Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

В данной работе будет произведён расчёт ГПП питания предприятия, определения комплектующих и схем возможных для питания потребителя I категорий с выбором трансформаторов на все категории напряжения.

Также произведён расчёт напряжения воздушной линий электропередач с расстоянием 30 км. А для выбора комплектующих воздушные линии (ВЛ) целесообразно произвести общую оценку района предполагаемого строительства, так как ВЛ сооружаются в открытой местности и поэтому подвергаются различным атмосферным воздействиям, которые в зависимости от географического положения проявляются в той или иной степени и оказывают основное влияние на надежность работы ВЛ. Поэтому для обеспечения надёжной работы необходимо рассчитать и заделать выборку основных её конструкционных элементов, в зависимости от вида климатических воздействий согласно с картами районирования руководствуясь правилами устройства электроустановок (ПУЭ).



Выбор схемы системы электроснабжения

На современных промышленных предприятиях электропитание цеховых нагрузок производится от встроенных и пристроенных подстанций. Схема внутрицеховой сети определяется технологическим процессом производства, планировкой помещения цеха, взаимным расположением трансформаторной подстанции и электроприемников, вводом питания, расчетной мощностью, требованием бесперебойности электроснабжения, технико-экономического соображения, условиями окружающей среды.

Для распределения электрической энергии внутри цехов промышленных предприятий служат сети напряжением до 1 кВ. Также данные сети используются для питания некоторых электроприемников, расположенных за пределами цеха на территории предприятия.

Цеховые сети бывают питающие, которые отходят от источника питания, и распределительные, к которым присоединяются электроприемники.

Внутрицеховые сети выполняются:

a) радиальным схемами - электроснабжение осуществляется линиями, не имеющими распределения энергии по их длинам;

b) магистральным схемами - линии, питающие потребителей, имеют распределение энергии по длине. При магистральном подключении ТП целесообразно на некоторых из них на питающих или отходящих линиях использовать силовые выключатели с защитами, с целью локализации поврежденного участка сети и ограничения числа отключенных при этом ТП;

c) смешанными схемами - электроснабжение осуществляется радиальными и магистральными линиями.

В данном цехе нагрузка распределена равномерно по площади цехе и не требует установки распределительного щита на подстанции, поэтому применяется смешанная схема питания.

При магистральных схемах, выполненных шинопроводами, перемещение технологического оборудования не вызывает переделок сети. Основным недостатком является то, что при повреждении магистрали отключаются все электроприемники.

Выбор числа, мощности и типа силовых трансформаторов ГПП

Наиболее часто ГПП промышленных предприятий выполняют двухтрансформаторными. Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учетом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности. В послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора) для надёжного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.

Таблица 1 - Характеристика ЭП

№	UНОМ	Мощность электроприёмников в % от мощности предприятия	Категория
варианта	на шинах	UНОМ ЭП, В	надёжности
	ГПП, кВ	6000	3000	1140	660	380	220
2	10	65	-	10	-	15	10	1

Таблица 2 - Суточный график нагрузки

Время,ч	1	2	3	4	5	6	7	8	9	110	111	112
Мощность S, МВ А	33,5	114	113	9	11,5	8	110	6	7	88,5	110	9

Расчетная нагрузка предприятия составляет 14000 кВ• А, средняя нагрузка 7800 кВ • А

Учитывая наличие потребителей Iкатегории надёжности, принимаем к установке два трансформатора. Номинальную мощность трансформаторов определяем по условию (1)

(1)

S_ном.Т = кВ • А

Принимаем к установке трансформаторы с номинальной мощностью

10000 кВ • А.

Проверяем перегрузочную способность трансформаторов в аварийном режиме по условию (2)

(2)

1,4 • 10000 = 14000.

Условие (2) выполняется. Следовательно, выбранные мощности трансформаторов (2 Ч 10000 кВ • А) обеспечивают электроснабжение предприятия как в нормальном, так и в аварийном режимах. По каталожным данным выбираем трансформатор ТДНС - 10000/35.

Электрический и механический расчеты ЛЭП 35 кВ и выбор основных конструктивных элементов.

Выбор сечения воздушной линии по допустимому нагреву

Допустимые длительные токи для неизолированных проводов и шин приведены в таблицах ПУЭ. Они приняты из расчета допустимой температуры их нагрева +70 ⁰С при температуре окружающего воздуха +25 ⁰С.

Расчётный ток в час максимума энергосистемы:

, где (2.1)

S_пер - полная передаваемая мощность, кВА;

U_ЛЭП - напряжение ЛЭП, кВ.

- коэффициент мощности.

Если температура воздуха отличается от +25 ⁰С, то условия охлаждения меняются и табличные значения допустимых токов нагрузки пересчитываются с помощью поправочных коэффициентов.

При отклонении температуры окружающей среды от нормируемой определяется новое значение допустимого тока нагрузки с поправкой на температуру:

, где (2.2)

I_Д - допустимое табличное значение тока равное;

К_T - поправочный температурный коэффициент.

При температуре окружающего воздуха по заданным условиям равной 30?, следовательно, согласно таблицы поправочных коэффициентов (ПУЭ таблица 1.3.3) К_Т = 0,88

I_Д= 265 А (ГОСТ 839-80)

0,88? 265 =233,2 А

Согласно ГОСТ 839-80 при длительном токе I = 233,2 А необходимо использовать алюминиевые провода со стальным сердечником АС - 70/11.



Выбор сечений по экономической плотности тока

При увеличении площади поперечного сечения линии повышаются материальные затраты на её сооружение. При уменьшении сечения затраты снижаются, но возрастает стоимость потерь электроэнергии, величина которой прямо пропорциональна потерям активной мощности и обратно пропорциональна площади поперечного сечения проводника.Минимальное количество затрат на сооружение линии, которому будет соответствовать сечение проводника, называется экономическим. На его величину влияет ряд факторов (стоимость строительной части линии в различных районах РФ, стоимость потерь электроэнергии в зависимости от исполнения линии, экономии цветных металлов и др.), учесть математически которые затруднительно.На основании анализа всех факторов, влияющих на величину экономического сечения, и технико-экономических расчетов ПУЭ рекомендует в практических расчетах экономическое сечение определять в зависимости от экономической плотности тока j_эк, величина которой зависит от материала проводника, конструктивного исполнения линии, приведенныхзатрат на их сооружение и продолжительности использования максимума нагрузки.

Выбор провода по экономической плотности тока:

, где (2.3)

S_Э - экономическая площадь сечения провода, мм²;

I - расчетный ток в час максимума энергосистемы, А;

j_эк - нормированное значение экономической плотности тока, А/мм², по таблице 1.3.36 (ПУЭ) принимаем значение j_эк = 1,1 А/мм²;

Для данной воздушной линии электропередач принимаем неизолированный алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС - 70/11 с допустимым длительным током I = 265 А.

Механический расчёт ЛЭП

В зависимости от климатических условий, на провод, висящий в пролете, действуют внешние нагрузки от собственной массы, массы гололёда и давления ветра. Согласно картам климатических районов России и приведенным по ним в ПУЭ скоростными нормативными напорами ветра, толщинами стенок гололёда принимаются расчетные климатические условия. Действующие ПУЭ различают семь районов и один особый по гололёду, семь районов и один особый по ветру. Значения максимальных ветровых давлений и толщин стенок гололёда определяются на высоте 10 м над поверхностью земли с повторяемостью 1 раз в 25 лет [2.5.40 ПУЭ].

Рассчитать воздушную линию электропередач протяженностью L= 30 км, проходящую по ненаселенной местности:

- номинальное напряжение линии U=35 кВ;

- полная мощность потребителя S= 14 МВ • А;

- коэффициент мощности cosц = 0,9.

Число часов максимума t = 4755 часов/год.

Климатические условия:

- район по толщине стенки гололёда -III;

- район по скоростному напору ветра - I.

Температура:

- высшая температура воздуха t_нб = 40?;

- низшая температура воздуха t_нм = -40?;

- среднегодовая температура воздуха t_с = 0?.

Погонные и приведённые нагрузки:

Нагрузка от собственной массы:

, где (3.1)

- приведённая нагрузка от собственной массы, принимаем равной = 3,47? 10^-3 кгс/(м?мм²);

S - сечение провода в целом;

Р₁ = 3,47 ? 10^-3 ? 79,3 = 0,28 кгс/м

Погонная нагрузка от массы гололёда:

, где (3.2)

с - плотность гололёдных отложений цилиндрической формы равной

0,9 г/см²

р - число «пи» 3,14

c - нормативная толщина гололёда для IIIрайона, равная 20 мм;

d - диаметр провода

Р₂ = 0,9 ? 3,14 ? 20 ? (11,4 + 20) ? 10^-3 = 1,77 кгс/м

Нагрузка от массы провода с гололёдом:

(3.3)

Р₃ = 0,28 + 1,77 = 2,05 кгс/м

(3.4)

кгс/(м ? мм²)

Погонная нагрузка от ветра на провод без гололёда:

, где (3.5)

б - коэффициент неравномерности скоростного напора, принимаем б = 0,71;

c_х - коэффициент лобового сопротивления принимается 1,2 - для проводов и тросов диаметром меньше 20 мм;

q- скоростной напор ветра с повторяемостью 1 раз в 10 лет, равный 55 даН/м²

Р₄ = 0,71 ? 1,2 ? 55 ? 11,4 ? 10^-3 = 0,534 кгс/м

Погонная нагрузка от ветра на провод с гололёдом:

(3.6)

Р₅ = 0,75 ? 1,2 ? 0,25 ? 55(11,4 + 2 ? 20) ? 10^-3 = 0,636 кгс/м

Нагрузка от ветра и массы провода без гололёда:

(3.7)

кгс/м

(3.8)

? 10^-3 кгс/(м ? мм²)

Нагрузка от ветра и массы провода с гололёдом:

(3.9)

кгс/м

(3.10)

? 10^-3 кгс/(м ? мм²)



Критические пролёты линии

В воздушных линиях напряжение проводов и тросов не должно превышать допустимых значений для следующих режимов:

- режим наибольшей внешней нагрузки;

- режим низшей температуры при отсутствии внешних нагрузок;

- режим среднегодовой температуры при отсутствии внешних нагрузок.

Первый критический пролет

Представляет собой пролёт такой длины, для которой напряжение провода в режиме среднегодовой температуры равно допускаемому у_э, а в режиме низшей температуры - допускаемому у_{_}.

, где (3.11)

у_{_} - допустимое напряжение при низшей температуре, принимаем

у_{_} = 9,25 кгс/мм²

б - температурный коэффициент линейного удлинения, принимаем б = 19,2?10^-6 1/град;

Е - модуль упругости проводов и тросов, принимаем Е = 8,25 ? 10³ кгс/мм²;

t_э, t_{_} - среднегодовая и низшая температуры, соответственно, ?;

г₁ - приведенная нагрузка от собственной массы, принимаем г₁ = 3,47 ?

? 10^-3 кгс/(м ? мм²).

= 239 м

Второй критический пролет

Имеет место в том случае, когда в режиме максимальных внешних нагрузок напряжение в проводе равно допускаемому у_r, а в режиме низшей температуре - допускаемому у_{_}.

, где (3,12)

у_r - допустимое напряжение при наибольшей нагрузке, принимаем у_r =

= 10,5 кгс/мм²;

г_r - приведенная нагрузка от ветра и собственной массы провода с гололёдом, принимаем г_r = г₇ = 27,1 ? 10^-3 кгс/(м ? мм²);

t_r, t_{_}- низкая и низшая температуры, соответственно, ?.

= 88 м

Третий критический пролет

В случае, когда в режиме максимальных внешних нагрузок равно допускаемому у_r, а в режиме среднегодовой температуры - допускаемому у_э.

(3,13)

Исходным режимом при расчёте проводов линий на механическую прочность называется такой режим, при котором напряжение в проводе равно допускаемому, при этом в остальных режимах напряжение в проводе должно быть меньше допускаемого. Исходный режим зависит от соотношения между длинами трёх критических пролетов. При соотношении критических пролетов ; исходным режимом является режим наибольшей внешней нагрузки с параметрами г_r ,t_r, у_r. Для этого режима полагаем у_r = 10,5 кгс/мм².

Для дальнейших расчётов длину пролёта принимаем l = 200 м.

Напряжения в проводах ЛЭП

Определение напряжения в проводах при разных атмосферных условиях, при различных сочетаниях расчётных климатических условий.

1) Температура t = t_нб, ветер и гололёд отсутствуют:

(3,14)

=;

; ; кгс/мм².

2) Провод покрыт гололёдом, t = ?, ветер отсутствует:

(3,15)

2) Низшая температура t = t_нм, ветер и гололёд отсутствуют:

(3,16)

4) Среднегодовая температура t = t_э, ветер и гололёд отсутствуют:

(3,17)

5) Наибольший нормативный скоростной напор ветра t = -5?, гололёд отсутствует:

(3,17)

6) Провода и тросы покрыты гололёдом, t = -5?, скоростной напор ветра 0,25q_max. Этот режим является исходным, поэтому :

Стрелы провеса

Стрелы провеса для сочетаний всех климатических условий соответственно:

1) Температура t = t_нб, ветер и гололёд отсутствует:

(3,18)

f₁=

2) Провод покрыт гололёдом, t = -5?, ветер отсутствует:

(3,19)

f₂=

3) Низшая температура t = t_нм, ветер и гололёд отсутствуют:

(3,20)

f₃=

4) Среднегодовая температура t = t_э, ветер и гололёд отсутствуют:

(3,21)

f₄=

5) Наибольший нормативный скоростной напор ветра t= -5?, гололёд отсутствует:

(3,22)

f₅=

6) Провода и тросы покрыты гололёдом, t= -5?, скоростной напор ветра 0,25q_max:

(3,23)

f₆=

Выбор изоляторов для ВЛ

Выбор изоляторов или изоляционных конструкций из стекла и фарфора должен производится по удельной эффективной длине пути утечки в зависимости от степени загрязнения в месте расположения электроустановки и её номинального напряжения.

Для данной работы выбираем подвесные, стеклянные тарельчатые изоляторы ПС - 70Е:

- минимальная механическая разрушающая нагрузка - 70 кН;

- диаметр изоляционной детали ;

- строительная высота ;

- длина пути утечки ;

- выдерживаемое напряжения 50 Гц (в сухом состоянии) - 70 кВ;

- выдерживаемое напряжения 50 Гц (под дождём) - 40 кВ;

- масса - 3,4 кг.

Количество подвесных тарельчатых изоляторов в поддерживающих гирляндах:

, где (4,1)

L_и - длина пути утечки одного изолятора по стандарту, техническим условиям на изолятор конкретного типа, см;

L - длина пути утечки изоляторов из стекла и фарфора:

- удельная эффективная длина пути утечки. Для линии 110 кВ принимаем = 1,6 см/кВ;

k - коэффициент использования длины пути утечки, принимаем k = 1.

m =

Длина гирлянды изоляторов:

Рисунок 1 - Опора 1П35 - 2Т - 3.5

Выбор опор ВЛ

При проектировании следует применять унифицированные опоры. На основе унификации для каждой опоры установлены области применения: напряжение линии, число цепей, район гололёдности, максимальный напор ветра, диапазоны марок проводов. По этим сведениям выбираем унифицированную двухцепную промежуточную стальную опору марки 1П35-2Т-3.5 (Рисунок 1). На ВЛ может применятся любое расположение проводов на опоре: горизонтальное; вертикальное; смешанное. Для данной работы принимаем смешанное расположение проводов. На ВЛ 35-330 кВ с подвесными изоляторами при негоризонтальном (смешанном или вертикальном) расположении проводов расстояние между проводами по условиям их работы в пролёте и наименьшее расстояние между фазами на опоре при грозовом перенапряжении регламентирует ПУЭ.

Высота нижней траверсы с учётом максимальной стрелы провеса и длины гирлянды изоляторов:

, где (5,1)

- наименьшее расстояние от проводов ВЛ до поверхности земли в ненаселённой местности.

Н_Т = 6 + 2,9 + 0,25 = 9,15 м.

Выбор схемы ГПП и конструкции РУ ВН

Схему ГПП выбирают с учетом установленной мощности потребителей электроэнергии и категории их надёжности, характера электрических нагрузок и размещения их на генеральном плане предприятия, а также производственных, архитектурно - строительных и эксплуатационных требований.

В общем случае схема ГПП включает в себя один или несколько понизительных трансформаторов и РУ высшего, среднего или низшего напряжений.

Для РУ 6, 10 и 35 кВ широко используют схему с одной секционированной системой шин. Число секций зависит от числа подключений и принятой схемы внутризаводского распределения электроэнергии. В большинстве случаев число секций не превышает двух. Каждая секция работает раздельно и получает питание от отдельной линии или трансформатора. В нормальном режиме работы секционный аппарат (разъединитель или выключатель) отключен.

Применение секционного выключателя обеспечивает автоматическое включение резерва (АВР), что позволяет использовать такую схему для потребителей любой категории по надёжности.

Для данного предприятия выбираем схему ГПП без сборных шин на высшем напряжении как наиболее простую и экономичную.

Для РУ 10 кВ принимаем схему с одной секционированной системой шин с двумя секциями. Каждая секция работает раздельно и получает питание от отдельного трансформатора. В нормальном режиме секционный выключатель отключен.

Трансформаторы размещаем, открыто, все остальное оборудование размещаем в закрытом помещении.

Рисунок 2 - Схема ГПП однолинейная

Расчёт токов КЗ и выбор коммутационно-защитной аппаратуры в сети ВН

Расчёт токов КЗ

Расчет токов КЗ в установках напряжением выше 1 кВ имеет ряд особенностей по сравнению с расчетом токов КЗ в установках напряжением до 1 кВ. Эти особенности заключаются в следующем активные сопротивления элементов системы электроснабжения при определении токов КЗ не учитывают, если выполняется условие: , где - суммарные реактивные и активные сопротивления элементов системы электроснабжения до точки КЗ.

Расчет токов КЗ выполняют в именованных или относительных единицах: будем вести в относительных единицах.

При расчетах в относительных единицах все величины сравнивают с базисными, в качестве которых принимают базисную мощность Sб и базисное напряжение Uб. За базисную мощность принимают мощность одного трансформатора ГПП или условную единицу мощности, например, 10, 100 или 1000 МВА.

В качестве базисного напряжения принимают среднее напряжение той ступени, на которой имеет место КЗ (Uср=0,133; 0,23; 0,4; 0,525; 0,69; 3,15; 6,3; 10,5; 13,8; 15,75; 18; 24; 37; 115; 154; 230; 340; 515 кВ).

Задаемся базисной мощностью S_б =10 МВА

Расчет сопротивлений элементов схемы замещения:

Сопротивление воздушной линии :

где Х₀ - индуктивное сопротивление одного километра воздушной линии, Ом/км;

l - длина воздушной линии, км;

S_б - базисная мощность, МВА;

U_б - базисное напряжение, кВ.

Активное сопротивление воздушной линии :

Сопротивление трансформатора находится по формуле:

где S_ном - номинальная мощность трансформатора, МВА;

U_кз - напряжение короткого замыкания, %

Определяем токи короткого замыкания в точке К1:

,

где I_бк1 - базисный ток точки К₁ , кА;

- сопротивление в точке К₁ .

Определяем ударные токи в точке К1:

линия электропередача электроснабжение трансформатор

Определяем мощность короткого замыкания в точке К1:



Определяем токи короткого замыкания, ударные токи и мощность короткого замыкания в точке К2, аналогично точке К1:

Выбор коммутационно-защитной аппаратуры

1. Номинальное напряжение разъединителя должно соответствовать номинальному напряжению высоковольтной сети.

2.Наибольший длительный ток нагрузки потребителя не должен превышать номинальное значение длительного тока разъединителя.

3. Ударный ток КЗ в месте установки разъединителя не должен превышать допустимую амплитуду ударного тока КЗ разъединителя.

4. Ток термической стойкости I_т в течение времени t_T, гарантированный заводом-изготовителем, и ток КЗ I_К, протекающий через разъединитель в течение времени t_пр, должны быть связаны соотношением

>.



Заключение

В данной работе, на основании полученного задания, рассчитана система электроснабжения промышленного предприятия.

Особенностями промышленного предприятия является наличие мощных ЭП. По категории надежности электроприёмники относятся к первой категории электроснабжения. Согласно требованиям ПУЭ, питание ЭП данной категории осуществляется от двухтрансформаторной комплектной подстанции.

При определении мощности трансформатора расчет произведён за наиболее загруженную смену.



Список используемой литературы

1. Лыкин А.В. Электрические системы и сети; Москва; Логос; 2008г., 254с.;

2. Степанов В.М., Косырихин В.С. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебное пособие для студентов вузов, Тула, ТулГУ, 2000г., 100с.;

3. ГОСТ 839-80 «Провода неизолированные для воздушных линий электропередачи»;

4. ПУЭ Все действующие разделы шестого и седьмого изданий с изменениями и дополнениями по состоянию на 15 октября 2005 года, Москва, АТЛАС, 2005г., 488с.;

Размещено на Allbest.ru