регистрация / вход

Электроснабжение завода легких металлоконструкций

6.Расчет схемы внутреннего электроснабжения. 6.1 Выбор напряжения На предприятии имеются приёмники на напряжение 6 и 0,4 кВ. В связи с этим принимается решение о распределении электроэнергии по предприятию на напряжении 6 кВ. с установкой индивидуальных согласующих трансформаторов связи 6/0,4 кВ.

6.Расчет схемы внутреннего электроснабжения.


6.1 Выбор напряжения


На предприятии имеются приёмники на напряжение 6 и 0,4 кВ. В связи с этим принимается решение о распределении электроэнергии по предприятию на напряжении 6 кВ. с установкой индивидуальных согласующих трансформаторов связи 6/0,4 кВ.


6.2 Выбор вариантов схем внутреннего электроснабжения


1.Первый вариант – радиальная схема.

Радиальные схемы распределения электроэнергии применяются в тех случаях, когда пункты приема расположены в различных направлениях от центра питания. На небольших объектах и для питания крупных сосредоточенных потребителей используются одноступенчатые схемы. Двухступенчатые радиальные схемы с промежуточными РП выполняются для крупных и средних объектов с подразделениями, расположенными на большой территории. При наличии потребителей первой и второй категории РП и ТП питаются не менее чем по двум раздельно работающим линиям.

На двухтрансформаторных подстанциях каждый трансформатор питается отдельной линией по блочной схеме линия-трансформатор. Вся коммутационная аппаратура устанавливается на ГПП или РП, а на питаемых от них ТП предусматривается глухое присоединение трансформаторов.

Достоинства:

Высокая надежность.

Простота в эксплуатации, наглядность.

Возможность использования более простых и надежных схем автоматики и релейной защиты.

Недостатки:

Большая длина КЛ. Большие потери электроэнергии.

Большое число присоединений на ГПП и РП. Расширяется строительная часть подстанции.

Радиальный вариант схемы электроснабжения представлен на рисунках 5,6.


2.Второй вариант — смешанная схема, сочетающая принципы радиальных и магистральных схем распределения электроэнергии, имеет наибольшее распространение на крупных объектах. На первом уровне обычно применяются
радиальные схемы, дальнейшее распределение энергии от РП к цеховым ТП производится как по радиальным, так и по магистральным схемам.

Смешанный вариант схемы электроснабжения представлен на рисунках 7,8.

Рисунок 5 – Радиальный вариант электроснабжения


Рисунок 6 – Радиальный вариант схемы электроснабжени

Рисунок 7 – Смешанный вариант электроснабжения



Рисунок 8 – Смешанный вариант схемы электроснабжения

6.3 Электрический расчет вариантов схем внутреннего электроснабжения


Расчет покажем на примере кабельной линии ГПП – ТП 2

Расчетные данные:

Рр = 1468,5 кВт;

Qр = 800,65 квар;

Sр = 1672,6 кВА;

Определяется сечение КЛ по экономической плотности тока

(67)

где Iр - расчетный ток КЛ в нормальном режиме, А;

(68)

здесь n - количество кабельных линий;

n =2;

Sр - расчетная нагрузка ТП;

jэ - экономическая плотность тока А/мм2;

jэ =1,4 А/мм2;

По значению принимается стандартное значение сечения кабельной линии и выбирается марка кабеля, записывается Iдл.доп из таблицы П 4.7 /1.342/; способ прокладки траншея.

= 35 мм2;

2ААБл – 6 – 3х35;

Iдл.доп = 135 А;

Из таблицы 3.5 /1.54/ принимается

r0 = 1,1 Ом/км;

x0 = 0,061 Ом/км;

Длительно допустимый ток с учетом условий прокладки и температуры окружающей среды:

I’дл.доп = Iдл.доп · Kп · Кt, (69)

где Кп =0,95 - коэффициент, учитывающий количество проложенных кабелей в траншее, принимается по /4.31/;

Кt =1 - коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды;

I’дл.доп = 135 · 0,95 · 1 = 128,25 А;

Тогда условие проверки по нагреву в нормальном режиме:

I’дл.доп ≥ Iр.к (70)

I’дл.доп = 128,25 > Iр.к = 80,471;

Определяется аварийный ток:

Iав = 2 ∙ Iр.к = 2 ∙ 80,471 = 160,94 А.

Допустимый ток в аварийном режиме с учетом коэффициента перегрузки Кав, определяемый по /1.51/, таблица 3.3

I’ав = I’дл.доп ∙ Кав (71)

т.к (72)

Принимается Кн = 0,6; Кав = 1,35

I’ав = 128,25 ∙ 1,35 = 173,138 А

Условие проверки по нагреву в послеаварийном режиме:

Iав ≤ I’ав (73)

Iав = 160,94 А < I’ав = 173,138 А

Выбранное сечение проверяется по допустимой потере напряжения:

ΔUдоп ≥ ΔUр

где (74)

;

∆Uдоп = 5%;

ΔUдоп = 5% ≥ ΔUр = 0,801%


Результаты расчета кабельных линий по вариантам заносим в таблицы 9 и 10.


Таблица 9 – Электрический расчет радиальной схемы внутреннего ЭС

Пункты КЛ Рр, кВт Qр, квар Sр, кВА Iр, А Fэ, мм2 Марка и сечен. каб. Прокл. Iр.к.,А Iав, А

Iдлдоп

А

Кп Кt

I'длдоп

А

Кав I'ав., А

Ro,

Ом/км

Xo,

Ом/км

L, км ΔU, %
ГПП-ТП1 773,29 738,7 1069,42 51,45 42,88 2ААБл-6-3х16 траншея 51,452 102,905 85 0,95 1 80,75 1,35 109,01 0,082 0,088 0,155 0,028
ГПП-ТП2 1468,48 800,65 1672,56 80,47 67,06 2ААБл-6-3х35 траншея 80,471 160,942 135 0,95 1 128,25 1,35 173,14 1,1 0,061 0,346 0,801
ГПП-ТП3 4055 3164,9 5143,9 247,5 206,2 2ААБл-6-3х240 траншея 247,49 494,972 430 0,95 1 408,5 1,35 551,5 0,16 0,055 0,314 0,359
ГПП-РП1 4969,4 3915,68 6326,73 304,5 253,7 2ПвБП-6-3х240 траншея 304,39 608,79 560 0,95 1 532 1,35 718,2 0,62 1,36 0,279 3,258
РП1-ТП4 489,4 219,68 536,45 25,81 21,51 2ААБл-6-3х10 траншея 25,81 51,6199 65 0,95 1 61,75 1,35 83,36 3,84 0,082 0,003 0,008
ГПП-ТП5 1494,56 742,57 1668,86 80,29 66,91 2ААБл-6-3х35 траншея 80,293 160,586 135 0,95 1 128,25 1,35 173,14 1,1 0,061 0,187 0,438
ГПП-ТП6 955,68 432,85 1049,13 50,48 42,06 2ААБл-6-3х16 траншея 50,476 100,953 85 0,95 1 80,75 1,35 109,01 0,082 0,088 0,287 0,046

Таблица 10 – Электрический расчет смешанной схемы внутреннего ЭС

Пункты КЛ Рр, кВт Qр, квар Sр, кВА Iр, А

Fэ,

мм2

Марка и сечен. каб. Прокл. Iр.к.,А Iав, А

Iдлдоп

А

Кп Кt

I'длдоп

А

Кав I'ав., А

Ro

Ом/км

Xo

Ом/км

L, км ΔU, %
ТП3-ГПП 4055 3164,9 5143,9 247,5 206,24 2ААБл-6-3х240 траншея 247,49 494,972 430 0,95 1 408,5 1,35 551,48 0,16 0,055 0,313 0,358
ТП2-ТП1 1468,48 800,65 1672,56 80,47 67,06 2ААБл-6-3х35 траншея 80,471 160,942 135 0,95 1 128,25 1,35 173,14 1,1 0,061 0,172 0,397
ТП1-ГПП 2241,77 1539,35 2719,4 130,8 109,03 2ААБл-6-3х70 траншея 130,84 261,674 210 0,95 1 199,5 1,35 269,33 0,549 0,059 0,160 0,294
ТП4-РП1 489,4 219,68 536,45 25,81 21,508 2ААБл-6-3х10 траншея 25,81 51,6199 65 0,95 1 61,75 1,35 83,36 3,84 0,082 0,003 0,008
РП1-ГПП 4969,4 3915,68 6326,73 304,4 253,67 2ПвБП-6-3х240 траншея 304,39 608,79 560 0,95 1 532 1,35 718,2 0,62 1,36 0,284 3,314
ТП6-ТП5 955,68 432,85 1049,13 50,48 42,06 2ААБл-6-3х16 траншея 50,476 100,953 85 0,95 1 80,75 1,35 109,01 0,082 0,088 0,136 0,022
ТП5-ГПП 2450,28 1175,42 2717,62 130,8 108,96 2ААБл-6-3х70 траншея 130,75 261,504 210 0,95 1 199,5 1,35 269,325 0,549 0,059 0,168 0,33

6.4 Расчет токов короткого замыкания


Расчет токов короткого замыкания производим для точек:

1. К1 с учетом подпитки двигателей.

2. На каждом РП.

3. На самом удаленном радиальном присоединении.

4. На самом удаленном магистральном присоединении.


Расчет токов к.з для радиального варианта схемы электроснабжения.

Ec=1;

xcист=0,0625;

xл=0,059;

xт=0,67;

x”сд=0,2;

Ecд=1,1;

Еад=1,1

Рисунок 9 – Схема замещения для 1-го варианта

Выбираются базисные условия:

Sб = 100 МВА;

Uб = 6,3 кВ;

;

Определяются параметры схемы:

; (74)

(75)

(76)

КЗ в т. К1:

;

; (77)


Рисунок 10 – Преобразованная схема


;

;

Рисунок 11 – Преобразованная схема

(78)

Iк1 = Iк1* ∙ Iб = 1,038 ∙ 9,16 = 9,508 кА;

(79)

(80)

кА2с;


КЗ в т. К2

;

;

Iк2 = 1,002 ∙ 9,16 = 9,178 кА;

кА2с;


КЗ в т. К3

;

Iк3 = 0,971 ∙ 9,16 = 8,894 кА;

кА2с.


Расчет токов к.з для смешанного варианта схемы электроснабжения.


Рисунок 12 - Схема замещения для 2-го варианта


КЗ в т. К4

;

;

Iк4 = 0,971 ∙ 9,16 = 8,894 кА;

кА2с;


Проверка выбранного сечения на термическую стойкость определяется по условию:

Fт ≤ Fр (81)

где Fт – термически устойчивое сечение

(82)

где - установившийся ток КЗ;

= 1,075 - приведенное время срабатывания защиты;

= 95 - коэффициент изменения температуры;

Принимаем ближайшее меньшее сечение 95 мм2 как термически стойкое.

Окончательно принимается кабель 2ААБл - 6 - 3х95

Последующий расчет аналогичен. Сведем его в таблицы 11 и 12.


Таблица 11 – Расчет окончательного сечения для радиальной схемы

Пункты КЛ Марка и сечен. каб. Iпо, А Fт.р. Оконч. сечение
ГПП-ТП1 2ААБл-6-3х16 9242 100,9 95 2ААБл-6-3х95
ГПП-ТП2 2ААБл-6-3х35 8894 97,07 95 2ААБл-6-3х95
ГПП-ТП3 2ААБл-6-3х240 8985 98,06 95 2ААБл-6-3х240
ГПП-РП1 2ПвБП-6-3х240 9178 100,2 95 2ПвБП-6-3х240
РП1-ТП4 2ААБл-6-3х10 9169 100,1 95 2ААБл-6-3х95
ГПП-ТП5 2ААБл-6-3х35 9178 100,2 95 2ААБл-6-3х95
ГПП-ТП6 2ААБл-6-3х16 9004 98,27 95 2ААБл-6-3х95

Таблица 12 – Расчет окончательного сечения для смешанной схемы

Пункты КЛ Марка и сечен. каб. Iпо, А Fт.р. Оконч. сечение
ТП3-ГПП 2ААБл-6-3х240 8931 97,47 95 2ААБл-6-3х240
ТП2-ТП1 2ААБл-6-3х35 8894 97,07 95 2ААБл-6-3х95
ТП1-ГПП 2ААБл-6-3х70 9206 100,5 95 2ААБл-6-3х95
ТП4-РП1 2ААБл-6-3х10 9169 100,1 95 2ААБл-6-3х95
РП1-ГПП 2ПвБП-6-3х240 9178 100,2 95 2ПвБП-6-3х240
ТП6-ТП5 2ААБл-6-3х16 8949 97,67 95 2ААБл-6-3х95
ТП5-ГПП 2ААБл-6-3х70 9187 100,3 95 2ААБл-6-3х95


6.5 Выбор оборудования распределительной сети.


Выбор оборудования и электрических частей ГПП на стороне НН.


6.5.1 Выбор ячеек РУ.


Принимается КРУ типа К59-У3.

Его параметры:

Номинальное напряжение – 6 кВ;

Номинальный ток главных цепей – 2500 А;

Номинальный ток отключения выключателя – 20 кА;

Номинальный ток электродинамической стойкости шкафа- 51 кА;

Ток термической стойкости в течении 3с – 20 кА;

Полное время отключения tотк=0,08 с;

Собственное время отключения tсв=0,05 с

Содержание апериодической составляющей βн=25%

Изоляция – воздушная.

Тип выключателей- ВВ/Tel-6


Выбор сборных шин.


Выбираются сборные шины 6 кв.

Сборные шины в пределах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбираются, поэтому выбор производится по допустимому току.

Наибольший ток в цепи сборных шин равен:

Imax = 1,4 · Iнорм = 1,4 · 962,25 = 1347,15 А (83)

Принимаются однополосные шины АД31Т 80Ч10 см/2,395/.

Для них:

Iдоп = 1480 А;

Условие нагрева в продолжительном режиме:

Imax < Iдоп

1347,15 < 1480

Минимальное сечение шин по условию термической стойкости:

(84)

где С = 91 А/с1/2∙мм2;

Условие проверки: Fmin= 68,429 мм2 < S = 800 см2 - шины термически стойкие. Проверка на механическую прочность:

Напряжение, возникающее в материале шины при воздействии изгибающего момента:

(85)

где а = 0,5 м - расстояние между фазами;

l = 1,5 м - длина пролета между опорными изоляторами шин;

W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярно действию усилия:

(86)

Условие прочности:

σрасч ≤σдоп.

σрасч = 17,4 МПа < σдоп. = 40 МПа;


Выбор шин на РП.

Условие выбора:

Imax < Iдоп

Iдоп - допустимый ток на шинах выбранного сечения;

Принимаем алюминиевые однополосные сборные шины прямоугольного сечения.

1 полосу 50Ч6 мм, Iдоп = 740 А; /2,395/

Iдоп.ном = 0,95 ∙ Iдоп = 0,95 ∙ 740 = 703 А;

где 0,95 - показывает уменьшение допустимого тока на 5% для горизонтальной прокладки шин и расположение большей грани в вертикальной плоскости.

С учётом поправочных коэффициентов на температуру:

(87)

где υо = 13,4оС - эквивалентная зимняя температура охлаждения для Оренбур-га;

Imax = 605,81 А < Iдоп = 788,4 А;

Минимальное сечение шин по условию термической стойкости:

где С = 91 А/с1/2∙мм2;

Условие проверки: Fmin = 84,984 мм2 < S = 300 мм2 - шины термически стойкие. Проверка на механическую прочность:

Напряжение, возникающее в материале шины при воздействии изгибающего момента:

где а = 0,5 м - расстояние между фазами;

l = 1,5 м - длина пролета между опорными изоляторами шин;

W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярно действию усилия:

Условие прочности:

σрасч ≤σдоп.

σрасч = 0,119 МПа < σдоп. = 40 МПа;


Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения


Проводится выбор и проверка трансформаторов тока.

Место установки – ввод 6 кВ от трансформатора.

Трансформатор выбирается на основе следующих данных:

Uуст=6 кВ.

iу = 22,186 кА

Bк = 56,163 кА·с

Принимается трансформатор типа ТПЛ-10-М /3,633/. Его технические характеристики:

Uном = 10 кВ

Umax = 12 кВ

I1ном = 2000 А

I2ном = 5 А

iдин = 200 кА

I2тер·tтер = 452·3

Z2ном = S2ном/I2ном = 15/25 = 0,6 Ом

Сравнительный анализ данных значений показывает, что данный трансформатор удовлетворяет необходимым условиям.

Общее сопротивление приборов равно:

rприб = Sприб/I2ном (88)

rприб =2/25=0,08 Ом.

Допустимое сопротивление проводов

rпр = Z2ном – rприб – rк (89)

rк принимается равным 0,05 /3,375/

rпр = 0,6 - 0,08 - 0,1 = 0,42 Ом.

Применяется кабель с алюминиевыми жилами, ориен­тировочная длина 40 м, трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому lрасч = l, тогда сечение будет равно:

qрасч = ρ · lрасч / rпр (90)

qрасч = 0,0283 · 40 / 0,42 = 2,7 мм2

Принимается контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

Трансформаторы тока, устанавливаемые на шинах ГПП и высоковольтного РП, несут меньшую нагрузку. Следовательно, к установке принимаются трансформаторы тока того же типа.

На всех отходящих линиях 6 кВ. устанавливаются трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТПОЛ-10 соответственно.

Расчеты сводятся в таблицу 13


Таблица 13 – Выбор трансформаторов тока

Обозначение на схеме Условия выбора Расчетные данные Тип оборудования Технические данные Примечания

ТТ – ввод

6 кВ от трансформатора

Uуст≤Uном

Imax≤I1ном

iу≤ iдин

Bк≤I2тер·tтер

Z2расч≤Z2ном

Uуст = 6 кВ.

Imax = 1561,33 А

iу = 22,186 кА

Bк = 56,163 кА2·с

Z2расч = 0,08 Ом

ТПЛ-10-М

Uном = 10 кВ

I1ном = 2000 А

iдин = 200 кА

I2тер·tтер = 452Ч3 кА2·с

Z2ном = 0,6 Ом

В качестве кабеля связи принимается кабель марки

АКРВГ

Sжил = 4 мм2

ТТ – шины ГПП

Uуст≤Uном

Imax≤I1ном

iу≤ iдин

Bк≤I2тер·tтер

Z2расч≤Z2ном

Uуст = 6 кВ.

Imax = 1561,33 А

iу = 22,186 кА

Bк = 56,163 кА2·с

Z2расч = 0,08 Ом

ТЛ-10-М

Uном = 10 кВ

I1ном = 2000 А

iдин = 200 кА

I2тер·tтер = 452Ч3 кА2·с

Z2ном = 0,6 Ом

В качестве кабеля связи принимается кабель марки

АКРВГ

Sжил=4 мм2

ТТ – отходящие линии 6 кВ

Uуст≤Uном

Imax≤I1ном

iу≤ iдин

Bк≤I2тер·tтер

Z2расч≤Z2ном

Uуст = 6 кВ.

Imax = 608,79 А

iу = 21,416 кА

Bк = 59,807 кА2·с

Z2расч = 0,08 Ом

ТПЛ-10-У3

Uном = 10 кВ

I1ном = 750 А

iдин = 200 кА

I2тер·tтер = 452Ч3 кА2·с

Z2ном = 0,6 Ом

В качестве кабеля связи принимается кабель марки

АКРВГ

Sжил=4 мм2

ТТ –

секционный выключатель

Uуст≤Uном

Imax≤I1ном

iу≤ iдин

Bк≤I2тер·tтер

Z2расч≤Z2ном

Uуст = 6 кВ.

Imax = 1561,33 А

iу = 22,186 кА

Bк = 56,163 кА2·с

Z2расч = 0,08 Ом

ТПЛ-10-М

Uном = 10 кВ

I1ном = 2000 А

iдин = 200 кА

I2тер·tтер = 452Ч3 кА2·с

Z2ном = 0,6 Ом

В качестве кабеля связи принимается кабель марки

АКРВГ

Sжил=4 мм2


Производится выбор трансформаторов напряжения.


На обеих секциях шин применяется трансформатор НАМИ-6/50 /3,634/.

Его характеристики:

Uн1=10000 В.

Uн2=100 В.

Sн=50 ВА

Перечень необходимых измерительных приборов принимается по таблице 14.

Таблица 14 – Перечень необходимых электрических приборов

Приборы Тип Кол-во Si,ВА SΣ,ВА
Ввод
Ваттметр Д-335 1 2 2
Прибор учета акт и реакт мощности Ф669 3 0,3 0,9
Отходящие линии
Прибор учета акт и реакт мощности Ф669 3 0,3 0,9
Σ


3,8

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения первой секции равна

S2Σ = 3,8 ВА;

Три трансформатора напряжения, соединенных в звезду, имеют мощность

3Ч50 = 150 ВА, что больше S2Σ = 0,38 ВА.

Таким образом, трансфор­маторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5.

На второй секции шин устанавливаются аналогичные трансформаторы напряжения.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем кон­трольный кабель АКРВГ с сечением жил 4 мм2 по условию механической прочности /3,376/.

Расчеты сводятся в таблицу 15.


Таблица 15 – Выбор трансформаторов напряжения

Обозначение

на схеме

Условия выбора Расчетные данные Тип оборудования Технические данные Примечания
ТН – сборные шины

Uуст = Uном

S2Σ ≤ SнΣ

Uуст = 6 кВ.

S2 = 0,38 ВА

НАМИ-6/50

Uном = 6 кВ

SнΣ = 3Ч50=

=150 ВА


В качестве кабеля связи принимается кабель марки АКРВГ Sжил = 4мм2

Выбор трансформаторов СН


Выбирается число и мощность трансформаторов СН.

Для этого определяются нагрузки СН.


Таблица 16 - Нагрузка собственных нужд ГПП


Установленная мощность cosφ tgφ Нагрузка
кВтЧкол Всего,кВт Руст, кВт Qуст, квар
Охлаждение трансформатора
1,5 0,85 0,62 1,5 0,93
Подогрев КРУ 1Ч16 16 1 0 16 0
Отопление и освещение ОПУ - 80 1 0 80 0
Освещение и вентиляция ЗРУ - 7 1 0 7 0
Итого



104,5 0,93

Расчетная нагрузка при кс=0,8 /3,477/ равна

(91)

.

Принимаются два трансформатора ТМГ-100 кВА. При отключении одного трансформатора, второй будет загружен на 83,6/100=0,836, т.е. на 84%.


6.5.4 Выбор выключателей на 6 кВ.


Для варианта № 1

Для линии ГПП – РП1, как для самой нагруженной

Iав = 2 ∙ 608,79 = 1217,58 А;

Iк2 = 9,178 кА;

iуд = 21,416 кА;

Вк = 59,807 кА2·с.

Принимаем выключатель BB/TEL-10-12,5/1600-У2-45 для которого:

Uн = 10 кВ ≥ Uуст = 6 кВ;

Iном= 1600 А ≥ Iав = 1217,58 А;

Iном.откл. = 12,5 кА ≥ Iпо = 9,178 А;

Iдин = 52 кА ≥ iуд = 21,416 кА;

I2тер х tтер= 202 х 3 кА2·с ≥ Вк = 59,807 кА2·с;

Ввиду того, что расчетные токи будут в пределах найденного Iр для линии ГПП – РП1, для всех остальных ячеек отходящих линий принимается выключатель BB/TEL-10-12,5/1600-У2-45.


6.5.5 Выбор автоматических выключателей.


Условия выбора:

Uвн. ≥ Uс;

Iн.в ≥ Iр.max;

Iн.р = Iн.в ≥ Iр.max;

Выбираем автоматические выключатели серии «Электрон».

Результаты выбора заносим в таблицу10.


Таблица 17– Выбор автоматических выключателей

Sт, МВА 400 630 1000 4000
Тип выключателя Э16В-УЗ Э25В-УЗ Э25В-УЗ Э40В-УЗ
Iр.max, А 808,29 1273,06 2020,7 8082,9
Iн.в, А 1000 1600 2500 4000

по /2,379/


6.5.6 Выбор разъединителей


Для магистрали ГПП – ТП5 – ТП6, как для самого нагруженного магистрального присоединения:

SтΣ = (Sт5 + Sт6)/2 = (1000+630)/2 = 815 кВА;

Iпо = 8,949 кА;

iуд = 20,882 кА;

Вк = 56,86 кА2·с.

Принимаем разъединитель РВФ-10/630-У2 по /2,260/, для которого:

Uн = 10кВ ≥ Uуст = 6кВ;

Iном = 630 А ≥ Imax = 109,79 А;

Iдин = 51 кА ≥ iуд = 20,882 кА;

I2тер х tтер= 202 х 3 кА2·с ≥ Вк = 56,86 кА2·с;

Ввиду того, что расчетные токи будут в пределах найденного Iр для магистрали ГПП – РП5 – РП6, для всех остальных магистралей принимается разъединитель РВФ-10/630-У2.


6.5.7 Выбор выключателей нагрузки:


Для ТП5, как для самого нагруженного магистрального приемника:

Sтп5 = 1000 кВА;

Iпо = 9,16 кА;

iуд = 21,374 кА;

Вк = 59,573 кА2·с.

Принимаем выключатель нагрузки ВНРп-10/400-10зпУЗ (со встроенными предохранителями), для которых:

Uном =10кВ ≥ Uуст = 6 кВ;

Iном = 400 А ≥ Imax = 96,225 А;

Iдин = 25 кА ≥ iуд = 21,374 кА;

I2тер х tтер= 102 х 1 кА2·с ≥ Вк = 59,573 кА2·с.


6.6.Технико-экономическое сравнение вариантов.


Рассматривается общая методика расчета и приводится расчет для варианта I.

Для каждого варианта определяются годовые приведенные затраты:

З = рн ∙ к + И, (92)

где рн – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;

Принимается рн = 0,15;

к – капитальные вложения;

И – издержки;


к = кв + кт + ккл + кр, (93)

где кв - капиталовложения в высоковольтные выключатели;

кт – капиталовложения в трансформаторы;

ккл – капиталовложения в кабельные линии;

кр – капиталовложения в разъединители и выключатели нагрузки;


кв = ков ∙ n, (94)

где ков - стоимость выключателя, т. руб.;

кBB/TEL-10-12,5/1600-У2-45 = 90 тыс. руб.;

n = 22 - число выключателей;

кв = 22 · 90 = 1980 т.руб.


кт =котi ∙ ni, ­(95)

где кт – стоимость трансформатора, т.руб.;

кТМ-400/6/0,4 = 231 тыс. руб.;

кТМ-630/6/0,4 = 354,7 тыс. руб.;

кТМ-1000/6/0,4 = 548,4 тыс. руб.;

кТМ-4000/6/0,4 = 1552,8 тыс. руб.;

n – число трансформаторов;

кт = 231 · 2 + 354,7 · 4 + 548,4 · 4 + 1552,8 · 2 = 7180 тыс. руб.


ккл = ко.пр ∙ l + ко ∙ l, (96)

где ко - удельная стоимость кабельной линии т. руб./км;

ко ААБл-6-3х95 = 343 тыс. руб./км.;

ко ААБл-6-3х240 = 673 тыс. руб./км.;

ко ПвБП-6-3х240 = 2859,168 тыс. руб./км.;

ко.пр - удельная стоимость прокладки кабеля т.руб./км;

ко.пр = 135 тыс. руб; /1,347/

l - длина кабельной линии, км;

ккл = 135 · (2 · 1,57) + (343 · 2 · (0,155 + 0,346 + 0,003 + 0,187 + 0,287)) + (673 · (0,314 · 2)) + (2859,2 · (2 · 0,279)) = 424,4 + 670,908 + 422,644 + 1595,434 = 3113,386 тыс. руб.


кр = кор ∙ nр + ковн ∙ nвн, (97)

где кор - стоимость разъединителей ,т.руб.;

ко РВФ-10/630-У2 = 8,461 тыс. руб.;

nр - число разъединителей;

ковн - стоимость выключателей нагрузки , т.руб.;

ко ВНРп-10/400-10зпУЗ = 10,97 тыс. руб.;

nвн - количество выключателей нагрузки ;

кр = 8,461 ∙ 0 + 10,97 ∙ 0 = 0 тыс. руб.


к = 1980 + 7180 + 3113,386 + 0 = 12273,386 тыс. руб.


И = ИΔW + Иа, (98)

где ИΔW - издержки от потерь электроэнергии;

Иа - амортизационные отчисления;


ИΔW = С0 ∙ ΔW, (99)

где ΔW - потери электроэнергии, кВт;

С0 - стоимость 1квт∙ч потерь электроэнергии;


ΔW = ΔWл + ΔWтр­ , (100)

где ΔWл - потери электроэнергии в линиях, кВт;

ΔWтр - потери электроэнергии в трансформаторах, кВт;


ΔWл=N∙(3∙Iр∙R0∙l∙τ)∙10, (101)

где Iр - расчетный ток кабеля, А;

N - число кабелей;

R0 - удельное активное сопротивление кабеля, Ом/км;

τ - время наибольших потерь, ч.


Рассчитываются потери электроэнергии в электрических линиях на примере КЛ:

ГПП-ТП1: ΔW = 2∙ (3 ∙ 51,52 ∙ 0,155 ∙ 0,405 ∙ 6298,44) ∙ 10 = 6,291 кВт∙ч;

ГПП-ТП2: ΔW = 2· (3 · 80,472 · 0,346 · 0,405 ∙ 6298,44) ∙ 10 = 34,291 кВт∙ч;

ГПП-ТП3: ΔW = 2· (3 · 247,492 · 0,314 · 0,16 ∙ 6298,44) ∙ 10 = 116,29 кВт∙ч;

ГПП-РП1: ΔW = 2· (3 · 318,382 · 0,279 · 0,62 ∙ 6298,44) ∙ 10 = 662,63 кВт∙ч;

РП1-ТП4: ΔW = 2· (3 · 25,812 · 0,003 · 0,405 ∙ 6298,44) ∙10 = 0,030587 кВт∙ч;

ГПП-ТП5: ΔW = 2· (3 · 80,292 · 0,187 · 0,405 ∙ 6298,44) ∙10 = 18,45 кВт∙ч;

ГПП-ТП6: ΔW = 2· (3 · 50,4762 · 0,287 · 0,405 ∙ 6298,44) ∙10 = 11,192 кВт∙ч.

Суммарные потери электроэнергии в линиях равны:

ΔWл = 6,291+34,291+116,29+662,63+0,030587+18,45+11,192 = 849,175 кВт∙ч;


ΔWтр = N ∙ (ΔPхх ∙ Тг + βн2 ∙ ΔРк ∙ τ) , (102)

ΔWтр400 = 2 ∙ (0,95 ∙ 8760 + 0,82 ∙ 5,5 ∙ 6298,44) = 60985,018 кВт ч;

ΔWтр630 = 4 ∙ (1,31 ∙ 8760 + 0,82 ∙ 7,6 ∙ 6298,44) = 84222,424 кВт ч;

ΔWтр1000 = 4 ∙ (2,4 ∙ 8760 + 0,82 ∙13,6 ∙ 6298,44) = 151691,244 кВт ч;

ΔWтр4000 = 2 ∙ (5,2 ∙ 8760 + 0,82 ∙33,5 ∙ 6298,44) = 361181,107 кВт ч;

Суммарные потери в трансформаторах равны:

ΔWт = 658079,79 кВт∙ч

ΔW = 849,175 + 658079,79 = 658928,97 кВт∙ч


(103)

где δ=1,05 - поправочный коэффициент;

α =0,41- основная ставка двухставочного тарифа, коп/(кВт·ч);

кн =1 - коэффициент, учитывающий совпадение максимума нагрузок предприятия с максимумом системы;

β = 298,77 - дополнительная ставка двухставочного тарифа, руб/(кВт·мес);

ИΔW = 1,028 ∙ 658928,97 = 677,38 тыс.руб.

Иа = Иа.в + Иа.т + Иа.л + Иа.р = Иа.обор + Иа.л, (104)

где Иа.в. - амортизационные отчисления на выключатели;

Иа.т. - амортизационные отчисления на трансформаторы;

Иа.л. - амортизационные отчисления на линии;

Иа.р. - амортизационные отчисления на разъединители;


Иа.обор = λобор ∙ (кв + кт + кр), (105)

где λобор - норма амортизационных отчислений на высоковольтное оборудование; /6,52/

Иа.обор = 0,063 ∙ (1980 + 7180 + 0) = 9160 т.руб.


Иа.л = λкл∙ккл , (106)

где λкл. - норма амортизационных отчислений на кабельные линии; /6,52/

Иа.л = 0,05 ∙ 3113,386 = 155,669 т.руб.;


Иа = 9160 + 155,669 = 9315,7 т.руб.;

И = 677,38 + 9315,7 = 9993,08 т.руб.;

З = 0,15 ∙ 12273,386 + 9993,08 = 11834,088 т.руб.

Технико-экономический расчет для второго варианта схемы электроснабжения проводится аналогично. Результаты обоих расчетов заносятся в таблицу 11


Таблица 18 – Технико-экономическое сравнение вариантов

Вариант распред-ой сети Кт, тыс.руб. Кв, тыс.руб. Ккл, тыс.руб. Кр, тыс.руб. К, тыс.руб. Рн∙К, тыс.руб. Иа.обор., тыс.руб. Иа.л., тыс.руб. ИΔW, тыс.руб. И, тыс.руб. З, тыс.руб.
Радиальная 7180 1980 3113,386 0 12273,386 1841,0079 9160 155,669 677,38 9993,08 11834,088
Смешанная 7180 1440 2815,558 177,388 11612,946 1741,9419 5542,354 140,778 677,368 6360,5 8102,442

Определяется, на сколько процентов один вариант отличается от другого.


ΔЗ = (З1 – З2) ∙ 100 / З2; (107)

ΔЗ = (11834,088 – 8102,442) ∙ 100 / 8102,442 = 46,056 %


Приведенные затраты для вариантов отличаются более, чем на 5%. Принимается вариант с меньшими годовыми затратами, то есть второй вариант – смешная схема распределительной сети.


Конструктивное выполнение распределительной сети


Распределительная сеть 6 кВ выполняются двумя марками кабелей:

ААБл

ПвБП.

Кабели первого типа представляют собой силовые кабели с алюминиевыми токопроводящими жилами в изоляции из пропитанной бумаги, в алюминиевой оболочке, с подушкой под броню, бронированный двумя стальными лентами, имеется наружный покров из стеклопряжи. Кабели второго типа с медными токопроводящими жилами в изоляции из вулканизированной композиции полиэтилена, в оболочке из теплостойкого поливинилхлоридного пластиката, бронированный двумя стальными лентами с наружным покровом из поливинилхлоридного пластиката. Обе марки кабелей предназначены для прокладки в траншеях с низкой и средней коррозионной активностью с наличием или отсутствием блуждающих токов, в сухих производственных помещениях.

Прокладка кабелей распределительной сети осуществляется в траншее глубиной 1 м, с шириной по дну 400-600 мм, с подсыпкой снизу и засыпкой сверху слоем мелкой земли толщиной не менее 100 мм. Для того чтобы не возникали опасные механические напряжения в кабелях при монтаже и эксплуатации, кабели проложены змейкой, с запасом по длине 1%. Расстояние между кабелями в свету составляет 100 мм.

Схема распределительной сети предполагает пересечение кабельной трассы с автомобильной и железной дорогой. При этом кабели прокладываются в трубах по всей ширине зоны отчуждения на глубине не менее 1м от полотна автомобильной дороги и 2 м от полотна железной дороги.

Большая часть кабельной трассы проложена параллельно фундаментам зданий. При этом расстояние в свету от кабеля до фундаментов должно быть не менее 0,6 м.

В местах прокладки кабеля параллельно автомобильной дороге расстояние в свету между кабелем и дорогой не менее 1 м.

При повороте кабельной трассы радиус изгиба кабеля составляет не менее пятнадцати внешних диаметров кабеля.

Для ввода кабеля, выходящего из траншеи в здание, в стене заранее закладываются отрезки стальных труб, размещенных на расстоянии 100 мм в свету друг от друга. При этом глубину прокладки кабеля допускается уменьшать до 0,5 м.


7. Расчет и выбор устройств компенсации реактивной мощности


7.1.Выбор мощности низковольтных компенсирующих устройств


Выбор мощности низковольтных КУ производится в два этапа:

Выбор мощности Qнк1 исходя из критерия оптимизации выбора мощности трансформаторов цеховых подстанций.

Выбор мощности компенсирующих устройств Qнк2 исходя из минимизации потерь активной мощности трансформаторов ЦП и распределительной сети 6 кВ.

Величина Qнк1 определяется при выборе мощности трансформаторов цеховых подстанций.

Величина Qнк2 определяется для подстанций или цеха по формуле:

Qнк2 = Qр – Qнк1 – γ ∙ N ∙ Sнт, (108)

где γ = 0,6 – расчётный коэффициент, который определяется в зависимости от энергосистемы, количества рабочих смен, мощности трансформатора и длины питающей линии; /1,107/

К1 = 14 - коэффициент, зависящий от количества рабочих смен на предприятии; /1,108/

К2 = 2 – коэффициент, зависящий от мощности трансформаторов цеховых подстанций и длины питающей линии; /1,109/

QР – расчётная нагрузка цеха, кВт;

N – количество трансформаторов цеховой подстанции;

Sнт – номинальная мощность трансформатора кВА;


Для ТП1 Qнк2 равно:

Qнк2 = 879,6 – 218,51 – 0,6 ∙ 2 ∙ 630 = –94,91 квар;

Принимается Qнк2 = 0 квар.


Суммарная мощность компенсирующих устройств равна:

Qнк = Qнк1 + Qнк2; (109)

т.к Qнк2 < 0, то устанавливаем компенсирующее устройство мощностью 218,51 квар на стороне низшего напряжения ТП1. Принимаем компенсирующие устройства: 2 х УКМ58-0,4-112-30-УЗ.

Остальные расчеты аналогичны и сводятся в таблицу 19.


Таблица 19 – Выбор мощности низковольтных компенсирующих устройств

№ ТП Qнк1, квар Qр, квар N Sнт, кВА γ Qнк2, квар Qнк, квар Принятая мощн-ть ККУ, квар Принятый тип батареи
1 218,51 879,6 2 630 0,6 0 218,51 2х112 2хУКМ58-0,4-112-33,3-УЗ
2 967,82 1652,15 2 1000 0,6 0 967,82 4х268 4хУКМ58-0,4-268-30-УЗ
3 0 2864,53 2 4000 0,6 0 0

4 0 180,58 2 400 0,6 0 0

5 159,98 786,23 2 1000 0,6 0 159,98 2х100 2хУКМ58-0,4-100-33,3-УЗ
6 698,12 1053,36 2 630 0,6 0 698,12 2х402 2хУКМ58-0,4-402-33,3-УЗ
Σ 2044,43 7416,45



2044,43 2300

7.2 Выбор мощности высоковольтных компенсирующих устройств.


Выбор мощности высоковольтных компенсирующих устройств производится исходя из выполнения баланса реактивной мощности для всего предприятия:

QВК = ∑Qр + ∆QТ – ∑QНК1 – Qэ1; (110)

где ∆QТ – потери реактивной мощности в трансформаторах цеховых подстанций, квар;

Qр – расчётная реактивная нагрузка высоковольтных и низковольтных приёмников, квар;

ΣQНК1 – суммарное значение номинальных мощностей КУ напряжением до 1000 В;

QЭ1 – экономическое значение реактивной мощности, определённое в п.5.2;

QВК = 7416,45 + 727,38 – 2300 – 8600 = –2756,17 квар

Для компенсации реактивной мощности определяется располагаемая реактивная мощность СД:

, (111)

где αм – коэффициент допустимой перегрузки СД, зависящий от его загрузки по активной мощности; /1,227/

Располагаемая реактивная мощность всех СД:

QЭСД = 2787,755 квар > QВК = –2756,17 квар.

Установка высоковольтных компенсирующих устройств не требуется.


8. Выбор устройств автоматики и релейной защиты


8.1 Выбор устройств автоматики


8.1.1 Шины ГПП, РП, трансформаторных подстанций


Согласно п.п. 3.3.30-3.3.32 ПУЭ на шинах ГПП, РП, цеховых трансформаторных подстанций устанавливаются устройства автоматического ввода резерва (УАВР). УАВР выполняется при этом на секционном выключателе. При выходе из строя линии или трансформатора устройство АВР восстанавливает питание, зна­чительно сокращая простои технологического оборудования. УАВР должны удовлетворять следующим основным требованиям:

обеспечивать возможность действия при исчезновении напряжения на шинах питаемого элемента.

при отключении выключателя рабочего источника пита­ния включать без дополнительной выдержки времени выключа­тель резервного источника питания; при этом должна обеспечиваться однократность действия устройства.

Для обеспечения действия АВР при обесточении питаемого элемента необходимо предусмотреть пусковой орган напряжения (ПОН).

Элемент минимального напряжения ПОН АВР должен быть выполнен так, чтобы исключалась его ложная работа при перегорании одного из предохранителей трансформатора напряжения (ТН) со стороны обмотки высшего (ВН) или низшего (НН) напряжения.

Если при использовании пуска УАВР по напряжению время его действия окажется недопустимо большим, в дополнение к пусковому органу напряжения применяется пусковой орган, реагирующий на снижение частоты. Устройства АВР выполняют на оперативном переменном и постоянном токе.

Источниками оперативного переменного тока служат ТН, установленные на рабочем или резервном вводе или на шинах подстанции в зависимости от схемы устройства АВР. В качестве ПО АВР применяется реле типа РН-54/160, РЧ-1.


8.1.2 Синхронные двигатели


При расчете устройств ТАПВ и УАВР синхронных двигателей (РП высокого напряжения) следует учитывать возможность несинхронного включения двигателей и необходимость частичного гашения поля. Так же предусматриваются устройства автоматического регулирования возбуждения для поддержания заданных параметров (tgφ и т.д.), устройства гашения поля.


8.1.3 Магистральные линии


На магистральных линиях согласно п.3.3.2 ПУЭ устанавливаются устройства трехфазного автоматического повторного включения (ТАПВ) однократного действия. Сущность ТАПВ состоит в том, что элемент системы электро­снабжения, отключившийся под действием релейной защиты (РЗ), вновь включается под напряжение (если нет запрета на повторное включение) и если причина, вызвавшая отключение элемента, исчезла, то элемент остается в работе, и потребители получают питание практически без перерыва.

Устройства ТАПВ должны удовлетворять следующим основным требованиям:

устройства ТАПВ не должны действовать:

при отключении выключателя персоналом дистанционно или при помощи телеуправления;

при автоматическом отключении выключателя за­щитой непосредственно после включения его персоналом;

при отключении выключателя защитой от внутренних повреждений трансформаторов и вращающихся машин устройствами противоаварийной автоматики, а также в других случаях отключений выключателя, когда действие ТАПВ недопустимо;

устройства ТАПВ должны быть выполнены так, чтобы была
исключена возможность многократного включения на КЗ при
любой неисправности в схеме устройства;

устройства ТАПВ должны выполняться с автоматическим
возвратом;

При применении ТАПВ необходимо предусматривать ускорение действия защиты на случай неуспешного ТАПВ.

Ускорение защиты до ТАПВ сокращает до минимума время про­текания тока КЗ, благодаря чему уменьшаются вызываемые им разрушения и увеличивается возможность успешного ТАПВ.

Ус­корение защиты до ТАПВ заключается в том, что выдержка вре­мени максимальной защиты выводится из действия и первое отключение выключателя осуществляется мгновенно. Второе от­ключение выключателя после неуспешного ТАПВ выполняется избирательно, с выдержкой времени, которая к этому моменту автоматически вводится в действие.

Ускорение защиты после ТАПВ применяют на участках сети, имеющих несколько ступеней избирательной защиты, так как вывод из действия выдержки времени может привести к ложно­му срабатыванию защиты.

Отключение выключателя после неус­пешного ТАПВ производится мгновенно, для чего к этому мо­менту выдержка времени максимальной токовой защиты авто­матически выводится из действия.

Устройства ТАПВ необходимо выпол­нять с пуском от несоответствия между ранее поданной опера­тивной командой и отключенным положением выключателя (до­пускается также пуск устройства АПВ от защиты).

Время действия устройства ТАПВ должно быть не меньше необходимого для полной деионизации среды в месте КЗ и для подготовки привода выключа­теля к повторному включению, должно быть согласовано со вре­менем работы других устройств автоматики (например, УАВР), защиты, учитывать возможности источников оперативного тока по питанию электромагнитов включения выключателей, одно­временно включаемых от устройства АПВ.

Осуществлению ТАПВ служит группа функциональ­ных блоков (главный из которых – блок типа АО НО) в составе комплектного устройства КРУ ЯРЭ-2201.


8.1.4 Конденсаторные установки


Для обеспечения экономичной работы конденсаторных установок (КУ) применяется устройство автоматического регулирования мощности в зависимости от напряжения на шинах типа АРКОН. Устройство АРКОН осуществляет комбинированное многоступенчатое регулирование мощности КУ в сетях переменного тока высокого и низкого напряжения.

Многоступенчатое регулирование КУ, т.е. включение и отключение отдельных секций батареи, является более точным и уменьшает зону нечувствительности по сравнению с одноступенчатым.


8.2 Выбор устройств релейной защиты


8.2.1 Трансформаторы ГПП


Согласно п.3.2.51 ПУЭ для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимах работы:

Многофазных замыканий в обмотках и на выводах.

Витковых замыканий в обмотках.

Токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ.

Токов в обмотках, обусловленных перегрузкой.

Понижения уровня масла.


Защиты, устанавливаемые на трансформаторах ГПП.


8.2.1.1 Газовая защита от повреждений внутри кожуха.


Основана на использовании явления газообразования в баке поврежденного трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от ха­рактера и размеров повреждения. Это дает возможность выпол­нить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение. Защита выполняется на реле РГЧЗ-66. Так же должна предусматриваться отдельное газовое реле для избирателей и контакторного устройства РПН.


8.2.1.2 Продольная дифференциальная защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений.


Дифференциальный принцип позволяет выполнить быстродейст­вующую защиту трансформатора, реагирующую на повреждения в обмотках, на выводах и в соединениях с выключателями. При этом она может иметь недостаточную чувствительность только при витковых замыканиях и «пожаре стали».

Защита должна отстраиваться от бросков тока намагничивания и токов небаланса. Продольная защита должна выполняться так, чтобы в зону ее действия входили соединения трансформатора со сборными шинами.

Дифференциальная защита реализуется группой функциональ­ных блоков в составе устройства ЯРЭ-2201.


8.2.1.3 Для защиты от многофазных КЗ


Максимальная токовая защита (МТЗ) с комбинированным пуском по напряжению и без него, действующая на отключение. Наличие комбинированного пускового органа напряжения позволяет выбрать ток срабатывания защиты без учета перегрузки трансформатора. Следует рассмотреть вариант дополнения МТЗ токовой отсечкой (ТО), предназначенной для отключения с меньшей выдержкой времени КЗ на шинах.

Токовая защита от перегрузок выполняется одним реле тока с действием на сигнал.

Все вышеперечисленные защиты, действующие на отключение, должны действовать на отключение обоих выключателей трансформатора.


8.2.2 Цеховые трансформаторы


Цеховые трансформаторы подстанций на магистральных линиях защищаются с помощью предохранителей типа ПК и выключателей нагрузки. При возникновении токов КЗ, больших номинального тока предохранителя в 3-3,5 раза, предохранитель будет надежно защищать трансформатор. Под действием меньших токов высоковольтный предохранитель может расплавиться, но не может отключить эти токи и при отсутствии дополнительных средств защиты произойдет его термическое разрушение. В этом случае защита силового трансформатора должна возлагаться на выключатели нагрузки (ВН). ВН срабатывает именно как защитный аппарат только после того, как предохранитель расплавится, в результате чего обеспечивается автоматическое отключение всех трех полюсов выключателя нагрузки, что исключит появление неполнофазного режима в сети.

На трансформаторах согласно пп. 3.2.58, 3.2.61, 3.2.66, 3.2.70 ПУЭ предусматривается установка следующих устройств релейной защиты:

Газовая защита. Выполняется с использованием реле повышения внутритрансформаторного давления. Газовая защита должна срабатывать при внутренних витковых повреждениях трансформатора, сопровождающихся малыми токами, действовать на отключение ВН.

МТЗ нулевой последовательности, устанавливаемой в нулевом проводе трансформатора (при недостаточной чувствительности вышеперечисленных защитных аппаратов).

Однофазная МТЗ от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.


Трансформаторы, питающиеся по радиальной схеме. Согласно пп. 3.2.58, 3.2.61, 3.2.66, 3.2.70 ПУЭ предусматриваются следующие виды защит:

со стороны источника питания устанавливается двухфазная, двухрелейная ТО без выдержки времени от междуфазных КЗ в трансформаторе;

двухфазная, трехрелейная МТЗ трансформатора от внешних КЗ;

МТЗ нулевой последовательности (исходя из условий, перечисленных выше).

Так же на линии устанавливается защита от однофазных замыканий на землю с действием на сигнал.


8.2.3 Кабельные линии 6 кВ


В соответствии с пп. 3.2.91-3.2.97 ПУЭ на кабельных линиях должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и однофазных замыканий на землю. Защита от многофазных замыканий предусматривается в двухфазном исполнении и включается в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения только одного места повреждения. Такой защитой является двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а вторая – в виде максимальной токовой защиты.

От однофазных замыканий на землю применяется МТЗ нулевой последовательности, действующую на сигнал, реализованную на реле типа РТЗ-51 с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности.

Так же предусматриваются устройства контроля изоляции с использованием трансформаторов напряжения, установленных на шинах ГПП и высоковольтного РП.


8.2.4 Синхронные двигатели


Основными видами повреждений в двигателях являются:

Многофазные КЗ.

Однофазные замыкания на землю в обмотке статора.

Витковые замыкания в обмотках статора.

К ненормальным режимам работы двигателей относят:

1. Перегрузка.

2. Понижение напряжения.

3. Асинхронный ход.

4. Обрыв фазы.

Согласно пп. 5.3.43, 5.5.46 ПУЭ на электродвигателях должны предусматриваться следующие виды защит:

Защита от многофазных КЗ. Выполняется в виде токовой отсечки без выдержки времени. В зависимости от выполнения условия чувствительности может выполняться как однорелейной с включением токового реле на разность токов двух фаз, так и двухфазной двухрелейной. Для одновременной реализации защиты двигателей от КЗ и перегрузки используются индукционные реле типа РТ-80, имеющие индукционный и электромагнитный элементы.

Продольная дифференциальная защита при недостаточной чувствительности токовой отсечки.

Защита от замыканий на землю при условии превышения током короткого замыкания на землю значения в 10 А. Защита должна действовать без выдержки времени на отключение синхронного двигателя (СД), и на устройство автоматического гашения поля.

Защита минимального напряжения СД обеспечивает отключение части двигателей при недопустимом снижении напряжения питания

Защита от потери питания. Учитывает возможность несинхронного включения двигателей, что может привести к необходимости отключать СД.

Защита от асинхронного режима. При асинхронном ходе в обмотках статора и ротора имеет место пульсирующий ток. Защита осуществляется в однофазном исполнении на реле РТ-40. Защита должна действовать на схему ресинхронизации СД.



Список использованной литературы

Фёдоров А. А., Старкова Л. Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 368 с.

Неклепаев Б.Н., Крючков И.П.Электрическая часть станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат, 1989.

Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – М: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.

Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник – М.: Высш. Школа, 1979. – 431 с., ил.

Справочник по проектированию электроснабжения под ред. Барыбина Ю.Г. – М.: Высшая школа, 1990.

Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. 2-е изд., перераб. и доп./ Под общ. ред. А.А.Федорова и Г.В. Сербиновского. – М.: Энергия, 1980. – 576 с., ил.

Правила устройства электроустановок. – М: Энергия, 1986. – 244 с.

Блок В.М. Электрические сети и системы: Учеб. пособие для вузов. – М.: Высш. школа,1986. – 431 с.



находится участок наибольшей перегрузки, (зона перегрузки лежит выше указанной линии), проверяем выбранный трансформатор по допустимой систематической перегрузке.

Определяем коэффициент начальной загрузки трансформатора.

; (40)

где j – все ступени графика кроме зоны перегрузки.

Определяем коэффициент перегрузки трансформатора.

; (41)

где к – зона перегрузки.

Определяем допустимый коэффициент систематической перегрузки.

По таблице 1.37 /4/ определяем среднюю годовую температуру

tз=-13,4 0С; tл=20,7 0С.

По таблице 1.36 /4/ для зоны перегрузки h=14 ч. К1=0,649 определяем коэффициент допустимой перегрузки.

К2 доп(-20)=1,42; К2 доп(-10)=1,35.

Тогда средний коэффициент системы перегрузки найдется:

(42)

Полученное значение сравниваем со значением К2: К2 доп>К2

Видно, что тепловой износ трансформатора больше допустимого.

Определяется коэффициент аварийной перегрузки:

(43)

Используя исходные данные:

Время перегрузки h = 24 часов;

Эквивалентная зимняя температура охлаждения для Оренбурга Θохл = -13,40С, определяется К2ав.доп

-200 - К2ав.доп =1,6

-100 - К2ав.доп =1,5

(44)

Кав > Кав.доп , поэтому увеличиваем мощность трансформатора.

Принимаем два трансформатора, мощностью 10 МВА(2х10МВА)

Результаты выбора трансформаторов ГПП заносим в таблицу 5.


Таблица 5 – Выбор трансформаторов ГПП

Тип трансформатора UBH, кВ UНH,кВ ΔРХХ, кВт ΔРКЗ,кВт UК, % IХХ, %
ТДН-10000 115 6,3 14 58 10,5 0,9

Потери мощности в трансформаторах ГПП определяются по формулам (26) (27):

ΔР =2·(14+0,82∙58) =102,24 кВт;

Потери электроэнергии в трансформаторах ГПП:

ΔW=N·(ΔPх∙Тг+β2доп∙ΔPк∙τ); (45)

где τ - время наибольших потерь;

(46)

здесь Tм – число часов использования максимума нагрузки;

ΔW = 2·(14∙8760+0,82∙58∙6298,44) = 712876,2 кВт∙ч;


5.3 Выбор схемы электрических соединений


Схема должна обеспечивать требуемую надежность электроснабжения потребителей в нормальном, послеаварийном и ремонтном режиме.

Схема подстанции должна быть простой и наглядной.

Схема должна обеспечивать необходимый транзит мощности.

Схема должна обеспечивать выполнение принципа глубокого секционирования.

Схема должна обеспечивать применение устройств релейной защиты и автоматики.

Схема должна быть экономически рациональной.


Выбор схемы электрических соединений ГПП.

Описание схемы.

На двухтрансформаторных подстанциях 35-220кВ применяется схема двух блоков трансформатор-линия, которые соединены неавтоматической перемычкой из двух разъединителей.

В нормальном режиме один из разъединителей перемычки должен быть отключен. Если этого не сделать то при к.з в любой линии (W1 или W2) релейной защитой отключаются обе линии, нарушая электроснабжение потребителей.

В блоке трансформатор-линия со стороны высокого напряжения установлен выключатель. Для отключения трансформатора в нормальном режиме достаточно отключить нагрузку выключателем со стороны 6 кВ, а затем отключить ток намагничивания трансформатора выключателем Q1 – Q2.

При повреждении в трансформаторе релейной защитой отключается выключатель Q3 или Q4, а затем выключатель Q1 – Q2.

Перемычка из двух разъединителей используется при отключениях линий.

При устойчивом повреждении на линии W1 отключится выключатель на подстанции системы и выключатель Q3 и действием АВР на стороне 6 кВ включается секционный выключатель Q5, обеспечивая питание потребителей от Т2. Если линия выводится в ремонт, то действиями дежурного персонала подстанции или оперативной выездной бригадой отключается линейный разъединитель QS1, включается разъединитель в перемычке и трансформатор Т1 становится под нагрузку включением выключателя со стороны НН с последующим отключением секционного выключателя. В этой схеме возможно питание линии Т1 от линии W2 при ремонте линии W1 и наоборот.



5.4 Расчет токов короткого замыкания


Расчетные точки трехфазного к.з. :

- на вводах трансформаторов ГПП;

- на шинах НН трансформаторов ГПП;

Рис. 4 Схема замещения.

Короткое замыкание в точке К1.

Sб1 = 100 МВА;

Uб1 = 115кВ;

(47)

(48)

(49)

(50)

Iк1=I1*∙Iб1=7,41∙0,502=3,72 кА; (51)

Значение постоянных времени затухания:

Ку.вн = 1,608; Ку.нн = 1,65;

Tа.вн = 0,02; Tа.нн = 0,03;

Расчетное время для которого определены токи к.з.

τ=tв+∆tс+ tр.з.,с (52)

где tв = 0,06 ч 0,08 - собственное время срабатывания выключателя;

tр.з = 0,01 ч 0,02 - время срабатывания релейной защиты;

∆tс = 0,3 ч 0,6 - селективность;

τ =0,08+0,01+0,5 = 0,59с;

Ударный ток:

(53)

Полный импульс среднеквадратического тока:

(54)

где Та = 0,12 с – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ

Апериодическая составляющая:

(55)

Короткое замыкание в точке К2

Sб2 = 100 МВА;

Uб2 = 6,3 кВ;

(56)

Iк2 = I2* ∙ Iб2 = 0,844 ∙ 9,16 = 7,39 кА;

τ = 0,045 + 1,035 = 1,075 с;


5.5 Выбор оборудования и токоведущих частей

5.5.1 Выбор сечения ВЛ 110 кВ и определение потерь


Сечение ВЛ выбираем по экономической плотности тока.

(57)

где Iр - расчетный ток линии А;

jэ = 1 - экономическая плотность тока;

(58)

где Sрл - расчетная мощность линии с учетом потерь в трансформаторах ГПП;

n - количество параллельных цепей ЛЭП;

n = 2

Принимается провод АС-70 данны-ми Iдл.доп = 265; r0 = 0,428 Ом/км,

Проверка по нагреву

Iдл.доп н.р =265 А > Iр = 42,58 А;

Iдл.доп ав.р = 265 А > 2·Iр = 85,16 А;

Проверка на термическое действие тока не производится, так как линии выполнены без изоляции на открытом воздухе.

Проверка на коронирование:

(59)

где r0 - радиус провода; см

m =0,82 – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода;

Напряженность около поверхности

(60)

где Dср = 1,26 · 300 = 378 – расстояние между соседними фазами, см;

Условие проверки: 1,07∙E = 30,39 ≤ 0,9 ∙ Е0 = 32,085 кВ/см;

Условие выполнено.

Потери активной мощности в линии:

(61)


5.5.2 Выбор оборудования и токоведущих частей


Оборудование и токоведущие части ГПП выбираются по соответствию окружающей среде и роду установки, допустимому нагреву токами длительных режимов, стойкости в режиме короткого замыкания.

Результаты выбора оборудования приведены в таблице 6.


Таблица 6 – Выбор оборудования и токоведущих частей ГПП

Обозначение

на схеме.

Условия

выбора.

Расчётные

данные.

Тип

оборудования.

Паспортные

данные.

Примечание.
QS1 – QS6

Uном. ≥ Uуст.

Iном. ≥ Imax.

Iном. ≥ Iдл.доп

Iдин. ≥ iуд.

I2t. ≥ Bк.

Uн= 110 кВ;

Iмах.= 85,16А;

Iдл.доп= 265 А;

iуд.= 8,46кА;

Bк= 9,83кА2с;

РНД–110/1000У1


Uном = 110 кВ;

Iном = 1000 А;

Iтер = 31,5кА;

tтер =4сек

iдин = 80 кА

/2.269/
Q1 – Q2

Uном. ≥ Uуст.

Iном. ≥ Imax.

Iном. ≥ Iдл.доп

Iотк.ном ≥ Iп.τ

iдин. ≥ iуд.

I2t.t ≥ Bк.

Uном= 110 кВ;

Iмах.= 85,16А;

Iдл.доп= 265А;

iуд.= 8,46кА;

Bк= 9,83кА2с;

ВБЭ-110/1600У1

Uном = 110 кВ;

Iном = 1600 А;

Iтер = 52кА;

Iотк.ном = 20кА;

tтер = 3 сек


ТА1 – ТА6

Uном. ≥ Uсети

Iном. ≥ Imax.

Iном. ≥ Iдл.доп

I2t. ≥ Bк.


Uн= 110 кВ;

Iмах.= 85,16А;

Iдл.доп= 265 кА;

Bк= 9,83 кА2с;

ТФЗМ – 110Б – I – 100/5

Uн = 110 кВ;

Iн1 = 100 А;

Iн2 = 5 А;

tтер = 3 с;


/2.302/

Ограничитель

перенапряже-

ния

Uном. ≥ Uсети


Uн= 110 кВ;


ОПН-110У1 Uном = 110 кВ
Q3 – Q5

Uном. ≥ Uсети

Iном. ≥ Imax.

Iдин. ≥ iуд.

I2t.tт ≥ Bк.

Uн= 6 кВ;

Iмах.= 1780,9А;

Iп.о= 7,39 кА;

iуд.= 17,24 кА;

Bк= 38,8кА2с;

8ADV40

Uн= 7,2 кВ;

Iн= 2000 А;

Iпр.скв= 40 кА;

iпр.скв= 128 кА;

Iотк. = 40 кА;

I2терЧtтер= 40Ч4 кА2с;


ТА7 – ТА13

Uном. ≥ Uуст.

Iном. ≥ Imax.

iдин. ≥ iуд.

I2t. ≥ Bк.

Z2ном. ≥r2

Uн= 6 кВ;

Iав.= 1780,9 А;

Iп.о= 7,39 кА;

iуд.= 17,24 кА;

Bк= 38,8 кА2с;

ТОЛ-10-IM2

Uн= 10 кВ;

Iн1= 2000 А;

Iн2= 5 А;

iдин= 128 кА;

Iтер= 40 кА;

tтер= 3 с;

/2.295/



Наиболее загружен трансформатор в фазе В.

Условие проверки:

r2ном ≥ r2, (62)

где r2 = 0,8 Ом – вторичная нагрузка трансформатора;

r2 = rприб + rпр + rк; (63)


Таблица 7 - Проверка трансформатора тока по вторичной нагрузке

Прибор Тип Нагрузка, ВА
А В С
Амперметр Н - 350 - 0,5 -
Ваттметр Д - 335 0,5 - 0,5
Прибор учета активной и реактивной мощности Ф 669 0,3 - 0,3


0,8 0,5 0,8

где rприб – сопротивление приборов;

rпр – допустимое сопротивление приборов;

(64)

rк = 0,1 Ом– сопротивление контактов;

rпр = r2 – rприб – rк = 0,8 – 0,032 – 0,1 =0,668 Ом; (65)

Минимальное сечение соединительных приборов:

; (66)

где ρ = 0,0283 Ом·мм2/м – удельное сопротивление алюминия;

= - расчетная длина провода,

здесь = 6м, для линии 6 кВ;

Принимается контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

r2 < r2.ном;

r2 = 0,074 + 0,032 + 0,1 = 0,206 Oм;

r2 = 0,206 Ом < r2.ном = 0,8 Ом;


Таблица 8 -Проверка трансформатора напряжения по вторичной нагрузке.

Прибор Тип Мощность одной обмотки Число обмоток cos sin Потребляемая мощность
Р, Вт Q, вар
Вольтметр Э335 2 1 1 0 2
Ваттметр Д335 2 2 1 0 4
Прибор учета активн. и реактивн. мощности Ф669 0,3 2 0,38 0,925 0,228 0,555

6,228 0,555

Условие проверки: Sном = =ВА ≤ S2=50 ВА.




Аннотация


Пояснительная записка содержит 89 страниц, в том числе 12 рисунков, 19 таблиц, 8 источников.

Графическая часть выполнена на 2 листах формата А1.

В данном проекте изложены основные положения и произведен расчет системы электроснабжения предприятия. Расчет системы электроснабжения включает в себя: расчет электрических нагрузок предприятия, выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций, расчет схемы внешнего электроснабжения, расчет схемы внутреннего электроснабжения.

Рассмотрены вопросы компенсации реактивной мощности, конструктивного выполнения распределительной сети, произведен выбор устройств релейной защиты и автоматики, выбор оборудования схем внешнего и внутреннего электроснабжения.

Основные решения приняты на основе технико-экономического расчета.




Содержание

Введение…………………………………………………………………………….6

Краткая характеристика технологического процесса и основных электроприемников………………………………………………………………...8

Основные принципы проектирования электроснабжения предприятия…...10

Расчет электрических нагрузок цехов…………………………………….…..11

3.1. Расчет электрических нагрузок цехов……………………...……………....11

3.2. Расчет осветительной нагрузки……………………………………......……18

3.3 Расчет картограммы электрических нагрузок. Определение ЦЭН……….20

Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций…………22

Расчет схемы внешнего электроснабжения…………………………………..26

5.1. Выбор напряжений…………………………………………………...……...26

5.2. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП…………………….......26

5.3. Выбор схемы электрических соединений ГПП………………………...….32

5.4. Расчет токов короткого замыкания…………………………..……….…....35

5.5. Выбор оборудования и токоведущих частей ГПП……………………...…37

5.5.1. Выбор сечения ВЛ 110 кВ и определение потерь………………..…...…37

5.5.2. Выбор оборудования и токоведущих частей……………………….……38

Расчет схемы внутреннего электроснабжения……………………………….42

6.1. Выбор напряжения……………………………………………………..……42

6.2. Выбор вариантов схемы внутреннего электроснабжения………..……….42

6.3. Электрический расчет вариантов схем внутреннего электроснабжения...47

6.4 Расчет токов короткого замыкания…………………………………………51

6.5. Выбор оборудования распределительной сети…………………………....57

6.5.1. Выбор ячеек РУ………………………………………...………………….57

6.5.2. Выбор сборных шин……………………………………………………….57

6.5.3. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения………….60

6.5.4 Выбор выключателей на 6 кВ……………………………………………..65

6.5.5. Выбор автоматических выключателей……………………………..…….66

6.5.6. Выбор разъединителей…………………………………………..………...67

6.5.7. Выбор выключателей нагрузки…………………………………………...67

6.6. Технико-экономическое сравнение вариантов…………...………………..68

6.7. Конструктивное выполнение распределительной сети…………………...74

Расчет и выбор устройств компенсации реактивной мощности………..…...76

7.1. Выбор мощности низковольтных компенсирующих устройств…………76

7.2. Выбор мощности высоковольтных компенсирующих устройств………..77

Выбор устройств автоматики и релейной защиты………………………..….79

8.1.Выбор устройств автоматики…………………………………………….….79

8.1.1. Шины ГПП, РП трансформаторных подстанций………………….…….79

8.1.2. Синхронные двигатели……………………………………………………80

8.1.3. Магистральные линии…………………………………………………….80

8.1.4. Конденсаторные установки………………………………………………82

8.2. Выбор устройств релейной защиты………………………………………..83

8.2.1. Трансформаторы ГПП…………………………………………………….83

8.2.1.1. Газовая защита от повреждений внутреннего кожуха………………..83

8.2.1.2. Продольная дифференциальная защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений………………………………………………..…….84

8.2.1.3. Для защиты от многофазных коротких замыканий……………….…..84

8.2.2. Цеховые трансформаторы…………………………………………….…..85

8.2.3. Кабельные линии 6 кВ………………………………………………….…86

8.2.4. Синхронные двигатели……………………………………………………87

Список использованной литературы…………..……………………..……….89


Введение


Системой электроснабжения (СЭС) называют совокупность устройств для производства, передачи и распределения электроэнергии. Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией промышленных приёмников, к которым относятся электродвигатели различных машин и механизмов, электрические печи, электролизные установки, аппараты и машины для электрической сварки, осветительные установки и др.

В настоящее время большинство потребителей получает электроэнергию от энергосистем.

По мере развития электропотребления усложняются системы электроснабжения промышленных предприятий. В них включаются сети высоких напряжений, распределительные сети, а в ряде случаев и сети промышленных ТЭЦ.

На пути от источника питания до электроприёмников на современных промышленных предприятиях электрическая энергия, как правило, трансформируется один или несколько раз. В зависимости от места расположения в схеме электроснабжения трансформаторные подстанции называют главными понизительными подстанциями или цеховыми трансформаторными подстанциями.

Цеховые сети распределения электроэнергии должны:

обеспечивать необходимую надёжность электроснабжения приёмников электроэнергии в зависимости от их категории;

быть удобными и безопасными в эксплуатации;

иметь оптимальные технико-экономические показатели (минимум приведённых затрат);

иметь конструктивное исполнение, обеспечивающее применение индустриальных и скоростных методов монтажа.

Главной проблемой в ближайшем будущем будет являться создание рациональных систем электроснабжения промышленных предприятий, которое связано со следующим:

выбор и применение рационального числа трансформаций (оптимальный вариант числа трансформаций – две-три);

выбор и применение рациональных напряжений (в системах электроснабжения промышленных предприятий даёт значительную экономию в потерях электроэнергии);

правильный выбор места размещения цеховых и главных распределительных (понизительных) подстанций (обеспечивает минимальные годовые приведённые затраты);

рациональный выбор числа и мощности трансформаторов, а также схем электроснабжения и их параметров, что ведёт к сокращению потерь электроэнергии и повышению надёжности;

принципиально новая постановка для решения таких задач, как, например, симметрирование (выравнивание) электрических нагрузок.


1. Краткая характеристика технологического процесса и основных электроприемников


Завод легких металлоконструкций состоит из шести цехов: механического, сварочного, сборочного, окрасочного, компрессорного и цеха подготовки производства. Предприятие выполняет механическую обработку получаемого им сырья, сборку конструкций в соответствии с заказом, окраску и предпродажную подготовку готовой продукции.

Основными электроприемниками предприятия являются различные станки, краны, сварочное оборудование, вентиляторы, автоматические линии, высоковольтные двигатели.

Большинство из них относятся электроприемникам первой и второй категории, питаются трехфазным напряжением 0,38 (0,22) кВ промышленной частоты 50 Гц. Двигатели компрессорной станции являются трехфазной высоковольтной нагрузкой 6 кВ промышленной частоты.

По режиму работы приемники делятся на группы:

1) приёмники, работающие в продолжительном режиме. К ним относятся электродвигатели вентиляторов, конвейеры, автоматические линии.

2) приёмники, работающие в повторно-кратковременном режиме. В этом режиме работают краны, сварочные аппараты, различные станки.


Перерыв в электроснабжении данного объекта чаще всего недопустим и может повлечь за собой опасность для жизни людей, серьёзное нарушение технологического процесса или повреждение оборудования.

Электросварочные установки переменного тока работают на промышленной частоте 50 Гц и представляют собой однофазную нагрузку в виде сварочных трансформаторов для дуговой сварки. Сварочные трансформаторы характеризуются низким коэффициентом мощности и частыми перемещениями в питающей сети.

2. Основные принципы проектирования электроснабжения


Система внешнего электроснабжения включает в себя схему электроснабжения и источники питания предприятия. Основными условиями проектирования рациональной системы внешнего электроснабжения являются надежность, экономичность и качество электроэнергии в сети.

Экономичность определяется приведенными затратами на систему электроснабжения. Надежность зависит от категории потребителей электроэнергии и особенностей технологического процесса, неправильная оценка которых может привести как к снижению надежности системы электроснабжения, так и к неоправданным затратам на излишнее резервирование.

При проектировании, как правило, разрабатывается несколько вариантов, наиболее целесообразный из которых определяют в результате технико-экономического сопоставления.

Основными источниками питания электроэнергией промышленных предприятий являются электрические станции и сети районных энергосистем. Наиболее рациональным местом расположения собственного источника питания предприятия является центр электрических нагрузок (ЦЭН).

При проектировании схемы электроснабжения предприятия наряду с надежностью и экономичностью необходимо учитывать такие требования, как характер размещения нагрузок на территории предприятия, потребляемую мощность, наличие собственного источника питания. В зависимости от установленной мощности приемников электроэнергии различают объекты большой (75-100 МВА), средней (от 5-7,5 до 75 МВт) и малой (до 5 МВт) мощности.


3. Расчетно-технологическая часть

3.1. Расчет электрических нагрузок цехов и предприятия


Расчет электрических нагрузок участка цеха выполняется методом упорядоченных диаграмм с применением коэффициента расчетной нагрузки. Предварительно номинальная мощность приёмников с повторно-кратковременным режимом работы приводится к ПВ-100% по формулам:

Рн = Рпасп ·, - для электродвигателей, (1)

Рн = Sпасп··cosφ, - для сварочных трансформаторов и сварочных машин, (2)

Рн = Sпасп · cosφ, - для трансформаторов электропечей, (3)

где Рпасп (кВт), Sпасп (кВт), ПВ, cosφ паспортные мощности, продолжительность включения в относительных единицах, паспортный коэффициент активной мощности соответственно;

По /6,17/ определяются значения коэффициента использования:

Станки различные Ки=0,2; Cosφ=0,5;

Вентиляторы Ки=0,8; Cosφ=0,8;

Краны Ки=0,2; Cosφ=0,5;

Сварочные трансформаторы Ки=0,2; Cosφ=0,4;

Сварочные выпрямители Ки=0,2; Cosφ=0,4;

Дымососы печей Ки=0,7; Cosφ=0,8;

Электрофильтры Ки=0,46; Cosφ=0,85;

Автоматические линии Ки=0,7; Cosφ=0,86;

Окрасочные камеры Ки=0,85; Cosφ=0,85;

Конвейеры Ки=0,75; Cosφ=0,75.


Для узла питания определяется значение модуля сборки:

,(4)

где Рн.макс1, Рн.мин1 - максимальная и минимальная мощность одного электроприёмника для узла питания.

Средние значения активной и реактивной мощностей за наиболее загруженную смену для групп приёмников:

Рсм = Ku · Pн; (5)

Qсм = Рсм · tgφ; (6)

Для узла питания записываются суммарные значения средних мощностей:

; (7)

; (8)

Для узла питания записываются средневзвешенные значения коэффициента использования Ku срвз и коэффициента реактивной мощности tgφсрвз:

Ku срвз = ; (9)

tgφсрвз = ; (10)

Для узла питания записывается значение nЭ - эффективное число электроприёмников, которое определяется по формуле:

= ;(11)

При числе электроприёмников более пяти эффективное число электроприёмников(nЭ)определяется по упрощенным формулам в зависимости от модуля сборки и средневзвешенного значения коэффициента использования:

а) если Ku > 0,2, а m < 3, то nЭ = n;

б) если Ku 0,2, а m 3, то

nЭ = ; (12)

в) если Ки < 0,2, а m < 3, то nэ не определяется, а расчетная нагрузка определяется Рр=Кз·Рн

г) если Ku < 0,2, а m 3, то эффективное число электроприёмников (nЭ)определяется следующим образом:

определяется число электроприёмников n1, мощность которых равна или больше половины мощности наибольшего приёмника;

определяется суммарная мощность этих электроприёмников Рн1;

определяются относительные значения

n*1 = p*1=

по рисунку 2.2 или по таблице 2.7 /2,49/ определяется эффективное относительное число электроприёмников nЭ*;

определяется эффективное число электроприёмников:

nЭ = nЭ* · n; (13)

Для узла питания по таблицам 1 и 2 приложения Б, в зависимости от Ku срвз и nЭ, определяется величина коэффициента расчетной нагрузки Кр .

Для узла питания записываются значения расчетных нагрузок Pр,, Qр, Sр, Ip.

Pр = Кp ·; (14)

Qр = 1,1 ·, если nэ < 10; (15)

Qр = , если nэ 10; (16)

Sp = ; (17)


Для расчета окрасочного цеха:

Окрасочная камера:

n = 17;

Рмin – Рmax = 75 кВт; ∑Рн = 17·75 = 1275 кВт;

Ки = 0,85; сosφ = 0,85; tgφ = 0,62;

Рсм = 1275·0,85 = 1083,75 кВт; Qсм = 1083,75·0,62 = 671,93 квар;

Вентиляторы:

n = 5;

Рмin – Рmax = 21 кВт; ∑Рн = 105 кВт;

Ки = 0,8; сosφ = 0,8; tgφ = 0,75;

Рсм = 73,5 кВт; Qсм = 55,13 квар;

3) Краны (ПВ=40%):

n = 2;

Рмin – Рmax = Рн · =40 ·= 25,3 кВт; ∑Рн = 50,6 кВт;

Ки = 0,2; сosφ = 0,5; tgφ = 1,73;

Рсм = 10,12 кВт; Qсм = 17,51 квар;

4) Конвейеры:

n = 3;

Рмin – Рmax = 21 кВт; ∑Рн = 63кВт;

Ки = 0,75; сosφ = 0,75; tgφ = 0,88;

Рсм = 47,25 кВт; Qсм = 41,67 квар.

Итого по цеху:

n = 17+3+2+5 = 27;

Рмin – Рmax = 21 – 75 кВт; ∑ Рн = 1275+63+50,6+105 = 1493,6 кВт;

∑ Рсм = 1083,75+47,25+10,12+73,5 = 1214,62 кВт;

∑ Qсм = 671,93+41,67+17,51+55,125 = 786,23 квар;

Ku срвз = ;

tgφсрвз = ;

сosφсрвз = 0,84;

При Ku > 0,2 и m >3

nэ = 27;

Кр = 1;

Рр = 1214,62 кВт;

Qр = 786,23 квар;

, кВА.

Все расчёты по электрическим нагрузкам участка цеха сводятся в таблицу1.



Таблица 1. – Расчет электрических нагрузок цехов

Наименован. групп эл/приемников и узлов питания n Рн мин-Рн макс, кВт Сумма Рн, кВт m Ки cosy tgy Рсм, кВт Qсм, квар Кр(Ко) Рр, кВт Qр, квар Sр, кВА
Механический цех













Станки различные 40 7,5-75 1812,5 10 0,2 0,5 1,73 362,5 627,1




Вентиляторы 9 7,5-40 203 5,3 0,8 0,8 0,75 162,4 121,8




Краны (ПВ=40%) 4 23,4-50,6 148 2,2 0,3 0,5 1,73 44,4 76,8




Сварочные тр-ры (ПВ=40%) 7 13,9-18,97 117,6 1,365 0,2 0,4 2,29 23,52 53,9




Итого по "Механическ цех" 60 7,5-50,6 2281,1 6,75 0,26 0,56 1,48 592,8 879,6 60 1 592,82 879,6 1060,7















Сварочный цех













Св-ые выпрямители (ПВ=40%) 17 126,49 2150,33 1 0,2 0,4 2,29 430,1 984,9




Св-ые трансф-ры (ПВ=40%) 11 18,97 208,67 1 0,2 0,4 2,29 41,73 95,6




Краны (ПВ=40%) 4 50,6 202,4 1 0,2 0,5 1,73 40,48 70




Вентиляторы 8 21-75 359 3,57 0,7 0,8 0,75 251,3 188,5




Дымососы печей 7 40-55 325 1,375 0,7 0,8 0,75 227,5 170,6




Электрофильтры 4 125 500 1 0,46 0,85 0,62 230 142,6




Итого по "Сварочный цех" 51 18,97-126,49 3745,4 6,67 0,33 0,6 1,35 1221 1652 51 1 1221,1 1652 2054,4















Сборочный цех













Автоматические линии 4 350 1400 1 0,75 0,87 0,567 1050 595,4




Автоматические линии 3 750 2250 1 0,86 0,7 1,02 1935 1973,7




Вентиляторы 7 50-75 425 1,5 0,7 0,8 0,75 297,5 223,1




Краны (ПВ=60%) 5 31-58,1 209,12 1,874 0,2 0,5 1,73 41,8 72,4




Итого по "Сборочный цех" 19 31-750 4284,12 24,19 0,78 0,76 0,862 3324 2864,5 11 1 3324 2865 4388,2















Компрессорная станция













Двигатели СДН-1600 4 1600 6400 1 0,7 0,8 0,75 4480 3360




Итого по 6 кВ 4 1600 6400 1 0,7 0,8 0,75 4480 3360 4 1 4480 3696 5807,8
Нагрузка 0,4 кВ 1 380 380 1 0,8 0,88 0,54 304 164,16




Итого по 0,4 кВ 1 380 380 1 0,8 0,88 0,54 304 164,16 1 1 304 181 353,6
Итого по "Компрес станц" 5 380-1600 6780 4,211 0,71 0,805 0,737 4784 3524,2

4784 3877 6161















Окрасочный цех













Окрасочные камеры 17 75 1275 1 0,85 0,85 0,62 1084 671,9




Конвейеры 3 21 63 1 0,75 0,75 0,882 47,25 41,7




Краны (ПВ=40%) 2 25,3 50,6 1 0,2 0,5 1,73 10,12 17,5




Вентиляторы 5 21 105 1 0,7 0,8 0,75 73,5 55,1




Итого по "Окрас цех" 27 21-75 1493,6 3,571 0,81 0,84 0,647 1215 786,2 27 1 1215 786 1446,9















Цех подготовки произв-ва













Св-ые трансф-ры (ПВ=40%) 7 13,9-18,97 117,58 1,365 0,2 0,4 2,29 23,52 53,9




Св-ые выпрямители ВС 10 195 1950 1 0,2 0,4 2,29 390 893,1




Краны (ПВ=40%) 2 31,62 63,24 1 0,2 0,5 1,73 12,6 21,9




Вентиляторы 5 17-55 161 3,235 0,7 0,8 0,75 112,7 84,5




Итого по "Цех подг-ки пр-ва" 24 13,9-195 2291,82 14,03 0,24 0,455 1,955 538,9 1053,4 24 1,11 598,1 1053 1211















Итого по Предприятию 186 7,5-1600 20876,04 213,3 0,56 0,735 0,922 11676 10760

11735 11112 16323



3.2 Расчет осветительной нагрузки


Производится ориентировочный расчет осветительной нагрузки

; (18)

где Ро.у. – удельная плотность осветительной нагрузки на 1 м2 полезной площади цеха;

Ро.у.=0,012 – 0,017

Fц – площадь цеха, м2;

Кс – коэффициент спроса;

Кс = 0,95 – для мелких производственных зданий;

Кс = 0,6 – для складских помещений;

Механический цех

Fц = 11785,6 м2 Рр.о. = 0,015·11785,6·0,95 = 167,94 кВт;

Сварочный цех

Fц = 15803,1 м2 Рр.о. = 0,015·15803,1·0,95 = 225,19 кВт;

Сборочный цех

Fц = 48758,2 м2 Рр.о. = 0,015·48758,2·0,95 = 694,8 кВт;

Компрессорная станция

Fц = 12400 м2 Рр.о. = 0,015·12400·0,95 = 176,7 кВт;

Окрасочный цех

Fц = 18086 м2 Рр.о. = 0,015·18086·0,95 = 257,73 кВт;

Цех подготовки производства

Fц = 24226,8 м2 Рр.о. = 0,015·24226,8·0,95 = 345,23 кВт


Таблица 2. – Расчет осветительной нагрузки

Наименование цехов Рр, кВт Fц, м^2 Ру.о., кВт/м^2 Кс Рр.о., кВт Рр+Рр.о., кВт Qр, квар Sр, кВА
Механический цех 592,82 11785,6 0,015 0,95 167,94 760,76 879,6 1162,952
Сварочный цех 1221,08 15803,1 0,015 0,95 225,19 1446,27 1652,2 2195,785
Сборочный цех 3324,3 48758,2 0,015 0,95 694,8 4019,11 2864,5 4935,439
Копрессорная станция 304 12400 0,015 0,95 176,7 480,7 181 513,647
Окрасочный цех 1214,62 18086 0,015 0,95 257,7 1472,35 786,23 1669,119
Цех подгот-ки произв-ва 598,1 24226,8 0,015 0,95 345,2 943,33 1053,36 1414,016

3.3 Расчет картограммы электрических нагрузок. Определение ЦЭН


Координаты центра электрических нагрузок находятся по формулам:


Для анализа распределения электрических нагрузок по цехам и предприятию в целом может быть построена картограмма электрических нагрузок. Она представляет собой круги, построенные для каждого цеха, площадь которых пропорциональна электрическим нагрузкам цехов, в пределах этих кругов указываются сектора, площади которых пропорциональны низковольтной, высоковольтной и осветительной нагрузке.

Радиус круга:

где Ррцi - расчетная нагрузка цеха, кВт;

m — масштаб, кВт/м2;

Выбирается масштаб по цеху с наибольшей расчетной нагрузкой.

где R=0,01 см;

Углы секторов различных нагрузок определяются:

Расчет картограммы на примере компрессорной станции:

Результаты расчета картограммы нагрузок для остальных цехов приведены в таблице 3.

Таблица 3 – Расчет картограммы нагрузок.

№ цеха Ррi, кВт Ррнi, кВт Ррвi, кВт Рроi, кВт Xi Yi Ri, м aн, град ав, град ао, град
1 760,76 592,8
167,94 35 40 15,57 280,52
79,47
2 1446,3 1221,1
225,19 15 40 21,46 303,95
56,05
3 4019,1 3324,3
694,8 15 15 35,78 297,76
62,24
4 4960,7 304 4480 176,7 60 40 39,75 22,06 325,12 12,82
5 1472,4 1214,6
257,73 60 25 21,65 296,98
63,02
6 943,33 598,1
345,23 55 10 17,33 228,25
131,75

4. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховой подстанции


Выбор мощности трансформаторов цеховых подстанций производится с учетом компенсации реактивной мощности, что обеспечивает выбор экономически оптимального числа цеховых трансформаторов.

Предварительно выбирается номинальная мощность трансформатора по ориентировочной мощности

; (19)

где n - число трансформаторов;

= 1,4 (допустимый перегрев до 140%);

Определяется минимальное число цеховых трансформаторов одинаковой мощности Sн.т.

, (20)

где Рр.ц - расчетная нагрузка цеха, кВт;

Sн.т.- номинальная мощность трансформаторов, кВА;

∆N - добавка до целого числа;

βн - коэффициент загрузки в нормальном режиме;

βн=0,8 - при преобладании нагрузок II категории для двухтрансформаторных подстанций.

Определяется оптимальное число трансформаторов

Nт.опт. = Nт.мин. + m, (21)

где m- дополнительно установленные трансформаторы. Величина mопределяется по рисунку 4.7 /1,106/

Определяется наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть 0,4 кВ.

Q1p= , (22)

Если Q1p > Qр, то Q1 = Qр – установка батарей конденсаторов не требуется

Q1p < Qр, то Q1 = Q1p – установка батарей конденсаторов необходима

Qн.к = Qр – Q1, (23)

Определяются коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах

βн =, (24)

βав= , (25)

Выбираются трансформаторы.

Определяются потери активной и реактивной мощности в трансформаторах:

∆Рт = N (∆Рх + βн2 ·∆Ркз) , (26)

∆Qт = N (∆Qх + βн2 · ∆Qкз) =N · , (27)

Определяется мощность, потребляемая трансформаторами:

Рт = Рр + ∆Рт, (28)

Qт = Q1 + ∆Qт, (29)

Sт = , (30)


Расчет для 1-го цеха (механический цех):

, кВА;

;

;

, квар;

Qр = 879,6 квар;

Q1р = 661,09 < Qр = 879,6 => Q1 = 661,086 квар;

Qнк1 = 879,6 – 661,086 = 218,51 квар;

; ;

Выбирается трансформатор типа ТМ - 630/6

Sном = 630 кВА;

Uном в = 6 кВ;

Uном н = 0,4 кВ;

uк = 6,5 %

∆Pкз = 7,6 кВт;

∆Pхх = 1,31 кВт;

Iхх = 2 % /6,51/

∆Pт = 2·(1,31+0,82·7,6) = 12,35 кВт;

∆Qт = 2· (2·630/100 + 0,82·6,5·630/100) = 77,616 квар;

Рт = 760,94 + 12,35 = 773,29 кВт;

Qт = 879,6 + 77,616 = 738,7 квар;

кВА

Расчеты по остальным цехам проводятся аналогично, сводятся в таблицу 4.

Таблица 4. – Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций.

№ ТП № цеха Кат потр Рр, кВт Qр, квар Sр, кВА Fц, м2 σ, кВА/м2 Sэт, кВА Тип тр-ра Sнт, кВА Кол-во тр-ов βдоп Q1р, квар Q1, квар
1 1 II 760,94 879,6 1162,95 11785,6 0,09 830,679 ТМ 630 2 0,8 661,0857 661,086
2 2 II 1446,3 1652,15 2195,79 15803,1 0,13 1568,42 ТМ 1000 2 0,8 684,3267 684,327
3 3 II 4019,1 2864,53 4935,44 48758,2 0,09 3525,31 ТМ 4000 2 0,8 4980,646 2864,53
4 4 II 480,7 180,58 513,5 12400 0,497 366,786 ТМ 400 2 0,8 422,5252 180,58
5 5 II 1472,4 786,23 1669,12 18086 0,08 1192,23 ТМ 1000 2 0,8 626,2471 626,247
6 6 II 943,33 1053,36 1414,02 24226,8 0,05 1010,01 ТМ 630 2 0,8 355,2359 355,236
Итого

9122,7 7416,45 11890,8






7730,07 5372,01

Продолжение таблицы 4.

Qнк=Qр-Q1 βн/βав ΔРх, кВт ΔРк, кВт Iх, % Uк, % ΔРт, кВт ΔQт, квар Рт=Рр+ΔРт, кВт Qт=Q1+ΔQт, квар Sт, кВА
218,51429 0,8/1,6 1,31 7,6 2 6,5 12,348 77,616 773,288 738,7017103 1069,42
967,82326 0,8/1,6 2,4 13,6 1,4 6,9 22,208 116,32 1468,478 800,64674 1672,56
0 0,617/1,234 5,2 33,5 0,9 7,5 35,9062 300,4134 4055,006163 3164,9434 5143,92
0 0,64/1,28 0,95 5,5 2,1 4,5 8,71306 39,09728 489,413059 219,677284 536,454
159,982862 0,8/1,6 2,4 13,6 1,4 6,9 22,208 116,32 1494,558 742,5671377 1668,86
698,124147 0,8/1,6 1,31 7,6 2 6,5 12,348 77,616 955,678 432,8518528 1049,13
2044,44




113,731 727,38 9236,42 6099 11140,4

5 Расчет схемы внешнего электроснабжения

5.1 Выбор напряжений


Определяется значение номинального напряжения по эмпирической формуле Стилла:

(31)

где l - длина питающей линии, км;

Ррп - активная расчетная мощность предприятия, МВт;

Ррп=(Рр.н+Рро+Ррв+ΔРт)Ксовм; (32)

здесь Ксовм – коэффициент совмещения максимума нагрузки;

Ксовм = 0,8 – для завода легких металлоконструкций;

∆Рт∑ = 12,35+22,2+35,91+8,71+22,2+12,35 = 113,725 кВт

Ррп = (7254,92 + 4480 + 1867,59 + 113,725) = 13716,22 кВт = 13,76 МВт;

Из стандартного ряда напряжений принимаем: Uн= 110 кВ.


5.2 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП


Выбор числа трансформаторов на подстанции производится в соответствии с категориями электроприемников.


Принимается двухтрансформаторная подстанция.

Выбор мощности трансформаторов производится в соответствии с

ГОСТ 14209-85.

Полная расчетная мощность предприятия определяется с учётом значения реактивной мощности, выдаваемой энергосистемой:

(33)

где Ррп - активная расчетная мощность предприятия;

Qэ1 - экономическое значение реактивной мощности передаваемое

предприятию от энерго-системы в часы наибольших нагру-зок

энергосистемы;

Qэ1=Pрп∙tgφэ1; (34)

здесь tgφэ1 - экономическое значение коэффициента реактивной мощности:

; (35)

здесь tgφэн - экономическое значение коэффициента реактивной мощности по нормативному методу;

(36)

здесь tgφБ = 0,5 - базовый коэффициент реактивной мощности при напряжении внешнего электроснабжения 110 кВ;

К - коэффициент, учитывающий отличие стоимости электроэнергии в различных энергосистемах (для «Оренбургэнерго» К = 0,8);

dМ - отношение потребления активной мощности потребителем в квартале максимальной нагрузки энергосистемы к потреблению в квартале его максимальной нагрузки (при курсовом и дипломном проектировании d =1);

К1 - отношение максимума активной нагрузки потребителя в i-ом квартале к ее значению в квартале максимальной нагрузки потребите-ля (для учебного проектирования К1 = 1);

tgφн – натуральный коэффициент реактивной мощности;

Qэ1 = 13,76 · 0,625 = 8,6 Мвар;

Для максимального суточного графика работы потребителей подстанции (рис.1) находим среднеквадратичную мощность:

(37)

Графики нагрузок и все расчеты по их построению делаются в Microsoft Excel.

Sск = 0,76;

Тм = 5946 ч.

Рис.1 – Суточный график электрических нагрузок

Рис. 2 – Годовой график нагрузки.

Ориентировочная номинальная мощность каждого из трансформаторов будет равна:

(38)

где n - число трансформаторов на подстанции;

Ориентировочно принимается два трансформатора по 6300 кВА;

Выбранные трансформаторы проверяются на систематическую перегрузку:

(39)

Пересечением линии суммарной номинальной нагрузки с графиком


ОТКРЫТЬ САМ ДОКУМЕНТ В НОВОМ ОКНЕ

ДОБАВИТЬ КОММЕНТАРИЙ [можно без регистрации]

Ваше имя:

Комментарий