Расчёты электрических нагрузок, освещения

Аннотация В работе представлены расчёты электрических нагрузок, освещения. Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия и выбор ЦЭН. Произведен выбор числа, мощности и типа цеховых трансформаторных подстанций предприятия. Рассчитано напряжение внешнего электроснабжения, полная расчетная нагрузка предприятия, на основании чего осуществлен выбор трансформаторов главной понизительной подстанции предприятия. Произведен выбор БК для компенсации РМ, с учетом компенсации и особенностей технологического процесса и условий прокладки выбраны марки и сечения кабелей используемых на ПП. Выбрано высоковольтное оборудование, установленное на ГПП и в ячейках КРУ. Произведен расчет дифференциальной защиты трансформаторов, МТЗ установленной на трансформаторах, секционных выключателях.

Введение

Рационально спроектированная система электроснабжения промышленного предприятия должна удовлетворять ряду требований: высокой надежности и экономичности.

Перерывы электроснабжения приводят к простою производства, снижению объема выпуска продукции, увеличению затрат за счет порчи основного оборудования, восстановление отказавших электроустановок. Поэтому к системе электроснабжения предъявляются требования повышенной надежности, т.к. существуют производства и технологические процессы, не допускающие кратковременного перерыва работы.

При проектировании системы электроснабжения возникает необходимость технико-экономического обоснования выбранного решения: схемы электроснабжения цехов и предприятия в целом, числа и мощности трансформаторов ГПП и цеховых ТП, рационального напряжения в схеме, потерь электроэнергии, эксплутационных расходов.

Целью работы является проектирование системы электроснабжения группы цехов сталелитейного завода.

В данной работе поставлены следующие задачи:

1. Определить ожидаемые электрические нагрузки по предприятию;

2. Выбрать и обосновать место сооружения цеховых трансформаторных подстанций, распределительных пунктов и ГПП;

3. Выбрать число и мощность трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций;

4. Выбрать трансформаторы главной понизительной подстанции на основании технико-экономических показателей;

5. Выбрать схему внутреннего электроснабжения.

6. Выбрать оборудование на стороне ВН и НН.

7. Рассчитать РЗ на ГПП.

1. Определение ожидаемых электрических нагрузок промышленного предприятия

1.1 Расчет электрических нагрузок

Определение расчетной нагрузки на различных ступенях системы электроснабжения промышленных предприятий производим по методу упорядоченных диаграмм.

Расчетная активная нагрузка группы силовых трехфазных электроприемников находится по средней нагрузке и коэффициенту максимума

(1.1)

где — коэффициент максимума активной нагрузки при длительности интервала осреднения 30 минут; - средняя активная нагрузка группы за наиболее загруженную смену; - коэффициент использования; - номинальная активная мощность группы электроприемников.

Расчетная реактивная нагрузка группы электроприемников принимается:

при

; (1.2)

при

(1.3)

где — коэффициент реактивной мощности рассматриваемой группы электроприемников; - средняя реактивная нагрузка.

Полная расчетная нагрузка группы трехфазных электроприемников определяется:

. (1.4)

Расчет электрических нагрузок по предприятию представлен в таблице1.1.

Таблица 1.1 — Результаты расчетов электрических нагрузок по предприятию

1.2 Выбор освещения производственных и вспомогательных помещений, выбор мощности светильников

Выбор освещения производится в соответствии с нормами проектирования искусственного освещения.

Расчетная нагрузка осветительных электроприемников по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной поверхности пола определяется с учетом коэффициента спроса

(1.5)

где — коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки; - удельная осветительная нагрузка на 1 м² производственной поверхности пола цеха; - площадь поверхности пола цеха.

Расчеты осветительной нагрузки по цехам и по предприятию представлен в таблице 1.2

Таблица 1.2 — Результаты расчёт осветительной нагрузки по цехам и по предприятию

1.3 Расчёт картограммы электрических нагрузок предприятия

При проектировании системы электроснабжения на генплан предприятия наносятся все производственные цехи с картограммой нагрузок. Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генплане предприятия окружности, центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов, а площади кругов пропорциональны расчетным активным нагрузкам электроприемников до 1000 В, свыше 1000 В и электрического освещения. При этом радиус окружности для каждого цеха соответственно определяется:

см (1.6)

где Рi — расчётная активная нагрузка i-го — цеха; m — масштаб для картограммы, кВт/км2.

При выборе величины масштаба и построении картограммы нагрузок нужно стремится, что бы величина самого большого радиуса не превышала 5−10 см.

«Циркуляционная насосная»:

м, координаты для центра окружности (22,5;592,5).

«Градирня»:

м, координаты для центра окружности (80;592,5).

«Цех стального литья»:

м, координаты для центра окружности (407,5;425).

«Цех мелкого литья»:

м, координаты для центра окружности (165;370).

«Бытовой корпус»:

м, координаты для центра окружности (342,5;370).

«Ремонтно-механический цех»:

м, координаты для центра окружности (280;100).

«Корпус вспомогательных цехов»:

м, координаты для центра окружности (385;100).

«Цех стального литья»:

м, координаты для центра окружности (407,5;425).

Центр электрических нагрузок (ЦЭН) предприятия является символическим центром потребления электрической энергии (активной мощности) предприятия, координаты которого находятся по формулам:

(1.7)

где Хi, Yi — координаты i — го цеха на генплане предприятия; Рi — номинальная или расчетная мощность нагрузки.

Координаты центра электрических нагрузок:

Следовательно, координаты ЦЭН (283, 296). На рисунке 1.1 показана картограмма электрических нагрузок предприятия. Главную понизительную подстанцию следует располагать в центре электрических нагрузок или как можно ближе к нему, смещая ее в сторону источника питания — подстанции энергосистемы Рисунок 1.1 — Картограмма электрических нагрузок

2. Выбор числа, мощности и типа цеховых трансформаторных подстанций предприятия

Выбор трансформаторов цеховых ТП является важным этапом проектирования, существенно влияющим на основные технико — экономические показатели разрабатываемой схемы электроснабжения промышленного предприятия. В общем случае выбор трансформаторов представляет собой достаточно сложную задачу, которая может иметь не одно, а несколько решений, из которых следует выбрать наилучше.

Мощность трансформаторов цеховой ТП зависит от величины нагрузки электроприёмников, их категории по надёжности электроснабжения, от размеров площади цеха и т. п. При одной и той же равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади цеха должна уменьшаться единичная мощность трансформаторов.

1. Плотность нагрузки рассчитывается:

(2.1)

где SP — расчетная нагрузка цеха, кВА; FЦ — площадь цеха, м2.

2. Количество трансформаторов одинаковой мощности для покрытия всех электрических нагрузок цеха выбирается по выражению:

(2.2)

где SP — расчетная нагрузка цеха, кВА; КЗ — коэффициент загрузки трансформаторов; SНТЭ — оптимальная экономическая номинальная мощность трансформатора, выбираемая в зависимости от средней плотности нагрузки цеха, у.

3. Мощность цехового трансформатора, выбирается по выражению:

(2.3)

где SP — расчетная нагрузка цеха, кВА; КЗ — коэффициент загрузки трансформаторов; NT — количество трансформаторов.

Величину коэффициента загрузки трансформаторов можно принимать: при преобладании потребителей 1 категории — КЗ = 0,6 0,7; при преобладании потребителей 2 категории — КЗ = 0,7 0,8; для потребителей 3 категории — КЗ = 0,9 0,95.

Расчеты числа, мощности трансформаторов цеховых ТП сведен в таблицу 2.1

Таблица 2.1 — Число, мощность трансформаторов цеховых ТП

По полученной таблице можно сделать вывод, что данный вариант экономически не целесообразен: такое количество трансформаторов с разной мощностью, обязывает на предприятии иметь большой трансформаторный парк, что приводит к большим, не обязательным затратам. Выход из данной ситуации таков, не обходимо мелкие потребители запитывать от одной ТП.

Оптимальный вариант:

ТП № 1:

Выбираем двухтрансформаторную ТП, т.к. у данной группы цехов (1,2) есть потребители с 1 категорией надежности, данная подстанция находится на территории насосной станции, данный цех не взрывоопасен своим технологическим процессом, поэтому на ТП№ 1 применяем масляные трансформаторы марки ТМ-400.

ТП№ 2, ТП№ 3, ТП№ 4, ТП№ 5, ТП№ 6:

Выбираем пять двухтрансформаторные ТП, т.к. у данной группы цехов (3,5) есть потребители 1 — ой категории надежности. Устанавливаем на ТП№ 2, ТП№ 3, ТП№ 4, ТП№ 5, ТП№ 6 трансформаторы марки ТСЗ-1600. Эти трансформаторные подстанции находятся на территории цеха стального литья поэтому на ТП№ 2, ТП№ 3, ТП№ 4, ТП№ 5, ТП№ 6 устанавливаем сухие защищенные трансформаторы марки ТСЗ-1600.

ТП№ 7, ТП№ 8, ТП№ 9:

Выбираем три двухтрансформаторные ТП, т.к. у данного цеха (4) есть потребители 1 — ой категории надежности. Устанавливаем на ТП№ 7, ТП№ 8, ТП№ 9 трансформаторы марки ТСЗ-1000. Эти трансформаторные подстанции находятся на территории цеха мелкого литья поэтому на ТП№ 7, ТП№ 8, ТП№ 9 устанавливаем сухие защищенные трансформаторы марки ТСЗ-1000.

ТП№ 10, ТП№ 11, ТП№ 12:

Выбираем три двухтрансформаторные ТП, т.к. у данной группы цехов (6,7) есть потребители 2 — ой категории надежности. Устанавливаем на ТП№ 10, ТП№ 11, ТП№ 12 трансформаторы марки ТМЗ-1000. Эти трансформаторные подстанции находятся на территории корпуса вспомогательных цехов, данное здание не взрывоопасно по своим технологическим процессам, поэтому на ТП№ 10, ТП№ 11, ТП№ 12 применяем масляные трансформаторы.

В итоге после определения оптимального варианта на территории предприятия устанавливается двенадцать ТП, и один РП в цехе № 3. Установка РП на территории предприятия позволяет нам избавиться от лишней прокладки силовых кабелей, тем самым уменьшить экономические затраты.

3 Выбор схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанции предприятия

Величина напряжения питания главной понизительной подстанции предприятия определяется наличием конкретных источников питания, уровнями напряжения на них, расстоянием от ГПП до этих источников, возможностью сооружения воздушных или кабельных линий для передачи электроэнергии и другими факторами.

Для выбора оптимального варианта внешнего электроснабжения, прежде всего, определим величину рационального напряжения:

(3.1)

где — длина питающей ГПП линии; - расчетная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения ГПП.

Расчетная (максимальная) нагрузка предприятия:

(3.2)

где — расчетная активная низковольтная нагрузка всех цехов; - расчетная активная высоковольтная нагрузка предприятия; - расчетная активная нагрузка предприятия; - суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых ТП.

Потери активной мощности в трансформаторах цеховых ТП находим приближенно по формуле

(3.3)

где — количество трансформаторов на ТП; - номинальная мощность трансформатора цеховой ТП.

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

Найдем суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых ТП:

Определим расчетную нагрузку предприятия:

.

Рассчитаем величину рационального напряжения:

.

Выбираем в соответствии с напряжение внешнего электроснабжения 110 кВ.

Полная расчетная нагрузка предприятия, необходимая для выбора силовых трансформаторов ГПП, находится приближенно по формуле

(3.4)

где — экономически целесообразная реактивная мощность на стороне высшего напряжения ГПП, потребляемая предприятием из энергосистемы.

где — коэффициент реактивной мощности, находится из таблицы 3.1.

Таблица 3.1 — Коэффициент реактивной мощности

Рассчитаем полную расчетную нагрузку предприятия:

С учетом наличия потребителей 1-й и 2-й категории выбираем двухтрансформаторную ГПП без резервирования по стороне низшего напряжения. Допустимая номинальная мощность каждого трансформатора с учетом допустимой перегрузки в аварийном режиме определяется по выражению:

где — коэффициент участия в нагрузке предприятия потребителей 1-й и 2-й категории, для ГПП принимают равным 0,75…0,85; - коэффициент приближенной допустимой аварийной перегрузки трансформатора.

Применительно к полученному значению по шкале мощностей силовых трансформаторов выбираем не менее двух ближайших и больших по мощности трансформаторов из условия:

. (3.5)

Для дальнейшего рассмотрения принимаем трансформаторы мощностью 25 МВА и 40 МВА.

Выбираем трансформаторы марок: ТРДН-25 000/110/10 и ТРДН — 40 000/110/10.

Рассмотрим вариант ГПП с трансформаторами типа ТРДН — 25 000/110/10, каталожные данные которых представлены в таблицу 3.2.

Таблица 3.2 — Каталожные данные силового трансформатора ТРДН 25 000

Для двухобмоточных трёхфазных трансформаторов с расщепленной обмоткой приведенные потери мощности определяются из выражения:

коэффициенты загрузки обмоток трансформатора:

Приведенные потери активной мощности трансформатора в режиме холостого хода (х.х.):

=кВт, где

Приведенные потери активной мощности к.з. соответствующих обмоток трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения:

, , (3.6)

где потери активной мощности к.з. соответствующих обмоток трансформатора при 100% их загрузки определяются из выражения:

а потери реактивной мощности соответствующих обмоток трехфазного трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения в режиме к.з. (квар) из выражений

где ,

.

На основании годовых графиков нагрузки определяются потери электроэнергии в трансформаторах по формуле:

(3.7)

где — порядковый номер ступени графика нагрузки, i = 1, 2, 3… k (ступени нагрузки целесообразно определять по графику загрузки обмотки высшего напряжения трансформатора);

— число трансформаторов ПС, находящихся в работе на i-ой ступени годового графика нагрузки, причем определенные с учетом значения экономической нагрузки Sэ. пс ;

Для группы параллельных трансформаторов (автотрансформаторов) определяется экономическая нагрузка Sэ, ниже которой целесообразно отключать один из параллельно работающих трансформаторов (автотрансформаторов) для неответственных потребителей.

Экономическая нагрузка трансформаторов (автотрансформаторов) для подстанций:

. (3.8)

Расчетные данные по потерям электроэнергии в трансформаторах сведены в табл. 3.3.

Таблица 3.3 — Потери электроэнергии в трансформаторе ТРДН 25 000/110/10

Стоимости годовых потерь электроэнергии в трансформаторах:

руб, где — годовые потери электроэнергии в трансформаторах, кВт•ч.

По известным годовым графикам (рисунок 3.1) и по продолжительности для заданных потребителей Pin (t) определяются значения потребляемой электроэнергии для потребителей:

(3.9)

Затем определяется значение продолжительности максимальной годовой нагрузки подстанции

(3.10)

.

— стоимость 1 электроэнергии, руб/, определяется из выражения

где б — основная ставка двухставочного тарифа за 1 кВт договорной мощности;

в — дополнительная ставка двухставочного тарифа за каждый активной энергии, учтённой расчётным счётчиком.

Приведенные затраты:

И0 — годовые отчисления, руб, которые можно определить из выражения трансформатор электрический цех сталелитейный Рисунок 3.1 — Годовой график нагрузки предприятия Рассмотрим вариант ГПП с трансформаторами типа ТРДН — 40 000/110/10, каталожные данные которых представлены в таблице 3.4.

Таблица 3.4

Каталожные данные силового трансформатора ТРДН 40 000

Для двухобмоточных трёхфазных трансформаторов с расщепленной обмоткой приведенные потери мощности определяются из выражения:

(3.11)

где коэффициенты загрузки обмоток трансформатора:

Приведенные потери активной мощности трансформатора в режиме холостого хода (х.х.):

=кВт, где .

Приведенные потери активной мощности к.з. соответствующих обмоток трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения:

, , (3.12)

где потери активной мощности к.з. соответствующих обмоток трансформатора при 100% их загрузки определяются из выражения:

а потери реактивной мощности соответствующих обмоток трехфазного трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения в режиме к.з. (квар) из выражений:

где ,

.

На основании расчетных годовых графиков нагрузки для соответствующих обмоток -,, определяются потери электроэнергии в трансформаторах по:

(3.13)

Экономическая нагрузка трансформаторов (автотрансформаторов) для подстанций:

(3.14)

кВА,

 — коэффициенты загрузки обмоток высшего напряжения двухобмоточного трансформатора на i-ой ступени;

— расчетные мощности нагрузки соответствующих обмоток трансформаторов из графиков на i-той ступени;

— продолжительность нахождения нагрузки Si на i-ой ступени.

Расчетные данные по потерям электроэнергии в трансформаторах сведены в таблицу 3.5.

Таблица 3.5 — Потери электроэнергии в трансформаторе ТРДН 40 000/110/10

Стоимости годовых потерь электроэнергии в трансформаторах:

руб, где — годовые потери электроэнергии в трансформаторах, кВт•ч;

Приведенные затраты:

где K — капитальные затраты на оборудование ПС (учитывается только стоимость трансформаторов), руб;

ЕН — нормативный коэффициент дисконтирования;

И — годовые эксплуатационные издержки, руб;

И0 — годовые отчисления, руб, которые можно определить из выражения руб.

где рсум — суммарный коэффициент отчислений, для силового оборудования 35−150 кВ: рсум =0,094;

По наименьшей сумме приведённых затрат принимаем для установки на ГПП два трансформатора ТРДН-25 000/110/10.

4. Компенсация реактивной мощности в электрических сетях промышленного предприятия

Электрическая сеть промышленного предприятия представляет собой единое целое, и правильно выбрать средства компенсации для сетей напряжением до 1000 В и выше можно только при совместном решении задачи выбора всех элементов сети (трансформаторов, токопроводов источников реактивной мощности (ИРM) и т. д.)

Выбор типа, мощности, места установки и режима работы компенсирующих устройств (КУ) должен обеспечивать наибольшую экономичность при соблюдении технических требований: допустимые пределы напряжений в питающих и распределительных сетях; допустимые токовые нагрузки элементов сетей; режим работы источников РМ в заданных пределах; необходимый резерв РМ в узлах сети; статическая устойчивость работы сетей и электроприемников.

Критерием экономичности является минимум приведенных затрат на установку компенсирующих устройств и дополнительного оборудования (коммутационных аппаратов, устройств регулирования и т. п.); на оборудование трансформаторных подстанций; на сооружения питающей и распределительной сетей; на снижение потерь электроэнергии, активной и реактивной мощности в питающей и распределительной сетях вследствие уменьшения токовых нагрузок средствами компенсации.

4.1 Расчет и выбор КУ для ТП группы цехов сталелитейного завода

Для группы литейных цехов машиностроительного завода предприятия известны значения активных и реактивных расчетных мощностей и который определяется по годовому графику нагрузки. Для литейной промышленности в машиностроении от расчетного максимума, значения Рр, Qp, Qmin приведены в таблице 4.1:

Таблица 4.1 — Значения расчётных мощностей

Потери в трансформаторах:

; (4.1)

(4.2)

кВт;

квар.

Расчетная нагрузка корпуса с учетом потерь в трансформаторах:

; (4.3)

; (4.4)

1. Экономически обоснованные значения реактивной мощности в часы максимума энергосистемы:

Для цеха мелкого литья:

(4.5)

(4.6)

где .

;

Из-за пониженного напряжения в часы максимальных нагрузок принимаем меньшее из значений:

Для цеха мелкого литья:

2. Экономически обоснованные значения реактивной мощности в режиме наименьших нагрузок:

Для цеха мелкого литья:

(4.7)

где ;

; (4.8)

;

Из-за повышенного напряжения в часы минимальных нагрузок принимаем значение мощности:

Для цеха мелкого литья:

.

3. Суммарная мощность компенсирующих устройств:

Для цеха мелкого литья:

(4.9)

; (4.10)

;

.

Расчетные данные по участкам цехов сведены в таблицу 4.2 и таблицу 4.3

Таблица 4.2 — Расчётные данные

Таблица 4.3 — Расчётные данные

На основании полученных расчетов можно определить что, все КУ должны быть регулируемые.

Реактивная мощность, которая должна быть передана из сети 6/10 кВ в сеть напряжением до 1кВ и не должна компенсироваться:

; (4.11)

.

Реактивная мощность, которая может быть передана из сети 6/10 кВ в сеть напряжением до 1кВ:

; (4.12)

.

Мощность КУ, устанавливаемых на стороне до 1кВ:

; (4.13)

.

Мощность КУ, которые могут быть установлены на стороне 6/10 кВ:

(4.14)

.

Так как QКУ. в>800квар, то установка БК на стороне 6/10кВ целесообразна.

Результаты расчета сведены в таблицу 4.4

Таблица 4.44 — Установка БК 6/10 кВ

На основании полученных расчетов можно определить что компенсация реактивной мощности по низкой стороне не целесообразна. Компенсация реактивной мощности ведется только по высокой стороне, кроме цехов 1 и 2, компенсация РМ для ДСП цеха 3 (Цех стального литья) ведется с использованием быстродействующих статических тиристорных компенсаторов. Распределение БК по цеховым ТП приведено в таблице 4.5

Таблица 4.5- Распределение БК по цеховым ТП

4.2 Расчет рабочих токов в СЭС промышленного предприятия с учетом компенсации РМ

Применение КУ позволяет снизить реактивную составляющую рабочих токов что позволяет разгрузить линию электропередачи или уменьшить сечение проводов или кабелей. Проведем перерасчет реактивной, полной мощности и рабочих токов, с учетом компенсации РМ, в элементах СЭСПП.

Для цеха стального литья:

; (4.15)

; (4.16)

;

; (4.17)

Результаты расчета сведены в таблицу 4.6

Таблица 4.6 — Перерасчёт реактивной, полной мощности и рабочих токов

5 Выбор марок и сечений кабелей

5.1 Расчет кабелей по длительно допустимому току и экономической плотности тока

По территории промышленного предприятия проложены в различных кабельных сооружениях высоковольтные кабели 10 кВ. Помещения предприятия не относятся к взрывоопасным, кабели прокладываются по технологическим эстакадам и кабельным лоткам. Так как в земле протекают слабые блуждающие токи и есть растягивающие усилья в грунте, а так же средняя коррозийная активность грунта то силовые кабели прокладываются по технологическим эстакадам и не могут быть подвержены механическим повреждениям в процессе эксплуатации, то руководствуясь рекомендациями ПУЭ, рассматриваем к применению следующие марки кабелей: С бумажной пропитанной изоляцией в металлической оболочке: ААШв; С пластмассовой и резиновой изоляцией и оболочкой: АВВБГ, АВВБбГ, АВРБГ, АНРБГ, АПсВБГ, АПвсБГ, АВАШа. Так как продолжительность максимальной годовой нагрузки более 5000 ч () то экономическая плотность тока для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией в металлической оболочке с алюминиевыми жилами Jэк=1,2, а для кабелей с пластмассовой и резиновой изоляцией и оболочкой с алюминиевыми жилами Jэк=1,6. Поправочный коэффициент на температуру окружающей среды при температуре окружающего воздуха 21,8 равен 1,04. Поправочный коэффициент на рядом положенные кабели: для участка от ГПП до цехов 1,2,4 (Циркуляционная насосная, Градирня, Цех мелкого литья) и 6,7 (Ремонтно-механический цех, Корпус вспомогательных цехов) равен 0,68. Для прокладки по территории ПП, выбираем бронированные кабели с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией, по технико-экономическим соображениям. Кабельная линия к РП1

1) по длительно-допустимому току

; (5.1)

;

;

2) по экономической плотности тока

; (5.2)

.

Выбираем кабель марки АВВБГ 3×185,, .

Результаты расчета сведены в таблицу 5.1

Таблица 5.1 — Марки и сечения кабелей применяемые на производстве

6. Расчет токов коротких замыканий

6.1 Расчет токов коротких замыканий на ГПП

В данном пункте рассмотрим расчет токов трехфазного короткого замыкания напряжением выше 1 кВ.

При расчетах токов к.з. допускается не учитывать:

— сдвиг по фазе ЭДС различных синхронных машин и изменение их частоты вращения, если продолжительность к.з. не превышает 0,5 с.;

— ток намагничивания силовых трансформаторов и автотранс-форматоров;

— насыщение магнитных систем электрических машин;

— поперечную емкость воздушных линий электропередачи напряжением 110 — 220 кВ, если их длина не превышает 200 км, и напряжением 330 — 500 кВ, если их длина не превышает 150 км;

— влияние активных сопротивлений различных элементов исходной расчетной схемы на амплитуду периодической составляющей тока к.з., если активная составляющая результирующего эквивалентного сопротивления расчетной схемы относительно точки к.з. не превышает 30% от индуктивной составляющей результирующего эквивалентного сопротивления.

Расчетная схема и схема замещения приведена на рисунке 6.1.

Расчет сопротивлений схемы замещений:

; (6.1)

; (6.2)

; (6.3)

(6.4)

где =1,3125%, 18,375%, .

Рисунок 6.1 — Расчетная схема (а) и схема замещения (б)

Короткое замыкание в точке К1. Результирующее сопротивление до точки К1: .

Базисный ток:

; (6.5)

5,02 кА.

Начальное действующее значение периодической составляющей тока к. з

; (6.6)

кА.

Ударный ток к.з. следует определять по формуле:

(6.7)

где =1,8 -ударный коэффициент.

кА.

Короткое замыкание в точке К2 и К3. Результирующее сопротивление до точки К2:

.

Базисный ток

55 кА.

Начальное действующее значение периодической составляющей тока к. з

кА.

Ударный ток к.з. следует определять по формуле:

кА, где =1,9 — ударный коэффициент.

6.2 Расчет токов коротких замыканий на отходящих от ГПП линиях

В данном пункте рассмотрим расчет токов трехфазного короткого замыкания напряжением на отходящих линиях. Так как активная составляющая результирующего эквивалентного сопротивления расчетной схемы относительно точки к.з. составляет более 30% от индуктивной составляющей результирующего эквивалентного сопротивления, то учитываем его в расчетах.

Короткое замыкание в КЛ к РП1. Результирующее сопротивление до точки К1:

; (6.8)

; (6.9)

;

;

Начальное действующее значение периодической составляющей тока к. з

кА.

Ударный ток к.з. следует определять по формуле:

кА, где =1,4 — ударный коэффициент.

Результаты расчета сведены в таблицу 6.1

Таблица 6.1- Расчет токов КЗ

По полученным результатам выбираем оборудование ПП, по условиям термической, динамической стойкости, и рабочим токам.

7. Выбор электрических аппаратов

При выборе аппаратов необходимо учитывать род установки (наружная или внутренняя), загрязненность среды, габариты, вес, стоимость аппарата, удобство его размещения в РУ и др.

Расчетные величины сопоставляются с соответствующими номинальными параметрами аппаратов, выбираемых по каталогам и справочникам.

7.1 Выбор выключателя на 110 кВ

Предварительно выбираем элегазовый выключатель ВЭБ-110 и проверяем его по следующим параметрам:

1) номинальному напряжению — ;

2) номинальному току ;

3) отключающей способности:

а) на симметричный ток отключения -;

б) на отключение апериодической составляющей тока к.з. ;

(7.1)

4) предельному сквозному току к.з. — на электродинамическую стойкость:

5) тепловому импульсу — на термическую стойкость:

. (7.2)

Производим проверку по каждому параметру:

Расчетные токи продолжительного режима с учетом 40% перегрузки:

.

Термическая стойкость с продолжительностью к.з. с. составляет:

.

Максимальное значение апериодической составляющей тока к.з. для =0,01+0,04=0,05 с, определяется по формуле:

кА.

Все каталожные и расчетные величины сведены в таблицу 7.1.

Таблица 7.1- Расчетные и каталожные данные выключателя

ВЭБ-110−40/4000У1 — выключатель элегазовый бакового типа производства закрытого акционерного общества «Энергомаш». В выключателе ВЭБ-110 использован самокомпрессионный принцип гашения дуги, что сделало возможным снизить необходимую для коммутаций энергию привода. Пружинный привод с цельнолитым компактным корпусом, который не требует техобслуживания, экономичен, и имеет длительный срок службы. Гарантируемый уровень утечки элегаза ниже 0,5% в год.

7.2 Выбор разъединителей

Предварительно выбираем разъединитель РНДЗ-2−110/630У1 с приводом ПВ-20У2 и проверяем его по следующим параметрам:

1) номинальному напряжению — ;

2) номинальному току ;

3) электродинамической стойкости — ;

4) термической стойкости — ;

5) конструкции, роду установки.

Производим проверку по каждому параметру:

Расчетный ток продолжительного режима с учетом 40% перегрузки:

Термическая стойкость с продолжительностью к.з. с.

Все каталожные и расчетные величины сведены в таблицу 7.2.

Таблица 7.2 — Расчётные и каталожные данные разъединителя

7.3 Выбор трансформаторов тока

Предварительно выбираем трансформатор тока ТВТ-110−600/5-У2 и проверяем его по следующим параметрам:

1) номинальному напряжению — ;

2) номинальному длительному току — ;

3) электродинамической стойкости — ,

где Кэд — кратность электродинамической стойкости трансформатора тока;

4) термической стойкости — ;

где КТ — кратность термической стойкости трансформатора тока;

5) конструкции и классу точности;

6) вторичной нагрузке — ,

где Z2ном — номинальное полное сопротивление нагрузки вторичной обмотки трансформатора тока в выбранном классе точности; Z2 — вторичная нагрузка трансформатора тока.

Производим проверку по каждому параметру:

Расчетный ток продолжительного режима с учетом 40% перегрузки:

Все каталожные и расчетные величины сведены в таблицу 7.3.

Таблица 7.3 — Каталожные и расчётные данные трансформатора тока

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока.

Контроль за работой двухобмоточного трансформатора ведут с помощью приборов, которые устанавливаются на ПС на стороне ВН: амперметр.

Таблица 7.4 -Измерительное оборудование на стороне ВН

Сопротивление приборов:

Ом Ом

Принимая длину соединительных проводов 40 м с медными жилами, определяем сечение.

; (7.3)

где — расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока. Принимаем стандартное сечение 2,5 мм² .

7.4 Выбор оборудования на стороне НН

Для удобства эксплуатации и ремонта РУ низкого напряжения выполняются закрытого типа с использованием комплектных распределительных устройств.

Выбор оборудования на 10 кВ выполняется совместно с выбором типа КРУ. Предварительно выбираем ячейки КРУ типа К-59, номинальные данные сведены в таблицу 7.5

Таблица 7.5 Номинальные данные ячейки типа К-59

Проверка выключателей и трансформаторов тока, установленных в ячейках КРУ К-59.

Расчетный ток:

Термическая стойкость с продолжительностью к.з. с.

Расчётные и каталожные данные выключателя и трансформатора тока сведены в таблицы 7.6 и 7.7.

Таблица 7.6- Каталожные и расчётные данные выключателя

Таблица 7.7 — Каталожные и расчётные данные трансформатора тока

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока. (таблица. 7.8). Общее сопротивление приборов фазы А:

Ом.

Сопротивление контактов =0,1 Ом, тогда сопротивление проводов

Ом.

Таблица 7.8 -Измерительное оборудование на стороне НН

Принимая длину соединительных проводов 10 м с медными жилами, определяем сечение где — расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформато-ров тока.

Принимаем стандартное сечение 2,5 мм² .

В ячейке КРУ устанавливаем трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.09, к которому присоединяются измерительные приборы и приборы контроля изоляции.

Подсчет нагрузки приведен в таблице 7.9

Таблица 7.9- Расчёт нагрузки

Выбранный трансформатор ЗНОЛ.09 имеет номинальную мощность 75 В· А в классе точности 0,5, необходимом для присоединения счетчиков. Таким образом,, трансформатор будет работать в выбранном классе точности.

Выбор выключателя нагрузки. Устанавливается на КТП, предназначен для коммутации рабочих токов и заземления отключенных элементов, оснащен предохранителями для защиты от токов КЗ. Для рассмотрения принимаем выключатель нагрузки ВНА-Л-10/400−20з У2

Таблица 7.10 — - Каталожные и расчётные данные выключателя нагрузки

Выключатель нагрузки выбран для элемента с самыми большими рабочими токами и токами КЗ. И удовлетворяет всем требованиям. По этому, устанавливается так же на всех других элементах.

8. Релейная защита и автоматика

8.1 Расчет токов короткого замыкания

Питающая система задается мощностью короткого замыкания на шинах ГПП, по которой определяется сопротивление системы.

;

.

Сопротивление ВЛ:

.

Сопротивление трансформатора определяется по напряжению КЗ и номинальной мощности:

.

Суммарное сопротивление до места КЗ:

.

Трехфазный ток КЗ при внешнем КЗ определяется по формуле:

.

Для определения тока КЗ на любой ступени трансформатора необходимо найденное значение привести к напряжению ступени:

Ом, где — половина полного (суммарного) диапазона регулирования напряжения.

Вычисление максимального тока КЗ следует произвести при наименьшем сопротивлении питающей сети и в максимальном режиме системы. Значение тока КЗ на стороне ВН трансформатора при внешнем КЗ:

Вычисление минимального тока КЗ следует производить при наибольшем сопротивлении питающей сети в минимальном режиме системы:

Результаты расчёта токов трёхфазного КЗ сведены в таблицу 8.1

Таблица 8.1- Расчёт токов трёхфазного КЗ

8.2 Выбор трансформаторов тока

Проверка ТА для защиты трансформатора 25 МВА.

Таблица 8.2 — Расчет параметров ТТ

8.3 Расчет дифференциальной токовой защиты трансформаторов

8.3.1 Расчёт дифференциальной защиты с реле РНТ — 565

Продольная дифференциальная защита выполняется на всех трансформаторах мощностью 6,3 МВА и выше, работающих одиночно (мощностью 4 МВА и выше, работающих параллельно). Трансформаторы тока для продольной дифференциальной защиты должны устанавливаться со всех сторон защищаемого трансформатора, трансформаторы тока со стороны ВН должны соединяться в треугольник, а со стороны НН должны соединяться в звезду.

Расчёт дифференциальной токовой защиты трансформатора с реле РНТ 565 сведен в таблицу 8.3.

Таблица 8.3- Расчёт дифференциальной токовой защиты с РНТ- 565

Полученное значение коэффициента чувствительности оказалось ниже допустимого (в соответствии с ПУЭ), поэтому переходим к расчёту защиты, выполненной с реле серии ДЗТ-11.

8.3.2 Расчёт дифференциальной защиты с реле ДЗТ — 11

Реле ДЗТ-11 наряду с уравнительными и рабочей обмотками имеет тормозную обмотку, которая наматывается на том же НТТ. Тормозная обмотка включается со стороны силового трансформатора, на которой при внешнем КЗ в реле протекают наибольшие токи небаланса. Расчёт дифференциальной токовой защиты трансформатора с реле ДЗТ — 11

Таблица 8.4 — Расчёт дифференциальной токовой защиты с ДЗТ- 11

8.4 Расчёт максимальной токовой защиты трансформаторов

На двухобмоточных понижающих трансформаторах защита устанавливается со стороны источника питания, тогда в зону её действия попадет и сам трансформатор.

Коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,5 при КЗ на шинах. При недостаточной чувствительности токовая защита дополняется «пуском по напряжению», применяется комбинированная МТЗ.

Таблица 8.5 — Расчет МТЗ от перегрузки, уставок реле обдувки и реле токовой блокировки регулятора трансформаторов

8.5 Расчет МТЗ на секционных выключателях

Таблица 8.6 — Расчет уставок МТЗ на секционных выключателях

Заключение

На основании приведённых расчётов и картограммы электрических нагрузок, было выбрано место расположение главной понизительной подстанции, класс напряжения питающей ее, силовое и коммутационное оборудование установленное на ней, измерительные трансфоматоры тока и напряжения. Для установки на ГПП, с учетом электрической нагрузки предприятия и ее годового графика, было выбрано два трансформатора класса ТРДН-25 000/110/10, что удовлетворяет условиям надежности и минимума приведенных затрат. Была разработана схема электроснабжения группы цехов сталелитейного завода. На стороне ВН выбраны выключатели бакового типа производства фирмы ЗАО «Энергомаш» ВЭБ-110, встроенные трансформаторы тока ТВТ-110−600/5-У2, разъединители РНДЗ-2−110/630У1, на стороне НН к установке принято 42 ячейки КРУ типа К-59. На цеховых ТП по высокой стороне стоят, выключатели нагрузки с заземляющими ножами, типа ВНА-Л-10/400−20з У2. Рассчитана РЗ ГПП и отходящих от нее линий, для дифференциальной защиты трансформатора, принимаем к установке реле типа ДЗТ-11. Кроме этого, для защиты секционных выключателей, трансформаторов, линий — применяем МТЗ с независимой выдержкой времени. Можно сделать вывод о решении поставленной задачи. Т.к. спроектированная система электроснабжения удовлетворяет всем стандартам и нормам.

Список использованных источников

1. Правила устройств электроустановок (ПУЭ). С.Пб.: Энергоатомиздат, 2002.

2. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок и потребителей. М.: Энергоатомиздат, 1990.

3. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования: РД 153−34.0−20.527−98/ под ред. Б. Н. Неклепаева. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006.

4. Кудрин, Б. И. Электроснабжение промышленных предприятий: учебник для вузов / Б. И. Кудрин. — М.: Интермет Инжиниринг, 2005.

5. Свирен, С. Я. Электрические станции и подстанции: пособие по дипломному проектированию/ С. Я. Свирен — М.: Интермет Инжиниринг, 1990.