Проектирование электроснабжения химического завода

Министерство образования и науки РФ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования.

«ЗАБАЙКАЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ».

(ЗабГУ) Энергетический факультет Кафедра электроэнергетики и электротехники ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА к курсовому проекту по дисциплине «Системы электроснабжения».

Вариант № 47−2-2−16.

На тему: «Проектирование электроснабжения химического завода».

РЕФЕРАТ Объём пояснительной записки 85 с., 14 рис., 21 табл., 5 источников.

Объектом исследования является завод запчастей для тракторов.

Цель работы — разработка технически и экономически целесообразного варианта электроснабжения завода.

При сравнении вариантов внешнего и внутреннего электроснабжения использовался универсальный метод приведенных затрат.

Выбранное основное оборудование завода и цеха было проверено на токи КЗ.

• Введение
• Задание на курсовую работу
• 1. Краткая характеристика предприятия и источников электроснабжения
• 2. Расчет электрических нагрузок
• 2.1 Определение расчетных электрических нагрузок цеха
• 2.2 Расчет электрических нагрузок завода
• 2.3 Построение картограммы нагрузок
• 3. Определение числа и мощности трансформаторов на цеховых подстанциях
• 4. Компенсация реактивной мощности
• 5. Выбор схемы внешнего электроснабжения
• 5.1 Вариант 110 кВ
• 5.2 Вариант 35 кВ
• 5.3 Вариант 10 кВ
• 5.4 Сравнение вариантов
• 6. Выбор схемы внутреннего электроснабжения завода
• 6.1 Радиальная схема
• 6.2 Смешанная схема
• 6.3 Сравнение вариантов
• 7. Расчет токов короткого замыкания
• 8.1 Расчет токов КЗ на РУ ГПП
• 8.2 Расчет токов КЗ на РУ НН цеховых ТП
• 8. Компоновка ГПП
• 8.1 Выбор выключателей на РУ-35 кВ питающей ПС
• 8.2 Выбор выключателей на РУ-10 кВ ГПП
• 8.3 Выбор разъединителей
• 8.4 Выбор разрядников
• 8.5 Выбор трансформаторов тока
• 8.6 Выбор трансформаторов напряжения
• 8.7 Выбор трансформаторов собственных нужд ГПП
• 8.8 Выбор шин ЗРУ
• 8.9 Выбор опорных изоляторов для шин
• 9 Расчет внутрицехового электроснабжения
• 9.1 Выбор проводников для ответвлений от РП к электроприемникам
• 9.2 Выбор кабелей от ВРП к РШ
• 9.3 Расчет токов КЗ в цеховой сети
• 9.4 Выбор автоматических выключателей
• 9.4.1 Выбор автоматических выключателей для электроприемников
• 9.4.2 Выбор остальных автоматических выключателей
• 9.5 Расчет освещения в цехе
• 9.6 Расчет осветительной сети
• 9.7Компоновка ЩО
• 10 Расчет и выбор заземляющих устройств
• 10.1 Расчет заземления ГПП
• 10.2 Расчет заземления ТП
• 11 Молниезащита ГПП
• 12 Релейная защита

Заключение

.

• Список литературы

Объектом изучения в данном курсовом проекте является мебельно-деревообрабатывающий комбинат. Данное промышленное предприятие занимается производством мебели, деревянных конструкций, холодной и горячей обработкой древесины. Также на предприятии имеется ремонтно-механический цех, электроснабжение которого будет наиболее подробно рассмотрено в одном из пунктов представленного проекта.

Корпуса и цеха завода имеют категории I, II и III по надежности электроснабжения в зависимости от осуществляемых производственных и административных функций, что необходимо учитывать при проектировании СЭС любого предприятия.

Объектом расчетов и проектирования будут так же являться распределительные сети 10 и 0,4 кВ от ГПП или ГРП завода к цехам, и наиболее подробно — сети 0,4 кВ ремонтно-механического цеха. Целью данных расчетов будет являться выбор сечений и мест прокладки трасс кабельных линии, выбор коммутационных аппаратов и аппаратов защиты и автоматики.

Задание.

Исходные данные на проектирование:

1. Схема генерального плана завода (рис.47). Размеры: 340×210 м.

2. Сведения об электрических нагрузках по цехам завода (табл.1).

3. Питание завода может быть осуществлено от подстанции энергосистемы неограниченной мощностью, на которой установлены два трансформатора мощностью по 40 МВА, напряжением 115/38,5/11 кВ. Мощность к.з. на шинах 110 кВ подстанции равна 1000 МВА.

4. Расстояние от подстанции до завода 9,6 км.

Таблица 1.

Электрические нагрузки завода.

Электроснабжение механического цеха Сведения об электрических нагрузках.

Рис 2. План механического цеха.

1. Краткая характеристика предприятия.

1.1. Определение параметров электроприемников ремонтно-механического цеха.

В справочной литературе указаны значения Ки и cosц для электроприемников различных назначений. Выберем средние значения данных показателей для электроприемников ремонтно-механического цеха. Данные занесем в таблицу 1.3.

Таблица 1.3.

1.2 Определение условий работы и категорий цехов МДК.

Для дальнейшего проектирования электроснабжения цехов комбината необходимо знать категорию надежности и условия работы каждого из цехов, а также значения коэффициента использования нагрузки и коэффициента мощности. Для каждого цеха выбираем средние значения К_и и cosц. Данные заносим в таблицу 1.4.

Таблица 1.4.

2. Расчет электрических нагрузок.

2.1 Расчет электрических нагрузок цеха Согласно «Руководящим указаниям по определению электрических нагрузок промышленных предприятий» расчетные нагрузки следует определять методом упорядоченных диаграмм, т. е. с помощью коэффициентов использования k_u и максимума k_m.

Исходным данным для расчета нагрузок цеха является перечень его рабочих машин с указанием номинальных параметров электроприемников.

Расчет начинаем с определения среднесменных мощностей:

P_c = k_u P_н, кВт;

где k_u — коэффициент использования, определяемый по справочной литературе;

P_н — номинальная мощность электроприемника, кВт.

Q_c = P_c tg, кВАр;

где tg — определяется по коэффициенту мощности cos электроприемника, см. таблицу 1.3.

Полная среднесменная мощность:

При работе цеховой сети электроприемники необходимо разбить по питанию от различных источников — в данном случае от силовых распределительных щитов ЩР-1, ЩР-2, ЩР-3, ЩР-4. Далее для групп в целом: средневзвешенный коэффициент использования:

средневзвешенный коэффициент мощности:

коэффициент силовой сборки:

где P_{н. max} и P_{н. min} — активные мощности наиболее и наименее мощных электроприемнииков в данной группе, кВт.

Затем определяем максимальные нагрузки по группам:

P_р = k_м P_c, кВт;

где k_м — коэффициент максимума нагрузки — функция коэффициента использования и эффективного числа электроприемников;

При известных мощностях всех ЭП:

При отсутствии данных или при большом количестве ЭП — определяют по упрощенным методам.

Реактивная нагрузка:

При n10 Q_р = 1,1 Q_c, кВар;

При n>10 Q_р = Q_c, кВар_..

Полная максимальная нагрузка:

Для примера приведем расчет нагрузок долбежного станка (показатели всех электроприемников даны в таблице 1.3).

n = 1; P_н = 4,5 кВт; k_u = 0,13; cos = 0,5 tg = 1,73;

P_c = 0,13 1 4,5 = 1,17 (кВт);

Q_c = 1,17 1,73 =2,02 (кВАр);

Для остальных ЭП расчеты сведем в таблицу 2.1.

Рис. 2.1. Электроприемники ремонтно-механического цеха.

2.2 Расчет электрических нагрузок комбината Расчет нагрузок по комбинату в целом производится в аналогичном порядке, например: для Административного корпуса № 1 имеем.

N=50; P_нmin = 1 кВт; P_нmax = 40 кВт; P_нi = 360 кВт; k_u = 0,5;

cos = 0.7 tg = 1,02.

В этом случае получаем:

m = 40/1 =100 >3;

при m>3 и k_u = 0,5:

n_э = 2360/40 = 120;

P_c = 0.5 360 = 3000 кВт;

Q_c = 3000 1,02 = 3060 кВАр;

P_р = 0,75 3000 = 2250 кВт;

Q_р = Q_c = 3060 кВАр;

S_р = 3798,17 кВА;

Результаты расчетов для остальных цехов сведены в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 — Расчет нагрузок МДК.

2.3 Построение картограммы нагрузок Картограмма нагрузок представляет собой план завода с обозначенными нагрузками для каждого цеха. Нагрузка цеха обозначена окружностью, площадь которой пропорциональна потребляемой мощности электроприемников цеха. При построении картограммы необходимо также учесть осветительную нагрузку цехов, которая также будет обозначена на картограмме.

Расчетная мощность освещения цехов и территории завода производится в следующем порядке:

где — удельная мощность освещения на единицу площади, = 10 20 Вт/м²; k_co — коэффициент спроса на освещение;

F — площадь освещаемого объекта, для административного корпуса № 1: F = 3437 м².

Для освещения завода выберем газоразрядные лампы с cosц равным 0,8.

P_po = 15 0,8 3437 10^-3 =38,9 (кВт).

Расчетная мощность цеха с учетом освещения:

P_пол = P_po + P_р, кВт.

Q_пол = Q_р+Q_ро кВар;.

Для лесопильного завода:

P_пол= 2250+38,9=2288,9 (кВт);

Q_пол = 3060+29,18=3089,18 (кВАр);

Для остальных цехов расчеты сведены в таблицу 2.3.

Картограмма нагрузок — окружности в центре электрических нагрузок цеха (площадь окружности в выбранном масштабе соответствует расчетной нагрузке каждого цеха). Радиус окружности:

где i — номер цеха;

m — масштаб, кВА.

Осветительная нагрузка будет показана сектором окружности нагрузки цеха, посредством угла:

= s_po 360 / S_полi.

Произведем расчет для лесопильного завода:

Результаты расчета сведены в таблицу 2.2.

Графическая часть представлена на рисунке 2.1.

Для расчета местоположения главной понизительной подстанции определим координаты центра электрических нагрузок:

Таблица 2.2. Расчет картограммы нагрузок МДК.

Рис. 2.2. Картограмма нагрузок МДК.

3. Определение числа и мощности трансформаторов на цеховых подстанциях Потребители I и II категорий питаются от двухтрансформаторных ТП, III можно питать от однотрансформаторных ТП. Если мощность цеха не превышает 250 кВА, можно запитывать цех от РП, связанного КЛ 0,38 кВ с ближайшей ТП. В цехах с нормальной произв. средой ТП допускается устанавливать внутри зданий. Место установки ТП выбирается как можно ближе к ГПП. Мощность трансформатора цеховой ТП:

где n — число трансформаторов на ТП;

_Н — нормативный коэффициент загрузки трансформатора, для I категории _Н = 0,5 0,7; II — _Н = 0,55 0,7; III — _Н = 0,8 0,95.

Действительный коэффициента загрузки трансформатора в нормальном режиме:

где S_Р — суммарная расчетная полная мощность цехов, питающихся от данной ТП, кВА;

S_{ном. т.} — номинальная мощность одного трансформатора ТП, кВА.

Должно выполняться условие:

<= _н.

Для послеаварийного режима:

_пар = 2 = S_p/(S_ном.т. m).

где m — число оставшихся в работе трансформаторов, шт.

Например ТП-1 устанавливаем в лесопильном заводе, тогда:

S_р = 3844,75 кВА.

Устанавливаем двухтрансформаторную ТП:

Выбираем трансформаторы мощностью 2500 кВА.

.

Для остальных ТП результаты сведем в таблицу 3.1.

Выбор трансформаторов является приблизительным, поэтому в данной таблице допускаем как заниженный коэффициент загрузки, так и недопустимо высокий коэффициент перегрузки в послеаварийном режиме. Окончательный выбор мощности трансформаторов будет сделан после расчета систем компенсации реактивной мощности.

Таблица 3.1.

Выберем типы трансформаторов:

ТМ-160/10 — U_вн = 10 кВ; U_нн =0,4 кВ; u_к = 4,5%; P_x = 0,53 кВт; P_к =3,0кВт;

i_x = 2,5%.

ТМ-250/10 — U_вн = 10 кВ; U_нн =0,4 кВ; u_к = 4,5%; P_x = 0,77 кВт; P_к =3,8кВт;

i_x = 2,3%.

ТМ-400/10 — U_вн = 10 кВ; U_нн =0,4 кВ; u_к = 4,5%; P_x = 1,05 кВт; P_к =4,9кВт;

i_x = 2,1%.

ТМ-630/10 — U_вн = 10 кВ; U_нн =0,4 кВ; u_к = 5,5%; P_x = 1,31 кВт; P_к =7,6 кВт;

i_x = 2%.

ТМ-1000/10 — U_вн = 10 кВ; U_нн =0,4 кВ; u_к = 5,5%; P_x = 2.1 кВт; P_к =11 кВт;

i_x = 1,4%.

ТМ-1600/10 — U_вн = 10 кВ; U_нн =0,4 кВ; u_к = 5,5%; P_x = 2.8 кВт; P_к =18 кВт;

i_x = 1,3%.

ТМ-2500/10 — U_вн = 10 кВ; U_нн =0,4 кВ; u_к = 5,5%; P_x = 4.6 кВт; P_к =25 кВт;

i_x = 1,0%.

4. Компенсация реактивной мощности Реактивная мощность, которую можно передавать через трансформатор без увеличения его мощности:

Суммарная мощность КУ для каждой ТП:

При Q^0,4_ку<0 установка КУ не требуется.

Далее определяем потери активной и реактивной мощности в трансформаторах:

где P_x и P_k — потери активной мощности холостого хода и короткого замыкания.

Потери активной мощности в КУ:

P_ку = P_уд Q^0.4_ку, кВт;

где P_уд = 0,002 0,05 — удельные потери активной мощности в КУ.

Расчетная мощность после компенсации:

Q_p^/ = Q_pi — n₁ Q^0.4_ку + Q_T, кВар;

где n₁ — количество КУ;

P_p^/ = P_pi + n₁ ?P^0.4_ку + P_T, кВт.

Полная расчетная мощность после компенсации:

Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном и послеаварийном режиме (при выходе из строя одного из трансформаторов):

Для ТП-1:

Для остальных ТП результаты сведем в таблицу 4.1.

Таблица 4.1-Расчет компенсации реактивной мощности.

В цехах № 1, 2 к установке принимаем конденсаторные установки типа УК-0,38-Q1.

Выберем КУ на стороне 10 кВ ГПП.

Реактивная мощность на стороне 10 кВ:

Q¹⁰=Q^/_p — Q_СД, кВар;

Q_СД — вырабатываемая реактивная мощность СД 6/10 кВ.

где — коэффициент, зависящий от напряжения и нагрузки СД. Принимаем для СДН-10 кВ с коэф. загрузки 0,8.

Q¹⁰= 8889,42−1,27*1050= 7555,92 кВар.

Расчетное значение tg по заводу:

С учетом потерь реактивной мощности в трансформаторах ГПП завышаем требуемую реактивную мощность завода на 800 кВАр или по 400 кВАр на секцию. Итого получаем На стороне 10 кВ нужно скомпенсировать мощность:

где tg_н = 0,33 — соответствует нормативному cos = 0,95;

На секцию.

Принимаем к установке на каждую секцию по 2 КУ типа УК-10-Q У3 на 1200 кВАр. И УК-10-Q У3 на 200 кВАр.

.

Некомпенсированная реактивная мощность:

Q_неск = Q¹⁰ — Q_ку.ф.10;

Q_неск = 7555,92 +800 — 5600 = 2655,92 (кВАр).

Получаем tgц после компенсации:

Общая нагрузка завода:

где.

Мощность тр-ра ГПП:

Выбираем два трансформатора 6300 кВА.

_..

5. Выбор схемы внешнего электроснабжения.

По заданию питание завода может быть осуществлено от ПС системы, на которой установлены два трансформатора мощностью 40 МВА и напряжением 115/38,5/11 кВ. Расстояние от ПС до завода — 6,9 км. Расчет системы внешнего электроснабжения заключается в наиболее экономичном выборе напряжения питающей линии и оборудования ГПП или ГРП (в зависимости от выбранного класса напряжения). Рассмотрим 3 варианта питающей линии: 110 кВ с ГПП, 35 кВ с ГПП и 10 кВ с ГРП.

Для сравнения вариантов воспользуемся старыми ценами и оборудованием.

5.1 Вариант 110 кВ.

Питание завода осуществляем двухцепной воздушной линией на железобетонных опорах напряжением 110 кВ..

Выбираем два трансформатора марки ТДН-6300/110..

, ,, ,,. Стоимость трансформатора .

Определим потери в трансформаторах:

.

.

Мощность, передаваемая по линии:

.

.

.

Максимальный рабочий ток в линии:

.

Аварийный ток: .

По экономической плотности тока (для неизолированного алюминиевого провода при выбираем сечение провода ВЛ 110 кВ:

.

Минимальное сечение провода ВЛ 110 кВ составляет 70 мм². Принимаем провод марки АС — 70/11 с параметрами:

.

,.

Сопротивление двухцепной ВЛ 110 кВ:

.

.

Определим потери напряжения в линии в нормальном режиме:

.

.

Потери напряжения в линии в послеаварийном режиме:

.

Капиталовложения в линию:

Стоимость трансформаторов:

Стоимость ячеек ОРУ-110 кВ:

.

где — стоимость одной ячейки ОРУ-110 кВ с выключателем, тыс.руб.;

— количество ячеек.

Постоянная часть затрат:

Затраты на строительство ЗРУ в данном технико-экономическом сравнении учитывать не будем.

Капиталовложения:

.

где — зональный повышающий коэффициент на базисную стоимость электросетевых объектов, выбираем средний по России ;

Определим потери активной мощности в линии:

.

Суммарные потери электроэнергии:

.

где — время максимальных потерь в зависимости от.

Суммарные издержки:

.

где , — нормы амортизационных отчислений, затрат на эксплуатацию и капитальный ремонт, %;

— стоимость электроэнергии, .

Приведенные затраты для данного варианта:

.

5.2 Вариант 35 и 10 кВ.

Для вариантов 35 и 10 кВ проведем аналогичные расчеты, данные занесем в таблицу 5.1.

При проверке по длительно-допустимому току сечение проводов ВЛ 10 кВ должно быть равно 240 мм². Провода марки АС-240 для ВЛ номинальным напряжением 10 кВ не применяются. Расчет производился для КЛ-10 кВ ААБ-3×240. Поскольку ток аварийного режима превышает длительно-допустимый, необходима прокладка дополнительного резервного кабеля.

5.3 Сравнение вариантов.

При сравнении вариантов из таблицы 5.1 видно, что ВЛ-35 кВ будет предпочтительнее по экономическим соображениям, чем ВЛ 110 кВ или КЛ-10 кВ. При этом возможен дальнейший рост нагрузок предприятия.

Окончательно принимаем ВЛ-35 кВ.

6. Выбор схемы внутреннего электроснабжения завода Внутренняя схема распределительных сетей 10 кВ завода может быть выполнена по радиальной, магистральной и смешанной схемам. Ввиду расположения цехов и ГПП магистральная схема не целесообразна к применению, далее рассмотрим два варианта внутреннего электроснабжения: радиальную и смешанную схемы.

6.1 Радиальная схема Приведем используемые формулы в этих расчетах.

Определение расчетного тока в аварийном режиме:

.

где S-расчетная мощность протекающая по кабелю (кВА).

Определение тока в нормальном режиме:

.

где n-число кабелей.

Допустимый ток кабельных линий определяем из соотношения:

.

где К_сниж=1.25 коэффициент снижения токовой нагрузки.

Потери напряжения определим по формуле:

Потери мощности в линии при действительной нагрузки:

.

гдекоэффициент загрузки кабеля.

Стоимость потерь энергии в линии:

.

где С_э-стоимость электроэнергии.

ф — продолжительность использования максимума.

Стоимости прокладки кабелей С_к.л., выключателей С_в и трансформаторных подстанций С_ктп определяется как:

К_к.л.=(К_к?L)?n+(К_р?L),.

где К_к— стоимость прокладки 1 км кабельной линии.

К_р— стоимость копки 1 км траншеи.

n-количество прокладки кабелей.

С_в=n?К_в,.

где К_в— стоимость одного выключателя С_ктп=К_тп,.

где К_тп— стоимость трансформаторной подстанции.

Амортизационные отчисления:

.

где б-амортизационные отчисления на линии б=6,3.

.

где б-амортизационные отчисления на выключатели б=9,4.

.

где б-амортизационные отчисления на КТП б=9,4.

Приведенные затраты:

Приведем расчет линии ГПП — ТП-1:

Выберем кабель марки ААБ-3×120 с I_доп=240 А, r₀=0,26 Ом/км, x₀=0.08 Ом/км.

Аналогичные расчеты приведем для других КЛ и сведем их в таблицу 6.1.

Схемы представлены на рисунках 6.1 и 6.2.

При определении активных и реактивных сопротивлений кабельных линий, а также стоимости их прокладки необходимо учитывать, что для ТП и РП I и II категорий необходима прокладка 2 кабелей.

электроснабжение трансформатор подстанция Таблица 6.1- Расчет радиальной схемы.

Рис. 6.1. Радиальная схема электроснабжения МДК.

6.2 Смешанная схема Выбор кабельных линий для смешанной схемы ведется аналогично радиальной.

При расчете сечений кабелей, проложенных от ГПП, необходимо суммировать мощности всех ТП и РП, получающих питание по данному кабелю.

Данные по расчету сводим в таблицу 6.2.

Схема представлена на рисунке 6.2.

Таблица 6.2- Расчет смешанной схемы.

Рис. 6.2. Смешанная схема электроснабжения МДК.

6.3 Сравнение вариантов Расчеты показали, что приведенные затраты на монтаж и эксплуатацию радиальной схемы составили 11,52 тыс. руб./год, а смешанной — 8,81 тыс. руб./год.

В результате сравнения видно, что вариант с радиальной схемой на 23% дороже смешанной схемы. При меньшей суммарной протяженности кабельных линий 10 кВ смешанной схемы, сечение их, и соответственно стоимость — выше. Но вместе с этим при использовании смешанной схемы электроснабжения снижается надежность электроснабжения потребителей, усложняется релейная защита.

Для дальнейшего проектирования выбираем смешанную схему электроснабжения завода.

7. Расчет токов короткого замыкания.

7.1 Расчет токов КЗ на РУ ГПП.

Согласно заданию, питание завода осуществляется от подстанции системы, на которой установлены два трансформатора мощностью по 40 МВА, напряжением 115/38,5/11 кВ. Работа трансформаторов раздельная.

Принимаем трансформаторы типа ТДТН 40 000/110 со следующими параметрами:

, ,, , .

Для расчета токов КЗ выберем метод типовых кривых, способ приведения ТПОЕ.

Выберем базисные величины.

, тогда базисное сопротивление:

.

Базисные токи:

.

Рисунок 7.1 — Схема замещения для расчета токов короткого замыкания Рассчитаем параметры схемы замещения.

Трансформаторы системной ПС.

Для нахождения сопротивлений обмоток данных трансформаторов необходимо знать напряжения короткого замыкания этих обмоток:

,.

.

Трансформаторы ГПП.

Система.

.

Линия.

Преобразуем схему на рисунке 14 в эквивалентную ей (рисунок 15).

Рисунок 7.2 — Эквивалентная схема замещения Определим ток трехфазного КЗ для точек K₁ и K₂:

.

.

.

.

Докажем, что нет необходимости устанавливать выключатели на стороне ВН ГПП. Должно выполняться следующее условие:

.

где — чувствительность максимальной токовой защиты;

— минимальный ток двухфазного КЗ на шинах НН ГПП;

— ток срабатывания МТЗ, вычисляется по следующей формуле:

.

где — коэффициент надежности, учитывающий наличие апериодической составляющей в токе КЗ, погрешность расчетов, погрешность измерительных приборов, реле и ТТ, принимается в пределах 1,1…1,2;

— коэффициент возврата, принимается 0,8…0,95;

— коэффициент самозапуска, учитывающий кратность пускового тока обобщенной нагрузки, принимается 1,5…7.

.

.

Как видно, МТЗ, установленная на системной ПС чувствительна к повреждениям на шинах НН ГПП.

7.2 Расчет токов КЗ на РУ НН цеховых ТП.

В цеховых ТП установлены трансформаторы ТМ-160/10, ТМ-250/10, ТМ-400/10, ТМ-630/10, ТМ-1000/10, ТМ-1600/10, ТМ-2500/10.

Начальное действующее значение периодической составляющей трехфазного тока КЗ определяется по формуле:

.

где , — соответственно суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивления прямой последовательности цепи КЗ, мОм.

Сопротивления и в общем случае равны:

.

.

где , — активное и индуктивное сопротивления силового трансформатора, мОм;

— суммарное активное сопротивление различных контактов, принимается ;

— активное сопротивление дуги в месте КЗ, мОм;

— эквивалентное индуктивное сопротивление системы до понижающего трансформатора, приведенное к ступени низшего напряжения, мОм.

Сопротивления трансформаторов определяются по формулам:

;

.

Сопротивление системы определим по формуле:

.

Рисунок 7.3 — Расчетная схема.

Сопротивление дуги определяется по следующему выражению:

.

где — напряженность ствола дуги, принимается ;

— начальное действующее значение периодической составляющей трехфазного тока КЗ без учета сопротивления дуги, кА;

— длина дуги, мм.

Длину дуги определим в зависимости от расстояния a между фазами проводников в месте КЗ:

Ток однофазного КЗ определяется по формуле:

.

где , — суммарные активные и индуктивные сопротивления прямой последовательности, мОм;

 — суммарные активные и индуктивные сопротивления нулевой последовательности, мОм;

Результаты расчетов занесем в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 — Расчет токов КЗ на шинах НН ЦТП.

7.3 Проверка сечений кабельных линий по условию термической стойкости Проверка на термическую стойкость осуществляется с помощью интеграла Джоуля. При этом должно выполнятся условие ,.

где — принятое стандартное сечение проводника, мм²;

— минимальное сечение по условию термической стойкости, мм².

Проверим КЛ ГПП — ТП-1.

где с — коэффициент для алюминиевых жил;

— действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент времени t = 0 c;

— постоянная времени затухания апериодической составляющей.

— время отключения тока КЗ, ,.

— время действия защиты (0,01).

Для остальных ТП результаты расчетов занесем в таблицу 7.3.

Таблица 7.3. Проверка КЛ на термическую стоикость.

Из расчетов видно, что на ряде ТП питающие кабели не соответствуют требованиям термической стойкости к токам КЗ. Для питания данных ТП принимаем кабели необходимого сечения:

ТП-3,5,9,10,13,14,15- ААБ 3×25,.

ТП-6- ААБ 3×35.

8. Компоновка ГПП.

8.1 Выбор выключателей на РУ-35 кВ ПС системы.=.

Выберем предварительно вакуумный выключатель на 35 кВ ВР-35НСМ-1000/20 по максимальному рабочему току (см. п. 6.2). Произведем проверку данного выключателя при КЗ в точке K₁.

Паспортные данные выключателя ВР-35НСМ-1000/20:

, ,, ,, ,, , .

а) Проверка на симметричный ток отключения:

Для выполнения этого требования должно соблюдаться неравенство:

.

где — время от начала КЗ до момента расхождения контактов.

.

где — время действия защиты (0,01 с).

Поскольку в задании сказано, что система имеет мощность 500 МВА, то периодическая составляющая тока КЗ от времени зависеть не будет, тогда примем:

.

Ток КЗ в момент времени через выключатель:

.

Полученное значение тока меньше чем предельный ток отключения .

б) Проверка возможности отключения апериодической составляющей тока КЗ:

.

где — апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов ;

— номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ;

— нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %.

.

.

где — постоянная времени затухания апериодической составляющей.

По таблице 3.7 и 3.8 в выбираем .

.

Полученное значение меньше допустимого .

в) Проверка по включающей способности:

.

где — ударный ток КЗ в цепи выключателя;

— наибольший пик тока включения.

.

где — ударный коэффициент.

По таблице 3.7 и 3.8 в выбираем .

.

Полученное значение меньше допустимого .

г) Проверка на электродинамическую стойкость:

.

где — наибольший пик;

— действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ.

д) Проверка на термическую стойкость:

.

где — тепловой импульс тока КЗ по расчету.

.

где — время отключения КЗ, определяется по времени действия основных релейных защит и полному времени отключения выключателей .

Полученное значение меньше допустимого .

8.2 Выбор выключателей на РУ-10 кВ ГПП.

Выберем предварительно выключатель на 10 кВ ВВЭ-10−20/600 по максимальному рабочему току (см. п. 6.3). Произведем проверку данного выключателя при КЗ в точке K₂.

Паспортные данные выключателя ВВЭ-10−20/600:

, ,, ,, ,, .

а) Проверка на симметричный ток отключения:

Для выполнения этого требования должно соблюдаться неравенство.

.

Ток КЗ в момент времени через выключатель:

.

Полученное значение тока меньше чем предельный ток отключения .

б) Проверка возможности отключения апериодической составляющей тока КЗ выполняется неравенством:

.

.

Полученное значение меньше допустимого .

в) Проверка по включающей способности:

.

.

Полученное значение меньше допустимого .

г) Проверка на электродинамическую стойкость:

.

д) Проверка на термическую стойкость:

.

.

Полученное значение меньше допустимого .

8.3 Выбор разъединителей.

, , .

Выбираем разъединитель РНДЗ — 2−35/600 УХЛ1.

, , .

8.4 Выбор ограничителей перенапряжения.

Для защиты трансформаторов ГПП на стороне 35 кВ и 10 кВ произведем выбор ОПН по напряжению установки.

ОПН-10У1.

ОПН-35У1.

8.5 Выбор трансформаторов тока.

Трансформаторы тока выберем по максимальному току в нормальном режиме, по напряжению установки, по электродинамической и термической стойкости..

, .

Подключаемые контрольно-измерительные приборы сведем в таблицу 14.

На шинные и секционный выключатели выбираем ТПЛК-10−400−0,5/10Р со следующими техническими данными:

, ,, , номинальная вторичная нагрузка обмоток для измерений, .

Проверим TA по вторичной нагрузке: .

Сопротивление приборов найдем по формуле:

.

Определим максимально допустимое сопротивление соединительных проводов:

.

где — сопротивление контактов .

Зная можно определить сечение соединительных проводов:

.

где — длина соединительных проводов (для цепей РУ 10 кВ).

Выбираем контрольный кабель КВВГ с медными жилами сечением 4 мм².

Таблица 8.1.