Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Введение

В современном мире невозможно представить работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, связи без использования электроэнергии. Уровень развития электроэнергетики в наиболее общем виде показывает уровень экономического развития любой страны.

Но всего полтора века назад считалось, что у электрической энергии нет будущего, из-за огромных потерь в линиях. В середине прошлого века применялся только постоянный ток, источником которого были дорогие гальванические батареи. Создание генераторов с приводом от паровых машин позволило расширить возможности применения постоянного тока.

Первый шаг в создании современной электропередачи был сделан русскими учеными П.Н. Яблочковым и И.Ф. Усагиным. Они впервые предложили использовать переменный ток, создали первый трансформатор и разработали простую конструкцию генератора переменного тока. В 1889г. М.О. Доливо-Добровольский предложил использовать трехфазную систему и разработал конструкцию простого трехфазного двигателя переменного тока. Триумф трехфазной системы электропередачи, которой мы пользуемся до сих пор, пришел в 1891г., когда были произведены испытания системы Доли во-Добровольского на линии длинной 170 км. При напряжении 28300 В КПД системы составил 79%. И вот уже более 100 лет в мировой энергетике доминируют трехфазные системы передачи электроэнергии. А в 1893г. в Новороссийске была построена первая в мире трехфазная электростанция мощностью 1200 кВт. Строил эту электростанцию русский инженер-путеец А. Шенснович.

Сейчас Российская энергетика - это 700 электростанций общей мощностью 215 млн. кВт. Почти 70% - это тепловые конденсационные электростанций и теплоэлектроцентрали, в основном на высоких и сверхвысоких параметрах пара; более 20%-гадровлические и 10% - атомныеэлектростанции. Этими электростанциями в 2007г. было выработано 694,8млрд. кВт-ч электроэнергии. В эксплуатации находится 2,5 млн. км линий электропередачи всех классов и напряжений, в том числе 150 тыс. км - сети напряжением от 220 до 1150 кВ.

Более 90% этого потенциала сосредоточенно в единой энергетической системе России (ЕЭС России). Объективной особенностью продукции электроэнергетики является невозможность ее складирования или накопления, поэтому основной задачей энергосистемы является наиболее рациональное использование продукции отрасли. Электрическая энергия, в отличие от других видов энергии, может быть конвертирована в любой другой вид энергии с наименьшими потерями, причем ее производство, транспортировка и последующая конвертация значительно выгодней прямого производства необходимого вида энергии из энергоносителя.

ЕЭС России - сложнейший автоматизированный комплекс электрических станций и сетей, объединенный общим режимом работы с единым центром диспетчерского управления. Основные сети ЕЭС России напряжением от 330 до 1150 кВ объединяют в параллельную работу 70 региональных энергосистем. Структура ЕЭС позволяет функционировать и осуществлять управление на трех уровнях: межрегиональном (ЦДУ в Москве), межобластном (объединенные диспетчерские управления) и областном (местные ДУ). Такая структура в сочетании с интеллектуальной противоаварийной автоматикой и новейшими компьютерными системами позволяет быстро локализовать аварию без значительного ущерба для ЕЭС и зачастую даже для местных потребителей. Центральный диспетчерский пункт в Москве полностью контролирует и управляет работой всех станций, подключенных к нему.

ЕЭС России распределена по семи часовым поясам и тем самым позволяет сглаживать пики нагрузки энергосистемы за счет "перекачки" избыточной электроэнергии в энергодефицитные районы. К удобствам ЕЭС можно отнести и возможность размещения электростанций в районах,

расположенных в дали от потребителей и богатых энергоресурсами. Транспортировка электроэнергии обходится во много раз дешевле, чем транспортировка газа, нефти или угля и при этом происходит мгновенно и не требует дополнительных транспортных затрат.

Российская энергосистема считается одной из самых надежных в мире. Более чем за 40 лет эксплуатации системы в России в отличие от США (1965,1977 гг.), Франции (1978г.), Канады (1989 г.) не произошло ни одного глобального нарушения энергоснабжения.

Образовываются крупные неиспользуемые резервы мощности, которые возросли за последнее время с 7 до 30%. Число часов использования крупных высокоэффективных энергоблоков ТЭС мощностью 300, 500, 800, 1200 мВт снизилось до 2000-4000 часов. Это приводит к росту удельного расхода топлива на отпущенный 1 кВт-ч (по отрасли в целом он составляет 345,6 г/(кВт-ч)). Возросли потери электроэнергии в сетях. В целом по ЕЭС России они составляют 10,3%, в системообразующих сетях РАО ЕЭС России - 4,9%. Это вызвано, прежде всего, тем, что в связи с изменением структуры энергопотребления увеличилась доля электроэнергии передаваемой по сетям напряжением 6-10 кВ и ниже, имеющими более высокие удельные потери.

На технико-экономические показатели влияют износ оборудования, его техническое состояние, не своевременное и не в полном объеме выполненное ремонтно-профилактическое обслуживание. Это ухудшение в большой степени связано с недостаточным финансированием из-за неплатежей потребителей.

Оптимизация режимов ЕЭС в значительной степени мешают перебои с топливообеспечением ТЭС, когда загружать приходится не самые экономичные блоки, а те, где имеется топливо. Это следствие недостатка оборотных средств для приобретения топлива.

Не смотря на трудности переходного периода энергетики, стабильно выполняют свою главную задачу - обеспечивают бесперебойное электроснабжение страны. Огромную роль в этом играет то, что отрасль работает на отечественном оборудовании, имеет отечественное топливо и не зависит от поставок импортного сырья и запчастей.

Не смотря на финансовые трудности, принимаются программы технического перевооружения и реконструкции отрасли: вводятся в строй новые генерирующие мощности - энергоагрегаты на Харанорской, Псковской, Нижневартовской ГРЭС, на Новосибирской ТЭЦ-5, ТЭЦ в г. Йошкар-Оле, Челябинской ТЭЦ-3, Ирганайской ГЭС. Введены в действие транзит 500 кВ Балаковская АЭС - Трубная - Ростовская АЭС- Тихорецкая, ЛЭП-500 кВ Пытьях - Нелымский и Тюмень - Курган.

К декабрю 2002 года запущен второй блок Харанойской ГРЭС, второй гидроагрегат Ирганайской ГЭС мощностью 107 МВт на пониженном напоре, первый блок Мутновской ГеоТЭС на Камчатке (25 МВт).

К 2010 году производство электроэнергии достигнет 694,8 млрд.кВт.час. из них 125,9 Млрд. кВт.ч. на ГЭС. Сегодня ведется строительство 16 ГЭС общей мощностью 9 млн. кВт. Достраиваются Аушигерская, Бурейская, Богучанская, Зарамагских, Зеленчукских, Ирганайская, Усть-Среднеканская ГЭС. Они должны быть введены до 2006 года (первые очереди). Также планируется достройка Вилюйской ГЭС-3, Ирганайской в течение 9 лет.

ОАО «Дагэнерго» является одной из территориальных акционерных обществ энергетики и электрофикации. Дагестанская энергосистема формировалась под воздействием жесткой потребности общества в тепловой и электрической энергии. Ее история началась в 1927г. со строительства Гергебильской ГЭС на реке Кара-Койсу. Сегодня энергосистема Дагестана - это 8 электростанций установленной мощностью 1563 мВт., более 33 тыс. км.линий электропередачи, 212 подстанция 35 кВ и выше мощностью более 3000 МВА, и более 6500 трансформаторов 6,10 кВ. В средний по водности год вырабатывается до 3600 млн. кВт-ч электроэнергии и 900 тыс. Гкал тепловой энергии.

В декабре 2001 г, состоялся запуск второго агрегата Ирганайской ГЭС. Состоялся запуск Гунибской ГЭС, 2007г Гельбахская ГЭС мощностью 44 МВт, Амсарская ГЭС мощностью 1,0 МВт, Магинская ГЭС мощностью 1,2 МВт, Агульская ГЭС мощностью 0,6 МВт. Существует ряд перспективных проектов постройки каскада ГЭС на Андийском Койсу и Геотермальной электростанции в селе Тарумовка.

Настоящее и будущее Дагестанской электроэнергетики - это гидроэнергетика, основанная на широком использовании энергетического потенциала многочисленных горных рек, общая потенциальная энергетическая мощность которых составляет 6300 МВт, а суммарный гидроэнергетический потенциал равен 45 млрд. кВт-ч в год. Наличие столь уникальной возможности освоения гидроэнергетических ресурсов определяет основные направления развития энергосистемы Дагестана.

В качестве основных задач развития Российской энергетики можно выделить следующие направления:

-Сохранение ЕЭС России.

-Снижение энергоемкости производства.

-Повышение коэффициента использования электростанций.

-Скорейшее обновление парка электростанций.

-Приведение экологических параметров электростанций к уровню мировых стандартов.

Стабильно работающая и развивающаяся Единая Энергетическая Система - залог единства и будущего России.

2. Общая часть проекта

2.1 Краткая характеристика предприятия

Электромеханический завод принадлежит, к машиностроительной отросли промышленности. Работает завод в две смены. Время использования максимума активной нагрузки 5000 часов . Размеры завода 500х 800 метров Общая площадь завода 400000м2 . Производственная площадь 18000м2 . Имеется 11 цехов . Среда в районе завода нормальная . Напряжение распределительной сети 6 кВ . Питается завод от районной подстанции пс 110/6кВ , с двумя трансформаторами по16МВА , на расстоянии 28км

Насосы, вентиляторы работают в длительном режиме. В зависимости от технологии производства коэффициент мощности составляет 0,8 , коэффициент использования 0,7 . Вентиляторы и насосы имеют мощность от 20 до 55 кВт. Режим работы продолжительный , cos = 0.8 , коэффициент использования 0,6 - 0,7 ,а также предусматривается компрессоры с высоковольтными двигателями с опережающим коэффициентом мощности. В этих же цехах работают мостовые краны грузоподъёмностью 5-10 тонн . . Коэффициент мощности 0,5 , режим работы повторно-кратковременный , ПВ-25% .

Основным потребителями в механическом, сборочном, нестандартного оборудования цехах являются металлообрабатывающие станки .

Асинхронные двигатели станков имеют низкий cos =0,5 , и минимальный коэффициент использования 0,12-0,17 . Мощности двигателей станков от 4 до 40 кВт . Работают станки в длительном режиме , отдельные наладочные агрегаты и станки в кратковременном режиме. Осветительные установки цехов выполнены по системе комбинированного освещения. Светильники представляют собой однофазную нагрузку, но они группируются так чтобы равномерно распределить нагрузку по фазам. Характер нагрузки продолжительный , cos=0,95.Продолжительные перерыв питания освещения приводят к нарушению нормальной деятельности завода. Поэтому предусматривается питание от независимого источника питания. Наружное освещение питается от цеховых подстанций

По требованиям к надежности электроснабжения потребителей на заводе имеются все три категории. К первой категории относятся потребители литейного цеха ковкого чугуна.

Оборудование остальных цехов относятся ко 2 и 3 категории. Потребители первой категории , согласно ПУЭ , питаются от двух независимых источников, по двум линиям , с установкой на трансформаторной подстанции двух трансформаторов с применением АПВ (Автоматическое повторное включение ) и АВР (Автоматическая включения резерва ) . Перерыв работы допускается только на время работы коммутационных аппаратов и АВР .

Потребители второй категории, согласно ПУЭ, также питается от двух трансформаторов, по двум линиям и от двух независимых источников питания. Как исключения допускается питание по одной воздушной линии 10 кВ и более или от одной кабельной линии при наличии в ней двух и более кабелей от одного трансформатора. В этом случае должно быть предусмотрена включение резерва действиями дежурного персонала. Питание потребителей третей категории по одной линии от одного трансформатора, по радиальной или магистральной линии. Предусмотреть таким образом, чтобы перерыв в электроснабжении, необходимым для ремонта или замены поврежденного элемента сети не превышала 24часов

3. Расчёт электрических нагрузок завода

3.1 Расчёт нагрузок высокого напряжения

На ВН 6кВ установлены с инхронные двигатели СТДП-500-2УХЛ4 Технические данные UH=6, PH=500 , з=0,96, n=500об/мин, cos ц=0,9 (опережающий) (Л.7, стр. 226, табл. 4.33.).Число двигателей 3-рабочих , 1-резервный. Двигатели ВН предназначены для привода компрессоров, то есть работает с постоянным графиком нагрузки. Поэтомурасчётные нагрузки и среднесменная нагрузка равны

Pm=Pcm=Kзаг*PH, Kзаг=0,9 коэффициент загрузки.

Для рабочих двигателей;

PmВн=PcmВн=n*Kзаг*PH=4*0,9*500=1800 кВт

Определяем значения тангенса фи для высоковольтной нагрузки.

Реактивная мощность QmВн=QcmВн=PmВн*tg ц/з=1800*0,484/0,96=908,104 кВар

3.2 Расчёт нагрузки низкого напряжения

Расчётные осветительные нагрузки: Pp.o.=Kc.o.*Py.o.

Для заводоуправления : Pp.o.=84*0,85=71,4 кВт: Kc.o. берется (Л.6, стр. 13)

Предусматриваем к установке на заводе пять цеховых подстанций и нагрузку рассчитываем для каждой из подстанций.

Для КТП №1 питающей цеха №1, №5, определяется среднесменная мощность

Расчетная мощность

Определяем значения коэффициента мощности первого цеха.

Определяем значения коэффициента тангенса фи первого цеха.

Для остальных цехов и КТП расчёт производится аналогично. Результаты заносятся в таблицу №1 "Расчёт осветительных нагрузок "в таблицу №2 "Расчёт нагрузок НН "

Определяем всего по заводу расчётную мощность освещения:

PУp.o.=УPp.o.=706,51кВт

Среднесменная активная мощность:

PУcm=УPcm=7522кВт

Среднесменная реактивная мощность:

QУcm=УQcm=7706,7кВар

Расчёт осветительных нагрузок и значения Pcm и Qcm Таблица 11

№ цеха	Pyo кВт	Kc	Ppo кВт	Pcm кВт	Qcm кВар	Pm кВт	Qm кВар	КТП/
1.Завода управления	84	0,85	71,40	110	100	137	100	1
2.Литейный цех	130	0,9	117,00	845	1120	1150	1120	2
3. Котельная	37	0,87	32,19	130	117	142	117	2
4. Сварочный цех	45	0,89	40,05	208	132	208	132	3
5. Компрессорная	116	0,86	99,76	994	1037	1200	1037	1
6. Механический цех	56	0,88	49,28	1120	730	1340	810	4
7. Сборочный цех.	28	0,87	24,36	890	1240	970	1240	5
8. Кузнечнопрессовый	140	0,86	120,40	936	1136	936	1136	6
9.Термический	120	0,85	102	1260	1340	1450	1340	3
10. Окрасочный	20	0,87	17,40	550	355	650	355	7
11.Цех нестандартного оборудования	18,7	0,9	16,83	479	399,7	622,6	429,3	8
12. Складское помещение.	18	0,88	15,84	0	0	0	0	3
Итого:			706,51	7522	7706,7	8805,6	7816,3

Расчёт нагрузок НН Таблица 12

0	№ КТП	№ цехов	Рро кВт	Pcm кВт	Qcm кВар	Scm кВ*А	Pm кВт	Qm кВар	Sm кВ*А	cos	tan
1	КТП 1	1,5,	171,16	1104	1137	1708,45	1337	1137	1888,73	0,799	0,754
2	КТП 2	2,3,	149,19	975	1237	1671,52	1292	1237	1899,26	0,759	0,858
3	КТП 3	4,9,12,	157,89	1468	1472	2193,24	1658	1472	2337,57	0,777	0,811
4	КТП 4	6,	49,28	1120	730	1378,45	1340	810	1608,17	0,864	0,583
5	КТП 5	7,	24,36	890	1240	1540,67	970	1240	1589,45	0,626	1,247
6	КТП 6	8,	120,40	936	1136	1551,28	936	1136	1551,28	0,681	1,075
7	КТП 7	10,	17,40	550	355	669,30	650	355	755,94	0,883	0,532
8	КТП 8	11,	16,83	479	399,7	636,87	622,6	429,3	770,17	0,830	0,671
	Сумма		706,51	7522	7706,7	11349,78	8805,6	7816,3	12400,57	0,773	0,822

Среднесменная полная мощность НН

кВА

Расчетная активная мощность: PУm =УPm=8805,60 кВт

Расчетная реактивная мощность: QУm =УQm=7816,30 квар

Расчетная полная мощность НН

кВА

Коэффициент мощности нагрузок НН

Расчетная полная мощность нагрузки на НН и на ВН без компенсаций.

Коэффициент мощности нагрузок НН и ВН

3.3 Расчет картограммы нагрузок

Картограмма нагрузок строится на плане завода и отражает распределение активной расчетной мощности и мощности освещения. Для наибольшей нагрузки цеха № 8 задаемся радиусом круга -5 см. Определяем масштаб картограммы нагрузок.

кВТ/см2

Принимаем М=20 кВТ/см2; Определяем радиус цеха №8

см

Для остальных цехов расчет аналогичен. Результат заносим в таблицу №13. Определяем величину угла на окружности определяющего уровня мощности освещения о суммарной активной мощности.

Для цеха №8:

Для остальных цехов расчет аналогичен. Результаты заносим в таблицу 13.

Таблица 13. Расчет картограммы нагрузок

№ цехов	Pm кВт	Рро кВт	Pm+Ppo кВт	R см	угол а	X см	y см
1	137	71,40	208,40	1,82	123,34	80	120
2	1150	117,00	1267,00	4,49	33,24	250	110
3	142	32,19	174,19	1,67	66,53	320	110
4	208	40,05	248,05	1,99	58,13	650	110
5	1200	99,76	1299,76	4,55	27,63	100	300
6	1340	49,28	1389,28	4,70	12,77	280	320
7	970	24,36	994,36	3,98	8,82	400	320
8	936	120,40	1056,40	4,10	41,03	480	300
9	1450	102,00	1552,00	5	23,66	650	280
10	650	17,40	667,40	3,26	9,39	650	380
11	622,6	16,83	639,43	3,19	9,48	430	100
12	0	15,84	15,84	0,50	360,00	540	160

3.4 Определение центра нагрузок

Центр нагрузок определяется по методу определения центра тяжести тела в технической механике. В центре нагрузок устанавливается ГПП. При этом сокращаются до минимума расходы на распределительную сеть и потери энергии. Выбираем систему координат, чтобы все потребители разместились в первом квадрате. Считаем, что центр нагрузки каждого цеха совпадает с геометрическим центром тяжести плоской фигуры. Определяем координаты всех одиннадцати нагрузок завода.

Так для цеха № 8 x 8=480 см y 8=300 см

Определяем координаты центра нагрузок.

x0=(80*208,40+250*1267,00+320*174,19+650*248,05+100*1299,76+280*1389,28+400*994,36+480*1056,40+650*1552,00+650*667,40+430*639,43+540*15,84+)/(208,40+1267,00+174,19+248,05+1299,76+1389,28+994,36+1056,40+1552,00+667,40+639,43+15,84+)=389,01 см

y0=(120*208,40+110*1267,00+110*174,19+110*248,05+300*1299,76+320*1389,28+320*994,36+300*1056,40+280*1552,00+380*667,40+100*639,43+160*15,84+)/(208,40+1267,00+174,19+248,05+1299,76+1389,28+994,36+1056,40+1552,00+667,40+639,43+15,84+)=256,00 см

Следовательно ГПП завода оптимально разместить вблизи точки с координатами

x 0=389,01см;y0=256,00см.С учетом застройки территории располагаем ГПП возле цеха №7

3.5 Компенсация реактивной мощности

3.5.1 Распределение НБК в цеховой сети

Предусматриваем установку КУ на цеховых подстанциях с подключением их к шинам Н.Н. Предусматриваем на заводе установку 8 КТП напряжением 6/0,4кВ. КТП установлены для цехов КТП 1- цеха 1,5, КТП 2- цеха 2,3,КТП 3- цеха 4,9,12,КТП 4- цеха 6, КТП 5- цеха 7, КТП 6- цеха 8,КТП 7- цеха 10, КТП 8- цеха 11,

3.5.2 Определение мощности КУ для КТП

Для КТП 1 определяем мощность компенсирующих устройств по формуле.

Qку=(Pp.o.+Pм)*(tg ц1-tg цэ) tg цэ=0,4

Принимаем к установке КУ в количестве 7 комплектов УКБ - 0,38 - 75 УЗ

Qку=7*75=525 квар.

Мощность нагрузки КТП 1 после компенсации

Для остальных КТП расчет аналогичен. Результаты вносим в таблицу 14 "Выбор компенсирующих устройств".

Таблица 14. Выбор компенсирующих устройств

№ КТП	Ppo+Pm кВт	Qky p кВар	Qky кВар	tg p	cos p	Nky кол.	Тип КУ	Sp ky кВ*А	Scm ky кВ*А
КТП1	1508,16	533,89	525	0,799	0,927	7	УКБ-0,38-75	1627,60	1414,42
КТП2	1441,19	660,07	675	0,759	0,932	9	УКБ-0,38-75	1546,89	1256,84
КТП3	1815,89	746,33	750	0,777	0,929	10	УКБ-0,38-75	1954,16	1778,99
КТП4	1389,28	254,24	225	0,864	0,922	3	УКБ-0,38-75	1507,42	1273,67
КТП5	994,36	842,22	825	0,626	0,923	11	УКБ-0,38-75	1077,49	1004,13
КТП6	1056,40	713,07	675	0,681	0,917	9	УКБ-0,38-75	1152,61	1152,61
КТП7	667,40	88,10	75	0,883	0,922	1	УКБ-0,38-75	723,76	632,73
КТП8	639,43	246,2	225	0,830	0,916	3	УКБ-0,38-75	697,77	555,16

Для выбора мощности трансформаторов определяем среднесменную мощность с учетом КУ

Результаты заносим в таблицу №4.

Определяем мощность всего завода с учетом нагрузки НН и ВН и КУ. Среднесменная мощность завода после КУ

Расчетная мощность завода после КУ

Коэффициент мощности после компенсации

4. Выбор места, числа и мощности трансформаторов

4.1 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций

В общем случае выбор количество трансформаторов (автотрансформаторов) на подстанциях определяется составом потребителей, мощностью нагрузки, количеством необходимых номинальных напряжений. Как правило, на подстанциях предусматривается установка двух трансформаторов (автотрансформаторов). Причем, целесообразно по возможности устанавливать трехфазные трансформаторы.

Мощность каждого трансформатора на подстанции определяется по выражению

,

где nт, Sт - количество и единичная мощность трансформаторов;

Smax - максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме;

Кав - допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийных случаях (Кав = 1,4 для двухтрансформаторной подстанции);

nотк - число аварийно отключенных трансформаторов (nотк = 1).

При этом предполагается, что при аварийном выходе одного трансформатора, оставшийся будет обеспечивать нормальную, нагрузку подстанции с учетом допустимой перегрузки.Затем выбирают ближайшее большее стандартное значение номинальной мощности трансформатора с учетом требуемых номинальных напряжений. После выбора параметров всех основных элементов сети необходимо изобразить схемы рассматриваемых вариантов развития электрической сети



Выбираем два трансформатора по 1600кВА.

Коэффициент загрузка в нормальном режиме определяется:

что меньше допустимого 0,9-0,95 (Л.2, стр. 281, Табл. 4.6).

Коэффициент загрузка в аварийном режиме:

То есть при отключении одного трансформатора оставшийся перегрузится на 2 % ,что допустимо согласно ПУЭ перегрузка до 40% допускается в течении 5 суток не более 6 часов в сутки . Для остальных КТП выбираем числа и мощности трансформаторов аналогично. Результаты сведены в Таблицу 15

Выбор цеховых трансформаторов. Таблица 15

№ КТП	№ цехов	Sm кВ*А	Scm кВ*А	n	Sp кВ*А	Sn кВ*А	Beta нт	Beta ат	Kатегория
КТП1	1,5,	1627,60	1414,42	2	1011,31	1600	0,509	1,017	II- III
КТП2	2,3,	1546,89	1256,84	2	898,64	1000	0,773	1,547	II- III
КТП3	4,9,12,	1954,16	1778,99	2	1271,98	1600	0,611	1,221	II- III
КТП4	6,	1507,42	1273,67	2	910,67	1000	0,754	1,507	I,II.III
КТП5	7,	1077,49	1004,13	2	717,95	1000	0,539	1,077	II- III
КТП6	8,	1152,61	1152,61	2	824,12	1000	0,576	1,153	II- III
КТП7	10,	723,76	632,73	2	452,40	630	0,574	1,149	II- III
КТП8	11,	697,77	555,16	2	396,94	400	0,872	1,744	II- III

4.2 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Выбор числа трансформаторов ГПП производим из категории надежности электроснабжения. Так как имеются потребители первой и второй категории, то количество трансформаторов принимаем два. Мощность каждого из них:

Выбираем два трансформатора по 10000кВА.

Таблица 16

Тип	Sн МВА	Напряжение обмотки, кВ	Потери, кВт	UК.,З, %	Iхх, %	Габариты, м
						Длина	Ширина	Высота
		ВН	НН	Рхх	Рк.з
ТДН	10	115	11	14	86	10,5	0,9	6,33	3,7	5,55

Коэффициент загрузка в нормальном режиме определяется:

что меньше допустимого 0,9-0,95 (Л.2, стр. 281, Табл. 4.6).

Коэффициент загрузка в аварийном режиме:

То есть при отключении одного трансформатора оставшийся перегрузится на 17 % ,что допустимо согласно ПУЭ перегрузка до 40% допускается в течении 5 суток не более 6 часов в сутки .

5. Технико-экономический расчёт по выбору внешнего напряжения завода

5.1 Варианты электроснабжения завода

Первым вариантом предусматривается электроснабжение ГПП электромеханического завода от подстанции "Д", на напряжении 110 кВ, длина воздушной линии 28 км.

Рис 1

Вторым вариантом предусматривается электроснабжение ГПП электромеханического завода от подстанции "В", на напряжении 35 кВ, длина воздушной линии 36 км.

5.2 Расчёт годовых приведённых затрат для первого варианта.

Определяем ток в ВЛ -110 кВ:

Экономическая плотность тока для сталеалюминевых проводов , при

TH=5000 ч. (Л.8, стр. 243 , Табл.4-6)

jэ=1,1A/mm2 (Л.7, стр. 548 , Табл.10.1)

Экономическое сечение проводов ВЛ-110 кВ:

мм2

Так как по условию образованию коронного разряда для ВЛ-110 кВ минимальное сечение допускается 70 мм2 принимаем 2 линии с проводом АС-70.

Стоимость одного километра 2 цепной линии ВЛ-110 кВ c АС-70 на железобетонных опорах равна 712 тыс. руб./км (Л. 8, стр.119, Табл.2-9)

Капитальные затраты на ВЛ-110 кВ: Кл=19936,0 тыс. руб.

Капитальные затраты на ГПП КТП 110/10 c двумя трансформаторами по 10000 кВА Кп=10559тыс. руб./км (Л. 8, стр.134, Табл.2-21)

Годовые издержки на амортизацию

Где бa=6,4 % (для подстанций)

бa=2,4 % (для ВЛ) (Л. 7, стр.549, Табл.10.2)

Ua=(6,4*10559/100)+(2,4*19936,0/100)=1154,2 тыс. руб.

Годовые издержки, эксплуатацию и текущий ремонт

Up= тыс. руб

Где бp=3 % (для подстанций)

бp=0,4 % (для ВЛ) (Л. 7, стр.549, Табл.10.2)

Активное и индуктивное сопротивление ВЛ-110 кВ

,

ro=0,428 Ом/км ro=0,428 Ом/км xo=0,444 Ом/км(Л. 7, стр.432, Табл.7.38)

Передается Pm=11312,11 кВт, Qm=3916,3 кВт.

Время максимальных потерь

(0,124+5000/10000)2*8760=3411 час

Потери энергии в ВЛ-110 кВ

UДWл=в*ДWл

где в=7183 руб/кВт*год=81,998 коп/кВт*час,

UДWл=81,998*231435,66=189,772 тыс.руб

Технические данные трансформаторов на ГПП ТДН 10000/110

Px=14 кВт; Pкз86кВт; Uk%=10,5%; Ix=0,9% (Л.7, стр. 146, Табл.3.6)

Определяем потери энергии за год в трансформаторах ГПП

в=Sn/SH=11705,26/10000= 1,17

Стоимость потерь энергии за год в трансформаторах ГПП

UДWт=в*ДWт=81,998*446241,2400=365,908 тыс.руб

Определяем годовые приведённые затраты попервому варианту

ЗI=Ua+Up+UДWл+UДWт+0,12*(Кп+Кл)=

=1154,2+396,5+189,77+365,91+0,12*(10559+19936,0)=5765,8 тыс. руб.

5.3 Расчёт годовых приведённых затрат для второго варианта

Приведенные затраты определяются аналогично как для первого варианта.

Приведенные затраты второго варианта:

ЗII=Ua+Up+UДWл+UДWт+0,12*(Кп+Кл)=

926,5+315,8+1723,07+294,540+0,12*(8349+16340,4)=6222,7 тыс. руб.

Выводы.

Так как ЗI=5765,8 < ЗII=6222,7 , то экономически приемлемым является первый вариант присоединения ГПП агрегатного завода с напряжением 110 кВ

5.4 Выбор схемы распределения энергии по заводу

В основу выбора схемы ГПП , схем цеховых подстанций и схемы электроснабжения положены рекомендации СН 174-75. Распределение энергии по заводу предусматривается радиальными, двух кабельными линиями к каждой КТП на стороне 6кВ. Между КТП 6 и КТП 5 предусматривается связь двумя кабельными линиями на напряжение 0,4кВ . ГПП питается двумя тупиковыми линиями ВЛ- 110 кВ и для неё принята типовая схема КТП с выключателями на вводе 110 кВ силовых трансформаторов, и выключателем в цепи перемычки со стороны трансформаторов. На напряжение 6кВ предусматривается две секции шин с АВР на секционном выключателе. Цеховые подстанции выполняется бесшиными со стороны 6кВ . КТП1 имеет 2 секции шин на 6кВ межсекционный выключатель с АВР и питается с РУ цеха №3. Для РУ предусматривается четыре фидера два для питания высоковольтных СД, а остальные для присоединения КТП2. Схема электроснабжения завода приведены на листе.

6. Расчёт токов короткого замыкания

6.1 Цель расчета токов короткого замыкания

нагрузка напряжение замыкание подстанция

Большая часть аварий в энергосистеме вызвана короткими замыканиями. Часто они сопровождаются повреждениями оборудования и частичными или полным расстройством электроснабжения предприятия.

При возникновении короткого замыкания общее электрическое сопротивление системы уменьшается, вследствие чего токи в ветвях системы значительно возрастают. Одновременно напряжение в отдельных частях электросистемы уменьшается, что приводит к нарушению работы электроприемников, питающихся от поврежденных участков. Токи КЗ могут значительно превышать токи нагрузки этого участка. Они могут быть опасны для электрооборудования, так как недостаточно прочное в механическом отношении оборудование, может быть разрушено. Во избежание разрушений, поломок оборудования, оно должно обладать достаточной электродинамической и термической стойкостью, то есть должно выдерживать без повреждения действие наиболее возможных токов короткого замыкания.

Вычисление токов короткого замыкания производится для:

- сопоставления и выбора наиболее рациональной схемы электроснабжения;

- выбора электрических аппаратов, изоляторов, силовых кабелей;

- выбора средств ограничения токов короткого замыкания;

- проектирование защитного заземления.

При расчете короткого замыкания определяют следующие величины:

- I// - действующее значение периодической составляющей токов короткого замыкания.

- iу - ударный ток короткого замыкания.

При расчете токов КЗ в сетях свыше 1000 В учитываются только индуктивные сопротивления электрических машин, силовых трансформаторов, воздушных и кабельных линий.

Электрическая связь ГПП завода с системой осуществляется через 2-х цепную линию электропередачи, протяженностью 42км каждая и через два понижающих трансформатора мощностью 10000 кВА. Нормальный режим работы - раздельная работа трансформаторов.

Для заданного в электрической схеме места короткого замыкания, составляем схему замещения и путем постоянного преобразования приводим ее к одному эквивалентному сопротивлению, с одной стороны которого приложена результирующая ЭДС, а с другой стороны находится точка короткого замыкания. Зная результирующую ЭДС, и результирующее сопротивление по закону Ома определяем величину тока короткого замыкания.

Наиболее характерными точками короткого замыкания будут точки К1, К2 и К3.

6.2 Расчётная схема

Расчет токов к.з выполняет для точек К1 на напряжение 110 кВ и К2 на напряжение 6кВ. Принимаем метод относительных единиц. За базисную мощность принимаем Sб=1400 МВ*А.За базисное напряжение Uб=6,3кВ для точки К-2, а для точки К-1 базисное напряжение 115кВ.



Рис 2

6.3 Определение реактивных сопротивлений схемы замещения

Формулы для определения реактансов приведены (Л-3, стр. 362, Таб-7.2)

Для энергосистемы:

Для ВЛ 110 кВ:

Для трансформаторов ГПП:

7.4 Схема замещения

Составляем схему замещения для точки К-1



рис 3

Определяем результирующее сопротивление схемы.

Определяем расчётное сопротивление схемы замещения

Составляем схему замещения для точки К-2

рис 4

Определяем результирующее сопротивление схемы.

Определяем расчётное сопротивление схемы замещения

6.5 Определение токов К.З

Определяем кратность установившегося тока по кривым

(Л.8, стр. 313, Рис. 5-4) при xрасч*1=1,218<3
Определяем токи для точки К-1 по расчётным кривым.

Номинальный ток для системы:

Установившийся ток к.з: K?1=0,95;

Сверхпереходной ток к.з: Ko1=0,86;

Определяем токи для точки K-2 xрасч*2=8,568>3

Базисный ток для точки K-2 :

Ток К.З для точки K-2:

Определяем ударный ток К-1,К-2.; Ky=1,9(Л.8, стр. 321, Табл. 5-4)

;

7. Выбор основного коммутационного оборудования подстанции

7.1 Выбор коммутационных аппаратов

Выбор электрических аппаратов и проводников производится на основе сформулированных для них расчётных условий и данных электропромышленности о параметрах и технико-экономических характеристиках выпускаемого и осваиваемого перспективного электрооборудования.

Аппараты, шины и кабели на станциях и подстанциях выбираются по условиям длительной работы и проверяются по условиям короткого замыкания в соответствии с . Изоляция электрических аппаратов и кабелей должна соответствовать номинальному напряжению установки. При выборе аппаратов необходимо учитывать род установки (в помещении или на открытом воздухе), температуру окружающего воздуха, влажность и загрязнённость помещения и т. д.

Выбор и проверку оборудования производят по номинальным значениям тока и напряжения. Составляются таблицы сравнения расчётных и допустимых величин. При этом для обеспечения надёжной безаварийной работы расчётные величины должны быть меньше допустимых. Основными условиями выбора электрических аппаратов и токоведущих частей являются:

- условие длительного режима работы:

а) выбор по напряжению;

б) выбор по нагреву длительно протекающим номинальным током;

- условие устойчивости при протекании сквозных токов короткого замыкания:

а) проверка на электродинамическую стойкость;

б) проверка на термическую стойкость.

7.2 Выбор выключателей

Выключатели являются основными коммутационными аппаратами и служат для отключения и включения цепей в различных режимах работы.

При выборе выключателей необходимо учитывать основные требования, предъявляемые к ним. Выключатели должны надёжно отключать любые токи: нормального режима и КЗ, а также малые индуктивные и ёмкостные токи без появления при этом опасных коммутационных перенапряжений. Для сохранения устойчивой работы системы отключение коротких замыканий должно производиться как можно быстрее; выключатель должен быть приспособлен для быстродействующего АПВ. Конструкция выключателя должна быть простой, удобной для эксплуатации и транспортировки, выключатель должен обладать высокой ремонтопригодностью, взрыво- и пожаробезопасностью.

Выключатели выбирают по типу, номинальному напряжению установки, длительному номинальному току и проверяют по отключающей способности, динамической и термической стойкости.

Расчётным видом короткого замыкания при проверке выключателей на электродинамическую динамическую и термическую стойкость является трёхфазное короткое замыкание. Проверку по отключающей способности выполняют по большему току, в данном случае по току однофазного короткого замыкания.

Проверка выключателей по условиям короткого замыкания производится:

1) на электродинамическую стойкость:

2) на термическую стойкость: ;

3) на отключающую способность:

- по периодической составляющей;

- по полному току КЗ; ;

4) на включающую способность:

5) по параметрам восстанавливающегося напряжения.

Проверку по параметрам восстанавливающегося напряжения обычно не делают, так как для большинства систем реальные условия восстановления напряжения на контактах выключателя соответствуют тем, в которых испытан выключатель.

Определим токи рабочего форсированного режима:

рабочий форсированный ток линий:

Iр.форс.АТ=

Таблица 17

Условия выбора	Расчётные значения
Тип выключателя	Масляный малообъёмный ВМТ-110 Б-25/1250
	110кВ = 110кВ
	1250 А > 73.56 А
Условия проверки	Расчётные значения
	65кА> 16.98 кА; 25кА> 6.319 кА;
	402 3 > 6,3192 (0,06 +0,078); 4800 кА2 c >3,51 кА2 с
	25кА > 6,319 кА
	73.5 кА > 6,319 кА
	65 кА > 16,98 кА; 25 кА > 6,319 кА

Результаты выбора и проверки выключателей, устанавливаемых в ОРУ 110кВ типа BMT-110Б- 25/1200 У1 в приведены табл. 16

7.3 Выбор разъединителей

Разъединители предназначены для отключения и включения цепей без тока и для создания видимого разрыва цепи в воздухе. В установках небольшой мощности разрешается отключать разъединителем ненагруженные трансформаторы, включать и отключать нагрузочный ток линий до 15 А при напряжении 10 кВ и ниже, отключать в определённых пределах зарядный ток воздушных и кабельных линий и ток замыкания на землю.

Для обеспечения надёжной и безопасной эксплуатации разъединителей следует стремиться к применению разъединителей преимущественно трёхполюсного типа. Чтобы исключить ошибочные действия с разъединителями, устанавливают блокировки (механические, электрические), которые разрешают оперировать с разъединителями только в том случае, если связанный с ними выключатель отключён.

Разъединители выбирают по номинальному напряжению и длительному номинальному току и проверяют в режиме короткого замыкания на динамическую и термическую стойкость.

Выбор разъединителей производится:

– по напряжению установки:

- по длительному номинальному току:

- по конструкции, роду установки.

Проверка разъединителей производится:

- по электродинамической стойкости:

- по термической стойкости:

Результаты выбора и проверки разъединителей приведены в табл18 Таблица 18

Условия выбора	Расчётные значения
Тип разъединителя	РНД3.1(2)-110/1000У1
	110кВ = 110кВ
	1000 А > 73,56 А
Род установки	На открытом воздухе
Условия проверки	Расчётные значения
	80кА > 16,98кА
	31,52 -4>6,3192 .(0,06 + 0,078); 3969 кА2 с>3,51 кА2 с

7.4 Выбор трансформаторов тока

Выбор трансформаторов тока произведён по следующим условиям:

По типу;

По номинальному току:

где IH - номинальный ток ТТ;

IРАБ.ФОРС - ток рабочего форсированного режима.

По номинальному напряжению:

где UH - номинальное напряжение ТТ;

UH РУ - номинальное напряжение РУ, где устанавливается ТТ;

По классу точности:

где z2H - номинальная вторичная нагрузка ТТ;

z2 РАСЧ - вторичное расчетное сопротивление.

Выполнение этого условия сведено к выбору сечения контрольного кабеля, соединяющего трансформатор с подключенными к нему приборами.

Допустимое сечение кабеля qК ДОП определено по формуле:

,

где - удельное сопротивление жил контрольного кабеля :

lРАСЧ - расчетная длина контрольного кабеля :

- сопротивление приборов, подключаемых к трансформатору;

SПР - мощность всех приборов в наиболее нагруженной фазе;

I2H - номинальный вторичный ток ТТ;

rK - сопротивление контактных соединений (при числе приборов более трех rK = 0,1 Ом,.

Проверка трансформаторов тока по условиям КЗ проведена по следующим выражениям :

Электродинамическая стойкость:,

где iдин - ток электродинамической стойкости ТТ;

Термическая стойкость:

,

где - допустимый тепловой импульс ТТ;

- расчетный тепловой импульс;

7.5 Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ

Так как трансформаторы тока стоят в одних цепях с выключателями, то расчетные величины для них те же что и для выключателей.

Приняты к установке трансформаторы тока типа ТФЗМ-110Б-I11 У1 с первичным номинальным током I1H = 1000. А, вторичным номинальным током I2H = 5. А, с классами точности вторичных обмоток 0,5/10Р /10Р, с номинальной вторичной нагрузкой в классе 0,5 z2H = 1,2 Ом.

Номинальные параметры, расчетные величины в их цепях и соотношения между ними сведены в таблицу 19.

Выбор и проверка трансформаторов тока Таблица 19

Параметры ТТ	Соотношение	Расчетные величины для выбора ТТ.
Uн = 110 кВ	=	UнРУ = 110 кВ
Iн = 1000 А	>	Iраб.форс =73,56А
z2н = 1,2 Ом	>	z2 расч = 1,147 Ом
iдин = 62 кА	>	iу = 16,98кА
BK ДОП =4800	>	BK РАСЧ =3,51кА2*с

Далее приведен подробный выбор трансформаторов тока по классу точности.

Для определения мощности, потребляемой приборами в цепях трансформаторов тока, определен перечень приборов согласно, определены потребляемые каждым прибором мощности. Результаты сведены в таблицу 20

Таблица 20

№	Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы, ВА
			А	B	C
1	Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
2	Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
3	Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
4	ФИП	И-676	3	3	3
5	Счетчик активной энергии	И-680	2,5	2,5	-
6	Счетчик реактивной энергии	СР4-4676	-	2,5	2,5
Sпр, ВА	7	8,5	7

На основе табл.20 определяем:

,

Необходимо определить допустимое сечение контрольного кабеля.

, где lрасч = 100 м [4];

= 0,0283 Оммм2/м - для алюминиевого контрольного кабеля;

К установке принят кабель АКВВГ с алюминиевыми жилами сечением 4 мм2. Определено сопротивление выбранного кабеля:

Ом.

Необходимо определить суммарное сопротивление вторичной обмотки:

;

Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

7.6 Выбор трансформатора напряжения на стороне 110 кВ

Трансформатор напряжения в ОРУ-110 кВ питает обмотки напряжения измерительных приборов, ошиновок, линий.

Используя учебник [4, с.635] и справочник [2, с.387], составим табл.21 для подсчета мощности приборов.

Полная потребляемая суммарная мощность

.

Таблица 21

Место установки и перечень приборов	n	Тип прибора	Sном.об, ВА	Число обмоток	Cos	Sin	Общее число приборов	P, Вт	Q, Вт
Тупиковые ЛЭП
- ваттметр	2	Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
- варметр	2	Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
- счетчик активной энергии	2	САЗ-И681	2	2	0,38	0,925	4	16	14,8
- ФИП		ФИП-Б
Сборные шины 110кВ: - вольтметр	1	Э-335	2	1	1	0	1	2	-
- вольтметр регистрирующий		Н-393	10	1	1	0	1	10
Итого								39	14,8

Примем к установке 3 однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа НКФ-110-58Т1

с номинальной мощностью в классе 0,5 S2Н = 400 В·А, со следующими параметрами:

класс напряжения, кВ 110

номинальное первичное напряжение, В 110000/v3

номинальное основное вторичное напряжение, В 100/v3

номинальное дополнит. вторичное напряжение, В 100/3

номинальная мощность, В·А в классе (0,5) 400

предельная мощность, В·А 2000

,

т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

7.7 Выбор выключателей для РУ-6 кВ

Выбор выключателей производят:

-по номинальному напряжению;

-по номинальному току:

где

здесь Smax- максимальная мощность подстанции с учетом перегрузки

трансформаторов.

Выбираем для РУ-6 кВ масляный выключатель ВМПЭ-10-1600-20У3, со следующими параметрами:

Таблица 22

Номинальное напряжение U ном, кВ	10
Наибольшее рабочее напряжение U max, кВ	12
Номинальный ток I HQ, А	1600
Номинальный ток отключения I HO, кА	20
Нормированное содержание апериодической составляющей в токе КЗ , %	23
Допустимая скорость восстанавливающегося напряжения СВН доп, кВ/мкс	-
Наибольший пик предельного сквозного тока i НС, кА	52
Действующее значение сквозного тока I НС, кА	20
Ток термической стойкости I ТС, кА	20
Время термической стойкости t ТС, сек	8
Время отключения t ВО, сек	0,095
Собственное время отключения t СВ, сек	0,05

Проверка выключателей на отключающую способность

В качестве расчетного для этой проверки возьмем ток трехфазно короткого замыкания, так как он больше тока однофазного короткого замыкания. Для этого вида короткого замыкания необходимо знать периодическую Iп и апериодическую iп составляющие тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя в цепи:

=tрз min + tсв=0,01+0,045=0,055сек.

Iп=8,357 кА, iп=4,82 кА.

Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя:

IHQ=20кА Iп=4,07 кА.

Условие проверки по периодической составляющей тока короткого замыкания выполняется.

Условие проверки по полному току выполняется.

Проверка выключателя на термическую стойкость

В качестве расчетного для этой проверки принимаем ток трехфазного короткого замыкания.

Необходимо проверить выполнение условия: к.допк.расч.

Допустимый тепловой импульс для выключателя:

Расчетный тепловой импульс:

Тепловой импульс периодической составляющей тока короткого замыкания:

здесь:

Тепловой импульс апериодической составляющей тока короткого замыкания:

Условие проверки по термической стойкости выполняется.

Проверка выключателя на динамическую стойкость

Расчет производим при трехфазном коротком замыкании.

Условие проверки на динамическую стойкость выполняе

7.8 Выбор трансформатора собственных нужд

На подстанции 110/10 кВ необходимо установить два трансформатора собственных нужд. Трансформаторы собственных нужд подключаются к стороне низкого напряжения 10 кВ. Трансформаторы собственных нужд должны работать отдельно, каждый на свою секцию с АВР на секционной связи.

Мощность трансформатора собственных нужд определяется по формуле:

где ксн- коэффициент максимальной нагрузки собственных нужд

(принимаем ксн =1,5% /4/).

Принимаем к установке трансформатор типа ТМ 160/6, подключаемый к КРУ-6кВ.

7.9 Выбор трансформаторов напряжения на стороне 6 кВ

Перечень приборов для определения трансформатора напряжения сведем в таблицу 22

Полная потребляемая суммарная мощность

.

Примем к установке 3 однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа НОЛ-0,8-6УТ2, с номинальной мощностью в классе 0,5 S2Н = 75 В·А, со следующими параметрами:

класс напряжения, кВ 6

номинальное первичное напряжение, В 6000

номинальное основное вторичное напряжение, В 100

номинальное основное вторичное напряжение, В 100

номинальная мощность, В·А в классе (0,5) 75

предельная мощность, В·А 630

,

т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения Таблица 23

Место установки и перечень приборов	n	Тип прибора	Sном.об, ВА	Число обмоток	COS	SIN	Общее число приборов	P, Вт	Q, Вт
Тупиковые ЛЭП - ваттметр - варметр - счетчик активной энергии Сборные шины 10 кВ - вольтметр Вводные ячейки 10 кВ - ваттметр - варметр - счетчик активной энергии - счетчик реактив. энергии	10 1	Д-335 Д-335 САЗ-И681 Э-335 Д-335 Д-335 САЗ-И681 СРУ-И676	1,5 1,5 2 2 1.5 1.5 2 2	2 2 2 1 2 2 2 2	1 1 0,38 1 1 1 0,38 0,38	0 0 0,925 0 0 0 0,925 0,925	10 10 10 1 1 1 1 1	30 30 15,2 2 3 3 1.52 1.52	- - 37 - - - 3.7 3.7
Итого								86,24	44,4

7.10 Выбор токоведущих частей

Выбор токоведущих частей выполним для сборных шин ОРУ-110 кВ.

Выбор сечения сборных шин ОРУ-110 кВ произведем по нагреву наиболее нагруженого участка.

Исходя из мощности наиболее нагруженного участка, определим ток на этом участке:

Учитывая, что сборные шины будут располагаться в распределительном устройстве открытого типа, по таблице выберем для каждой фазы шин один сталеалюминевый провод марки АС-70/11 с номинальным сечением по алюминию 70 мм2 и суммарным допустимым током Iдоп=265А.

Проверка сборных шин ОРУ-110 кВ на термическую стойкость при коротких замыканиях

Проверка проводится при трехфазном коротком замыкании и заключается в сравнении температуры проводов в момент отключения короткого замыкания Qк с допустимой температурой Qдоп. Для сталеалюминевых проводов Qдоп=200С /5/.

Для вычисления Qк предварительно определим начальную температуру проводов:

где Qср- температура воздуха (Qср=37С);

Qср.н - нормированная температура воздуха (Qср.н=25С);

Qдл.доп- допустимая температура проводов в длительном режиме

(Qдл доп=70С ).

Зная Qн, по кривой 4 рис 1.1 /Л-3/ определим начальное значение удельного теплового импульса: Ан=0,3104 А2/мм2.

Конечное значение удельного теплового импульса определим по выражению:

где q-сечение провода АС70/11,4 по алюминию (q=70мм2);

к.расч- расчетный тепловой импульс от протекания полного тока

трехфазного короткого замыкания на шинах (к.расч=3,51 кА2с).

Зная Ак, по той же кривой определим конечную температуру:

Таким образом, провода сборных шин ОРУ-110кВ удовлетворяют условию проверки по термической стойкости.

Проверка проводов фаз сборных шин ОРУ-110 кВ на схлестывание

В нашем случае, ток трехфазного короткого замыкания на шинах 110 кВ меньше 20 кА (Iк1=3,89 кА), то проверка проводов фаз сборных шин ОРУ-110 кВ на схлестывание не производится.

Проверка по условиям коронного разряда.

В нашем случае проверку не производим. Сечение выбранных проводов сборных шин больше минимально-допустимого по условиям коронирования.

8. Релейная защита и автоматика, измерения и учёт

8.1 Перечень релейных защит

Для силовых трансформаторов с обмоткой высшего напряжения110 кВ предусматривается релейная защита от многофазных замыканий в обмотках и на их выводах, внутренних повреждений; сверхтоков, обусловленных внешними К.З.; сверхтоков обусловленных перегрузкой; понижения уровня масла; Предусматриваем продольную дифференциальную защиту, действующую на отключение выключателей без выдержки времени; максимальную токовую защиту от внешних к.з. действует на отключение выключателей; максимальной токовой защиты от перегрузки, действующей на сигнал; газовую защиту.

8.2 Расчёт дифференциальной защиты

Рассчитываем ДФЗ двухобмоточного силового трансформатораТМН-10/110.

Ток силового трансформатора на стороне ВН:

На стороне НН:

Принимаем коэффициенты трансформации:

Определяем вторичный ток в плечах ДТЗ соответствующий номинальной мощности трансформатора

:

Определяем ток небаланса

ка=1; кодн=0,5 (Л.3, стр. 450); f=0,1; Iк макс=8,576 кA

Определяем ток срабатывания реле по условию отстройки от тока небаланса с коэффициентом надёжности кн=1,3

Определяем число витков основной обмотки БНТ:

Принимаем 3 витков.

На вторичной стороне число витков:

Предварительно принимаем щ2=щур 2=2 витков.

Уточнённый ток небаланса:

Суммарный ток небаланса: Iнб=429+1405=1834 A

Уточнённый ток срабатывания реле:

Принимаем ток срабатывания 120 A

Определяем коэффициент чувствительности:

Так как 2,08>1,5, то требования по чувствительности к РЗ удовлетворенны

8.3 Поясняющая схема релейной защиты трансформатора

В поясняющей схеме:

1ТТ, 2ТТ-трансформаторы тока на стороне 35кВ

3ТТ, 4ТТ- трансформаторы тока на стороне 10кВ

1. ТДТ- дифференциальная токовая защита

2. Т,Н,В1,В2 -Максимальная токовая с пуском по напряжению с двумя выдержками времени.

3. Г -Газовая защита

4. Т,В Максимальная токовая защита от перегруза

ЭОВ-электромагнит отключения выключателя

Рис 5

8.4 Схема АВР секционного выключателя

Схема на рис предусматривает нормальное восстановление схемы после исчезновения напряжения. Источником переменного оперативного тока является трансформаторы собственных нужд Т3 и Т4 нормально каждая секция получает питания от трансформатора Т1 и Т2 через выключатели Q1 и Q2 выключатель Q3 отключен.



Рис 6

При исчезновении напряжения, питания 1 секции шин реле КТ1 и КТ2 срабатывает и с выдержкой времени замыкает свои контакты в цепи УА1. Контакты КТ1:1 и КТ2:1 включены последовательно, что исключает ложное отключение выключателя при неисправностях в цепи напряжения ( реле КТ1 и КТ2 включены на разные трансформаторы). Одновременно реле КТ1 и КТ2 размыкают свои размыкающие контакты в цепи КТ3 реле



Рис 7

КТ3 обесточивается и замыкает размыкающий контакт в цепи УА1.0

Выдержка времени реле КТ1 и КТ2 выбирается больше времени действия устройства АПВ линии. Если АПВ окажется успешной , то схема вернётся в обратное положение. При неуспешном АПВ замыкающие контакты КТ1:1 и КТ2:1 замыкаются и выключатель УА1.0 снова отключается и замыкает свои контакты в цепи УА3.В

Выключатель Q3 включается и подаёт напряжение на 1 секцию шин подстанции реле КТ2 возвращается в исходное положение, катушки реле КТ1 и КТ2 по прежнему будут без напряжения. Если АВР отключается неуспешно при устойчивом К.З на 1 секции шин, то выключатель Q3 отключается под действием своей защиты и 1 секция шин выводится в ремонт.

При восстановление напряжения на шины схема предусматривает автоматическое восстановления нормального положения схемы. Реле КТ1 при восстановлении напряжение размыкает свои замыкающие контакты в цепи УА1.0 и замыкает размыкающий контакт в цепи реле КТ3, котором проскальзывающим контактом подаёт напряжение на электромагнит включения УА1.В, выключатель Q1 включается и размыкающим контактом отключает выключатель Q3. Схема автоматически восстанавливается. При исчезновении напряжения на 2 секции шин схема АВР действует аналогична

9. Канализация электроэнергии по заводу

9.1 Выбор сечения кабельных линий распределительной сети

Сечение кабельных линий выбираем по экономической плотности тока и проверяем по нагреву в нормальном и аварийном режиме. Для КЛ, питающей КТП1 расчётный ток

Экономическая плотность 1,2(Л.7, стр. 548, Табл. 10.1)

Экономическое сечение. Выбираем кабель 2хАСБ-3х120

Проверяем по нагреву в аварийном режиме.

Допустимый ток для 2хАСБ-3х120Iдоп=190 A>Iрасч=174,328 A (Л.9, стр.56,Табл.23) следовательно, по нагреву кабель соответствует. Для остальных кабельных линий результат выбора заносим в таблицу 24. Длину кабельных линий измеряем по плану с учётом масштаба

Выбор сечений кабельных линий Таблица 24

Наименов КЛ	Ток КЛ (А)	Ток 1 кабеля (А)	Эконом. сеч. (мм2)	Допуст. ток (А)	jэ (А/мм2)	n кол. каб.	Марка кабеля
ГПП-КТП1	174,328	87,164	72,637	190	1,2	2	2хАСБ-3х120	да
ГПП-КТП2	81,191	40,595	33,829	85	1,2	2	2хАСБ-3х35	да
ГПП-КТП3	102,567	51,283	42,736	110	1,2	2	2хАСБ-3х50	да
ГПП-КТП4	79,119	39,560	32,967	85	1,2	2	2хАСБ-3х35	да
ГПП-КТП5	56,554	28,277	23,564	70	1,2	2	2хАСБ-3х25	да
ГПП-КТП6	60,496	30,248	25,207	70	1,2	2	2хАСБ-3х25	да
ГПП-КТП7	37,988	18,994	15,828	42	1,2	2	2хАСБ-3х16	да
ГПП-КТП8	36,623	18,312	15,260	42	1,2	2	2хАСБ-3х16	да

Нагрузка для кабельной линии ГПП-КТП1 складывается из нагрузки высокого напряжения и нагрузки низкого напряжения с учётом компенсирующих устройств

Выбираем кабель 2хАСБ-3х120, Проверяем по нагреву в аварийном режиме.

Допустимый ток для 4хАСБ-3х70 Iдоп=190*2=380 A>Iрасч=304,8 A

9.2 Проверка сечения кабельных линий по току к.з.

Термическая стойкость КЛ проверяется по току к.з. в точке 3