Электроснабжение предприятия нефтяной промышленности (вариант 9)

Однолинейная схема.dwg

схема электроснабжения
Электроснабжение предприятия
нефтяной промышленности

План и разрез 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 6310
Изолятор проходной ИПУ-101630-12
Гравийная подъездная дорога
Трансформатор напряжения НАЛИ-СЭЩ-35
Электроснабжение предприятия
нефтяной промышленности

Пояснительная записка.docx

Федеральное государственное автономное
образовательное учреждение
«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра «Электроэнергетика»
Проектирование системы электроснабжения предприятия
нефтяной промышленности
номер группы зачетной книжки подпись дата инициалы фамилия
Спроектировать систему электроснабжения предприятия нефтяной промышленности. В качестве исходных данных – генплан предприятия (рис. 1) и сведения об электрических нагрузках (табл. 1).
Таблица 1 – Сведения об электрических нагрузках предприятия нефтяной промышленности
Установленная мощность кВт
Ремонтно-механический цех
Цех по ремонту оборудования
Насосная внешней перекачки
Насосная внутренней перекачки
ЦДУ (Центрально-диспетчерское управление)
Длина питающей линии км
Рисунок 1 – Генплан предприятия нефтяной промышленности
подпись дата инициалы фамилия
Краткое содержание технологического процесса7
1Определение категории цехов по надежности электроснабжения9
2 Краткая характеристика среды производственных помещений10
Определение электрических нагрузок12
1 Определение расчётных нагрузок цехов по установленной мощности и коэффициенту спроса12
2 Определение расчетной нагрузки завода в целом17
Определение центра электрических нагрузок и месторасположения ГПП. Построение картограммы нагрузок21
Проектирование системы внешнего электроснабжения24
1 Условия выбора схемы электроснабжения предприятия24
2 Выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения предприятия25
3 Выбор числа и мощности трансформаторов главной понизительной подстанции26
4 Выбор вариантов схем внешнего электроснабжения30
5 Технико-экономический расчёт первого варианта (35 кВ)31
6 Технико-экономический расчёт второго варианта38
7 Сравнение результатов44
Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учётом компенсации реактивной мощности45
1 Выбор оптимального числа цеховых трансформаторов46
2 Выбор мощности конденсаторных батарей низшего напряжения48
3 Выбор высоковольтных конденсаторных батарей51
Выбор кабельных линий54
1 Выбор кабельных линий на напряжение 10 кВ56
Выбор разъединительных трансформаторов в РП 10 кВ62
Формирование однолинейной схемы промышленного предприятия64
Выбор выключателей68
1 Выбор выключателей на стороне ВН 35 кВ69
2 Выбор выключателей на стороне НН 10 кВ70
3 Выбор секционного выключателя секций шин 10 кВ ГПП71
4 Выбор выключателей на отходящих линиях от системы шин 10 кВ на ГПП72
5 Выбор выключателей на РП 10 кВ73
Выбор разъединителей79
Выбор предохранителей80
Выбор опорных изоляторов83
1 Выбор проходных изоляторов на стороне ВН83
2 Выбор проходных изоляторов на стороне НН83
Проверка кабельных линий по термической стойкости к токам КЗ85
Выбор измерительных трансформаторов тока87
1 Выбор измерительных трансформаторов тока на стороне ВН ГПП89
2 Выбор измерительных трансформаторов тока встроенных во вводы силовых трансформаторов ГПП91
2 Выбор измерительных трансформаторов тока на стороне НН ГПП и на отходящих линиях к РП 10 кВ93
3 Выбор измерительных трансформаторов тока в цепи секционных выключателей95
4 Выбор измерительных трансформаторов тока на отходящих линиях ГПП и РП 10 кВ96
Выбор измерительных трансформаторов напряжения98
1 Выбор трансформаторов напряжения на стороне ВН ГПП98
2 Выбор трансформаторов напряжения на стороне НН ГПП100
Выбор токоведущих частей101
1 Выбор сборных шин и ошиновок на стороне ВН101
2 Выбор сборных шин и ошиновок на стороне НН102
Выбор трансформаторов собственных нужд105
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ108
Система электроснабжения предприятия состоящая из сетей напряжением до 1000 В и выше трансформаторных и преобразовательных подстанций служит для обеспечения требований производства путем подачи электроэнергии от источника питания к месту потребления в необходимом количестве и соответствующего качества.
Данный курсовой проект посвящен проектированию системы электроснабжения предприятия нефтяной промышленности. В процессе его выполнения необходимо произвести расчет электрических нагрузок цехов и предприятия в целом выбрать и обосновать схемы внешнего и внутреннего электроснабжения рассчитать токи короткого замыкания в характерных точках а также выбрать основное электротехническое оборудование.
Для осуществления всех вышеперечисленных операций будут применятся классические методики расчета разработанные в двадцатом веке. Также при проектировании необходимо руководствоваться современными нормативными документами в целях принятия технически и экономически оптимальных решений.
Краткое содержание технологического процесса
Нефть – природная маслянистая жидкость состоящая из сложной смеси углеводородов и некоторых других органических соединений. На предприятие она поступает по трубопроводу и в пункте налива нефти направляется в емкости для сбора в которых происходит отделение газа от нефтяной жидкости. [3]
В целях снижения расходов по транспортировке предохранения магистральных трубопроводов от внутренних коррозийных разрушений недопущения образования стабильных трудноразрушимых эмульсий на нефтеперерабатывающих заводах и в местах ее добычи нефть деэмульсируют. [1]
Деэмульсация – разрушение и расслоение нефтяных эмульсий обессоливание и обезвоживание нефти для улучшения деформационных свойств (снижения вязкости).
Методы деэмульсации: обработка эмульсий реагентами – деэмульгаторами нагревание (с применением подогревателей различных типов); отстаивание (в специальных отстойниках или ёмкостях промежуточного хранения) воздействие электрических или электростатических полей (в электродегидраторах) импульсные воздействия создаваемые с помощью различных источников колебаний а также специальных режимов турбулентного перемешивания эмульсии и др.; центрифугирование; фильтрация через специальные пористые материалы. [2]
На рассматриваемом производстве подогрев нефти осуществляется в трубчатых блочных печах ПТБ которые предназначены специально для нагрева нефтяных эмульсий при их промысловой подготовке и транспорте. Для ускорения процессов обессоливания и обезвоживания нефть подогревают до ее деэмульсации до температуры 40-85 оС. Такой вариант нагрева считается наиболее совершенным.
Его преимущество заключается в равномерном нагреве поверхностей труб змеевиков что предотвращает коксообразование. Достигается такой режим путем создания достаточно равномерного поля по всему внутреннему объему теплообменной камеры. [3] Для контроля за параметрами нефти и ее эмульсий на предприятии предусмотрены узлы учета.
Узел учета нефти (система измерения количества нефти) представляет собой целый комплекс измерительных приборов и специального оборудования которое предназначено для измерения физических и химических параметров нефтяной смеси. С помощью данного узла проводятся измерения массового расхода давления и температуры природного материала.
Основные функции СИКН:
- получение всех сведений о нефти;
- отслеживание состояния нефти.
В качестве СОИ (Системы обработки информации) применяются измерительные комплексы сертифицированные и внесенные в Государственный Реестр Системы Сертификации средств измерений.
СИКН изготавливается как правило в блочно-модульном исполнении. На площадке предприятия-заказчика блоки собираются между собой согласно технологической схеме. Для выполнения этой операции служит сборочный цех. [4]
Насосные станции – один из важнейших объектов нефтебазы — предназначаются для перекачки нефтепродуктов по внутрибазовым технологическим нефтепроводам. В отдельных случаях насосные станции нефтебаз перекачивают нефтепродукты по нефтепроводам на значительные расстояния потребителям или на пункты налива.
На типовых головных сооружения как правило строятся две насосные станции. Насосная станция внутренней перекачки и насосная внешней перекачки нефти. Первая насосная станция задействована в технологическом процессе подготовки нефти перекачивает нефте-водяную смесь через блоки нагрева теплообменники отстойники концевые сепараторы до технологических и товарных резервуаров.
Насосная станция внешней перекачки наиболее ответственный и сложный объект на головных сооружениях. Насосные агрегаты станции закачивают товарную нефть в магистральный нефтепровод конечной точкой которого является или нефтеперерабатывающий завод морской или речной терминал железнодорожная эстакада налива. [5]
Для нормального функционирования предприятия на его территории предусматривают компрессорные цеха которые обеспечивают сжатым воздухом пневмосистемы таких механизмов как: грузоподъемные машины буровые установки станции по откачке нефтяных газов; отвечают за транспортировку газа в установках ответственных за переработку газа и нефти а также выполняют транспортировочные функции перегоняя газ по магистральным трубопроводам. [6]
В таблице 2 приведено краткое описание производственных процессов протекающих в цехах предложенных заданием.
Таблица 2 – Содержание производственных процессов предприятия нефтяной промышленности
Содержание производственного процесса
Измерение массового расхода давления и температуры нефти
Транспортировка нефти и нефтепродуктов за пределы предприятия
Транспортировка нефти и нефтепродуктов в системах сбора и подготовки нефти
Сбор нефти поступающей с добывающих скважин; частичная сепарация
Продолжение таблицы 2
Нагрев нефти для ускорения процесса разделения нефтяных эмульсий
Вспомогательные процессы
Изготовление и сборка блоков нефтепромыслового оборудования узлов учета нефти
Повышение давления в трубопроводе
Обеспечение технологического водоснабжения на объектах
Обеспечение работоспособного состояния технологического оборудования (планово-предупредительный ремонт); изготовление запасных частей к машинам и агрегатам применяемым на основном производстве
Отпуск тепловой энергии технологическим потребителям
Техническое обслуживание и ремонт технологического оборудования вышедшего из строя или имеющего неполадки в работе
Обслуживающие процессы
Оперативное реагирование при возникновении пожара его устранение
Хранение продукции предприятия материалов и оборудования необходимых на производстве
Руководство промышленным предприятием
Обеспечение безопасности на производстве
Оперативное управление; планирование режимов
1Определение категории цехов по надежности электроснабжения
Для выбора схемы электроснабжения рассматриваемого предприятия выбора электрооборудования и выполнения сопутствующих расчетов необходимо владеть информацией о категорийности приемников каждого цеха и категории производственного или складского помещения. [7]
Предприятия нефтяной промышленности занимаются транспортировкой добычей переработкой и распределением конечных продуктов переработки. Одной из особенностей этих предприятий является комплексность – большое количество выполняемых производственных процессов к которым относятся различные химические тепловые гидромеханические и механические а также массообменные процессы требующие специализированного оборудования и соответствующих цехов. [8]
Перерыв электроснабжения одного из цехов приведет к простою всего производства поскольку все цеха участвующие в технологическом процессе связаны друг с другом трубопроводом по которому постоянно перекачивается нефть.
Все предприятие целиком следует отнести к потребителям первой категории поскольку перерыв в электроснабжении может привести к значительному материальному ущербу и аварийным ситуациям которые могут повлечь за собой возникновение опасности для жизни людей. [7] Далее рассмотрим категории отдельных цехов.
Пожарное депо необходимо на данном предприятии так как постоянно присутствует риск возникновения чрезвычайных ситуаций. Его работники должны находится в постоянной готовности а также вовремя получать оповещения об опасных ситуациях на производстве. Отнесем его к первой категории.
Нарушение работы пункта налива нефти или насосных станций приведет к прекращению циркуляции нефти по трубопроводу что приведет к полной остановке технологического процесса. Следовательно перечисленные цеха отнесем к первой категории.
Прекращение электроснабжения узлов учета нефти может повлечь за собой возникновение аварийных ситуаций а также возможные материальные потери поскольку в этом случае нет возможности определить необходимые параметры нефти. Определяем данные цеха как потребителей первой категории.
Цеха печей ПТБ относим к первой категории поскольку в нем осуществляется ответственный процесс деэмульсации нефти.
К первой категории причислим и насосную станцию подающую воду для нужд пожаротушения.
Сборочный и ремонтно-механический цеха отнесем к первой категории поскольку их простой может повлечь за собой невозможность отремонтировать или заменить оборудование в цехах относящихся к первой категории.
Компрессорный цех отнесем к потребителям второй категории: перерыв в его электроснабжении не повлечет остановки производства однако значительно отобразится на его работе.
Причислим к потребителям второй категории котельную считая что теплоснабжение ответственных потребителей не прекратится при перерыве электроснабжения. А также диспетчерский пункт координирующий все протекающие на предприятии процессы но не участвующий в них на прямую.
К третьей категории отнесем административные здания (заводоуправление отдел ТБ ПБ ОТ) и склад прекращение электроснабжения которых почти не отобразится на технологическом процессе.
Цех по ремонту оборудования также относим к потребителям третьей категории так как централизованный ремонт оборудования предприятия выполняет ремонтно-механический цех.
2 Краткая характеристика среды производственных помещений
Производственное помещение – замкнутые пространства в специально предназначенных зданиях и сооружениях в которых постоянно (по сменам) или периодически (в течение рабочего дня) осуществляется трудовая деятельность людей. [9]
Среда производственных помещений характеризуется состоянием воздушной среды (влажность температура скорость движения воздушных струй загазованностью запыленностью) освещенностью в разное время суток уровнем шумов уровнем вибрации. Задание предусматривает выбор категорий пожароопасности и взрывоопасности цехов.
Соответствующие категории и классы для каждого цеха сведены в таблицу 3. [7 гл. 7.3-7.4] [10]
Таблица 3 – Характеристика производственных цехов
Категории электроприемников
Категория помещений зданий по взрыповожарной и пожарной опасности
Определение электрических нагрузок
1 Определение расчётных нагрузок цехов по установленной мощности и коэффициенту спроса
Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения эксплуатационные расходы надежность работы электрооборудования. Расчет выполним по установленной мощности и коэффициенту спроса. Методика расчета приведена в [11].
Активная расчетная нагрузка силовых приемников 04 кВ цеха определяется по следующему выражению кВт
где – суммарная установленная мощность всех приемников цеха принимается по исходным данным кВт (табл. 1);
– средний коэффициент спроса принимаемый по справочным данным [12 табл. 1.6].
Реактивная расчетная нагрузка силовых приемников 04 кВ цеха квар
где – коэффициент реактивной мощности характерный для приемников данного цеха равный
где – коэффициент мощности по цеху принимаемый по [12 табл. 1.6].
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 [12 табл. 1.10].
Величина установленной мощности определяется по следующей формуле кВт
где – удельная нагрузка площади пола цеха кВт по данным [11 табл. 2.4];
F – площадь пола цеха определяемая по генплану (рис.1)
Для осветительной установки с газоразрядными лампами расчетная реактивная нагрузка определяется по формуле квар
где коэффициент мощности источников света принимаемый по справочным данным [11 табл. 2.5].
Полная расчетная мощность силовых и осветительных приемников цеха (до 1000 В) определяется из соотношения
Приемники выше 1000 В учитываются отдельно. Расчет силовой нагрузки на 6-10 кВ рассчитывается аналогично силовой нагрузке электроприемников 04 кВ по формулам (2.1) и (2.2).
Цех №15 не будет учитываться ни при расчете нагрузок ни в дальнейших расчетах по ходу проектирования ввиду отсутствия исходных данных (рис. 1 табл. 1).
Приведем пример расчета для цеха №7.
Активная расчетная нагрузка силовых приемников 04 кВ цеха по (2.1) кВт
Реактивная расчетная нагрузка силовых приемников 04 кВ цеха по (2.2) квар
Установленная мощность по (2.5) кВт
Расчетная нагрузка осветительных приемников цеха по (2.4) кВт
Расчетная реактивная осветительная нагрузка цеха по (2.6) квар
Полная расчетная мощность силовых и осветительных приемников цеха на 04 кВ кВА
Активная расчетная нагрузка силовых приемников 6 кВ цеха по (2.1) кВт
Реактивная расчетная нагрузка силовых приемников 6 кВ цеха по (2.2) квар
Полная расчетная мощность силовых и осветительных приемников цеха на 6 кВ кВА
Суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки потребителей 04 кВ и 610 кВ в целом по заводу определяются суммированием соответствующих нагрузок цехов. Расчёт нагрузок представлен в таблице 4
Таблица 4 – Определение силовых расчетных нагрузок цехов
Потребители энергии 04 кВ
ЦДУ (центральное диспетчерское управление)
Продолжение таблицы 4
Осветительная нагрузка
Потребители энергии 6-10 кВ
электродуговые печи 10т
синхронные двигатели
2 Определение расчетной нагрузки завода в целом
В соответствии с вышеизложенным расчетная полная мощность завода определяется по расчетным активным и реактивным нагрузкам цехов с учетом расчетной нагрузки освещения территории завода потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций и ГПП компенсации реактивной мощности. Методика расчета приведена в [11].
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 4 полная расчётная мощность нагрузки 04 кВ равна
Потери активной мощности в цеховых трансформаторах по
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 6 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 при U = 110 кВ;
– суммарная расчетная активная мощность приёмников напряжением 04 и 6 кВ соответственно кВт.
Оптимальная реактивная мощность по (2.10) квар
Необходимая мощность компенсирующих устройств по заводу в целом по (2.9) квар
Нескомпенсированная реактивная мощность завода отнесённая к шинам 6 кВ ГПП квар
где –расчётная реактивная мощность завода отнесённая к шинам 6 кВ ГПП с учётом коэффициента разновременности максимумов силовой нагрузки () [11] квар.
где –суммарная расчетная реактивная мощность силовой нагрузки напряжением 04 и 6 кВ соответственно квар.
Расчётная реактивная мощность завода отнесённая к шинам 6 кВ ГПП квар
Нескомпенсированная реактивная мощность по (2.11) 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 6 кВ ГПП с учётом коэффициента разновременности максимумов силовой нагрузки () [11] кВт
где –суммарная расчетная активная мощность силовой нагрузки напряжением 04 и 6 кВ соответственно кВт;
– суммарная расчётная активная мощность осветительной нагрузки кВт.
Тогда расчётная активная мощность завода отнесённая к шинам 6 кВ ГПП кВт
Общая активная мощность с учётом потерь в компенсирующих устройствах на шинах 6 кВ подстанции кВт
Расчетная нагрузка на шинах 6 кВ ГПП с учетом компенсации реактивной мощности по (2.2) кВА
Предполагаем что на заводе будет предусмотрена ГПП. Потери мощности (активной и реактивной) в трансформаторах ГПП ориентировочно определяются по следующим выражениям кВт (квар)
Потери мощности (активной и реактивной) в трансформаторах ГПП кВт (квар)
Полная расчетная мощность завода на стороне высшего напряжения
Определение центра электрических нагрузок и месторасположения ГПП. Построение картограммы нагрузок
Трансформаторные подстанции максимально насколько позволяют производственные условия приближают к центрам нагрузок. Это дает возможность построить экономичную и надежную систему электроснабжения так как сокращается протяженность сетей вторичного напряжения уменьшаются потери энергии и отклонение напряжения; уменьшается зона аварий и удешевляется развитие электроснабжения (подстанции строят очередями по мере расширения производства).
В настоящее время разработаны методы определения места расположения подстанций по территории промышленного предприятия при которых достигают наименьших затрат.
При равномерно распределенной нагрузке рекомендуется применять метод использующий положение теоретической механики и позволяющий определить центр электрической нагрузки предприятия (цеха). [11] Для этого нужно провести аналогию между массами и электрическими нагрузками а координаты их центра определить по формулам м
где координаты центра электрической нагрузки i-го цеха.
Можно принять что нагрузка равномерно распределена по площади цеха и следовательно центр электрической нагрузки i-го цеха совпадает c центром тяжести фигуры изображающей цех на генеральном плане промышленного предприятия. Практика проектирования показала что учета третьей координаты () как правило не требуется. Таким образом место расположения ГПП должно совпадать с центром электрических нагрузок при необходимости с некоторым смещением в сторону источника питания.
Для определения местоположения ГПП при проектировании системы электроснабжения на генплан промышленного предприятия наносится картограмма нагрузок. Картограмма нагрузок предприятия представляет собой размещенные по генплану окружности причем площади ограниченные этими окружностями в выбранном масштабе равны расчётным нагрузкам цехов.Для каждого цеха на носится своя окружность центр которой совпадает с центром нагрузок цеха. Площадь круга в определенном масштабе равна расчетной нагрузке соответствующего цеха поэтому его радиус можно вычислить по следующей формуле мм
где расчётная мощность
масштаб для определения площади круга (постоянный для всех цехов предприятия) кВтмм2.
Силовые нагрузки до и выше 1000 В изображаются отдельными кругами. Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга изображающего нагрузку до 1000 В. Угол сектора α определяется из следующего соотношения град
где – расчётная мощность силовой (04 кВ) и осветительной нагрузки цеха соответственно кВт.
Расчет центра электрических нагрузок представлен в таблице 5.
Таблица 5 – Определение центра электрических нагрузок активной мощности
Картограмма нагрузок и местоположение центра нагрузок на генплане показаны на рисунке 2.
Рисунок 2 – Картограмма нагрузок и ЦЭН
Проектирование системы внешнего электроснабжения
1 Условия выбора схемы электроснабжения предприятия
Система внешнего электроснабжения включает в себя схему электроснабжения и источники питания предприятия. Основными требованиями к проектированию рациональной системы внешнего электроснабжения являются надежность экономичность и качество электроэнергии в сети.
При проектировании схемы электроснабжения предприятия наряду с надежностью и экономичностью необходимо учитывать также характер размещения нагрузок на территории предприятия потребляемую мощность наличие собственного источника питания.
В зависимости от установленной мощности приемников электроэнергии различают объекты большой (75100 МВт и более) средней (от 575 до 75 МВт) и малой (до 5 МВт) мощности. Для предприятий малой и средней мощности как правило применяют схемы электроснабжения с одним приемным пунктом электроэнергии (ГПП ГРП РП). [11]
Если имеются потребители I категории то предусматривают секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии так как для потребителей электроэнергии относящихся к I категории в соответствии с ПУЭ предусматривают не менее двух независимых источников питания. Независимым источником питания называют источник питания приемника (группы приемников электроэнергии) на котором напряжение для послеаварийного режима не снижается более чем на 5 % по сравнению с нормальным режимом работы при исчезновении его на другом или на других источниках питания этих приемников. К числу независимых источников питания относят две секции или системы шин одной или двух электростанций и подстанций при одновременном соблюдении следующих двух условий:
) каждая секция или система шин в свою очередь имеет питание от независимого источника питания;
) секции (системы) шин не связаны между собой или имеют связь автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы одной секции (системы) шин. [7]
Число присоединений на стороне ВН согласно заданию шт.:
где nт – число трансформаторов шт;
Выбираем схему 4H «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».[13]
Схема 4Н-два блока (линия-трансформатор) с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий применяется на напряжении 35-220 кВ для тупиковых двухтрансформаторных подстанций. [13] Является лучшей схемой с позиций надежности и экономичности для тупиковых или ответвительных двухтрансформаторных подстанций при использовании современных элегазовых выключателей с пружинными приводами для подстанций 35-220 кВ. [18]
Рисунок 3 – Схема 4Н «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий»
2 Выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения предприятия
Для выбора рационального напряжения внешнего электроснабжения предприятия предварительно следует рассчитать нестандартное напряжение по формулам полученным на основе статистических данных например по формуле Стилла [11] кВ
где –расстояние от подстанции энергосистемы до завода равное 9 км (табл. 1);
– передаваемая мощность равная расчетной нагрузке предприятия отнесенной к шинам высокого напряжения ГПП МВт.
Нестандартное напряжение кВ
По стандартной шкале [20] выбираем два близлежащих значения номинального напряжения кВ
где – стандартные значения номинального напряжения кВ.
В приведенные затраты следует включать только составляющие характерные для варианта напряжения но не включать одинаковые элементы для всех напряжений.
3 Выбор числа и мощности трансформаторов главной понизительной подстанции
В системах электроснабжения промышленных предприятий мощность силовых трансформаторов должна обеспечить в нормальных условиях питание всех приемников. Надежность электроснабжения предприятия достигается за счет установки на подстанции двух трансформаторов. При выходе из строя одного трансформатора другой будет покрывать всю мощность потребителей 1-ой и 2-ой категории с учетом перегрузочной способности трансформатора. При этом часть неответственных потребителей может быть отключена с целью снижения нагрузки трансформатора. [11]
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).
Воспользуемся суточным графиком нагрузки предприятия нефтяной промышленности из справочных материалов. [12 рис. 5.2]
Подробная методика выбора трансформаторов данным методом приведена в [21].
Рисунок 4 – Характерный суточный график электрических нагрузок предприятия нефтяной промышленности
Рассчитаем предварительно мощность трансформатора кВА
где n = 2– число трансформаторов ГПП [7]
– коэффициент мощности нагрузки равный
кз = 07 – коэффициент загрузки в нормальном режиме. [7]
Предварительно выбираем трансформаторы ТМН-630035 и ТМН-6300110 (табл. 6) [22 23]
Таблица 6 – Каталожные данные трансформаторов ТМН-1000035 и ТМН-6300110
Номинальная мощность кВА
Номинальное напряжение обмоток кВ
Напряжение короткого замыкания%
Ток холостого хода %
Номинальный ток трансформаторов в нормальном и ток трансформатора в аварийном режимах А
Тогда токи трансформаторов в нормальном и аварийном режимах соответственно А
Рисунок 5 – Определение средних значений нагрузок в долях от Iном
По графику нагрузки определяем ступени средних значений нагрузок в долях номинального тока и их длительность (рис. 5) ч
а6 = 0875 – t6 = 22;
Эквивалентный максимум нагрузки определяется по выражению А
Тогда эквивалентный максимум соответственно для каждого трансформатора А
По графику нагрузки определяем ступени средних значений нагрузок в долях номинального тока и их длительность за время 17 ч предшествующее началу максимума нагрузки ч:
а3 = 0925 – t3 = 5;
а5 = 0875 – t5 = 22;
Эквивалентная начальная нагрузка определяемая за время 17 ч предшествующее началу максимума нагрузки А
Коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформаторов о.е.
Коэффициент начальной нагрузки трансформаторов о.е.
Мощность трансформаторов кВА
k1-2 = 075-085 – коэффициент участия в нагрузке потребителей 1-й и 2-й категорий [21].
Условие выполняется следовательно предварительно выбранные трансформаторы могут быть установлены на ГПП.
4 Выбор 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). Расчет будет выполнен методом аппроксимации УПС [15] (рис.6).
Рисунок 6 – Варианты схем электроснабжения
5 Технико-экономический расчёт первого варианта (35 кВ)
Выберем 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 =12 – нормированное значение экономической плотности тока Амм2 принято для алюминиевых проводов при числе использования максимума нагрузки Тнб = 6000-8000 чгод. [15]
Отметим что стандартное сечение должно укладываться в промежуток от 70 мм2 до 240 мм2 по условиям механической прочности.
Принимаем ближайшее стандартное сечение Sст = 70 мм2 провод марки АС 70 с Iдоп = 265 А r0 = 0428 [7].
Условие проверки по допустимому нагреву:
Условие выполняется следовательно выбранный провод может быть использован для выполнения ВЛ.
Далее произведем выбор выключателей. Поскольку информация о размерах токов КЗ в сети отсутствует основываем выбор на сведениях о номинальных напряжении и токе выключателя.
Предварительно выбираем головные выключатели (Q1 и Q2) и выключатели установленные на ГПП (Q3 и Q4).
Условия выбора выключателей достаточные для выполнения ТЭР:
Известно что Uн = 35 кВ Iраб.max = 13348 А (Q1 и Q2) и Uн = 10 кВ Iраб.max = 13348*3510=38931 А (Q3 и Q4).
Предварительно выбираем выключатели типа ВГБ-35 (Q1 и Q2) с номинальными данными Uн.в = 35 кВ Iн.в = 630 А Iоткл.в = 125 кА. [26]
Выполним проверку условий (4.11):
Условия выполняются.
Также выбираем ВВМ-СЭЩ-10 (Q3 и Q4) с номинальными данными Uн.в = 10 кВ Iн.в = 1000 А Iоткл.в = 20 кА. [27]
Для питания завода на ГПП устанавливаем два трансформатора ТМН-630035. Каталожные данные трансформатора представлены в таблице 5.1.
Рассчитаем капиталовложения для первого варианта.
Капитальные затраты на линии тыс.рубкм
где Ал Вл Сл – коэффициенты аппроксимации для железобетонных опор [15 табл. 12.3].
Капитальные затраты на линии 35 кВ тыс.рубкм
Капитальные затраты на две одноцепные ЛЭП тыс.руб
Стоимость одного трансформатора тыс. руб
где значения коэффициентов аппроксимации по [15 табл. 12.2].
Стоимость одного трансформатора 3510 тыс. руб.
Капитальные вложения на выключатели тыс. руб.
Капитальные вложения на выключатели 35 кВ тыс. руб.
Постоянные затраты тыс.руб.
Постоянные затраты на сети 35 кВ тыс.руб.
Капитальные вложения в ГПП тыс. руб.
где = 200 – повышающий коэффициент позволяющий перейти от стоимостей полученных по эмпирическим зависимостям к стоимости в российских рублях на 2021 год.
Капитальные вложения в ГПП 35 кВ тыс.руб.
Суммарные капиталовложения по первому варианту тыс. руб.
Рассчитаем издержки для первого варианта.
Издержки на ремонт и обслуживание тыс. руб.год
гдеИтл Итв Итт – амортизационные отчисления по линиям выключателям и трансформаторам соответственно тыс. руб. [11 табл. 6.2]
Издержки на ремонт и обслуживание 35 кВ тыс. руб.год
Амортизационные отчисления находят по нормам амортизации в долях единицы от капиталовложений
Норма амортизации определяется с учетом срока полезного использования объекта определяемая по
Расходы на амортизацию тыс. руб.год
гдеИал Иав Иат – расходы на эксплуатацию и ремонт по линиям выключателям и трансформаторам соответственно тыс. руб. [11 табл. 6.2]
Расходы на амортизацию для 35 кВ тыс. руб.год
Определяем стоимость потерь электроэнергии.
Годовые потери активной мощности в линиях кВт
где–удельное сопротивление проводов Омкм;
–расчетная мощность кВА.
Годовые потери активной мощности в линиях 35 кВ кВт
Время использования максимума потерь ч
гдеTmax = 7100– число часов использования максимума нагрузки для предприятия нефтяной промышленности ч [15 табл. П3.1].
Годовые потери энергии в линиях кВт·ч
Годовые потери электроэнергии в трансформаторах равны кВт·чгод
где n–число трансформаторов;
потери холостого хода кВт;
потери короткого замыкания кВт;
расчетная мощность кВА;
номинальная мощность трансформатора кВА;
–годовое число часов работы трансформатора ч.
Годовые потери энергии кВт·ч
Стоимость годовых потерь в линиях и трансформаторах тыс. руб.год
где Иэ – тариф на электроэнергию на сайте ПАО «Красноярскэнергосбыт» для 35 кВ [16].
Суммарные ежегодные издержки на амортизацию обслуживание и потери электроэнергии тыс. руб.
Приведённые затраты по первому варианту тыс. руб..
гдеEн – коэффициент дисконтрования по ставке депозита Центробанка на сегодняшний день (октябрь 2021 года) ставка составляет 75 % т.е. Eн = 0075.
Определим ущерб от перерыва в электроснабжении.
Составим схему для расчета надежности (рис.7).
Рисунок 7 – Структурная схема для расчета ущерба
Так как секционный выключатель в нормальном режиме отключен то схема буде выглядеть как на рисунке 8.
Рисунок 8 – Упрощенная структурная схема для расчета ущерба
По справочным данным [11] находим данные для расчета надежности для составляющих схемы 35 кВ. Для линий:
Л = 1604 отказгод; Тлв = 121310-3 годотказ (105 чгод).
Для выключателей 35 кВ :
в35 := 002 отказгод; Твв = 1610-3 годотказ (14 чгод).
Для трансформаторов 3510:
т = 001 отказгод; Ттв = 810-3 годотказ (70 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 = 215 руб.кВтч [11].
6 Технико-экономический расчёт второго варианта
Расчет второго варианта будет производиться аналогично первому варианту по тем же расчетным формулам.
а) Выбор сечения проводов ВЛ
Питающие линии выполняем проводом марки АС.
Расчётный ток линии в нормальном режиме А:
Максимальный рабочий ток в послеаварийном режиме (обрыв одной цепи) А:
Экономически целесообразное сечение провода мм2:
Принимаем наименьшее допустимое стандартное сечение Sст = 70 мм2 провод марки АС 70 с Iдоп = 265 А r0 = 0428 [15].
Условие выполняется.
б) Выбор выключателей
Известно что Uн = 110 кВ Iраб.max = 4247 А (Q1 и Q2) и Uн = 10 кВ Iраб.max = 4247*3510=14865 А (Q3 и Q4).
Предварительно выбираем выключатели типа ВГБ-110 (Q1 и Q2) с номинальными данными Uн.в = 110 кВ Iн.в = 630 А Iоткл.в = 125 кА [26].
Выполним проверку условий:
И ВВМ-СЭЩ-10 (Q3 и Q4) с номинальными данными Uн.в = 10 кВ Iн.в = 1000 А Iоткл.в = 20 кА [38].
в) Выбор трансформаторов
г) Расчёт капиталовложения
Капитальные затраты на линии 110 кВ тыс.рубкм
где Ал Вл Сл – коэффициенты аппроксимации [15] для железобетонных опор.
Стоимость 1 трансформатора 3510 кВ мощностью 6300 кВА тыс. руб
значения коэффициентов аппроксимации.
где значения коэффициентов аппроксимации
Постоянные затраты тыс.руб
д) Расчёт ежегодных издержек
гдеИтл Итв Итт – амортизационные отчисления по линиям выключателям и трансформаторам соответственно тыс. руб.
Расходы на амортизацию тыс. руб.год:
гдеИал Иав Иат – расходы на эксплуатацию и ремонт по линиям выключателям и трансформаторам соответственно тыс. руб.
Годовые потери активной мощности в линиях кВт:
–расчетная мощность кВА
Время использования максимума потерь ч:
гдеTmax – число часов использования максимума нагрузки для предприятия нефтяной промышленности ч.
Годовые потери энергии в линиях кВт·ч:
Годовые потери электроэнергии в трансформаторах равны кВт·чгод:
Приведённые затраты по первому варианту тыс. руб.:
Определим ущерб от перерыва электроснабжения.
Составим схему для расчета надежности
Рисунок 9 – Структурная схема для расчета ущерба
Так как секционный выключатель в нормальном режиме отключен то схема буде выглядеть как
Рисунок 10 – Упрощенная структурная схема для расчета ущерба
По [11] находим данные для расчета:
Тлв = 11510-3 годотказ (87 чгод).
Для выключателей 110 кВ:
в110 = 001 отказгод; Твв = 2910-3 годотказ (25 чгод).
Для трансформаторов 11010:
т = 0015 отказгод; Ттв = 810-3 годотказ (70 чгод).
Для выключателей 10 кВ:
в10 = 004 отказгод; Твв = 1710-3 годотказ (149 чгод).
Коэффициент вынужденного простоя для ЛЭП-110 кВ:
Коэффициент вынужденного простоя для выключателей 110 кВ:
Коэффициент вынужденного простоя для трансформаторов 110 кВ:
Параметр потока отказов при последовательном соединении элементов
где у0 = 215 руб.кВтч [15].
7 Сравнение результатов
Таблица 7 – Итоговая таблица экономического сравнения вариантов
Наименование показателя
Капитальные затраты К тыс. руб.
Ежегодные отчисления на амортизацию ремонт и обслуживание тыс. руб.
Потери энергии W тыс. кВтчгод
Стоимость годовых потерь электроэнергии Иэ тыс. руб.
Ущерб от недоотпуска электроэнергии тыс.руб.
Приведенные затраты З тыс. руб.год
Исходя из технико-экономического расчета выбираем вариант №1 поскольку приведенные затраты в этом случае меньше.
Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учётом компенсации реактивной мощности
Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов производится с учетом категорийности цехов. Коэффициент загрузки двухтрансформаторных цеховых подстанций принимается в пределах 07-08 при преобладании нагрузок (до 80%) 1-й категории 08-09 для однотрансформаторной при взаимном резервировании при преобладании 2-й категории и 09 - 1 при третьей. Питание потребителей первой категории должно осуществляться от двухтрансформаторной подстанции. Потребителей второй и третьей категории допустимо питание от однотрансформаторных подстанций. Однако при значительных нагрузках осуществляют питание также от двухтрансформаторных подстанций. [11]
Исходя из расположения цехов на генеральном плане их категорийности нагрузки пожаро- и взрывобезопасности принимаем:
- в цехах № 7 №8 и №10 установим РП 6 поскольку в них размещены синхронные двигатели;
- от РП 10 будем питать СД и цеховые трансформаторы;
- энергоснабжение освещение будет осуществляться от цеховых трансформаторных подстанций;
- питание будет осуществляться по магистральным линиям при этом потребители первой категории должны стоять в магистрали первыми;
- питание цехов третьей категории с небольшой плотностью нагрузки будем осуществлять по КЛ 04 без установки ТП;
- для питания потребителей первой категории без установки ТП непосредственно в цеху предусмотрим резерв.
Также должно быть предусмотрено освещение территории предприятия. Световую нагрузку необходимо учесть при проектировании электроснабжения предприятия.
Осветительную нагрузку следует равномерно распределить между трансформаторными подстанциями. Для этого разделим территорию на четыре примерно равные части. Питание каждой части будет осуществляться от находящейся на ней подстанции.
Осветительная нагрузка территории предприятия кВт
где – коэффициент спроса осветительной нагрузки территории о.е.;
– удельная мощность осветительной нагрузки территории промышленного предприятия (009-025 [12]) кВТм2;
– площадь предприятия без учета площади цехов м2.
Результаты расчета осветительной нагрузки сведены в таблицу 7. Реактивная мощность рассчитана по формуле (2.3) коэффициент мощности осветительной нагрузки cosφ = 095 [12].
Таблица 8 – Осветительная нагрузка территории предприятия
Доля части территории от общей площади %
Расчетная активная нагрузка кВт
Расчетная реактивная нагрузка квар
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.
Номинальная мощность трансформатора принимается в зависимости от удельной плотности расчетной нагрузки по таблице [21 c. 260].
Приведем выбор цеховых трансформаторов для цеха №1.
Удельная плотность нагрузки кВАм2
Число дополнительных трансформаторов m = 0 [11] тогда оптимальное число цеховых трансформаторов шт
Расчет количества трансформаторов для других цехов сведем в таблицу 9.
Таблица 9 – Результаты расчета количества трансформаторов в цехах
Цеха №123 резерв цеха №8
освещение Ю-З резерв цех №14
Цех №6 освещение С-З
Цеха №7 №8 №9 освещение Ю-В
Цех №10 резерв цеха №13 освещение С-В
Таблица 10 – Выбор цеховых трансформаторов
2 Выбор мощности конденсаторных батарей низшего напряжения
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. [11]
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.
Рассчитаем компенсацию реактивной мощности для ТП-1 используя данные таблиц 7 8 и 9.
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
Если в расчётах окажется что QНБК1 0 то установка батарей конденсаторов при выборе оптимального числа трансформаторов не требуется (составляющая QНБК1 будет равна нулю).
Дополнительная мощность QНБК2 НБК для данной группы трансформаторов определяется по формуле квар
где γ =065 – расчётный коэффициент зависящий от расчётных параметров;
Kр1 = 15 (Сибирь количество рабочих смен – 2);
Kр2 = 2 (длина участка до первого трансформатора менее 05 км) и магистральной [21] схемы питания цеховой ТП равный 065 [11].
Если QНБК2 0 то для данной группы трансформаторов реактивная мощ- ность QНБК2 принимается равной нулю.
Расчётную мощность НБК QНБК округляем до стандартной ближайшей мощности комплектных конденсаторных установок. [25]
Результаты расчёта компенсации реактивной мощности для остальных цехов представлены в таблице. НКБ выбираем из каталога [25].
В качестве примера приведем расчет НБК цеха №1.
Наибольшая реактивная мощность по (5.5) квар:
Суммарная мощность конденсаторных батарей на по (5.6) квар
Таблица 11 – Выбор мощности комплектных конденсаторных установок напряжением 04 кВ с автоматическим регулированием
Окончание таблицы 11
Проверка выбранных трансформаторов по коэффициент загрузки о.е
Значения коэффициентов загрузки сведены в таблицу 12.
Таблица 12 – Коэффициент загрузки цеховых трансформаторов
3 Выбор высоковольтных конденсаторных батарей
Если представить предприятие как узел сети 10 кВ к которому подключены реактивная нагрузка и источники реактивной мощности то баланс реактивной мощности в узле 10 кВ предприятия имеет вид:
гдеQрΣ10 – расчётная реактивная мощность завода отнесённая к шинам 10 кВ ГПП равная 162585 квар (табл. 4);
ΔQТР.ГПП – потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП по (3.19) равные квар.
QВБК – суммарная реактивная мощность высковольтных конденсаторных батарей квар;
QСДΣ – суммарная реактивная мощность вырабатываемая синхронными двигателями квар;
QЭ – реактивная мощность выдаваемая предприятию энергосистемой по (3.9) равная квар;
QНБК – суммарная мощность НБК 1881 квар.
Реактивная мощность СД которую экономически целесообразно использовать квар
где – коэффициент допустимой перегрузки СД (определятся по номограмме) [12].
– номинальная активная мощность установленных СД кВт;
– номинальная реактивная мощность установленных СД квар.
Для цехов №7 №8 и №10 выбираем синхронные двигатели паспортные данные приведены в таблице [29] [30].
Таблица 13 – Синхронные двигатели
Число и вид двигателей
Реактивная мощность СД по (6.10) которую экономически целесообразно использовать квар
Суммарная реактивная мощность вырабатываемая всеми СД квар
где – количество установленных СД шт.
Для каждого цеха соотвественно квар
Таким образом требуемая мощность ВБК определяется извыражения (6.9) квар
Для каждого цеха следовательно компенсация реактивной мощности на 6-10 кВ не требуется.
Выбор кабельных линий
Перед расчетом токов КЗ необходимо выбрать кабели которые соединяют распределительные пункты и цеховые трансформаторные подстанции.
Кабели на напряжение 610 кВ будем выбирать по экономической плотности тока.
В качестве примера произведем выбор кабеля (10 кВ) для участка: ГПП – ТП1.Для бесперебойного питания используем две параллельно проложенные в траншее кабельные линии с расстоянием между ними 100 мм.
Расчетный рабочий ток в нормальном режиме рассчитывается по следующей формуле А
где – расчётная мощность передающаяся по данному кабелю кВА;
– количество кабелей в траншее шт;
Uном – номинальное напряжение КЛ В.
Расчетное сечение жилы кабеля мм2
где – экономическая плотность тока равная 16 для кабелей с пластмассовой изоляцией с алюминиевыми жилами при числе часов использования максимума нагрузки более 5000 часов в год [7 т. 1.3.36] Амм2
Полученное значение округляется до ближайшего стандартного сечения.
Проверка по допустимому нагреву в нормальном режиме А
где – длительно допустимый ток выбранного кабеля А
– наибольший расчетный ток нормального режима при работе всех параллельных цепей КЛ А;
К1 – поправочный коэффициент на температуру окружающей среды зависит от температуры среды прокладки о.е.;
К2 – поправочный коэффициент учитывающий количество кабелей в траншее о.е.;
К3 – поправочный коэффициент учитывающий допустимую перегрузку кабеля о.е.
Примем способ прокладки кабелей в траншеях как наиболее экономичный и легковыолнимый. [21] Для того чтобы не учитывать пересчет допустимого тока от глубины прокладки принимаем глубину прокладки 07 м везде кроме мест пересечения КЛ. При пересечении кабельными линиями других кабелей они должны быть разделены слоем земли не менее 05 м [7].
Поправочный коэффициент К1 примем для наиболее тяжелых условий приходящихся на летний период. С учетом глубины прокладки и места расположения предприятия – Красноярск Красноярский край примем температуру почвы в диапазоне 1230 – 1470 С. Согласно данным завода-изготовителя КЛ примем коэффициент К1 = 100 для температуры почвы 150 С.
Поправочный коэффициент К2 выбираем согласно данным завода-изготовителя по таблице.
Таблица 14 – Значения коэффициента К2 от числа кабелей в траншее
Расстояние между кабелями в свету мм
Коэффициент учитывающий допустимую перегрузку кабеля по справочным данным К3 = 125 [11].
Расчетный рабочий ток в послеаварийном режиме определяется из выражения А
Uном – номинальное напряжение КЛ кВ.
Ток в послеаварийном режиме должен быть
Проверка кабеля на потерю напряжения %:
где Iр – расчетный рабочий ток в нормальном режиме А;
и - коэффициент мощности в конце линии о.е;
- удельное активное сопротивление кабеля Омкм; - удельное реактивное сопротивление кабеля Омкм.
где – активная мощность нагрузки
– реактивная мощность нагрузки i-того цеха квар.
Потери напряжения не должны превышать 5% в сетях низкого напряжения и 8% в сетях высокого напряжения [11].
Также выполняется проверка на термическую стойкость к токам КЗ которая будет выполнена после расчета токов КЗ и выбора выключателей.
1 Выбор кабельных линий на напряжение 10 кВ
При выборе кабелей на напряжение 10 кВ расчетная нагрузка низковольтных потребителей принимается по номинальной мощности установленных цеховых трансформаторов.
Выберем кабельную линию на участке ГПП-РП2.
Расчетная мощность нагрузки РП-2 кВА
Расчетный ток нормального режима по (7.1) А
Экономическое сечение по (7.2) мм2
Принимаем стандартное сечение 50 с допустимым длительным током 165 А [7 т. 1.3.5].
Проверка по допустимому нагреву в нормальных условиях А
Кабель выбранного сечения подходит по условиям допустимого нагрева в нормальном режиме.
Расчетный ток послеаварийного режима КЛ А
Проверка по допустимому нагреву в послеаварийном режиме А
Кабель выбранного сечения подходит по условиям допустимого нагрева в послеаварийном режиме. В случае невыполнения данного условия следует выбрать кабель большего сечения и провести проверку для него.
Для проверки по допустимым потерям напряжения рассчитаем коэффициент мощности по формуле
где – расчетная активная мощность низковольтной нагрузки питаемых цехов (табл. 2);
– расчетная реактивная мощность низковольтной нагрузки питаемых цехов (табл.2);
– расчетная активная мощность СД питаемых от РП-1;
– расчетная реактивная мощность СД питаемых от РП-1.
Длину трассы КЛ определим по генеральному плану (рис.2) l 0025 км.
По каталожным данным получим погонные активное и индуктивное сопротивления [33] соответственно Омкм
Потери напряжения в конце КЛ в нормальном и послеаварийном режимах соответственно %
Потери напряжения малы и не превышают допустимых значений.
Результаты проверки кабельных линий на 10 кВ сведем в таблицы 15-18.
Таблица 15 – Результаты выбора и проверки на нагрев КЛ 10 кВ
Таблица 16 – Параметры КЛ 10
Таблица 17 – Проверка по допустимым потерям напряжения КЛ 10 кВ
Окончание таблицы 17
Таблица 18 – Перечень марок КЛ 10 кВ
Окончание таблицы 18
Расчет кабельных линий на 04 кВ производится по той же методике что и кабельных линий на 10 кВ. Полученные результаты сведем в таблицы 19-22.
Таблица 19 – Результаты выбора и проверки на нагрев КЛ 04 кВ
Таблица 20 – Параметры КЛ 04 кВ
Таблица 21 – Проверка по допустимым потерям напряжения КЛ 04 кВ
Потери в резервных кабельных линиях превышают допустимые пределы. Однако они рассчитаны на коротко временную работу при перебое электроснабжения по основным питающим линиям.
Таблица 22 – Перечень марок КЛ 04 кВ
Выбор разъединительных трансформаторов в РП 10 кВ
Для понижения напряжения до уровня рабочего напряжения СД – 6 кВ необходима установка на РП 10 кВ разъединительных трансформаторов.
Мощность трансформаторов определяется так кВА
Тогда соответственно для РП-1 и РП-2 мощность трансформаторов кВА
Ближайшее номинальное значение мощности соответствует трансформаторам ТМГ – 100010(6) ТМГ – 163010(6) [37]. Паспортные данные этих трансформаторов приведены в таблице 23.
Таблица 23 – Параметры трансформатора ТМГ – 10010
Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме работы
Рекомендуемый коэффициент загрузки (06–07) [55].
Проверка по коэффициенту аварийной перегрузки
Коэффициент перегрузки не должен превышать 14.
Предварительно выбранный на РП-1 оказался недогружен при работе в нормальном ркжиме. Выполним проверку трансформатора меньшей мощности ТМГ-63010 (6)
В этом случае трансформатор оказывается перегружен что недопустимо при электроснабжении потребителей первой категории.
К установке выбираем ТМГ – 100010(6) для РП-1 и ТМГ – 63010(6) для РП-2.
Формирование однолинейной схемы промышленного предприятия
Определяем места установки силовых цеховых трансформаторов по классификации по пожароопасным и взрывоопасным зонам (табл.3) их мощности и назначению. Примем к установке силовые трансформаторы согласно каталогам заводов-изготовителей [56] [57] [22]. Каталожные данные трансформаторов ГПП ТДН –630011010 приведены в таблице 24. Каталожные данные цеховых трансформаторов приведены в таблице 25.
Таблица 24 – Каталожные данные трансформаторов ГПП
Схема и группа соединения обмоток
Таблица 25 – Каталожные данные цеховых трансформаторов
Согласно генеральному плану (рис.2) учитывая выбор батарей конденсаторов сформируем предварительную однолинейную схему предприятия представленную на рисунке
Рисунок 11 – Однолинейная схема предприятия
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. Расчетным видом КЗ для выбора или проверки параметров электрооборудования обычно считают трехфазное КЗ. Однако для выбора и проверки уставок релейной защиты и автоматики требуется определение и несимметричных токов КЗ.
Расчет токов КЗ с учетом действительных характеристик и действительных режимов работы всех элементов системы электроснабжения сложен.
Поэтому для решения большинства практических задач вводят допущения которые не дают существенных погрешностей [19]:
- трехфазная сеть принимается симметричной;
- не учитываются токи нагрузки;
- не учитываются емкости а следовательно и емкостные токи в воздушной и кабельной сетях;
- не учитывается насыщение магнитных систем что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи;
- не учитываются токи намагничивания трансформаторов.
Расчёт токов будем производить в характерных точках:
- К1– на стороне ВН трансформатора ГПП;
- К2 – на шине НН ГПП;
- К3 – на шинах ВН цехового трансформатора ТП-15 стоящего первым в наиболее загруженной магистрали;
- К4 – на шинах 10 кВ наиболее загруженного РП 10 кВ (РП-2);
- К5 – на шинах НН цехового трансформатора ТП-15.
Расчет будем производить в относительных единицах с помощью программы MathCAD 15. Расчёт представлен в приложении А. Результаты расчёта приведены в таблице 10.
Таблица 26 – Результаты расчета токов КЗ
Принципиальная схема для расчета токов КЗ приведена на рисунке 12.
Рисунок 12 – Принципиальная схема для расчёта токов КЗ и схема замещения
Работа электрических аппаратов без повреждений может быть обеспечена
только при правильном выборе их по условиям работы в длительном режиме
при максимальной нагрузке и в режиме короткого замыкания в сети [35].Выключатель – это коммутационный аппарат предназначенный для включения и отключения тока [55].
Условия выбора выключателя [11]:
)Напряжение установки
где – напряжение сети где предполагается установка выключателя;
– номинальное напряжение выключателя (по каталогу);
)Условие длительного нагрева:
где – максимальный рабочий ток;
– номинальный ток выключателя (по каталогу);
)Ток отключения выключателя:
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 = [11]
где Iп0 – начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ кА IК – расчетный ток КЗ кА.
)Электродинамическое действие тока КЗ по амплитудному значению тока:
где – ударный ток КЗ;
– амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ (по каталогу);
)Термическая устойчивость к токам КЗ по тепловому импульсу
где Вк – тепловой импульс тока КЗ по расчету;
It – допустимый ток термической стойкости выключателя (по каталогу);
T – время термической стойкости выключателя при протекании тока It.
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 [55].
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). [11]
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 [55].
Ток послеаварийного режима работы трансформатора на стороне ВН подстанции (35 кВ) А
– номинальное напряжение на стороне ВН;
- аварийный коэффициент загрузки трансформатора [55]
Выбираем к установке вакуумный выключатель ВБЭТ–35630 УХЛ1 [55] данные представлены в таблице 27 и проверка которого представлена в таблице 28.
Таблица 27 – Основные технические характеристики
Номинальное напряжение
Номинальный длительный ток
Номинальный ток отключения включения и электродин. стойкости
Сквозной ток КЗ (ампли-туда) и наибольший пик тока включения
Собственное время отключения
Полное время отключения
Ток термической стойкости
Время термической стойкости
Ном относительное содержание апериодической составляющей
Таблица 28 – Проверка условий выбора выключателя на ВН
Выбранный выключатель удовлетворяет всем условиям проверки.
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 ВВЕ-СЭЩ-1-20630 [27]. Данные представлены в таблице 29 и проверка которого представлена в таблице 30.
Таблица 29 – Основные технические характеристики
Таблица 30 – Проверка условий выбора выключателя на НН
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. 9.2).
Выбираем секционный выключатель ВВЕ-СЭЩ-1-20630 [27] Так как все параметры секционного выключателя кроме номинального тока не отличаются от параметров выключателя установленных на стороне НН трансформатора ГПП (табл. 30) и параметры тока КЗ для проверки выключателя те же – точка К2 то проверка секционного выключателя повторяет проверку выключателя на стороне НН трансформатора ГПП.
Таблица 31 – Проверка условий выбора секционного выключателя
4 Выбор выключателей на отходящих линиях от системы шин 10 кВ на ГПП
Наибольший рабочий ток отходящей линии примем по току послеаварийного режима для соответствующей двухцепной кабельной линии (табл.15 -18).
В комплектацию выбранного КРУ уже входят выключатели типа ВВЕ-СЭЩ-1-20630 [27] их основные технические характеристики представлены в таблице 31.
В таблицах 32 и 33 приведена проверка условий выбора выключателя.
Таблица 32 – Проверка номинального тока выключателей на отходящих линиях системы шин 10 кВ ГПП по длительному току
Условия выбора по длительному току
Окончание таблицы 32
Таблица 33 – Проверка условий выбора выключателя на отходящих линиях
Выбранный выключатель удовлетворяет всем условиям проверки на каждой из отходящих линий.
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 [39]. Его технические характеристики представлены в таблице 34 а его проверка представлена в таблицах 35-36.
Таблица 34 – Основные технические характеристики выключателя ВВР-10-20630А УХЛ2
Таблица 35 – Проверка номинального тока выключателей на отходящих линиях системы шин 10 кВ ГПП.
Таблица 36 – Проверка условий выбора выключателя на РП
6 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. [41]
Выбор автоматических выключателей на стороне НН цеховых трансформаторов и секционных выключателей РП 04 кВ для двухтрансформаторных подстанций.
Условия выбора и проверки автоматических выключателей [59 с.29]:
)Номинальный ток автомата:
где – ударный ток КЗ;
)Термическая устойчивость к токам КЗ по тепловому импульсу:
It – допустимый ток термической стойкости выключателя (по каталогу);
Расчетная продолжительность КЗ с
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). [11]
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 аварийной перегрузки трансформатора о.е.
Максимальный рабочий ток на стороне НН цеховых трансформаторов представлен в таблице 37.
Исходя из максимального рабочего тока и напряжения установки выбираем воздушный автоматические выключатели с номинальным током 1600 А (ВА-450) для цеха №11 [60] 1000 А (ВА55-41) [61] для цеха №6 630 А (ВА57-39) для цехов №10 №12 и 400 А (ВА57-39) для оставшихся цехов.
Для выбора и проверки автоматических выключателей будет использоваться ток КЗ в расчётной точке К5. Проверка представлена в таблицах 37 и 38.
К установке примем автоматический выключатель ВА57-39 [42] с соответствующими номинальными токами.
Таблица 37 – Максимальный рабочий ток на стороне НН цеховых трансформаторов; проверка ВА по току.
Окончание таблицы 37
Таблица 38 – Проверка условий выбора автоматических выключателей
Окончание таблицы 38
Выключатели удовлетворяют всем условиям проверки.
Выбор разъединителей
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). В отдельных случаях разрешается разъединителями
выполнение операций под напряжением что строго регламентируется Правилами технической эксплуатации.
Разъединители выбирают так же как высоковольтные выключатели но
не проверяют на отключающую способность. [11]
Установим разъединитель горизонтально-поворотного типа РГ-351000 УХЛ 1 [40] в зависимости от заказа изготавливаемого с одним или двумя заземляющими ножами. Технические данные разъединителя приведены в таблице 35 а проверка в таблице 36.
Таблица 35 – Основные технические характеристики разъединителя РГ-351000 УХЛ 1.
Время термической стойкости (для контактного ножа)
Ном относительное сод. ап. сост.
Таблица 36 – 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 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: [7]
где – напряжение сети где предполагается установка выключателя; – номинальное напряжение выключателя (по каталогу);
)Условие длительного нагрева [29]:
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 А равный 20 –ТР на 160 кВА и 80 на ТР 630 кВА - Максимальный рабочий ток цехового трансформатора на стороне ВНА.
Максимальный рабочий ток цехового трансформатора на стороне ВНА
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.
Расчётный коэффициент Аварийной перегрузки трансформатора по стороне ВН о.е.
Максимальный рабочий ток цехового трансформатора на стороне ВН А
Примем к установке для трансформаторов мощностью 160 кВА предохранители марки ПКТ-101-10-20-315-У3 [37] а для трансформаторов ПКТ-102-10-80-315-У3 630 кВА марки [38]. Проверка данных предохранителей приведена в таблице 22. Результаты проверки сведем в таблицу 37.
Таблица 37 – Проверка условий выбора предохранителей
Расчетные данные трансформатора мощностью кВА
ПКТ-101-10-20-315-У3
ПКТ-102-10-80-315-У3
ПКТ-102-10-50-315-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 ампер-секундной характеристике плавкого предохранителя на 20 А определяем время плавления плавкой вставки tВ 07 с для трансформатора мощность 160 кВА tВ 18 с для трансформатора мощностью 250 кВА и 400 кВа и tВ 3 с для трансформаторов мощностью 630 кВА [7 стр. 64] (рис. ).
Рисунок 13 – Ампер-секундные характеристики предохранителей типа ПК
Данные предохранители проходят проверку по всем условиям.
Выбор опорных изоляторов
1 Выбор проходных изоляторов на стороне ВН
Выбираем изоляторы ИППУ-35630-75-Б4 УХЛ1 (разрушающая нагрузка на изгиб равная 75 кН) [46]. Изоляторы предназначены для изоляции и соединения токоведущих частей закрытых распределительных устройств соединения с открытыми распределительными устройствами или линиями электропередачи.
Выбор и проверка проходных изоляторов осуществляется по условиям
)Напряжение установки
) Механическая нагрузка на изолятор Н;
Расчетная сила действующая на изолятор
По длительному току А
Изолятор удовлетворяет всем условиям.
2 Выбор проходных изоляторов на стороне НН
Выбираем изоляторы ИПУ-10630-125УХЛ1 (разрушающая нагрузка на изгиб равная 75 кН) [48]. Изоляторы предназначены для изоляции и соединения токоведущих частей закрытых распределительных устройств соединения с открытыми распределительными устройствами или линиями электропередачи.
) Напряжение установки
Проверка кабельных линий по термической стойкости к токам КЗ
Проведем проверку выбранных ранее кабелей на термическую стойкость токам КЗ. В качестве примера для расчета выбираем участок ГПП-ТП1.
Поправочный коэффициент на продолжительность короткого замыкания о.е.
где t – время отключения КЗ с;
– полное время отключения выключателя с;
– время действия релейной защиты ы учебном проектировании принимается равным 01 с. [55]
Условие проверки кабеля на термическую стойкость к токам КЗ кА
где – допустимый ток односекундного КЗ кА;
– расчетный ток КЗ кА.
Выбранный кабель удовлетворяет условиям проверки. Проверка остальных участков КЛ приведена в таблице
Таблица 38 – Проверка КЛ на термическую стойкость токам КЗ
Выбранные кабели на всех участках удовлетворяют условию проверки.
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 [11]:
)по напряжению установки
где – номинальное напряжение установки по данным завода-изготовителя;
– номинальное напряжение сети кВ;
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 [11 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 [11 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 [11].
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 измерительных трансформаторов тока на стороне ВН ГПП
Для снятия показанис приборов учета электроэнергии на стороне ВН ГПП необходима установка измерительного трансформатора тока. Технические характеристики трансформатора тока ТВ-ЭК М1 приведены в таблице 39.
Таблица 39 – 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 = 08 S2ном 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 40.
Таблица 40 – Вторичная нагрузка трансформатора тока
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Проверка на соответствие условиям выбора:
)по напряжению установки (17.1) кВ
где 13348 А – рабочий максимальный ток по формуле (4.8).
)По электродинамической стойкости встроенный трансформатор тока не проверяется т.к. стойкость зависит от ввода трансформатора. [гост]
)по термической стойкости (7.5) кА2·с
где – тепловой импульс тока КЗ в расчетной точке К1 кА2·с;
Произведем проверку по вторичной нагрузке.
Сопротивление приборов (7.8) 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 (13.9) Ом
где 20 – номинальная мощность при cosφ = 08S2ном ВА примем из диапазона (табл. 40).
Расчетное сопротивление проводов по (7.10) Ом
Расчетное сечение соединительных проводов (7.11) 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 [7] тогда сопротивление соединительных проводов по (13.12) Ом
Вторичная нагрузка (13.7) Ом
Проверка условия (13.6):
Предварительно выбранный ТТ удовлетворяет всем условиям проверки следовательно может быть принят к установке.
2 Выбор измерительных трансформаторов тока встроенных во вводы силовых трансформаторов ГПП
Ранее были приняты к установке силовые трансформаторы ТМН – 630010-У1 (табл. 24).
Предварительно примем к установке трансформатор тока встроенный во ввод трансформатора для выполнения релейной защиты типа [49]. Технические характеристики трансформатора тока ТВ-ЭК М1 приведены в таблице 39.
Таблица 44 – Проверка условий выбора трансформаторов тока на стороне НН подстанции во вводах силовых трансформаторов
Таблица 45 – Результат проверки трансформаторов тока встроенного в трансформатор на стороне ВН
Сопротивление приборов (13.8) 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
Проверка условия (13.6)
2 Выбор измерительных трансформаторов тока на стороне НН ГПП и на отходящих линиях к РП 10 кВ
На стороне НН силового трансформатора ГПП устанавливаем встраиваемые опрные трансформаторы тока ТВ-СЭЩ-10 которые предназначены для установки вмасляные выключатели и силовые трансформаторы [50].
В ранее выбранные КРУ-СЭЩ-70 встроены трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-10 [51].
К установке принимаем те же приборы учета что и на стороне ВН ГПП исключая счетчик электрической энергии [11]. Таким образом = 75 ВА. Схему соединений вторичных обмоток трансформатора тока примем в полную звезду.
Все необходимые для расчета характеристики сведем в таблицу 41. В таблицах 42 43 представим все характеристики предварительно выбранных трансформаторов тока.
Проверка трансформаторов тока на отходящих линиях к РП 10 на электродинамическую и термическую стойкость не производится так ячейка КРУ в которой они установлены уже прошла эти проверки.
Условия выбора и проверка данных трансформаторов тока представлены в таблицах 44-45.
Таблица 41 – Характеристики присоединений на стороне НН ГПП
Таблица 42 – Технические характеристики трансформаторы тока ТВ–СЭЩ–10
Номинальная мощность обмотки измерения при cosφ = 08S2ном ВА
Таблица 43 – Технические характеристики трансформаторы тока ТОЛ–СЭЩ–10
Таблица 45 – Результат проверки трансформаторов тока на сторонее НН подстанции по нагрузке вторичной обмотки
Выбранные трансформаторы тока удовлетворяют условиям проверки окончательно принимаем их к установке.
3 Выбор измерительных трансформаторов тока в цепи секционных выключателей
В цепи секционного выключателя к измерительному трансформатору тока подключается только амперметр [11]. Примем параметры амперметра по п. 17.1. Параметры трансформаторов тока примем по таблицам п. 17.2. Рабочие максимальные токи – по таблицам 31 и 35.
Результаты выбора и проверки приведем в таблицах 46 и 47.
Таблица 46 – Проверка условий выбора трансформаторов тока в цепи секционных выключателей
Таблица 47 – Результат проверки трансформаторов тока в цепи секционных выключателей
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. п. 17.1)
Сведем в таблицу характеристики цепей рассматриваемых элементов и параметры трансформаторов тока для соответствующих цепей. В таблице приведем проверку по вторичной нагрузке.
Таблица 48 – Выбор трансформаторов тока на отходящих линиях ГПП и РП 10 кВ
Таблица 49 – Результат проверки трансформаторов тока в цепи секционных выключателей
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 В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от цепей высокого напряжения.
Трансформаторы напряжения выбираются по следующим параметрам:
)напряжению установки
где – номинальное напряжение ТН по данным завода изготовителя;
)по конструкции и схеме соединения обмоток;
)по классу точности (принимается по классу точности присоединяемых измерительных приборов);
)по вторичной нагрузке
где – мощность вторичной обмотки измерения трехфазной группы ВА (принимается равной суммарной мощности обмоток однофазных трансформаторов соединенных по схеме звезда; (рожкова)
– нагрузка всех измерительных приборов присоединенных к ТН равная ВА
где – активная и реактивная нагрузка ТН соответственно Вт (вар).
1 Выбор трансформаторов напряжения на стороне ВН ГПП
В пункте 13 было принято выполнять расчет за отпущенную электроэнергию по высокой стороне ГПП.
Таблица 50 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Предварительно примем к установке группу трансформаторов напряжения типа НАЛИ-СЭЩ-35. Технические характеристики трехфазной группы приведены в таблице №.
Таблица 51 – Технические характеристики трансформаторы напряжения НАЛИ-СЭЩ-35
Номинальное линейное напряжение первичных обмоток U1ном кВ
Номинальное фазное напряжение первичных обмоток U1ном ф кВ
Номинальное линейное напряжение вторичных обмоток U2ном кВ
Номинальное фазное напряжение вторичных обмоток U2ном ф кВ
Классы точности основных обмоток
Номинальная трехфазная мощность вторичной обмотки измерения в соответствующем классе точности S2ном ВА
Проверка по напряжению по условию (14.1) кВ
Класс точности принимаем по классу точности присоединяемых измерительных приборов – 02.
Вторичная нагрузка ТН по (14.3) ВА
Проверка по вторичной нагрузке по условию (14.3) ВА
Выбранная трехфазная группа ТН соответствует всем условиям выбора.
2 Выбор трансформаторов напряжения на стороне НН ГПП
Вторичную нагрузку трансформаторов будут составлять те же приборы что и в п. 14.1 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 (табл).
В ячейки КРУ СЭЩ-70 встроена трехфазная группа трансформаторов напряжения НАЛИ-СЭЩ-10 их паспортные данные приведены в табл.
Таблица 52 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Таблица 53 – Технические характеристики трансформаторы напряжения НАЛИ-СЭЩ-10
Принимаем класс точности ТН 05.
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 [55]. Таким образом выбор сечения провода следует производить по допустимому току
где — длительно допустимый ток кА.
Выбираем провод марки АС 7011 со следующими параметрами
Проверка на термическое действие тока КЗ не производится т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
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.
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 300 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.
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 равное мм2
q – выбранное сечение равное мм2
— выбранное сечение мм2.
где — тепловой импульс тока КЗ кА2с; — функция Ас12мм2 (по [55] принимаем равной 90).
— условие выполняется.
Необходимо провести механический расчет выбранных двухполосных шин чтобы убедиться что напряжения в материале не будут превышать допустимые значения.
Сила взаимодействия между полосами в пакете из двух полос Н
где — коэффициент формы; — 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.
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. [55]
Для питания оперативных цепей ГПП примем постоянный оперативный ток как принципиально более надежный. [55]
Мощность потребителей собственных нужд невелика поэтому они присоединяются к сети 380220 В которая получает питание от понижающих трансформаторов. [30]
Мощность каждого трансформатора собственных нужд с НН 04 кВ должна быть не более 630 кВА для ПС 110-220 кВ и не более 1000 кВА для ПС 330 кВ и выше.
Определим нагрузку ТСН по [55] и параметрам выбранного оборудования и сведем полученные данные в таблицу 54.
Таблица 54 – Нагрузка ТСН
Установленная мощность
Подогрев включателей
Подогрев шкафов КРУ-10 кВ
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. (рожкова).
Мощность ТСН определяется так кВА
Ближайшее номинальное значение мощности соответствует трансформатору ТМ – 4010 [3]. Паспортные данные этого трансформатора приведены в таблице 55.
Таблица 55 – Параметры трансформатора ТМ – 6310
Схема и группа соединения
Рекомендуемый коэффициент загрузки (06–07).
Данный трансформатор удовлетворяет всем требованиям.
В ходе курсового проектирования был разработан проект электроснабжения завода нефтяной промышленности. Спроектированная схема отвечает требованиям надежности (категорийности потребителей).
Выбор и обоснование технических решений производился в соответствии с действующими нормативными документами. Выбор и проверка электротехнического оборудования выполнялась по указаниям действующих руководящих документов и инструкциям заводов-изготовителей.
Все принятые проектные решения могут найти реальное применение при формировании схем электроснабжения предприятий подобного типа.
Гребнев В.Д. Строительство нефтегазопромысловых объектов: учебное пособие. В.Д. Гребнев Д.А. Мартюшев Г.П. Хижняк – Пермь: ПНИПУ 2012 – 115 с.
Библия электрика: ПУЭ ПОТЭЭ ПТЭЭП. – 5-е издание. – Москва: Эксмо 2019. –752 с. – (Актуальное законодательство).
СанПиН 2.2.4.548-96 Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений – Утверждён: 01.10.1996 (Дата актуализации: 01.01.2021) – Госкомсанэпиднадзор России.
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.
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.
Герасименко А.А. Передача и распределение электрической энергии : учебное пособие А. А. Герасименко В. Т. Федин ; Краснояр. гос. техн. ун-т. - Красноярск : ИПЦ КГТУ ; Минск : БНТУ 2006. - 808 с.
НТП ЭПП-94 Проектирование электроснабжения промышленных предприятий. Нормы технологического проектирования – Введен: 1994. – Москва: Тяжпромэлектропроект имени Ф.Б. Якубовского.
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.
Каганов И. Л. Курсовое и дипломное проектирование: учеб. пособие И. Л. Каганов. – 3-е изд. перераб. и доп. М. : Агропромиздат 1990. 351 с
Костюченко Л. П. Проектирование систем сельского электроснабжения: учеб. пособие. Л. П. Костюченко А. В. Чебодаев. – 2-е изд. испр. и доп. Краснояр. гос. аграр. ун-т. Красноярск 2005. 184 с.
Рожкова Л. Д. Электрооборудование электрических станции и подстан-ции: учебник для сред. проф. образования Л. Д. Рожкова Л. К. Корнеева Т.В. Чиркова. – М.: Академия 2013. – 448 с. с.114
Расчет токов КЗ в «MathCAD»

Генеральный план.dwg

Наименование и категория ЭП:
Ремонтно-механический цех II
Цех по ремонту оборудования III
Узел учета нефти №1 I
Насосная внешней перекачки I
Насосная внутренней перекачки I
Компрессорный цех II
Пункт налива нефти I
Узел учета нефти №2 I
Заводоуправление III
с картограммой нагрузок
Электроснабжение предприятия
нефтяной промышленности
питание от подстанции системы
Условные обозначения
Силовая нагрузка 10 кВ
Осветительная нагрузка 0
Трансформатолрная подстанция