Электроснабжение завода (110/10 кВ) дизельный

чертеж.CDW

записка.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
КУРГАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра энергетики и технологии металлов
ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ДИЗЕЛЬНОГО ЗАВОДА
расчетно-пояснительная записка
Дисциплина Системы электроснабжения
Студент группы подпись . . . . . . . . . . .
Специальность 100400 «Электроснабжение»
Руководитель подпись . . . . . . . . . . .
Дата защиты . . . . . . . . . . . .
Оценка . . . . . . . . . . . . . . . . .
Технический паспорт проекта.
Краткие сведения о технологическом процессе производства среде цехов об электроприемниках режиме их работы и категории по надежности электроснабжения.
Расчет электрических нагрузок по подробно рассчитываемому цеху и по производству в целом. Картограмма электрических нагрузок предприятия.
Выбор числа мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций (ТП).
Выбор величины напряжения схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной (ГПП) подстанции предприятия.
Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения предприятия расчет питающих линий.
Расчет токов короткого замыкания.
Выбор электрооборудования схемы внутреннего электроснабжения.
Расчет и выбор устройств компенсации реактивной мощности.
Релейная защита и автоматика.
Развитие народного хозяйства и требования научно-технической революции диктуют необходимость совершенствования промышленной энергетики: создания экономически надежных систем электроснабжения промышленных предприятий автоматизированных систем управления технологическими процессами.
Электрическая энергия занимает первое место по своему влиянию на технологический процесс на качество и количество выпускаемой продукции.
Одной из важнейших задач развития энергетики является разработка и построение рациональных систем электроснабжения. К этой задаче имеет непосредственное отношение курсовое проектирование системы электроснабжения предприятия которое включает в себя рациональный выбор всех элементов системы электроснабжения выбор рационального напряжения систем внешнего и внутреннего электроснабжения нахождение рационального места расположения главной распределительной подстанции и компенсирующих устройств; выбор схемы питания и аппаратуры с учетом надежности электроснабжения.
Создание оптимальной системы электроснабжения на основе технико-экономических расчетов является одним из существенных резервов повышения эффективности капиталовложений.
Технический паспорт проекта
-суммарная установленная мощность электроприемников предприятия (цеха) напряжением ниже 1000В – 5916 МВт;
-суммарная установленная мощность электроприемников предприятия (цеха) напряжением выше 1000В с указанием типа количества и мощности отдельных электроприемников – 223 МВт:
синхронные электродвигатели компрессорной станции– 1600 кВт; 4 шт;
синхронные электродвигатели насосной станции– 630 кВт; 4 шт;
-категория основных потребителей по надежности электроснабжения- 3;
-полная расчетная мощность на шинах ГПП;
-коэффициенты реактивной мощности: естественный заданный энергосистемой и расчетный;
-напряжение внешнего электроснабжения – 110 кВ;
-мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме питающих предприятие линий – 4070 МВ*А;
-расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы тип и сечение питающей линии – 85 км;
-количество тип и мощность трансформаторов ГПП;
-напряжение внутреннего электроснабжения предприятия (цеха)–10кВ;
-типы принятых ячеек распределительных устройств ГПП и высоковольтных РП предприятия;
-количество цеховых ТП типы и мощность их трансформаторов;
типы и сечение кабельных линий токопроводов
Краткие сведения о технологическом процессе производства среде цехов об электроприемниках режиме их работы и категории по надежности электроснабжения
В данном курсовом проекте разработана схема электроснабжения термического производства дизельного завода. Производство состоит из нескольких цехов связанных одним технологическим процессом.
Режим работы основных приемников определяется из трехсменной работы предприятия. Предприятие его термическое производство можно отнести ко второй группе по надежности электроснабжения. В случае перерыва в питании будет большой ущерб связанный с недоотпуском продукции и массовым простоем людей и техники.
Род тока питающего производство – переменный с частотой 50 Гц. На ГПП приходит линия 110 кВ от подстанции системы. Напряжение преобразуется в 35 кВ которое распределяется по цеховым ТП по смешанной схеме электроснабжения где преобразуется в основное напряжение - 380 В.
Питание высоковольтной нагрузки происходит по радиальной схеме с РП. Так как на предприятии высокая коррозионная активность грунта то для питания потребителей выбран специальный кабель для прокладки в земле. Кабели прокладываются в траншеях не более 8 штук в каждой. Есть блуждающие токи в грунте колебаний и растягивающих усилий – нет.
Расчет электрических нагрузок по подробно рассчитываемому цеху и по производству в целом. Картограмма электрических нагрузок предприятия
1. Расчет электрических нагрузок по подробно рассчитываемому цеху
Рассчитаем нагрузки для ремонтно-механического цеха. Определение расчетной нагрузки на разных ступенях системы электроснабжения рекомендуется проводить по методу упорядоченных диаграмм. Для определения расчетных нагрузок на различных ступенях системы электроснабжения цеха используется таблица 1 см. приложения. Также можно воспользоваться таблицей для расчета электрических нагрузок на 2 3 4 уровнях СЭС приведенной в справочнике [11 табл. 2.12].
Порядок заполнения таблицы следующий. Выделяются электроприемники питающиеся от рассмотренного узла системы электроснабжения- шинопровода троллея участка отделения цеха. Электроприемники разделяются на группы А и Б. Сначала рассчитывают электрические нагрузки для электроприемников группы А. При этом в графу 2 таблицы записываются наименования:
-узла для которого производится определение электрических нагрузок (силовой шкаф магистраль отделение);
-группы электроприемников- группа А или группа Б;
-отдельных электроприемников или подгрупп электроприемников с одинаковыми значениями и соответственно.
В графе 3 указывается количество рабочих электроприемников. Резервные электроприемники в расчетах не учитываются.
В графу 4 по каждой подгруппе электроприемников записываются: при одинаковой мощности электроприемников - номинальная установленная мощность в кВт одного электроприемника а при электроприемниках различной мощности- номинальные мощности наименьшего и наибольшего. Установленные мощности должны быть приведены к ПВ=100%.
В графу 5 записывается суммарная установленная мощность электроприемников всей подгруппы.
Графа 6 заполняется по расчетному узлу только в итоговой строке.
Графы 7 и 8. Значения коэффициентов использования и мощности находятся по справочникам указанным в списке литературы.
При наличии в справочниках нескольких значений и для рассматриваемой подгруппы электроприемников рекомендуется принимать большие значения.
Графа 9. Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену для каждого электроприемника или подгруппы электроприемников определяется по формуле:
(из графы 7) (из графы 5). (3.1)
Графа 10. Средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену для них находится из выражения:
(из графы 9)(из графы 8). (3.2)
После определения средней активной и реактивной нагрузок по отдельным электроприемникам и подгруппам электроприемников проводится расчет уже для всей группы А или Б рассматриваемого узла.
Итоговая строка “Итого по группе А”. В графе 3 итоговой строки суммируется общее число электроприемников данной группы; в графе 4 записываются номинальные мощности наименьшего и наибольшего электроприемников всей группы а в графе 5- суммарная номинальная мощность всей группы. В графе 6 определяется отношение m и записывается в строку. Если отношение m больше 3 то в строке записывается >3 если меньше то 3. Для заполнения граф 7 и 8 итоговой строки необходимо предварительно подвести итоги по графам 9 и 10- просуммировать по вертикали средние активные и реактивные нагрузки. По полученным данным определяются среднее значение коэффициента использования по группе (графа 7):
(из граф 9 и 5 ) (3.3)
и среднее значение (графа 8):
(из граф 10 и 9). (3.4)
По полученному значению находится значение .
Графа 11. В зависимости от величины отношения m и коэффициента определяется приведенное число электроприемников рассматриваемой группы.
Графа 12. Коэффициент максимума находится по соответствующей кривой или таблице при этом коэффициент берется из графы 7 итоговой строки а число - из графы 11.
Графа 13. Расчетная активная получасовая нагрузка трехфазных электроприемников группы А узла равна:
(из графы 12 )(из графы 9). (3.5)
Графа 14. Расчетная реактивная получасовая нагрузка трехфазных электроприемников группы А узла вычисляется по одному из выражений (3.2) или (3.3). В случаях когда коэффициент и для определения нагрузки следует пользоваться выражением .
Полная расчетная нагрузка ( графа 15) и расчетный ток (графа 16) отдельно для групп А и Б не определяются- они вычисляются только для всего отделения цеха и т.п.
Итоговая строка “Итого по группе Б”. Основное отличие заполнения этой строки состоит в том что принимается поэтому для группы Б не нужно определять величину отношения m и приведенное число электроприемников а расчетная активная и реактивная нагрузки приравнивается соответственно средним и нагрузкам.
После получения итоговых строк по группам А и Б отделения определяется общая нагрузка обеих групп. Заполняется строка “Итого по отделению” которая получается соответствующей обработкой расчетных данных итоговых строк по группам А и Б а именно:
-суммируются номинальные и мощности средние активные и и реактивные и нагрузки расчетные активные и реактивные и нагрузки.
-вычисляются средние по отделению значения коэффициентов ;
-вычисляется полная расчетная нагрузка и расчетный ток по формуле (3.6):
Полученные данные используются для выбора коммутационных аппаратов питающих кабелей шинопроводов отделения.
Подобным образом рассчитывается электрические нагрузки по остальным отделениям.
Для определения расчетной нагрузки в целом по цеху рассчитываются сначала итоговые строки по группам А и Б. При этом в итоговой строке для группы А выполняем следующие действия:
- суммируем номинальные активные мощности групп А по отделениям и средние активные и реактивные нагрузки по которым вычисляем средние значения коэффициентов по цеху для электроприемников группы А;
-выбираем наименьший и наибольший электроприемники и вычисляем отношение m;
-по одному из методов определяем приведенное число электроприемников группы А цеха;
-с учетом полученных значений и по кривым или таблицам находим значение коэффициента группы А и далее расчетную активную нагрузку группы А;
-с учетом приведенного числа электроприемников определяем расчетную реактивную нагрузку .
Для группы Б по цеху коэффициент максимума принимается равным 1 поэтому число не вычисляется а расчетные нагрузки приравниваются средним нагрузкам. В итоговой строке по группе Б находятся суммы номинальных активных мощностей группы Б по отделениям суммы средних и расчетных активных и реактивных нагрузок и вычисляются средние значения коэффициентов .
Для определения низковольтной расчетной нагрузки электроприемников всего цеха без учета освещения заполняется итоговая строка по цеху. В соответствующих графах суммируются номинальные активные мощности по группам А и Б цеха средние и расчетные активные и реактивные нагрузки и вычисляются средние для цеха значения коэффициентов а также полная расчетная мощность и расчетный ток цеха.
Расчетные данные используются в дальнейшем для выбора силовых и понижающих трансформаторов устанавливаемых в цехе а также коммутационный аппаратуры и питающих линий.
2. Расчет электрических нагрузок по предприятию
Этот расчет производится по укрупненным данным так как заданы суммарные установленные мощности электроприемников по цехам но неизвестен их состав. Допускается относить цех целиком к группе А или Б если неизвестно предварительное разделение электроприемников цеха на эти группы.
Низковольтные и высоковольтные электроприемники рассчитываются отдельно результаты сводятся в таблицу 2 см. приложения.
Расчет начинается с определения низковольтных нагрузок по цехам которые разделяются на группы А и Б. Так как для каждого цеха задана суммарная установленная мощность то нужно исходя из технологических особенностей и состава электрооборудования цеха определить среднюю мощность одного электроприемника и затем приведенное число электроприемников из соотношения . Число для большинства цехов находится в пределах от 20 до 100.
По справочникам находятся коэффициенты использования и мощности и производится разделение цехов на группы А и Б (электроприемники цехов относят к соответствующим группам) в зависимости от коэффициента .
Для каждого цеха входящего в группу А вычисляются средние активная и реактивная нагрузки. Затем с использованием значений и по кривым или таблицам находится коэффициент максимума и определяются расчетные активная и реактивная (с учетом величины числа ) нагрузки. Расчетная осветительная нагрузка цеха вычисляется с учетом площади производственной поверхности пола цеха определяемой по генплану предприятия а также удельной осветительной нагрузки и коэффициента спроса на освещение . После суммирования нагрузок и с учетом нагрузки вычисляется полная расчетная низковольтная нагрузка цеха . В группу А предприятия включают также электроприемники группы А подробно рассчитываемого цеха. Для этого из таблицы расчета электрических нагрузок цеха переписывается строка “Итого по группе А цеха ” (без осветительной нагрузки).
После нахождения нагрузок всех цехов отнесенных к группе А рассчитывается строка “ Итого по группе А 04 кВ” в которой суммируются по колонкам номинальные активные мощности средние активные и реактивная нагрузки и расчетные осветительные нагрузки а в графе 4 записываются наименьшие и наибольшие мощности .
Далее вычисляются коэффициенты и приведенное число электроприемников и находится коэффициент максимума для электроприемников напряжением до 1000 В группы А всего предприятия. С учетом полученных значений и определяются расчетные активная (без учета и с учетом осветительной нагрузки соответственно и ) и реактивная .
Для каждого цеха входящего в группу Б коэффициент максимума . Остальные расчеты аналогичны.
К группе Б предприятия следует отнести также электроприемники группы Б подробно рассчитываемого цеха (переписывается строка “Итого по группе Б цеха ” которая дополняется расчетными данными осветительной нагрузки) и освещение территории предприятия. В конце расчета группы Б по предприятию заполняется строка “ Итого по группе Б 04 кВ”.
Расчет низковольтных электроприемников предприятия заканчивается строкой “ Итого по нагрузке 04 кВ” в которой суммируются из итоговых строк номинальные активные мощности средние и расчетные активные (без учета и с учетом осветительной нагрузки) и реактивные нагрузки осветительная нагрузка а также вычисляются средние значения коэффициентов и полная расчетная нагрузка.
Для расчета электрических нагрузок высоковольтных электроприемников необходимо по заданной в варианте их суммарной номинальной мощности подобрать конкретные синхронные и асинхронные двигатели различного рода электротехнологические установки (трансформаторы дуговых электропечей электролизные установки и т.д.) которые выбираются в соответствии с технологией производства предприятия. При этом возможно незначительное изменение заданной в варианте номинальной мощности с учетом мощности выбранных электроприемников.
Определение расчетной нагрузки высоковольтных электроприемников производится так же как и низковольтных. Методика расчета зависит от числа электроприемников режима их работы соотношения номинальных мощностей отдельных электроприемников.
Расчетная реактивная нагрузка от синхронных двигателей принимается равной средней за наиболее загруженную смену а от статических конденсаторов- номинальной мощности с пересчетом последней на фактическое напряжение сети. Реактивные нагрузки электроприемников работающих с опережающим током вычитаются из прочих реактивных нагрузок.
Особенности расчета нагрузок электроприемников большой мощности с резкопеременными графиками нагрузок (дуговые сталеплавильные печи крупные сварочные установки прокатные станы и др.) рассматриваются в специальной литературе [6].
В общем случае для высоковольтных электроприемников должны быть получены три итоговые строки: “Итого по группе А” “Итого по группе Б ” и “Итого по высоковольтной нагрузке”. Таблицу заканчивает строка “Итого по предприятию” в которой записываются суммарные данные по низковольтным и высоковольтным электроприемникам: номинальная активная мощность средние и расчетные активные и реактивные нагрузки полная расчетная нагрузка а также средние для всего предприятия значение коэффициентов .
Расчетные данные по отдельным цехам в дальнейшем используются при выборе числа и мощности цеховых понижающих трансформаторов и затем с учетом потерь мощности в указанных трансформаторов – для расчета питающих линий. Расчетные данные по предприятию в целом с учетом потерь мощности в цеховых трансформаторах используются при выборе трансформаторов главной понизительной подстанции (ГПП) и расчете схем внешнего электроснабжения предприятия.
3. Картограмма электрических нагрузок предприятия
Картограмма нагрузок представляет собой размещенные в генплане окружности центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов а площади кругов пропорциональны расчетным активным нагрузкам. Каждый круг делится на секторы площади которых пропорциональны расчетным активным нагрузкам электроприемников напряжением до 1000 В электроприемников напряжением выше 1000 В и электрического освещения. При этом радиус окружности r1 и углы секторов в градусах для каждого цеха соответственно определяются:
где -расчетные активные нагрузки соответственно всего цеха электроприемников напряжением до 1000 В электроприемников напряжением выше 1000 В и электрического освещения кВт;
m – масштаб площадей картограммы нагрузок кВтм2 .
При выборе масштаба m и построении картограммы нагрузок нужно стремиться чтобы величина самого большого радиуса на чертеже формата А1 не превышала 5 10 см. Пусть см = 70 мм тогда
Центр электрических нагрузок предприятия является символическим центром потребления электроэнергии (активной мощности) предприятия координаты которого равны:
где - координаты центра i-го цеха на плане предприятия м.
Расчеты картограммы нагрузок следует сводить в таблицу 3 см. приложения.
Выбор числа мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций (ТП)
Выбор трансформаторов существенно влияет на основные технические и экономические показатели разрабатываемой схемы электроснабжения предприятия. В общем случае он представляет собой достаточно сложную задачу которая может иметь не одно а несколько решений. Из них следует выбрать наилучшее. Основой расчетов при этом служит как правило технико-экономическое сравнение вариантов.
Цеховые трансформаторные подстанции могут быть электропечными преобразовательными и понизительными общепромышленного назначения. Последние подстанции предназначены для понижения напряжения в большинстве случаев с 6 или 10 кВ на 04 или 069 кВ и являются основным видом поэтому рассмотрим их выбор.
Мощность трансформаторов цеховой ТП зависит от величины нагрузки электроприемников их категории по надежности электроснабжения от размеров площади на которой они размещены и т.п. При одной и той же равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади цеха должна уменьшаться единичная мощность трансформаторов. Так в цехе занимающем значительную площадь установка трансформаторов заведомо большей единичной мощности увеличивает длину питающих линий (расход цветного металла проводников) цеховой сети и потери электроэнергии в них.
Существующая связь между экономически целесообразной мощностью отдельного трансформатора цеховой ТП и плотностью электрической нагрузки цеха получена на основе технико-экономических расчетов и приближенно представлена в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Связь между мощностью отдельного трансформатора цеховой ТП и плотностью электрической нагрузки цеха
Плотность электрической нагрузки цеха
Экономически целесообразная мощность одного трансформатора цеховой ТП кВ×А
Произведем подробный расчет для ремонтно-механического цеха. Определим экономически целесообразную мощность трансформаторов.
Плотность удельной нагрузки
где - расчетная нагрузка цеха кВ×А; - площадь цеха м2.
По таблице (4.1) находим экономически целесообразную мощность одного трансформатора цеха.
Мощность трансформаторов цеховой ТП корректируется в зависимости от величины расчетной нагрузки цеха ее категории числа типогабаритов трансформаторов на предприятии и других факторов.
Следует иметь в виду что при единичной мощности трансформаторов более 1000 кВ×А они не обладают достаточным токоограничивающем действием и поэтому подключаемую к ним низковольтную аппаратуру нужно проверять на термическую и электродинамическую стойкости к токам к.з. По указанной причине иногда приходится ограничивать мощность трансформаторов до 1000 кВ×А.
Исходя из выше сказанного принимаем мощность трансформатора 630кВ*А.
Расчетное число трансформаторов цеха находим по выражению:
где - расчетная активная нагрузка цеха (части цеха) от низковольтных потребителей кВт; Кз.д.- допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме; Sн.т. - выбранная номинальная мощность трансформаторов цеховых ТП кВ×А. Принимаем ближайшее большее целое число N. трансформаторов.
Количество трансформаторов одной подстанции зависит от категории электроприемников по надежности электроснабжения [2 раздел 2-13].
Однотрансформаторные подстанции применяют для питания потребителей 3-й и иногда 2-й категории.
При питании потребителей 3-й категории коэффициент загрузки трансформаторов должен составлять 09-095.
При преобладании нагрузок 2-й категории и их резервировании по связям вторичного напряжения коэффициент загрузки =07-08.
Двухтрансформаторные подстанции применяют для питания потребителей 1-й и 2-й категорий. При преобладании нагрузок 2-й категории и при наличии складского резерва трансформаторов =09-095.
Трехтрансформаторные подстанции и подстанции с числом трансформаторов более 3 применяются редко (для питания потребителей особой группы 1-й категории при большой концентрации потребителей ограниченности свободных мест для расположения подстанций и т.п.). При этом в каждом конкретном случае необходимо технико-экономическое обоснование данного варианта.
Если в цехе имеются в основном потребители 1-й и 2-й категорий и все ТП можно принять с одинаковым числом трансформаторов (например при равномерном распределении нагрузки и наличии свободных площадей для размещения этих подстанций) то расчетное количество ТП можно определить с помощью следующего соотношения:
где n- количество трансформаторов на одной подстанции.
При дробном числе необходимо принять ближайшее большее целое число M. Если электроприемники цеха относят к 3-й категории то число подстанций M=N.
В нашем случае получаем однотрансформаторную подстанцию с трансформатором 630 кВ*А.
При выборе трансформаторов цеховых ТП должна определяться наибольшая реактивная мощность которую трансформаторы могут пропустить из сети 6 или 10 кВ в сеть напряжением ниже 1000 В. Для одной ТП:
Здесь - число трансформаторов цеховой ТП; - допустимый коэффициент загрузки трансформаторов цеховой ТП в нормальном режиме; - номинальная мощность трансформаторов цеховой ТП; - расчетная активная нагрузка на ТП.
Величина должна быть равной:
5- для одиночных трансформаторов без резервирования;
- при взаимном резервировании двух трансформаторов;
3- при взаимном резервировании трех трансформаторов питающихся от трех независимых источников.
Величина - является расчетной поэтому в общем случае реактивная нагрузка трансформаторов не равна ей.
Здесь - расчетная реактивная нагрузка на ТП.
При трансформаторы ТП не могут пропустить всю реактивную нагрузку и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью конденсаторов которые следует установить на стороне низшего напряжения ТП. Мощность этих конденсаторов будет составлять:
и они должны устанавливаться на ТП обязательно.
Коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах будут соответственно равны:
где - число взаимно резервированных трансформаторов цеховой ТП; - полная расчетная нагрузка приходящаяся на один трансформатор ТП (при условии равномерной загрузки всех трансформаторов ТП).
Для цеха имеющего нагрузку 1-й и 2-й категорий в котором должно быть установлено М двухтрансформаторных подстанций с трансформаторами одинаковой мощности можно принять
Здесь - реактивная мощность меньшая из двух: либо расчетной реактивной нагрузки цеха (части цеха) либо расчетной величины
Суммарные потери активной и реактивной мощности в трансформаторах цеховых ТП с учетом и без учета соответствующей нагрузки можно привести в виде итоговых данных в таблице 4 см. приложения. Каталожные данные для силовых трансформаторов можно найти в справочниках [2 раздел 2-42; 5 раздел 17-8].
При выборе цеховых ТП часто возникает вопрос: ставить ТП в данном цехе либо запитать цех от соседней ТП установив лишь низковольтный распределительный пункт? Решение зависит от величины нагрузки расстояния от соседней ТП стоимости электроэнергии и т.д. В общем случае следует провести технико-экономическое сравнение вариантов. При выборе можно использовать следующее положение. Для двух уровней напряжения 6 (или 10) и 038 кВ при стоимости потерь мощности 60 руб.кВт (в ценах 1985г.) питание от соседней ТП и установка РПН в цехе экономически выгодны если выполняется соотношение:
где -полная расчетная нагрузка цеха кВ×А; - расстояние от РПН цеха до соседней ТП м (определяется по длине траншеи кабельной линии).
Если в здании имеются цехи с небольшой нагрузкой (расчетная активная нагрузка составляет несколько сотен кВт) и в соседних цехах предусмотрена установка трансформаторных подстанций то следует рассмотреть возможность установки своих трансформаторных подстанций либо выполнения в этих цехах низковольтных распределительных пунктов используя приведенное выше правило. В нашем случае нет необходимости устанавливать РПН т.к. экономически невыгодно.
Выбор напряжения схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанций предприятия
Величина напряжения питания главной понизительной подстанции предприятия определяется наличием конкретных источников питания уровнями напряжения в них расстоянием от ГПП до источников возможностью сооружения воздушных линий для передачи электроэнергии и другими факторами.
Из всех возможных вариантов внешнего электроснабжения нужно выбрать оптимальный то есть имеющий наилучшие технико-экономические показатели. Для этого прежде всего следует найти величину (величины) рационального напряжения которую возможно оценить по формуле Стилла:
здесь L Рр.п. - расчетная активная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения ГПП МВт.
Расчетная (максимальная) активная нагрузка предприятия
Рр.п= Рр.н + Рр.о +Рр.в + Рт. =30214+6240+1296+83=37667 кВт
где Рр.н- расчетная активная низковольтная нагрузка всех цехов и других потребителей предприятия; Рр.о.- расчетная активная нагрузка освещения предприятия в которую входит внутрицеховое и наружное освещение; Рр.в. - расчетная активная высоковольтная нагрузка предприятия создаваемая высоковольтными синхронными и асинхронными двигателями преобразовательными подстанциями и т.п.; Рр..-суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых TП.
Для сравнения принимаются два варианта внешнего электроснабжения соответственно с большим и меньшим напряжениями по отношению к Uрац.i т. е. 35 кВ и 110 кВ.
1. Вариант 1 - Uрац.=35 кВ.
Полная расчетная нагрузка предприятия необходимая для выбора силовых трансформаторов ГПП находится приближенно:
где Qэсi - экономически целесообразная реактивная мощность на стороне высшего напряжения ГПП потребляемая предприятием от энергосистемы.
Величину Qэсi допускается рассчитывать с помощью соотношения:
Qэсi = Рр.п. tgφi =37667*027=10170 квар
где коэффициент реактивной мощности tgφi находится из таблице 5.1.1.
Таблица 5.1.1 – Зависимость коэффициента реактивной мощности от напряжения сети
При наличии одной ГПП и отсутствии электрической связи с другими источниками трансформаторы ГПП питают всю нагрузку предприятия. На ГПП устанавливается обычно 2 силовых трансформатора. Это как правило обеспечивает необходимую надежность питания при достаточно простой схеме и конструкции понизительной подстанции. На таких ГПП мощность трансформаторов выбирается равной примерно 07 08 суммарной нагрузки предприятия. Номинальная мощность каждого Sн.т трансформатора определяется из соотношения:
Sт.i=Sp.пi (nKзд)=39016(2*07)=278 МВ*А
где n = 2 - число трансформаторов ГПП; Кз.д = 07 - коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме определяется из условия резервирования.
Принимаем на ГПП два трансформатора типа ТРДНС - 4000035
Определить потери электроэнергии в силовых трансформаторах ГПП. Параметры трансфоматоров ТРДН-4000035 [5 табл. 17-6]:
Рхх= 36 кВт; Ркз = 170 кВт uk = 125%.
1.Потери мощности в трансформаторах
Коэффициент загрузки в нормальном и аварийном режимах:
Kз.п.=Sр.н(2*Sт.н)=39016(2*40000)=05
Kз.ав.=Sр.нSт.н=3901640000=098
Потери мощности в трансформаторах:
*(36+052*170)=157 кВт;
=2*(04100*40000+052*127100*40000)=2860 квар.
2. Потери энергии в трансформаторах
Эт=n(PххTг+ К2з.н.Ркзt)=2(36*4345+05217027324)=545*103 кВт×ч
где - годовое число максимальных потерь определяемое из соотношения
=(0124+Тм 10000)2Tг=(0124+434510000)2*8760=27324 ч.
В последнем выражении Тм - годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки [2 табл.. 2-3]; Тг=8760 часов - годовое число часов работы предприятия [2 табл. 2-1].
Рассчитать линию электропередачи от районной подстанции энергосистемы до ГПП предприятия. Нагрузка в начале линии:
Расчетный ток одной линии напряжением 35 кВ
Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи линии):
Iутяж = 2Iр.л = 2257=514 А.
Сечение проводов линии Fэ находим по экономической плотности тока (jэ = 11 А мм2 [З табл. 2-35]
Fэ = Iр.л jэ = 25711=234 мм2.
Выбираем ближайшее меньшее стандартное сечение. Провод АС-18524 имеет длительно допустимый ток Iдоп = 520 А [7табл. 12-52] и удельное сопротивление Rо =0159 Омкм Хо =0409 Омкм [9табл. 31-4]. Выбранный провод воздушной линии не должен быть проверен на коронирование.
Проверяем выбранный провод по нагреву в послеаварийном режиме
Iдоп = 520 A > Iутяж = 514 A.
Потери активной энергии проводах линии за год
Эл=n·(3·Iр.л2·R0·l·)=2*(3*2572*0159*85*27324)=146*106 кВт×ч.
Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы и на вводах ГПП или ЦРП. В задании на проектирование указана мощность короткого замыкания и считается что на питающей подстанции энергосистемы есть напряжения 220 110 35 и 10 или 6 кВ. При выборе вариантов схем внешнего электроснабжения были приняты два напряжения: одно - больше рационального напряжения Uрац.i имеется на подстанции энергосистемы а другое меньшее - получается с помощью понижающего трансформатора установленного на той же подстанции. Соотношение мощностей понижающего трансформатора энергосистемы и трансформатора ГПП должно быть таким: а в случае сооружения на предприятии ЦРП - >. Для рассматриваемого примера рисунок 6а для питающей подстанции энергосистемы выбираем трансформатор ТДЦ-12500011035 с напряжением короткого замыкания. uк = 105% [5 табл. 17-6 17-12 17-13].
Исходная схема питания промышленного предприятия и схема замещения для расчета токов короткого замыкания приведены на рисунке5.
Определим параметры схемы замещения при приближенном приведении в относительных единицах. При мощности короткого замыкания энергосистемы Sк = 800 MB×А и выбранной базисной мощности SБ = 1000 MB×A зa базисное напряжение принимаем среднее номинальное напряжение UБ = 37 кВ (ГОСТ 27514-87 с. 6).
Сопротивление системы в относительных единицах:
Сопротивление трансформатора энергосистемы:
тсб= (uк% 100%) · Sб Sнт=(105·1000) 100·125 =084
Сопротивление воздушной линии 35 кВ:
ЛБ= Хо·l·Sб Uб2 = 04·85·1000 372 = 248
Определим ток короткого замыкания в точке К1 .
Суммарное сопротивление для этого случая равно
=с + т. с = 125 + 084 = 209
Ток короткого замыкания в точке К1 (периодическая составляющая IПt принимается неизменной в течение всего процесса замыкания и равной ее начальному значению IП0 )
IK1 = IП t= IП0 = IБ (1x1) = SБ ( Uб x1) =1000 37 209 = 75 кА.
Ударный ток короткого замыкания
iуд = ky IK1= 1875=1903 кА
где ky = 18 [4 табл. 5-4] - ударный коэффициент.
Апериодическая составляющая тока к.з.
iat1 = IK1 е –tТа= 75*е-t005 кА.
здесь Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей; для установок напряжением выше 1000 В величина Та = 005 с [2 с. 119].
Расчет тока короткого замыкания в точке К2
=с + т. с +лб = 125 + 084 +248= 457
IK2 = IП t= IП0 = IБ (1x2) = SБ ( Uб x2) =1000 37 457 = 341 кА.
iуд = ky IK2= 18341=869 кА
iat2 = IK2 е –tТа= *869*е-t005 кА.
Выбираем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП.
Выбор и проверка выключателей производится по следующим параметрам [9 с. 364]:
) номинальному напряжению
) номинальному току
где Iраб.утяж. – рабочий ток через выключатель в наиболее тяжелом режиме
Iраб.утяж = 14*Sгппнт * Uн =14*38167(17*37)= 629 А.
) номинальному току электродинамической стойкости
) номинальному току отключения
Iпt + iat (1 + н 100)
где н - процентное содержание апериодической составляющей в токе к.з. которое определяется по зависимости н = f () (рисунок 5.1).
Рисунок 5.1. - Кривая процентного содержания апериодической составляющей тока короткого замыкания
Здесь = tз.мин. + tВ - время от начала короткого замыкания до отключения выключателя; tз.мин = 001с. – минимальное время действия релейной защиты; tВ – собственное время отключения выключателя по каталогу или справочнику;
) тепловому импульсу тока к.з. (интеграл Джоуля):
Вк = Iпt2 ( tз + tВ + Та ) ≤ Iтер.2 tтер. = Вк.доп. .
Паспортные данные для выключателей Iн Iдин Iотк. Iтер tтер. tВ приведены в справочниках [2табл. 2-65 2-662-67; 8 раздел 2-25; 12 раздел 5].
Разъединители и отделители выбираются по номинальному напряжению Uc ≤ Uн номинальному длительному току (Iраб.утяж ≤ Iн) а в режиме к.з. проверяются по электродинамической (8 раздел 22-8; 12 раздел 5].
Для защиты оборудования ГПП от перенапряжения выбираются разрядники [9 раздел 22-10; 12раздел 5] ограничители перенапряжения ОПН [19].
Результаты выбора и проверки аппаратов по каждому виду рекомендуется сводить в таблицу 5.1.2
Таблица 5.1.2 – Выбор выключателей и разъединителей
Параметры выбора аппарата
iat2 = IK2 е –tТа= *869*е-t005=*869*е-006005=37 кА
= tз.мин. + tВ=001+005=006 с
Вк = Iпt2 ( tз + tВ + Та ) =3412*(001+005+005)=127 кА2с.
Тип разрядника выбирается в соответствии Uном =Uном.сети
Принимаем к установке разрядник типа РВС-35У1. Выбор отделителя и короткозамыкателя представлен в таблице 5.1.3
Таблица 5.1.3 – Выбор отделителя и короткозамыкателя
Uном =Uном.сети Iном≥Iраб.утяж.
Схема главной понизительной подстанции с выбранной аппаратурой приведена на рисунке 6а см. приложения.
Определяем технико-экономические показатели варианта электроснабжения на 35 кВ
Технико-экономические показатели трансформатора энергосистемы при сравнении вариантов не рассматриваются - учитываются только коммутационная аппаратура отходящих линий от питающих подстанций энергосистемы воздушные или кабельные линии до ГПП вводные коммутационные аппараты ГПП и понижающие трансформаторы. При определении стоимости разъединителей отделителей разрядников короткозамыкателей следует помнить что в каталогах их стоимость дается для одного полюса.
Годовые приведенные затраты находятся по выражению [17].
З = Еi Кi + Сэ + У тыс. руб. год
Сэ - стоимость годовых потерь электроэнергии;
У - народнохозяйственный ущерб от перерывов электроснабжения он определяется для вариантов неравноценных по надежности. Для учебного проектирования рассматриваются равнонадежные варианты и показатель У таким образом из расчетов исключается.
Ел = 012+0024+0004=0148
Еобор. = 012+0064+003=0214
Стоимость годовых потерь электроэнергии:
где - поправочный коэффициент для сетей U=35 кВ;
- основная ставка тарифа (=60 рубкВт*год);
Kм – отношение потерь активной мощности предприятия в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям активной мощности предприятия ;
- стоимость одного кВт*ч электроэнергии рубкВт*ч;
- удельная стоимость потерь электроэнергии.
Результаты расчетов экономических показателей сводятся в таблицу5см. приложения в котором указывается выбранное электрооборудование.
2. Вариант 2 - Uрац.=110 кВ.
Qэсi = Рр.п. tgφi =37667*031=11676 квар
где коэффициент реактивной мощности tgφi находится из таблице 5.1.4
Номинальная мощность каждого Sн.т трансформатора определяется из соотношения:
Sт.i=Sp.пi (nKзд)=39435(2*07)=2817 МВ*А
Принимаем на ГПП два трансформатора типа ТДН-40000110
Определить потери электроэнергии в силовых трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТДН-40000110 [5 табл. 17-6]:
Рхх= 34 кВт; Ркз = 170 кВт uk = 105%.
2.Потери мощности в трансформаторах
Kз.п.=Sр.н(2*Sт.н)=39435(2*40000)=05
Kз.ав.=Sр.нSт.н=3943540000=099
*(34+0552*170)=171 кВт;
=2*(055100*40000+052*105100*40000)=2540 квар.
Эт=n(PххTг+ К2з.н.Ркзt)=2(34*4345+05217027324)=527*103 кВт×ч
Расчетный ток одной линии напряжением 110 кВ
Iутяж = 2Iр.л = 299=198 А.
Fэ = Iр.л jэ = 9911=90 мм2.
Выбираем ближайшее меньшее стандартное сечение. Провод АС-7011 имеет длительно допустимый ток Iдоп = 265 А [7табл. 12-52] и удельное сопротивление Rо =043 Омкм Хо =044 Омкм [9табл. 31-4]. Выбранный провод воздушной линии не должен быть проверен на коронирование.
Iдоп = 265 A > Iутяж = 198 A.
Эл=n·(3·Iр.л2·R0·l·)=2*(3*992*043*85*27324)=587*106 кВт×ч.
Рассчитаем токи короткого замыкания подстанции. Соотношение мощностей понижающего трансформатора энергосистемы и трансформатора ГПП должно быть таким: а в случае сооружения на предприятии ЦРП - >. Для рассматриваемого примера рисунок 5 для питающей подстанции энергосистемы выбираем трансформатор ТДЦ-125000110 с напряжением короткого замыкания. uк = 105% [5 табл. 17-6 17-12 17-13].
Исходная схема питания промышленного предприятия на рисунке 7.
Определим параметры схемы замещения при приближенном приведении в относительных единицах. При мощности короткого замыкания энергосистемы Sк = 4070 MB×А и выбранной базисной мощности SБ = 1000 MB×A зa базисное напряжение принимаем среднее номинальное напряжение UБ =115 кВ (ГОСТ 27514-87 с. 6).
Сопротивление воздушной линии 110 кВ:
ЛБ= Хо·l·Sб Uб2 = 04·85·1000 1152 = 003
=с + т. с = 025 + 084 = 109
IK1 = IП t= IП0 = IБ (1x1) = SБ ( Uб x1) =1000 115 109 = 461 кА.
iуд = ky IK1= 18461=117 кА
iat1 = IK1 е –tТа= *461*е-t005 кА.
=с + т. с +лб = 025 + 084 +003= 112
IK2 = IП t= IП0 = IБ (1x2) = SБ ( Uб x2) =1000 115 112 = 449 кА.
iуд = ky IK2= 18449= 1145 кА
iat2 = IK2 е –tТа= *449*е-t005 кА.
Iраб.утяж = 14*Sгппнт * Uн =14*39599(17*115)= 284 А.
Таблица 5.1.4 – Выбор выключателей и разъединителей
iat2 = IK2 е –tТа= *449*е-t005=*449*е-006005=191 кА
Вк = Iпt2 ( tз + tВ + Та ) =4492*(001+005+005)= кА2с.
Принимаем к установке разрядник типа РВС-110МУ1. Выбор отделителя и короткозамыкателя представлен в таблице 5.1.4
Таблица 5.1.4 – Выбор отделителя и короткозамыкателя
Схема главной понизительной подстанции с выбранной аппаратурой приведена на рисунке 6б см. приложения.
Определяем технико-экономические показатели варианта электроснабжения на 110 кВ
Все расчеты сведены в таблицу 6 см. приложения.
Результаты сравнения приведены в таблице 5.1.5
Таблица 5.1.5 – Сравнение вариантов 35 и 110 кВ
Стоимость потерь эл. энергии
Если приведенные затраты для рассмотренных схем электроснабжения приблизительно одинаковы то при выборе оптимального варианта следует обратиться к техническим показателям. При сравнении вариантов внешнего электроснабжения таким показателем является величина напряжения питания. Согласно "Правилам устройства электроустановок" (ПУЭ) следует принимать вариант сети более высокого номинального напряжения даже в том случае когда его экономические показатели на 10 15% хуже чем варианта сети с меньшим номинальным напряжением.
В нашем случае вариант 110 кВ лучше чем вариант 35 кВ т. к. большая мощность. Следовательно выбираем вариант внешнего электроснабжения 110 кВ.
Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения предприятия расчет питающих линий
Выбор величины напряжения распределительных сетей предприятия зависит от величин нагрузок на напряжениях 6 и 10 кВ. Критерием выбора являются технико-экономические показатели в первую очередь приведенные затраты которые рассчитываются как для сети так и для понижающих подстанций.
При установке на ГПП трансформаторов мощностью 25 МВ×А и более и наличии нагрузки электроприемников на напряжение 6 кВ составляющей 40 60% общей нагрузки предприятия наиболее экономичной является схема электроснабжения с использованием трансформаторов с разщепленными вторичными обмотками на 10 и 6 кВ и распределительной сетью на два напряжения. При меньшей доле нагрузки электроприемников на напряжение 6 кВ целесообразно принимать трансформаторы с расщепленными вторичными обмотками на напряжение 10 кВ а электроприемники напряжением 6 кВ запитывать от групповых или индивидуальных трансформаторов понижающих напряжение с 10 кВ до 6 кВ. Выбираем 10кВ.
2. Построение схемы электроснабжения
В курсовом проекте дается только техническое обоснование схемы распределительных сетей предприятия. При этом должны удовлетворятся следующие требования строительных норм СН 174-75.
Распределение электроэнергии на предприятии должно выполняться по радиальным магистральным или смешанным схемам в зависимости от территориального расположения нагрузок величины потребляемой мощности и других характерных особенностей проектируемого предприятия. Предпочтение следует отдавать как правило магистральным схемам.
Схемы следует выполнять одно- и двухступенчатыми.
Схема должна строиться так чтобы все ее элементы постоянно находились под нагрузкой а при аварии на одном из них оставшиеся в работе могли принять на себя его нагрузку путем перераспределения ее между собой с учетом допустимой перегрузки.
При построении схем электроснабжения потребителей 1-й и 2-й категорий должно проводиться глубокое секционирование во всех звеньях схемы.
Схемы распределения электроэнергии на первой ступени от ГПП до РП на напряжении 6 10 кВ принимаются следующими:
- на крупных энергоемких предприятиях при передаче в одном направлении мощности более 15 20 МВ×А при напряжении 6 кВ более 25 35 МВА при напряжении 10 кВ и более 35 МВ×А при напряжении 35 кВ - магистральные и радиальные схемы осуществляемые с помощью токопроводов;
- на крупных и средних предприятиях с меньшими потоками мощности -магистральные и радиальные схемы осуществляемые с помощью кабельных линий.
Магистральные схемы напряжением 6 10 кВ для питания цеховых трансформаторных подстанций должны применяться:
- при последовательном линейном расположении подстанций;
- для группы технологически связанных агрегатов.
Число трансформаторов напряжением до 10 кВ присоединяемых к одной магистрали следует принимать 2 3 при мощности 1000 2500 кВ×А и 3 4 - при меньших мощностях.
Радиальные схемы следует применять при нагрузках расположенных в различных направлениях от источника питания. Одноступенчатые радиальные схемы нужно выполнять при питании больших сосредоточенных нагрузок (насосные компрессорные преобразовательные подстанции электрические печи и т.п.). Двухступенчатые радиальные схемы (установку цеховых высоковольтных РП) применяют при наличии в цехах большой группы электроприемников (асинхронные и синхронные двигатели электрические печи и т.д.) напряжением выше 1000 В. Необходимость сооружения высоковольтных распределительных пунктов в цехах определяется технико-экономическими расчетами. Вопрос о сооружении РП следует рассматривать как правило при числе отходящих линий с обеих секций РП не менее 8.
Схемы трансформаторных подстанций напряжением 6 1004 кВ должны проектироваться без сборных шин первичного напряжения.
Глухое присоединение цехового трансформатора должно применяться при радиальном питании за исключением случаев: питания от пункта находящегося в ведении другой эксплуатирующей организации или необходимости установки отключающего аппарата по условиям защиты.
Установка коммутационного аппарата перед цеховым трансформатором при магистральной схеме питания подстанции обязательна.
3. Конструктивное выполнение электрической сети
Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величины электрических нагрузок и их размещения плотности застройки предприятия конфигурации технологических транспортных и других коммуникации загрязненности грунта на территории предприятия и т.д. [16].
Токопроводы напряжением 6 10 35 кВ (жесткие и гибкие) при нормальной окружающей среде прокладываются на открыта опорах при загрязненной среде или при загруженной коммуникациями территории - в закрытых галереях туннелях и на железобетонных кронштейнах укрепляемых на наружной стене производственного здания.
Кабельные линии могут прокладываться в траншеях блоках каналах туннелях на кабельных эстакадах и в галереях. Прокладка кабелей в блоках допускается: в местах пересечений с железными дорогами; в условиях большой стесненности трассы; в местах где возможны случаи разлива расплавленного металла и т.п.
Схема внутреннего электроснабжения приведена на рисунке 7 см. приложения.
4. Расчет питающих линий
Сечение кабелей напряжением 6 10 кВ определяется по экономической плотности тока и проверяется по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий его прокладки по току перегрузки потере напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания. Весь расчет сводится в таблицу 7см. приложения.
Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме
где S pk - полная мощность которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме.
Например при питании однотрансформаторной цеховой подстанции S pk - это расчетная нагрузка трансформатора подстанции при питании двухтрансформаторной подстанции - расчетная нагрузка приходящаяся на один трансформатор а при питании распределительного устройства 6 10 кВ -нагрузка потребляемая одной секцией сборных шин. Для магистральной линии мощность S pk должна определяться для каждого участка путем суммирования расчетных нагрузок соответствующих трансформаторов питающихся по данному участку магистральной линии.
Сечение кабельной линии определяемое по экономической плотности тока
где jэ – экономическая плотность тока зависящая от типа кабеля и продолжительности Тм использования максимума нагрузки [3 табл. 2-35 ].
По результату расчета выбирается кабель имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к Fэ . При выборе типа исполнения кабеля должны учитываться условия окружающей среды [3 табл. 2-36]. Для выбранного кабеля по таблицам находят длительно допустимый ток Iдоп [З табл. 2-17 2-26; 4 табл. 2-14. 2-15; 7 табл. 14-37 14-47].
Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки рассчитывается по формуле
Iдоп = Кп Кt Iдоп > Ipk nk
где Кп - поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [3 табл. 2-16; 5 табл. 13-10]; Кt - поправочный коэффициент на температуру среды в которой прокладывается кабель [3 табл. 2-15]; nk - число запараллеленых кабелей в кабельной линии.
Согласно ПУЭ для кабельных линий прокладываемых по трассам с различными условиями охлаждения сечения кабелей должны выбираться по участку трассы с худшими условиями охлаждения если длина его составляет более 10 м. Например при прокладке кабеля в траншее и кабельном канале цеха коэффициент Кt берется по температуре цеха не ниже +20..25°С.
Под послеаварийным режимом кабельной линии следует понимать режим когда выходит из строя одна из двух кабельных линий питающих потребители 1-й и 2-й категории. При этом нагрузка на линию удваивается т.е.IАБ = 2 Ipk. Допустимая перегрузка кабеля в указанном режиме
IAB = KAB Iдоп > IАВ nk
где KAB – коэффициент аварийной перезагрузки [5 табл. 13-8; 7 табл. 14-51].
Потеря напряжения в кабельной линии
Здесь Рр Qp - расчетные активная и реактивная нагрузки; Хо Rо- удельные индуктивные и активные сопротивления кабеля [7 табл. 14-18].
На этом предварительный расчет кабельных линий для номинального и аварийного режимов заканчивается. Полученные сечения кабелей используются при расчете токов короткого замыкания после которого определяется сечение кабеля fТс по термической стойкости к токам к.з. и если выбранное в данном разделе сечение кабеля оказывается меньше ft.с производится его соответствующее уточнение в таблице по форме 3.8.
Положения по расчету и выбору токопроводов на напряжение 6 10 35 кВ приведены в справочниках [3 разделы 1-22 1-25; 5 раздел 14].
Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов КЗ производится для выбора высоковольтных и низковольтных аппаратов шин кабелей и другого электрооборудования системы электроснабжения промышленного предприятия. При этом считается достаточным рассмотреть ток трехфазного КЗ в характерных точках системы электроснабжения предприятия и определить периодическую составляющую этого тока для наиболее тяжелого режима работы сети. Учет апериодической составляющей может производиться приближенно и допускается что она имеет максимальное значение в рассматриваемой точке электрической сети.
Для практических расчетов токов КЗ при выборе и проверке электрооборудования системы электроснабжения промышленного предприятия необходимо учитывать следующие положения:
В электроустановках напряжением выше 1000 В нужно учитывать индуктивные сопротивления всех элементов системы электроснабжения.
В электроустановках напряжением ниже 1000 В нужно учитывать как индуктивные так и активные сопротивления всех элементов системы в также сопротивления переходных контактов и пр.
Допускается не учитывать сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания токов КЗ и действительные значения коэффициентов трансформации трансформаторов.
Величина токов КЗ в системы электроснабжения предприятия определяется энергосистемой синхронными компенсаторами синхронными и асинхронными электродвигателями. Влияние асинхронных двигателей на токи КЗ можно не учитывать при их мощности до 100 кВт в единице если двигатели отделены от места КЗ двумя и более ступенями трансформации.
С учетом того что мощность КЗ энергосистемы в месте присоединения питающей промышленное предприятие линии как правило в десятки раз превышает мощность потребляемую данным предприятием в курсовом проекте с целью упрощения расчетов допускается принимать периодическую составляющую тока КЗ от энергосистемы неизменной во времени:
К особенностям расчета токов КЗ в электрических сетях напряжением ниже 1000 В необходимо отнести учет активных сопротивлений всех участков сети включая не только сопротивления проводов и шин а также всех переходных болтовых соединений и сопротивление дуги в самой точке КЗ.
Для расчета токов КЗ составляется исходная расчетная электрическая схема на которой показываются источники питания точек КЗ (энергосистема синхронные компенсаторы синхронные и асинхронные двигатели и т.д.) расчетные точки КЗ и связи между ними (воздушные и кабельные линии трансформаторы реакторы и пр.).
При выборе расчетной схемы для определения токов КЗ должны рассматриваться вероятные режимы при которых воздействие токов КЗ на систему электроснабжения является наиболее тяжелым. Таким характерным режимом системы электроснабжения промышленного предприятия является состояние схемы электроснабжения при котором один из трансформаторов главной понизительной подстанции (ГПП) отключен для проведения профилактических мероприятий или аварийного ремонта и включены секционные выключатели в распределительном устройстве напряжением 6 или 10 кВ ГПП то есть все электроприемники питаются от одного трансформатора. В этом случае все синхронные и асинхронные двигатели будут влиять на величину тока КЗ.
На рисунке 8 приведена схема электроснабжения промышленного предприятия для которой производится расчет токов КЗ. Наиболее тяжелым режимом является питание предприятия через один трансформатор ГПП вводные выключатели второго трансформатора ГПП отключены и включены секционные выключатели. Секционные выключатели высоковольтных распределительных пунктов (РП) как правило остаются отключенными.
Для выбора электрооборудования системы электроснабжения промышленного предприятия производится расчет токов КЗ в следующих точках:
К1 и К2 - в схеме внешнего электроснабжения;
К3 - в РП напряжением 10 кВ ГПП;
К4 - в электрической сети напряжением 038 кВ ремонтно-механического для которого был подробно проведен расчет электрических нагрузок.
По токам КЗ определенным в точках К1 и К2 производится выбор электрооборудования устанавливаемого соответственно на подстанции энергосистемы и стороне высшего напряжения ГПП предприятия.
В курсовом проекте с целью сокращения расчетов при определении токов КЗ в точках К1 и К2 подпитку от высоковольтных синхронных и асинхронных двигателей установленных на стороне низшего напряжения ГПП можно не учитывать. Однако следует отметить что крупные синхронные двигатели могут обуславливать значительный ток КЗ в точке К2 (при учете сопротивления силового трансформатора ГПП).
В подпитке точки К3 участвуют все синхронные и асинхронные двигатели подключенные ко всем 4-м секциям. Двигатели соединенные с 1-й и 2-й секциями сборных шин (С.Ш.) ГПП подпитывают эти точки через свои кабели реакторы согласующие трансформаторы 106 кВ а двигатели соединенные с 3-й и 4-й секциями С.Ш. ГПП подпитывают эти точки через свои кабели реакторы согласующие трансформаторы 106 кВ и дополнительно через вторичные обмотки трансформатора Т1.
С целью уменьшения объема расчетов допускается расчет токов КЗ проводить только для точки К3 и по найденному значению тока КЗ в данной точке производить выбор всего электрооборудования схемы внутреннего электроснабжения напряжением 6 10 кВ.
При определении тока КЗ в точке К4 в качестве источника рассматривается только энергосистема а подпитка от электродвигателей напряжением 6 10 кВ не учитывается по тем же соображениям что и для точки К2. По току КЗ точки К4 производится выбор только вводных и секционных автоматических выключателей устанавливаемых на стороне низшего напряжения этой ТП.
Выбор электрооборудования низковольтных распределительных пунктов (РПН) напряжением 038 или 066 кВ по токам КЗ не проводим оно выбирается только по токам нагрузки в нормальном и утяжеленном режимах.
Для расчета токов КЗ по схеме электроснабжения промышленного предприятия составляется схема замещения в которой источники питания заменяются соответствующими ЭДС (энергосистема Ес = 1 синхронные двигатели – Е = 11 асинхронные двигатели – Е = 09) со своими сверхпереходными сопротивлениями. Линии и связи заменяются соответствующими индуктивными или комплексными сопротивлениями.
Далее путем преобразований схему замещения приводят к виду где каждый источник или группа источников с результирующей ЭДС должны быть связаны с расчетной точкой КЗ одним результирующим сопротивлением. Поскольку в системе электроснабжения промышленного предприятия рассчитываются токи для нескольких точек КЗ то для каждой из них проводятся свои преобразования.
Сопротивления элементов приведенные к базисным условиям указывают на схеме замещения. Каждый элемент обозначают дробью: в числителе – Х с порядковым номером элемента в знаменателе – численное значение относительного сопротивления рисунок 9 см. приложения. При последовательных преобразованиях схемы замещения все элементы должны иметь сквозную нумерацию.
Определяем параметры схемы замещения:
Sб=1000 МВ*А; Sk=4070 МВ*А; Uб=115 кВ.
Сопротивление системы:
Сопротивление воздушной линии:
Сопротивление трансформатора системы:
Сопротивление трансформатора в РМЦ:
Сопротивление кабельной линии ГПП-ТП равно сумме сопротивлений магистральной линии от ГПП до ТП:
Сопротивление кабельной линии ГПП-СД:
Суммарное сопротивление синхронных двигателей:
Суммарный номинальный ток от двигателей:
Базисный ток на стороне 110 кВ:
Базисный ток на стороне 10 кВ:
Базисный ток на стороне 04 кВ:
Обобщенная нагрузка:
Расчет токов к.з. в точке К3.
В подпитке этой точки участвуют все синхронные двигатели подключенные ко всем сборным шинам а остальные низковольтные потребители в качестве обобщенной нагрузки.
Результирующее реактивное сопротивление от системы до точки К3:
X9=X1+X2+X3=025+026+263=314
Суммарное СД и кабелей:
Периодическая составляющая тока к.з. от системы:
Периодическая слагающая тока от обобщенной нагрузки:
Действующее значение периодической составляющей тока к.з. от СД:
Суммарный ток в точке К3:
I=2917+3+23+56=4007 кА
Периодическая составляющая тока к.з. для t=01 c проводится по расчетным кривым для синхронных двигателей типа СДН.
Суммарный ток в точке К3 для t=01 с.
I=132+15+381=1851 кА.
Ударный ток в точке К3:
Мощность трехфазного тока к.з.:
Sк.з.=Uф*Iп.о.=17*105*4007=715 МВ*А.
Расчет токов к.з. в точке К4.
Xэкв=025+026+263+124+87=9138
Ток к.з. в точке К4:
Iуд=18*141*1579=4019 кА
Sк.з.=17*04*1579=107 кА.
Выбор электрооборудования схемы внутреннего электроснабжения
При выборе электрооборудования системы электроснабжения промышленного предприятия следует иметь в виду что значительная его часть может быть комплектной. Для выполнения распределительных устройств на стороне низшего напряжения ГПП и РП применяются малогабаритные комплектные распределительные устройства серии КМ-10 предусматривающие применение выключателей МГГ-10.
Выбранные аппараты и проводники должны:
- длительно проводить рабочие токи нормального и утяжеленного режимов работы без чрезмерного повышения температуры;
- противостоять кратковременному электродинамическому и термическому действию токов КЗ;
- удовлетворять требованиям экономичности.
В соответствии с существующими нормами [7 11 12 13] электрооборудование выбирается и проверяется по параметрам указанным в таблице 2.1.
В проектируемой системе электроснабжения промышленного предприятия нужно выбрать и проверить следующее электрооборудование:
Выключатели разъединители отделители короткозамыкатели разрядники схемы внешнего электроснабжения.
Воздушную или кабельную линию схемы внешнего электроснабжения соединяющую подстанцию энергосистемы и ГПП (ЦРП) промышленного предприятия.
Трансформаторы собственных нужд ГПП.
Тип и ячейки распределительного устройства (РУ) на стороне низшего напряжения ГПП и ячейки РУ РП. Выключатели трансформаторы тока и напряжения устанавливаемые в этих ячейках.
Токоограничивающие реакторы и токопроводы напряжением 10 кВ соединяющие силовые трансформаторы ГПП и РУ низшего напряжения ГПП или соединяющие ГПП и мощные РП. Опорные изоляторы.
Кабельные линии напряжением выше 1000 и до 1000 В.
Цеховые трансформаторные подстанции (ТП). Коммутационные аппараты на стороне высшего и низшего напряжений этих ТП.
Коммутационные аппараты низковольтных распределительных пунктов (РПН).
Перед проверкой коммутационной и измерительной аппаратуры должно быть дано обоснование и сделан выбор комплектного оборудования системы электроснабжения промышленного предприятия (если такое оборудование есть).
Выбор электрооборудования производится по различным каталогам. Недостающие технические данные выбранного электрооборудования допускается принимать из справочной и технической литературы. Стоимость электрооборудования следует определять по действующим ценам.
1 Выбор выключателей
Выключатель в цепи силового трансформатора ГПП на стороне низкого напряжения выбираем по утяжеленному режиму (трансформатор перегружен на 30%).
Секционный выключатель выбираем из условия:
Выключатели отходящей линий от ГПП выбираем по токам утяжеленного режима на ТП 1: Iраб.ут.=360 А.
Выбор и проверка выключателей производится по следующим параметрам:
Данные выбора вводного и секционного выключателя сведены в таблицу9.1.1. Выбран выключатель одного типа т.к. все расчетные данные для выбора одинаковы за исключением теплового импульса.
Таблица 9.1.1 – Выбор выключателей
Вк = Iпt2 ( tотк+ Та ) =40072*(016+005)=337 кА2с.
К установке на отходящих от ГПП линиях принимаем выключатель типа МГГ-10-3200-45У1 с номинальным током Iн=3200 А. Самый большой ток утяжеленного режима на ТП8 Iраб.ут.=552 А.
2 Выбор выключателей нагрузки и предохранителей
На вводах цеховых трансформаторных подстанций устанавливаем выключатели нагрузки МГГ-10-45-3200У1.
Предохранитель встроенного типа ПКТ1-10-160-45У3.
Результаты выбора сведены в таблицу 9.1.2
Таблица 9.1.2 – Выбор выключателей нагрузки и предохранителей
Тип выключателя нагрузки
3 Выбор трансформатора тока
Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
по номинальному напряжению – Uуст.Uном.
по номинальному току – Iраб.утяж.I1 ном.
по конструкции и классу точности;
по электродинамической стойкости;
по термической стойкости.
Трансформаторы тока (ТТ) нужно выбирать с двумя вторичными обмотками одна из которых предназначается для включения электроизмерительных приборов другая – для релейной защиты. Класс точности ТТ при включении в их цепи счетчиков должен быть 05. Для остальных измерительных приборов достаточно класса 10.
Для ВЛ 110 кВ 13 табл. П4.5. с. 632:
Таблица 9.3.1– Расчетные и каталожные данные
I2терм tm=262*3=2028 кА2с
Таблица 9.3.2 – Вторичная нагрузка трансформатора тока
Из таблицы видно что наиболее загружен трансформатор тока фазы А.
Общее сопротивление приборов:
Вторичная номинальная нагрузка трансформатора тока в классе точности 05 составляет 10 В*А или:
Сопротивление контактов при трех приборах принимаем 005 Ом тогда сопротивление проводов:
rпр=z2ном-rприб-rконт=04-0044-005=031 Ом.
Сечение соединительных проводов:
где - удельное сопротивление материала провода принимаем провода с алюминиевыми жилами =00283;
lрасч – расчетная длина зависящая от схемы соединения трансформаторов тока для неполной звезды
l – длина соединительных проводов 13 с. 375 l=60 м
По условиям механической прочности принимаем контрольный кабель сечением 25 мм2.
Из измерительной аппаратуры подробно рассчитываются трансформаторы тока на вводе в РУ 10 кВ ГПП и трансформаторы напряжения подключенные к сборным шинам этого же РУ. Основные параметры и расчеты по проверке их класса точности соответственно в таблицы 9.3.3 и 9.3.4 На стороне низшего напряжения ГПП для контроля потребляемых предприятием мощности и электроэнергии на вводе каждой из секций шин устанавливаются по одному вольтметру и амперметру и по два счетчика активной и реактивной энергии (для расчетов по двухставочному тарифу) а в ячейках линий отходящих от секций шин и на трансформаторе собственных нужд – по одному амперметру и счетчику активной или реактивной энергии если к ячейке РУ подключена высоковольтная конденсаторная батарея.
Таблица 9.3.3 – Выбор трансформатора тока
Таблица 9.3.4 – Вторичная нагрузка трансформатора тока
Потребляемая мощность В А
Вторичная номинальная нагрузка трансформатора тока:
Сопротивление контактов при четырех приборах принимаем 01 Ом тогда сопротивление проводов:
rпр=z2ном-rприб-rконт=04-0144-01=0156 Ом.
4 Выбор трансформатора напряжения
Трансформаторы напряжения для питания электроизмерительных приборов выбираются:
по напряжению установки - Uуст.Uном.;
по конструкции и схеме соединения обмоток;
по вторичной нагрузке – S2S2ном.
Выбор трансформатора напряжения на сборных шинах 10 кВ. Трансформатор напряжения предназначен для питания параллельных катушек измерительных приборов и для контроля изоляции в сетях с малыми токами замыкания на землю поэтому целесообразно использовать трехфазный пятистержневой трансформатор напряжения типа НТМИ-10-66. подсчет нагрузки основной обмотки приведен в таблице 9.4.1.
Таблица 9.4.1- Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Число катушек одного прибора
Мощность одной катушки прибора
Выбранный трансформатор напряжения НТМИ-10-66 имеет номинальную мощность в классе точности 05 необходимая для присоединения счетчиков 75 В*А.
Таким образом S2=3378 В*А Sном=75 В*А трансформатор будет работать в выбранном классе точности.
В зависимости от назначения могут применяться различные схемы включения трансформаторов напряжения (ТН). Два однофазных ТН соединенные в неполный треугольник позволяют измерять линейные напряжения. Такая схема целесообразна для подключения счетчиков электроэнергии и ваттметров. Для измерения линейных напряжений фазных напряжений относительно земли и напряжения нейтрали могут быть использованы три однофазных ТН обмотки которых соединяются по схеме «звезда с нулем - звезда с нулем – открытый треугольник» или трехфазный ТН типа НТМИ. За номинальную вторичную мощность ТН принимают мощность всех трех однофазных ТН соединенных по схемезвезды или мощность двух однофазных ТН включенных по схеме неполного треугольника. На ГПП и РП обязательна установка трех однофазных ТН или одного ТН типа НТМИ (для питания измерительных приборов и устройств контроля изоляции). Если недостаточна вторичная мощность выбранных ТН то следует дополнительно установить два или более однофазных ТН соединенных по схеме неполного треугольника.
Для обеспечения защиты или сигнализации однофазных замыканий на землю в электрических сетях предприятия 10 кВ в начале питающих кабельных линий должны устанавливаться трансформаторы тока нулевой последовательности например типа ТЗЛ. Выбор указанных трансформаторов тока производится в соответствии с положениями приведенными в [11].
5 Выбор шин от трансформатора 11010 до сборных шин
Выбор сечения шин производится по длительно допустимому току из условия нагрева для максимальных нагрузок утяжеленного режима. Выбор шин производим по току самого мощного присоединения – силового трансформатора. Iраб.ут.=600 А.
Принимаем алюминиевые однополосные шины сечением 50х60 мм2 с допустимым током Iдоп.=740 А.
В выбранной ячейке КРУ серии КМ-10 большая грань сборных шин положена плашмя на изоляторах следовательно допустимый ток нужно уменьшить на 8%.
I’доп.=680 > Iраб.утяж.=600 А.
Минимальное сечение шин по термической стойкости Smin=.
По термической стойкости принимаем шины 80х6 мм2.
Проверка на динамическую устойчивость.
Частота собственных колебаний
J – момент инерции шин.
т.к. f0 > 200 Гц то расчеты можно вести без учета колебательного процесса. Наибольшее усилие при трехфазном к.з.:
Fрасч=17*10-7*i2уд*la=17*10-7*1002*075025=5196 А.
Проверка кабелей на термическую стойкость.
Выбранные кабели должны удовлетворять условию термической стойкости.
Вк=I2п.о.*(tс.з+tо.в.+Та)
где С=98 – коэффициент зависящий от материала жил кабеля.
Вк=40072*(04+005+005)=803 кА2*с
Принимаем стандартное сечение кабелей отходящих от ГПП к ТП 240мм2 как минимальное.
Вк=40072*04=963 кА2*с
Принимаем стандартное сечение кабелей отходящих от ГПП к РП 240мм2 как минимальное.
Момент сопротивления шины:
Напряжение в материале шины
Допустимое механическое напряжение для алюминиевых шин . Т. к. значит шины динамически устойчивы.
6 Выбор шинных изоляторов
Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах выбор которых производится по следующим условиям:
по номинальному напряжению Uуст Uном;
по допустимой нагрузке Fрасч Fдоп
где Fрасч - сила действующая на изолятор;
Fдоп – допустимая нагрузка на головку изолятора:
Fразр – разрушающая нагрузка на изгиб.
Fрасч=5196 Н выбираем опорные изоляторы ОФ-10-3000УЗ 8 табл. 5.7. с.283:
Uном.=10 кВ; Fраз.=30000 Н.
Fрасч=5196 Н Fдоп.=06*30000=18000 Н Fдоп.>Fрасч.
Дополнительные потери возникающие при передаче реактивной мощности (РМ) от источника к месту её потребления могут быть уменьшены путем установки источников РМ непосредственно в местах её потребления.
Таким источником может быть конденсаторная батарея. Часть мощности может быть скомпенсирована за счет синхронных двигателей.
Внутреннее электроснабжение станкостроительного предприятия осуществляется на напряжении 10 кВ. На ГПП установлены два силовых трансформатора типа ТДН-4000011010 мощностью по 40 МВА каждый. Распределительное устройство напряжением 10 кВ ГПП имеет две секции сборных шин.
Части схемы электроснабжения питаемые от 1-й и 2-й секции С.Ш. РУ 10 кВ ГПП идентичны поэтому в дальнейшем расчет проведем для одной такой секции.
На рисунке 11 см. приложения приведена часть схемы электроснабжения станкостроительного предприятия которая соединена с 1-й секцией С.Ш. 10 кВ ГПП. В таблице 10.1 приведены исходные данные для схемы электроснабжения изображенной на рисунке 11.
RАi - активное сопротивление i-й кабельной линии.
При данные Q1i и QTi следует взять из раздела «Выбор числа мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия».
Соотношения для определения параметров элементов схемы электроснабжения Rтрi RАi QTi приведены в [6].
Таблица 10.1 - Исходные данные для схемы электроснабжения
Трансформаторная подстанция
Данные о синхронных двигателях представлены в таблице 10.2.
UН - номинальное напряжение двигателя;
Д1i и Д2i - параметры характеризующие потери активной мощности в синхронном двигателе.
Данные о синхронных машинах в том числе двигателях приведены в [11 12] и в приложении 1 методических указаний.
Таблица 10.2 - Данные о двигателях
Сопротивления отдельных линий схемы электроснабжения равны
RО1 = RО2 = R СДi = 005 Ом.
В случае если синхронный двигатель имеет загрузку СД по активной мощности менее 1 то он может дополнительно генерировать определенную реактивную мощность сверх номинальной при номинальном напряжении питания и номинальном токе возбуждения. Эту (располагаемую) реактивную мощность синхронного двигателя определяют по формуле:
QСД Мi = αМi Ni QСД Нi = αМi Ni
где: αМi - коэффициент допустимой перегрузки синхронного двигателя по реактивной мощности зависящий от загрузки СДi по активной мощности и номинального коэффициента мощности cos φНi . Зависимость αМi приведена в [6] и в приложении 2 методических указаний.
Примем условие что все синхронные двигатели СД1 СД8 имеют СД = 09 тогда αМi = 047. Следовательно
QСД М1 = 047*4* = 3376 Квар и т.д.
Мощности QСД Мi синхронных двигателей приведены в таблице 10.3.
Таблица 10.3 - Мощности синхронных двигателей
Обозначение СД на схеме
1 Определение удельной стоимости потерь активной мощности от протекания реактивной мощности
Определение удельной стоимости потерь активной мощности от протекания реактивной мощности производится по формуле:
СО = ( αКМ + ) (руб.кВт)
где: – коэффициент учитывающий затраты обусловленные
передачей по электрическим сетям мощности для покрытия
потерь активной мощности [1 5];
α- стоимость 1 кВт потребляемой мощности (основная ставка двухставочного тарифа) руб.кВт;
КМ - отношение потерь РЭ активной мощности от протекания реактивной мощности QЭ потребляемой предприятием в период наибольшей нагрузки энергосистемы к максимальным потерям РМ активной мощности от протекания максимальной реактивной мощности QМ потребляемой предприятием:
КМ = РЭ РМ = Q2Э Q2М ;
- стоимость 1 кВтч электроэнергии (дополнительная ставка двухставочного тарифа) руб.кВтч);
– количество часов использования максимальных потерь ч.
Удельные стоимости α и определяются по действующим тарифам на электроэнергию.
Значения KМ определяются по суточным графикам реактивной мощности для различных отраслей промышленности. Отметим что величины QЭ и QМ могут быть подставлены в формулу для определения KМ в относительных единицах. В курсовом проекте допускается KМ и определять по приложению 3 методических указаний.
В примем KМ = 08 и = 2732 ч.
С0=105*(60*08+16*2732)=4209 рубкВт*ч.
Наметим возможные места установки (подключения) дополнительных компенсирующих устройств – батареи конденсаторов низковольтные С.Ш. цеховых ТП (QС С.Ш. высоковольтных РП (QОСj); С.Ш. РУ напряжением 10 кВ ГПП (QО). Кроме того реактивная мощность может быть получена от высоковольтных синхронных двигателей (СД) промышленного предприятия (QСДi) и из энергосистемы (QЭС).
Применяемый метод расчета позволяет определить где установка дополнительных БК экономически выгодна а также какие оптимальные мощности можно получить от СД и из энергосистемы.
2 Определение затрат на генерацию реактивной мощности отдельными источниками
Для низковольтных БК (04 кВ):
З1Г.КНi = Е · КБКН + С0 · ΔРБКН=0223*12000+4209*4=6885 руб.Мвар
Для высоковольтных БК (10 кВ):
З1Г.КВ = З10 = Е · КБКВ + С0 · ΔРБКВ=0223*6000+4209*2=5547 руб.Мвар
Для синхронных двигателей:
З2Г.СДi = С0 =1286 руб.Мвар
Результаты расчетов помещаем в таблицу 10.3.
3 Определение эквивалентных активных сопротивлений с ТП подключенных к 1-й секции С.Ш. ГПП
Для расчета оптимальной реактивной мощности генерируемой низковольтными БК необходимо знать эквивалентные сопротивления соответствующих ТП. Рассмотрим их последовательно.
Рисунок 10.1 - Схема замещения радиальной линии для ТП2.
Рисунок 10.2 - Схема замещения магистральной линии для ТП5 и ТП6
Q110 – QC10 Q18 – QC8 Q17 – QC7
Рисунок 10.3 - Схема замещения магистральной линии для ТП10 ТП8 ТП7
Для ТП2 питающейся по радиальной линии (рисунок 10.1) эквивалентное сопротивление:
RЭ2 = r1 = RЛ2 + RТР2 = 103+593=696 Ом.
Для ТП5 и ТП6 питающихся по магистральной линии (рисунок 10.2) введем обозначения:
r12 = RЛ6 = 0167 Ом;
Эквивалентная проводимость точки 1 схемы рисунок 10.2:
С учетом полученного эквивалентного сопротивления присоединений ТП5 и ТП6:
Для ТП15 и ТП13 питающихся по магистральной линии:
r01 = RЛ15 = 013 Ом;
r1 = RТР15 = 191 Ом;
r2 = RТР13 = 344 Ом.
Эквивалентная проводимость точки 1 схемы:
С учетом полученного эквивалентного сопротивления присоединений ТП15 и ТП13:
Для ТП10 ТП8 и ТП7 питающихся по магистральной линии (рисунок10.3):
r1 = RТР10 = 191 Ом;
Эквивалентные проводимости точек 2 и 1 схемы на рисунке 10.3:
Эквивалентные сопротивления:
Значения эквивалентных сопротивлений сведены в таблицу 8 см. приложения.
4 Определение реактивной мощности источников подключенных к 1-й секции С.Ш. 10 кВ ГПП
а) Оптимальные реактивные мощности подключенных к ТП низковольтных БК можно определить считая что к этим шинам ГПП подключена высоковольтная БК (при этом коэффициент Лагранжа λ=З10) :
Результаты расчета мощностей QCi низковольтных БК сводим в таблицу 8 см. приложения.
б) Определим реактивную мощность генерируемую синхронными двигателями СД1 подключенными к 1-й секции С.Ш. 10 кВ ГПП
где RЭ.СД1 - эквивалентное сопротивление СД1.
QCД1 = (5547-4286)(2*10*4209*004)=037 Мвар QCД.М1. .
Здесь следует отметить что реактивная мощность QCД1 синхронных двигателей СД1 не превышает располагаемого значения QCД.М1 этих двигателей (таблица 10.3) поэтому их мощность не ограничиваем. Результаты расчетов для СД1 записываем в таблицу 10.3.
5 Определение мощности высоковольтной БК подключаемой к С.Ш. 10 кВ ГПП
Определение мощности высоковольтной БК подключаемой к С.Ш. 10 кВ ГПП производим из условия баланса реактивных мощностей на С.Ш. 10 кВ ГПП:
В этом выражении неизвестна только величина экономически целесообразной реактивной мощности передаваемой энергосистемой заводу. QЭС [6] определяется как минимальная величина из двух:
где: α1 - расчетный коэффициент [6] (приложение 4);
PP – расчетная активная нагрузка всего завода;
QP – расчетная реактивная (индуктивная) нагрузка завода;
КН.Р. – коэффициент несовпадения реактивной мощности
QСД.М – располагаемая мощность всех синхронных двигателей
Q0=1266+0217-15-105-583=449 Мвар > 0.
Если мощность Q0 окажется больше нуля то можно переходить к завершению расчетов компенсации реактивной мощности (выбору комплектных конденсаторных установок определению расчетного значения tg φP и резерва реактивной мощности предприятия).
6 Проверка баланса реактивной мощности
Проверяем баланс реактивных мощностей на С.Ш. 10 кВ ГПП то есть равенство генерируемых QГ1 и потребляемых QР1 реактивных мощностей (в общем виде):
Проверка баланса является проверкой правильности расчетов. Вданном случае она составляет 03 %
7 Выбор комплектных конденсаторных установок
Мощности низковольтных БК цеховых ТП определяются суммой двух групп БК: основной QKi и дополнительной QCi :
Мощность QKi определяется пропускной способностью трансформаторов цеховых ТП и определяется в разделе проекта «Выбор числа мощности и типа трансформаторов цеховых ТП предприятия» [5].
Мощность QCi определяется расчетами приведенными выше в данных методических указаниях.
Выбор комплектных конденсаторных установок (ККУ) осуществляется по отраслевым каталогам. Поскольку ККУ имеют определенную шкалу стандартных мощностей QCТi то следует выбирать ближайшую мощность стремясь чтобы суммарное отклонение мощностей для всех ККУ приближалось к нулю.
Данные по выбору в таблице 8 см. приложения.
8 Определение расчетного tg φP
Зная выбранное значение мощностей QCТi ККУ определяем расчетный коэффициент реактивной мощности на вводе ГПП (без учета мощностей QЭС1 поступающей из энергосистемы):
Расчетное значение tg φP должно быть равно заданному энергосистемой значению tg φЭ или незначительно отличаться от него из-за дискретности шкалы ККУ.
9 Определение резерва реактивной мощности
Резерв реактивной мощности который должен составлять не менее 10 - 15 процентов потребляемой предприятием реактивной мощности может быть получен за счет недоиспользованной мощности синхронных двигателей то есть ее увеличения с оптимального значения до располагаемого:
Если резерв недостаточен то необходима установка резервной высоковольтной БК в РУ 10 кВ ГПП или РП.
Релейная защита высоковольтного синхронного двигателя.
В сетях промышленных предприятий для защиты линий трансформаторов двигателей применяют релейную защиту которая является основным видом электрической автоматики. Релейной защитой называют специальные защитные устройства выполняемые при помощи реле и других аппаратов предназначенные для отключения выключателем в установках напряжением выше 1 кВ поврежденного элемента системы электроснабжения.
На синхронных двигателях напряжением выше 1 кВ устанавливают релейную защиту от следующих видов повреждений:
- многообразных замыканий в обмотке статора и на ее выводах;
- замыкания на землю в обмотке статора;
- снижения напряжения;
- замыкания между витками одной фазы обмотки статора;
- защита от асинхронного режима и замыканий в цепи возбуждения.
Для защиты от многофазных к.з. используют токовую отсечку без выдержки времени. Токовую отсечку выполняют одним реле включенным на разность фазных токов.
Для защиты от однофазных замыканий на землю обмотки статора двигателя применяют МТЗ нулевой последовательности выполняемую с помощью одного токового реле которое подключают к трансформатору тока нулевой последовательности типа ТНП.
Защиту от перегрузки выполняют для двигателей подверженных технологическим перегрузкам.
Защиту от снижения напряжения выполняют для надежности действия с помощью трех реле минимального напряжений.
Защиту от синхронного режима выполняют с помощью реле реагирующего на увеличение тока в обмотках статора.
Ершов A.M. Хабаров А.Н. Расчет электроснабжения промышленных предприятий с помощью ЭВМ ЕС и СМ.-Челябинск: ЧПИ 1984.-76 с.
Справочник по проектированию электроснабжения. Электроустановки промышленных предприятий.Под ред. В.И. Круповича Ю.Г. Барыбина М.Л. Самовера.-М.: Энергия 1980.-456 с.
Справочник по проектированию электрических сетей и электроборудования. Электроустановки промышленных предприятий. Под ред. В.И. Круповича Ю.Г. Барыбина М.Л. Самовера.-М.: Энергоатомиэдат 1981.-406 с.
Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети.Под ред. А.А. Федорова и Г.Б. Сербиновского. -М.: Энергия 1980.-576с.
Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Электрооборудование и автоматизация. Под ред. А.А. Федорова и Г.1.. Сербиновского.-М.: Энергия 1981.-624 с.
Электроснабжение промышленных предприятий. Учебное пособие к дипломному проектированию для студентов специальности 0303Под ред. О.А. Петрова.-Челябинск: ЧПИ 1983.-75 с.
Электротехнический справочник. T.I. Общие вопросы. Электротехнические материалы.Под ред. В.Г. Герасимова П.Г. Грудинского Л.А. Жу-кова.-М.: Энергия. 19SO.-520C.
Электротехнический справочник. Т.2. Электротехнические устройства.Под ред. Б.Г. Герасимова П.Г. Грудинского Л.А. Жукова. –М.: Энергоатомиздат 1981.-640 с.
Электротехнический справочник. Т.З. Кн.1. Производство и распределение электрической энергии.Под ред. В.Г. Герасимова П.Г. Грудинского Л. А. Жукова. -М.: Энергоатомиздат 1982.-656 с.
Электротехнический справочник. Т.З.Кн.2. Использование электрической энергии.Под ред. В.Г. Герасимова П.Г. Грудинского Л.А. Жукова.-М.: Энергоатомиздат 1982.-560 с.
Справочник по проектированию электроснабжения. Под ред. Ю.Г. Барыбина и др.-М.: Энергоатомиздат 1990.-576 с.
Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования.Под ред. Ю.Г. Барыбина и др.-М.: - Энергоатомиздат 1991.-464 с.
Электрическая часть станции и подстанцийА. А. Васильев и др. 2-е изд.- М.: Энергоатомиздат 1990.-576 с.
Князевскнй . Б.А. Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий.-3-е изд.- М.: Высш. шк. 1986.- 400 с.
Правила устройств электроустановок. 6-е изд. М.1986.-648 с.
Ермилов А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. М. 1983. - с.
Ершов А. М. и др. Электроснабжение промышленных предприятий: Учеб. Пособие к курсовому проекту. А.М. Ершов О.А. Петров Ю.В. Ситчихин. Ч.I. – Челябинск: ЧПИ 1985. – 57 с.
ГОСТ 14209-89. Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки. – М.: Изд-во стандартов. – 38 с.
Рожкова Л.Д. и др. Электрооборудование электрических станций и подстанций. Л.Д. Рожкова Л.К. Карнеева Т.В. Чиркова. – 2-е Изд. - Академия 2005. – 448 с.
Шеховцев В.П. Расчет и проектирование схем электроснабжения. Методическое пособие для курсового проектирования. – М.: ФОРУМ: ИНФРА 2005. – 214 с.

таблицы.doc

ность приведенная к ПВ=100%
фициент исполь-зования
Приве-денное число элект-
Коэф-фици-ент мак-симу-ма
Расчетная (максимальная) нагрузка
Печь соп-ротивле-ния
Загото-витель-ное отд.
Ножницы гильотин-ные
Вальцы листо-гибочные
Пресс гидрав-лический
Цеху (общая нагрузка 04 кВ)
Наименова-ние цехов и узлов системы электр. снабжения пром. предпр.
Склад готовой продукции1
Цех 1 стеклянных изоляторов
Чугунно-литейный цех
Цех 2 стеклянных изоляторов
Экспериментальный цех
Цех 1 фарфоро-вых изоля-торов
Цех 2 фарфоро-вых изоля-торов
Тарно-упаковоч-ный цех
Цех гальва-но-химичес-кой обрабо-тки
Компрессо-рная стан-ция
Склад готовой продукции2
Кузнечно-прессовоч-ный цех 1
Кузнечно-прессовоч-ный цех 2
Цвето-лите-йный учас-ток
Чугунно-литейный цех 2
Админист-ративно-производст-венный кор-пус
Итого по нагрузке 04 кВ:
Высоко-вольтная нагрузка 10кВ
Чугунно-литейный цех 1
Компрессо-рная стан-ция (СД)
Итого по нагрузке 10кВ
Итого по предприя-тию
Капиталовложения Ктыс.руб.
Потери электро-энергииЭ
Стоимость потерь электроэнергии Сэ тыс.руб
Короткозам. КРН-35У1
Двухцепная ВЛ 35кВ на железобетонных опорах
Отделитель ОД-110Б1000
Короткозам. КРН-110Б-У1
Двухцепная ВЛ 110 кВ на железобетонных опорах
Тип и кол-во кабелей
Тип принятой стандартной БК