ТП
|
Наименование
|
Р∑р,
кВт
|
Q∑р,
квар
|
S∑р,
квар
|
ТП1
|
12.Компрессорная
|
997,317
|
831,631
|
1298,558
|
ТП2
|
3.Литейная
цветного литья
|
1337,687
|
1175,082
|
1780,512
|
ТП3
|
3.Литейная
цветного литья
|
1337,687
|
1175,082
|
1780,512
|
ТП4
|
8.Ремонтный
цех
|
539,648
|
674,600
|
863,889
|
ТП5
|
6.Сборочный
цех
|
551,686
|
725,660
|
911,559
|
ТП6
|
1.Прокатный
цех
|
1650,176
|
1454,453
|
2199,663
|
ТП7
|
11.Цех
термической обработки
|
1740,629
|
843,025
|
1934,032
|
ТП8
|
2.Механический
цех
|
351,629
|
589,538
|
686,439
|
ТП9
|
10.Литейная
цветного литья
|
1714,019
|
1509,23
|
2283,777
|
|
4.Склад
готовой продукции
|
56,688
|
38,614
|
68,590
|
ТП10
|
10.Литейная
цветного литья
|
1714,019
|
1509,23
|
2283,777
|
ТП11
|
5.Заводоуправление
|
92,512
|
79,102
|
121,719
|
|
7.ЦЗЛ
и КБ
|
243,294
|
243,765
|
344,403
|
|
9.Гараж
|
55,460
|
49,635
|
74,428
|
Приведем пример расчета компенсации реактивной
мощности и выбора внутрицехового трансформатора для ТП1 и ТП4 варианта I
Расчет компенсации реактивной мощности по цехам
и выбор внутрицехового трансформатора ТП1
S∑р
=863,889 кВА.
Так как схема распределение электрической
энергии внутри цеха не известна, потери в кабельных линиях внутри цехов будем
считать по приближённой формуле. Суммарные
потери в линиях ТП1-Ц8 (по приближенным выражениям):
кВт;
;
квар,
где =0,35 - для электрический сетей 0,4
кВ[3, стр.100].
Принимаем 1хКРМ-0,4-500-5-50У3
<#"806584.files/image135.gif">=
= кВА. (32)
Мощность цеховых трансформаторов:
кВА, (33)
где - количество трансформаторов;
- коэффициент загрузки
трансформатора, выбирается в зависимости от категории потребителей.
Принимаем 1хТР с SНОМ=1000
кВА
Выбираем трансформатор марки ТМГ-1000:
кВт; кВт; ; [3, табл. Б.3].
Потери в трансформаторах:
, (34)
где , - соответственно активные и
реактивные потери в стали трансформатора;
, - соответственно активные и
реактивные потери в меди трансформатора.
кВт; (35)
квар; (36)
кВт; (37)
квар; (38)
Потери в трансформаторах:
кВА.
Расчет компенсации реактивной
мощности по цехам и выбор внутрицехового трансформатора ТП4
887,49 кВт; квар;
Суммарные потери в линиях ТП4-Ц6 (по
приближенным выражениям):
кВт;
Расчет активных потерь в линии
ТП4-Ц5:
Рр=92,51 кВт; Qр=79,1 квар; l=0,107 км;
Iр=175,69 А.
Для выбранного кабеля АПвВГнг 4х70 r0=0,42 Ом/км,
тогда:
кВт.
Расчет активных потерь в линии
ТП4-Ц7:
Рр=243,29 кВт; Qр=243,77; l=0,06 км;
Iр=497,1 А.
Для выбранного кабеля АПвВГнг 4х70 r0=0,42 Ом/км,
тогда:
кВт.
Суммарные потери в отходящих линиях
от ТП4:
кВт.
;
квар.
Принимаем 2хКРМ-0,4-375-8-25УЗ [3].
Тогда общая расчетная нагрузка на
низком напряжении без учета потерь в элементах сети на ТП с учетом компенсации
реактивной мощности:
кВА.
Мощность цеховых трансформаторов:
кВА,
Принимаем 2хТР с SНОМ=1000 кВА
Проверяем выбранный трансформатор по
kпер:
Проверяем выбранный трансформатор по
kпер:
. (39)
, условие выполняется.
Выбираем трансформатор марки
ТМГ-1000:
Потери в трансформаторах:
Потери в стали:
кВт;
квар;
Потери в меди:
кВт;
квар;
Потери в трансформаторах:
кВА.
5.3 Выбор и расчет сечений кабелей 10 кВ
Выбор сечения кабельных ЛЭП напряжением 6-10 кВ
производится по экономической плотности тока.
Проверка выбранного по экономической плотности
тока проводника осуществляется по условию нагрева.
Пример расчета для магистральной линии ГПП - ТП1
- ТП2 - ТП3:
) Выбор кабеля ТП3 - ТП2
Расчетный ток линии в нормальном режиме:
А; (40)
Определяем сечение кабеля по условию
экономической плотности тока:
мм2,
где =1,2 А/ мм2 для кабелей с
резиновой поливинилхлоридной изоляцией и с алюминиевыми жилами при Тmax=5300 ч [3,
табл.4.1].
Выбираем кабель марки АПвВГнг -
3х35, =135А.
Проверяем выбранный кабель по
нагреву:
, (41)
где - ток в послеаварийном режиме, он
равен:
А.
,58А ≤ 135А. Условие
выполняется.
Но, т.к. необходимо выбрать 2-3 типа
сечений кабелей 10 кВ, то принимаем кабель с сечением 70 мм2.
Определяем потери в кабельной линии «ТП3-ТП2»,
длина которой l=0,06 км; погонные
активное и реактивное сопротивления r0=0,42
Ом/км; х0=0,086 Ом/км [3, табл.Б.16].
Активные потери в КЛ:
кВт.
Коэффициент протекающей по линии
реактивной мощности:
,
где - протекающая по линии реактивная
мощность:
квар;
- протекающая по линии активная
мощность:
кВт.
По тангенсу определяем косинус:
.
Тогда полные потери в КЛ:
кВА.
2) Выбор кабеля ТП2 - ТП1
Расчетный ток линии в нормальном режиме:
=А;
Определяем сечение кабеля:
мм2,
Выбираем кабель марки АПвВГнг -
3х120, =267А [3,
табл.Б.29].
Проверяем выбранный кабель по
нагреву:
А.
,86 ≤ 267А. Условие
выполняется.
Определяем потери в кабельной линии «ТП2-ТП1»,
длина которой l=0,128 км; погонные
активное и реактивное сопротивления r0=0,24
Ом/км; х0=0,081 Ом/км.
Активные потери в КЛ:
кВт.
Коэффициент протекающей по линии
реактивной мощности:
,
квар;
кВт.
По тангенсу определяем косинус:
.
Тогда полные потери в КЛ:
кВА.
3) Выбор кабеля ТП1 - ГПП
Расчетный ток линии в нормальном режиме:
=А;
Определяем сечение кабеля:
мм2,
Выбираем кабель марки АПвВГнг -
3х120, =267А.
Проверяем выбранный кабель по
нагреву:
А.
,93 ≥ 267А. Условие не
выполняется.
Выбираем кабель марки АПвВГнг -
3х150, =299А.
,93 ≤ 299А. Условие
выполняется.
Но, т.к. необходимо выбрать 2-3 типа
сечений кабелей 10 кВ, то принимаем кабель с сечением 185 мм2.
Определяем потери в кабельной линии «ТП1-ГПП»,
длина которой l=0,085 км; погонные
активное и реактивное сопротивления r0=0,16
Ом/км; х0=0,077 Ом/км.
Активные потери в КЛ:
кВт.
Коэффициент протекающей по линии
реактивной мощности:
,
квар;
=кВт.
По тангенсу определяем косинус:
.
Тогда полные потери в КЛ:
Все выбранные кабели
удовлетворяют условиям по длительному допустимому току.
.4 Выбор и расчет сечений кабелей
потребителей высоковольтной нагрузки 10кВ
Расчет сечения и выбор кабеля потребителей
высоковольтной нагрузки 10 кВ выполняем один для варианта I
и варианта II, т.к. длина
кабельной линии и местоположение источника питания не изменяется.
Проведем расчет для линии ГПП-Ц10 (Литейная
черного литья 10 кВ)
Расчетный ток в нормальном режиме для отдельной
ДСП:
А;
Сечение кабеля по условию экономической
плотности тока:
Принимаем кабель марки АПвВГнг -
3х70, =195 А.
,87 А ≤ 195 А условие
выполняется
5.5 Технико-экономическое сравнение вариантов
внутреннего электроснабжения
.5.1 Расчет суммарных приведенных затрат
Варианта I
Расчет капиталовложений
Принимаем, что капиталовложения в подстанции не
меняются с выбором схемы, меняется только количество и цена трансформаторов,
поэтому в качестве оценки капиталовложений рассматриваем только стоимость
трансформаторов.
Капиталовложения в подстанции, тыс.руб.:
, (42)
где - количество трансформаторов в ТП;
- стоимость i-ого
трансформатора, тыс.руб. [3, табл. Б.3].
Таким образом, капиталовложения в
строительство цеховых подстанций первого варианта:
тыс.руб.
Капиталовложения в строительство
кабельных линий:
, (43)
где - цена кабеля за 1 км, тыс. руб.;
- количество кабелей, шт.;
- длина, км.
Пример расчета для линии ТП3-ТП2:
тыс.руб.
Расчет капиталовложений в остальные
КЛ сводим в таблицу 5.13.
Капитальные затраты на кабельные
линии по варианту будут составлять:
419,95 тыс.руб.
Таким образом, суммарные
капиталовложения варианта I будут составлять:
11377+419,95=11796,95 тыс.руб. (44)
Расчет ежегодных издержек
Издержки на обслуживание и амортизационные
отчисления на капитальный ремонт по формулам (26), (27):
(0,004+0,004) ∙ 419,95 = 3,36
тыс. руб./год;
(0,029+0,02) ∙ 11377 = 557,47
тыс. руб./год.
Суммарные издержки на обслуживание и
амортизационные отчисления на капитальный ремонт элементов схемы
электроснабжения:
= 3,36+557,47= 560,83 тыс. руб./год.
Амортизационные отчисления на реновацию ВЛ по
формулам (28), (29):
0,02 ∙ 419,95 = 8,4 тыс.
руб./год;
= 0,035 ∙ 11377 = 398,19 тыс.
руб./год.
Всего амортизационные отчисления на реновацию
для схемы электроснабжения:
= 8,4+398,19 = 406,59 тыс. руб./год.
Ежегодные издержки на компенсацию годовых потерь
электроэнергии в элементах схем
Потери в линиях электропередачи определяем по
выражению исходя из закона Джоуля-Ленца по формуле (30):
0,014 кВт∙ч/год.
Тогда потери энергии в линиях:
, (45)
где - время максимальных потерь, равно:
ч. (46)
кВт∙ч/год.
Потери электроэнергии в трансформаторах определяем
по формуле:
=28,35∙8760+82,41∙3746,79=
=557128,25 кВт∙ч/год, (47)
Всего потери энергии в схемах
электроснабжения:
667362,4 кВт∙ч/год;
Всего суммарные издержки на
компенсацию потерь электроэнергии по формуле (32):
тыс. руб./год;
Суммарные приведенные затраты на
строительство ЛЭП и ПС по формуле (33):
0,125∙11796,95+560,83+406,59+1194,58=3636,62
тыс. руб./год.
.5.2 Расчет суммарных приведенных затрат
Варианта II
Расчет капиталовложений
Капиталовложения в строительство цеховых
подстанций второго варианта:
=10445 тыс.руб.
Расчет капиталовложений в
строительство КЛ сводим в таблицу 5.15.
Капитальные затраты на кабельные
линии по варианту будут составлять:
366,41 тыс.руб.
Таким образом, суммарные капиталовложения
варианта II будут
составлять:
10445+366,41=10811,41 тыс.руб.
Расчет ежегодных издержек
Издержки на обслуживание и амортизационные
отчисления на капитальный ремонт:
(0,004+0,004) ∙ 366,41 = 2,93
тыс. руб./год;
(0,029+0,02) ∙ 10445 =511,81
тыс. руб./год,
Суммарные издержки на обслуживание и
амортизационные отчисления на капитальный ремонт элементов схемы
электроснабжения:
= 2,93+511,81=514,74 тыс. руб./год.
Амортизационные отчисления на реновацию ВЛ:
0,02 ∙ 366,41 = 7,33 тыс.
руб./год;
= 0,035 ∙ 10445 = 365,57 тыс.
руб./год,
Всего амортизационные отчисления на реновацию
для схемы электроснабжения:
= 7,33+365,57 = 372,9 тыс. руб./год.
Ежегодные издержки на компенсацию годовых потерь
электроэнергии в элементах схем
кВт∙ч/год.
Всего потери энергии в схемах электроснабжения:
674939,22 кВт∙ч/год.
Всего суммарные издержки на
компенсацию потерь электроэнергии:
тыс. руб./год;
Суммарные приведенные затраты на
строительство ЛЭП и ПС:
0,125∙10811,41+514,74+372,9+1208,14=3447,21
тыс. руб./год.
=5,21%.
Из проведенного
технико-экономического сравнения определяем, что наиболее оптимальным и
экономичным вариантом является вариант II, так как
суммарные капиталовложения и ежегодные затраты меньше, чем у варианта I.
.6 Проверка выбранных кабелей по потере
напряжения
Выбранные кабели 10 кВ необходимо проверить по
допустимой потере напряжения:
,
где - допустимая потеря напряжения для
кабеля данного сечения, зависящая от процентного соотношения потерь в элементах
сети, а также от оснащенности источников питания средствами регулирования
напряжения, принимается равным 6,5-7% в сетях напряжением 6-10 кВ [3, стр.
103];
- потери напряжения в линии,
рассчитываются по формуле:
, (48)
где , - соответственно активная и
реактивная мощности, протекающие по данной линии, кВт, квар;
, - соответственно удельное активное
и реактивное сопротивления поверяемой линии, Ом/м [3, табл.Б.16].
Проверим кабель линии ТП3-ТП2. Марка
кабеля АПвВГнг-3х70, =0,42 Ом/км;
=0,086
Ом/км; =0,005 км.
1337,7 кВт; =425,08
квар.
Тогда потеря напряжения равна:
%
,003% ≤ 6,5%
Все выбранные кабели проходят по
условию допустимой потери напряжения.
.7 Уточнение установки КУ на шины ГПП 10 кВ
Полная расчетная мощность, приведенная к шинам
ГПП с учетом потерь в линиях 10кВ и установкой КУ:
,
=1440,53+4701,03+7,27+3,96=17271,99
кВт;
где - суммарная активная нагрузка на
ТР;
- суммарная активная нагрузка на
напряжении 10 кВ;
- суммарные активные потери в
трансформаторах;
- суммарные активные потери в
кабельных линиях.
=10926,78+3804,32+871,87-6850=8752,97
квар;
.
Мощность КУ на шинах ГПП:
квар;
Принимаем 2хКРМ-10,5-900-150УЗ.
Тогда:
=18618,95 кВА.
кВА.
Принимаем 2хТР с Sн=16000 кВА;
.
Выбираем трансформаторы марки
ТДНС-16000/36,75.
6. Расчет токов короткого замыкания
Расчеты токов КЗ выполняются для выбора
электрических аппаратов по коммутационной способности, проверки их на
термическую и электродинамическую стойкость; выбора уставок релейной защиты и
автоматики, выбора и проверки устройств заземления, грозозащиты и т.д.
.1 Расчет токов короткого замыкания выше 1 кВ
Расчетная схема представлена на рисунке 6.1.
Схему замещения составляем для разомкнутого
секционного выключателя.
Рисунок 6.1 - Расчетная схема с нанесением точек
КЗ
Расчет токов короткого замыкания для
высоковольтной схемы производим в относительных единицах. Для этого, задаемся
основными базисными величинами:
- базисная мощность: МВА;
основное базисное напряжение: кВ (на 5%
больше основного).
Для расчета параметров сразу в
базисных величинах, рассчитаем базисные напряжения каждой ступени.
кВ; (49)
базисные токи для каждой ступени напряжения:
кА; (50)
кА. (51)
Определим параметры схемы замещения
и активные сопротивления в о.е..
Эквивалентное индуктивное сопротивление системы:
о.е. [и.д.];
о.е
ЭДС системы:
о.е. (52)
Воздушная линия
о.е.; (53)
о.е., (54)
где =0,444 Ом/км, =0,444 Ом/км
- удельное реактивное и активное сопротивление ВЛ [6, табл.3.8].
Трансформатор ГПП
Сопротивление трансформатора определяется его
напряжением короткого замыкания uk,%:
о.е. (55)
о.е. (56)
Кабельные линии
Линия ГПП-ТП1:
о.е. (57)
о.е. (58)
Асинхронный двигатель
Сверхпереходное сопротивление АД:
Ом; (59)
где - кратность пускового тока
двигателя;
- номинальный коэффициент мощности
двигателя;
- номинальный КПД двигателя [8].
Тогда в относительных единицах:
о.е. (60)
Для асинхронного и синхронного
двигателя значение , тогда
активное сопротивление:
6,42 о.е.. (61)
Сверхпереходная фазная ЭДС асинхронного двигателя:
кВ, (62)
где кВ - фазное напряжение асинхронного
двигателя;
кА - номинальный ток асинхронного
двигателя.
Тогда линейная ЭДС асинхронного
двигателя в о.е.:
о.е.
Рассчитаем
ток короткого замыкания в точке К-1.
Преобразуем
схему замещения относительно точки К-1. Для упрощения расчетов опустим знак «*»,
так как расчет ведется в относительных единицах.
На ток
короткого замыкания будет влиять только ЭДС системы и асинхронного двигателя,
поэтому схема замещения будет выглядеть так, как показано на рисунке 6.2
.
Рисунок 6.2 - Схема замещения для точки К-1
электроснабжение трансформатор ток
замыкание
Преобразуем схему в эквивалентную
результирующую.
о.е.;
о.е.
Рисунок 6.3 - Эквивалентная результирующая схема
замещения для точки К-1
Начальное значение периодической составляющей
тока к.з. для точки короткого замыкания:
. (63)
== 6,76 кА.
Поскольку точка короткого замыкания
делит заданную схему на радиальные независимые друг от друга ветви, то ударный
ток КЗ определяется суммой ударных токов отдельных ветвей:
, (64)
где Тai - постоянная времени затухания
апериодической составляющей тока кз; она определяется по формуле
, (65)
где Xэк(R=0) и Rэк(X=0) кз - соответственно
индуктивная и активная составляющие результирующего эквивалентного
сопротивления расчетной схемы относительно точки кз;
wс
- синхронная угловая частота напряжения сети.
Постоянные времени затухания апериодической
составляющей тока к.з. для каждой ветви:
с;
с.
=13,02 кА.
Рассчитаем ток
короткого замыкания в точке К-2.
Преобразуем схему
замещения относительно точки К-2. Схема замещения будет выглядеть так, как
показано на рисунке 6.4.
Рисунок 6.4 - Схема замещения для
точки К-2
Преобразуем схему в эквивалентную
результирующую.
о.е.;
о.е.
Рисунок 6.5 - Эквивалентная результирующая схема
замещения для точки К-2
Начальное значение периодической составляющей
тока к.з. для точки К-2:
== 7,39 кА.
Постоянные времени затухания апериодической
составляющей тока к.з. для каждой ветви:
с;
с.
=12,93 кА.
В точке К-3 ток КЗ будет равен току КЗ в точке
К-2, т.к. они имеют одинаковую подпитку.
6.2 Расчет токов короткого замыкания ниже 1 кВ
Расчет токов короткого замыкания для сети ниже
1000 В производится в именованных единицах. При этом учитываются активные
составляющие сопротивлений элементов.
Рассчитаем ток
короткого замыкания в точке К-4. Построим расчетную схему для точки К-4:
Рисунок 6.6 - Расчетная схема для точки К-4
Начальное действующее значение периодической
составляющей трехфазного тока кз:
, (66)
где - среднее номинальное напряжение
сети, в которой произошло короткое замыкание, В;
, - соответственно суммарное активное
и суммарное индуктивное сопротивление цепи кз. Эти сопротивления равны:
; (67)
, (68)
где - эквивалентное сопротивление
системы до понижающего трансформатора, приведенное к ступени низшего
напряжения;
, - активное и индуктивное
сопротивления кабельной линии;
, - активное и индуктивное
сопротивления трансформатора;
, - активное и индуктивное
сопротивления токовых катушек автоматических выключателей;
, - активное и индуктивное
сопротивления первичных обмоток трансформаторов тока;
, - активное и индуктивное сопротивления
шин.
Определим данные параметры.
) Эквивалентное сопротивление
системы до понижающего трансформатора, приведенное к ступени низшего
напряжения:
, (69)
где Iоткл.выкл - номинальный ток отключения
выключателя, при токе нагрузки Iр.н=121,3 А, номинальный ток выключателя
Iном=630 А, у которого Iоткл.выкл=12,5 кА;ср.НН - среднее номинальное
напряжение сети, подключенной к обмотке низшего напряжения трансформатора,
В;ср.ВН - среднее номинальное напряжение сети, подключенной к обмотке высшего
напряжения трансформатора, В.
мОм.
) Активное и индуктивное
сопротивления кабельной линии, приведенные к ступени низшего напряжения:
мОм; (70)
мОм,
где - коэффициент трансформации
трансформатора, каскадно включенного между основной ступенью напряжения сети и
приводимым элементом.
3) Активное и индуктивное сопротивления
трансформатора, приведенные к ступени низшего напряжения:
мОм; (71)
мОм. (72)
) Активное и индуктивное
сопротивления токовых катушек автоматических выключателей:
мОм; =0,17 мОм по [3, табл. Б.64] при Iном=400 А для Iп.ав=242,6 А.
) Активное и индуктивное
сопротивления первичных обмоток трансформаторов тока:
мОм; мОм
по [3, табл. Б.57] при kтр=300/5 А для
Iп.ав=242,6 А.
) Активное и индуктивное
сопротивления шин:
мОм;
мОм,
где , - удельные активное и индуктивное
сопротивления шинопровода ШРА73 с Iном=250 А при Iп.ав=242,6 А,
мОм/м [9, табл.3];
- длина шины, м.
Тогда суммарное активное и суммарное индуктивное
сопротивления цепи кз равны:
мОм;
мОм.
Начальное действующее значение периодической
составляющей трехфазного тока кз:
кА.
Сила ударного тока КЗ:
кА.
где =1,3 [3, стр.131].
Определяем ток однофазного короткого
замыкания:
, (73)
где - полное сопротивление петли «фаза-ноль»;
- полное сопротивление
трансформатора току замыкания на корпус.
где , - удельные
активное и индуктивное сопротивления фазного провода;
, - удельные активное и индуктивное
сопротивления нулевого провода.
Эти сопротивления равны
соответственно:
==0,24 Ом/км; ==0,06 Ом/км.
мОм;
мОм; (75)
кА.
.3 Проверка выбранных кабелей на
термическую стойкость
Определяем тепловой импульс тока
короткого замыкания, считая, что приведенное время на стороне 10 кВ - релейной
защиты с выдержкой времени 0,05 с; полное время отключения выключателя 0,025 с
[3, табл. Б.67]; постоянная времени затухания апериодической составляющей тока
короткого замыкания с [3,
стр.103].
Приведенное время составит:
с. (76)
Проверку кабельных линий 10 осуществляем по току
КЗ в точке К-2.
Тепловой импульс тока короткого замыкания для
линий 10 кВ:
А2∙с. (77)
Минимальное сечение по термической стойкости для
линий 10 кВ:
мм2, (78)
где СТ - температурный коэффициент, А∙с1/2/мм2
[3, табл. 5.4].
Все выбранные ранее кабельные линии
удовлетворяют условию термической стойкости.
7. Выбор оборудования
.1 Выбор высоковольтных выключателей на ГПП
Ток в линии трансформатора:
в нормальном режиме
А;
в послеаварийном режиме
А.
Принимаем к установке элегазовые выключатели
ВГУ-110 [12, стр.47, табл.10]. Параметры выбранных выключателей приведены в
таблице 7.1. Проверка выключателя приведена в таблице 7.2.
Тепловой импульс тока КЗ:
кА2∙с.
7.2 Выбор разъединителей на ГПП
По расчетным токам продолжительных режимов на
РУСН выбираем разъединитель РН СЭЩ - 110/1250 [13].
7.3 Выбор выключателей, установленных в линейных
ячейках КРУ 10 кВ
В качестве распределительного устройства на ГПП
10 кВ используем комплектное распределительное устройство КРУ-СЭЩ-70
производства ОАО «Самарский завод «Электрощит» г. Самара [13]. КРУ-СЭЩ-70
предназначено для приёма и распределения трёхфазного электрического тока
промышленной частоты на напряжении 6(10) кВ.
КРУ набирается из ячеек, каждая из которых
выполняет свою функцию, например: ячейка отходящего фидера, ячейка
трансформатора напряжения.
В качестве основных коммутационных аппаратов на
вводе применяются вакуумные выключатели с электромагнитным приводом
ВВУ-СЭЩ-Э(П)-10 производства ОАО «Самарский завод «Электрощит» [13]. В
названии: В-выключатель; В- вакуумный; У- унифицированный; 6-номинальное
напряжение, кВ; УХЛ3-климатическое исполнение и категория размещения.
Расчетный ток в послеаварийном режиме будет
равен:
А.
Принимаем к установке выключатели
ВВУ-СЭЩ-Э(П)-10/1600. Значение тока Iпо
принимаем в точке К2. Выключатель ВВУ-СЭЩ-Э-10 проходит по всем условиям.
Для отходящих линий выбираем выключатели
ВВУ-СЭЩ-Э(П)-10/1000, установленные в выкатных ячейках.
В ячейках также установлены трансформаторы тока
типа ТОЛ-СЭЩ-10 с номинальным током первичной обмотки, соответствующим
расчётному току линии; трансформаторы напряжения 3НОЛ-СЭЩ-10-1, защищённые
предохранителями ПКТ-101-10 [3, табл. Б.70] и ограничителями перенапряжения
ОПН-КС -10 [3, табл. Б.77]. Всё оборудование климатического исполнения УХЛ3.
Класс точности трансформатора напряжения = 0,2;
0,5; 1,0; 3,0.
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
=50,150,300,600 ВА.
.4 Выбор оборудования КТП
В качестве цеховых трансформаторных подстанций
выбираем комплектные трансформаторные подстанции производства «Самарский завод
«Электрощит» г. Самара.
ТП1 - 2КТПП-1000/10/0,4-У3 - тупиковая
двухтрансформаторная подстанция;
ТП2 - 2КТПП-1000/10/0,4-У3 - тупиковая
двухтрансформаторная подстанция;
ТП3 - 2КТПП-1000/10/0,4-У3 - тупиковая двухтрансформаторная
подстанция;
ТП4 - 1КТПП-630/10/0,4-У3 - тупиковая
однотрансформаторная подстанция;
ТП5 - 2КТПП-630/10/0,4-У3 - тупиковая
двухтрансформаторная подстанции;
ТП6 - 2КТПП-1600/10/0,4-У3 - тупиковая
двухтрансформаторная подстанция;
ТП7 - 2КТПП-1600/10/0,4-У3 - тупиковая
двухтрансформаторная подстанция;
ТП8 - 1КТПП-630/10/0,4-У3 - тупиковая
однотрансформаторная подстанция;
ТП9 - 2КТПП-1600/10/0,4-У3 - тупиковая
двухтрансформаторная подстанция;
ТП10 - 2КТПП-1600/10/0,4-У3 - тупиковая
двухтрансформаторная подстанция;
ТП11 - 1КТПП-630/10/0,4-У3 - тупиковая
однотрансформаторная подстанция.
В качестве силового трансформатора возьмем
выбранные ранее трансформаторы марки ТМГ.
В ячейках КТПП установлены трансформаторы тока
типа ТШЛ-СЭЩ-0,66, выключатель нагрузки ВНА-СЭЩ-10.
На стороне НН установлены вводные и секционный
автоматические воздушные выключатели ВА-СЭЩ-TD
производства «Самарский завод «Электрощит» г. Самара [13].
В качестве примера рассмотрим выбор
оборудования для КТПП-9, цеха 10 (как цех с максимальной нагрузкой). Нагрузка
ТП9 равна Sр =1935,52 кВА. Протекающий ток утяжеленного режима на
стороне НН ток будет равен Iп.ав=2793,68
А
Выбираем вводной автоматический выключатель ВА-СЭЩ-В с номинальным током 3200 А
с микропроцессорным расцепителем типа S. кА2∙с.
8. Расчет заземления и молниезащиты
.1 Расчет заземляющего устройства
Основной защитной мерой от поражения
электрическим током являются устройства защитного заземления.
Защитное заземление - преднамеренное соединение
с землёй металлических частей электроустановки, которые случайно могут
оказаться под напряжением при повреждении изоляции сети или электроприёмников.
Защитное заземление устанавливается в
электроустановках до 1 кВ с изолированной нейтралью в обязательном порядке, в
электроустановках выше 1 кВ - как с изолированной, так и с глухозаземленной
нейтралью. Соединение с землей осуществляется посредством металлических
электродов или групп электродов, соединенных параллельно. Они называются
заземлителями.
Назначение защитного заземления заключается в
создании между металлическим корпусом электроустановки и землёй электрического
соединения достаточно малого сопротивления, тогда большая часть тока протекает
через это сопротивление.
Длина электрически связанных кабельных линий 10
кВ:
+ =
=0,156+0,196+0,166+0,16+2∙0,128+4∙0,139,4=1,492
км.
Сопротивление заземляющего
устройства нейтрали трансформатора на стороне 0,4 кВ согласно ПУЭ [10] должно
быть не более 4 Ом.
Сопротивление заземляющего
устройства нейтрали трансформатора на стороне 10 кВ равно:
≥ 10 Ом, (79)
где - напряжение относительно земли,
принимаем =125 В, т.к.
заземляющее устройство устанавливается для электроустановки как до, так и выше
1 кВ (ТП 10/0,4 кВ),
- ток, который протекает в месте
замыкания фазы на землю в электроустановках с изолированной нейтралью, А, он
равен:
, (80)
где - междуфазное напряжение установки,
для которой ведется расчет, кВ;
, - длина электрически связанных
кабельных и воздушных линий, км.
Т.к. используются только кабельные
линии, то расчетный ток замыкания на землю рассчитывается по формуле:
А. (81)
Тогда сопротивление заземляющего
устройства:
Ом.
Т.к. ТП является электроустановкой
различных напряжений, то в качестве расчетной величины сопротивления берется
наименьшее из имеющихся, т.е. =4 Ом.
Определим удельное расчетное
сопротивление грунта:
Ом∙м=180∙102
Ом∙см, (82)
где - коэффициент сезонности, учитывает
засыхание, замерзание и т.д., =1,8 при применении стержневых
электродов для климатической зоны России - 2 [3, табл. 8.1].
- измеренное удельное сопротивление
грунта, принимаем =100 Ом∙м
для суглинка [3, табл. 8.2].
В качестве заземлителей используем
прутковые с диаметром d=12 мм и длиной l=5 м. Тогда
сопротивление одиночного заземлителя равно:
Ом. (83)
Предварительно заземлители
размещаются на расстоянии а=3м друг от друга. Определяем число вертикальных
заземлителей:
шт ≈ 16шт. (84)
Расположение заземлителей принимаем по контуру.
Периметр подстанции равен 32800 мм [14, стр. 77].
.2 Расчет молниезащиты
Наиболее опасным проявлением молнии с точки
зрения поражения зданий и сооружений является прямой удар (ПУМ).
Подстанции небольших размеров, как правило,
защищаются стержневыми молниеотводами одинаковой выбранной высоты (не более
40-50 м). Конструкция молниеотвода представлена на рисунке 15.
От прямых ударов молнии ОРУ-110 кВ защищаются
стержневыми молниеотводами, которые устанавливаются на порталах.
Для защиты ГПП принимаем два стержневых
молниеотвода высотой h=50 м.
По степени надёжности защиты различают два типа
зон:
А - степень надёжности защиты > 99,5%
Б - степень надёжности защиты 95 - 99,5%.
Для одиночного стержневого молниеотвода
определяются параметры молниезащиты для зон.
Зона А:
Высота вершины конуса стержневого
молниеотвода , м:
м. (85)
Определяем радиусы защиты на уровне земли:
м. (86)
Определяем радиусы защиты на высоте защищаемого
сооружения:
м, (87)
где м - высота защищаемого объекта (ГПП)
[14, стр.216].
Определяем высоту стержневого
молниеприёмника:
м. (88)
Определяем активную высоту молниеотвода:
м. (89)
Зона Б:
Высота вершины конуса стержневого
молниеотвода , м:
м. (90)
Определяем радиусы защиты на уровне земли:
м. (91)
Определяем радиусы защиты на высоте защищаемого
сооружения:
м, (92)
Определяем высоту стержневого
молниеприёмника:
м.
Определяем активную высоту молниеотвода:
м.
Для защиты электроустановок от внутренних и грозовых
перенапряжений применяем ограничители перенапряжения нелинейные (ОПН).
Заключение
В ходе курсового проекта было рассмотрено
электроснабжение тракторного. Основными требования были надежность,
экономичность и экологичность. Начальным этапом проектирование было определение
расчетных нагрузок, выбор места расположения ГПП и проектирование внешнего
электроснабжения. Выбор производился по двум вариантам 110 и 35 кВ. Из
проведенного технико-экономического сравнения наиболее оптимальным и
экономичным является использование линии с напряжением 35 кВ, потому что она
требует затрат на 8,13 % меньше, чем линия с напряжением 110 кВ, но внешнее
электроснабжения осуществляем на напряжении 110 кВ, т.к. предусматривается
расширение завода.
Во втором этапе задача состояла в проектирование
внутреннего электроснабжения завода. Было рассмотрено два варианта схемы
проектирования внутреннего электроснабжения. По результатам расчета наиболее
экономичным является вариант 2. Разница в затратах 2х вариантов составила 5,21%.
После выбора внутреннего электроснабжения,
третьим этапом выполнялся расчет токов КЗ и проверка линий по термической
стойкости. Все выбранные ранее кабельные линии 10 кВ удовлетворяют условию
термической стойкости.
В четвертом этапе производился выбор основного
оборудования: выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения и
т.д..
Пятым этапом проектирования стал расчет
заземляющего устройства и стержневых молниеотводов на ГПП.
Список литературы
1. Справочник по
электроснабжению промышленный предприятий.В 2-х кн. / под общ. ред.
А.А.Федорова и Г.В. Сербиновского. - Кн.2. Технические сведения об
оборудовании.- М.: Энергия, 1974. - 528 с.
. Справочная книга для
проектирования электрического освещения/ под ред. Г.М. Кнорринга. Л.: Энергия,
1976. -384 с.
3. Наумов И.В., Лещинская
Т.Б., Бондаренко С.И. Проектирование систем электроснабжения: учебное пособие.
- 2-е изд., / Под общей редакцией И.В.Наумова. - Иркутск: ИрГСХА, 2011. - 327
С.
4. Степанов В.С. Методические
указания для выполнения экономической части дипломного проекта по специальности
140211 «Электроснабжение» / В.С. Степанов. - Иркутск: Изд-во
ИрГТУ, 2011. - 49с.
. Справочник по
проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича. - 4-е изд.,
перераб. и доп. - М.: ЭНАС, 2012. - 376 с.
6. ГОСТ 28249-93 Короткие
замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного
тока напряжением до 1 кВ.
7. Правила устройства
электроустановок (ПУЭ), изд. 7, 2001 - 2004.
. Акишина А.Г., Старостина
Э.Б. Электрооборудование станций и подстанций/ Акишина А.Г., Старостина Э.Б. -
Иркутск, ИрГТУ- 2007 г.