Проектирование системы электроснабжения лесопильного завода

Промышленные предприятия являются основными потребителями электроэнергии. В связи с этим перед промышленной энергетикой стоят ответственные задачи по рациональному применению электроэнергии во всех отраслях производства.

Современное состояние электроснабжения промышленных предприятий характеризуется большими величинами суммарных установленных мощностей электроприемников. В результате этого необходимо распределение электроэнергии по простейшим схемам с максимальным приближением источников энергии высокого напряжения к потребителю, использование компенсации реактивной мощности (КРМ) с целью снижения реактивной мощности, циркулирующей между источником и потребителем.

Важнейшей стадией сооружения электростанций и подстанций является наладка электрооборудования. В ее объем входят подготовка электрооборудования к монтажу; проверка и наладка вторичных устройств управления, защиты и автоматики; проверка и испытания электрооборудования, включение его в работу. От качества наладочных работ зависит экономичная и надежная работа вновь смонтированного оборудования. Наладочные работы выполняются специализированными организациями или силами эксплуатационных организаций.

Основной целью дипломного проекта является проектирование системы электроснабжения лесопильного завода.

К основным цехам лесопильного завода относятся:

— окорочный цех;

— лесопильный цех;

— блок сушильных камер типа «Валмет»;

— линия пакетирования сухих пиломатериалов типа «План-селл».

К вспомогательным цехам относятся:

— ЭРМЦ;

— деревообрабатывающий цех;

— автогараж;

— насосная станция;

— станция биологической очистки сточных вод;

— открытый и закрытый склад пиломатериалов;

— котельная;

— установка для антисентирования;

— склад пиловочного сырья.

В окорочном цеху пиловочное сырье окоривают при помощи окорочных машин. После этого окоренное сырье через бассейн, где происходит сортировка по диаметру, поступает в лесопильный цех на распиловку по заданному размеру и сортируется по сортам. Затем рассортиванные пиломатериалы поступают на установку для антисентирования. В блоке сушильных камер пиломатериалы подвергают искусственной сушки. На линии пакетирования происходит окончательная обработка сухих пиломатериалов: торцовка, сортировка, маркировка и пакетирование. Открытый и закрытый склад хранения пиломатериалов служит временным хранилищем до отправки водным или железнодорожным путем.

Исходные данные

Таблица — Исходные данные ЭРМЦ и окорочного цеха

Таблица — Исходные данные цехов лесозавода

Потребители электрической энергии:

II категория — 25%, III категория -75%

Мощность короткого замыкания системы — Sк = 1000 МВА.

Число часов использования максимума нагрузки — Тм = 4500 ч.

Коэффициент реактивной мощности — tgцо = 0,33.

В режиме максимальной нагрузки cosц = 0,95, в режиме минимальной нагрузки cosц =0,88 (при потребляемой мощности не менее Smin = 3600 кВА).

Климатический район — II.

Почва-суглинок.

1 Расчет электрических нагрузок

Расчет электрических нагрузок методом упорядочных диаграмм.

Для окорочно-отжимного цеха и ЭРМЦ расчет электрических нагрузок выполняется методом упорядочных диаграмм.

Активная расчетная мощность определяется по формуле:

n n

Jmax = Км *? Рс. м = Км *? Кu, I * Рном, I,

i=1 i=1

где Км = f (Кu; nэ) — коэффициент максимума активной нагрузки (1);

Рс.м — средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену, кВт;

Кu — коэффициент использования группы электроприемников (2);

Рном — установленная мощность группы электроприемников, кВт.

Эффективное число электроприемников nэ:

1) Если m = Рном.наиб. / Рном.наим.?3, то nэ = n.

2) Если m >3 и n < 6, то nэ = (? Рном, i)І/? РІном, i.

3) Если n? 6, то nэ? 2 *? Рном./ Рном.наиб.

Реактивная расчетная нагрузка Qmax:

Qmax = 1,1*Qс.м при nэ. ср?10;

Qmax = Qс. м при nэ. ср>10.

Активная нагрузка освещения определяется по формуле:

Pmax.о = Кс. о *? Рном. о, где Кс. о — коэффициент спроса осветительной нагрузки (1).

? Рном. о = Руд. о* F,

где Руд. о — удельная мощность на 1 мІ (2), Вт/мІ;

F — площадь цеха, мІ.

Реактивная нагрузка освещения определяется по формуле:

Qmax.о = Pmax. о * tgцо, где tgцо — коэффициент реактивной мощности электрического освещения (2).

Расчет методом упорядочных диаграмм выполняется в форме таблиц окорочно-отжимного цеха — таблица 1, для ЭРМЦ — таблица 1.1.

Для остальных цехов предприятия расчет электрических нагрузок выполняется по установленной мощности и коэффициенту спроса.

Расчетные нагрузки силовых электроприемников лесопильного цеха.

Таблица 1 — Расчет электрических нагрузок окорочно-отжимного цеха

Таблица 1.1 — Расчет электрических нагрузок ЭРМЦ.

Pmax = Рном * Кс; Qmax = Pmax * tgц, где Кс = 0,5 — коэффициент спроса силовых ЭП лесопильного цеха (2);

tgц = 0,88 — коэффициент реактивной мощности силовых ЭП лесопильного цеха (2).

Pmax = 10 500 * 0,5 = 5250 кВт;

Qmax = 5250 * 0,88 = 4620 кВар.

Осветительная нагрузка лесопильного цеха:

Pmax.о = Руд. о * F * Кс. о * 10Пі,

Qmax = Pmax. o * tgцо, где Руд. о — удельная нагрузка на 1 мІ, Вт/мІ (2);

F — площадь лесопильного цеха;

Кс.о — коэффициент спроса осветительной нагрузки (2);

tgцо — коэффициент реактивной мощности электрического освещения (2).

Pmax = 18 * 6380 * 0,95 * 10Пі = 109 кВт;

Qmax = 109 * 0,33 = 38 кВар.

Результаты расчетов по электрическим нагрузкам предприятия аналогичны, поэтому сведены в таблицу 1.2.

Таблица 1.2 — Расчет электрических нагрузок предприятия.

Суммарные нагрузки предприятия:

Pmax = (Pmax1 + Pmax2 + Pmax3) * Ко,

Qmax = (Qmax1 + Qmax2 + Qmax3) * Ко,

Smax = vPІmax+QІmax,

где Pmax1, Pmax2, Pmax3 — максимально-активные нагрузки объектов из таблиц 3, 4 и 5;

Qmax1, Qmax2, Qmax3 — максимально-реактивные нагрузки объектов из таблиц 3, 4 и 5;

Ко = 0,95 — коэффициент одновременности максимумов нагрузок цехов завода.

Pmax = (776 + 652,6 + 15 144,8) * 0,95 = 15 744,7 кВт,

Qmax = (845,73 + 574,7 + 14 857) * 0,95= 15 463,6 кВар,

Smax = v15744,7І + 15 463,6І = 22 068,5 кВА.

2 Выбор числа, мощности трансформаторов и места расположения ГПП

Выбор числа, мощности трансформаторов ГПП.

В соответствии с исходными данными на предприятии имеются потребители II (25%) и III (75%) категории. Исходя из указаний /3/, на ГПП устанавливаем два трансформатора. С учетом допустимой длительной послеаварийной перегрузки на 40% (3) сверх номинальной мощности, номинальная мощность устанавливаемых трансформаторов составит:

Sном? Smax/N * в, где N — количество устанавливаемых трансформаторов;

в — коэффициент загрузки трансформаторов.

Sном = 22 068,5/(2 * 0,7) = 15 763,2 кВА.

По полученному расчетному значению принимается ближайшая стандартная мощность трансформаторов. Выбираем трансформатор типа: ТДН — 16 000/110 (ДРх.х. = 24 кВт, ДРк = 85 кВт, Uк=10,5%, ВН = 115 кВ, НН = 10,5 кВ, Iх.х. = 0,85%).

Рассчитаем фактический коэффициент загрузки в нормальном режиме:

вmax = Smax / (N * Sн.тр.) = 22 068,5 / (2*16 000) = 0,69.

Находим потери активной и реактивной мощности в трансформаторах по формулам:

ДРт.гпп = N * (ДРх.х.+ вІ* ДРк);

ДQт.гпп = N * [Sн.тр /100 * (Uк * вІ + Iх.х.)],

где ДРх.х. — потери холостого хода трансформатора, кВт;

ДРк — потери короткого замыкания, кВт;

Uк — напряжение короткого замыкания, %;

Iх.х. — ток холостого хода.%.

ДРт.гпп = 2 * (24 + 0,69І * 85) = 128,9 кВт;

ДQт.гпп = 2 * [16 000/100 * (10,5 * 0,69І + 0,85)] = 1817,6 кВар.

Расчетная нагрузка на линии 110 кВ определяется по формуле:

Pmax.гпп = Pmax + ДРт. гпп,

Qmax.гпп = Qmax + ДQт. гпп,

Smax.гпп = vPІmax.гпп + QІmax.гпп

Pmax.гпп = 15 744,7 + 128,9 = 15 873,6 кВт

Qmax.гпп = 15 463,6 + 1817,6 = 17 281,2 кВар

Smax.гпп = v15873,6І + 17 281,2І = 23 465,1 кВА Выбор места расположения ГПП.

Определение центров нагрузки цехов.

Будем считать нагрузки цехов равномерно распределенными по площади цеха.

Для окорочно-отжимного цеха координаты центра нагрузки: х = 7,4 см, у = 11,4 см.

Координаты остальных цехов сводим в таблицу 6.

Построение картограммы нагрузок.

Произвольно выбираем масштаб m = 0,5 кВА/ммІ. Для примера проведем расчет окорочно-отжимного цеха:

r = vSmax / (р*m) = v1150 / (3,14*0,5) = 22 мм.

Для наглядности представим в виде сектора круга осветительную нагрузку цеха. Угол б показывает соотношение осветительной нагрузки Smax. o к полной нагрузки цеха Smax:

б = 360? * Smax. o/Smax = 360? *11,48/1150? 5?

Рисунок 2 — Осветительная нагрузка цеха.

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.

Таблица 2 — Данные для построения картограммы нагрузок

Координаты центра электрических нагрузок (цэн) определяются по формуле:

хцэн =? Smax. i* (xi /? Smax. i), yцэн =? Smax* (yi /? Smax. i),

где? Smax. i — суммарная полная мощность цехов;

xi, yi — координаты цехов, см.

хцэн=(7100*26,8+2500*37,3+600*35,7+3700*46+3300*20,5+170*36,2+150*39,3+1500*51,1+400*37,2+600*52,7+600*2,8+600*58,2+200*14,8+870*11,4+1150*7,4) / (7100+2500+600+3700+3300+170+150+1500+400+600+600+600+200+870+1150) = 31,4 см.

yцэн=(7100*18,7+2500*26,5+600*33,5+3700*27,5+3300*12+170*39,4+150*31,6+1500*34,2+400*16,6+600*17,2+600*17,7+600*14,9+200*12,7+870*30,2+1150*11,4) / (7100+2500+600+3700+3300+170+150+1500+400+600+600+600+200+870+1150) = 21,4 см.

Расчеты показали, что центр электрических нагрузок находится на промышленной территории лесозавода, но для удобства подвода ЛЭП 110 кВ, ГПП располагается вне промышленной зоне завода (как можно ближе к ЦЭН). Центр территории ГПП находится в точке с координатами хгпп = 22,5 см, угпп = 23,4 см. Центр электрических нагрузок представлен на рисунке 2.1, на примере деревообрабатывающего цеха, ЭРМЦ, котельной и ГПП.

Рисунок 2.1 — Центр электрических нагрузок.

3 Выбор схемы электрических соединений ГПП

Выбор схемы соединений на напряжении 110 кВ.

На первичном напряжении схема выполнена без сборных шин с выключателями и с разъединителями. Для возможного проведения плановых ремонтов ЛЭП 110 кВ без вывода в ремонт трансформаторов ГПП предусмотрена со стороны линий неавтоматизированная ремонтная перемычка с двумя разъединителями, которые в нормальном режиме работы оборудования — разомкнуты.

Выбор схемы соединений на напряжении 10 кВ.

Со стороны вторичного напряжения предусмотрена схема с двумя секциями шин, соединенными секционным выключателем. В нормальном режиме работы секционный выключатель — отключен. При срабатывании основных защит трансформаторов, секционный выключатель включается после того, как отключится один из вводных выключателей 10 кВ трансформаторов (т.е. сработает АВР — автоматическое включение резерва).

На рисунке 3 показана схема электрических соединений ГПП:

Рисунок 3 — Схема электрических соединений ГПП.

Выбор сечения воздушной линии 110 кВ.

Расчетные токи нормального и послеаварийного режимов в линиях 110 кВ определяются по формуле:

Imax.вл = Smax. гпп / 2*v3*Uном, где Uном = 110 кВ — номинальное первичное напряжение.

Imax.вл = 23 465,1 / 2*v3*110 = 61,7 А.

Iab.вл = 2* Imax. вл = 2*61,7 = 123,4 А.

Экономическое сечение проводов:

qэ = Imax. вл / jэ, где jэ — экономическая плотность тока, А/ммІ.

В соответствии с /3/ при Тм = 4500 ч/год для неизолированных сталеалюминевых проводов jэ = 1,1 А/ммІ.

qэ = 61,7 / 1,1 = 56,1 ммІ.

По справочнику /3/ выбрано ближайшее стандартное сечение q = 50 ммІ с Iуд. = 210 А. Принимаем провод марки АС-50/8. Но согласно условия /3/ минимальное сечение провода по условиям короны должно быть не менее 70 ммІ. Поэтому окончательно принимаем провод марки АС-70/11 с Iуд.= 265 А /3/.

4. Расчет токов к.з., выбор оборудования ГПП и допустимого по термической стойкости сечения кабелей 10 Кв

Расчет токов короткого замыкания.

В связи с тем, что параллельная работа одноклемнных элементов схемы электроснабжения не предусмотрена ни в одном из режимов, расчетная схема к.з. не будет содержать параллельных ветвей. Расчетная схема к.з. приведена на рис. 4.

Рисунок 4 — Расчетная схема к.з.

Исходя из того, что расчетные точки к.з. находятся на двух разных ступенях напряжения, расчет токов к.з. целесообразно выполнить в относительных единицах. Принимаем: Sб = 100 МВА, Uб1 = 115 кВ, Uб2 = 10,5 кВ.

Базисный ток определяется по формуле:

Iб = Sб / v3*Uб, где Sб и Uб — базисная мощность к.з. и напряжение, соответственно МВА и кВ.

Iб1 = Sб / v3*Uб1 = 100 / 1,73*115 = 0,5 кА

Iб2 = Sб / v3*Uб2 = 100 / 1,73*10,5 = 5,5 кА Сопротивления схемы замещения, приведенная на рис. 3.

Определим сопротивление системы:

Хс = Sб / Sк, где Sк — мощность к.з. системы.

Хс = 100 / 1000 = 0,1

Rс = Хс / 50 (5)

Rс = 0,1 / 50 = 0,002

Определим сопротивление ВЛ:

Хвл = Хо*l* Sб / UІб1

Rвл = Rо*l* Sб / UІб2,

где Хо = 0,4 Ом/км (2) — реактивное сопротивление на 1 км длины ВЛ свыше 1 кВ;

Rо = 0,009 Ом/км (6) — активное сопротивление на 1 км длины ВЛ сечением q = 70 ммІ;

l — длина линии, км.

Хвл = 0,4*20* 100 / 115І = 0,06

Rвл = 0,009*20* 110 / 115І = 0,002

Находим сопротивление трансформатора по формуле:

Хтр. = (Uк / 100) * (Sб / Sн.тр.)

Rтр. = (ДРк / Sн.тр.) * (Sб / Sн.тр.),

где Uк — напряжение к.з. трансформатора, %;

ДРк — потери к.з., кВт.

Хтр. = (10,5 / 100) * (100 / 16) = 0,66

Rтр. = (85*10Пі / 16) * (100 / 16) = 0,03

Рисунок 4.1 — Схема замещения.

Суммарное сопротивление в точках К1 и К2:

Хк1 = Хс + Хвл = 0,1 + 0,06 = 0,16

Rк1 = Rс + Rвл = 0,002 + 0,002 = 0,004

Хк2 = Хк1 + Хтр. = 0,16 + 0,66 = 0,82

Rк2 = Rк1 + Rтр. = 0,004 + 0,03 = 0,034

Хк1 / Rк1 = 0,16 / 0,004 = 40 Хк2 / Rк2 = 0,82 / 0,034 = 24

Так как отношение Х / R > 3, то нет необходимости учитывать активное сопротивление при определении токов к.з. в точках К1 и К2.

Периодическая составляющая токов к.з. в точках К1 и К2:

Iік1 = Iб1 / Хк1 = 0,5 / 0,16 = 2,6 кА

Iік2 = Iб2 / Хк2 = 5,5 / 0,82 = 6,7 кА Ударный ток к.з. в точках К1 и К2:

iуд. = v2*Куд*Iі,

где Куд — ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени Та апериодической состовляющей тока к.з.

Та1 = Хк1 / 314* Rк1 = 0,16 / 314*0,102 = 0,005 с;

Та2 = Хк2 / 314* Rк2 = 0,82 / 314*0,105 = 0,025 с;

Куд.1 = 1 + е = 1 + е = 1,14;

Куд.2 = 1 + е = 1 + е = 1,67;

iуд.1 = v2*1,4*2,6 = 4,2 кА;

iуд.2 = v2*1,67*6,7 = 15,8 кА.

Выбор оборудования ГПП.

Масляные и вакуумные выключатели.

На стороне высокого напряжения выбраны масляные выключатели типа ВМТ — 110Б, данные приняты по условию /7/; на стороне низкого напряжения выбраны вакуумные выключатели типа ВВЭ — 10 — 630 и ВВЭ — 10 — 1600, данные приняты по условию /8/. Условия проверки выключателей сведены в таблице 4.

Таблица 4 — Условия выбора и проверки выключателей 110/10 кВ

Разъединители.

На стороне высокого напряжения выбраны разъединители типа РНДЗ — 1 (2) — 110/630, условия проверки сведены в таблице 8 согласно /9/, данные приняты по условию /10/.

Таблица 4.1 — Условия выбора и проверки разъединителей 110 кВ

Выбор и проверка шин РУ — 10 кВ ГПП.

Расчетный ток всего предприятия определяется по формуле:

Imax = Smax / v3*Uн = 22 068,5 / 1,73*10 = 1275,6 А По расчетному току нагрузки выбраны аллюминевые однополюсные шины 60Ч6 с Iд = 1720 А и Gдоп. = 80 кгс/смІ (2).

Шины установлены на опорных изоляторах горизонтально (плашмя).

Определим длительно-допустимый ток по формуле:

Iд = к1 * Iд,

где к1 = 0,95 /2/ - коэффициент при расположении шин горизонтально.

Iд = 0,95*1720 = 1634 А Находим момент сопротивления шин:

W = b*hІ / 6,

где b = 0,6 см — толщина шин;

h = 6 см — ширина шин.

W = 0,6 * 6І / 6 = 3,6 смі

Расчетное усилие от динамического воздействия тока к.з. определяется по формуле:

Fрасч. = 1,76 * iІуд. * l / a * 10ПІ,

где l = 130 см — расстояние между изоляторами;

a = 35 см — расстояние между фазами.

Fрасч. = 1,76 * 15,8І * 130 / 35 * 10ПІ = 16,3 кгс Максимальное расчетное напряжение в шинах:

урасч. = Fрасч.*l / 10*W = 16,3*130 / 10*3,6 = 58,9 кгс/смІ

Условия проверки: урасч. < удоп.

58,9 кгс/смІ < 80 кгс/смІ

Iд > Imax

1634 А > 1275,6 А Выбранные шины согласно условиям проверки, динамически стойки к токам к.з.

Выбор и проверка изоляторов.

Выбраны опорные изоляторы типа ОФ — 10 — 375.

Допустимое усилие определяется по формуле:

Fдоп = кз * Fраз.,

где кз = 0,6 — коэффициент запаса (2);

Fраз. = 375 кгс — разрушающая нагрузка на изгиб /2/.

Fдоп. = 0,6 * 375 = 225 кгс Расчетное усилие от динамического воздействия тока к.з.:

Fрасч. = 1,76* iІуд. * l / a * 10ПІ = 1,76*15,8І * 130 / 35 * 10ПІ = 16,3 кгс Условия проверки: Fдоп. = 225 кгс > Fрасч. = 16,3 кгс

Uн.а = 10 кВ = Uн. у = 10 кВ Выбраны опорные изоляторы типа ИОС — 110.

Fдоп. = 0,6 кгс, Fраз. = 0,6*400 = 240 кгс

Fрасч. = 1,76* iІуд. * l / a * 10ПІ = 1,76*4,2І * 250 / 200 * 10ПІ = 39 кгс Условия проверки: Fдоп. > Fрасч.

Uн.а = 110 кВ = Uн. у = 110 кВ

Выбор трансформаторов напряжения.

Выбран трансформатор напряжения типа НТМИ — 10 — 66, класс точности — 0,5, Sном. = 120 ВА /2/.

Трансформатор напряжения выбирается по номинальным параметрам, классу точности, нагрузке, определяемой мощностью, которая потребляется катушками электромагнитных приборов, подключенных к данному трансформатору /2/.

Таблица 4.2 — Приборы, подключенные к трансформатору напряжения

Условия проверки: Sн? Sрасч.

120 ВА > 85,6 ВА Данный трансформатор напряжения проходит по нагрузке и будет работать в своем классе точности — 0,5.

Выбор трансформаторов тока.

Трансформаторы тока выбираются по номинальным данным, нагрузке вторичной цепи, обеспечивающей погрешность в пределах паспортного класса точности. Трансформаторы тока проверяются на внутреннюю и внешнюю электродинамическую устойчивость к токам к.з.

На отходящих кабельных линиях 10 кВ выбраны трансформаторы тока типа ТПЛ — 10 /2/.

Таблица 4.3 — Приборы, подключенные к трансформаторам тока

Выбор трансформаторов тока по мощности сводится к сравнению его номинальной вторичной мощности Sн2 с расчетной вторичной нагрузкой.

Sн2? Sпр. + Sк + Sпров.,

где Sпр. = 10,5 ВА — мощность потребляемая приборами;

Sк — мощность теряемая в контактах;

Sпров. — мощность теряемая в проводах.

Находим сопротивление соединительных проводов по формуле:

rпров. = Sн2 — (Sпр. + IІ2н*rк) / IІ2н, где rк = 0,1 Ом — сопротивление контактов (2).

rпров. = 15 — (10,5 + 5І*0,1) / 5І = 0,003 Ом Выбран провод марки ПВ — 1,5 ммІ с rпров. = 0,002 Ом для lпр. = 5 м (6).

Определим мощность теряемую, в проводах и контактах:

Sпров. = IІ2н* rпров. = 5І*0,002 = 0,05 ВА

Sк = IІ2н* rк = 5І*0,1 = 2,5 ВА Проверка условия: Sн2? Sрасч.

15 ВА? 13,05 ВА Данное условие соблюдается, значит трансформатор тока будет работать в своем классе точности — 0,5.

Проверка трансформаторов тока типа ТПЛ — 10/400 на динамическую стойкость:

Условие проверки:

Кд > iуд. / v2*Iн.а, где Кд = 165 /2/ - коэффициент динамической стойкости.

165 > 15 800 / v2*400 = 28

Проверка трансформаторов на термическую стойкость к токам к.з.:

Iн.т.у = Кт*Iн.а, где Кт = 70 /2/ - коэффициент термической стойкости;

Iн.т.у — ток термической стойкости.

Iн.т.у = 70*400 = 28 кА Проверка условия:

Кт? Iі*vtп / Iн. а*vtн.т.у, где tп = 0,1 с — приведенное время к.з.;

tн.т.у = 1 с — время термической стойкости.

70 > 6,7*v0,1 / 0,4*v1 = 5,3

Выбранные трансформаторы тока будут стойки к токам к.з.

На стороне высокого напряжения выбраны трансформаторы тока типа ТФЗМ — 110 /11/, на вводных выключателях 10 кВ и секционном — ТПОЛ — 10/1500 /10/. Проверка этих трансформаторов тока аналогична, полученные результаты расчетов сведены в таблицу 4.4.

Таблица 4.4 — Условия выбора и проверки трансформаторов тока.

Выбор вентильных разрядников.

Для защиты от перенапряжений силовых трансформаторов, трансформаторов собственных нужд (ТСН), трансформаторов напряжения (ТН) выбраны вентильные разрядники:

— со стороны высокого напряжения: РВС — 110 /10/;

— со стороны низкого напряжения: РВО — 10 (10);

— нейтраль силовых трансформаторов: РВС — 35+15 (10).

Выбор ТСН.

Для обеспечения собственных нужд ГПП (освещение, обогрев и т. п.) выбраны ТСН типа ТМ — 100/10.

Выбор допустимого по термической стойкости сечения отходящих кабелей 10 кВ.

Расчетное сечение кабеля по термической стойкости определяется по формуле:

qт.с.расч. = б * Iі * vtп ммІ,

где б = 12 (2) — расчетный коэффициент, определяемый ограничением допустимой температуры нагрева жил кабеля;

tп = tпп + tпа, с — приведенное время к.з.,

где tпп — приведенное время действия периодической составляющей тока к.з.;

tпа — приведенное время действия апериодической составляющей тока к.з.

Периодическая составляющая тока к.з. является функцией времени дйствия тока к.з. (tк):

tк = tз + tв, где tз = 1,5 с — время срабатывания релейной защиты;

tв = 0,05 с — собственное время отключения выключателя.

tк = 1,5 + 0,05 = 1,55 с Отношение начального сверхпереходного тока к.з. к установившемуся в?:

в? = I? / I? = 15,8 / 6,7 =2,4

Графически определено tпп (2):

tпп = f*(tк, в?) = 2,2 с

tпа = 0,05* (в?)І = 0.05*2,4І = 0,3

tп = 2,2 + 0,3 = 2,5 с

qт.с.расч. = 12*6,7*v2,5 = 127 ммІ

В соответствии с рекомендациями (2) по полученному расчетному сечению выбрано наименьшее ближайшее стандартное сечение q = 120 ммІ.

Таким образом, сечение кабелей, отходящих от шин ГПП, не может быть меньше 120 ммІ.

5. Выбор числа, мощности и мест расположения цеховых ТП, компенсация реактивной мощности

Выбор числа, мощности и мест расположения ТП, компенсация реактивной мощности.

На данном предприятии цеховые ТП выполнены встроенными и отдельностоящими по соображениям пожарной безопасности и причинам производственного характера.

На территории предприятия размещено одиннадцать цеховых ТП. Данные по ТП сведены в таблицу 5.

Таблица 5 — Данные цеховых ТП

Для цеховых ТП с Smax < 2500 кВА (ТП-4, ТП-6, ТП-8−11) выбор числа и мощности трансформаторов и компенсация реактивной мощности проведены на основании ТЭП.

Расчет для ТП-4 (однотрансформаторная):

Принимаем коэффициент загрузки вmax = 0,95, ТП без резервирования.

Рассматриваем два варианта.

1 вариант: Трансформатор Sном1 + КУ110 кВ

2 вариант: Трансформатор Sном2 + КУ2 10 кВ + КУ 0,4 кВ

1 вариант.

Единичная мощность трансформатора:

Sном1 = Smax / вmax = 920 / 0,95 = 968,4 кВА Принят трансформатор ТМ-1000/10 (ДРхх = 3,3 кВт, ДРк = 11,6 кВт, Uк = 5,5%) (1)

2 вариант.

Единичная мощность трасформатора:

Sном2 = Pmax / вmax = 582,2 / 0,95 = 612,8 кВА Принят трансформатор ТМ-630/10 (ДРхх = 2,27 кВт, ДРк = 7,6 кВт, Uк = 5,5%) (1)

Так как Sном1 > Sном2, необходима компенсация реактивной мощности.

Реактивная мощность, которую целесообразно передать через трансформатор в сеть 0,4 кВ:

Qmaxпк = v (вmax*Nт*Sном2)І - PІmax = v (0,95*630)І - 582,2І = 139 кВар Мощность конденсаторной батареи:

Qк.н = Qmax — Qпк = 690 — 139 = 551 кВар Сравнение производится по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат. Расчет производится в базисных ценах 1984 г.:

З?gi = Кi + [(Еаi + Ет. р, оi)*Кi + Ипэi]*? 1 / (1 + Е) +? Ек. рi*Кi / (1 + Е),

где Кi — кап. вложения приняты по (1);

Е = 0,12 — принятая в проекте норма дисконта;

tк.р = 12 и 24 года — годы проведения кап. ремонтов для трансформаторов и конденсаторных батарей;

Т = 25 лет — горизонт расчета (расчетный период) для трансформаторов и конденсаторных батарей;

Еа = 0,044 ое/год — амортизационные отчисления для трансформаторов и конденсаторных батарей (КБ) /13/;

Ет.р.о = амортизационные отчисления на текущий ремонт и обслуживание (для трансформаторов Ет.р.о = 0,01 ое/год, для КБ Ет.р.о = 0,008 ое/год) /14/;

Тк.р. = 12 лет — межремонтный период для трансформаторов и КБ;

Ек.р. = амортизационные отчисления на кап. ремонт (для трансформаторов Ек.р. = 0,36 ое/к.р, для КБ Ек. р = 0,372 ое/к.р) /14/;

Ип.э — потери электроэнергии (в трансформаторах Ип. э = Сэ*(ДРх*Тг + вmax* ДРк*ф; Тг = 8760 ч — время включения, ф = (0,124 + Тм/10 000)І*8760 — время максимальных потерь электроэнергии ч/год, Сэ — стоимость электроэнергии руб./кВт*ч, Сэ = б/Тм + в, б = 60 руб./кВт*год (15), в = 0,15 руб./кВт*ч (15).

Сэ = 60/4500 + 0,15 = 0,16 руб.

Капитальные вложения конденсаторных батарей:

ккб = куд.*Qкб, где куд. — удельная стоимость КБ (для КБ 10 кВ — 6 руб./кВар, для КБ 0,4 кВ — 12 руб./кВар) (14).

Потери электроэнергии в КБ:

Ип.э = Сэ*рк*Qкб*Твк,

где рк — удельная мощность КБ (для 10 кВ — 0,002кВт/кВар, для 0,4 кВ — 0,004кВт/кВар) (13);

Твк — время включения, ч (Твк = 8760*2/3 * 114*24 = 3104 ч)

1 вариант.

Ип.этр = 0,16*(3,3*8760 + 0,92*11,6*2886) = 9553 руб.

Суммарные дисконтированные затраты на трансформатор:

З?тр = 3860 + [(0,044 + 0,01)*3860 + 9553]*?1/(1+0,12) + ?0,36*3860/(1 + 0,12) = 80 946 руб.

Дисконтированные затраты на КБ 10 кВ:

Ип.экб1 = 0,16*0,002*690*3104 = 685 руб.

З?gкбi = (6*690) + [(0,044 + 0,008)*(6*690) + 685]*?1/(1+0,12) + ?0,372*(6*690) / (1 + +0,12) = 11 715 руб.

Общие затраты:

З?g1 = 80 946 + 11 715 = 92 661 руб.

2 вариант.

Потери электроэнергии в трансформаторе:

Ип.этр = 0,16*(2,27*8760 + 0,92*7,6*2886) = 6410 руб.

Дисконтированные затраты на трансформатор:

З?gтр2 = 2880 + [(0,044 + 0,01)*2880 + 6410]*?1/(1 + 0,12) + 0,36*2880*(1/1,12№І + 1/1,12І) = 54 761 руб.

Дисконтированные затраты на КБ 10 кВ:

Ип.экб2 = 0,16*0,002*139*3104 = 138 руб.

З?gкб2 = (6*139) + [(0,044 + 0,008)*(6*139) + 138]*?1/(1 + 0,12) + ?0,372*(6*139) / (1 + +0,12) = 2359 руб.

Дисконтированные затраты на КБ 0,4 кВ:

Ип.экбн = 0,16*0,004*551*3104 = 1095 руб.

З?gкбн = (12*551) + [(0,044 + 0,008)*(12*551) + 1095]*?1/(1 + 0,12) + 0,372*6612*(1/1,12№І + 1/1,12І) = 18 719 руб.

Суммарные дисконтированные затраты:

З?g2 = 54 761 + 2359 + 18 719 = 75 839 руб.

В результате расчетов получено, что 2 вариант дешевле 1 варианта на 16 822 рубля поэтому на ТП-4 принят трансформатор ТМ-630/10, компенсация реактивной мощности проведена на шинах 10 кВ — 139 кВар, на шинах 0,4 кВ — 551 кВар.

Для цеховых ТП с Smax? 2500 кВА (ТП-1, 2, 3, 5, 7) выбор числа и мощности трансформаторов определяется исходя из удельной плотности нагрузки у, при условии, что нагрузка распределена равномерно.

При у? 0,2 кВА/мІ выбираются трансформаторы с Sном? 1000 кВА.

При 0,2 < у? 0,3 кВА/мІ - Sном = 1600 кВА, у > 0,3 кВА/мІ - Sном = 2500 кВА.

Расчет для ТП-1 (двухтрансформаторная):

у = Smax / F * ½ = 7100/6380 * ½ = 0,6 кВА/мІ

Принят трансформатор ТМ — 2500/10 (ДРхх = 6,2 кВт, ДРк = 23,5 кВт, Uк = 6,5%) /1/.

Принимается коэффициент загрузки в = 0,7.

Определим необходимое количество трансформаторов:

Nmin = ½ * Smax / в*Sн.тр = ½ * 7100/0,7*2500 = 2,03 шт.,

где ДN = 0,03 — добавка до ближайшего целого числа.

Оптимальное число трансформаторов:

Nопт = Nmin + m,

где m = 0 — число дополнительных трансформаторов, (1)

Nопт = 2,03 — 0,03 = 2 шт.

Наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть 0,4 кВ определяется по формуле:

Qmax = v (N*в*Sн.тр)І - РІmax = v (2*0,7*2500)І - (5359/2)І = 2252 кВар.

Мощность конденсаторных батарей на 0,4 кВ:

Qкбн = Qmax — Qmaxпк = 4658/2 — 2252 = 77 кВар.

Расчеты по остальным ТП — 2, 3, 5, 7 проведены аналогично, результаты сведены в таблицу 5.2.

Таблица 5.2 — Выбор числа и мощности цеховых ТП.

Выбор компенсирующих устройств.

Энергоснабжающая организация нормирует коэффициент реактивной мощности tgцо = 0,33 на границе раздела сетей (выводы первичного напряжения трансформаторов ГПП).

Потери реактивной мощности в трансформаторах ТП определены по /1/ и сведены в таблице 5.3.

Таблица 5.3: Потери реактивной мощности ДQт.

Коэффициент реактивной мощности без учета КРМ:

tgц1 = Qmax +? ДQт / Pmax. гпп = 17 281,2 + 1406 / 15 873,6 = 1,18

Реактивная мощность, которую необходимо компенсировать определяется по формуле:

Qкб = Pmax. гпп*(tgц1 — tgцо) = 15 873,6*(1,18 — 0,33) = 13 493 кВар Выбор КБ на шинах 0,4 кВ ТП сведены в таблице 16. Приняты данные расчетов из таблицы 5.1 и 5.2, выбор произведен по /1/.

Таблица 5.4: Выбор КБН

Выбор КБ на шинах 10 кВ ГПП.

Qкбв = Qкб — ?Qкбн = 13 493 — 2880 = 10 613 кВар Принято КБВ типа УКЛ — 10 — 1350У3 (10) в количестве 8 шт. с суммарной мощностью Qкбв = 10 800 кВар.

Коэффициент загрузки трансформаторов ГПП с учетом КРМ:

вmax.пк = vPІmax + (Qmax — ?Qкбн — ?Qкбв)І / N*Sн.тр =

= v15744,7І + (15 463,6 — 2880 — 10 800)І / 2*16 000 = 0,5.

6. Выбор схемы распределения электрической энергии на напряжении 10 Кв, выбор сечения кабелей

Выбор схемы распределения электроэнергии на напряжении 10 кВ.

В результате расчетов в главе 4 сечение кабелей 10 кВ не может быть меньше 120 ммІ. Поэтому принято магистральное питание ТП от ГПП. Это еще связано и с тем, что потребители относятся ко II и III категориям электроприемников. Как правило технико-экономические расчеты показывают, что магистральное питание намного дешевле радиального.

Приняты четыре радиальных и шесть магистральных линий.

Линия: 1−4 ГПП — ТП — 1, 2 Smax = 7100 кВА Линия: 5−6 ГПП — ТП — 7, 10 Smax = 4450 кВА Линия: 7 ГПП — ТП — 8, 9 Smax = 1670 кВА Линия: 8−9 ГПП — ТП — 3, 5 Smax = 6200 кВА Линия: 10 ГПП — ТП — 4, 6, 11 Smax = 4020 кВА

Выбор сечения кабелей.

Выбор сечения кабелей показан на примере радиальной линии ГПП — ТП — 1.

Расчетный ток кабельной линии:

Iр = Smax / n*v3 * Uн = 7100/2 / 2*v3 * 10 = 102,6 А Выбор сечения по экономической плотности тока:

qэ = Iр/jэ = 102,6 / 1,4 = 73,3 ммІ,

где jэ = 1,4 А/ммІ (3) при Тм = 4500 ч.

Ближайшее стандартное сечение 70 ммІ, однако принято 120 ммІ, выбраны 2 кабеля марки ААБ сечением 120 ммІ с Iд. д = к*Iд.д (к = 0,9 — поправочный коэффициент при прокладке двух кабелей в земле (3)).

Iд.д = 0,9*240 = 216 А Производится проверка выбранного кабеля на аварийную перегрузку, которая должна удовлетворять условию: 1,3*Iд.д > Iав.

Аварийный ток линии:

Iав. = Smax / v3 * Uн = 7100/2 / 1,73*10 = 205,2 А Проверка: 1,3*216 = 280,8 А > 205,2 А Условие выполняется.

На потерю напряжения кабель не проверяется ввиду малой протяженности линии (l = 70 м).

Расчеты остальных кабельных линий аналогичны, полученные результаты сведены в таблице 6.

Таблица 6 — Выбор сечения кабельных линий 10 кВ.

7. Регулирование напряжения, компенсация емкостных токов

Регулирование напряжения.

Уровень напряжения на шинах 10 кВ подстанции должен быть не ниже 105% номинального в период максимальных нагрузок и не выше 100% номинального в период минимальных нагрузок.

Номинальное напряжение трансформатора ТДН — 16 000/110 — 115/11 кВ.

Режим наибольшей нагрузки: Smax = 15 873,6 кВА, Cosц = 0,95

желаемое напряжение — 115/10,5 кВ Режим наименьшей нагруки: Smin = 3600 кВА, Cosц = 0,88

желаемое напряжение — 110/10 кВ Потери напряжения для обоих режимов определяются по формуле:

ДUт = U1ном — Uґ2 / U1ном * 100 = в*(Uа*Cosц + Uр*Sinц),

где Uа = ДРк/Sном * 100% = 85/16 000 * 100 = 0,53%;

Uр = vUІк — UІа = v10,5І - 0,53І = 10,5%;

Sinцmax = 0,31;

Sinцmin = 0,47

вmax = Smax/Sном = 15 873,6/16 000 = 0,99

вmin = Smin/Sном = 3600/16 000 = 0,23

ДUтmax = 0,99*(0,53*0,95 + 10,5*0,31) = 4,1%

ДUтmin = 0,23*(0,53*0,88 + 10,5*0,47) = 1,3%

Режим наибольшей нагрузки:

дU1max = U1 — U1ном / U1ном * 100% = 115 — 110 / 110 * 100 = 4,5%

дU2max = U2 — U2ном / U2ном * 100% = 10,5 — 10 / 10 * 100 = 5%

Режим наименьшей нагрузки:

дU1min = U1 — U1ном / U1ном * 100% = 110 — 110 / 110 * 100 = 0

дU2min = U2 — U2ном / U2ном * 100% = 10 — 10 / 10 * 100 = 0

Добавка напряжения определяется:

дU2д = дU2 + ДUт — дU1

— для режима наибольшей нагрузки:

дU2дmax = 5 + 4,1 — 4,5 = 4,6%

— для режима наименьшей нагрузки:

дU2дmin = 0 + 1,3 — 0 = 1,3%

Напряжение ответвления определяется:

Uотв = U2ном * U1ном / (дU2д + 100)* U2ном * 100%

— для режима наибольшей нагрузки:

Uотвmax = 10,5*110 / (4,6 + 100)*10 * 100 = 110,4 кВ

— для режима наименьшего нагрузки:

Uотвmin = 10*10 / (1,3 + 100)*10 * 100 = 108,6 кВ Добавка ответвления определяется по формуле:

дUотв = Uотв — U1ном / U1ном * 100%

— для режима наибольшей нагрузки:

дUотвmax = 110,4 — 115 / 115 * 100 = - 4%

— для режима наименьшей нагрузки:

дUотвmin = 108,6 — 110 / 110 * 100 = - 1,3%

Таким образом, согласно ряду ответвлений для трансформаторов 110 кВ с Sн. тр = 16 МВА регулирование осуществляется по варианту ± 9*1,77% обмотки ВН.

Рабочее положение ответвлений для режима наибольшей нагрузки:

2 положение? 3,54%

или 3 положение? 5,31%

Рабочее положение ответвлений для режима наименьшей нагрузки:

1 положение? 1,77%

Компенсация емкостных токов.

К КРУН-10 кВ присоединяются 5 кабельных линий, их общая протяженность составляет 1,79 км.

Приближенная оценка величины емкостного тока может быть определена по формуле:

Iем = Uн*l / 10 = 10*1,79 / 10 = 1,79 А Допустимое значение емкостного тока в сетях 10 кВ составляет Iем, доп ?20 А. Следовательно в установке дугогосящих реакторов нет необходимости.

8. Релейная защита и автоматика

На трансформаторах ГПП установлены следующие защиты:

Основные:

— продольно-дифференциальная защита;

— газовая защита.

Дополнительные:

— максимально-токовая защита;

— защита от перегрузки.

На отходящих кабельных линиях установлены:

— максимально-токовая защита;

— токовая отсечка.

В КРУН-10 кВ ГПП установлена дуговая защита ОВОД-М. На трансформаторах цеховых ТП — газовая защита.

Расчет продольно-дифференциальной защиты трансформатора ГПП с реле типа РНТ-565.

Ток трехфазного к.з. в точке К2 (гл. 4), приведенный к напряжению 115 кВ: Iік2 = Iб1/хк2 = 500/0,82 = 609,8 А Первичные номинальные токи трансформатора:

Iн1 = Sн / v3 * Uн = 10 000 / 1,73 * 115 = 80,4 А

Iн2 = Sн / v3 * Uн = 16 000 / 1,73 * 10,5 = 880,8 А Коэффициенты трансформации трансформаторов тока (тт):

ктт1 = 600/5; ктт2 = 1500/5

Схема соединения вторичных обмоток тт: Д/?.

Вторичные токи в плечах защиты:

Iв1 = Iн1*ксх / ктт1 = 80,4*1,73 / 600/5 = 1,16 А

Iв2 = Iн2* ксх / ктт2 = 880,8*1 / 1500/5 = 5,08 А Определим первичный расчетный ток небаланса без учета составляющей I??? нб:

Iнб.расч = I? нб + I?? нб = капер * кодн * Е * Iік2 + ДUб * Iік2,

где I? нб — составляющая, обусловленная погрешностью тт;

I??нб — составляющая, обусловленная регулированием напряжения трансформатораГПП;

капер = 1 — коэффициент апериодичности, учитывающий переходный процесс;

кодн = 1 — коэффициент однотипности;

Е = 0,1 — относительная величина тока намагничивания тт.

Iнб.расч = (1*1*0,1 + 0,16) * 609,8 = 122 А Определим предварительно расчетный ток срабатывания защиты:

1) по условию отстройки от максимального тока небаланса при внешнем к.з. за тт: I? с. з = кн1* Iнб. расч = 1.3*122 = 158,6 А

2) по условию отстройки от бросков тока намагничивания:

I??с.а = кн2*Iном = 1,3*80,4 = 104,5 А Принято за большую величину Iс. з = 158,6 А.

Проверка возможности применения защиты с реле типа РНТ — 565 по предварительно-определенной чуствительности.

Ток срабатывания реле приведенный ко вторичным цепям тт на стороне 110 кВ: Iср = Iс. з*v3 / nтт1 = 158,6*1,73 / 600/5 = 2,3 А Ток в реле дифференциальной защиты при к.з. между двумя фазами в точке К2:

IІк2 = Iік2 * v3/2 = 609,8 * 1,73/2 = 527,5 А

Iр = 2*527,5/v3 + 527,5/v3 / 600/5 = 7,6 А Коэффициент чувствительности защиты:

kч = Iр/Iср = 7,6/2,3 = 3,31 > 2

Следовательно, реле типа РНТ — 565 обеспечивает требуемую чувствительность.

Определяется число витков обмотки насыщающегося трансформатора для обеих сторон трансформатора. Исходным данным служит расчетное значение тока срабатывания защиты. Определяется значение первичного тока небаланса I??? нб, обусловленного неточностью выравнивания вторичных токов и уточняется значение первичного тока срабатывания защиты и вторичного тока срабатывания реле. Данные расчетов сведены в таблице 8.

Таблица 8 — Определение числа витков обмотки насыщающегося трансформатора.

Определим чувствительность защиты при уточненном значении тока срабатывания реле: kч = Iр / Iср = 7,6 / 3,2 = 2,38 > 2,

Таким образом, защита трансформатора с помощью реле РНТ — 565 удовлетворяет требуемым условиям.

Газовая защита трансформаторов ГПП и цеховых ТП.

Практически все повреждения внутри бака трансформатора сопровождаются выделением газов в результате разложения масла и других изолирующих материалов под действием электрической дуги или сильного нагрева. При этом происходит ускорение перетекания масла или его смеси с газом из бака в расширитель, в результате к.з. между обмотками, витковых замыканий, «пожара» стали магнитопровода, неисправностей переключателей ответвлений и др. Защита, реагирующая на указанные повреждения, получила название «газовая».

Эта защита осуществляется с помощью специального газового реле, которое реагирует на повреждения, сопровождающиеся выделением газов, перетоком масла из бака в расширитель и снижением уровня масла в баке трансформатора.

Газовое реле имеет герметически закрытый корпус, устанавливаемый в маслопроводе между баком трансформатора и расширителем.

В нормальных условиях работы корпус реле заполнен маслом, и элементы занимают положение, при котором их контакты разомкнуты. При незначительном газообразовании в баке трансформатора газ по маслопроводу проходит в расширитель, скапливаясь в верхней части корпуса реле, где помещен сигнальный элемент.

При скапливании в реле определенного количества газа уровень масла в нем снижается так, что поплавок сигнального элемента опускается под воздействием силы тяжести, и сигнальный элемент замыкается.

При дальнейшем снижении уровня масла, когда корпус реле опорожняется практически полностью, поплавок отключающего элемента также опускается под действием силы тяжести, и отключающие контакты замыкаются.

При внутренних повреждениях трансформатора в месте к.з. происходит бурное разложение масла, и поток масла или смеси масла с газом устремляется из бака в расширитель. Под воздействием этого потока отклоняется на определенный угол пластина, и отключающий контакт замыкается. В зависимости от вида и развития повреждения трансформатора возможна последовательная работа сигнального и отключающего элементов реле или их одновременная работа.

Дуговая защита ОВОД-М КРУН — 10 кВ.

Устройство дуговой защиты ОВОД-М (обнаружитель на основе волоконно-оптических датчиков) предназначено для защиты шкафов комплектных распредустройств электрических подстанций 6−35 кВ при возникновении к.з., сопровождаемых открытой электрической дугой.

Оптические датчики, установленные в отсеках шкафов и имеющие практически круговую диаграмму направленности, фиксируют световую вспышку от электрической дуги и передает ее по оптическому волокну в блок детектирования света устройства. При этом, устройство дуговой защиты формирует сигнал на отключение высокого напряжения от распредустройства, тем самым, защищая оборудование от разрушения.

Для повышения селективности ОВОД-М применяется совместно с измерительными органами тока: