Главная База знаний "Allbest" Производство и технологии Расчет электроснабжения станкостроительного завода

Расчет электроснабжения станкостроительного завода

Станкостроительный завод: электроснабжение, графики нагрузок, центр электрических нагрузок, схема электроснабжения, мощность конденсаторных установок и трансформаторов, выбор напряжений, сетей завода и токов, экономическая часть и охрана труда.

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 20.07.2008
Размер файла 2,2 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Расчет приводится для напряжений 110 и 35 кВ

квар

квар

II способ

, (4.3)

где Qм - суммарная реактивная мощность, квар;

Qсд.э - мощность вырабатываемая СД, квар;

Nсд - количество установленных СД

, (4.4)

где Qр - суммарная мощность цеховых ТП с учетом потерь

Qв/в - суммарная мощность высоковольтной нагрузки 10 кВ.

квар

Экономически целесообразную загрузку по реактивной мощности определяют по формуле:

, (4.5)

где Qн.сд - номинальная мощность СД;

Звк - удельная стоимость 1 квар конденсаторной батареи;

К1сд, К2сд - потери в СД, при его номинальной реактивной мощности;

Срп - расчетная стоимость потерь, принимается 557,8 руб (за год умножается на 12).

, (4.6)

где Ен, Еа, Етр - нормативные коэффициенты для линий, оборудования и НБК, приведены в таблице 4.1;

Руд - удельные потери мощности, равные 0,003 кВт;

Qбат - мощность НБК, принятая равной 330 квар из условия Qбат Qн. сд ;

Кяч, Кбат - стоимость ячейки КРУ и НБК мощностью 330 квар, с учетом НДС принимаемые Кбат = 132,2 тыс. руб. (прайс-лист ООО «Энергопромавтоматика»), Кяч = 264,65 тыс. руб. (прайс-лист «Волготехкомплект»).

Таблица 4.1 Нормативные коэффициенты

Наименование элемента

Коэффициенты

Сравнительной эффективности капитальных вложений, Ен

Амортизационных отчислений,

Еа

Текущего ремонта,

Етр

Воздушная линия

0,12

0,028

0,004

Кабельная линия

0,12

0,03

0,015

Оборудование

0,12

0,063

0,01

НБК

0,12

0,075

0,008

Определение Звк производится по формуле (4.6)

= 0,256 тыс. руб.

Определение Qсд.э производится по формуле (4.5)

квар

Если окажется, что Qсд.э > Qсд , то принимаем Qсд.э = Qсд ,определяемый по формуле

, (4.7)

где Ксд - коэффициент загрузки СД по активной мощности

, (4.8)

где Рнз, Рн - заданная и номинальная мощности СД, соответственно 1417,5 и 630 кВт,

квар

квар

При дальнейшем расчете используются наименьшее значение Qэ1, т.е. значение Qэ1 рассчитанное I способом по формуле (4.2)

квар

квар

4.2. Выбор числа и мощности трансформаторов на ГПП

Как было отмечено выше, основную долю нагрузки предприятия составляют потребители II категории, для питания которых используются два масляных трансформатора.

Выбор мощности производится для двух напряжений: 110кВ и 35 кВ.

Определение полной мощности производится по формуле

, (4.9)

где Крм - коэффициент разновременности максимума нагрузок, равный 0,95;

Р - принимается равной Рр = 14497,05 кВт;

Qэ1 - принимается равной квар для 110 и квар для 35 кВ.

Для 110 кВ

кВА

Если на ГПП устанавливается два трансформатора, то номинальная мощность каждого из них определяется по условию

, (4.10)

кВА

где Кз - коэффициент загрузки равный 0,8.

Выбор силового трансформатора производится по таблице 5.2.2 /15/.

Расчет и выбор силового трансформатора на 35 кВ производится аналогично и сводится в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 Паспортные данные силового трансформатора

Uн, кВ

Расчет

Тип, мощность и количество трансформаторов

Потери, кВт

Iхх,

%

Uкз,

%

Sм.гпп,

кВА

Sном.т,

кВА

ХХ

КЗ

110

14943,21

9339,51

2хТДН-10000/110

15,5

60,0

0,7

10,5

35

14784,14

9240,09

2хТМ-10000/35

14,5

65,0

0,8

7,5

4.3. Расчет потерь мощности и энергии в трансформаторах

Данный расчет производится аналогично п. 3.5.

Результаты расчетов сведены в таблицу 4.3

Потери энергии в трансформаторе Wтр определяются по следующей формуле:

, (4.11)

где Твкл - время включения, принимаемое равным 8760 ч.

м - время максимальных потерь, равное 4573,8 ч.

622315,78 кВт ч

Определение потерь мощности и энергии, в трансформаторах на 35 кВ производится аналогичным образом и сводится в таблицу 4.3.

Таблица 4.3 Потери мощности и энергии в трансформаторах

Uн, кВ

Sн.тр кВА

Кз

?Pтп, кВт

?Qх, квар

?Qк, квар

?Qтп, квар

?P`х, кВт

?P`к, кВт

?Pтп, кВт

?Wтр, кВт ч

110

10000

0,75

98,5

70

1050

1321,25

19

112,5

164,56

911751,56

35

10000

0,74

100,19

80

750

981,4

18,5

102,5

149,26

837565,64

5. Выбор принципиальной схемы подстанции

Выбирается схема ГПП с перемычкой с высокой стороны, что повышает надежность электроснабжения. При нормальном режиме перемычка разомкнута. ГПП выполнена на основе блочного типа КТПБ-110/10.

Упрощенная схема ГПП приведена на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1 Типовая схема подстанции 110/10кВ.

6. Выбор рационального напряжения питающих ЛЭП

6.1. Расчет и проверка питающих ЛЭП

Выбор питающих ЛЭП производится по экономической плотности тока.

Определение экономического сечения производится по формуле

, (6.1)

где Iм - допустимый ток, А;

Jэ - экономическая плотность тока, принимаемая по таблице 1.3.36 /6/

, (6.2)

где Sм - суммарная полная мощность с учетом потерь.

, (6.3)

Производится расчет на наряжение110 кВ

кВА

А,

мм2

Принимается провод АС-70/11 с допустимым током Iдоп=265 А, Ro = 0,43 Ом/км

Проверка по допустимому току

, (6.3)

А

Данный провод удовлетворяет условиям короны - сечение провода должно быть не меньше 70 мм2

Расчет на 35 кВ производится аналогично данные сведены в таблицу 6.1.

При строительстве ЛЭП принимается железобетонные опоры с двусторонним питанием.

6.2. Определение потерь энергии в ЛЭП

Расчет потерь энергии в ЛЭП Wа производится по формуле

, (6.4)

где n - число питающих линий, равное 2;

R - сопротивление линии, Ом

, (6.5)

где L - длина ЛЭП, принимаемая равной 27 км, см.п. 1.1;

Rо - удельное сопротивление линии.

Расчеты для ЛЭП на 110 и 35 кВ сводятся в таблице 6.1.

Таблица 6.1 Технико-экономические характеристики ЛЭП.

Uн, кВ

Sм, кВА

Iм, А

Fэ, мм2

Iдоп, А

Ro, ом/км

Марка провода

м, ч

?Wа, кВтч

110

15473,23

40,61

36,92

265

0,43

АС-70/11

4573,8

500390,19

35

14930,53

123,14

111,95

390

0,25

АС-120/19

4573,8

2808862,6

6.3. Технико-экономическое обоснование напряжения питающих

ЛЭП с учетом стоимости ГПП.

Схема подключения завода к шинам районной подстанции

Рис. 6.1. а) Электроснабжение предприятия на U = 110 кВ

б) Электроснабжение предприятия на U = 35 кВ

Окончательное решение о принятии варианта напряжения питающих линий должно обосновываться технико-экономическими показателями системы в целом.

Схема внешнего электроснабжения приведена на рис. 6.1.

Минимум приведенных затрат

(6.6)

где (см. таблица 4.1);

- полная стоимость сооружения ЛЭП;

- полная стоимость оборудования ГПП;

- стоимость издержек на потери в ЛЭП;

- стоимость издержек на потери в трансформаторах.

Стоимость сооружения ЛЭП рассчитывается по формуле:

(6.7)

где - удельная стоимость сооружения 1 км ЛЭП;

- коэффициент удорожания;

- длина ЛЭП.

Стоимость оборудования ГПП рассчитывается по формуле:

(6.8)

где - стоимость разъединителей;

- стоимость выключателей;

- стоимость ОПН;

- стоимость короткозамыкателей;

- стоимость отделителей;

- стоимость трансформаторов.

Издержки на потери в ЛЭП рассчитываются по формуле:

(6.9)

где - стоимость 1 кВтч потерь.

Издержки на потери в трансформаторах рассчитываются по формуле:

(6.10)

Стоимость 1 кВт заявленной мощности рассчитывается по формуле:

(6.11)

где , - для 35 кВ, , - для 110 кВ, ч.

1) Рассчитаем капитальные затраты для напряжения 35 кВ:

Издержки на потери в ЛЭП:

- издержки на потери в трансформаторах:

- стоимость сооружения ЛЭП:

Стоимость оборудования ГПП:

- стоимость разъединителей РНДЗ - 35/400 УХЛ 1

- стоимость выключателей ВВС-35-20/630 УХЛ1

- стоимость ОПН -35/40,5/10/1 - III УХЛ 1

- стоимость короткозамыкателей КЗ - 35

- стоимость отделителей ОД - 35/600

- стоимость трансформаторов ТМ - 10000/35

- стоимость ГПП

Капитальные затраты на 35 кВ:

2) Рассчитаем капитальные затраты на 110 кВ:

- издержки на потери в ЛЭП:

- издержки на потери в трансформаторах:

- стоимость сооружения ЛЭП:

Стоимость оборудования ГПП:

- стоимость разъединителей РДЗ-110/1000 - УХЛ1

.

- стоимость выключателей ВВС-110-20/630 УХЛ1

- стоимость ОПН 110/73/10 400 1 УХЛ 1

- стоимость короткозамыкателей КЗ-110

- стоимость отделителей ОД-110/600

- стоимость трансформаторов ТДН-10000/110

- стоимость ГПП

Капитальные затраты на 110 кВ:

Сравнение приведенных затрат показывает, что стоимость варианта электроснабжения на напряжение 110 кВ с учетом ГПП меньше варианта на 35 кВ. Поэтому для дальнейших расчетов принимается схема внешнего электроснабжения на напряжение 110 кВ.

7. Составление баланса реактивной мощности для внутризаводской схемы электроснабжения

Расчетная реактивная нагрузка в сетях 6-10 кВ промышленных предприятий Qвбк определяется по формуле

, (7.1)

где Qвк(тп) - суммарная реактивная мощность нагрузки на шинах 10 кВ с учетом потерь в ТП;

Qв/в - суммарная реактивная мощность высоковольтной нагрузки, без учета СД.

квар

Выбирается ВБК типа 2хУКЛ(П)56-6,3(10,5)-900 У1

Итоговая мощность Qвбк с учетом выбранных батарей составляет

квар

8. Расчет сети внутризаводского электроснабжения

8.1. Уточнение схемы электроснабжения с учетом высоковольтной

нагрузки и расчет сечений кабельных линий.

Расчет сечения кабельных линий выбирается по экономической плотности тока с последующей проверкой по длительно допустимым токовым нагрузкам нормального и аварийного режима и по термической стойкости к токам КЗ.

Для расчета сечений кабельных линий, соединяющих ТП, необходимо знать рабочий максимальный ток, который протекает по рассматриваемому участку и определяется по формуле.

, (8.1)

где Sм - полная мощность проходящая по рассматриваемому участку кабельной линии, кВА;

Uн - напряжение на шинах РП, равное 10 кВ;

n - количество кабелей в нормальном или аварийном режиме.

Участок ГПП - РП

, (8.2)

Участок РП - ТП

, (8.3)

где Ррп, Qрп - суммарная активная и реактивная мощность приходящая на шины РП;

Ркл, Qкл - активная и реактивная мощность проходящая по рассматриваемому участку кабельной линии;

Расчет сечений кабельной линии ведется для наиболее загруженных одиночных магистралей отходящих от одной секции РП.

Расчет проводится на примере РП1.

, (8.4)

, (8.5)

где Ртп, Qвк - суммарная активная и реактивная мощности рассматриваемого ТП;

n- число трансформаторов на данном ТП.

ТП8:кВт

квар.

ТП3:кВт

квар.

ТП1:кВт

квар.

Активная Ркл и реактивная Qкл мощности проходящие по данному участку, определяется по формулам

, (8.6)

, (8.7)

Тогда для участков (см. рисунок 8.1, 8.2):

ТП1в-ТП1а: кВт

квар.

кВА

А

.

- для алюминиевых кабелей по таблице 1.3.36 /6/

Принимается стандартное сечение кабель ААБ.

Производится проверка кабеля при работе в аварийном режиме, при котором должно соблюдаться условие:

(8.8)

где - коэффициент перегрузки по таблицам 1.3.1 и 1.3.2 /6/;

- коэффициент, учитывающий количество кабелей в траншее и расстояние между ними по таблице 1.3.26 /6/.

А.

Расчеты для остальных РП и их участков производятся аналогично и результаты расчетов сводятся в таблицы 8.1 и 8.2. Расчеты для РУ-0.4 кВ также производятся аналогично, выбор сечений производится только по допустимому току, результаты выбора сведены в таблицу 8.3.

Таблица 8.1 Расчет нагрузок по участкам кабельных линий напряжением 10 кВ

Участок

Ркл (0,4 кВ), кВт

Qкл, квар

Рм (10 кВ), кВт)

Qм (10 кВ), квар

Qсд, QБСК, квар

Рм (10 кВ) РП, кВт

Qм (10 кВ) РП, квар

ТП1в-ТП1а

298,35

15,69

ТП1а-ТП3ж

596,70

31,38

ТП3ж-ТП3д

902,57

47,40

ТП3д-ТП3в

1208,43

63,42

ТП3в-ТП3а

1514,30

79,44

ТП3а-ТП8в

1820,16

95,46

ТП8в-ТП8а

1989,10

115,88

РП1-ТП8а

2158,03

136,30

ТП1г-ТП1б

298,35

15,69

ТП1б-ТП3е

596,70

31,38

ТП3е-ТП3г

902,57

47,40

ТП3г-ТП3б

1208,43

63,42

ТП3б-ТП8г

1514,30

79,44

ТП8г-ТП8б

1683,23

99,86

РП1-ТП8б

1852,17

120,28

РП1-АД

560

302,255

РП1-ДСП

2000

1291,87

ГПП-РП1

5278,03

2032,68

ТП2-ТП6а

311,65

23,63

ТП6а-ТП4

509,88

47,75

ТП4-ТП5а

815,53

76,82

ТП5а-ТП7в

1118,45

117,28

ТП7в-ТП7а

1302,76

132,55

РП2-ТП7а

1487,07

147,83

ТП6б-ТП5в

198,23

24,12

ТП5в-ТП7г

501,16

64,58

ТП7г-ТП7б

685,47

79,85

ТП7б-РП2

869,78

95,13

РП2-СД

472,5

-617,5

ГПП-РП2

2432,07

-469,67

ГПП-БСК

-900

Рисунок 8.1 Схема соединения ТП от РП1

Рисунок 8.2 Схема соединения ТП от РП2

Таблица 8.2 Расчет сечений кабельных линий напряжением 10 кВ

Участок

Sм, кВА

n

Ip, А

Iав, А

jэ, А/мм2

Fрасч, мм2

Fст, мм2

Iдоп, А

Кпер

Кп

I'доп, А

ТП1в-ТП1а

298,76

2

8,21

16,42

1,4

5,86

16

75

1,25

0,9

84,38

ТП1а-ТП3ж

597,52

2

16,43

32,86

1,4

11,74

16

75

1,25

0,9

84,38

ТП3ж-ТП3д

903,81

2

24,85

49,7

1,4

17,75

25

90

1,25

0,9

101,25

ТП3д-ТП3в

1210,09

2

33,27

66,54

1,4

23,76

25

90

1,25

0,9

101,25

ТП3в-ТП3а

1516,38

2

41,69

83,38

1,4

29,78

35

115

1,25

0,9

129,38

ТП3а-ТП8в

1822,66

2

50,11

100,22

1,4

35,79

50

140

1,25

0,9

157,50

ТП8в-ТП8а

1992,47

2

54,78

109,56

1,4

39,13

50

140

1,25

0,9

157,50

РП1-ТП8а

2162,33

2

59,45

118,9

1,4

42,46

50

140

1,25

0,9

157,50

ТП1г-ТП1б

298,76

2

8,21

16,42

1,4

5,86

16

75

1,25

0,9

84,38

ТП1б-ТП3е

597,52

2

16,43

32,86

1,4

11,74

16

75

1,25

0,9

84,38

ТП3е-ТП3г

903,81

2

24,85

49,7

1,4

17,75

25

90

1,25

0,9

101,25

ТП3г-ТП3б

1210,09

2

33,27

66,54

1,4

23,76

25

90

1,25

0,9

101,25

ТП3б-ТП8г

1516,38

2

41,69

83,38

1,4

29,78

35

115

1,25

0,9

129,38

ТП8г-ТП8б

1686,19

2

46,36

92,72

1,4

33,11

35

115

1,25

0,9

129,38

РП1-ТП8б

1856,07

2

51,03

102,06

1,4

36,45

50

140

1,25

0,9

157,50

РП1-АД

636,36

2

17,5

35

1,4

12,5

16

75

1,25

0,9

84,38

РП1-ДСП

2380,95

2

65,46

130,92

1,4

46,76

50

140

1,25

0,9

157,50

ГПП-РП1

7448,15

2

204,77

409,54

1,4

146,26

240

355

1,35

0,9

431,33

ТП2-ТП6а

312,54

2

8,59

17,18

1,4

6,14

16

75

1,25

0,9

84,38

ТП6а-ТП4

512,11

2

14,08

28,16

1,4

10,06

16

75

1,25

0,9

84,38

ТП4-ТП5а

819,14

2

22,52

45,04

1,4

16,09

25

90

1,25

0,9

101,25

ТП5а-ТП7в

1124,58

2

30,92

61,84

1,4

22,09

25

90

1,25

0,9

101,25

ТП7в-ТП7а

1309,49

2

36

72

1,4

25,71

35

115

1,25

0,9

129,38

РП2-ТП7а

1494,40

2

41,09

82,18

1,4

29,35

35

115

1,25

0,9

129,38

ТП6б-ТП5в

199,69

2

5,49

10,98

1,4

3,92

16

75

1,25

0,9

84,38

ТП5в-ТП7г

505,30

2

13,89

27,78

1,4

9,92

16

75

1,25

0,9

84,38

ТП7г-ТП7б

690,10

2

18,97

37,94

1,4

13,55

16

75

1,25

0,9

84,38

РП2-ТП7б

874,96

2

24,06

48,12

1,4

17,19

25

90

1,25

0,9

101,25

РП2-СД

777,54

2

21,38

42,76

1,4

15,27

16

75

1,25

0,9

84,38

ГПП-РП2

2477,01

2

68,1

136,2

1,4

48,64

50

140

1,25

0,9

157,50

ГПП-БСК

900,00

2

24,74

49,48

1,4

17,67

25

90

1,25

0,9

101,25

Таблица 8.3 Расчет сечений кабельных линий напряжением 0,4 кВ

Участок

Pкл, кВт

Qкл, квар

Sм, кВА

n

Ip, А

Iав, А

jэ, А/мм2

Fрасч, мм2

Fст, мм2

Iдоп, А

Кпер

Кп

I'доп, А

ТП1а-РУ17

7,47

4,32

8,63

1

12,46

24,91

1,4

8,9

10

75

1,35

1

101,25

ТП8-РУ10

22,03

27,34

35,11

1

50,68

101,36

1,4

36,2

50

180

1,35

1

243

ТП8-РУ11

112,97

67,7

131,70

2

95,05

190,10

1,4

67,9

70

220

1,35

0,9

267,3

РУ15-РУ16

54,53

48,2

72,78

1

105,05

210,09

1,4

75,0

95

260

1,35

1

351

РУ16-РУ17

130,43

95,09

161,41

2

116,49

232,98

1,4

83,2

95

260

1,35

0,9

315,9

РУ17-ТП2

137,9

99,41

170,00

2

122,68

245,37

1,4

87,6

95

260

1,35

0,9

315,9

ТП2-РУ19

56,77

62,79

84,65

1

122,18

244,36

1,4

87,3

95

260

1,35

1

351

ТП7-РУ8

155,12

107,89

188,95

2

136,36

272,73

1,4

97,4

120

300

1,35

0,9

364,5

ТП7-РУ14

56,17

61,12

83,01

1

119,82

239,63

1,4

85,6

95

260

1,35

1

351

ТП6-РУ20

245,97

277,89

371,11

4

133,91

267,83

1,4

95,7

120

300

1,35

0,8

324

ТП4-РУ9

35,32

39,75

53,17

1

76,75

153,50

1,4

54,8

70

220

1,35

1

297

РУ17-РУ13

7,47

4,32

8,63

1

12,46

24,91

1,4

8,9

10

75

1,35

1

101,25

РУ13-РУ12

32,33

33,8

46,77

1

67,51

135,02

1,4

48,2

50

180

1,35

1

243

РУ12-ТП4

203,53

249,83

322,24

4

116,28

232,56

1,4

83,1

95

260

1,35

0,8

280,8

9 Расчет ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Проверка правильности выбора аппаратов и проводников напряжением 6 - 35 кВ производится по току трехфазного короткого замыкания (к.з.), а напряжением 110 кВ и выше - по току трехфазного или однофазного к.з. Расчет токов к.з. производят в основных коммутационных узлах схемы электроснабжения. Для определения наибольшего возможного тока к.з. в каждом узле следует считать включенными все генераторы в системе, все трансформаторы и линии электропередачи (ЛЭП) подстанции.

Схема замещения для расчета токов к.з. представлена на рисунке 9.1.

Расчет токов к.з. осуществляется в относительных единицах. Принимается за базисные величины Sб = 1200 МВА и среднее напряжение ступени с точками к.з. Uб1 = 115 кВ, Uб2 = 10,5 кВ.

Базисный ток определяется по формуле:

(9.1)

Тогда для ступеней напряжений:

кА

кА

Сопротивления элементов схемы замещения:

- индуктивное сопротивление ВЛ в о.е. приведенное к базисной мощности:

Хвл = ХудвлL (9.2)

где Худвл =0,444 Ом/км - индуктивное сопротивление ВЛ 110 кВ /18/.

Х2 = 0,44427 = 1,09

- активное сопротивление ВЛ в о.е. приведенное к базисной мощности:

rвл = rудвлL (9.3)

где rудвл =0,428 Ом/км - активное сопротивление ВЛ 110 кВ /18/.

r2 = 0,42827 = 1,05

- полное сопротивление ВЛ в о.е. приведенное к базисной мощности:

z2 = zвл = (9.4)

z2 = zвл = = 1,5

- трансформатор мощностью 10МВА:

Хтр = (9.5)

rтр = (9.6)

Х3 =

r3 =

- кабельные линии:

Хкл = ХудвлL (9.4)

rкл = rудвлL (9.5)

где n - количество кабельных линий.

Х4 = 0,0750,06= 0,024

r4 = 0,1290,06= 0,042

Расчеты для остальных кабельных линий аналогичны и сведены в таблицу 9.1.

Рисунок 9.1. Схема замещения для расчета токов к.з.

Таблица 9.1 Расчет сопротивлений кабельных линий

№ линии

Sб, МВА

Uб, кВ

Х0, Ом/км

R0, Ом/км

L, км

n

Xкл, о.е.

Rкл, о.е.

4

1200,00

10,5

0,075

0,129

0,06

2

0,024

0,042

5

1200,00

10,5

0,113

1,94

0,09

2

0,055

0,950

6

1200,00

10,5

0,09

0,62

0,18

2

0,088

0,607

7

1200,00

10,5

0,113

1,94

0,018

2

0,011

0,190

8

1200,00

10,5

0,095

0,89

0,045

2

0,023

0,218

9

1200,00

10,5

0,099

1,24

0,075

2

0,040

0,506

10

1200,00

10,5

0,099

1,24

0,12

2

0,065

0,810

Расчет токов к.з. для точки К1

Iк1 = , (9.5)

где Х1 - суммарное сопротивление до точки к.з.

Х1 = Х1 + Х2

Х1 = 0,32 + 1,09 = 1,41

r1 = r2

r1 = 1,05

Суммарное сопротивление определяется по формуле 9.4

z1 = = 1,76

Iк1 = = 3,42 кА

Определяем ударный ток в точке К1

(9.6)

где Ку - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени Та апериодической составляющей тока к.з.

, (9.7)

где = 2f = 250 = 314 - уголовая частота

= 0,004 с.

(9.8)

= 1,796

Тогда ударный ток в точке К1 составляет:

= 5,31 кА

Наибольшее действующее значение ударного тока к.з.

(9.9)

= 3,46 кА

Токи к.з. для остальных точек рассчитываются аналогично. Результаты расчетов сведены в таблицу 9.2.

Таблица 9.1 Расчет токов короткого замыкания

 

Х?, о.е.

r?, о.е.

z?, о.е.

Та, с

Ку

Iкп, кА

iу, кА

Iу, кА

К1

1,41

1,05

1,76

0,004

1,796

3,42

8,70

5,16

К2

14,01

1,77

14,12

0,025

1,673

4,67

11,05

6,45

К3

14,090

2,762

14,36

0,016

1,540

4,60

10,01

5,78

К4

14,109

2,567

14,34

0,018

1,565

4,60

10,18

5,89

К5

14,033

1,988

14,17

0,022

1,641

4,66

10,80

6,28

К6

14,074

2,494

14,29

0,018

1,573

4,62

10,27

5,94

К7

14,138

3,304

14,52

0,014

1,480

4,54

9,51

5,49

При определении токов к.з. учитывается подпитка от двигателей высокого напряжения: подпитку от синхронных двигателей учитывают как в ударном, так и в отключаемом токе к.з; подпитку от асинхронных двигателей - только в ударном токе к.з.

Сверхпереходный ток синхронного двигателя определяется по выражению:

(9.10)

где - сверхпереходная ЭДС;

- сверхпереходное сопротивление двигателя по продольной оси;

, - внешние сопротивления в расчете не учитываются, так как они малы.

(9.11)

где n - число двигателей.

= 95,24

= 0,76 кА

= 1,96 кА

Максимальный ток подпитки от асинхронных двигателей определяется по выражению:

(9.12)

= 227,5 А

Тогда с учетом подпитки от токов к.з.

- для точки К2: Iкп = Iкп сист +2;

- для точки К3:

- для точки К4: Iкп = Iкп сист + ;

Таблица 9.2 Расчет токов короткого замыкания с учетом подпитки от двигателей

 

Х?, о.е.

r?, о.е.

z?, о.е.

Та, с

Ку

Iкп, кА

iу, кА

Iу, кА

К1

1,41

1,05

1,76

0,004

1,796

3,42

8,70

5,16

К2

14,01

1,77

14,12

0,025

1,673

6,19

15,43

7,92

К3

14,090

2,762

14,36

0,016

1,540

4,60

10,24

5,78

К4

14,109

2,567

14,34

0,018

1,565

5,36

12,14

6,86

К5

14,033

1,988

14,17

0,022

1,641

4,66

10,80

6,28

К6

14,074

2,494

14,29

0,018

1,573

4,62

10,27

5,94

К7

14,138

3,304

14,52

0,014

1,480

4,54

9,51

5,49

10 КОМПОНОВКА ГПП, РП, ЦТП

10.1. Компоновка РП

Схема снабжения предприятия имеет два РП. РП укомплектованы камерами типа КСО-285. Все РП, включая РП ГПП, выполнены двухсекционными на напряжении 10 кВ. От РП ГПП запитаны РП1 и РП2. От РП1 запитаны ТП1, ТП3 и ТП8. От РП2 запитаны ТП2, ТП4, ТП5, ТП6 и ТП7.

На каждой секции сборных шин РП установлены трансформаторы напряжения, служащие для подключения измерительных приборов учета, контроля электроэнергии и релейной защиты.

10.2. Компоновка ЦТП

В проекте к установке предусматриваются комплектные ТП предприятия «Волготехкомплект» с трансформаторами по 400 и 250 КВА. Тип - КТПГ-250/10, КТПГ-400/10.

На стороне 10 кВ установлены шкафы ввода ШВВ-3 в которых установлены выключатели нагрузки типа ВНМ, а так же силовые предохранители типа ПКТ 101-10.

На стороне 0,4 кВ прием и распределение энергии со шкафов ШНВ-3У3 в которых установлены выключатели ВА 55-43. Для секционирования шин 0,4 кВ применяются шкафы типа ШНС-2 с секционными выключателями ВА 55-41.

10.3. Проверка аппаратов

10.3.1. Проверка оборудования на стороне 110 кВ

Результаты расчетов и номинальные параметры аппаратов сводятся в таблицу 10.1.

При проверке на термическую стойкость используется выражение теплового импульса:

Вк = (Iп0)2(tоткл + Ta), кА2сЅ (10.1)

tоткл = tрз max + tпв - время отключения короткого замыкания, с,

tрз max = 1 с - максимальное время действия релейной защиты,

tпв = 0,04 с - полное время отключения выключателя,

Ta = 0,045 с - постоянная затухания апериодической составляющей тока КЗ.

Вк = (3,42)2(1+0,04 + 0,004) = 12,69 кА2сЅ

Таблица 10.1 Сводная таблица по выбору высоковольтных аппаратов

Условия выбора

Расчетные данные сети

Каталожные данные

разъединитель РДЗ-110/1000

короткозамы-катель КЗ-110

отделитель ОДЗ-110/600

По номинальному напряжению

Ucном ? Uном

Ucном = 110кВ

Uном = 110 кВ

Uном = 110 кВ

Uном = 110 кВ

По номинальному длительному току

Iрасч ? Iном

Iрасч = 39,63 А

Iном = 1000 А

--

Iном =600 А

По электродинамической стойкости

iу ? iдин

iуд = 8,70 кА

iдин = 63 кА

iдин = 42 кА

iдин = 80 кА

По термической стойкости

Вк ?

Вк = 12,69 кА2сЅ

=2523 = 1875 кА2с

=12,523 = 468,75 кА2с

=12,523 = 468,75 кА2с

10.3.1 Проверка выключателей

Результаты расчета и номинальные параметры выключателей сведены в таблицу 10.2.

- для ВВЭ-М-10-20:

tпо = 0,04 с;

= tрз min + tпо = 0,01+0,04 = 0,05 с

32%.

ia = = = 1,18 кА

9,93 кА

Вк = ()2(1+0,04 + 0,025) = 40,8 кА2сЅ

Таблица 10.2 Сводная таблица по выбору выключателей

Условия выбора

Расчетные данные сети

ВВЭ-М-10-20

Расчетные данные сети

Выключатель нагрузки

Ucном ? Uном

Ucном = 10 кВ

Uном = 10 кВ

Ucном = 10 кВ

Uном = 10 кВ

Iрасч ? Iном

Iрасч = 297,61 А

Iном = 1000 А

Iрасч = 51,03 А

Iном = 400 А

Iкп ? Iпр.с

Iкп = 6,19 кА

Iпр.с = 20 кА

Iкп = 4,66 кА

Iпр.с = 20 кА

iу ? iдин

iу = 15,43 кА

iдин = 52 кА

iу = 10,80 кА

iдин = 30 кА

Iп ? Iоткл.ном

Iп = 6,19 кА

Iоткл.ном = 20 кА

Iп = 4,66 кА

Iоткл.ном = 20 кА

?

=
= 9,93 кА

37,335 кА

--

--

Вк ?

Вк = 40,8 кА2сЅ

= 2023 =
= 1200 кА2с

--

--

По результатам проверки выключатели проходят по всем параметрам. Окончательно устанавливаются на вводах ГПП выключатель ВВЭ-М-10-20 с Iном = 1000 А. В ячейках РУ ГПП устанавливаются выключатели того же типа с Iном = 630 А

10.3.2 Выбор предохранителей на ТП со стороны 10 кВ

ПКТ 101-10

Предохранители проверяются по следующим параметрам:

1. номинальное напряжение сети

Ucном ? Uном

Ucном = 10 кВ

Uном = 10 кВ

2. номинальный ток плавкой вставки и номинальный ток патрона предохранителя для защиты трансформатора со стороны высокого напряжения должны удовлетворять условию

(10.2)

где Кн - коэффициент надежности для отстройки от броска тока намагничивания при включении трансформатора, Кн = 1,5 - 2 при Sн.тр. 160 кВА.

= 27,48 А 300 А

3. начальное значение периодической составляющей тока к.з. за предохранителем.

Iкп ? Iоткл (10.3)

где Iоткл - предельный симметричный ток отключения патрона предохранителя.

4,66 ? 20 кА.

11 релейная защита трансформаторов дсп

В литейном цехе установлены две дуговые сталеплавильные печи. Паспортные данные трансформатора:

Sн = 2500 кВА, Р = 2100 кВт, Uн = 10 кВ, ПВ = 75%, cos = 0,84.

11.1 Общие положения по проектированию электропечных

установок

На линиях, питающих электропечные установки (трансформаторы), и самих трансформаторах должны предусматриваться устройства релейной защиты, действующие при: многофазных замыканиях в линии, питающей электропечную установку, и в трансформаторе; всех видах к.з. в трансформаторе; сверхтоках перегрузки.

Несмотря на значительную мощность трансформаторов электропечных установок, дифференциальная защита не предусматривается. Ее выполнение затруднено тем, что трансформаторы тока со стороны низшего напряжения отсутствуют или имеют характеристики, резко отличающиеся от характеристик трансформаторов тока со стороны питания.

11.2 Тип и особенности выполнения защиты

Защита от многофазных замыканий на в линии и трансформаторе представляет собой максимальную токовую защиту без выдержки времени в двухфазном двух- или трехрелейном исполнении, установленную со стороны высшего напряжения за кабельной линией.

Для защиты трансформатора от всех видов повреждений внутри кожуха трансформатора используется газовая защита, которая выполняется аналогично соответствующей защите трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 6 кВ и выше.

Защита от сверхтоков перегрузки представляет собой максимальную токовую защиту в трехфазном трехрелейном исполнении , выполненную на реле с зависимой от тока характеристикой выдержки времени и установленную со стороны низкого напряжения электропечного трансформатора. Защиты действуют на отключение короткого замыкания ближайшим к месту повреждения выключателем.

11.3 Расчет защит

Максимальная токовая защита от многофазных замыканий.

Ток срабатывания зашиты

, (11.1)

где - номинальный ток электропечного трансформатора, А;

- коэффициент отстройки =2,0...3,0 для руднотермическнх печей и = 3,0...4,5 для дуговых сталеплавильных печей. Повышенные значения обеспечивают отстройку от токов эксплуатационных коротких замыканий, ликвидируемых устройством автоматического регулирования мощности.

= 147,06 А (11.2)

= (441,18 ч 661,77) А

Выбирается трансформатор тока с коэффициентом трансформации:

, (11.3)

где Iт.ном - номинальный ток трансформатора на стороне ВН;

Iнн.тт - номинальный ток трансформатора тока на стороне НН (Iнн.тт = 5 А);

Ксх - коэффициент схемы (для ТТ соединенных в звезду Ксх = 1)

=

Выбирается трансформатор с типа ТОЛ-10.

Определяется ток срабатывания реле по формуле:

(11.4)

= = 14,71 ч 22,06 А.

Защита выполняется на реле типа РТ-40 в 3-х релейном исполнении (рисунок 11.1).

Газовая защита от повреждений внутри бака электропечного трансформатора.

Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена:

§ для трансформаторов мощностью 6,3 МВА и более;

§ для внутрицеховых понижающих трансформаторов мощностью 630 кВА и более.

Газовую защиту можно устанавливать также на трансформаторах мощностью 1-4 МВА.

Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом преобразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

Защита от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена также с использованием реле давления.

Принимается для установки - газовое реле РГЧЗ-66.

Сигнальный орган защиты срабатывает, когда объем газа в реле достигнет 400 см3.

Чувствительность отключающего элемента может изменяться в зависимости от скорости потока масла - 0,6 м/сек, 0,9 м/сек, 1,2 м/сек.

Выдержка времени отключающего элемента составляет 0,1ч0,15 с при скорости потока масла, превышающего его уставку в 1,5 раза.

Схема газовой защиты предусматривает перевод ее действия только на сигнал, переводом контактной накладки с цепи отключения в цепь сигнализации (рисунок 11.1).

Токовая защита от перегрузки включается через трансформаторы тока, установленные на стороне низшего напряжения.

Учитывая возможность несимметрии токов фаз, защиту от перегрузки выполняют трехфазной. Параметры ее срабатывания выбирают таким образом, чтобы при токе срабатывания

Iс.з.= (1,4... 1,5)(11.5)

выдержка времени составляла tс.з. 10 с. При этом также обеспечивается отстройка от токов эксплуатационных к.з.

= 6275,73 А

Iс.з.= (1,4... 1,5) = (8786,02 ч 9413,60) А

Выбирается трансформатор тока с Кт = 6000/5 типа ТЛШ-10.

Ток срабатывания реле:

= = 7,32 ч 7,84 А.

Т - электропечной трансформатор

Q - выключатель

ТА1, ТА2 - трансформаторы тока

КА1 - КА3 - реле тока типа РТ-40

КА4 - КА6 - реле тока типа РТ-84

KL1 - KL5 - реле промежуточное типа РП-23

КТ - реле времени типа ЭВ-132

КН1 - КН2 - реле указательные типа РУ-21

KSG - контакт газового реле типа РГЧЗ-66

SX - накладка контактная

R1 - R2 - сопротивления

Рисунок 11.1 Принципиальная схема. защиты ДСП

12 Проектирование районной подстанции

12.1 Построение графиков электрических нагрузок

Электрическая подстанция предназначена для электроснабжения промышленного района. На напряжении 35 кВ от электрической подстанции будут питаться 4 ЛЭП, а на напряжении 10 кВ 7 РП.

Мощность энергосистемы и относительное сопротивление току к.з. в системе соответственно равны: Sc = 3000 МВА и Хс = 1,1 о.е. при заданном Ubh = 110 кВ.

Принципиальная схема положения электрической подстанции в энергосистеме

L=75 км

Электрические нагрузки подстанции определяют для выбора силовых трансформаторов, электрических аппаратов и токопроводов.

Данные для построения суточных графиков электрических нагрузок на среднем и низком напряжениях указаны в задании отдельно для летнего и зимнего периодов.

Рисунок 12.1 Суточный график нагрузок, 35 кВ, зима

Рисунок 12.2 Суточный график нагрузок, 35 кВ, лето

Рисунок 12.3 Суточный график нагрузок, 10 кВ, зима

Рисунок 12.4 Суточный график нагрузки, 10 кВ, лето

Для построения суточных графиков нагрузок подстанции на высшем напряжении найдем суммарные значения Р и Q нагрузок на среднем и низком напряжении для каждой ступени графика. Затем определим полную мощность.

Для зимнего периода (по рис.1 и 3):

t = 0-8 час

Р1 = Р1СН+Р1НН = 10+15 = 25 МВт

В задании указаны значения cos1 = cos2 = 0,9, следовательно

1 = 2 = 25,8

Q1 = 25tg25,8 = 12 Мвар

t = 8 - 12 час

Р1 = Р1СН+Р1НН = 15 + 25 = 40 МВт

Q1 = 40tg25,8 = 19,2 Мвар

t = 12 - 16 час

Р1 = Р1СН+Р1НН = 15 + 30 = 45 МВт

Q1 = 45tg25,8 = 21,6 Мвар

t = 16 - 20 час

Р1 = Р1СН+Р1НН = 20 + 35 = 55 МВт

Q1 = 55tg25,8 = 26,4 Мвар

t = 20 - 24 час

Р1 = Р1СН+Р1НН = 20 + 45 = 65 МВт

Q1 = 65tg25,8 = 31,2 Мвар

Для летнего периода (по рис.2 и 4):

t = 0-8 час

Р1 = Р1СН+Р1НН = 8+10 = 18 МВт

Q1 = 18tg25,8 = 8,64 Мвар

t = 8 - 12 час

Р1 = Р1СН+Р1НН = 10 + 15 = 25 МВт

Q1 = 25tg25,8 = 12 Мвар

t = 12 - 16 час

Р1 = Р1СН+Р1НН = 10 + 20 = 30 МВт

Q1 = 30tg25,8 = 14,4 Мвар

t = 16 - 20 час

Р1 = Р1СН+Р1НН = 15 + 22 = 37 МВт

Q1 = 37tg25,8 = 17,76 Мвар

t = 20 - 24 час

Р1 = Р1СН+Р1НН = 17 + 30 = 47 МВт

Q1 = 47tg25,8 = 22,56 Мвар

Результаты расчетов сведем в таблицу.

Таблица 1.1 - Суточные графики электрических нагрузок на высшем напряжении

Время суток, ч

0-8

8-12

12-16

16-20

20-24

Нагрузка, зима, МВА

27,7

44,37

49,22

61,07

72,1

лето, МВА

19,97

27,7

33,28

41,04

52,13

Построение годового графика нагрузки по продолжительности производится на основании известных графиков за летние и зимние сутки. При построении годового графика по оси ординат откладываются нагрузки, кВт, по оси абсцисс - часы года от 0 до 8760 ч. Нагрузки на графике располагаются в порядке убывания от Рmax до Рmin.

Продолжительность потребления нагрузки Тi определяется по длительностям ступеней суточных графиков ti и количеству календарных дней зимы Nзим = 210 и лета Nлет = 155, причем Ti= 8760 ч.

Рисунок 12.5 Суточные графики нагрузок, 110 кВ

Годовой график по продолжительности на стороне ВН:

T1 = t1Nзим = 4210=840 ч.; T2 = t2Nзим = 4210=840 ч.;

T3 = t3Nлет = 4155=620 ч; T4 = t4Nзим = 4210=840 ч.;

T5 = t5Nзим = 4210=840 ч.; T6 = t6Nлет = 4155=620 ч.;

T7 = t7Nлет = 4155=620 ч.; T8 = t8Nзим+ t9Nлет= 8210+4155=2300 ч.;

T9 = t10Nлет = 8155=1240 ч.

Рисунок 12.6 Годовой график по продолжительности, 110 кВ

По построенному графику определяем следующие показатели и коэффициенты: годовое потребление активной энергии W; годовое число часов использования максимума активной мощности Тmax; время максимальных потерь .

Годовое потребление активной энергии, МВт·ч:

(12.1)

где Si - мощность i-й ступени графика, МВА;

ti - продолжительность i-й ступени графика, ч.

Wгод = 72,1840+61,07840+52,13620+49,22840+44,37840+41,04620+33,28620+

+27,72300+19,971240 = 357350,2 МВт·ч.

Годовое число часов использования максимума активной мощности Smax нагрузки, ч.

(12.2)

Время максимальных потерь, ч,

(12.3)

Годовой график по продолжительности на стороне СН:

T1 = t1Nзим = 8210=1680 ч.; T2 = t2Nлет = 4155=620 ч.;

T3 = t3N лет + t4Nзим = 4155+8210=2300 ч.;

T4 = t5(Nзим +N лет ) = 8(210+155)=2920 ч.;

T5 = t6N лет = 8155=1240 ч.

Рисунок 12.7 Годовой график по продолжительности, 35 кВ

Годовое потребление активной энергии, МВт·ч по формуле (1.1):

Wгод = 201680+17620+152300+102920+81240 = 117760 МВт·ч.

Годовое число часов использования максимума активной мощности Рmax нагрузки, ч. согласно (1.2):

Время максимальных потерь, ч. по формуле (1.3):

Годовой график по продолжительности на стороне НН:

T1 = t1Nзим = 4210=840 ч.; T2 = t2Nзим = 4210=840 ч.;

T3 = t3(Nлет+ Nзим) = 4(155+210)=1460 ч.;

T4 = t4Nзим = 4210=840 ч.; T5 = t5Nлет = 4155=620 ч.;

T6 = t6Nлет = 4155=620 ч.; T7 = t7Nлет+t8Nзим = 4155+8210=2300 ч.;

T8 = t9Nлет= 8155=1240 ч.

Рисунок 12.8 Годовой график по продолжительности, 10 кВ

Годовое потребление активной энергии, МВт·ч ,

Wгод = 45840+35840+301460+25840+22620+20620+152300+101240= 204940 МВт·ч.

Годовое число часов использования максимума активной мощности Рmax нагрузки, ч.

Время максимальных потерь, ч,

12.2 Выбор трансформаторов

При выборе числа трансформаторов (автотрансформаторов) на подстанции следует руководствоваться требованиями к надежности электроснабжения, определяемыми категориями потребителей.

На подстанциях с высшим напряжением 35 - 750 кВ рекомендуется устанавливать два трансформатора (автотрансформатора). При соответствующем технико-экономическом обосновании или при наличии двух средних напряжений допускается установка более двух трансформаторов (автотрансформаторов).

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой перегрузки и резерва по сетям среднего и низшего напряжений, обеспечивали питание нагрузки. Согласно ГОСТ в аварийном режиме допускается работа трансформатора с перегрузом на 40% не более 5 суток, и временем перегрузки не более 6 часов в сутки.

Расчетная мощность трансформатора (автотрансформатора) определяется на основании построенных суточных графиков нагрузок, по которым находят максимальную нагрузку подстанции. Обычно мощность каждого трансформатора (автотрансформатора) двухтрансформаторной подстанции выбирают равной (0,65-0,7) суммарной максимальной нагрузки подстанции.

Суммарная максимальная нагрузка подстанции согласно рисунку 12.5:

Smax = 72,1 МВА

Мощность одного трансформтора:

SНТ = 0,7Smax = 0,772,1 = 50,47 МВА

По стандартной шкале номинальных мощностей трансформаторов выбираем трансформатор:

2хТРДЦН - 63000/110

SНОМ = 63 МВА, UВН = 115 кВ, UСН = 36,5 кВ, UНН = 10,5 кВ,

uкВ-С = 16,2%, uкВ-Н = 28,8%, uкС-Н = 12,6%, Рк ВН-СН = 220 кВт,

Рх = 74 кВт, Iх% = 0,5, С=150 тыс.р.

После выбора номинальной мощности трансформатора производится проверка на допустимость систематических перегрузок.

Допускаемые систематические перегрузки трансформатора в основном зависят от конфигурации графика нагрузок, системы охлаждения трансформатора, постоянной времени трансформатора и температуры окружающего воздуха и определяются по двухступенчатому суточному графику нагрузок.

Если исходный суточный график нагрузок многоступенчатый, то его необходимо преобразовать в эквивалентный (в тепловом отношении) двухступенчатый. Для этого из графика выделяют первую и вторую ступени. Переменную нагрузку в пределах каждой ступени заменяют неизменной нагрузкой, создающей потери такой же величины, как и переменная нагрузка. Величина этой эквивалентной нагрузки может быть определена по выражению, кВ*А:

, (12.4)

где n - число ступеней многоступенчатого графика; ti - длительность i-й ступени графика, ч; Si - нагрузка i-й ступени графика, кВА.

Преобразование заданного графика нагрузок в эквивалентный двухступенчатый:

- проводим на заданном графике горизонтальную линию с ординатой, равной номинальной мощности трансформатора, предполагаемого к установке;

- пересечением этой линии с исходным графиком выделяем участок наибольшей перегрузки продолжительностью h'=4ч;

Рисунок 12.9 Построение двухступенчатого графика по суточному графику нагрузок трансформатора

- оставшуюся часть исходного графика разбиваем на m интервалов ti с нагрузкой в каждом интервале Si;

- определяем начальную нагрузку SЭ1 эквивалентного графика (мощность первой ступени) из выражения, кВА:

Коэффициент начальной нагрузки

Предварительный коэффициент максимальной нагрузки

Коэффициент максимальной нагрузки

Т.к. К'2 >0.9КMAX, 1.14>1,026, принимаем К2 = К'2 = 1,14.

Определяем продолжительность перегрузки:

Используя [2] по средней эквивалентной температуре окружающей среды t= -10 и продолжительности перегрузки, определяем допустимость относительной нагрузки:

К2ДОП = 1,35

К2ДОП К2, 1,35 > 1,14.

Систематические перегрузки являются допустимыми.

12.3 Расчет токов короткого замыкания

Согласно [3] проверка правильности выбора аппаратов и проводников напряжением 6 - 35 кВ производится по току трехфазного к.з., а напряжением 110 кВ и выше - по току трехфазного или однофазного к.з. Расчет токов к.з. производят в основных коммутационных узлах подстанции. Для определения наибольшего возможного тока к.з. в каждом узле следует считать включенными все генераторы в системе, все трансформаторы и линии электропередачи (ЛЭП) подстанции.

Расчет сопротивлений элементов схемы замещения подстанции в относительных единицах:

сопротивление системы

Х*с = Хс(Sб/Sс) = 1,1(3000/3000) = 1,1,

где Хс - заданное эквивалентное сопротивление системы, отнесенное к мощности системы Sc; Sб- принятое значение базисной мощности, МВА;

Sб = Sс = 3000 МВА.

сопротивление воздушной линии

Х*Л = Х0l(Sб/U2) = 0.475(3000/1102) = 7,43,

где Х0 - сопротивление 1км линии, Ом/км;

1 - длина линии, км;

U - напряжение ступени, где находится воздушная линия, кВ.

сопротивления трехобмоточного трансформатора

Х*В = 0,005(uкВН-СН+ uк ВН-НН -uк СН-НН )(Sб/SНТ);

Х*С = 0,005(uк ВН-СН + uк СН-НН -uк ВН-НН)(Sб/SНТ); (12.5)

Х*Н = 0,005(uк ВН-НН +uк СН-НН - uк ВН-СН)(Sб/SНТ),

где uкВН-СН,, uк ВН-НН ,-uк СН-НН - соответственно напряжения к.з, между обмотками высшего и среднего, высшего и низшего, среднего и низшего напряжений для выбранного трансформатора, %;

Х*В = 0,005(16,2+ 28,8 - 12,6)(3000/63) = 7,71;

Х*С = 0,005(16,2 + 12,6 - 28,8)(3000/63) = 0;

Х*Н = 0,005(28,8 + 12,6 - 16,2)(3000/63) = 6.

На схеме замещения все сопротивления обозначены порядковыми номерами, под чертой указана величина сопротивления.

Определение периодической составляющей тока к.з.

В общем случае значение периодической составляющей равно, кА:

IП = , (12.6)

где Е*э - эквивалентная ЭДС источников питания, о.е.; Х*э - эквивалентное сопротивление схемы до точки к.з., о.е.;

базисное значение тока, кА

(12.7)

Рисунок 12.10 Схема замещения для расчета токов к.з.

В дипломном проекте можно принять Е*э = 1, тогда

IП = (12.8)

1) для точки К-1

Х*Э1 = Х*с + Х*Л /2 = 1,1+7,43/2 = 4,82

По формуле (12.8) определим ток к.з.

IП1 = .

2) для точки К-2

Х*Э2 = Х*Э1 + Х*В/2 = 4,82+7,71/2 = 8,68

По формуле (3.4) определим ток к.з.

IП2 = .

3) для точки К-3

4)

а) выключатель разомкнут

Х*Э3 = Х*Э2 + Х*Н = 8,68+6 = 14,68

I'П3 = .

б) выключатель замкнут

Х*Э3 = Х*Э2 + Х*Н /2 = 8,68+6/2 = 11,68

I''П3 = .

Для дальнейшего расчета будем использовать I'П3 = 11,24 кА.

12.4 Выбор кабельных линий к РП

Сечение кабелей должно удовлетворять следующим требованиям: экономичность, стойкость к нагреву в форсировочном режиме, термической стойкости при к.з.

Сечение кабелей рассчитывается по экономической плотности тока. Для кабелей с алюминиевыми жилами при Тmax= 4554,22 час jэк=1,4 А/мм2.

, (12.9)

где Iр.м. - ток расчетный максимальный, А

(12.10)

где n - число кабелей, проложенных в земле,

(12.11)

При проверке кабелей на длительно допустимый ток учитывают число рядом проложенных в земле кабелей

Iр.ф. I'дл.доп

I'дл.доп = КN*Iдл.доп,

где КN - поправочный коэффициент на число работающих кабелей.
При проверке на термическую стойкость необходимо, чтобы выполнялось условие:
(12.12)
С=92; tф = tРЗ + tПО + Та = 0,8+0,12+0,05=0,97 с
Например, для первого РП: n = 6
Выбираем стандартное сечение 3-х жильного кабеля с алюминиевыми жилами.
qст = 185 мм2
Для этого сечения длительно допустимый ток
Iдл.доп. = 340 А
Iр.ф = Iр.м. ·2 = 71,282 = 142,56 А
КN = 0,75 142,56 255.
Выбранное сечение кабеля удовлетворяет условиям проверки на нагрев.
Выбор сечения кабелей на остальных РП осуществляется аналогично, поэтому результаты расчетов сведем в таблицу.
Таблица 12.2 Расчет сечения кабелей, отходящих от РП

№ РП

n

q, мм2

qст, мм2

Iр.м, А

Iр.ф, А

Iдл.доп, А

I'дл.доп, А

Iн.т, кА

Iп, кА

1

6

50,91

185

71,28

142,56

340

255

17,3

11,2

2

6

58,37

150

81,71

163,43

300

225

14,0

11,2

3

6

44,08

150

61,71

123,43

300

225

14,0

11,2

4

4

55,10

185

77,14

154,29

340

255

17,3

11,2

5

6

58,37

185

81,71

163,43

340

255

17,3

11,2

6

6

58,37

185

81,71

163,43

340

255

17,3

11,2

7

4

32,24

120

45,14

90,29

260

195

11,2

11,2

12.5 Выбор шин на НН

Сечение шин выбирается по экономической плотности тока и проверяется на стойкость к нагреву в форсировочном режиме и электродинамическую стойкость.

Определим расчетный максимальный ток нормального режима:

Iр.ф.=2Iр.м.=2749,28 А.

jЭ = 1,1 для алюминиевых шин при Тmax= 4554,22 час.

Выбираем шины коробчатого сечения

qст = 2440 мм2

Iдл.доп. = 6430 А > Iр.ф = 2749,28 А.

Основные параметры шин:

h =175 мм, b=80 мм, с=8мм, r=12 мм;

моменты сопротивления Wх-х = 122 см3, Wy-y = 25 см3, Wy0-y0 = 250 см3,

моменты инерции Jx-x = 1070 см4, Jy-y = 114 см4, Jy0-y0 = 2190 см4.

Проверка шин на электродинамическую стойкость производится по значению ударного тока трехфазного к.з.

где Ку = 1+е -0,01/Та = 1+е -0,01/0.05= 1.8 - ударный коэффициент.

При этом должно соблюдаться условие

(12.13)

доп = 70 МПа

Усилие между фазами при протекании тока к.з.:

,

где l = 1,2 м - длина шины между изоляторами,

а = 0,2м - расстояние между осями соседних фаз.

Напряжение в материале шин при взаимодействии фаз, МПа:

,

т.е. условие (12.13) соблюдается.

12.6 Выбор гибких проводов на ВН и СН

Сечение шин выбирается по экономической плотности тока и проверяется на стойкость к нагреву в форсировочном режиме, термическую стойкость и по условиям коронирования.

Выбор проводов на ВН

jЭ = 1,1 для сталеалюминевых проводов при Тmax= 4956,31 час.

Выбираем провод АС-185/24, Iдл.доп. = 520 А

Iр.ф. = 2Iр.м = 378,44 А, т.е. условие Iр.ф. Iдл.доп выполняется.

Проверка на термическую стойкость выполняется по условию:

Iн.т. IП1,

где IП1 = 3,12 кА - см. расчет токов к.з. для точки К-1.

С=90; tф = tРЗ + tПО + Та = 0,2+0,06+0,05=0,31с

29,9 > 3,21 кА, т.е. выбранное сечение термически стойко.

При проверке проводов по условиям коронирования должно выполняться условие:

1,07Е 0,9Е0 (12.14)

где Е - напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода, кВ/см;

Е0 - критическая начальная напряженность поля, при которой возникает разряд в виде короны, кВ/см.

(12.15)

где r0- радиус провода, см;

r0 = DПР/2=1,89/2 = 0,945

DПР - диаметр провода, /15/;

Dср - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см,

Dср = 1,26D =1,26400 = 504

D = 400 расстояние между проводами фаз, см.

(12.16)

где m=0,82 - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода.

Определим значения Е и Е0:

условие (12.14) 1,0715,11 = 16,17 0,932,49 = 29,24 не выполняется.

В РУ 110 кВ для уменьшения коронирования применяют расщепление проводов фаз. Напряженность электрического поля около поверхности расщепленного провода, кВ/см:

, (12.17)

где К - коэффициент, учитывающий число проводов n в фазе;

Страница:


Подобные документы

  • Электроснабжение цементного завода

    Проектирование электроснабжения цехов цементного завода. Расчет электрических нагрузок: цехов по установленной мощности и коэффициенту спроса, завода в целом, мощности трансформаторов. Определение центра нагрузок и расположения питающей подстанции.

    курсовая работа [142,1 K], добавлен 01.02.2008

  • Реконструкция системы электроснабжения завода ОАО "Тагат" имени С.И. Лившица

    Проектирование внутрицеховых электрических сетей завода ОАО "Тагат" имени С.И. Лившица. Определение силовой и осветительной нагрузок; выбор числа и мощности трансформаторов цеховой подстанции. Расчет релейной защиты и автоматики; меры электробезопасности.

    дипломная работа [2,5 M], добавлен 18.02.2013

  • Реконструкция электроснабжения г. Барнаула

    Вопросы реконструкции электроснабжения восточной части г. Барнаула. Расчет электрических нагрузок потребителей и района в целом. Выбор количества и мощности трансформаторов потребителей и трансформаторов ГПП, высоковольтной аппаратуры и кабеля.

    дипломная работа [418,1 K], добавлен 19.03.2008

  • Выбор и расчёт электрической части подстанции

    Изучение схемы электроснабжения подстанции, расчет электрических нагрузок. Выбор числа и мощности трансформаторов. Составление схемы РУ высокого и низкого напряжений подстанции. Расчёт токов короткого замыкания. Подбор выключателей, кабелей и их проверка.

    курсовая работа [571,1 K], добавлен 17.02.2013

  • Проект ТП 35/10 кВ "Город" ИРЭС ООО "БашРЭС-Стерлитамак" для электроснабжения потребителей с разработкой защитного заземления

    Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии.

    дипломная работа [653,6 K], добавлен 20.07.2008

  • Организация производственного процесса в инструментальном и ремонтном цехах Оренбургского станкостроительного завода

    Развитие Оренбургского станкостроительного завода. Основные цеха завода. Основная продукция Оренбургского станкозавода. Ремонт и техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений. Технологический процесс механической обработки вала и гайки.

    отчет по практике [3,4 M], добавлен 28.03.2012

  • Проектирование системы электроснабжения главного цеха завода по производству пеностекла

    Расчёт электрических нагрузок осветительной сети. Выбор мощности компенсирующих устройств. Проектирование трансформаторной подстанции. Конструктивное исполнение цеховой электрической цепи. Проектирование освещения и организация мер безопасности.

    дипломная работа [1,1 M], добавлен 07.11.2012

  • Электроснабжение

    Анализ и расчет электрических нагрузок. Компенсация реактивной мощности. Выбор типа и числа подстанций. Расчет и питающих и распределительных сетей до 1000В, свыше 1000В. Расчет токов короткого замыкания. Расчет заземляющего устройства. Вопрос ТБ.

    курсовая работа [100,4 K], добавлен 01.12.2007

  • Характеристика установки инверторной сварки "Магма–315Р"

    Краткая характеристика механосборочного цеха. Схемы внешнего электроснабжения. Анализ электрических нагрузок. Выбор схемы электроснабжения, расчет трансформаторов. Компоновка цеховой подстанции. Принцип работы установки инверторной сварки "Магма–315Р".

    дипломная работа [710,8 K], добавлен 13.07.2014

  • Электроснабжение цеха промышленного предприятия

    Расчет рационального варианта электроснабжения электромеханического цеха. Общие требования к электроснабжению. Выбор трансформаторов, аппаратов защиты и распределительных устройств, сечения шинопроводов и кабельных линий. Расчет токов короткого замыканий.

    курсовая работа [224,1 K], добавлен 16.11.2009

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены