарную расчётную мощность конденсаторных батарей низшего напряжения (НБК) устанавливаемых в цеховой сети определяют в два этапа:
Выбирают экономически оптимальное число цеховых трансформаторов;
Определяют дополнительную мощность НБК в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 10 кВ предприятия.
Суммарная расчётная мощность НБК квар:
где QНБК1 и QНБК2 – суммарные мощности НБК определённые на двух указанных этапах расчёта.
1 Выбор оптимального числа цеховых трансформаторов
Ориентировочный выбор числа и мощности цеховых трансформаторов производят по удельной плотности нагрузки кВАм2:
гдеSр – расчётная нагрузка цеха кВА;
F – площадь цеха м2.
Минимальное число цеховых трансформаторов одинаковой мощности предназначенных для питания технологически связанных нагрузок шт.:
где Pср – средняя активная мощность технологически связанных нагрузок за наиболее нагруженную смену принимаем равной Pр кВт;
Кз – рекомендуемый коэффициент загрузки трансформатора о. е.;
ΔN – добавка до ближайшего целого числа.
Экономически оптимальное число трансформаторов определяется удельными затратами на передачу реактивной мощности и отличается от Nmin на величину m.
где m – дополнительно установленные трансформаторы шт.
При удельной плотности более 02 03 кВ·Ам2 и суммарной нагрузке более 3 000 4 000 кВ·А целесообразно применять цеховые трансформаторы мощностью соответственно 1 600 2 500 кВ·А. При удельной плотности и суммарной нагрузке ниже указанных значений наиболее экономичны трансформаторы мощностью 250–1 000 кВА.
Результаты расчёта для цехов представлены в таблице 6.2 и 6.3.
Таблица 6.2 – Результаты расчета количества трансформаторов в цехах
Цех №24№3(резерв) ЮВ
Цех №1111219 №10(резерв) СВ
Таблица 6.3 – Выбор цеховых трансформаторов
Проверка выбранных трансформаторов по коэффициент загрузки о.е:
2 Выбор мощности конденсаторных батарей для снижения потерь мощности в трансформаторах
Наибольшая реактивная мощность которую целесообразно передавать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ квар:
Суммарная мощность конденсаторных батарей на напряжение до 1 кВ квар:
Дополнительная мощность QНБК2 НБК для данной группы трансформаторов определяется по формуле квар:
где γ расчётный коэффициент зависящий от расчётных параметров Kр1 = 15 (Сибирь количество рабочих смен – 2) и Kр2 = 2 (длина участка до первого трансформатора менее 1 км) и схемы питания цеховой ТП [2].
Так как QНБК2 0 то для данной группы трансформаторов реактивная мощность QНБК2 принимается равной нулю. Расчётную мощность НБК QНБК округляем до стандартной ближайшей мощности комплектных конденсаторных установок [2].
Результаты расчёта компенсации реактивной мощности для остальных цехов представлены в таблице 6.4. Если в расчётах окажется что QНБК1 0 то установка батарей конденсаторов при выборе оптимального числа трансформаторов не требуется (составляющая QНБК1 будет равна нулю).
Таблица 6.4 – Выбор мощности комплектных конденсаторных установок напряжением 04 кВ с автоматическим регулированием
Установка дополнительных НКБ не требуется.
Значения коэффициентов загрузки сведены в таблицу 6.5.
Таблица 6.5 – Коэффициент загрузки цеховых трансформаторов
3 Выбор высоковольтных конденсаторных батарей
Если представить предприятие как узел сети 610 кВ к которому подключены реактивная нагрузка и источники реактивной мощности то баланс реактивной мощности в узле 610 кВ предприятия имеет вид
где –расчётная реактивная мощность завода отнесённая к шинам 610 кВ ГПП (см.п.3) квар;
– потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП (см. п.3) квар;
– суммарная реактивная мощность выдаваемая высоковольтными конденсаторными батареями квар;
–реактивная мощность выдаваемая фактически установленными НБК (см. табл.6.4) квар;
– суммарная реактивная мощность вырабатываемая синхронными двигателями квар;
– экономически оптимальная реактивная мощность выдаваемая предприятию энергосистемой (см. п.3) квар.
Реактивная мощность СД которую экономически целесообразно использовать квар
где – коэффициент допустимой перегрузки СД (определятся по номограмме)[51 рис.6.2];
– номинальная активная мощность установленных СД кВт;
– номинальная реактивная мощность установленных СД квар.
Выбираем синхронныее двигатели СДН [16].
Таблица 6.6 – Характеристики синхронных двигателей
Суммарная реактивная мощность вырабатываемая всеми СД квар
где – количество установленных СД шт.
Таким образом требуемая мощность ВБК определяется из следующей формулы квар
Так как расчётная суммарная мощность ВКБ получилась отрицательной то установка ВКБ не требуется. Так же не требуется использовать синхронные двигатели в качестве синхронного генератора.
Выбор кабельных линий
1 Выбор кабельных линий на напряжение 10 кВ
Перед расчетом токов КЗ необходимо выбрать кабели которые соединяют ГПП с цеховыми трансформаторами и трансформаторы соединенные по магистральной схеме.
В качестве примера произведем расчёт участка РП1– ТП-1.
Для бесперебойного питания спроектированы две параллельно проложенные в траншее кабельные линии с расстоянием между ними 100 мм.
Определяем расчетные токи в нормальном Ip и послеаварийном режимах Ipmax кА
Рассчитаем экономическое сечение кабеля мм2
где экономическая плотность тока для центрального района Сибири и Tmax = 3000-5000 ч равна 14 Амм2 [2 с. 71].
Выбираем ближайшее стандартное сечение Fст = 50 мм2 и соответственно кабель с алюминиевыми жилами с изоляцией из сшитого полиэтилена в оболочке из полиэтилена прокладываемых в земле с длительно допустимым током Iдоп = 195 А [2 с. 79].
Производим проверку по длительно допустимому току (по нагреву) с учётом поправочных коэффициентов: на температуру окружающей среды (K1) на количество кабелей лежащих рядом в траншее (K2) на возможную перегрузку кабеля (K3).
По [2 табл. 4.15] находим что допустимая перегрузка К3 составляет 123. Коэффициент снижения токовой нагрузки К2 принимаем по [2 табл. 4.14] равным 09. Коэффициент К1 принимаем равным 1 считая что температура соответствует расчетной температуре среды для которой составлены таблицы по определению Iдоп.
Допустимый ток кабельной линии определяется из соотношения А
Проверим кабель на потерю напряжения В
в послеаварийном режиме
где – расчетный рабочий ток в нормальном режиме А; – расчетный рабочий ток в послеаварийном режиме А; cosφ - коэффициент мощности в конце линии (на нагрузке) о.е; - удельное активное сопротивление кабеля Омкм; - удельное реактивное сопротивление кабеля Омкм.
По абсолютному значению потерь напряжения из-за различного уровня номинальных напряжений трудно судить о допустимости потерь напряжения поэтому потери напряжения определенные по формуле (7.11) и (7.12) выражают в процентах от номинального напряжения:
Относительные потери напряжения считаются приемлемыми если они в нормальных режимах работы не превышают в сетях низкого напряжения 5 % а в сетях высокого напряжения – 8 %.
Термически стойкое к токам КЗ сечение мм2
где I — установившееся значение тока КЗ равно Iп0 А; tn — приведенное время КЗ с; КТ — температурный коэффициент учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева жил кабеля для кабеля с сшитой изоляцией из полиэтилена 65 Асмм2.
Таким образом сечение кабелей на 10 кВ должно быть не менее 50 мм2.
Для 10 кВ выбираем кабель марки АПвП [18]. Результаты выбора кабелей на 10 кВ представлены в таблице 7.1.
Таблица 7.1 – Результаты выбора КЛ 10 кВ и проверки по нагреву.
Таблица 7.2 - Параметры КЛ 10 кВ и проверка.
2 Выбор кабельных линий на напряжение 04 кВ
Выбор кабелей на 04 кВ производится аналогично.
Воздействие тока КЗ учитывают только при выборе сечения кабельных линий защищаемых релейной защитой. Кабели защищаемые плавкими токоограничивающими предохранителями на термическую стойкость к токам КЗ не проверяют так как время срабатывания предохранителя мало и выделившееся тепло не в состоянии нагреть кабель до опасной температуры [2 с. 66].
По справочным материалам принимаем кабель АПвВГнг [18] Результаты расчетов представлены в таблице 7.3 и 7.4.
На всех участках увеличиваем количество цепей так как кабель не проходит проверку по максимально допустимому току.
Таблица 7.3 – Результаты выбора КЛ 04 кВ и проверки по нагреву.
Таблица 7.4 - Параметры КЛ 04 кВ и проверка.
Формирование однолинейной схемы промышленного предприятия по шинам ГПП 10 кВ
По мощности силовых цеховых трансформаторов и трансформаторов ГПП назначения и места установки а также о классификации по пожарным и взрывоопасным зонам примем к установке силовые трансформаторы согласно каталогам заводов-изготовителей.
Каталожные данные трансформатора ГПП приведены в таблице 8.1 [9] цехового трансформатора мощностью 400 кВА в таблице 8.2 [11] цехового трансформатора мощностью 630 кВА в таблице 8.3 [11].
Таблица 8.1 — Каталожные данные трансформатора ТМН 6300-3510 УХЛ1
Номинальная мощность кВт
Номинальное напряжение обмоток кВ
Схема и группа соединения обмоток
Таблица 8.2 — Каталожные данные трансформатора ТМ 400-1004 У1
Таблица 8.3 — Каталожные данные трансформатора ТМ 630-1004 У1
Расчет токов короткого замыкания
Переходные процессы возникают в электроэнергетических системах (ЭЭС) как при нормальной эксплуатации (включение или отключение нагрузки линий источников питания и др.) так и при аварийных режимах: короткие замыкания обрыв нагруженной цепи линии или её фазы выпадение вращающихся машин из синхронизма и т.д. При этом переходный процесс характеризуется совокупностью электромагнитных и механических изменений в ЭЭС которые взаимосвязаны.
Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение КЗ в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала.
Расчет токов короткого замыкания (КЗ) необходим для выбора аппаратуры и проверки элементов электроустановок (шин изоляторов кабелей и т. д.) на электродинамическую и термическую устойчивость а также для выбора уставок срабатывания защит и проверки их на чувствительность срабатывания.
Для расчёта токов КЗ составляют схему замещения в которой все магнитные связи заменены электрическими и все элементы системы электроснабжения представлены сопротивлениями. При определении параметров схемы замещения ЭЭС приняты допущения:
– трехфазная сеть принимается симметричной;
– не учитываются емкости и емкостные токи ЛЭП;
– не учитывается насыщение магнитных систем;
– не учитываются токи намагничивания трансформаторов.
Расчет токов КЗ в установках напряжением выше 1000 В имеет ряд особенностей по сравнения с расчетом токов КЗ в установках напряжением до 1000 В. Эти особенности заключаются в следующем:
активные сопротивления элементов системы электроснабжения при определении тока КЗ не учитывают если выполняется условие rΣ (
при определении токов КЗ учитывают подпитку от двигателей высокого напряжения: подпитку от синхронных двигателей учитывают как в ударном так и в отключаемом токе КЗ; подпитку от асинхронных двигателей – только в ударном токе КЗ.
Токи короткого замыкания будем рассчитывать для кабельной линии с меньшим сопротивлением (ГПП–ТП5) и для цеха в котором установлены синхронные двигатели (цех № 4). Расчёт будем производить в относительных единицах с помощью программы MathCAD15 (см. ПРИЛОЖЕНИЕ А).
Исходная схема и схема замещения для расчёта токов КЗ с указанными точками КЗ представлены на рисунке 9.1.
Рисунок 9.1 — Исходная схема и схема замещения для расчёта токов КЗ
Результаты расчетов приведены в таблице 9.1.
Таблица 9.1 — Результаты расчета токов КЗ
Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей
1 Выбор выключателей
Выключатель – это коммутационный аппарат предназначенный для включения и отключения тока.
Выключатель является основным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка перегрузка короткое замыкание холостой ход.
Выключатели выбирают:
По длительному току .
По отключающей способности .
Выключатели проверяют:
На электродинамическую стойкость по предельным сквозным токам КЗ
На термическую устойчивость к токам КЗ по тепловому импульсу
Для электрических сетей тепловой импульс от тока КЗ можно определить по выражению:
где Iп0 – начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ равная расчетному току КЗ –постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ. [3]
Расчетная продолжительность КЗ:
где – полное время отключения выключателя по каталогу(время с момента подачи импульса на отключение до полного погасания дуги);
– время действия релейной защиты (при учебном проектировании это время можно принять равным 01 с). [3]
1.1 Выбор выключателей на стороне ВН 35 кВ
Ток нормального режима работы трансформатора на стороне ВН подстанции (35 кВ) А
где - номинальная мощность трансформатора ГПП на стороне ВН – номинальное напряжение на стороне ВН - коэффициент загрузки трансформатора.
Ток послеаварийного режима работы трансформатора на стороне ВН подстанции (35 кВ) А
где - номинальная мощность трансформатора ГПП на стороне ВН – номинальное напряжение на стороне ВН - аварийный коэффициент загрузки трансформатора.
Выбираем к установке вакуумный выключатель ВБЭТ–35630 УХЛ1 [20] данные представлены в таблице № 10.1.1 и проверка которого представлена в таблице 10.1.2.
Таблица 10.1.1 – Основные технические характеристики
Номинальное напряжение
Номинальный длительный ток
Номинальный ток отключения включения и электродинамической стойкости
Сквозной ток КЗ (амплитуда) и наибольший пик тока включения
Собственное время отключения
Полное время отключения
Ток термической стойкости
Время термической стойкости
Номинальное относительное содержание апериодической составляющей
Таблица 10.1.2 – Проверка условий выбора выключателя на ВН
Выбранный выключатель удовлетворяет всем условиям проверки.
1.2 Выбор выключателей на стороне НН 10 КВ
Ток нормального режима работы трансформатора ГПП на стороне НН (10 кВ) А
Выбираем к установке вакуумный выключатель ВВМ-СЭЩ-1-20630[52] данные представлены в таблице № 10.1.3 и проверка которого представлена в таблице 10.1.4.
Таблица 10.1.3 – Основные технические характеристики
Таблица 10.1.4 – Проверка условий выбора выключателя на НН
1.3 Выбор секционного выключателя секций шин 10 кВ ГПП
Расчёт наибольшего рабочего тока будем производить из условия что нагрузка по секциям шин 10 кВ ГПП распределена равномерно. Тогда можно принять что наибольший рабочий ток через секционный выключатель будет равен половине наибольшего рабочего тока через выключатель установленный на стороне НН (п. 10.1.2).
Выбираем секционный выключатель ВВМ-СЭЩ -3-10-20630 [52]. Так как все параметры секционного выключателя кроме номинального тока не отличаются от параметров выключателя установленных на стороне НН трансформатора ГПП (табл. 10.1.3) и параметры тока КЗ для проверки выключателя одни и те же – точка К2 то проверка секционного выключателя повторяет проверку выключателя на стороне НН трансформатора ГПП.
Таблица 10.1.5 – Проверка условий выбора секционного выключателя
1.4 Выбор выключателей на отходящих линиях от системы шин 10 кВ на ГПП
Проверка выключателей на отходящих линиях от системы шин 10 кВ на ГПП осуществляется аналогично п. 10.1.2.
Наибольший рабочий ток отходящей линии примем по току послеаварийного режима для соответствующей двухцепной кабельной линии.
В комплектацию выбранного КРУ уже входят выключатели типа ВВЕ-СЭЩ-1-20630 [19] их основные технические характеристики представлены в таблице 10.1.6.
Таблица 10.1.6 – Основные технические характеристики
В таблице 10.1.7 приведена проверка условия выбора выключателя по длительному току.
Таблица 10.1.7– Проверка номинального тока выключателей на отходящих линиях системы шин 10 кВ ГПП.
Условия выбора по длительному току
Таблица 10.1.8– Проверка условий выбора секционного выключателя
1.5 Выбор выключателей на РП 10 кВ
Выбор выключателей на отходящий линиях от РП 10 кВ и секционных выключателей РП 10 кВ производится аналогично выбору выключателей на отходящих линиях и секционного выключателя соответственно на системе шин 10 кВ ГПП.
Примем к установке вакуумный выключатель ВВР-10-20630А УХЛ2 [22]. Его технические характеристики представлены в таблице 10.1.9. а его проверка представлена в таблице 10.1.10.
Таблица 10.1.9 – Основные технические характеристики выключателя ВВР-10-20630А УХЛ2
Таблица 10.1.10 – Проверка номинального тока выключателей на отходящих линиях системы шин 10 кВ ГПП по длительному току.
Таблица 10.1.11 – Проверка условий выбора секционного выключателя
2 Выбор разъединителей
Разъединитель — это контактный коммутационный аппарат предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.
Разъединители предназначены для создания видимого разрыва в высоковольтных сетях при выводе электрооборудования в ремонт. Разъединители включают и отключают без нагрузки (предварительно цепь должна быть отключена выключателем).
Разъединители выбирают так же как высоковольтные выключатели но не проверяют на отключающую способность.
Установим разъединитель горизонтально-поворотного типа РГ-351000 УХЛ 1. [23] в зависимости от заказа изготавливаемого с одним или двумя заземляющими ножами. Технические данные разъединителя приведены в таблице 10.1 а проверка в таблице 10.2.
Таблица 10.2.1 – Основные технические характеристики разъединителя РГ-351000 УХЛ 1.
Таблица 10.2.2 – Проверка условий выбора разъединителя на ВН
Выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям проверки.
На стороне НН 10 кВ установлены ячейки КРУ-СЭЩ-70-10 в которых предусмотрены разъединители штепсельного типа. Производить их проверку не требуется так как была произведена проверка вакуумных выключателей.
Выбор аппаратуры до 1000В.
1 Выбор автоматических воздушных выключателей
Автоматический выключатель – механический коммутационный аппарат способный включать проводить и отключать токи в нормальном состоянии цепи а также включать проводить в течение заданного времени и автоматически отключать токи в указанном аномальном состоянии цепи например токи короткого замыкания. [8]
Выбор автоматических выключателей на стороне НН цеховых трансформаторов и секционных выключателей РП 04 кВ для двухтрансформаторных подстанций.
Условия выбора и проверки автоматических выключателей [2]:
Автоматические выключатели выбирают:
По напряжению установки
По номинальному току автомата .
Считаем что подстанция связана с системой бесконечной мощности тогда периодическая составляющая тока КЗ в момент времени t = [2]
где Iп0 – начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ кА IК – расчетный ток КЗ кА.
– время действия релейной защиты (при учебном проектировании это время можно принять равным 01 с). [2]
Максимальный рабочий ток цехового трансформатора на стороне НН А
где - номинальная мощность цехового трансформатора на стороне НН – номинальное напряжение на стороне НН - расчётный коэффициент загрузки трансформатора принимается равным расчётному коэффициенту загрузки в нормальном режиме для однотрансформаторных подстанций и расчётному коэффициенту аварийной перегрузки для двухтрансформаторных подстанций.
Произведем расчет для трансформаторной подстанции ТП-1.
Расчётный коэффициент загрузки трансформатора о.е.
Максимальный рабочий ток на стороне НН цеховых трансформаторов представлен в таблице 11.1.
Таблица 11.1 – Максимальный рабочий ток на стороне НН цеховых трансформаторов.
Для выбора и проверки автоматических выключателей будет использоваться ток КЗ в расчётной точке К4. Проверка представлена в таблице 11.2.
К установке у ТП-1 ТП-5 ТП-6 ТП-9 примем автоматический выключатель ВА-450[32].
Таблица 11.2 – Проверка условий выбора автоматических выключателей ВА-450
Автоматический выключатель ВА-450
Выключатель выполняет все условия проверки.
К установке у ТП-2 примем автоматический выключатель ВА57-39Про [24].
Таблица 11.3 – Проверка условий выбора автоматических выключателей ВА57-39Про.
Автоматический выключатель ВА50-43Про
К установке у ТП-3 примем автоматический выключатель ВА57-39Про [24].
Таблица 11.4 – Проверка условий выбора автоматических выключателей ВА57-39Про.
К установке у ТП-7 ТП-8 примем автоматический выключатель ВА-450[32].
Таблица 11.5 – Проверка условий выбора автоматических выключателей ВА-450
К установке у ТП-4 ТП-10 примем автоматический выключатель ВА57-39Про [24].
Таблица 11.6 – Проверка условий выбора автоматических выключателей ВА55-41- УХЛ3-КЭАЗ
Автоматический выключатель ВА55-41- УХЛ3-КЭАЗ
2 Выбор предохранителей
В электрических сетях высоковольтные предохранители применяют для защиты силовых трансформаторов и измерительных трансформаторов напряжения. На напряжении 10 кВ понижающих подстанций устанавливают предохранители типа ПК.
Условия выбора предохранителей: [2]
)Напряжение установки
где – напряжение сети где предполагается установка выключателя; – номинальное напряжение выключателя (по каталогу);
)Условие длительного нагрева [3]
где – максимальный рабочий ток; – номинальный ток выключателя (по каталогу);
) По отключающей способности
где – действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент начала расхождения дугогасительных контактов; – номинальный ток отключения выключателя (по каталогу).
Считаем что подстанция связана с системой бесконечной мощности тогда периодическая составляющая тока КЗ в момент времени t = [7]
) По номинальному току плавкой вставки :
где - номинальный ток плавкой вставки предохранителя(табл.11.7) - Максимальный рабочий ток цехового трансформатора на стороне ВНА.
Таблица 11.7 – Номинальные токи плавких вставок предохранителей для защиты трансформатора 1004 кВ.
Номинальная мощность кВА
Номинальный ток трансформатора на стороне 10 кВ А
Номинальный ток плавкой вставки предохранителя А
Максимальный рабочий ток цехового трансформатора на стороне ВН А
где - номинальная мощность цехового трансформатора на стороне ВН – номинальное напряжение на стороне ВН - расчётный коэффициент загрузки трансформатора принимается равным расчётному коэффициенту загрузки в нормальном режиме для однотрансформаторных подстанций и расчётному коэффициенту аварийной перегрузки для двухтрансформаторных подстанций.
Примем к установке для трансформаторов мощностью 400 кВА предохранители марки ПКТ-102-10-50-125-У3 [25] а для трансформаторов ПКТ-102-10-80-125-У3 630 кВА марки [26]. Проверка данных предохранителей приведена в таблице 11.8.
Таблица 11.8 – Проверка условий выбора предохранителей
Расчетные данные для трансформатора мощностью 400 кВа
Расчетные данные для трансформатора мощностью 630 кВа
ПКТ-102-10-50-125-У3
ПКТ-102-10-80-125-У3
Селективность будет обеспечена если
где – время плавления плавкой вставки предохранителя при КЗ на стороне 04 кВ;
– полное время срабатывания защиты со стороны 04 кВ с которой осуществляется согласование предохранителя
с – для электромагнитных расцепителей автоматов с учетом разброса срабатывания;
– минимальная ступень селективности принимается для автоматов – 03 с для предохранителей – 06 с;
– коэффициент приведения каталожного времени плавления плавкой вставки и времени ее разогрева принимается равным 09.
Ток IК5 приводим к напряжению 10 кВ кА:
По току по рис.11.1 определяем время плавления плавкой вставки tВ 1 с для трансформатора мощность 400 кВА и tВ 10 с для трансформаторов мощностью 630 кВА [2 стр 64].
Рисунок 11.1 – Ампер-секундная характеристика плавкого предохранителя
Данные предохранители проходят проверку по всем условиям.
Выбор измерительных трансформаторов тока
Трансформаторы тока предназначены для преобразования первичного тока сети в стандартный ток вторичной цепи с целью подключения измерительных приборов и устройств релейной защиты и автоматики. Также ТТ необходимы для разделения цепей высокого и низкого напряжения для обеспечения безопасности обслуживающего персонала.
Условия выбора трансформатора тока [51]:
)по напряжению установки
где – максимальный рабочий ток А;
– номинальный ток первичной обмотки ТТ по данным завода-изготовителя А;
)по электродинамической стойкости кА
– кратность электродинамической стойкости по каталогу о.е.;
– номинальный первичный ток трансформатора тока кА;
)по термической стойкости кА2·с
где –тепловой импульс;
– кратность термической устойчивости по каталогу;
–время термической устойчивости по каталогу.
)по классу точности: проверка состоит в выборе сечений соединительных проводов приборов с трансформаторами тока такими чтобы суммарная нагрузка вторичной обмотки трансформатора не превышала допустимую в выбранном классе точности:
где – вторичная нагрузка трансформатора тока;
–номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.
Индуктивное сопротивление токовых цепей несоизмеримо меньше активного поэтому им пренебрегают т.е.
Согласно [7 п. 1.5.11 п. 1.5.12] расчетные счетчики активной и реактивной электроэнергии должны устанавливаться на вводе (приемном конце) линии электропередачи в тупиковую подстанцию принадлежащую потребителю.
Также согласно [7 п. 1.5.14 п. 1.5.15] учет активной и реактивной электроэнергии трехфазного тока должен производиться трехфазными счетчиками классом точности для счетчиков активной электрической энергии не ниже 10 класс точности счетчиков реактивной электроэнергии принимается на одну ступень ниже соответствующего класса точности счетчиков активной электроэнергии. В соответствие с этим расчет за электроэнергию с электроснабжающей организацией примем по стороне ГПП.
Приведем методику проверки по вторичной нагрузке трансформаторов тока.
Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов () и переходного сопротивления контактов ():
Сопротивление приборов определяется по выражению
где - мощность потребляемая приборами;
–вторичный номинальный ток трансформатора тока (1 или 5 А).
Сопротивление контактов принимается 005 Ом при двух-трех приборах и 01 Ом при большем числе приборов [2].
Номинальная допустимая нагрузка ТТ в заданном классе точности Ом
где – номинальная моощность обмотки измерения при cosφ = 08S2ном ВА.
Расчетное сопротивление проводов Ом
Зная можно определить сечение соединительных проводов:
где ρ–удельное сопротивление материала провода. Для алюминиевых проводов = 00283 Ом·мм2м; медных –= 00175 Ом·мм2м;
–расчетная длина зависящая от схемы соединения трансформатора тока.
Сопротивление соединительных проводов Ом
где q – принятое стандартное сечение соединительных проводов мм2.
1 Выбор трансформаторов тока на стороне ВН силового трансформатора
Установим трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-35-1505 [39]. Технические характеристики и проверка условий выбора представлены в табл.12.1.
Таблица 12.1 – Проверка условий выбора трансформаторов тока на стороне ВН
Каталожные данные трансформатора ТОЛ-СЭЩ-35
Таким образом трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-35-1505 удовлетворяет всем требованиям и принимается к установке.
2 Выбор измерительных трансформаторов тока встроенных во вводы силовых трансформаторов ГПП
Ранее были приняты к установке силовые трансформаторы ТМН – 630010-У1.
Предварительно примем к установке трансформатор тока встроенный во ввод трансформатора. Технические характеристики трансформатора тока ТВ-ЭК М1[34] приведены в таблице №12.2.
Таблица 12.2– Технические характеристики ТВ-ЭК М1
Наименование параметра
Номинальное напряжение Uном кВ
Наибольшее рабочее напряжение Uнаиб.раб кВ
Номинальный ток первичной обмотки I1ном А
Номинальный ток вторичной обмотки I2ном А
Номинальная мощность обмотки измерения при cosφ = 08S2ном ВА
Ток термической стойкости Iтер кА
Ток электродинамической стойкости (наибольший пик) iдин кА
Время протекания тока термической стойкости tтер с
Классы точности (для трех вторичных обмоток)
Контрольно-измерительные приборы подключаемые к трансформаторам тока встроенным во вводы обмотки ВН трансформаторов ГПП приведены в таблице №12.3.
Таблица 12.3 – Вторичная нагрузка трансформатора тока
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Проверка на соответствие условиям выбора:
)по напряжению установки (12.1) кВ
где 1204 А – рабочий максимальный ток (п.5.5.1).
)По электродинамической стойкости встроенный трансформатор тока не проверяется т.к. стойкость зависит от ввода трансформатора. [53]
)по термической стойкости (12.5) кА2·с
шде – тепловой импульс тока КЗ в расчетной точке К1 кА2·с;
Произведем проверку по вторичной нагрузке.
Рисунок 12.1 — Схема соединения измерительных трансформаторов тока и прибор в полную звезду
Сопротивление приборов (12.8) Ом
где 85 - мощность потребляемая приборами ВА.
Сопротивление контактов при четырех измерительных приборах принимается равным 01 Ом.
Номинальная допустимая нагрузка ТТ в заданном классе точности (12.9) Ом
где 20 – номинальная мощность при cosφ = 08S2ном ВА.
Расчетное сопротивление проводов по (12.10) Ом
Расчетное сечение соединительных проводов (12.11) Ом
где –расчетная длина при схеме соединения обмоток ТТ в полную звезду м.
Принимаем ближайшее стандартное сечение 4 мм2 оно соответствует минимально возможному по условиям прочности [3] тогда сопротивление соединительных проводов по (12.12) Ом
Вторичная нагрузка (12.7) Ом
Проверка условия (12.6):
Предварительно выбранный ТТ удовлетворяет всем условиям проверки следовательно может быть принят к установке.
2 Выбор трансформаторов тока в цепи кабельных линий
На отходящих КЛ трансформаторы тока так же как и другие измерительные приборы устанавливаются в КРУ. Для наиболее нагруженной линии (ГПП – ТП5) рассчитанной выше выбираем трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10-2005 технические характеристики которого представлены в таблице 12.4 [23].
Таблица 12.4 — Технические характеристики ТОЛ-СЭЩ-101600
Номинальный первичный ток А
Номинальный вторичный ток А
Ток электродинамической стойкости кА
Ток термической стойкости кА
Время термической стойкости с
Класс точности для измерений
Класс точности для защиты
Произведем проверку выбранного трансформатора тока.
– условие выполняется.
— условие выполняется.
По электродинамической стойкости кА:
По термической стойкости:
3 Выбор измерительных трансформаторов тока в цепи секционных выключателей
В цепи секционного выключателя к измерительному трансформатору тока подключается только амперметр [3]. Примем параметры амперметра по п. 12.1. Параметры трансформаторов тока примем по таблицам п. 12.3. Рабочие максимальные токи – по таблицам 9.3.
Результаты выбора и проверки приведем в таблицах №12.5 №12.6
Таблица 12.5– Проверка условий выбора трансформаторов тока в цепи секционных выключателей
Таблица 12.6 – Результат проверки трансформаторов тока в цепи секционных выключателей
Сопротивление приборов (13.8) Ом
Номинальная допустимая нагрузка ТТ в заданном классе точности (13.9) Ом
Расчетное сопротивление проводов по (13.10) Ом
Расчетное сечение соединительных проводов (13.11) Ом
Стандартное сечение проводов мм2
Сопротивление соединительных проводов по (13.12) Ом
Вторичная нагрузка (13.7) Ом
Проверка условия (13.6)
Выбранные трансформаторы тока удовлетворяют условиям проверки окончательно принимаем их к установке.
4 Выбор измерительных трансформаторов тока на отходящих линиях ГПП и РП 10 кВ
В качестве вторичной нагрузки трансформаторов тока принимаем к установке амперметр и счетчик активной и реактивной энергии для измерения и учета электрической энергии. (табл. 12.3)
Сведем в таблицу характеристики цепей рассматриваемых элементов и параметры трансформаторов тока для соответствующих цепей. В таблице приведем проверку по вторичной нагрузке.
Таблица 12.7 – Выбор трансформаторов тока на отходящих линиях ГПП и РП 10 кВ
Таблица 12.8 – Результат проверки трансформаторов тока в цепи секционных выключателей
Сопротивление соединительных проводов по (12.12) Ом
Проверка условия (12.6)
Условия выполняются следовательно выбранные ТТ могут быть приняты к установке.
Выбор измерительных трансформаторов напряжения
Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения или и для отделения цепей измерения и релейной защиты от цепей высокого напряжения.
На стороне ВН 35 кВ выбираем трансформатор напряжения НАЛИ-СЭЩ-35 [41] технические характеристики которого приведены в таблице 13.1.
Таблица 13.1 — Технические характеристики НАЛИ-СЭЩ-35
Номинальное напряжение основных вторичных обмоток В
Номинальное напряжение дополнительных вторичных обмоток В
Класс точности вторичных обмоток для измерений
Класс точности вторичных обмоток для защиты
Номинальная мощность вторичной обмотки ВА
Произведем проверку выбранного трансформатора напряжения.
Проверка по вторичной нагрузке:
где S2 ном — номинальная мощность трансформатора в выбранном классе точности S2 — нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединенных к трансформатору напряжения (таблица 13.2) ВА.
Таблица 13.2 — Измерительные приборы на подстанции ВН
Потребляемая мощность ВА
Счетчик активной мощности
Счетчик реактивной мощности
Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения ВА
Таким образом выбранный трансформатор напряжения удовлетворяет всем условиям.
В ячейки КРУ СЭЩ-70 встроена трехфазная группа трансформаторов напряжения НАЛИ-СЭЩ-10[42] их паспортные данные приведены в табл. 13.3.
Таблица 13.3 — Технические характеристики НАЛИ-СЭЩ-10
Классы точности основных обмоток
Номинальная трехфазная мощность вторичной обмотки измерения в соответствующем классе точности S2ном ВА
По вторичной нагрузке ВА:
Для определения суммарной вторичной нагрузки выбранного трансформатора напряжения определимся с устанавливаемыми на стороне НН измерительными приборами.
Таблица 13.4 — Измерительные приборы на подстанции ВН
Вторичную нагрузку определяем с учетом того что счетчики электрической энергии ставятся на всех присоединениях на стороне НН а также во вводной ячейке трансформатора. Также учитываем что на каждую секцию ставится один трансформатор напряжения. Следовательно число счетчиков нагружающих один трансформатор напряжения будет следующим:
где — число отходящих присоединений на стороне НН.
Выбор токоведущих частей
1 Выбор сборных шин и ошиновок на стороне ВН
Поскольку номинальное напряжение на стороне ВН равно 35 кВ то в качестве токоведущих частей следует использовать гибкие шины выполненные проводами АС. Сборные шины и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений не проверяются по экономической плотности тока [1 п. 1.3.28]. Таким образом выбор сечения провода следует производить по допустимому току:
где — длительно допустимый ток кА.
Выбираем провод марки АС 7011 [26 табл. 7.35] со следующими параметрами:
Проверка на термическое действие тока КЗ не производится т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе [3 c. 238].
На электродинамическое действие тока КЗ проверяются гибкие шины РУ при Iк(3) ≥ 20 кА. Т.к. 1551 кА ≤ 20 кА то проверка не требуется.
Проверка по условиям короны необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше [3 с.191].
Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля кВсм
где m — коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов ); r0 — радиус провода см.
Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода кВсм
где U — линейное напряжение кВ; Dср — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см (принимаем равным 250 см для напряжения 35 кВ и расположении фаз по вершинам равностороннего треугольника).
Условие отсутствия короны:
где E — напряженность электрического поля около поверхности провода кВсм; E0 — максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля кВсм.
Таким образом провод АС-7011 удовлетворяет всем условиям.
2 Выбор сборных шин и ошиновок на стороне НН
В ячейке КРУ токоведущие части выполняются жесткими алюминиевыми шинами [3 с.175]. Выбор сечения шин производится по допустимому току:
где — допустимый ток шины выбранного сечения с учетом поправки при расположении шин плашмя [1 п. 1.3.23].
Выбираем алюминиевые двухполосные шины прямоугольного сечения со следующими параметрами:
Размер шины мм: 40×5;
При расположении шин плашмя принятые по таблице значения допустимых токов должны быть уменьшены на 5 % для шин шириной полос до 60 мм тогда
Проверка шин на термическую стойкость при КЗ производится по условию:
где — минимальное сечение по термической стойкости мм2;
— выбранное сечение мм2.
где — тепловой импульс тока КЗ кА2с; — функция Ас12мм2 (по [3 табл. 3.16] принимаем равной 90).
Необходимо провести механический расчет выбранных двухполосных шин чтобы убедиться что напряжения в материале не будут превышать допустимые значения [3 с. 180].
Сила взаимодействия между полосами в пакете из двух полос Н
где — коэффициент формы [2 рис. 4.7]; — ударный ток А; а – расстояние между осями шин (в КРУ принимаем равным 025 м) м.
Момент сопротивления см3
Расчетное напряжение расч при изгибе МПа
Выбранные шины удовлетворяют всем условиям.
1 Выбор опорных изоляторов на стороне ВН
Выбираем изоляторы ИОСК3-35 УХЛ1 [44]. Опорные стержневые полимерные изоляторы наружной установки с кремнийорганической защитной оболочкой типа ИОСК3-35 УХЛ1 предназначены для изоляции и крепления токоведущих частей в электрических аппаратах распределительных устройствах электрических станций и подстанций переменного тока напряжением до 35 кВ. Каталожные данные изолятора УХЛ1 представлены в таблице 15.1.
Таблица 15.1 — Каталожные данные ИОСК3-35 УХЛ1
Механическая разрушающая сила на изгиб кН
Наибольшее допустимое
Испытательное напряжение полного грозового импульса
Выбор и проверка опорных изоляторов осуществляется по:
– напряжению установки кВ:
– механической нагрузке на изолятор Н:
где Fрасч – сила действующая на изолятор; Fдоп – допустимая нагрузка на головку изолятора: Fдоп = 06Fразр; Fразр – разрушающая нагрузка на изгиб Н.
При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех
фаз расчетная сила Н
где a – расстояние между фазами м;
Допустимая нагрузка на головку изолятора Н
Изолятор удовлетворяет условиям проверки.
2 Выбор опорных изоляторов на стороне НН
Выбираем изоляторы ОСК2-10 УХЛ1 [45]. Каталожные данные изолятора ОСК2-10 УХЛ1 представлены в таблице 15.2.
Таблица 15.2 — Каталожные данные ОСК2-10 УХЛ1
где a – расстояние между фазами м; kh – поправочный коэффициент на высоту шины если она расположена
3 Выбор проходных изоляторов
3.1 Выбор проходных изоляторов на стороне ВН
Выбираем изоляторы ИППУ-35630-75-Б4 УХЛ1 (разрушающая нагрузка на изгиб равная 75 кН) [55]. Изоляторы предназначены для изоляции и соединения токоведущих частей закрытых распределительных устройств соединения с открытыми распределительными устройствами или линиями электропередачи.
Выбор и проверка проходных изоляторов осуществляется по условиям
) Механическая нагрузка на изолятор Н;
Расчетная сила действующая на изолятор
По длительному току А
Изолятор удовлетворяет всем условиям.
3.2 Выбор проходных изоляторов на стороне НН
Выбираем изоляторы ИПЛП-103150 УХЛ2 [46]. Проходной изолятор ИПЛП-10 предназначен для проведения изолирования токоведущих элементов находящихся под напряжением от заземленных элементов комплектных распределительных устройств (КРУ) на номинальное напряжение до 10 кВ. Каталожные данные изолятора ИПЛП-103150 УХЛ2 представлены в таблице 15.3.
Таблица 15.3 — Каталожные данные ИПЛП-103150 УХЛ2
– напряжению установки кВ
– механической нагрузке на изолятор Н
где a – расстояние между фазами м; l – длина пролёта м.
Защита от перенапряжений
На линиях электропередачи в результате прямых ударов молний в провода либо перекрытий воздушных промежутков при ударе молнии в опору возникают волны перенапряжения. Эти волны перенапряжений доходят до подстанции и вызывают кратковременное перенапряжение на оборудовании. Они могут вызывать повреждение изоляции. Для предотвращения этого и защиты оборудования используются нелинейные ограничители перенапряжений.
Для защиты от атмосферных перенапряжений и кратковременных внутренних напряжений изоляции ВЛ и трансформаторов на сторонах ВН и НН устанавливаем ограничители перенапряжений.
Выбор ОПН производится по следующим условиям [54]:
) По номинальному напряжению Uном≥ Uс.ном.
) По наибольшему длительно допустимому рабочему напряжению Uнро≥ Uнс.
) По условию обеспечения взрывобезопасности
) По номинальному разрядному току.
Для защиты электрооборудования в сети с изолированной нейтралью напряжением 35 кВ выберем ОПН–П1–35405102УХЛ1 технические характеристики которого представлены в таблице 17.1[27].
Таблица 16.1 — Технические характеристики ОПН–П1–35405102УХЛ1
Технические характеристики
Нормируемый параметр
Класс напряжения сети кВ
Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение кВ
Номинальный разрядный ток кА
Остающееся на ОПН напряжение при импульсе тока 3060 мкс с амплитудой:
- 1000 А кВ не более
Остающееся на ОПН напряжение при импульсе тока 820 мкс с амплитудой:
- 5000 А кВ не более
- 10000 А кВ не более
- 20000 А кВ не более
Амплитуда испытательного импульса большого тока 410 мкс кА
Остающееся на ОПН напряжение при импульсе тока 14 мкс с амплитудой 10 кА кВ не более
Длина пути утечки внешней
изоляции см не менее
Ток КЗ при котором обеспечивается взрывобезопасность кА
Таблица 16.2 — Проверка ОПН-П [2]
По номинальному разрядному току кА
Номинальный разрядный ток должен быть не менее 5 кА [2 с. 8]
Выбранный ограничитель удовлетворяет условиям проверки.
Для защиты оборудования 10 кВ принимаем к установке ОПН-П- 1010010400 УХЛ2 технические характеристики которого приведены в таблице 16.3 [28].
Таблица 16.3 — Технические характеристики ОПН-ПЗЭУ 1012010400 УХЛ2
Номинальный разрядный ток 820 кА
Выполним проверку ОПН-П.
Таблица 16.4 — Проверка ОПН-П [2]
Выбор трансформаторов собственных нужд
Состав потребителей собственных нужд подстанций зависит от типа подстанции мощности трансформаторов наличия синхронных компенсаторов и типов электрооборудования. Подстанция в данном курсовом проекте выполнена по упрощенной схеме без внедрения синхронных компенсаторов. Трансформаторы ТМН-6300110 не снабжены электродвигателями для обдува. Следовательно к потребителям собственных нужд относятся: обогрев приводов выключателей и разъединителей шкафов КРУ оперативные цепи а также освещение подстанции. [3]
Для питания оперативных цепей ГПП примем постоянный оперативный ток как принципиально более надежный. [28]
Мощность потребителей собственных нужд невелика поэтому они присоединяются к сети 380220 В которая получает питание от понижающих трансформаторов.
Определим нагрузку ТСН по [3] и параметрам выбранного оборудования и сведем полученные данные в таблицу № 17.1.
Таблица 17.1 – Нагрузка ТСН
Установленная мощность
Подогрев включателей ВБЭТ-35
Подогрев шкафов КРУ-10 кВ
Подогрев приводов разъединителей
Отопление и освещение ОПУ
Освещение и вентиляция ЗРУ 10 кВ
Расчетная нагрузка определяется кВА
где – установленная активная мощность потребителей кВт;
– установленная реактивная мощность потребителей квар;
– коэффициент спроса учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки в ориентировочных расчетах принимается равным 08 о.е. [3].
Мощность ТСН определяется так кВА
Ближайшее номинальное значение мощности соответствует трансформатору ТМ – 4010 [43]. Паспортные данные этого трансформатора приведены в таблице №17.3.
Таблица 17.3 – Параметры трансформатора ТМ – 4010[43]
Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме работы
Рекомендуемый коэффициент загрузки (06–07)[3].
Проверка по коэффициенту аварийной перегрузки
Коэффициент перегрузки не должен превышать 14.
Данный трансформатор удовлетворяет всем требованиям.
В данном курсовом проекте был произведен расчёт электрических нагрузок предприятия и определен центр электрических нагрузок. Для решения вопроса о схеме внешнего электроснабжения было произведено технико-экономическое сравнение двух вариантов схем внешнего электроснабжения предприятия. Также был произведен расчёт токов короткого замыкания и выбор электрооборудования для внешнего и внутреннего электроснабжения.
В результате проведённых расчётов была разработана система электроснабжения мясокомбината отвечающая всем необходимым требованиям по качеству и надежности электроснабжения.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ПУЭ Правила устройства электроустановок. Издание 7 (6). – Введ. 01.01.2000. – Москва: НЦ ЭНАС 1999. – 461 с.
Электроснабжение: Учеб. пособие по курсовому и дипломному проектированию: В 2 ч. Синенко Л. С. Рубан Т. П. Сизганова Е. Ю. Попов Ю. П. Красноярск: ИПЦ КГТУ 2005. – 135 с.
Рожкова Л. Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для студ. сред. проф. образования Л. Д. Рожкова Л. К. Карнеева Т. В. Чиркова. – 10-е изд. стер. – Москва: Академия 2013. – 448 с.
Кабышев А.В. Расчет и проектирование систем электроснабжения: Справочные материалы по электрооборудованию: Учеб. пособие А.В. Кабышев С.Г. Обухов – Том. политехн. ун-т. – Томск 2005. – 168 с.
Кудрин Б. И. Электроснабжение промышленных предприятий: учебник для студентов вузов спец. "Электроснабжение и электроэнергетика" Б. И. Кудрин. - 2-е изд. - Москва : Интермет Инжиниринг 2006. - 672 с.
Инструкция По прокладке и эксплуатации силовых кабелей на напряжение 6 - 35 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена ИМ С К- 20 -10.
СТО%2070238424.29.240.10.013-2009.pdf
В.В. Базуткин и др. – Техника высоких напряжений: Изоляция и перенапряжения в электрических системах: Учебник для вузовВ.В. Базуткин В.П. Ларионов Ю.С. Пинталь; Под общ. Ред. В.П. Ларионова. – 3-е изд. перераб. И доп.-М.: Энергоатомиздат 1986. – 464..:ил.
Дмитриев М.В. Применение ОПН в электрических сетях 6-750 кВ.- Завод энергозащитных устройств. Санкт-Петербург 2007 г.
Электроснабжение: Учеб. пособие по курсовому и дипломному проектированию Ч. 2. Синенко Л. С. Сизганова Е. Ю. Попов Ю. П. Красноярск: ИПЦ КГТУ 2016. – 175 с
ГОСТ Р 50345-2010 Аппаратура малогабаритная электрическая. – введ. 01.01.2012. М.: Стандартинформ 2011 103с.
Тимофеев С.А. Основы выбора нелинейных ограничителей напря-жений : Метод. указания по курсовому и дипломному проектированию Сост. С.А. Тимофеев. Красноярск: ИПЦ КГТУ 2003. – 50 с

3 чертеж ГПП.dwg

Изолятор проходной ИППУ-35630-7
Разъединитель трехполюсный РГ-351000 УХЛ1
Выключатель ВБЭТ-35630 УХЛ1
Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-35
Ограничитель перенапряжений ОПН-35 УХЛ1
Силовой трансфоратор ТМН-630035
Трансформатор собственных нужд ТМ 4010
Изолятор проходной ИПЛ-101630-12
Гравийная подъездная дорога
Трансформатор напряжения НАЛИ-СЭЩ-35

Чертеж 1 Генеральный план.dwg

питание от п.ст. системы
- Административное помещение (III)
- Консервный цех (II)
- Электролитный жестяно-баночный завод (III)
- Ремонтно-механический цех (III)
- Здание загона скота (III)
- Здание предубойного содержания скота (III)
- Колбасный цех (II)
- Деревообрабатывающий цех (III)
- Здание санбойни (II)
- Овощехранилище (III)
картограммой нагрузок
Силовая нагрузка 10 кВ
Силовая нагрузка 0.4 кВ
Осветительная нагрузка
Трансформаторная подстанция
Условные обозначения
Кабели резервного питния 0