Главная База знаний "Allbest" Физика и энергетика Электроснабжение машиностроительного завода

Электроснабжение машиностроительного завода

Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций. Расчет напряжения, схемы внешнего электроснабжения, трансформаторов ГПП. Технико-экономическое обоснование схем.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 30.04.2012
Размер файла 1,4 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:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

  • Технический паспорт проекта
  • Введение
  • 1. Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия
  • 1.1 Расчет электрических нагрузок электроцеха
  • 1.2 Расчет электрических нагрузок по предприятию
  • 1.3 Расчет картограммы электрических нагрузок
  • 2. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия
  • 3. Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения, трансформаторов ГПП предприятия
  • 3.1 Расчет нагрузок на стороне низкого напряжения ГПП
  • 3.2 Выбор напряжения внешнего электроснабжения
  • 4. Технико-экономическое обоснование схем
  • 4.1 Определение потерь в трансформаторах
  • 4.2 Расчет линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до ГПП предприятия
  • 4.3 Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию
  • 4.4 Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП
  • 4.5 Выбор коммутационной аппаратуры - 35 кВ
  • 4.6 Выбор коммутационной аппаратуры - 110 кВ
  • 4.7 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения
  • 5. Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения, расчет питающих линий
  • 5.1 Выбор напряжения
  • 5.2 Построение схемы электроснабжения
  • 5.3 Конструктивное выполнение электрической сети
  • 5.4 Расчет питающих линий
  • 6. Расчет токов короткого замыкания
  • 7. Выбор электрооборудования СЭС предприятия
  • 7.1 Выбор трансформаторов собственных нужд ГПП
  • 7.2 Выбор типа РУ на стороне НН ГПП, выключателей, ТТ и ТН
  • 7.3 Выбор трансформаторов тока на отходящих линиях
  • 7.4 Выбор трансформатора напряжения
  • 7.5 Выбор токопровода, соединяющего силовые трансформаторы ГПП и распределительное устройство напряжением 10 кВ
  • 7.6 Выбор выключателей напряжением 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения и соответствующих трансформаторов тока
  • 7.7 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне высшего и низшего напряжения трансформаторных подстанций
  • 8. Компенсация реактивной мощности
  • 9. Расчет показателей качества
  • 10. Выбор аппаратуры намоточного отделения 1
  • 11. Расчет освещения электроцеха (специальный вопрос)
  • 12. Релейная защита силовых трансформаторов на ГПП
  • 12.1 Дифференциальная защита трансформатора
  • 12.2 Максимальная токовая защита
  • 12.3 Максимальная токовая защита от перегруза
  • 12.4 Газовая защита
  • 13. Безопасность жизнедеятельности на ГПП
  • 13.1 Конструктивное исполнение ГПП
  • 13.2 Основные габариты и разрывы, обеспечивающие безопасность работ ОРУ 110 кВ
  • 13.3 Основные требования к установке трансформаторов
  • 13.4 Закрытое распределительное устройство
  • 13.5 Правила окраски токоведущих частей
  • 13.6 Перечень защитных средств, применяемых на ГПП
  • 13.7 Электробезопасность
  • 13.7.1 Установка заземляющих ножей, выбор системы блокировки
  • 13.7.2 Расчет защитного заземления ОРУ ГПП
  • 13.8 Молниезащита
  • 13.9 Определение величины тока однофазного замыкания на землю
  • 13.10 Устройства сигнализации и контроля изоляции
  • 13.11 Освещение ОРУ
  • 13.12 Пожарная безопасность и взрывобезопасность
  • 14. Производственный менеджмент в энергетике предприятия
  • 14.1 Система целей энергетического хозяйства предприятия
  • 14.1.1 Построение дерева целей
  • 14.2 Анализ поля сил
  • 14.3 Объемы продукции и услуг по обеспечению основного производства
  • 14.4 Определение типов организационной культуры и структуры предприятия и его энергохозяйства
  • 14.4.1 Организационная культура
  • 14.4.2 Организационная структура
  • 14.5 Функциональная матрица и должностная инструкция
  • 14.6 План-график Ганта по реализации целей
  • 14.7 Планирование труда и заработной платы
  • 14.7.1 Планирование использования рабочего времени
  • 14.7.2 Планирование численности рабочих
  • 14.7.3 Планирование численности эксплуатационного персонала
  • 14.7.4 Планирование численности ремонтного персонала
  • 14.7.5 Планирование численности персонала управления
  • 14.7.6 Планирование фонда заработной платы рабочих
  • 14.7.7 Планирование фонда заработной платы персонала управления
  • 14.8 Планирование производительности труда
  • 14.9 Калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание
  • 14.10 Планирование сметы текущих затрат на энергетическое обслуживание
  • 14.11 Основные показатели энергохозяйства
  • Заключение
  • Список литературы

Технический паспорт проекта

1. Суммарная установленная мощность электроприемников напряжением ниже 1 кВ: 25412 кВт.

2. Суммарная установленная мощность электроприемников напряжением выше 1 кВ: 8920 кВт.

3. Категория основных потребителей по надежности электроснабжения:

Потребители 1 категории: литейный цех, кислородная станция, пожарное депо.

Потребители 2 категории: ЦЗЛ, механический цех 1, механический цех 2, электроцех, РМЦ, заводоуправление, кузнечный цех, механический цех 3, энергоцех, механический цех 4, обрубочный цех, компрессорная 1, термический цех, сборочный цех 1, сборочный цех 2, компрессорная 2.

Потребители 3 категории: столовая, учебные мастерские, склад оборудования.

4. Полная расчетная мощность на шинах главной понизительной подстанции: 17474 кВт.

5. Коэффициент реактивной мощности:

расчетный ;

заданный энергосистемой ;

естественный .

6. Напряжение внешнего электроснабжения: 110 кВ.

7. Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме: 3000 МВ·А; тип и сечение питающих линий: ВЛ-110 провод АС 70/11.

8. Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы: 3 км.

электроснабжение трансформатор напряжение промышленный

9. Количество, тип и мощность трансформаторов главной понизительной подстанции: 2ЧТДН - 16000/110.

10. Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия: 10 кВ.

11. Типы принятых ячеек распределительных устройств в главной понизительной подстанции К - 104М.

12. Цеховые ТП выполняются комплектными с трансформаторами типа ТМЗ, мощностью: 400, 800, 1000 кВ·А.

13. Тип кабельных линий ААП2л сечением: 16, 25, 50, 70, 95, 120 ммІ.

Введение

Энергетическая программа России, разработанная на длительную перспективу, предусматривает, прежде всего, широкое внедрение энергосберегающей техники и технологии.

Ускорение НТП предъявляет высокие требования к базовым отраслям экономики страны, какой является энергетика. Производство, передача и рациональное распределение электроэнергии приобретают все большее значение. В свете задачи повышения технического уровня и качества продукции необходимо направить усилия и в кратчайшие сроки добиться улучшения качества электроэнергии, повышения надежности системы электроснабжения. В этом ключ к решению задач проектирования и эксплуатации современных систем электроснабжения промышленных предприятий.

Рационально спроектированная система электроснабжения промышленного предприятия должна удовлетворять ряду требований: высокой надежности и экономичности, безопасности и удобства в эксплуатации, обеспечение требуемого качества электроэнергии соответствующих уровней напряжения, стабильность частоты и т.д.

Должны также предусматриваться кратчайшие сроки выполнения строительно-монтажных работ и необходимая гибкость системы, обеспечивающая возможность расширения при развитии предприятия без существенного усложнения и удорожания первоначального варианта.

Таким образом, многообразие факторов, которые необходимо учитывать при проектировании электроснабжения предприятия, повышает требования к квалификации инженеров электриков.

Вопросы рационального электроснабжения не должны решаться в отрыве от общей энергетики данного района. Решения должны приниматься с учетом перспективного плана электрификации района.

Характеристика производства.

Технологический процесс данного предприятия типичен для этого типа предприятия - механическая обработка деталей, штамповка и последующая сборка готовых изделий. Электроприемники предприятий относятся в основном ко 2 и 3 категориям, а также к 1 категории, в отношении надежности электроснабжения.

Основные электроприемники - это низковольтные асинхронные электродвигатели приводов различного технического оборудования. Также на предприятии имеются высоковольтные электроприемники. К ним относятся четыре синхронных двигателя и четыре дуговые сталеплавильные печи, параметры которых указаны в техническом паспорте проекта.

Что касается окружающей среды, то данный завод не производит практически никаких специфических выбросов. Внутри производственных помещений также нет опасных для здоровья человека паров и газов. Таким образом, никаких дополнительных требований к оборудованию не предъявляется. Основной помехой для работы является пыль.

Средняя температура воздуха - 22,6єС. Средняя температуры почвы на глубине 0,7 м - 15єС. Основное оборудование завода выбрано для умеренного климата.

Район по гололеду - 2. Район по скоростному напору ветра - 2.

Коррозионная активность грунта - средняя, имеются блуждающие токи и растягивающие усилия в грунте, поэтому с учетом данных ограничений принимается кабель типа ААП2л.

Годовое число часов использования максимума нагрузки ч.

Стоимость электроэнергии по двухставочному тарифу:

основная ставка - 198,31 руб. /кВт·мес;

дополнительная ставка - 1,144 руб. /кВт·час.

1. Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия

1.1 Расчет электрических нагрузок электроцеха

Определение расчетной нагрузки по цеху производится по методу тяжпромэлектропроекта. Этот метод заложен в основу "Руководящих указаний по расчету электрических нагрузок" (РТН.36.18.32.4 - 92).

Исходными данными являются мощность, количество и состав электроприемников цеха, их расположение по отделениям. Расчеты представлены в таблице 1.

Номинальная расчетная мощность трехфазных электроприемников:

, (1)

где - номинальная мощность одного электроприемника, кВт;

- число электроприемников.

Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену:

, (2)

где - коэффициент использования по активной мощности.

Средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену:

, (3)

где - коэффициент реактивной мощности.

Информация о коэффициентах использования и коэффициентах мощности cosц, как для отдельных электроприемников, так и для характерных цехов по отраслям промышленности приводится в справочниках. Из-за большого многообразия наименований электроприемников и цехов не для всех можно найти справочные данные о и cosц. В этом случае они принимаются равными соответствующим данным для электроприемников и цехов, схожих по режиму работы.

Эффективное число электроприемников определяем по формуле (4) в случае, когда расчетный .

, (4)

где - номинальная мощность i-го электроприемника.

Если , то эффективное число электроприемников определяем по формуле (5).

, (5)

где - мощность самого крупного электроприемника в узле.

В определенном случае, когда отношение , , тогда принимаем .

Расчетные мощности и определяются по формулам:

; (6)

, (7)

где - расчетный коэффициент активной мощности, определяется по

справочным материалам ;

- расчетный коэффициент реактивной мощности.

. (8)

Полная расчетная нагрузка группы трёхфазных электроприемников определяется из выражения:

, (9)

Расчетный ток:

, (10)

где - номинальное напряжение сети.

Среднее значение коэффициента использования:

, (11)

Расчетные значения , , , используются в дальнейшем для выбора силовых понижающих трансформаторов, устанавливаемых в цехе, а также коммутационной аппаратуры и питающих линий.

1.2 Расчет электрических нагрузок по предприятию

Исходными данными для расчета являются обобщенные электрические характеристики цехов предприятия (суммарная установленная мощность, эффективное число электроприемников цехов). Расчет ведется по укрупненным показателям, т.к. заданы суммарные установленные мощности электроприемников по цехам, но не известен их состав. Расчет ведется отдельно для низковольтных и высоковольтных электроприемников. Результаты сведены в таблицу 2. Коэффициенты использования и мощности выбираются в соответствии с группой цеха и характером нагрузки. Расчетные коэффициенты по активной и реактивной мощности равны.

Расчетная активная осветительная нагрузка цеха:

, (12)

где - площадь цеха, мІ;

- коэффициент спроса на осветительную нагрузку, равный 0,85 для цехов основного производства и 0,9 для цехов вспомогательного;

- удельная расчетная мощность освещения, равная 0,015 кВт/мІ для цехов с необходимой высокой освещенностью; 0,01 кВт/мІ - для цехов с необходимой средней освещенностью; 0,005 кВт/мІ - для цехов с необходимой низкой освещенностью.

Принимаем равенство:

. (13)

Расчетная полная мощность цеха с учетом осветительной нагрузки:

. (14)

1.3 Расчет картограммы электрических нагрузок

Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генеральном плане окружности, центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов, а площади окружностей пропорциональны расчетным активным нагрузкам. Каждая окружность делится на сектора, площади которых пропорциональны активным нагрузкам электроприемников напряжением до 1 кВ, электроприемников напряжением 10 кВ и электрического освещения. При этом радиус окружности и углы секторов для каждого секторы соответственно определятся:

; (15)

, , , (16)

где m - масштаб площадей картограммы нагрузок, кВт/мІ.

При выборе величины масштаба m и построения картограммы нагрузок принимается, что величина минимального радиуса 5 мм (при наименьшей из активных мощностей потребляемых цехов).

При этом получаем, что m = 0,28 кВт/ммІ.

Центр электрических нагрузок предприятия является символическим центром потребления электрической энергии (активной мощности) предприятия, координаты которого находятся по выражениям:

; (17)

, (18)

где , - координаты центра i-го цеха на плане предприятия, м.

Центр нагрузок: м, м.

Местоположение ГПП выбрано с координатами:

мм/м, мм/м с учетом: центра электрических нагрузок; площади, необходимой для размещения ГПП; розы ветров; рельефа местности; наличия коридоров для прокладки воздушных и кабельных линий с учетом охранной зоны.

Результаты расчетов сведены в таблицу 3.

Таблица 3 - Картограмма электрических нагрузок предприятия

Наименование цехов

Ррi, кВт

Рр. нi, кВт

Рр. вi, кВт

Рр. оi, кВт

Xi, м

Yi, м

Ri, мм

бнi

бвi

боi

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1) ЦЗЛ

55,8

33,0

0

22,8

30

10

8

213

0

147

2) Механический цех 1

956,1

854,4

0

101,7

47

101

33

322

0

38

3) Механический цех 2

1407,0

1349,0

0

58,1

60

244

40

345

0

15

4) Электроцех

424,6

397,3

0

27,3

60

327

22

337

0

23

5) РМЦ

189,3

162,0

0

27,3

60

385

15

308

0

52

6) Заводоуправление

68,0

30,0

0

38,0

126

10

9

159

0

201

7) Литейный цех

2628,4

879,2

1638

111,2

192

97

55

120

224

15

8) Кузнечный цех

947,4

872,1

0

75,3

170

197

33

331

0

29

9) Механический цех 3

1174,6

1065,6

0

109,0

205

312

37

327

0

33

10) Кислородная станция

137,4

132,0

0

5,4

147

379

13

346

0

14

11) Столовая

150,0

112,0

0

38,0

231

10

13

269

0

91

12) Энергоцех

411,2

385,4

0

25,8

222

388

22

337

0

23

13) Механический цех 4

233,0

201,5

0

31,6

255

187

16

311

0

49

14) Обрубочный цех

518,9

456,0

0

62,9

337

80

24

316

0

44

15) компрессорная 1

171,6

160,0

0

11,7

344

398

14

336

0

24

16) Термический цех

2351,8

2287,2

0

64,6

351

193

52

350

0

10

17) Сборочный цех 1

611,2

544,5

0

66,7

405

300

26

321

0

39

18) Учебные мастерские

124,9

94,5

0

30,4

455

86

12

272

0

88

19) Сборочный цех 2

555,2

494,2

0

61,0

461

198

25

320

0

40

20) Склад оборудования

21,8

10,8

0

11,0

545

187

5

178

0

182

21) Компрессорная 2

5318,6

178,6

5120

20,1

549

275

78

12

347

1

22) Пожарное депо

23,8

16,5

0

7,3

562

80

5

249

0

111

Итого

18480,6

10715,5

6758

1007

316,7

219,4

2. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия

Мощность трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций зависит: от величины нагрузки трансформаторов подстанции, их категории по надежности электроснабжения, от размеров площади на которой они размещены и т.д. При одной и той же равномерно распределенной нагрузки с увеличением площади цеха должны уменьшаться единичная мощность трансформаторов, т.к. это уменьшает длину питающих линий цеховой сети и потери электроэнергии в них.

Существует связь между экономически целесообразной площадью отдельного трансформатора цеховой ТП и плотностью электрической нагрузки цеха, полученной на основании технико-экономических расчетов.

Плотность электрической нагрузки определяется по формуле:

, (19)

где - расчетная электрическая нагрузка цеха, кВ·А;

- площадь цеха, мІ.

Величина плотности электрической нагрузки рассчитывается в предположении равномерного распределения электрических нагрузок по площади цеха.

Мощность трансформаторов корректируется в зависимости от величины расчетной нагрузки цеха, а также ее категории, числа типоразмеров трансформаторов на предприятии и ряда других факторов.

Количество трансформаторов определяем по формуле:

, (20)

где - расчетная активная нагрузка цеха от низковольтных потребителей, кВт;

- допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме. Принимается равным: 0,6 - 0,7 для ТП, питающей потребителей 1 категории; 0,7 - 0,8 для ТП, питающей потребителей 2 категории; 0,9 - 0,95 для ТП, питающей потребителей 3 категории по надежности электроснабжения.

- выбранная номинальная мощность трансформаторов цеховых ТП, кВ·А.

Принимается ближайшее целое число трансформаторов.

Количество трансформаторов одной подстанции зависит от категории электроприемников по надежности электроснабжения. Обычно однотрансформаторные подстанции принимают для питания потребителей 3 категории. Двухтрансформаторные подстанции используются для питания потребителей 1 и 2 категорий.

Наибольшая реактивная мощность, которую трансформаторы могут пропустить из сети 10 кВ в сеть с напряжением 0,4 кВ:

. (21)

Величина является расчетной, поэтому в общем случае реактивная нагрузка трансформаторов ей не равна:

(22)

При трансформаторы подстанции не могут пропустить всю реактивную нагрузку и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью батарей конденсаторов на стороне низкого напряжения.

Мощность низковольтных конденсаторных батарей:

. (23)

Они должны устанавливаться на ТП обязательно.

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийной режиме определяется по формуле:

. (24)

. (25)

Практически все ТП внутрицеховые встроенные, располагаются как можно ближе к центру электрических нагрузок, т.к. это наиболее экономично, с точки зрения расходов проводникового материала. Для данного предприятия используются трансформаторы типа ТМЗ мощностью 400, 800, 1000 кВ·А. В цехах предусмотрены комплектные трансформаторные подстанции. Выбор типа зависит от условий установки, охлаждения, состояния окружающей среды и т.д. Экономически выгодным также является объединение нагрузок, и установка ТП не в каждом цехе. Питание цехов может осуществляться от соседней ТП, установив лишь низковольтные распределительные пункты (НРП). Данное решение зависит от величины нагрузки, расстояния до соседней ТП, стоимости электроэнергии и т.д. Установка НРП в цехе экономически выгодно, если выполняется соотношение:

, (26)

где - полная расчетная нагрузка цеха, кВ·А;

- расстояние от РПН до соседней ТП, м.

Результаты расчетов по выборы трансформаторов сведены в таблицу 4. Местоположение цеховых ТП и НРП показано на генеральном плане предприятия (рисунок1).

Потери активной и реактивной мощности в силовых трансформаторах определяются по формулам:

; (27)

, (28)

где ,,, - паспортные данные трансформаторов;

- число трансформаторов, установленных на данной ТП.

Рисунок 1. Генплан с размещением ТП

3. Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения, трансформаторов ГПП предприятия

3.1 Расчет нагрузок на стороне низкого напряжения ГПП

Для расчета нагрузки на стороне низкого напряжения ГПП воспользуемся выражением (29), при этом для осветительной нагрузки и высоковольтных электроприемников, и для низковольтных электроприемников и трансформаторов.

; (29)

(кВт).

3.2 Выбор напряжения внешнего электроснабжения

Величина напряжения питания ГПП предприятия определяется наличием конкретных источников питания, уровнями напряжения на них, расстоянием от ГПП до этих источников и другими факторами.

Из всех возможных вариантов внешнего электроснабжения нужно выбрать оптимальный, т.е. имеющий наилучшие технико-экономические показатели. Для этого, прежде всего, следует найти величину рационального напряжения, которую возможно оценить по приближенной формуле Стилла:

, (30)

где Li = 3 км - длина питающей ГПП линии.

(кВ). (31)

Для сравнения принимаем 2 варианта внешнего электроснабжения соответственно с меньшим и большим напряжением к Uрац, т.е.35 и 110 кВ.

Полная расчетная нагрузка предприятия, необходимая для выбора силовых трансформаторов ГПП, находится приближенно по формуле (32):

, (32)

где - экономически целесообразная мощность на стороне высшего

напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы, квар.

, (33)

где - коэффициент реактивной мощности для 35 кВ-0,27, 110 кВ - 0,31.

, (34)

где - потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП, квар.

Результаты расчетов сведены в таблицу 5

Таблица 5 - Полная нагрузка

Напряжение, кВ

tgц

Qэс, квар

?Qтр гпп, квар

Sрп, кВА

1

2

3

4

5

35 кВ

0,27

4746

1275

18207

110 кВ

0,31

5449

1288

18403

Мощность трансформаторов ГПП:

, (35)

где - число трансформаторов ГПП;

- коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме, определяется из условия резервирования.

Результаты расчетов сведены в таблицу 6.

Таблица 6 - Выбор трансформаторов на ГПП

Параметры

Напряжение сети, кВ

35

110

1

2

3

Расчетная активная нагрузка предприятия Рр, кВт

17578

17578

tgц

0,27

0,31

Мощность трансформаторов ГПП Sт, кВА

13005

13145

Тип трансформаторов ГПП

ТДНС

ТДН

Номинальная мощность трансформатора, кВА

16000

16000

Потери холостого хода Рхх, кВт

17

18

Потери короткого замыкания Ркз, кВт

85

85

Напряжение короткого замыкания Uкз, %

10

10,5

Ток холостого хода Ixx, %

0,7

0,5

Коэффициент загрузки в нормальном режиме Кз. норм

0,57

0,58

Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме Кз. авар

1,14

1,15

Схемы внешнего электроснабжения на 35 и 110 кВ представлены на рисунках 2 и 3.

Рисунок 2. Схема внешнего электроснабжения напряжением 35 кВ

Рисунок 3. Схема внешнего электроснабжения напряжением 110 кВ

4. Технико-экономическое обоснование схем

4.1 Определение потерь в трансформаторах

Потери активной и реактивной мощности в силовых трансформаторах определяются по формулам (27) и (28), исходные данные и результаты расчета сведены в таблицу 7.

Потери электрической энергии в трансформаторах:

, (36)

где -годовое число часов максимальных потерь:

, (37)

где часов - годовое число часов работы предприятия;

- годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки, берется из справочника: часов.

Результаты расчетов сведены в таблицу 7.

Таблица 7 - Определение потерь в трансформаторах

Напряжение, кВ

35

110

Трансформатор

ТДНС-16000/35

ТДН-16000/110

Sнт, кВА

16000

16000

n, штук

2

2

kзн

0,7

0,70

ДРхх, кВт

17

18

ДРкз, кВт

85

85

Iхх, %

0,7

0,5

Uкз, %

10,5

10,5

ДРт, кВт

117,3

119,3

ДQт, квар

1792

1806,4

Тг, ч

8760

8760

ф, ч

2199

2199

Тм, ч

3770

3770

ДАт, квт*ч

480997

498517

4.2 Расчет линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до ГПП предприятия

Нагрузка в начале линии:

. (38)

Расчетный ток цепи линии:

. (39)

Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи):

. (40)

Сечение проводов линии находится по экономической плотности тока А/мм2:

. (41)

Выбирается ближайшее меньшее стандартное сечение. По справочнику определяем длительно-допустимые токи и удельные сопротивления выбранных проводов и проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме: .

Потери активной энергии в проводах линии за год:

. (42)

Результаты расчетов сведены в таблицу 8.

Таблица 8 - Расчет линии

Напряжение, кВ

35

110

Sрл, кВА

18320

18517

Iрл, А

151

49

Iп, А

302

97

jэ, А/мм^2

1,1

1,1

Fэ, мм^2

137,37

44,18

Марка провода

АС - 120/27

АС - 70/11

Iд, А

375

265

ro, Ом/км

0,253

0,429

xo, Ом/км

0,391

0,444

L, км

3

3

ДАл, квт*ч

228627

40094

4.3 Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию

Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведена на рисунке 3.

Рисунок 4. Исходная схема а) и схема замещения б)

Определяем параметры схемы замещения. Мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы задана. Принимаем базисную мощность Sб = 1000 MBА, и базисное напряжение: для 35 кВ Uб = 37 кВ, для 110кВ Uб =115кВ.

Сопротивление системы в относительных единицах:

. (43)

Сопротивление воздушной линии:

. (44)

Ток короткого замыкания в точке К-1 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания), .

. (45)

Ударный ток короткого замыкания:

, (46)

где Ку =1,72 - ударный коэффициент для точки К1 [3].

Апериодическая составляющая:

, (47)

где Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установок напряжением выше 1000 В Та = 0,05 с для точки К1 [3].

Мощность кз ступени:

. (48)

Определим ток короткого замыкания в точке К2:

. (49)

Расчет тока кз в точке К2 проводится аналогично. Результаты расчетов сведены в таблицу 9.

Таблица 9 - Токи короткого замыкания

Напряжение, кВ

35

110

1

2

3

Sб, МВА

1000

1000

Sc, МВА

660

3000

Uб, кВ

37

115

xc, ое

1,52

0,33

xл, ое

0,86

0,1

xk1, ое

1,52

0,33

Ik1, кА

10,3

15,06

Ку

1,72

1,72

iуд, кА

25,05

36,64

tсз, с

0,01

0,01

tсв, с

0,08

0,08

t, с

0,09

0,09

Ta, с

0,05

0,05

Iat, кА

2,41

3,52

Sк. ст, МВА

660

3000

xk2, ое

2,37

0,43

Ik2, кА

6,58

11,57

Ку

1,80

1,80

iуд, кА

16,75

29,44

tсз, с

0,01

0,01

tсв, с

0,08

0,08

t, с

0,09

0,09

Ta, с

0,05

0,05

Iat, кА

1,54

2,7

Sк. ст, МВА

421,59

2303,87

4.4 Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП

Выбор выключателей производится по следующим параметрам:

1. По номинальному напряжению:

. (50)

2. По максимальному рабочему току:

, (51)

Где IMAX - максимальный рабочий ток установки, А;

IН - номинальный ток выключателя, А.

. (52)

3. По отключающей способности. Сначала проверяется возможность отключения периодической составляющей тока короткого замыкания:

, (53)

где IП, - периодическая составляющая тока короткого замыкания, кА,

- номинальный ток отключения, кА.

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания:

, (54)

Где Iа, - апериодическая составляющая тока короткого замыкания, кА;

Iа, Н - номинальный содержание апериодической составляющей, кА.

Номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени определим по формуле:

, (55)

где Н - допустимое относительное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе для данного выключателя, (Н = 0,4).

4. Осуществляется проверка на электродинамическую стойкость:

, (56)

где IП,0 - ток короткого замыкания, кА;

IПР. СКВ - действующее значение предельного сквозного тока, кА;

, (57)

где iУД - ударное значение тока короткого замыкания, кА;

iПР. СКВ - амплитудное значение предельного сквозного тока, кА.

5. Осуществляется проверка на термическую стойкость.

, (58)

где ВК - тепловой импульс квадратичного тока короткого замыкания, измеряется в кА2;

IТЕРМ. Н - предельный ток термической стойкости, кА;

tТЕРМ. Н - допустимое время действия, с.

Тепловой импульс квадратичного тока короткого замыкания определим по формуле:

. (59)

Разъединители выбираются по следующим параметрам:

1. По номинальному напряжению:

2. По максимальному рабочему току:

3. По электродинамической стойкости:

4. По термической стойкости:

4.5 Выбор коммутационной аппаратуры - 35 кВ

Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы: устанавливаем выключатель ВГБЭ - 35 - 630

Все каталожные и расчетные данные сводим в таблицу 10

Таблица 10

Расчетные данные

ВГБЭ - 35 - 630

Каталожные данные

Uс = 35 кВ

UН = 35 кВ

IMAX = 349,53 А

IН = 630 А

Iп0 = IП, = 10,3 кА

IОТК. Н = 12,5 кА

iа, = 2,41 кА

iа, Н = 20,33 кА

iУД = 25,05 кА

iПР. СКВ = 138 кА

ВК = 14,85 кА2·с

кА2·с

Принимаем разъединители наружной установки, с заземляющими ножами РНДЗ - 35 - 1000 - У1. Расчетные данные установки и каталожные данные разъединителя приведены в таблице 11.

Таблица 11

Расчетные данные

РНДЗ - 2 - 35 - 1000 - У1

Каталожные данные

Uс = 35 кВ

UН = 35 кВ

IMAX = 349,53 А

IН = 1000 А

iУД = 25,05 кА

iПР. СКВ = 63 кА

ВК = 14,85 кА2·с

кА2·с

Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ограничители перенапряжений типа ОПН - У - 35/40,5.

4.6 Выбор коммутационной аппаратуры - 110 кВ

Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы: выключатель ВГБ - 110А, РДЗ - 2 - 110-1000Н. УХЛ1. Все каталожные и расчетные данные сводим в таблицу 12,13.

Таблица 12

Расчетные данные

ВГБ - 110А

Каталожные данные

Uс = 110 кВ

UН = 110 кВ

IMAX = 112,46 А

IН = 2000 А

Iп0 = IП, = 15,06 кА

IОТК. Н = 40 кА

iа, = 3,52 кА

iа, Н = 65,05 кА

iУД = 36,64 кА

iПР. СКВ = 138 кА

ВК = 31,76 кА2·с

кА2·с

Таблица 13

Расчетные данные

РДЗ - 2 - 110 - 1000Н. УХЛ1

Каталожные данные

Uс = 110 кВ

UН = 110 кВ

IMAX = 112,46 А

IН = 1000 А

iУД = 36,64 кА

iПР. СКВ = 63 кА

ВК = 31,76 кА2·с

кА2·с

Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ограничители перенапряжений типа ОПН-У-110/73, кроме того в нейтраль силового трансформатора включаем ОПН-У-110/56 и заземлитель типа ЗОН-110М-IУ1 (, кА2·с).

4.7 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения

При сравнении вариантов учитываются: коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы, воздушные линии, вводные коммутационные аппараты и силовые трансформаторы ГПП.

Годовые приведенные затраты находятся по формуле:

; (60)

, (61)

где: - общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, это сумма нормативного коэффициента Ен=0,12, отчислений на амортизацию и текущий ремонт. отчисления на амортизацию и текущий ремонт приняты по [3];

- сумма капитальных затрат i-ой группы одинаковых электроприемников, тыс. руб. Стоимости отдельных элементов схемы электроснабжения принимаются по каталогам;

-стоимость годовых потерь электроэнергии, тыс. руб.

При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:

; (62)

, (63)

где Со - удельная стоимость потерь электроэнергии, руб/кВт·ч;

б - основная ставка тарифа, руб/кВт·год, берется из исходных данных;

в - стоимость 1 кВт•ч электроэнергии (дополнительная ставка тарифа), руб/кВт·ч, также берется из исходных данных;

Км = ?Рэ/?Рм = 0,79

- отношение потерь активной мощности предприятия ?Рэ в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям ?Рм активной мощности предприятия.

д - поправочный коэффициент коэффициент д = 1,03.

Для 35 кВ: (руб/кВт ч).

Для 110 кВ: (руб/кВт ч).

Результаты сравнения вариантов 35 и 110 кВ сведены в таблицы 14 и 15.

Результаты сравнения вариантов сведены в таблицу 16

Таблица 16 - Сравнение экономических показателей

Вариант

Кап. затраты, тыс. руб.

Приведённые кап. затраты, тыс. руб.

Потери эл.

энергии, кВт*ч

Стоимость

потерь, тыс. руб

Приведённые

затраты, тыс. руб.

35 кВ

6 240

1 119

709 625

1 842

2 961

110 кВ

12 538

2 345

538 612

1 109

3 454

В результате расчетов видим, что приведенные затраты по варианту 110 кВ превышают приведенные затраты по варианту 35 кВ на 14,27 %. Поэтому в качестве напряжения внешнего электроснабжения, мы принимаем напряжение равное 110 кВ, так как согласно "Правилам устройства электроустановок" 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.

5. Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения, расчет питающих линий

5.1 Выбор напряжения

Выбор величины напряжения распределительных сетей предприятия зависит от величины нагрузок 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.

В данном курсовом проекте согласно: “Инструкции по проектированию электроснабжения промышленных предприятий СН 174-75”, так как отсутствует нагрузка 6 кВ, принимаем напряжение внутреннего электроснабжения предприятия на напряжение 10 кВ.

5.2 Построение схемы электроснабжения

Распределение электроэнергии на данном промышленном предприятии выполняется по радиальным и магистральным схемам. Магистральные схемы напряжением 10 кВ для питания цеховых ТП должны применяться при последовательном, линейном расположении подстанций для группы технологически связанных агрегатов. К одной магистрали подключены ТП1 и ТП4; ТП12, ТП15 и ТП14, ТП8 и ТП3; ТП9 и ТП13; ТП7, ТП6 и ТП2; ТП11 и ТП10. Радиальные схемы следует применять при нагрузках, расположенных в различных направлениях от источника питания. По радиальным схемам подключен ТП5. Все эти схемы осуществляются с помощью кабельных линий.

При этом одноступенчатыми радиальными схемами в основном нужно выполнять при питании больших сосредоточенных нагрузок. Схема сетей внутреннего электроснабжения и ген. план предприятия с нанесением кабельных линий, цеховых ТП, НРП и высоковольтных приемников представлены в графической части проекта.

5.3 Конструктивное выполнение электрической сети

Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величины электрических нагрузок, их размещения, плотности застройки предприятия, конфигурации, технологических, транспортных и других коммуникаций, типа грунта на территории предприятия.

Выбираем прокладку кабелей в траншее как очень простой и экономически выгодный способ, применяемый при прокладке до шести кабелей. Для прокладки используем кабель марки ААП2л. В местах пересечения с железной дорогой кабели прокладываем в астбест-цементной трубе. В зданиях кабельные линии прокладываем открыто в лотках.

5.4 Расчет питающих линий

Сечение кабелей напряжением 10 кВ определяем по экономической плотности тока и проверяются по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий по его прокладке, по току перегрузки, по потерям напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания. Сечение кабелей на 0,4 кВ выбирается по допустимому току кабеля. Все результаты расчетов приведены в таблице 17.

Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:

, (64)

где - мощность которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме, кВ·А.

Сечение кабельной линии, определяется по экономической плотности тока:

, (65)

где - экономическая плотность тока, зависящая от типа кабеля и продолжительности максимальной нагрузки [4] - j = 1,4.

По результатам расчета выбирается кабель, имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к экономически целесообразному. Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки:

, (66)

где - поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [4];

- поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель [4];

- число параллельно прокладываемых кабелей.

Допустимая перегрузка кабеля в послеаварийном режиме:

, (67)

где - коэффициент перегрузки [4].

Потеря напряжения в кабельной линии определяется по формуле:

, (68)

где , - расчетная активная и реактивная нагрузки;

, - удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля, Ом/км.

6. Расчет токов короткого замыкания

Для выбора электрооборудования СЭС предприятия производим расчет токов кз. в следующих точках:

К1 и К2 - в схеме внешнего электроснабжения;

К3 - в распределительном устройстве напряжением 10 кВ ГПП;

К4 - в электрической сети напряжением 0,4 кВ в электроцехе.

В электроустановках напряжением выше 1000 В учитываем индуктивные сопротивления всех элементов СЭС.

В электроустановках напряжением ниже 1000 В учитываем как индуктивные, так и активные сопротивления некоторых элементов системы.

Мощность короткого замыкания в месте присоединения линии, питающей главную понизительную подстанцию значительно больше мощности потребляемой предприятием, поэтому допускается принимать периодическую составляющую тока к. з. от энергосистемы неизменной во времени: Iк = In. o = In. t

При коротком замыкании наиболее тяжелым режимом СЭС является состояние схемы, когда один из трансформаторов ГПП отключен для проведения профилактических мероприятий или ремонта и включены секционные выключатели в РУ 10 кВ ГПП.

Схема замещения для определения токов короткого замыкания приведена на рисунке 5.

Для точек К1 и К2 расчет токов короткого замыкания произведен в разделе "Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия".

Точка К1: (кА), (кА).

Точка К2: (кА); (кА).

Рассчитаем токи в точке К3

Рисунок 5 Схема замещения

Примем Sб = 1000 МВ·А, Uб = Uср = 10 кВ.

Базисный ток:

(кА). (69)

Сопротивление трансформатора ГПП:

; (70)

(о. е).

Сопротивления кабельных линий:

; (71)

(о. е.).

Сопротивление синхронных двигателей:

, (72)

где [5] для СТД - 1600.

(о. е.).

Эквивалентное сопротивление будет иметь вид:

, (73)

Где N - число двигателей данного вида, подключенных на рассматриваемую секцию (в данном случае N=2).

(о. е.).

Найдем периодическую составляющую тока КЗ от энергосистемы:

, (74)

Где Ес = 1 - ЭДС энергосистемы в относительных единицах.

(кА).

Определим периодическую составляющую тока КЗ от синхронных двигателей:

, (75)

где - ЭДС синхронного двигателя в относительных единицах.

(о. е.).

Определим ток в точке К3:

; (76), (кА).

Мощность ступени короткого замыкания:

(МВ·А).

Рассчитаем ток в точке К4, для этого составим схему замещения, представленную на рис 6.

Рисунок 6. Схема замещения

При определении тока короткого замыкания в точке К-4 в качестве источника рассматривается только энергосистема. Найдем сопротивление системы:

; (77)

(о. е.).

Индуктивное сопротивление трансформатора:

; (78)

(о. е.).

Активное сопротивление трансформатора:

; (79)

(о. е).

Активное сопротивление линии:

; (80)

(о. е).

Реактивное сопротивление линии:

; (81)

(о. е).

Эквивалентное сопротивление в точке К-4:

. (82)

Эквивалентное активное сопротивление:

; (83)

(о. е).

Эквивалентное реактивное сопротивление:

; (84)

(о. е).

Эквивалентное сопротивление в точке К4:

(о. е).

Ток в точке К4:

, (85)

где Ек = 1 о. е.

Базисный ток:

(кА).

По формуле (85):

(кА). (86)

Ударный ток короткого замыкания в точке К4:

; (87)

(кА).

Итоговые результаты по расчету токов короткого замыкания во всех характерных точках (К1 - К4) сведем в таблицу 18.

Таблица 18 - Расчет токов короткого замыкания

Расчётная точка

Напряжение, кВ

Токи, кА

Мощность кз ступени

Iпо

Iпt

Iуд

Точка К1

110

15,06

15,06

36,64

3000

Точка К2

110

11,57

11,57

29,44

2304

Точка К3

10,5

6,07

6,07

13,7

110,4

Точка К4

0,4

8,18

8,18

18,5

5,67

7. Выбор электрооборудования СЭС предприятия

7.1 Выбор трансформаторов собственных нужд ГПП

Наиболее ответственными потребителями собственных нужд являются оперативные цепи, системы связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения, освещение подстанции, обогрев шкафов комплектных распределительных устройств.

Устанавливаем 2 трансформатора собственных нужд мощностью:

; (88)

(кВА).

Принимаем к установке ТМ-100/10, который присоединяется к шинам 10 кВ через предохранители, так как , кВА.

Ток предохранителя:

(А). (89)

Устанавливаем предохранитель типа: ПКТ-101-10-10-31,5 УЗ.

7.2 Выбор типа РУ на стороне НН ГПП, выключателей, ТТ и ТН

Распределительное устройство на 10 кВ принимаем комплектным, из шкафов серии К-104М (модернизированное). Ячейка К-104М комплектуется следующим оборудованием:

выключатели серии VF-12;

разъединитель штепсельный РВР-10;

трансформаторы тока ТЛК-10, ТЛШ-10;

трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06-10, НОЛ.09-10, НАМИ-10;

трансформатор тока нулевой последовательности ТЗЛМ;

предохранители для защиты трансформаторов измерительных типа ПКТ;

Выбор выключателей, установленных на вводе в комплектное распределительное устройство, представлен в таблице 19.

Номинальный ток трансформатора ГПП:

, (90)

где Кз. н. - коэффициент загрузки трансформатора ГПП в нормальном режиме.

(А).

Максимальный (послеаварийный) ток трансформатора ГПП:

, (91)

где Кз. п. а - коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме.

(А).

Таблица 19 - Выбор выключателей на вводе в КРУ

Расчётные данные

Условия выбора

Каталожные данные

VF-12.12.16

U, кВ

10

Uуст ? Uном

12

Iраб утяж, А

1231,7

Iмах < Iном

1250

Iп, о=Iп,ф, кА

11,31

Iпо < Iдин

16

Iуд, кА

25,6

Iуд < iдин

40

Iat, кА

4,36

Iа,ф < Iа ном

4,53

Bk, кА2 с

14,1

Bк < Iтер2•tтер

768

Время от начала короткого замыкания до отключения выключателя:

, (92)

где tз. мин - минимальное время срабатывания релейной защиты, [3], с;

tс. в. - собственное время срабатывания выключателя (каталог), с.

(с).

Апериодическая составляющая номинального тока:

, (93)

где Iоткл. н - номинальный ток отключения, кА (каталог);

в - процентное содержание апериодической составляющей в токе короткого замыкания.

(кА).

В качестве секционного выключателя и выключателей отходящих линий принимаем аналогичные выключатели.

7.3 Выбор трансформаторов тока на отходящих линиях

В ячейках КРУ типа К-104М устанавливаются трансформаторы тока типа ТЛК-10. Рассмотрим подробно выбор трансформаторов тока на вводе в КРУ, трансформатор тока в цепи секционного выключателя того же типа, а трансформаторы тока на других присоединениях рассчитываются аналогично, их типы представлены в таблице 20.

Условия выбора, расчетные параметры сети и каталожные данные трансформаторов тока на вводе в КРУ указаны в таблице 8.

Таблица 20 - Выбор трансформаторов тока

Расчётные данные

Условия выбора

Каталожные данные

ТЛК-1-10-1500-0,5/10Р У3

U, кВ

10

Uуст < Uном

10

Iраб утяж, А

1231,7

Iмах < Iном

1500

Iуд, кА

25,6

Iуд < iдин

81

Bk, кА2 с

14,1

Bк < Iтер2•tтер

2976,8

Для проверки выбранного трансформатора тока по вторичной нагрузке составляем схему включения трансформаторов тока и измерительных приборов (рисунок (8).

Рисунок 8. Схема включения трансформатора тока и приборов

Определяем нагрузку по фазам (таблица 21), пользуясь схемой включения (рисунок 8) и каталожными данными приборов, для выбора наиболее загруженного трансформатора тока.

Таблица 21 - Выбор трансформатора тока по нагрузке вторичных цепей

Прибор

Тип

прибора

Количество

приборов

Нагрузка фазы, ВА

А

В

С

Амперметр

Э-335

1

0,5

-

-

Счетчик активной и реактивной энергии

ЦЭ 2727

1

2,5

-

2,5

Итого:

3

-

2,5

По данным таблицы 21 видно, что наиболее загруженной является фаза А, мощность приборов в этой фазе Sприб = 3 (ВА). Расчёт будем вести именно по этой фазе. Сопротивление приборов определяем по формуле:

, (94)

где: = 5 - ток во вторичной обмотке трансформатора тока, А.

По формуле (94) определяем сопротивление приборов:

(Ом).

Во вторичную обмотку наиболее загруженного трансформатора тока включены два прибора, поэтому сопротивление контактов принимается rк = 0,05 Ом.

Номинальное сопротивление вторичной обмотки в классе точности 0,5 согласно справочнику /3/ z2ном = 0,4 Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

; (95)

(Ом).

Для подстанции с высоким напряжением 110 кВ в качестве соединительных проводов принимаем медные, удельное сопротивление меди равно = 0,0175 Ом·мм2/м.

В цепях 10 кВ длину соединительных проводов от трансформатора тока до приборов в один конец можно принять l = 5 м. Так как трансформаторы тока включены по схеме неполной звезды (см. рисунок 8), то длину провода необходимо увеличить в раз:

(м).

Сечение соединительных проводов определяем по выражению:

; (96)

(мм2).

В качестве соединительных проводов принимаем контрольный кабель КРВГ с жилами сечением 2,5 мм2 по условию механической прочности.

Для обеспечения сигнализации однофазных замыканий на землю в электрических сетях 10 кВ предприятия в начале питающих кабельных линий устанавливаются трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТЗЛМ У3.

Схема включения приборов, выбранных на секционных выключателях распределительного устройства 10 кВ главной понизительной подстанции, представлена на рисунке 9.

Рисунок 9. Схема вторичных цепей трансформаторов тока секционного выключателя 10 кВ

Нагрузка на трансформатор тока представлена в таблице 22.

Таблица 22 - Нагрузка трансформатора тока секционного выключателя

Прибор

Тип

Кол-во

Потребляемая мощность, ВА

фаза А

фаза В

фаза С

Амперметр

Э-335

1

0,5

?

?

Аналогично считаем,

(Ом).

(Ом).

(мм2).

Устанавливаем контрольный кабель типа КРВГ с жилами сечением 2,5мм2

7.4 Выбор трансформатора напряжения

Трансформатор напряжения устанавливается один на каждую секцию сборных шин. Во вторичную обмотку трансформатора напряжения включаются катушки напряжения измерительных приборов всех присоединений данной секции и сборных шин.

Трансформаторы напряжения выбирают по следующим условиям:

а) по напряжению

; (97)

б) по конструкции и схеме соединения обмоток;

в) по классу точности.

При напряжении 10 кВ в ячейках типа К-104М к установке принимаем три однофазных трансформатора напряжения типа ЗНОЛ.09-10.02 У3. Каталожные данные выбранных трансформаторов напряжения приведены в [3].

Схема включения трансформаторов напряжения - "звезда с землей - звезда с землей - разомкнутый треугольник" (рисунок 10).

Для трансформатора напряжения ЗНОЛ.09-10.0.2 У3 номинальная мощность вторичных цепей равна S2ном = 75 ВА. Так как мы устанавливаем 3 однофазных трансформатора, то необходимо мощность вторичных цепей увеличить в 3 раза:

ВА.

Чтобы трансформатор напряжения работал в заданном классе точности, должно выполняться условие:

, (98)

где: Sнагр - мощность всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА;

S2ном - номинальная мощность вторичной обмотки, ВА.

Рисунок 10 Схема подключения трансформатора напряжения

Произведём проверку по допустимой нагрузке вторичных цепей трансформатора напряжения, полученные при этом величины сводим в таблицу 23.

Мощность, потребляемую приборами определяем по формуле:

; (99)

(В·А).

Таким образом, Sнагр < S2ном, следовательно, трансформаторы напряжения будут работать в классе точности 0,5.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель КРВГ с медными жилами сечением 2,5 мм2 по условию механической прочности.

Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранитель типа ПКТ101-10-2-12,5 У3 и втычной разъединитель.

Таблица 23 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор

Тип

Число

приборов

Число

обмоток

S одной

обмотки,

ВА

сos

sin

Общая

потребляемая

мощность

Р, Вт

Q, вар

Вольтметр (сборные

шины)

Э-335

3

1

2,0

1,0

0

6,0

-

Счетчик

активной и

реактивной

энергии

Ввод

10 кВ

от транс-

форматора

ЦЭ 2727

1

2

3,0 Вт

0,38

0,925

6,0

14,6

Счетчик

активной и

реактивной

энергии

Линии

10 кВ

ЦЭ 2727

12

2

3,0 Вт

0,38

0,925

72

175,26

Итого:

84

189,86

7.5 Выбор токопровода, соединяющего силовые трансформаторы ГПП и распределительное устройство напряжением 10 кВ

В качестве токоведущей части соединяющей силовые трансформаторы и распределительное устройство, используем закрытый комплектный токопровод типа: ТЗК-10-1600-51 [5] каталожные данные: =10 кВ, А, кА.

7.6 Выбор выключателей напряжением 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения и соответствующих трансформаторов тока

Выбор выключателей напряжением 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения, а также соответствующие трансформаторы тока приведены в таблице 24.

Таблица 24 - Выключатели 10 кВ

Кабельные линии

Uн, кВ

Iр, А

Iутяж, А

Iпо, кА

Iу, кА

Тип выключателя

Тип ТА

ГПП - ТП4

10

38,28

76,55

11,31

25,60

VF-12; 08; 16

ТЛК-10-100-0,5/10Р

ГПП - ТП5

10

19,06

38,12

11,31

25,60

VF-12; 08; 16

ТЛК-10-50-0,5/10Р

ГПП - ТП7

10

43,32

86,63

11,31

25,60

VF-12; 08; 16

ТЛК-10-100-0,5/10Р

ГПП - ТП8

10

24,44

48,88

11,31

25,60

VF-12; 08; 16

ТЛК-10-50-0,5/10Р

ГПП - ТП9

10

18,49

36,99

11,31

25,60

VF-12; 08; 16

ТЛК-10-50-0,5/10Р

ГПП - ТП11

10

36,96

73,91

11,31

25,60

VF-12; 08; 16

ТЛК-10-100-0,5/10Р

ГПП - ТП12

10

34,23

68,47

11,31

25,60

VF-12; 08; 16

ТЛК-10-100-0,5/10Р

ГПП - СД

10

92,38

184,75

11,31

25,60

VF-12; 08; 16

ТЛК-10-200-0,5/10Р

ГПП - ДСП

10

27,18

54,35

11,31

25,60

VF-12; 08; 16

ТЛК-10-100-0,5/10Р

Кабели напряжением 10 кВ внутренней системы электроснабжения проверяются на термическую стойкость к токам коротких замыканий.

, (100)

где

(кА2·с);

- коэффициент зависящий от металла токоведущих частей кабеля.

Страница:


Подобные документы

  • Проект системы электроснабжения оборудования для группы цехов "Челябинского тракторного завода – Уралтрак"

    Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия. Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения. Расчет токов короткого замыкания.

    дипломная работа [1,2 M], добавлен 13.03.2010

  • Электроснабжение машиностроительного завода

    Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия. Выбор числа, мощности и типа цеховых трансформаторных подстанций. Технико-экономическое обоснование электрических схем. Компенсация реактивной мощности подстанции, релейная и газовая защита.

    дипломная работа [1,2 M], добавлен 07.03.2012

  • Электроснабжение завода металлоконструкций

    Определение электрических нагрузок завода металлических конструкций. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций. Особенности выбора величины напряжения внешнего электроснабжения по технико-экономическим параметрам.

    курсовая работа [2,6 M], добавлен 13.01.2023

  • Проектирование схем энергоснабжения промышленного предприятия

    Расчет электрических нагрузок низшего и высокого напряжения цехов предприятия. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций. Определение центра реактивных электрических нагрузок. Загрузка трансформаторов на подстанциях.

    курсовая работа [255,7 K], добавлен 06.02.2014

  • Электроснабжение электровозоремонтного завода

    Расчет электрических нагрузок по ремонтно-механическому цеху и предприятию в целом. Выбор числа, мощности и типа трансформатора цеховых трансформаторных подстанций предприятия. Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения предприятия.

    дипломная работа [746,7 K], добавлен 06.04.2014

  • Выбор и расчёт схем электроснабжения завода

    Выбор рода тока, напряжения и схемы внешнего и внутреннего электроснабжения. Выбор и расчет числа и мощности цеховых трансформаторов и подстанции, марки и сечения кабелей, аппаратуры и оборудования устройств и подстанций. Компенсация реактивной мощности.

    курсовая работа [453,8 K], добавлен 08.11.2008

  • Электроснабжение на предприятии

    Расчет электрических нагрузок отделений и цеха промышленного предприятия. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций. Выбор элементов внешнего электроснабжения промышленного предприятия. Расчет токов короткого замыкания в сетях СЭС ПП.

    курсовая работа [2,2 M], добавлен 26.10.2008

  • Проектирование систем электроснабжения предприятий железнодорожного транспорта

    Расчет электрических нагрузок. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций. Разработка системы внутризаводского электроснабжения. Расчет электрических нагрузок на головных участках магистралей. Выбор измерительных трансформаторов.

    курсовая работа [1,4 M], добавлен 29.09.2009

  • Электроснабжение завода высоковольтной аппаратуры

    Расчет электрических нагрузок предприятия. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Технико-экономическое сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения. Расчет трехфазных токов короткого замыкания. Расчет ежегодных издержек на амортизацию.

    курсовая работа [820,9 K], добавлен 12.11.2013

  • Система электроснабжения вагоностроительного завода

    Краткая характеристика металлопрокатного цеха, расчет электрических и осветительных нагрузок. Выбор схемы цеховой сети, числа и мощности цеховых трансформаторов. Определение напряжения внутризаводского электроснабжения. Расчет картограммы нагрузок.

    курсовая работа [1,2 M], добавлен 22.04.2012

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