Особенности электроснабжения завода

• Введение
• 1. Общая часть
• 1.1 Определение расчетных нагрузок
• 1.2 Компенсация реактивной мощности
• 1.3 Картограмма нагрузок. Определение места расположения ГПП
• 1.4 Выбор силовых трансформаторов ГПП и цеховых ТП
• 1.5 Выбор схемы внешнего электроснабжения
• 1.6. Выбор схемы внутреннего электроснабжения
• 1.7 Расчет токов короткого замыкания
• 1.8 Выбор и проверка электрических аппаратов
• 1.9 Расчет заземляющих устройств
• 2. Специальная часть
• 2.1 Релейная защита
• 2.1.1 Выбор типа релейной защиты
• 2.1.2 Расчет и выбор аппаратов релейной защиты
• 2.2 Автоматика в системах электроснабжения
• 2.3 Автоматизация работы статистических конденсаторов
• 3. Мероприятия по технике безопасности
• 3.1 Мероприятия по технике безопасности при обслуживании цеховых ТП
• 3.2 Мероприятия по противопожарной технике и охране окружающей среды
• Список использованных источников

Электроэнергетика — основа развития экономики. В ее состав входят электростанции, высоковольтные линии электропередач (ЛЭП), подстанции, распределительные сети. Большую часть электроэнергии (66%) вырабатывают тепловые электростанции. Самые мощные из них расположены в Донбассе (Старобешевская, Луганская, Славянская, Кураховская и др.) С работой ТЭС связано значительное загрязнение окружающей среды.

Атомная энергетика Украины представлена такими действующими мощными атомными электростанциями, как Запорожская, Ровенская, Хмельницкая и Южно-Украинская. Они производят 26% электроэнергии страны. Как правило, АЭС строится в районах с дефицитом топливных ресурсов. В зонах радиоактивного загрязнения от действующих АЭС может оказаться более 45% территории Украины, вот почему дальнейшее развитие атомной энергетики в Украине проблематично. В последнее время интенсивно используются нетрадиционные источники энергии. Первая в мире ветроэлектростанция сооружена в Крыму в 1931 г., здесь же была построена первая солнечная электростанция. В незначительном количестве используется геотермальная энергия для обогрева жилищ и в бальнеологии (Сакско-Евпаторийские курорты) и для обогрева теплично-парниковых хозяйств (Присивашье). Перспективными районами создания ГеоГЭС является Закарпатье и Крым.

Проблемы и перспективы развития:

1. Замена отработавшего свой срок энергетического оборудования.

2. Обеспечение в полных объемах всех электростанций области.

3. Уменьшение выбросов в атмосферу вредных веществ путем внедрения эффективных и экономически оправданных средств.

4. Экономия электрической и тепловой энергии во всех сферах

5. человеческой деятельности.

1. Общая часть

1.1 Определение расчетных нагрузок

Расчетные активные нагрузки можно определить, используя метод упорядоченных диаграмм (метод коэффициента максимума).

При числе электроприемников в группе, равным четырем и более, допускается принимать n_э равным действительному электроприемников n при условии, что отношение номинальной мощности наибольшего приемника к номинальной мощности наименьшего приемника меньше трех.

(1)

где m — модуль;

Р_макс — номинальная мощность наибольшего приемника, кВт;

Р_мин — номинальная мощность наименьшего приемника, кВт;

В соответствии практикой проектирования примем в нашем случае n_э=n.

Расчетный максимум нагрузки для приемников с практически постоянным графиком (величина К_м принимается равной единице) определяем по средней мощности нагрузки за наиболее загруженную смену.

Р_р = К_м · Р_см (2)

Р_см = К_и· Р_н,, (3)

Р_n = Р_мах · n (4)

где Р_р — максимальная расчетная мощность, кВт;

К_{м -} коэффициент максимума по [7, с11, табл.24−1];

Р_{см -} расчетная активная нагрузка приемников, кВт;

К_{и. -} коэффициент использования;

Р_{н -} номинальная мощность электроприемников, кВт;

n — количество электроприемников в группе.

Рассчитаем среднюю активную мощность за наиболее загруженную смену для каждого вида электроприемников по (3):

Р_см1 = 0,25 • 520 = 130 кВт; Р_см2 = 60кВт;

Р_см3 = 306 кВт; Р_см4 = 84 кВт;

Поскольку, эффективное число приемников принято равным реальному числу приемников в каждой группе и коэффициент использования определен в задании, значения коэффициента максимума для каждой группы определяем по таблице из [7, с11, табл.24−1].

К_м1 = 1,16 К_м2 = 1,37, К_м3 = 1,21 К_м4 = 1,51

Расчет активной нагрузки для каждого вида электроприемников определяем по (2):

Р_р1 = 1,16 • 130 = 151 кВт; Р_р2 = 73 кВт;

Р_р3 = 419 кВт; Р_р4 = 127 кВт;

Суммарная расчетная активная нагрузка цеха № 1:

Р_р = Р_р1 + Р_р2 + Р_р3 + Р_р4 + Р_р5 (5)

Отсюда по (5):

Р_р = 151+419+73+127 = 770 кВт;

Расчет реактивной максимальной мощности группы приемников с различными режимами работы за наиболее загруженную смену производится по формуле

Q_м = К_м · Q_см, (6)

где Q_м — максимальная реактивная мощность, кВАр; Q_см — расчетная реактивная нагрузка приемника, кВАр. Рассчитаем расчетную реактивную нагрузку для каждой группы электроприемников по (6):

Q_см1 = 130•1.73=225 кВАр; Q_см2 = 53 кВАр

Q_см3 = 407 кВАр; Q_см4 = 52 кВАр

Определим расчетную реактивную нагрузку для каждой группы электроприемников. В соответствии с практикой проектирования в зависимости от n_э принимают:

Q_р = Q_см, (7)

Исходя из выше указанного в (7) рассчитаем реактивную нагрузку:

Q_р1 = Q_см1 = 225 кВАр; Q_р2 = Q_см2 • 1,1 = 448 кВАр;

Q_р3 = Q_см3 = 53 кВАр; Q_р4 = Q_см4 • 1,1 = 57 кВАр;

Суммарная расчетная реактивная нагрузка цеха № 1:

Q_р = Q_р1 + Q_р2 + Q_р3 + Q_{р4 (}8)

Отсюда по (8):

Q_р = 225+448+53+57 = 783 кВАр;

Теперь можем рассчитать полную мощность S_p для каждой группы электроприемников и суммарную расчетную нагрузку цеха № 1:

(9)

где S_p — полная расчетная мощность приемников, кВА;

Р_р — активная расчетная мощность электроприемников, кВт;

Q_р — реактивная расчетная мощность электроприемников, кВАр;

Исходя из (1.9), получим следующие результаты расчета:

а) полная расчетная мощность по группам электроприемников:

кВА;

кВА; кВА; кВА

б) полная расчетная мощность по цеху № 1: кВА

Теперь мы можем определить токи для каждой группы электроприемников и цеха № 1 в целом по формуле:

(10)

где I_p — ток отдельной группы электроприемников, А.

Применив для расчета (10) получим:

А ,

Результаты расчета нагрузок по цеху № 1 сведем в таблицу 1.

Таблица 1 — Сводная таблица расчета нагрузок по цеху 1

Расчет нагрузок по заводу в целом выполняется на основании расчета нагрузок по каждому цеху отдельно и суммарных нагрузок по заводу.

Расчет нагрузок по цеху № 1 выполнен. Значения нагрузок для цеха № 1 берем из таблицы 1.

Нужно рассчитать полную и реактивную нагрузки остальных цехов. Значения их активной нагрузки P_p и Cosц определены в задании.

Определим полную расчетную нагрузку цехов №№ 2,3,4,5,6. Полная нагрузка цеха определяется по формуле:

(11)

где S_р — полная нагрузка цеха, кВА;

Р_рi — активная нагрузка цеха, кВт;

Исходя из формулы (1.11) получаем:

кВА; кВА;

кВА; кВА; кВА.

Определим реактивную расчетную нагрузку цехов №№ 2,3,4,5,6. Она определяется по формуле:

(12)

где Q_p — реактивная расчетная нагрузка цеха, кВАр;

Р_p — активная нагрузка цеха, кВт.

Для выполнения расчета, значения tgц определим, используя основные тригонометрические тождества

; ;;; ;

Используя (12) выполним расчет реактивных нагрузок по цехам:

Q_p2 = 1320 кВАр; Q_p3 = 1540 кВАр;

Q_p4 = 1496 кВАр; Q_p5 = 1134 кВАр, Q_p6 = 825 кВАр Теперь определим расчетную активную Р_{р. з}, реактивную Q_{р. з.} и полную S_{р. з.} нагрузки по заводу без учета потерь в трансформаторах. Это можно выполнить, используя следующие формулы:

Р_{р. з.} = ? Р_{р. ц} (13)

где Р_{р. ц. -} активная нагрузка цеха, кВт;

Q_{р. з.} = ? Q_{р. ц}, (14)

где Q_{р. ц. -} реактивная нагрузка отдельного цеха кВАр

(15)

По (13), (14), (15) получим следующие расчетные данные:

а) расчетная активная нагрузка по заводу:

Р_{р. з.} = 770 + 1500 + 2200 + 1700 + 1400 + 1500 = 9070 кВт б) расчетная реактивная нагрузка по заводу:

Q_{р. з.} = 783 + 1320 + 1540 + 1496 + 1134 + 825 = 7098 кВАр в) полная расчетная нагрузка по заводу:

кВА При расчете полных нагрузок по заводу необходимо учитывать потери в трансформаторах. В предварительных расчетах активные и реактивные потери в трансформаторах допустимо определять по приближенным формулам.

Активные потери в трансформаторах? Р_т:.

?Р_т = 0,02· S_{р. з. (}16)

По (16) вычисляем:

?Р_т = 0,02 · 11 517 = 230 кВт Реактивные потери в трансформаторах? Q_т:

?Q_т = 0,1· S_{р. з (}17)

По (17) вычисляем:

?Q_т = 0,1· 11 517 = 1152 кВАр Зная расчетные потери в трансформаторах, можно определить расчетные активную, реактивную и полную нагрузки по заводу с учетом потерь в трансформаторах, используя следующие формулы:

Активная нагрузка:

Р_р = Р_{р. з.} + ?Р_т (18)

Реактивная нагрузка:

Q_р = Q_{р. з.} + ?Q_т (19)

Полная нагрузка:

(20)

По (18), (19), (20) вычисляем:

Р_р = 9070 + 230 = 9300 кВт;

Q_р = 7098 + 1152 = 8250 кВАр;

1.2 Компенсация реактивной мощности

Определим величину потребной мощности компенсирующих устройств, используя формулу:

(21)

где Р_р — активная расчетная мощность завода, цеха, кВт;

— тангенс угла сдвига фаз, соответствующий средневзвешенному коэффициенту мощности;

— тангенс угла сдвига, который должен быть получен после компенсации. Для энергосистемы «Донбассэнерго» он равен 0,05.

По (21) и ниже следующих формул рассчитаем:

кВАр

По [8, с. 231, табл.28−55] выбираем статические конденсаторы УКЛ — 6/10−675 мощностью 675 кВАр каждая:

(22)

По (22) вычислим:

Уточним реактивную мощность с учетом целого числа компенсирующих устройств.

кВАр

Уточним полную расчетную нагрузку завода с учетом компенсации реактивной мощности по формуле:

(23)

По (1.23) вычислим:

кВА

Расчетные нагрузки по цехам и по заводу в целом, без учета потерь в трансформаторах сведем в таблицу 2.

Расчетные нагрузки по заводу в целом, с учетом потерь в трансформаторах и компенсацией реактивной мощности, сведем в табл.3.

Таблица 2 — Расчетные нагрузки по цехам и заводу в целом без учета потерь в трансформаторах

Расчет нагрузок по заводу выполнен. Теперь необходимо в соответствии с ситуационным планом завода определить местоположение главной подстанции завода (ГПП) и трансформаторных подстанций в цехах (ТП). Для этого необходимо построить картограмму нагрузок цехов.

Таблица 3 — Расчетные нагрузки по цехам и заводу в целом с учетом потерь в трансформаторах

1.3 Картограмма нагрузок. Определение места расположения ГПП

Для определения месторасположения ГПП, и ТП при проектировании на ситуационный план предприятия наносим картограмму нагрузок, представленную в графической части проекта на листе 1. Площадь окружности, в выбранном масштабе, равна расчетной нагрузке цеха и определяется по формуле:

(24)

где Р — мощность цеха, кВт;

m — масштаб для определения площади окружности;

принимаем m = 0,1;

r — радиус окружности, мм.

Выполнив преобразование (24) найдем радиус:

. (25)

Если провести аналогию между массами тел и электрическими нагрузками цехов, то координаты центра тяжести завода, точки x₀ и y₀, можно определить по формулам:

(26)

(27)

Вычислим радиусы окружностей по (25):

мм; мм;

мм; мм

мм; мм

Определим координаты центров нагрузок каждого цеха по картограмме с помощью линейки.

Сведем данные по расчету радиусов и координат центров нагрузок по цехам в таблицу 4.

Таблица 4 — Координаты центров нагрузок цехов

Теперь по (26) и (27) можно рассчитать координаты центра нагрузок завода и определить месторасположение ГПП на ситуационном плане завода, который находится в графической части курсового проекта лист № 1.

мм мм

1.4 Выбор силовых трансформаторов ГПП и цеховых ТП

Выбор величины рационального напряжения ГПП должен удовлетворять уровню стандартного напряжения, при котором система энергоснабжения завода имеет минимально возможные годовые затраты.

Выбираю внутрицеховое место установки КТП. В этом случае не требуется отдельного помещения, и ограждение выполняется простой сеткой.

При питании потребителей I категории (цеха № 1,2) от одной подстанции для обеспечения надежности необходимо иметь минимум по одному трансформатору на каждой секции шин.

Потребители II категории (цеха № 3,4,5) должны быть обеспечены резервом, вводимым автоматически или действиями дежурного персонала. На основании выше изложенного выбираю ГПП и ТП с числом трансформаторов по 2.

Выбор номинальной мощности трансформатора для ГПП и для ТП определим по расчетной нагрузке за наиболее загруженную смену по формуле:

(28)

где S_нт — расчетная нагрузка трансформатора, кВА

S_р — полная расчетная мощность завода или отдельного цеха, кВА;

N — число трансформаторов;

К_з — коэффициент загрузки трансформатора.

Производится проверка загрузки трансформаторов при нормальной нагрузке и в аварийных условиях.

К_{з. н. р}=Sр/2S_нт0,7; К_{з. а. р}=Sр/S_нт1,4.

Уточняются потери мощности в трансформаторах

ДР_т=ДР_хх+К_з²ДР_кз

По расчетной мощности определяется необходимая мощность трансформаторов

S_нт11098*0,7=769кВА; S_нт21400кВА;

S_нт3939кВА; S_нт4794кВА; S_нт51257кВА; S_нт61194кВА Для цеховых ТП рекомендуется применение комплектных трансформаторных подстанций КТП с трансформаторами мощностью до 1600кВА, поэтому в цехах № 3 и 4 устанавливаем по две КТП.

Трансформаторы ТCЗ-1000 кВА — это сухие силовые понижающие трехфазные трансформаторы общего назначения мощностью 1000 кВА.

Технические характеристики ТСЗ-1000 кВА. Трансформатор ТСЗ-1000 используется во многих отраслях народного хозяйства, он предназначен для преобразования электрической энергии в электросетях трехфазного переменного тока частотой 50Гц, также трансформатор оборудован защитным кожухом, и имеет степень защиты IP21.

Трансформаторы устанавливаются в промышленных помещениях и общественных зданиях, к которым представляются повышенные требования в части пожаробезопасности, взрывозащищенности, экологической чистоты, обмотки и изоляционные детали активной части трансформаторов выполнены из материалов, не поддерживающих горения.

Трансформаторы имеют высокую надежность, требуют минимальных затрат на обслуживание, экономичны, просты в эксплуатации.

Производится проверка загрузки трансформаторов при нормальной нагрузке

К_{з. н. р1}=S_р1/2S_нт1=1098/ (2*1000) =0,55.

К_{з. н. р2}=S_р2/2S_нт2=2000/ (2*1600) =0,63.

К_{з. н. р3}=S_р3/2S_нт3=2683/ (4*1000) =0,67.

К_{з. н. р4}=S_р4/2S_нт4=2267/ (4*1000) =0,57.

К_{з. н. р5}=S_р5/2S_нт5=1795/ (2*1600) =0,5.

К_{з. н. р6}=S_р6/2S_нт6=1705/ (2*1600) =0,47.

Производится проверка загрузки трансформаторов в аварийных условиях при отключении одного из трансформаторов

К_{з. а. р1}=S_р1/S_нт1=1098/1000=1,09. К_{з. а. р2}=S_р2/S_нт2=2000/1600=1,25.

К_{з. а. р3}=S_р3/S_нт3=2683/2*1000=1,34. К_{з. а. р4}=S_р4/S_нт4=3200/2*1250=1,28.

К_{з. а. р5}=S_р5/S_нт5=2267/2*1000=1,12.

К_{з. а. р6}=S_р6/S_нт6=1705/1600=1,1.

Выбирается трансформатор ГПП По справочнику принимаются 2 трансформатора ТДЦ 10 000/110

ДР_хх=18 кВт; ДР_кз=60 кВт; I_хх=0,9%; U_кз=10,5%

Производится проверка загрузки трансформаторов при нормальной нагрузке

К_{з. н. р}=S_р/2S_нт1=12 432/ (2*10 000) =0, 62

Производится проверка загрузки трансформаторов в аварийных условиях при отключении одного из трансформаторов

К_{з. а. р}=S_р1/S_нт=12 432/10000=1,24

Уточняются потери мощности в трансформаторах Цех № 1 (ТСЗ 1000/10)

ДР_т1=ДР_хх1+К_з1²ДР_кз1=3000+0,3 *11 200=6,36 кВт

ДQ_т1=S _нт1I _хх1/100+К_з1²S _нт1U_кз1/100

ДQ_т1=1000*1,5/100+0,3* 1000 5,5/100=31,5кВАр Цех № 2 (ТСЗ 1600/10) ДР_т2=10,6 кВт ДQ_т2=59,2 кВАр Цех № 3 (ТСЗ 1000/10) ДР_т3=8 кВт ДQ_т3=40 кВАр Цех № 4 (ТСЗ 1000/10) ДР_т4=6,7 кВт ДQ_т4=33 кВАр Цех № 5 (ТСЗ 1600/10) ДР_т5=8,2 кВт ДQ_т5=46 кВАр Цех № 6 (ТСЗ 1600/10) ДР_т6=7,72 кВт ДQ_т6=43,36 кВАр ГПП (ТМН 10 000/110) ДР_{т гпп}=44,6 кВт ДQ_{т гпп}=612кВАр Определяются суммарные потери в трансформаторах

ДР_т = 6,3*2+10,6*2+8*4+6,7*4+8,2*2+7,7*2+44,6*2=213,6кВт

ДQ_т = 31,5*2+59,2*2+40*4+33*4+46*2+43,36*2+612*2=1874кВАр Определяются расчетные нагрузки с учетом уточненных потерь в трансформаторах Активная расчетная нагрузка завода с учетом потерь в трансформаторах

Рр=Рр. з+?Рт=9300 + 213 = 9513 кВт Реактивная расчетная нагрузка завода с учетом уточненных потерь в трансформаторах

Qр=Qр. з+?Qт=8250 + 1874 = 10 124 кВАр.

Полная расчетная нагрузка завода с учетом уточненных потерь в трансформаторах и компенсации реактивной мощности

S" _р==13 892,6кВА После выбора трансформаторов размещаются цеховые ТП и, по возможности, ближе к определенному центру нагрузок, с учетом расположения источника питания, размещается ГПП.

1.5 Выбор схемы внешнего электроснабжения

При выборе схемы внешнего электроснабжения будем учитывать не только технические характеристики оборудования, но и экономические показатели. Для питания завода выберем схему электроснабжения без выключателей на стороне высшего напряжения. Вместо выключателей применим отделитель ОД (QR) и короткозамыкатель КЗ (QH), что уменьшит стоимость установленного электрооборудования.

электроснабжение трансформатор цех релейный Рис. 4. Схема внешнего электроснабжения завода.

Схема выбранного электроснабжения завода представлена в графической части курсового проекта (лист 2).

На основании сравнения вариантов ПУЭ установлены экономические плотности тока, зависящие от материала и конструкции провода и продолжительности включения максимума нагрузки. При этом не учитываются стоимость электроэнергии и величина напряжения линии. Экономически целесообразное сечение:

(33)

где I_{p -} расчетный ток, А; j_э — экономическая плотность тока, определяемая по. Выбранный по экономической плотности ток провода (или жила кабеля) проверяется для аварийного режима и на потери напряжения. Условие проверки по допустимому току:

I_ав = 2•I_p ? I_доп (34)

где I_ав — величина тока в аварийном режиме, А.

ГПП получает от районной подстанции по двум воздушным линиям напряжением 110 кВ.

Шкала стандартных сечений проводов и кабелей

Расчетный ток линии определяется по формуле:

(35)

Вычислим по (35) значение тока линии:

А По принимается значение экономической плотности тока

J_э = 1,2 А/мм²

Экономически целесообразное сечение линии определяется по формуле:

(36)

По (36) определяем сечение линии:

мм²

По справочнику выбираем сталеалюминевый провод марки АС — 35. Для этого провода R₀ = 0,9; X₀ = 0,37; I_доп = 175 А Величина тока в аварийном режиме: I_ав = 74 А Условие проверки по (34) выполняется, т. е. I_ав? I_доп.

Проверим провод на потери напряжения по формуле:

(37)

где ДU — потери напряжения, В;

P — активная нагрузка по заводу, кВА;

Q — реактивная нагрузка по заводу, кВАр;

R — активное сопротивление линии, Ом/км;

X — реактивное сопротивление линии, Ом/км;

U_ном — номинальное напряжение линии, кВ Условие проверки по потере напряжения в линии:

(38)

Активное сопротивление линии:

Ом/км Индуктивное сопротивление линии:

X = X₀? l = 0,37? 18 = 6,66 Ом/км Потери напряжения находим по (37):

В Проверим, выполняется ли условие проверки по потере напряжения в линии по (38):

Условие проверки по потере напряжения в линии выполняется.

Окончательно выбираем провод воздушной линии АС — 35.

1.6. Выбор схемы внутреннего электроснабжения

На территории предприятия большая разветвленность электрической сети и большое количество аппаратов. Поэтому схема внутреннего электроснабжения, питающая предприятие, должна обладать в значительно большей степени дешевизной и надежностью.

Выберем магистральную схему. Такая схема обеспечивает присоединение 5 — 6 подстанций с общей мощностью 5000 — 6000 кВА, характеризуется пониженной надежностью питания, но дает возможность уменьшить число высоковольтных отключающих аппаратов и более удачно скомпоновать потребителей.

Схема внутреннего электроснабжения представлена в графической части курсового проекта (лист 2).

Теперь, в соответствии с выбранной схемой, необходимо выбрать кабель, соединяющий ГПП и ТП завода и ТП между собой. По ситуационному плану завода с учетом масштаба измерим длину линий между ГПП и ТП.

Измеряем длину линий между ГПП и ТП и между ТП в соответствии с выбранной схемой, а также рассчитываем мощности, передаваемые по этим линиям. Данные для расчета мощности берем из расчета нагрузок завода.

По полученному экономическому сечению принимаем стандартное сечение и производим проверку принятого сечения на нагрев и допустимую потерю напряжения по первому участку (ГПП — ТП 4.1).

Участок ГПП — ТП4.1 l4=23,7 м

Р_р4.1=1700+2200+4*6,7+4*8=3959 кВт;

Q_р4.1=1496+1540+4*33+4*40=3328 кВАр;

S_р4.1==5172кВА;

І_р4.1=S_р3/2 Uн=5172/2* 10,5=150А;

s_э4.1=І_р4.1/j_эк=150/1,2=180мм²;

Принимается кабель ААБ 3×120 мм² (І_доп=300А).

Участок ТП4.1 — ТП4.2 l4=79,2 м

Р_р4.1-4.2=850+2*6,7+2200+4*8=3095кВт;

Q_р4.1-4.2=748+2*33+1540+4*40=2514кВАр;

S_р4.1-4.2=3987кВА; І_р4.1-4.2=115А; s_э4.1-4.2=96 мм²;

Принимается кабель ААБ 3×95 мм² (І_доп=260А). Участок ТП6.1 l6=220м

Р_р6.1=2932кВт; Q_р6.1=2050кВАр; S_р6.1=3578 кВА; І_р6.1=103 А; s_э6.1=86 мм²;

Принимается кабель ААБ 3×70 мм² (І_доп=220А).

Участок ГПП — ТП2.1 l2=435м

Р_р2.1=3132кВт; Q_р2.1=2284кВАр; S_р2.1=3876кВА; І_р2.1=112А; s_э2.1=93мм²;

Принимается кабель ААБ 3×95 мм² (І_доп=260А).

Участок ГПП — ТП2.1 — ТП1.1 l1=240м

Р_р2.1-1,1=1110,8кВт; Q_р2.1-1,1=846кВАр;

S_р2.1-1,1=1396 кВА; І_р2.1-1,1=40 А; s_э2.1-1,1=98,5 мм²;

Принимается кабель ААБ 3×16 мм² (І_доп=90А).

Участок ГПП — ТП4.2 — ТП3.1 l4=132м

Р_р4.2-3,1=2232кВт; Q_р4.2-3,1=1700кВАр;

S_р4.2-3,1=2806кВА; І_р4.2-3,1=81А; s_э4.2-3,1=68мм²;

Принимается кабель ААБ 3×50 мм² (І_доп=180А).

Участок ГПП — ТП3.1 — ТП3.2 l3=260м

Р_р3.1-3,2=1116кВт; Q_р3.1-3,2=850кВАр;

S_р3.1-3,2=1403кВА; І_р3.1-3,2=41А; s_э3.1-3,2=34;

Принимается кабель ААБ 3×16 мм² (І_доп=90А).

Участок ТП6.1 — ТП5.1 l5=241м

Р_р6.1-5.1=1416; Q_р6.1-5.1=1214кВАр;

S_р2.1-5.1=1865кВА; І_р6.1-5.1=54А; s_э6.1-5.1=45мм²;

Принимается кабель ААБ 3×25 мм² (І_доп=125А)

1.7 Расчет токов короткого замыкания

Особенности токов короткого замыкания в установках выше 1000 В следующие. Активные сопротивления элементов системы электроснабжения при определении токов короткого замыкания не учитываются если выполняется условие

(39)

где r_? — x_? — суммарное активное и суммарное реактивное сопротивления элементов системы электроснабжения до точки короткого замыкания.

Для токов короткого замыкания нужно составить расчетную схему системы электроснабжения (рис.1) и на ее основе схему замещения (рис.2).

Расчет токов короткого замыкания выполним в относительных

единицах. Все величины сравниваем с базисными, в качестве которых,

принимаем базисную мощность S_б и базисное напряжение U_б. За базисную мощность принимается мощность одного трансформатора ГПП или условная единица мощности, например, 100 МВА.

Токи короткого замыкания в рассматриваемой точке определяются из выражения:

(40)

где I_б — базисный ток той ступени, на которой рассматривается ток короткого замыкания;

?x_* — суммарное приведенное индуктивное сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания.

Определяется ударный ток короткого замыкания (наибольшее мгновенное значения тока короткого замыкания) необходимый для выбора и проверки электрооборудования на электродинамическую стойкость.

(41)

где I_no — значение периодической составляющей тока короткого замыкания в начальный момент времени (если рассматривается система бесконечной мощности, то I_no = I _?);

K_уд — ударный коэффициент (приводится в таблицах или определяется по графику в зависимости от T_a);

— постоянная времени апериодической составляющей тока короткого замыкания.

В проекте рассматриваются сопротивления следующих элементов:

· сопротивления силовых трансформаторов

(42)

где U_{к. з. -} напряжение короткого замыкания в % (берется по каталогам);

S_{н. т. -} номинальная мощность трансформатора (берется из предыдущих расчетов) кВА

· сопротивления воздушных и кабельных линий

(43)

где х₀ — сопротивление 1 км линий;

— длина линии в километрах

· сопротивления энергосистемы — для системы бесконечной мощности

При задании мощности системы конкретным числом:

. (44)

Расчет токов короткого замыкания производится в именованных единицах. Сопротивление элементов системы электроснабжения высшего напряжения приводят к низшему по формуле:

(45)

где x_н, x_в — сопротивление элементов системы электроснабжения соответственно низшего и высшего напряжений;

U_{ном. н}, U_{ном. в} — соответственно напряжения низшей и высшей ступеней.

Составляем схему системы электроснабжения (рис.1)

Рисунок 1 — Схема электроснабжения

Составляем схему замещения (рис. 2) и нумеруем ее элементы в порядке их расположения от системы.

Рисунок 2 — Схема замещения

Выполним расчет токов короткого замыкания в характерных точках.

Произведем расчет токов короткого замыкания в точке К1.

Для этого принимаем за базисные единицы номинальную мощность трансформатора источника питания и среднее напряжение ступени с точкой замыкания К1.

U_б = U_ср = 115 кВ; S_б =S_{н. т.} = 63 МВА; кА.

Определим сопротивления элементов схемы замещения в базисных величинах: по (44):

трансформатор энергосистемы по (42):

воздушная линия 110 кВ по (43):

суммарное сопротивление до точки К1:

х_*рез = х_*1 + х_*2 = 0,045 + 0,115 = 0,096

ток короткого замыкания в точке К1 по (40):

кА

ударный ток короткого замыкания в точке К1 по (41):

кА

мощность короткого замыкания:

МВА.

Произведем расчет токов короткого замыкания в точке К2.

Для этого принимаем за базисные единицы номинальную мощность трансформатора источника питания и среднее напряжение ступени с точкой замыкания К2.

U_б = U_ср = 10,5 кВ; S_б =S_{н. т.} = 63 МВА; кА.

Определим сопротивления элементов схемы замещения в базисных величинах: трансформатор энергосистемы по (42):

воздушная линия 110 кВ по (43):

;

трансформатор ГПП:

0,45

суммарное сопротивление до точки К2:

r_*рез = r_*3/2 + r_*5/2 = 0,077/2 + 0,026/2 = 0,0515

х_*рез = х_*1 + х_*2 + х_*3/2 + х_*5/2 =

= 0,045 + 0,115 + 0,032/2 + 0,45/2 = 0,321

ток короткого замыкания в точке К2 по (40):

кА

ударный ток короткого замыкания в точке К2 по (41):

кА

мощность короткого замыкания:

МВА.

Рассчитаем токи короткого замыкания в точке К3.

Базисные единицы такие же как и при расчете точки короткого

замыкания К2.

U_б = U_ср = 10,5 кВ; S_б =S_{н. т.} = 63 МВА;

кА.

Определим сопротивления элементов схемы замещения в базисных величинах.

сопротивления энергосистемы, трансформатора, воздушных линий и трансформаторов ГПП такие же, как и при расчете точки К2.

;; ;

;; 0,45

сопротивление кабельных линий от ГПП до ближайшей цеховой ТП (участок ГПП — ТП 2.1).

;

суммарное сопротивление до точки К3:

r_*рез = r_*3/2 + r_*5/2 + r_*7/2 = 0,032 + 0,026/2 +0,412= 0,031

х_*рез = х_*1 + х_*2 + х_*3/2 + х_*5/2 + х_*7 /2

х_*рез =0,042 +0,115 + 0,032/2+0,45/2 = 0,447

ток короткого замыкания в точке К3 по (40):

кА

ударный ток короткого замыкания в точке К3 по (41):

кА

мощность короткого замыкания:

МВА.

Рассчитаем токи короткого замыкания в точке К4.

Составим схему замещения для сети напряжением до 1000 В.

Рисунок 3 — Схема замещения для сети напряжения до 1000 В

Активное сопротивление трансформатора в относительных единицах:

мОм

Активное сопротивление трансформатора в именованных единицах:

мОм

Индуктивное сопротивление трансформатора в относительных единицах:

мОм

Индуктивное сопротивление трансформатора в именованных единицах:

Для предварительного определения сечения шин ТП определяем значение тока при номинальной загрузке трансформатора:

А

По таблице [7, с. 123, табл.2−1] принимается сечение шин 1600 мм² (две полосы 80×10 мм²) и по таблице [7, с. 123, табл.2−1] принимаем сопротивления при среднегеометрическом расстоянии между шинами а_ср = 150 мм и длине шин 10 м.

мОм;

мОм

Переходное сопротивление контактов отключающих аппаратов по таблице [7, с. 123, табл.2−1] r_к = 0,25 мОм.

Суммарное сопротивление цепи короткого замыкания:

мОм

мОм

мОм

Ток короткого замыкания:

кА

Ударный ток короткого замыкания:

кА.

1.8 Выбор и проверка электрических аппаратов

Цель выбора — обеспечить электрическую установку надежным в работе, безопасным в обслуживании, экономичным в монтаже и эксплуатации оборудованием.

Выбираем следующие аппараты: выключатели, разъединители, короткозамыкатели, отделители, трансформаторы тока и напряжения, сборные шины и изоляторы на стороне напряжения 10 кВ, автоматические воздушные в Выключатели выбирают по:

1. номинальному напряжению;

2. номинальному длительному току;

3. электродинамической стойкости

предельному периодическому току короткого замыкания;

ударному току короткого замыкания;

4. отключающей способности

номинальному периодическому току отключения;

номинальному апериодическому току отключения;

5. термической стойкости,

6. включающей способности;

7. параметрам восстанавливающегося напряжения.

Разъединители и отделители выбрать по:

1. номинальному напряжению;

2. номинальному длительному току;

3. электродинамической стойкости;

4. термической стойкости.

Короткозамыкатели выбрать по:

1. номинальному напряжению;

2. электродинамической стойкости;

3. термической стойкости.

Трансформаторы тока выбрать по:

1. номинальному напряжению;

2. номинальному длительному току;

3. электродинамической стойкости;

4. термической стойкости;

5. нагрузке вторичных цепей.

Трансформаторы напряжения выбрать по:

6. номинальному напряжению;

7. нагрузке вторичных цепей.

Сборные шины выбрать по:

1. номинальному напряжению;

2. номинальному длительному току;

3. электродинамической стойкости;

4. термической стойкости.

Опорные изоляторы выбрать по:

1. номинальному напряжению;

2. разрушающей устойчивости при изгибе от действия токов

короткого замыкания.

Автоматические воздушные выключатели (автоматы) 0,4 кВ цеховых подстанций выбрать по

1. номинальному напряжению;

2. номинальному длительному току;

3. электродинамической стойкости;

4. термической стойкости.

Проверка на электродинамическую стойкость (согласно [7, с. 123, табл.2−21] не проверяются аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями с номинальным током до 60 А включительно).

Проверка на термическую стойкость (согласно [7, с. 123, табл.2−24] не проверяются аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями). Для определения термической устойчивости аппаратов необходимо определить фиктивное время короткого замыкания.

Время действия короткого замыкания t_д составляется из времени действия релейной защиты t_рз и времени отключения выключателя t_выкл

t_д = t_рз +t_выкл = 1,8 + 0,08 = 1,88 c

Апериодическая составляющая времени действия короткого замыкания

;; с

Периодическая составляющая времени действия короткого замыкания определяется по кривым [7, с. 123, табл.2−1] с

Фиктивное время действия короткого замыкания

с

Расчеты по выбору аппаратов сводятся в таблицы 7−10.

Таблица 7 — Выбор выключателя на стороне 110 кВ

Оборудование ОРУ — 110/10 кВ устанавливается в КТП типа КТПБ — 110/10 кВ.

Таблица 8 — Выбор отделителя на стороне 110 кВ

Таблица 9 — Выбор разъединителя на стороне 110 кВ

Таблица 10 — Выбор короткозамыкателя на стороне 110 кВ

Выбираем трансформатор тока.

К трансформатору тока подключаются амперметр, токовые обмотки ваттметра, счетчиков активной и реактивной энергии. Соединение трансформаторов тока с измерительными приборами выполняется медным проводом сечением S = 1,5 мм², длиной l = 10 м. Удельное сопротивление меди с = 0,0175 Омм/мм². При расчете сопротивления проводов учитывается схема соединения трансформаторов тока коэффициентом К = 1,5. Сопротивления проводов:

Ом По [7, с. 123, табл.2−1] выбираем измерительные приборы и определяем мощность токовых катушек

Таблица 11 — Перечень приборов, подключаемых к трансформатору тока

Суммарная мощность наиболее загруженной фазы? S_приб принимается за расчетную мощность.

Сопротивление приборов:

Ом Сопротивление всех переходных контактов: r_к = 0,10 Ом Расчетное сопротивление измерительной цепи:

Ом Таблица 12 — Выбор трансформатора тока на стороне 110 кВ

По [7, с. 123, табл.2−1] выбираем измерительные приборы и определяем мощность катушек напряжения.

Таблица 13 — Выбор трансформатора напряжения на стороне 110 кВ

Таблица 14 — Перечень приборов, подключаемых к трансформатору напряжения

Для защиты изоляции подстанции и электрических машин применим вентильные разрядники типа РВС — 110 МУ1. Устанавливаются вентильные разрядники на шинах подстанции. Подходы воздушных линий защищаются тросами.

Выбор выключателей и трансформаторов тока и напряжения на сторону 10 кВ выполняется аналогично.

Выбираем шины на стороне напряжения 10 кВ.

Шины выбираем по рабочему току и проверяем на динамическую и термическую стойкость к токам короткого замыкания.

Величина рабочего тока, протекающего по шинам равна:

А По [7, с. 123, табл.2−1] выбираем шины 40Ч4 мм² с допустимым током I_доп = 480 А.