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.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 13.03.2010 |
| Размер файла | 1,2 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Аннотация
Алфёров А.В. Электроснабжение группы цехов «челябинского тракторного завода-Уралтрак». - Челябинск: ЮУрГУ, Э, 2008, с., 14 илл., 36 табл. Библиография литературы - 15 наименований. 7 листов чертежей формата А1.
В данном проекте произведён расчет электроснабжения и выбор оборудования для группы цехов «Челябинского тракторного завода-Уралтрак». Была составлена схема системы электроснабжения, выбраны силовые трансформаторы, коммутационная аппаратура, кабельные линии и проведена их проверка на термическую стойкость. В разделе «Релейная защита» была рассмотрена защита синхронного двигателя. Спроектированная схема электроснабжения промышленного предприятия удовлетворяет ряду требований: высокая надежность и экономичность, безопасность и удобство в эксплуатации, обеспечено требуемое качество электроэнергии, соответствующие уровни напряжения.
Проектирование производится на основе последних разработок и расчетов, что делает проект расчета электроснабжения завода современным.
Данный проект можно принять к строительству в связи с его оптимальными показателями по капитальным затратам и расходом на эксплуатацию. Выбранное оборудование является новейшим и рекомендуется к установке на вновь проектируемых заводах.
Введение
Под электроснабжением согласно ГОСТу 19431-84 понимается обеспечение потребителей электрической энергии.
СЭС как и другие объекты должны отвечать определенным технико-экономическим требованиям. Они должны обладать минимальными затратами при обеспечении всех технических требований, обеспечивать требуемую надежность, быть удобными в эксплуатации и безопасными в обслуживании, обладать гибкостью, обеспечивающей оптимальный режим эксплуатации в нормальных условиях и близкие к ним в послеаварийных ситуациях.
При построении СЭС нужно учитывать большое число факторов, оказывающих влияние на структуру СЭС и типы применяемого в них оборудования.
К ним относятся:
- потребляемая мощность;
- категории надежности питания;
- характер графиков нагрузок потребителей;
- размещение электрических нагрузок на территории предприятия;
- условия окружающей среды;
- месторасположение и параметры источников питания;
- наземные и подземные коммуникации.
Краткая характеристика предприятия
ОАО "Челябинский тракторный завод - Уралтрак" - крупнейшая в странах СНГ машиностроительная компания по разработке и производству промышленных тракторов и двигателей к ним, располагающая большим технологическим и производственным потенциалом. Сегодня завод выпускает машины для нефте-, газодобывающей, горнорудной, строительной и других отраслей промышленности. Челябинский тракторный завод является лидером рынка России и стран СНГ в сегментах гусеничных промышленных тракторов, бульдозеров и трубоукладчиков.
Располагается предприятие в восточной части города вблизи Первого озера. Общая площадь, занимаемая Челябинским тракторным заводом, составляет 208 га. В основном производстве ЧТЗ задействовано свыше 17 000 человек.
Челябинский тракторный завод располагает мощностями литейного, кузнечного, прессово-сварочного, механообрабатывающего, окрасочного, термического и гальванического производств.
В основном производстве предприятия в настоящее время задействовано свыше 13000 единиц оборудования, которое обеспечивает полный производственный цикл создания инженерных машин, двигателей, запасных частей и прочих видов продукции.
Технический паспорт проекта
1. Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1 кВ: 23938 кВт.
2. Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением свыше 1 кВ: 12800 кВт: синхронные двигателей 4ЧСТД-3200 (Рном = 3200 кВт);
3. Категория основных потребителей по надежности электроснабжения:
Присутствуют потребители 2 категория.
4. Полная расчетная мощность на шинах главной понизительной подстанции: 20482 кВА;
5. Коэффициент реактивной мощности:
Расчетный: tg= 0,31
Заданный энергосистемой: tg= 0,31
Естественный tg= 0,31
6. Напряжение внешнего электроснабжения: 110 кВ;
7. Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме: 5000 МВА;
8. Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы: 2 км, тип и сечение питающих линий: ВЛ-110, АС-70/11;
9. Количество, тип и мощность трансформаторов главной понизительной подстанции: 2ЧТРДН-25000/110;
10. Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия: 10 кВ;
11. Типы принятых ячеек распределительных устройств, в главной понизительной подстанции: КЭ-10/20;
12. На территории устанавливаются комплектные трансформаторные подстанции с трансформаторами типа ТМ, ТМЗ мощностью 1000, 2500 кВА;
13. Тип и сечение кабельных линий:
Кабельные линии 10кВ ААШв 3Ч70 и ААШв 3Ч150 мм2;
Кабельные линии 0,4кВ ААШв 4Ч70, ААШв 4Ч95 и ААШв 4Ч240 мм2.
Исходные данные:
Необходимо выполнить проект системы электроснабжения группы цехов «Челябинского тракторного завода - Уралтрак» в объеме, указанном в содержании. Завод расположен на Южном Урале (Челябэнерго).
Генеральный план предприятия представлен на листке 1. Сведения об установленной мощности электроприемников, как отдельного цеха, так и группы цехов приведены в таблицах 1.2 и 1.3.
1. Расстояние от предприятия до энергосистемы 2 км;
2. Уровни напряжения на шинах главной городской понизительной подстанции: 35 и 110 кВ;
3. Мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы:
для U1 - 650 МВА;
для U2 - 5000 МВА;
4. Стоимость электроэнергии по двухставочному тарифу:
основная ставка 186 руб/кВт мес;
дополнительная 1,04 руб/кВт
5. Наивысшая температура:
окружающего воздуха 22,2 С;
почвы (на глубине 0,7 м) 15,2 С;
6. Коррозийная активность грунта слабая;
7. Наличие блуждающих токов;
8. Колебания и растягивающие усилия в грунте есть.
1. Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия
1.1 Расчет электрических нагрузок цеха шестерен
Принимаем, что сварочная нагрузка работает с ПВ=40% , а грузоподъемная нагрузка с ПВ=25% . Для электроприемников, работающих с заданными ПВ, номинальную мощность необходимо привести к длительному режиму по формуле:
. (1.1)
Расчет электрических нагрузок цеха сводится в таблицу 1.1.
В таблице 1.1 в графе «число электроприемников n » указывается количество рабочих электроприемников. В графе «Рном» записываются номинальные установленные мощности в кВт одного электроприемника. В графе «» приводится суммарная установленная мощность электроприемников всей подгруппы.
В итоговой строке «итого по отделению» суммируются общее число электроприемников группы, суммарная номинальная мощность всей группы, а также мощности по фазам. В графы записываются коэффициенты использования и мощности.
Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену для каждого электроприемника или подгруппы электроприемников определяется по формуле:
. (1.2)
Средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену для них находятся из выражения:
. (1.3)
После определения средних активных Рс и реактивных Qс нагрузок по отдельным электроприемников производится расчет для группы. В итоговой строке « итого по отделению» суммируются общее число электроприемников группы, суммарная номинальная мощность всей группы. Для заполнения граф в строке «итого по отделению» необходимо предварительно подвести итоги по графам
По полученным данным определяется среднее значение коэффициента использования и среднее значение tg ц по группе:
; (1.4)
. (1.5)
В графе «nэ» в строке «итого по отделению» определяется приведенное число электроприемников nэ рассматриваемой группы. При расчетах электрических нагрузок, пользуются следующими выражениями для определения эффективного числа электроприемников.
-при Kиа < 0,2
; (1.6)
- при Киа ? 0,2
, (1.7)
где: Рном.max -номинальная мощность максимального электроприемника в группе (цехе). В графе коэффициент максимума находится по таблице 1 «Руководящих указаний по расчету электрических нагрузок» (РТМ.36.18.32.4-92).
Определение расчетной нагрузки на разных ступенях системы электроснабжения промышленных предприятий рекомендуется проводить по методу упорядоченных диаграмм. Расчетная активная нагрузка группы трехфазных электроприемников на всех ступенях питающих и распределительных систем находится по средней нагрузке и расчетному коэффициенту:
. (1.8)
Расчетная реактивная получасовая нагрузка трехфазных электроприемников :
, (1.9)
Графы “ Sp” и “Ip” заполняются для группы электроприемников:
, (1.10)
(1.11)
В итоговой строке “итого по цеху” суммируются общее число электроприемников группы, суммарная номинальная мощность всей группы. Для заполнения граф в строке “итого по цеху” необходимо предварительно подвести итоги по графам “Pсм”
и “Qсм”. По полученным данным определяется среднее значение коэффициента использования и среднее значение tg ц цеху по формулам (1.4) и (1.5). По формулам (1.6) и (1.7) определяется эффективное число электроприемников. Расчетные активная и реактивная нагрузки группы трехфазных электроприемников цеха находятся по средней нагрузке и расчетному коэффициенту:
, (1.12)
. (1.13)
Кра=Крр в силу того, что на 3 уровне большое количество электроприемников и график активной мощности становится относительно равномерным , то есть по форме приближается к графику реактивной мощности .
Расчетная нагрузка осветительных электроприемников определяется по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной поверхности пола с учетом коэффициента спроса.
, (1.14)
где Кс.о - коэффициент спроса на освещение;
Руд.о - удельная осветительная нагрузка на единицу производственной поверхности пола;
F-площадь отделения.
, (1.15)
где tg ц=0,62 - коэффициент реактивной мощности для ламп ДРЛ;
Полная нагрузка по отделению определяется по формуле:
. (1.16)
Рабочий ток по отделению:
, (1.17)
где Uном=0,4 кВ
Расчётная нагрузка по цеху шестерен приводится в таблице 1.2.
1.2 Расчет электрических нагрузок по предприятию
Расчет начинается с определения низковольтных нагрузок по цехам.
По справочникам находятся коэффициенты kиа и соsц. Для каждого цеха вычисляются средние активная Рср и реактивная Qср нагрузки. Затем с использованием значений nэ и kиа по таблицам находится коэффициент максимума kра, и определяются расчетные активная Рр и реактивная Qр нагрузки.
Расчетная осветительная нагрузка Рр.осв цеха вычисляется по выражению (1.18) с учетом площади производственной поверхности пола Fц цеха, определяемой по генплану предприятия, удельной осветительной нагрузки Руд.осв и коэффициента спроса на освещение Кс.осв.
Рр.осв = Кс.осв• Руд.осв • Fц . (1.18)
После суммирования нагрузок Рр и Рр.осв с учетом нагрузки Qр вычисляется полная расчетная низковольтная нагрузка цеха Sр.
После нахождения нагрузок всех цехов, рассчитывается строка «Итого по 0,4 кВ», в которой суммируются по колонкам номинальные активные мощности Рн, средние активные Рср и реактивные Qср нагрузки и расчетные осветительные нагрузки Рр.осв.
Далее вычисляются коэффициенты kиа, tgц и соsц по формулам (1.19), (1.20), (1.21). Приведенное число электроприемников по (1.6) или (1.7) и находится коэффициент максимума kра для электроприемников напряжением до 1000 В.
kиа = , (1.19)
tgц = , (1.20)
соsц = аrctg ц . (1.21)
Определение расчетной нагрузки высоковольтных электроприемников производится так же, как и низковольтных. В результате вычислений записывается строка «Итого на 10 кВ». Таблицу заканчивает строка «Итого по предприятию», в которой записываются суммарные данные по низковольтным и высоковольтным ЭП: номинальная активная мощность, средние и расчетные активная и реактивная нагрузки, полная расчетная нагрузка, а также среднее для всего предприятия значения коэффициентов.
Следуя указаниям литературы, был произведен расчет электрических нагрузок по предприятию, полученные данные сведены в таблицу 1.3.
Расчетные данные по отдельным цехам в дальнейшем используются при выборе числа и мощности цеховых понижающих трансформаторов и затем с учетом потерь мощности в указанных трансформаторах для расчета питающих линий. Расчетные данные по предприятию в целом с учетом потерь мощности в цеховых трансформаторах используются при выборе трансформаторов главной понизительной подстанции (ГПП) и расчете схемы внешнего электроснабжения.
1.3 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия
Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генеральном плане окружностей, центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов, а площади окружностей пропорциональны расчетным активным нагрузкам. Каждая окружность делится на секторы, площади которых пропорциональны активным нагрузкам низковольтных, высоковольтных и осветительных электроприёмников. При этом радиус окружности и углы секторов для каждого цеха соответственно определяются:
Ri = , (1.22)
где Ррi, Ррнi, Ррвi, Рроi - расчетные активные нагрузки всего цеха, низковольтных, высоковольтных и осветительных электроприёмников, кВт;
Масштаб площадей картограммы нагрузок, кВт•м2.
m =, (1.23)
где Рmin p - минимальная расчетная активная мощность одного цеха;
Rmin - минимальный радиус, Rmin = 5 мм.
Углы секторов для каждого цеха определяются по формулам:
; ; . (1.24)
Центр электрических нагрузок предприятия является символическим центром потребления электрической энергии (активной мощности) предприятия, координаты которого находятся по выражениям:
хо = ; уо = , (1.25)
где хi, уi - координаты центра i-го цеха на плане предприятия, м.
Расчет предоставлен в таблице 1.4.
Таблица 1.4 - Расчёт картограммы нагрузок
|
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 Тепло-силовой комплекс |
12249 |
455 |
11520 |
274 |
471 |
366 |
8 |
13 |
339 |
8 |
|
|
2 ЗТА |
2622 |
2288 |
0 |
334 |
184 |
535 |
4 |
314 |
0 |
46 |
|
|
3 ЗМТ |
2557 |
1804 |
0 |
753 |
831 |
315 |
4 |
254 |
0 |
106 |
|
|
4 ЗИМ |
5137 |
3768 |
0 |
1369 |
664 |
535 |
5 |
264 |
0 |
96 |
|
|
ИТОГО: |
22565 |
8315 |
11520 |
2729 |
|||||||
|
Xo= |
522 |
||||||||||
|
Yo= |
418 |
Масштаб равен 65,14 кВт/мм2.
2. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия
Мощность трансформаторов цеховых ТП зависит от величины нагрузки электроприемников, их категории по надежности электроснабжения, от размеров площади, на которой они размещены и т.п. При одной и той же равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади цеха должна уменьшаться единичная мощность трансформаторов. Так, в цехе, занимающем значительную площадь, установка трансформаторов заведомо большой единичной мощности увеличивает длину питающих линий цеховой сети и потери электроэнергии в них.
, (2.1)
где Sр - расчетная электрическая нагрузка цеха, кВА;
Fц - площадь цеха, м2.
Таблица 2.1 - Связь между экономически целесообразной мощностью отдельного трансформатора цеховой ТП и у.
|
Плотность электрической нагрузки цеха у, кВА/м2 |
0,03…0,05 |
0,05…0,06 |
0,06…0,08 |
0,08…0,11 |
0,11…0,14 |
0,14…0,18 |
0,18…0,25 |
0,25…0,34 |
0,34…0,5 |
0,5… выше |
|
|
Экономически целесообразная мощность 1-го тр-ра цеховой ТП Sэ.т, кВА |
250 |
400 |
500 |
630 |
800 |
1000 |
1250 |
1600 |
2000 |
2500 |
Выбор цеховых ТП сводится к решению нескольких задач:
- выбор единичной мощности трансформатора;
- выбор общего числа трансформаторов (оптимального);
- выбор числа трансформаторов на каждой подстанции;
- выбор местоположения.
Минимальное число трансформаторов в цехе:
Nт min = +ДNт, (2.2)
где Кз доп - коэффициент загрузки - допустимый.
ДNт - добавка до ближайшего целого числа.
Допустимые значения коэффициента загрузки для двухтрансформаторных подстанций:
Кз доп = 0,65…0,7 - I категория
Кз доп = 0,8…0,85 - II категория (при наличие складского резерва трансформаторов)
Кз доп = 0,93…0,95 - III категория
Найденное число трансформаторов не может быть меньше, чем число трансформаторов, требуемых по условиям надежности.
Предельную величина реактивной мощности, которую могут пропустить выбранные трансформаторы:
Q1р = ; (2.3)
, (2.4)
где Nт - число трансформаторов цеховой ТП;
Кз доп - допустимый коэффициент загрузки трансформаторов цеховой ТП в нормальном режиме;
Sн тi - номинальная мощность трансформаторов цеховой ТП;
Ррi - расчетная активная нагрузка на ТП.
При Q1рi < Q1р трансформаторы ТП не могут пропустить всю реактивную нагрузку и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью конденсаторов, которые следуют установить на стороне низшего напряжения на ТП. Мощность этих конденсаторов будет составлять
Qку = Qрi - Q1i . (2.5)
и они должны устанавливаться на ТП обязательно.
Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах будут соответственно:
Кз норм = ; Кз п/ав = , (2.6)
где Nт - число взаиморезервируемых трансформаторов цеховой ТП;
Sр.тi - полная расчетная нагрузка, приходящаяся на один трансформатор ТП.
Потери активной мощности в трансформаторах:
ДРт = NЧ(ДРхх + ·ДРкз), (2.7)
где N - число ТП в цехе;
Кз норм - коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;
ДРхх - потери холостого хода в трансформаторе;
ДРкз - потери короткого замыкания.
Потери реактивной мощности в трансформаторах:
ДQт = N·, (2.8)
где Iхх - ток холостого хода;
Uкз - напряжение короткого замыкания;
Sн т - номинальная мощность трансформатора.
Результаты расчётов по выбору числа и мощности трансформаторов приведены в таблице 2.2.
3. Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов ГПП предприятия
Величина напряжения питания главной понизительной подстанции предприятия определяется наличием конкретных источников питания, уровнями напряжения на них, расстоянием от главной понизительной подстанции до этих источников, возможность сооружения воздушных линий для передачи электроэнергии 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:
Uр.рац = 4,34• , (3.1)
где l - длина питающей линии главной понизительной подстанции, км;
Рр.n - расчетная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения, кВт.
Расчетная активная нагрузка предприятия:
Рр.n = ( Рр.н + Рр.В + ?РmУ) + Рр.о , (3.2)
где Рр.н, Рр.В - расчетные низковольтная и высоковольтная нагрузка всех цехов предприятия, кВт;
?РmУ - суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых трансформаторных подстанций, кВт;
Рр.о - расчетная активная освещения цехов и территории, кВт.
Рр.n = 27164 кВт.
Подставив все найденные данные в формулу (3.1) найдем рациональное напряжение:
Uр.рац = 64,27 кВ.
Для сравнения заданы два варианта внешнего электроснабжения предприятия 35 и 110 кВ.
Полная расчетная нагрузка предприятия, необходимая для выбора трансформаторов ГПП:
Sр = , (3.3)
где Qэ1 - экономически целесообразная реактивная мощность на стороне внешнего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы (tgц35 = 0,27;tgц110 = 0,31);
Qэ1 = Рр.n• tgц ; (3.4)
?Qгпп = 0,07• , (3.5)
где ?Qгпп - потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП, кВАр.
Результаты расчетов сведем в таблицу 3.1.
Таблица 3.1 выбор трансформаторов на ГПП.
|
Выбор трансформаторов на ГПП |
||||||||
|
Напряжение, кВ |
n, штук |
kзн |
Sт, кВА |
Sнт, кВА |
Тип |
Кзн |
Кз па |
|
|
110 кВ |
2 |
0,7 |
15034 |
25000 |
ТРДН-25000/110 |
0,42 |
0,84 |
|
|
35 кВ |
2 |
0,7 |
14913 |
25000 |
ТРДН-25000/35 |
0,42 |
0,84 |
|
Параметры |
Напряжение сети,кВ |
||
|
110 |
35 |
||
|
Экономически целесообразная реактивная мощность Qэс,кВар |
6350 |
20878 |
|
|
Потери реактивной мощности в силовых трансформаторов ГПП ?Qтр.гпп,кВар |
1255 |
1165 |
|
|
Полная расчетная нагрузка Sр кВа |
21048 |
20878 |
|
|
Мощностьтрансформаторов ГПП Sт,кВа |
15034 |
14913 |
|
|
Тип трансформаторов ГПП |
ТРДН-25000/110 |
ТРДН-25000/35 |
|
|
Номинальная мощность трансформатора, кВа |
25000 |
25000 |
|
|
Напряжение на высокой стороне Uвн,кВ |
115 |
35 |
|
|
Напряжение на низкой стороне Uнн,кВ |
10,5-10,5 |
10,5-10,5 |
|
|
Потери холостого хода Рхх,кВт |
25 |
25 |
|
|
Потери короткого замыкания Рк,кВт |
120 |
115 |
|
|
Напряжение короткого замыкания Uк,% |
10,5 |
10,5 |
|
|
Ток холостого хода Iхх,% |
0,65 |
0,5 |
|
|
Коэффициент загрузки в нормальном режиме Кзн |
0,42 |
0,42 |
|
|
Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме Кзп |
0,84 |
0,84 |
|
|
*-в аварийном режиме часть нагрузки снимается |
Мощность трансформаторов ГПП выбирается исходя из соотношения:
Sт = . (3.6)
На главной понизительной подстанции устанавливаем два трансформатора, что обеспечивает необходимую надежность при достаточно простой схеме и конструкции главной понизительной подстанции. Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы не должен превышать 0,7.
Варианты схем электроснабжения предприятия на напряжение 35 и 110 кВ представлены на рисунках 3.1 и 3.2 соответственно.
Рисунок 3.1- Вариант схемы электроснабжения предприятия на напряжение 35 кВ.
Рисунок 3.2- Вариант схемы электроснабжения предприятия на напряжение 110 кВ
4. Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия
4.1 Вариант 35 кВ
Определим потери мощности в силовых трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТРДН-25000/35: Рхх = 25 кВт, Ркз = 115 кВт, Iхх = 0,42%, Uк =10,5%. Потери мощности в трансформаторах находим по формулам: (2.7) и (2.8).
?Рт = 2•(25+0,422•115) = 90,10 кВт.
?Qт = 2•(1165,36 кВар.
Потери электрической энергии в трансформаторах:
?Ат = N•(?Рхх • Тг + •?Ркз•ф), (4.1)
где Тг = 8760 часов - годовое число часов работы предприятия;
ф - годовое число часов максимальных потерь, определяется из соотношения:
ф = (0,124 + = (0,124 + ч,
где Тм - годовое число использования 30 минутного максимума активной нагрузки тм = 3770 часов (Л1. Таблица 24-23).
?Ат = 2•(25 •8760 + 0,422•115•2199) = 526,174•103 кВт•ч
Рассчитаем линию электропередачи от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции. Нагрузка в начале линии:
Sр.л = ; (4.2)
МВА.
Расчетный ток одной цепи линии:
Iр.л = ; (4.3)
А.
Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи):
; (4.4)
А
Сечение проводов линии нахожу по экономической плотности тока jэ=1,1 А/мм2:
Fэ = ; (4.5)
мм2.
Выбираю стандартное сечение. Провод АС-240/39, Iдоп=610А, r0=0,122 Ом/км, х0=0,372 Ом/км. Выбранный провод при напряжении 35кВ по условию коронирования не проверяется.
Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме: 610 > 577 А
Потери активной энергии в проводах линии за 1 год:
; (4.6)
ДАл = 2·(3·1762·0,122·2·2199)/1000 = 99,374·103 кВт·ч.
Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах ГПП.
Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведены на рисунке 4.1. Определяем параметры схемы замещения. Нам задана мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы Sк = 650 MBA. Принимаем базисную мощность Sб = 1000 MBА, и базисное напряжение Uб = 37 кВ.
Суммарное сопротивление системы в относительных единицах:
ХСУ = ; (4.7)
ХСУ = о.е.
Сопротивление воздушной линии 35 кВ в относительных единицах:
Хл = ; (4.8)
Хл = о.е.
а) б)
Рисунок 4.1 - Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания.
Определим ток короткого замыкания в точке К-1 (X1 = XСУ = 1,52 о.е.). Ток короткого замыкания в точке К-1 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания):
Iк1 = Int = In0 = ; (4.9)
Iк1 = .
Ударный ток короткого замыкания:
Iу = , (4.10)
где Ку =1,72- ударный коэффициент (Л2 таблица 2.45)
Iу = .
Выбираем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию.
t = , (4.11)
где tc.з = 0,01 - время срабатывания защиты;
tc.в -собственное время отключения (с приводом) выключателя.
t = 0,01 + 0,03= 0,04 с.
Апериодическая составляющая:
Ia.t = , (4.12)
где Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установок напряжением выше 1000 В Та = 0,03 с.
Ia.t = .
Принимаем к установке выключатель типа: ВГБЭ-35-элегазовый
Вк = Iпо2 ( t0 + Ta ); (4.13)
Вк = 10,142 • (0,055+ 0,03) = 8,74 кА2 • с.
Определим ток короткого замыкания в точке К-2:
Х2 = =1,54+0,54 = 2,08 о.е.
Iк2 = .
Iу = .
Iat = .
Устанавливаем выключатель типа: ВГБЭ-35-элегазовый
Вк = Iпо2 ( t0 + Ta );
Вк = 10,14 2 • (0,055 + 0,02) = 8,74 кА2 • с.
Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 - Паспортные данные выключателя и разъединителя.
|
Расчётные данные |
Каталожные данные |
||||
|
Выключатель |
Разъединитель |
||||
|
ВГБЭ-35-40/630 У1 |
РДЗ-35-1000-УХЛ1 |
||||
|
U, кВ |
35 |
Uном, кВ |
35 |
35 |
|
|
Imax, А |
546,14 |
Iном, А |
630 |
1000 |
|
|
Iп,о=Iп,ф, А |
10,14 |
Iоткл, кА |
40 |
- |
|
|
Iat, кА |
3,78 |
iа ном, кА |
12,50 |
- |
|
|
Iуд, кА |
24,67 |
iдин, кА |
40 |
63 |
|
|
Bk, кА^2 • с |
8,74 |
Iтерм^2*tтерм |
4800 |
1875 |
Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-У-35/38,5. На вводе в ГПП устанавливается аналогичная коммутационная аппаратура.
4.2 Вариант 110 кВ
Определим потери мощности в силовых трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТДН-25000/110: Рхх = 25 кВт, Ркз = 120 кВт, Iхх = 0,65%, Uк =10,5%. Потери мощности в трансформаторах по (2.7) и (2.8):
?Рт = 2Ч(25+0,422Ч120) = 92,53 кВт,
1255,36 квар.
Потери электрической энергии в трансформаторах по (4.1):
?Ат = 2·(25 •8760 + 0,42·120·1255,36) = 531516 кВт•ч.
Рассчитаем линию электропередачи от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции по (4.2 - 4.6).
Нагрузка в начале линии:
кВА.
Расчетный ток одной цепи линии:
А.
Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи):
А.
Сечение проводов линии нахожу по экономической плотности тока jэ=1,1 А/мм2:
мм2.
Выбираю ближайшее стандартное сечение. Провод АС-70/11, Iдоп = 265 А, r0=0,42 Ом/км, х0=0,416 Ом/км. Выбранный провод проходит по условию коронирования.
Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме: 265 > 184 А
Потери активной энергии в проводах линии за 1 год:
ДАл = 2·(3·572·0,42·2·2199)/1000 = 35385 кВт·ч.
Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах ГПП по формулам (4.8 - 4.13). Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведены на рисунке 4.2. Определяем параметры схемы замещения. Нам задана мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы Sс = 5000 MBA. Принимаем базисную мощность Sб = 1000 MBА, и базисное напряжение Uб = 115 кВ.
Рисунок 4.2 - Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания 110 кВ.
Суммарное сопротивление системы в относительных единицах:
о.е.
Сопротивление воздушной линии 110 кВ в относительных единицах:
о.е.
Определим ток короткого замыкания в точке К-1 (X1 = XС = 0,29 о.е.). Ток короткого замыкания в точке К-1 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания):
кА.
Ударный ток короткого замыкания:
iу = кА,
где Ку =1,72- ударный коэффициент.
Выбираем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию.
Намечаем к установке выключатель типа: ВГТ-110-элегазовый
t = 0,01 + 0,05 = 0,06 с.
Апериодическая составляющая:
Ia.t = = 4,81 кА,
где Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установок напряжением выше 1000 В Та = 0,03 с.
Тепловой импульс выделяемый током короткого замыкания:
Вк = 25,12 • (0,06 + 0,03) = 56,71 кА2 • с.
Определим ток короткого замыкания в точке К-2:
Х2 = Х1 + ХЛ = 0,2+0,06 = 0,26 о.е,
.
кА.
Устанавливаем выключатель типа: ВГТ-110-элегазовый колонкового типа.
Тепловой импульс выделяемый током короткого замыкания:
Вк = 19,12 • (0,06 + 0,03) = 32,8 кА2 • с.
Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 4.2.
Таблица 4.2-Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции.
|
Расчётные данные |
Каталожные данные |
||||
|
Выключатель |
Разъединитель |
||||
|
ВГТ-110-40/2500 У1 |
РДЗ - 110 - 1000 - У1 |
||||
|
U, кВ |
110 |
Uном, кВ |
110 |
110 |
|
|
Imax, А |
175,72 |
Iном, А |
2500 |
1600 |
|
|
Iп,о=Iп,ф, А |
25,10 |
Iоткл, кА |
40 |
- |
|
|
Iat, кА |
4,81 |
iа ном, кА |
40,00 |
- |
|
|
Iуд, кА |
61,06 |
iдин, кА |
102 |
100 |
|
|
Bk, кА^2 • с |
56,71 |
Iтерм^2*tтерм |
4800 |
4800 |
Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-У-110/77, в нейтраль силового трансформатора включаем ОПН-У-110/56, ЗОН-110У-IУ1 (Iн = 400 А, tтер = 119 кА2с).
На вводе в ГПП устанавливается аналогичная коммутационная аппаратура.
4.3 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения
При сравнении вариантов учитываются: коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы, воздушные линии, вводные коммутационные аппараты главной понизительной подстанции, силовые трансформаторы главной понизительной подстанции.
Годовые приведенные затраты:
, (4.14)
Еi = Ен + Еаi + Еmрi , (4.15)
где Еi - общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, являющиеся суммой нормативного коэффициента эффективности Ен, отчислений на амортизацию Еаi и расходов на текущий ремонт.
Кi - сумма капитальных затрат i-ой группы одинаковых электроприемников.
Сэ - стоимость годовых потерь электроэнергии.
При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:
Сэ = (?Ат + ?Ал)•С0 , (4.16)
, (4.17)
где С0 - удельная стоимость потерь электроэнергии;
б - основная ставка тарифа;
Показатели вариантов сведены в таблицы 4.3 и 4.4.
Таблица 4.3- Технико - экономическое сравнение - 35 кВ
|
Электроэнергия |
||||||||||||
|
б, р/(кВт*год) |
2163,36 |
ф, ч |
2199 |
|||||||||
|
в, р/(кВт*ч) |
1,04 |
Км |
0,93 |
|||||||||
|
д |
1,02 |
Со, р/(кВт/ч) |
1,99 |
|||||||||
|
Наимен-ие оборуд-ия |
Единицы измерения |
Количество |
Стоим.ед., тыс. руб. |
Кап. вложения, тыс. руб. |
Отчисления, о.е. |
Затраты, тыс.руб. |
Потери эл. эн-ии, кВт*ч |
Стоим. потерь электр-ии, тыс. руб. |
||||
|
Ен |
Етр |
Еа |
Итого |
|||||||||
|
Трансформатор силовой |
шт |
2 |
4500 |
9000 |
0,12 |
0,01 |
0,063 |
0,19 |
1737 |
526174 |
1 049 |
|
|
ТРДН-25000/35 |
||||||||||||
|
ВЛ 35 кВ на ЖБ опорах |
км |
2 |
480,5 |
961 |
0,12 |
0,004 |
0,028 |
0,15 |
146,1 |
99374 |
198 |
|
|
Выключатель |
шт |
4 |
300 |
1200 |
0,12 |
0,01 |
0,063 |
0,19 |
231,6 |
- |
- |
|
|
ВГБЭ-35-40/630 У1 |
||||||||||||
|
Разъединитель |
шт |
6 |
70 |
420 |
0,12 |
0,01 |
0,063 |
0,19 |
81,1 |
- |
- |
|
|
РДЗ-35-1000-УХЛ1 |
||||||||||||
|
ОПН |
шт |
6 |
13 |
78 |
0,12 |
0,01 |
0,063 |
0,19 |
15,1 |
- |
- |
|
|
ОПН - 35У1 |
||||||||||||
|
Трансформатор тока |
шт |
6 |
5 |
30 |
0,12 |
0,01 |
0,12 |
0,25 |
7,50 |
- |
- |
|
|
ТВ-35-1200 |
||||||||||||
|
ИТОГО |
11689 |
2218 |
625548 |
1247 |
Таблица 4.4- Технико - экономическое сравнение - 110 кВ
|
Наим-ие оборуд-ия |
Единицы измерения |
Количество |
Стоим.ед., тыс. руб |
Кап. вложения, тыс. руб. |
Отчисления, о.е. |
Затраты, тыс.руб. |
Потери эл. эн-и, кВт*ч |
Стоим. потерь эл/эн-ии, тыс. руб. |
||||
|
Ен |
Етр |
Еа |
Итого |
|||||||||
|
Трансформатор силовой |
шт |
2 |
6000 |
12000 |
0,12 |
0,01 |
0,063 |
0,19 |
2316 |
531516 |
1 017 |
|
|
ТРДН-25000/110 |
||||||||||||
|
ВЛ 110 кВ на ЖБ опорах |
км |
2 |
262,1 |
524 |
0,12 |
0,005 |
0,035 |
0,16 |
83,9 |
35385 |
68 |
|
|
Выключатель |
шт |
4 |
850 |
3400 |
0,12 |
0,01 |
0,063 |
0,19 |
656,2 |
- |
- |
|
|
ВГТ-110-40/2500 У1 |
||||||||||||
|
Разъединитель |
шт |
6 |
105 |
630 |
0,12 |
0,01 |
0,063 |
0,19 |
121,6 |
- |
- |
|
|
РДЗ-110-100-У1 |
||||||||||||
|
ОПН - 110-У-110/77 |
шт |
6 |
35 |
210 |
0,12 |
0,01 |
0,063 |
0,19 |
40,53 |
- |
- |
|
|
ОПН-У-110/56 |
шт |
2 |
32 |
64 |
0,12 |
0,01 |
0,063 |
0,19 |
12,35 |
|||
|
ЗОН-110-У-IУ1 |
шт |
2 |
20 |
40 |
0,12 |
0,01 |
0,063 |
0,19 |
7,72 |
|||
|
Трансформатор тока |
шт |
6 |
16,5 |
99 |
0,12 |
0,01 |
0,063 |
0,19 |
19,11 |
- |
- |
|
|
ТВ-110I-200 |
||||||||||||
|
ИТОГО |
16967 |
3257 |
566901 |
1084 |
Таблица 4.5 - 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 |
11 689 |
2 218 |
625 548 |
1 247 |
3 466 |
|
|
110 кВ |
16 967 |
3 257 |
566 901 |
1 084 |
4 342 |
Вариант 110 кВ экономичнее на 20,18%, что более 15% поэтому окончательно выбираем вариант 110 кВ.
5. Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения предприятия, расчет питающих линий
5.1 Выбор величины 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 проекте согласно: "Инструкции по проектированию электроснабжения промышленных предприятий. СН 174-75 (Л3), принимаем напряжение внутреннего электроснабжения предприятия на напряжение 10 кВ.
5.2 Построение схемы внутреннего электроснабжения предприятия
Схемы распределения электроэнергии на первой ступени от главной понизительной подстанции до распределительных пунктов на напряжение 10 кВ применяем магистральные при последовательном линейном расположении подстанций, для группы технологически связанных цехов, число присоединенных подстанций две, три и радиальные при нагрузках, располагаемых в разных направлениях от источника питания. При этом одноступенчатыми радиальными схемами в основном нужно выполнять при питании больших сосредоточенных нагрузок. Питание нагрузки ниже 1 кВ выполняется радиально. Электрическая схема представлена на чертеже 2.
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 ААШв. Так же единожды прокладываем кабель в лотках, марка кабеля ААШв.
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, потери напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания. Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:
, (5.1)
где Sр.к ? мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме, кВА. Например, при питании двухтрансформаторной подстанции ? расчетная нагрузка, приходящаяся на один трансформатор. Для магистральной линии мощность Sр.к должна определяться для каждого участка путем суммирования расчетных нагрузок соответствующих трансформаторов, питающихся по данному участку магистральной линии.
Сечение кабельной линии, определяется по экономической плотности тока:
, (5.2)
где jэ - экономическая плотность тока, зависящая от типа кабеля и продолжительности максимальной нагрузки. jэ = 1,4 А/мм2
По результатам расчета выбирается кабель, имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к экономически целесообразному. В разделе «Расчет токов короткого замыкания» по результатам расчета были приняты минимальные сечения кабелей. Если площадь сечения кабеля, выбранная по условиям нормального и утяжеленного режимов работы, оказывается меньше площади термически устойчивого сечения Fтс, то сечение такого кабеля увеличиваем до ближайшего меньшего стандартного сечения по отношению к Fтс. Расчетные данные сведем в таблицу 5.1
Таблица 5.1 - Проверка кабелей на термическую стойкость
|
Кабельная линия |
Iк, кА |
tрз, с |
tсв, с |
Tа, с |
Вк, кА^2*с |
С, А Ч с1/2 / мм2 |
Fтс, мм2 |
|
|
ГПП-ТП |
8,79 |
0,5 |
0,06 |
0,02 |
44,85 |
100 |
66,97 |
Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки:
, (5.3)
где Кп - поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей;
Kt - поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель;
Nк- число прокладываемых кабелей.
Допустимая перегрузка кабеля в послеаварийном режиме:
, (5.4)
где КАВ - коэффициент перегрузки.
Потеря напряжения в кабельной линии определяется по формуле:
где Рр, Qp - расчетная активная и реактивная нагрузки.
xо, rо- удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля, Ом/км.
Результаты расчётов приведены в таблице 5.2.
6. Расчет токов короткого замыкания
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.
Для расчетов токов короткого замыкания составляется исходная электрическая схема, на которой показываются источники питания точек короткого замыкания, расчетные точки и токи между ними. Схема приведена на рисунке 6.1.
Рисунок 6.1 - Электрическая схема для расчета токов к.з.
Для выбора электрооборудования СЭС предприятия производим расчет токов К.З. в следующих точках:
К-1 и К-2 - в схеме внешнего электроснабжения;
К-3 - в распределительном устройстве напряжением 10 кВ ГПП;
К-4 - в электрической сети напряжением 0,4 кВ.
Расчет токов К.З. в точках К-1 и К-2 проводился в разделе «Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия».
К.З. в точке К1:
Uср=115 кВ; Iк1=Iпо=Int=25,1 кА
Iу=61,06 кА.
Ia.t = 4,81 кА.
Sк.ст=5000 МВ·А.
К.З. в точке К2:
Uср=115 кВ; Iк2=Iпо=Int=19,1 кА
Iу=45,91 кА.
Ia.t = 2,01 кА.
Sк.ст=3803,57 МВ·А.
Расчет токов к.з. в точке К-3.
Сопротивление трансформатора главной понизительной подстанции:
о.е,
о.е.
Сопротивление кабельных линий находим по формуле:
Хл = ; (6.1)
о.е.
Сопротивление СД определяется по формуле:
о.е,
Далее проведу распределение Хн.тр по лучам схемы:
Рисунок 6.2 - Электрическая схема замещения
Хс.эк = Хс+Хкл+Хв.тр = 0,2 + 0,06 + 0,53 = 0,79 о.е,
Хсд.эк = Хсд + Хкл +Хн.тр= 30+0,11+7,35=37,546 о.е,
о.е,
Коэффициенты:
о.е,
о.е,
о.е,
Результирующее сопротивление со стороны ЭС и СД:
о.е.
о.е.
о.е.
Определяю базисный ток:
Iб = , (6.2)
Iб = .
Токи по лучам:
кА.
кА.
кА.
Тогда периодическая составляющая тока к моменту t=0 будет
Iк3=Iс + Iсд + Iсд1=8,79 кА.
Принимаем постоянной в течение всего процесса замыкания.
кА.
Все результаты расчетов приведены в таблице 6.1.
К.З. в точке К4
Расчет токов к.з. в установках до 1000 В производится в именованных единицах, при этом сопротивления всех элементов, входящих в схему замещения, ввиду малости их величин выражают в миллиомах (мОм).
Суммарное сопротивление системы до цехового трансформатора принимаем равным нулю.
Ток короткого замыкания в точке К-4 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания) определим по формуле:
где Uc,hom - среднее номинальное напряжение ступени.
rs и хъ-- суммарные активное и реактивное сопротивления короткозамкнутой цепи в состав которых входят:
гт и хт сопротивления трансформатора TM-1000; rт=1,9 мОм, хт=8,6 мОм (JI2, Таблица 2.50)
га и ха сопротивления токовых катушек расцепителей автоматического выключателя ВА 53-39 при Iном=2500 А; га=0,13 мОм, ха=0,07 мОм (Л2, Таблица 2.54)
rк сопротивление контактов; rк=0,03 мОм (Л2, Таблица 2.55)
rУ = 1,9 + 0,13 + 0,03 = 2,06 мОм; хУ = 8,6 + 0,07 = 8,67 мОм.
Подставим все найденные значения в формулу:
кА.
Определим ударный ток и наибольшее действующее значение тока к.з. в точке К-4, где Ку =1,6- ударный коэффициент (Л2 таблица 2.45)
кА.
Все результаты расчетов приведены в таблице 6.1.
Таблица 6.1 - Мощность и токи коротких замыканий
|
Расчетная точка |
Напряжение Uср расчетной точки, кВ |
Токи, кА |
Мощность к.з. ступени Sк.ст=•Ucp•Ino, MBA |
|||
|
Iпо |
Iпt |
iу |
||||
|
К-1 |
115 |
25,1 |
25,1 |
61,06 |
5000 |
|
|
К-2 |
115 |
19,1 |
19,1 |
45,91 |
3803,57 |
|
|
К-3 |
10,5 |
8,79 |
8,79 |
20 |
159,92 |
|
|
К-4 |
0,4 |
25,92 |
25,92 |
56084 |
17,95 |
6. Выбор электрооборудования системы электроснабжения предприятия
6.1 Выбор трансформаторов собственных нужд главной понизительной подстанции
Приемниками собственных нужд подстанции являются оперативные цепи, электродвигатели систем охлаждения трансформаторов, освещение, электроподогрев коммутационной аппаратуры ВН и шкафов, установленных на открытом воздухе, связь, сигнализация, система пожаротушения, система телемеханики и т.д. Мощность потребителей СН невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.
Устанавливаем 2 трансформатора собственныъх нужд мощностью:
Sтсн = Sн.т • 0,5%
Sтсн = 25000 • 0,005 = 125 кВА.
Принимаем к установке ТМ-160/10, который присоединяется к шинам 10 кВ через предохранители, так как Sтсн < 200 кВА.
Ток предохранителя:
Iп = А.
Устанавливаем предохранитель типа: ПКТ-101-20-31,5У3
6.2 Выбор типа распределительных устройств на низкой стороне главной понизительной подстанции, выключателей, трансформаторов тока и напряжения.
I. КРУ КЭ-10/20 комплектуется следующим оборудованием:
- выключатели серии VF
- разъединитель штепсельный РВР-10
- трансформаторы тока ТОЛ-10, ТЛК-10, ТШЛ-10
- трансформаторы напряжения ЗНОЛ.09, НОЛ.08
- трансформатор тока нулевой последовательности ТЗЛМ.
II. Выбор выключателей, установленных на вводе в комплектные распределительные устройства а также секционного выключателя.
Номинальный ток силового трансформатора:
А,
Максимальный (послеаварийный) ток силового трансформатора:
А,
Таблица 7.1 - Проверка выключателей 10 кВ
|
Расчётные данные |
Условия выбора |
Каталожные данные |
||
|
VF 12.12.20 |
||||
|
U, кВ |
10 |
Uуст < Uном |
12 |
|
|
Iраб утяж, А |
962,25 |
Iмах < Iном |
1250 |
|
|
Iп,о=Iп,ф, А |
8,79 |
Iпо < Iдин |
20 |
|
|
Iуд, кА |
20,00 |
Iуд < iдин |
50 |
|
|
Iat, кА |
0,62 |
Iа,ф < Iа ном |
20,00 |
|
|
Bk, кА^2 • с |
44,85 |
Bк < Iтер^2•tтер |
1200 |
В качестве выключателей отходящих линий принимаем выключатели этого же типа.
III. Выбор трансформаторов тока на вводе в распределительное устройство 10 кВ главной понизительной подстанции.
Таблица 7.2 - Выбор трансформаторов тока
|
Расчётные данные |
Условия выбора |
Каталожные данные |
||
|
ТПШЛ-10-1000-0,5/10Р |
||||
|
U, кВ |
10 |
Uуст < Uном |
10 |
|
|
Iраб утяж, А |
962,25 |
Iмах < Iном |
1000 |
|
|
Iуд, кА |
20,00 |
Iуд < iдин |
128 |
|
|
Bk, кА^2 • с |
44,85 |
Bк < Iтер^2•tтер |
4900 |
Вторичная нагрузка ТТ: амперметр, ваттметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии.
Рисунок 7.1 -Схема вторичных токовых цепей трансформатора тока 10 кВ.
Проверку ТА по вторичной нагрузке проводим, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов. Определим нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока. Данные внесем в таблицу 7.3.
Таблица 7.3 - Нагрузка трансформаторов тока
|
Прибор |
Тип |
Потребляемая мощность, ВА |
|||
|
фаза А |
фаза В |
фаза С |
|||
|
Амперметр |
Э-335 |
0,5 |
- |
- |
|
|
Ваттметр |
Д-335 |
0,5 |
- |
0,5 |
|
|
Счетчик энергии |
ЦЭ2727 |
4 |
- |
4 |
|
|
ИТОГО: |
5 |
- |
4,5 |
Из таблицы 7.3 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фазы А, тогда общее сопротивление приборов:
Ом.
Допустимое сопротивление проводов:
rпров = z2ном - rприб - rконт ,
где z2ном = 0,8- для класса точности 0,5;
rконт = 0,07 Ом - для трех приборов;
rпров = 0,8 ? 0,2 ? 0,07 = 0,53 Ом.
Принимаем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого 4 метра. Так как трансформаторы тока соединены в неполную звезду, значит , тогда сечение соединительных проводов:
q = ,
q = мм2.
Правила устройства электроустановок регламентирует минимальное сечение для алюминиевых проводов 4 мм2, поэтому принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами S = 4 мм2.
Схема включения приборов, выбранных на секционном выключателе главной понизительной подстанции, представленной на рисунке 7.2.
Рисунок 7.2 - Схема цепей трансформатора тока секционного выключателя 10 кВ
Проверку ТА по вторичной нагрузке проводим, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов. Определим нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока. Данные приведены в таблице 7.4.
Таблица 7.4 - Нагрузка трансформаторов тока
|
Прибор |
Тип |
Кол-во |
Потребляемая мощность, ВА |
|||
|
фаза А |
фаза В |
фаза С |
||||
|
Амперметр |
Э-335 |
1 |
0,5 |
- |
- |
Из таблицы 7.4 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока А и В, тогда общее сопротивление приборов:
rприб = Ом.
Допустимое сопротивление проводов:
rпров = rприб ? rконт,
где = 0,8 - для класса точности 0,5;
rконт = 0,05 Ом - для одного прибора;
rпров = 0,8 ? 0,02 ? 0,05 = 0,73 Ом.
Принимаем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого 4 метра. Так как трансформаторы тока соединены в неполную звезду, значит lрасч = , тогда сечение соединительных проводов:
q = мм2.
Правила устройства электроустановок регламентирует минимальное сечение для алюминиевых проводов 4 мм2, поэтому принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами S = 4 мм2.
IV. Трансформатор напряжения устанавливаем на каждую секцию сборных шин главной понизительной подстанции. Принимаем к установке 3ЧЗНОЛ 09.10, с паспортными данными: Uном = 10 кВ, S2ном = 3Ч150 = 450 ВА, работающий в классе точности 1. К нему подключаются все измеритнльные приборы данной секции шин. Подсчет вторичной нагрузки приведен в таблице 7.5.
Таблица 7.5 - Нагрузка трансформаторов напряжения
|
Приборы |
Тип |
S одной обмотки ВА |
Число обмоток |
соsц |
sinц |
Число приборов |
Общая потреб мощность |
|||
|
Р, Вт |
Q,ВА |
|||||||||
|
Вольтметр |
СШ |
Э-35 |
2 |
1 |
1 |
0 |
2 |
4 |
? |
|
|
Счетчик энергии |
Ввод 10 кВ трансформатора |
ЦЭ2727 |
4 |
2 |
0,38 |
0,925 |
1 |
8 |
19,47 |
|
|
Ваттметр |
Д-335 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
1 |
3 |
- |
||
|
Счетчик энергии |
Линии 10 кВ |
ЦЭ2727 |
4 |
2 |
0,38 |
0,925 |
6 |
48 |
116,8 |
|
|
ИТОГО |
63 |
136,3 |
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения:
S2 = ВА,
т.к. 150<450 , S2 < S2ном, т.е. трансформатор напряжения будет работать в заданном классе точности.
Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2 по условию механической прочности. Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранитель типа ПКН-001-10У3 и втычной разъединитель.
6.3 Выбор соединения силового трансформатора с КРУ - 10 кВ
Соединение может осуществляться гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. Выбираем комплектный токопровод ТЗК-10-1600-51. Все расчетные и каталожные данные приведены в таблице 7.6.
Таблица 7.6 - Выбор комплектного токопровода
|
Расчетные данные |
Каталожные данные ТЗК-10-1600 |
|
|
U=10kB |
Uhom=10kB |
|
|
Iмакс=962,25 А |
Iном=1600А |
|
|
iу=20 кА |
iдин=51 кА |
Выбор изоляторов не производим, т.к. они комплектны с токопроводом.
6.4 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 7.7.
Таблица 7.7 - Выключатели 10 кВ
Подобные документы
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.
дипломная работа [1,4 M], добавлен 30.04.2012Расчет электрических нагрузок систем электроснабжения. Нагрузка группы цехов. Обоснование числа, типа и мощности трансформаторных подстанций. Расчет токов короткого замыкания. Выбор токопроводов, изоляторов и средств компенсации реактивной мощности.
дипломная работа [3,0 M], добавлен 06.04.2014Расчет 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 26.10.2008Расчёты электрических нагрузок и освещения для группы цехов металлургического завода. Выбор числа, мощности и типа цеховых трансформаторных подстанций предприятия. Определение напряжения внешнего электроснабжения. Полная расчетная нагрузка системы.
дипломная работа [836,3 K], добавлен 04.06.2013Проект внутреннего и внешнего электроснабжения нефтеперерабатывающего завода. Расчет электрических нагрузок, выбор числа цеховых трансформаторов, силовых кабелей; компенсация реактивной мощности. Выбор оборудования и расчет токов короткого замыкания.
курсовая работа [452,4 K], добавлен 08.04.2013Определение электрических нагрузок, выбор цеховых трансформаторов и компенсации реактивной мощности. Выбор условного центра электрических нагрузок предприятия, разработка схемы электроснабжения на напряжение выше 1 кВ. Расчет токов короткого замыкания.
курсовая работа [304,6 K], добавлен 23.03.2013Расчет 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 12.11.2013Определение электрических нагрузок предприятия. Выбор цеховых трансформаторов и расчет компенсации реактивной мощности. Разработка схемы электроснабжения предприятия и расчет распределительной сети напряжением выше 1 кВ. Расчет токов короткого замыкания.
дипломная работа [2,4 M], добавлен 21.11.2016Расчёт нагрузок напряжений. Расчет картограммы нагрузок. Определение центра нагрузок. Компенсация реактивной мощности. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций. Варианты электроснабжения завода. Расчёт токов короткого замыкания.
дипломная работа [840,8 K], добавлен 08.06.2015Расчет электрических нагрузок. Компенсация реактивной мощности. Выбор места, числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций. Выбор схемы распределения энергии по заводу. Расчет токов короткого замыкания. Релейная защита, автоматика, измерения и учет.
курсовая работа [704,4 K], добавлен 08.06.2015
