Реконструкция системы электроснабжения механического производства металлургического комбината

В системах электроснабжения выделяют следующие уровни напряжения: низкое напряжение (НН) — до 1 кВ; среднее (СН) — 6, 10, 20 кВ; высокое (ВН) — 35, 110, 150, 220 кВ; сверхвысокое напряжение (СВ) — 330, 500, 750, 1150 кВ. Для разных целей используются и другие классификации, например, для целей коммерческого учета электроэнергии, связанного с выбором ценовых категорий, напряжения 6, 10, 20 кВ называют «среднее напряжение 2» (СН2); напряжение 35 кВ — «среднее напряжение 1» (СН1); напряжение 110 кВ и выше — «высокое напряжение» (ВН) [1, 2].

К системе электроснабжения предприятия относятся связанные между собой электроустановки, предназначением которых является снабжение потребителей электроэнергией. Потребителями электрической энергии являются: крупные и малые промышленные предприятия различных форм собственности; организации и учреждения; стройплощадки; многоквартирные жилые дома и отдельные коттеджи, т.е. все объекты на которых используется электрическая энергия. Согласно правил устройства электроустановок потребителем электроэнергии является одиночный электроприемник (ЭП) или группа ЭП, которые размещаются на определенной территории и связаны между собой единым техпроцессом [3, 4].

Целью выпускной квалификационной работы является создание надежной и экономичной системы электроснабжения механического производства металлургического комбината, позволяющей обеспечить функционирование электроприемников и соблюдение показателей качества электрической энергии.

1 Характеристика предприятия

ООО «БЕМЕК» является одним из ведущих предприятий по выпуску метизов в России. В ассортимент производимой продукции входит катанка и стальная проволока из высококачественных марок сталей (углеродистых, легированных и нержавеющих), стальные канаты различных конструкций без покрытия, оцинкованных и с полимерным покрытием, лента различных размеров и сечений, крепеж. Продукция комбината находит применение во всех отраслях промышленности: в топливно-энергетической, машиностроительной, строительной, а также в оборонно-промышленном комплексе.

На протяжении всей своей истории предприятие развивает и внедряет новые технологии в производство. одними из первых были внедрены технологические процессы горячего цинкования, закалки и отпуск кардной проволоки, лужения ремизной проволоки, налажен выпуск пружинной проволоки для автомобилестроения, микропроволоки, латунированного металлокорда и стальных канатов различных сечений. Освоено производство многопрядных канатов с полимерным покрытием, которые используются в грузоподъемной технике, несущих элементах подвесных мостов, угольной и горнорудной промышленности и газонефтедобыче.

17 стр., 8042 слов

Электроснабжение промышленных предприятий (3)

... и источниках электроснабжения Работа современных промышленных предприятий связана с потреблением электрической энергии, вырабатываемой электростанциями. Электрическая станция- это промышленное предприятие, вырабатывающее электроэнергию ... 220 В. Номинальным напряжением электросети называют среднее арифметическое значении рабочих напряжений в начале и конце линии сети. Напряжение генераторов, на ...

Предприятие выпускает различные материалы для армирования бетона, сварки и наплавки, изготовления пружин, холодной объемной штамповки (холодной высадки), кабельной промышленности и линий электропередач, изготовления инструмента, армирования резинотехнических изделий. Одним из основных видов продукции являются различные виды проволоки и канатов: проволока и лента из сплавов с особыми физическими свойствами (кроме упругих), общего назначения, высоколегированная и коррозионностойкая (нержавеющая), канаты для грузоподъемных механизмов, тяговых лебедок, буксировочные (кроме такелажа), для нефтегазодобывающей промышленности и других отраслей промышленности.

2 Расчет ожидаемых максимальных нагрузок по предприятию

Основой для расчета электрических нагрузок при проектировании электроснабжения служат таблицы электроприемников. Заполнение таблиц предшествует составлению принципиальных однолинейных схем электрических сетей.

Таблицу электроприемников составляют в тесной увязке с планами разводки кабелей, технологической особенностью объектов и нумерацией электроприемников. Порядок заполнения таблиц зависит от технологии объекта.

Для облегчения поиска электроприемников на силовых сетях рекомендуется группировать их по участкам цеха, производствам, зонам, ограниченным строительными осями и т. д.

Для удобства поиска электроприемников в схемах электрических сетей в графе «Дополнительные данные» таблиц рекомендуется указывать узел питания электроприемника, т.е. номер щита станции управления, распределительного пункта, подстанции и т.п. Электроприемники в таблицу электроприводов должны заноситься с нумерацией в возрастающем порядке [5, 6].

Как правило расчеты электрических нагрузок производят от первого уровня системы электроснабжения к шестому. При этом на уровнях от 1 до 3 используют аналитические методы расчета, которые дают высокую точность расчета, но требуют большого объема достоверной исходной информации. На уровнях от 4 и выше используют эмпирические методы расчета, которые являются менее точными, но наиболее простыми.

Расчетные нагрузки по отдельным цехам предприятия определяются по методике, приведенной в РТМ 36.18.32.4-92 [7].

Вначале определяются низковольтные нагрузки по цехам. Исходными данными являются суммарные установленные мощности низковольтных электроприемников по цехам. Основываясь на информации о технологических особенностях и составе электрооборудования каждого из цехов, по справочникам находятся усредненных значения коэффициентов использования и коэффициентов мощности для каждого из цехов. По каждому цеху определяются значения КИ·РН и КИ·РН·tg, рассчитываются значения эффективного числа электроприемников для каждого цеха. По найденным значениям эффективного числа электроприемников и коэффициента использования по справочным таблицам определяются значения коэффициента расчетной нагрузки КР и определяются расчетные активная РР и реактивная QР нагрузки [8].

«Информация о коэффициентах использования КИ и коэффициентах мощности cos как для отдельных электроприемников, так и для характерных цехов по отраслям промышленности берется из справочников. Из-за большого многообразия наименований электроприемников и цехов не для всех можно найти справочные данные о КИ и cos. В этом случае они принимаются равными соответствующим данным для электроприемников и цехов схожих по режиму работы» [8].

31 стр., 15499 слов

Электроснабжение железнодорожного предприятия (автоматизация ...

... электроснабжение железнодорожного предприятия 1.1 Расчёт электрических нагрузок предприятия Общая характеристика локомотивного депо Локомотивное депо «Отрожка» Лискинского отделения Юго – Восточной железной дороги занимается техническим обслуживанием и ремонтом дизель-поездов и электропоездов и по надежности электроснабжения ... нагрузок в данном дипломном проекте ... трёхсменный график работы. План депо ...

Значения эффективного числа электроприемников находятся по формуле:

( Pн ) 2

nЭ  . (2.1)

 npн2

При определении значений эффективного числа электроприемников в целом по цеху промышленного предприятия допускается пользоваться упрощенным выражением [8]:

2 Pн

nЭ  (2.2)

pн. макс

«Найденное по указанным выражениям значение nЭ округляется до ближайшего меньшего целого числа. При nЭ  4 рекомендуется пользоваться номограммой» [8].

«Если найденное по упрощенному выражению число nЭ окажется больше n, то следует принимать nЭ = n.

Если рн.макс / рн.мин  3, где рн.мин — номинальная мощность наименее мощного ЭП группы, также принимается nЭ = n» [8].

Справочные таблицы для нахождения значений коэффициентов расчетной мощности приведены в РТМ 36.18.32.4-92» [7].

«Расчетная активная нагрузка группы силовых трехфазных электроприемников на всех ступенях питающих и распределительных сетей находится» [8]:

Р р  К Р  К И  РН (2.3)

Значение реактивной нагрузки для группы электроприемников определяется по одному из выражений [9]: при значении nЭ  10

QР  1,1  PН  К И  tg (2.4)

при значении nЭ  10

QР  PН  К И  tg  (2.5)

«где tg — коэффициент реактивной мощности рассматриваемой группы электроприемников» [9].

Значение полной расчетной нагрузки находится по формуле [8]:

S P  PP2  QP2 (2.6)

«Для расчета электрических нагрузок высоковольтных электроприемников необходимо по заданной суммарной номинальной мощности подобрать конкретные синхронные и асинхронные двигатели, различного рода электротехнологические установки (электропечные трансформаторы, электролизные установки и т.д.), которые выбираются в соответствии с технологией производства предприятия. При этом возможно незначительное изменение заданной номинальной мощности с учетом мощности выбранных электроприемников» [8].

Значения расчетных нагрузок высоковольтных электроприемников определяются также, как и низковольтных. Методика расчета зависит от числа электроприемников, их режима их работы и соотношения номинальных мощностей отдельных электроприемников.

Реактивные нагрузки высоковольтных синхронных двигателей, вычитаются из прочих реактивных нагрузок.

Результаты расчетов низковольтных и высоковольтных ожидаемых электрических нагрузок по каждому цеху предприятия заносятся в таблицу 2.1.

На плане предприятия на листе №1 обозначены следующие цеха предприятия: 1 — ремонтно-механический цех; 2 — участок 1; 3 – управление; 4 — отделение отделки; 5 — печное отделение; 6 – лаборатория; 7 — травильное отделение; 8 – котельная; 9 — гидравлическая станция; 10 — эмульсионное отделение; 11 — участок 2; 12 — цех отделки прутков; 13 — машинный зал.

13 стр., 6313 слов

Анализ использования производственных мощностей предприятия на ...

... вопросов, связанных с анализом использования производственных мощностей. Для реализации поставленной цели необходимо решить следующие задачи: охарактеризовать сущность понятия «производственная мощность предприятия»; рассмотреть методику анализа использования технологического оборудования; раскрыть показатели, характеризующие использование производственной мощности предприятия, порядок их ...

Таблица 2.1 – Определение расчетных нагрузок по каждому цеху предприятия

Pн , PC , QC , PP , QP , SP ,

Цеха комбината Pн.э. , кВт nэ Ки cos tg КM

кВт кВт квар кВт квар кВА

1 411 17.13 24 0.37 0.65 1.17 152.07 177.79 1.25 190.09 177.79 260.27

2 1684 210.50 8 0.44 0.76 0.86 740.96 633.64 1.24 918.79 633.64 1116.10

3 627 23.22 27 0.42 0.73 0.94 263.34 246.55 1.23 323.91 246.55 407.06 11

4 463 92.60 5 0.31 0.72 0.96 143.53 138.34 2.13 305.72 152.18 341.50

5 1847 76.96 24 0.51 0.8 0.75 941.97 706.48 1.22 1149.20 706.48 1348.99

6 14 3.50 4 0.2 0.73 0.94 2.8 2.62 2.7 7.56 2.88 8.09

7 127 9.77 13 0.64 0.84 0.65 81.28 52.50 1.26 102.41 52.50 115.09

Продолжение таблицы 2.1

Pн , PC , QC , PP , QP , SP ,

Цеха комбината Pн.э. , кВт nэ Ки cos tg КM

кВт кВт квар кВт квар кВА

8 387 55.29 7 0.79 0.8 0.75 305.73 229.30 1.17 357.70 252.23 437.69

9 58 11.60 5 0.71 0.85 0.62 41.18 25.52 1.2 49.42 28.07 56.83

10 36 2.57 14 0.62 0.81 0.72 22.32 16.16 1.26 28.12 16.16 32.44

11 1833 83.32 22 0.49 0.78 0.80 898.17 720.59 1.24 1113.73 720.59 1326.51

12 3814 158.92 24 0.38 0.65 1.17 1449.3 1694.44 1.29 1869.62 1694.44 2523.22

13 216 15.43 14 0.73 0.78 0.80 157.68 126.50 1.15 181.33 126.50 221.10

Суммарная

387 55.29 7 0.79 0.8 0.75 305.73 229.30 1.17 357.70 252.23 437.69

нагрузка 0,4 кВ

Продолжение таблицы 2.1

Pн , PC , QC , PP , QP , SP ,

Цеха комбината Pн.э. , кВт nэ Ки cos tg КM

кВт кВт квар кВт квар кВА

9 2520 630 4 0.81 0.9 -0.48 2041.2 -988.60 1.18 2408.62 -988.60 2603.60

13 3200 800 4 0.79 0.89 -0.51 2528 -1295.13 1.17 2957.76 -1295.13 3228.89

Суммарная

5720 630…800 8 0.80 — -0.50 4569.2 -2283.73 — 5366.38 -2283.73 5832.10

нагрузка 10 кВ

Итого по заводу 17237 2.57…800 199 0.57 — 0.25 9769.6 2486.698 — 11964 2526.28 12227.80

3 Технико-экономический выбор трансформаторов на КТП

Комплектные двухтрансформаторные автоматизированные подстанции типа 2КТПЛ-НЭ предназначены для обеспечения надежного электроснабжения предприятий различных отраслей промышленности, где перерыв питания электроприемников может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный экономический и экологический ущерб, расстройство сложных технологических процессов.

2КТПА-НЭ реализованы на новых принципах построения систем надежного энергоснабжения потребителей на стороне 0,4 кВ.

Отличительными особенностями 2КТПА-НЭ являются:

  • единый комплекс силовой части (основные, аварийные источники и распределение электроэнергии) и устройств защиты и автоматики;
  • применение в качестве источников электроэнергии сухих силовых трансформаторов;
  • изолированные шины шинных мостов;
  • выполнение функций защит, автоматики и сигнализации посредством микропроцессорных блоков релейной защиты;
  • состав защит, в котором кроме максимальной токовой защиты (МТЗ), зашиты от замыканий на землю (033) реализованы функции дальнего резервирования отказов и выключателей в сети 0,4 кВ, а также блокировки МТЗ при пусках и самозапусках электродвигателей;
  • запись и накопление информации о параметрах работы 2КТПА-НЭ и аварийных процессов;
  • возможность включения в контур АСУ ТП предприятия в качестве устройства нижнего уровня посредством интерфейса RS485 или волоконнооптической линии связи;
  • компоновка шкафов распределительного устройства низкого напряжения (РУНЫ) КТП с разделением отсеков сборных шин;
  • вводных и распределительных блоков, отходящих кабелей, что обеспечивает высокую эксплуатационную надежность и безопасность;
  • уменьшенные габаритные размеры шкафов РУНН, что позволяет сэкономить средства при строительстве новых объектов и высвободить площади при реконструкции существующих;
  • максимальная степень заводской готовности, что позволяет уменьшить сроки и затраты на ввод оборудования в эксплуатацию.

Параметры 2КТПА-НЭ сравнимы с мировыми аналогами, в частности фирм Siemens, ABB, Merlin Gerin, а по некоторым характеристикам превосходят их. При этом учтены действующие нормы и правила РФ [5, 10, 11].

14 стр., 6992 слов

Силовые трансформаторы

... ж - регулируемый и нерегулируемый двухобмоточные трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения. Основными электрическими параметрами трансформаторов являются: номинальная мощность, то есть значение полной мощности, на которую непрерывно в течение ...

Выбираем силовые трансформаторы на подстанции цеха по отделке прутков.

Номинальная мощность одного из двух трансформаторов, устанавливаемых на подстанции должна быть больше:

Р р

S НТ  , (3.1)

К з NТ

1869.6

S НТ   1335 кВА.

0,7  2

По номенклатуре выпускаемых трансформаторов принимаем к установке СТ с номинальной мощностью S НТ  1600 кВА.

Рассмотрим вариант с установкой на КТП двух трансформаторов ТСЗЛ -1600.

На сайте производителя определяем необходимые для расчетов паспортные данные трансформаторов:

  • потери на холостом ходу РХХ  2.3 кВт ;
  • потери в режиме КЗ PКЗ  16.5 кВт ;
  • ток холостого хода iХХ  0.55 % ;
  • напряжение короткого замыкания u КЗ  6 % ;
  • стоимость трансформатора по данным завода-изготовителя КТ  952.55 тыс.

руб .

«Потери активной и реактивной мощности в трансформаторе определим по формуле» [10]:

Pтр  NТ  ( Pxx  К з 2  Pкз ) , (3.2)

Pтр  2   2.3  0.7 2  16.5   20.77 кВт,

Qтр  NТ  (i0  К з2  U кз )  , (3.3)

Qтр  2   0.55  0.72  6  

1600

 111.68 квар.

«Расчётная нагрузка с учётом потерь в трансформаторе составит» [10]:

Рр  Рр   РТ , (3.4)

Рр  1869.6  20.77  1890.4 кВт,

Qр  Qр   QТ , (3.5)

Qр  1694.4  111.68  1806.1 квар.

«Реактивная мощность в период минимума нагрузок может быть определена по формуле» [10]:

Qmin  50%  QР , (3.6)

Qmin  0.5  1806.1  903.1 квар.

«Экономически выгодное значение реактивной мощности во время максимальной нагрузки в ЭЭС определим из выражений» [10]:

Q ‘э1  QP  0,7 Qсд , (3.7)

Q ‘э1  1806.1  0.7  0  1806.1 квар,

Q »э1    PР , (3.8)

Q »э1  0.28  1890.4  529.3 квар.

в расчетах принимаем   0,28 ; QСД  0 .

В дальнейшем используем меньшее из найденных значений Qэ1  529.3 квар.

«Экономически целесообразное значение реактивной мощности во время минимальной нагрузки в ЭЭС определим из выражений» [10]:

3 стр., 1105 слов

Потери электрической энергии в трансформаторе и коэффициент полезного ...

... точность приборов измерения мощности. По этой причине для измерения КПД трансформатора используют косвенный метод. Мощность, потребляемая из сети трансформатором, может рассматриваться в виде суммы мощностей нагрузки, мощности потерь в сердечнике и мощности потерь в обмотке ...

Qэ2,в  Qmin — Qкд  Qmin — (QP — Qэ1), (3.9)

Qэ2,в  903.1  1806.1  529.3  –373.8 квар;

  • Qэ2,н  Qmin  Qк , (3.10)

Qэ2,н =903.1  0  903.1 квар;

  • в расчетах принимаем Qк  0.

В связи с повышенным уровнем напряжения в системе электроснабжения во время минимального потребления мощности в дальнейших расчетах используем большее из найденных значений: Qэ 2  903.1 квар.

«Общая мощность батарей конденсаторов, необходимая для установки составит» [10]:

Qку max  1,15  Qp  Qэ1, (3.11)

Qкуmax  1,15 1806.1  529.3  1547.7 квар.

Из этой мощности мощность конденсаторных установок без регулирования должна быть:

Qку min  Qmin  Qэ2 , (3.12)

Qкуmin  903.1  903.1  0.

Таким образом все выбираемые конденсаторные установки должны быть регулируемыми.

«Значение величины реактивной мощности, которую необходимо передать в электрическую сеть напряжением 0,4 кВ через силовые трансформаторы КТП» [10]:

Qэн  Qэ1 – (Qр – Qp  ), (3.13)

Qэн  529.3  1806.1  1694.4   417.6 квар.

«Значение величины реактивной мощности, которую будет целесообразно передавать в электрическую сеть напряжением 0,4 кВ через силовые трансформаторы КТП» [2]:

QТ  ( NТ К З S H ) 2  Р 2 р , (3.14)

QТ  (2  0.7  1600) 2  1869.62  1233.7 квар,

QКУН  QP  QТ , (3.15)

QКУН  1694.4  1233.7  460.7 квар ,

Q. КУВ  QКУ max  QКУН , (3.16)

Q. КУВ  1547.7  460.7  1087 квар .

Выбираем для установки на цеховой трансформаторной подстанции 2 силовых трансформатора типа ТСЗЛ-1600/10, 2 конденсаторные установки на напряжение 0,4 кВ АУКРМ 200 квар и 2 конденсаторные установки на напряжение 10,5 кВ УКРП57 450 квар.

«Расчетная продолжительность периода максимальных потерь за год» [10]:

 T 

   0,124  М   TP , (3.17)

 10000 

 6700 

   0.124    8760  5522.6 ч.

 10000 

«Удельная стоимость потерь на ХХ в силовом трансформаторе КТП» [10]:

  12 

СХХ       TP , (3.18)

 TM 

 658  12 

С ХХ    1.38   8760  22.413 тыс.руб/кВт .

 6700 

«Удельная стоимость потерь КЗ в силовом трансформаторе КТП» [10]:

  12 

СКЗ       , (3.19)

 TM 

 658  12 

СКЗ    1.38   5522.6  14.13 тыс.руб/кВт .

 6700 

Стоимость годовых потерь электроэнергии в силовом трансформаторе найдем из выражения:

С  PT  CХХ  PХХ  СКЗ  К з2  PКЗ , (3.20)

С  PT  22.413  2.3  14.13  0.72 16.5  165.787 тыс.руб.

«Величина приведенных затрат на установку КТП с силовыми трансформаторами и компенсирующими устройствами находится из выражения» [10]:

ЗКТП  Е  ( КТ  NТ  К КУв  N КУв  К КУн  N КУн )  С  P  NТ , (3.21)

ЗКТП  0.223  (952.55  2  187.6  2  80.1  2)  (165.787  2)  875.806 тыс.руб.

Рассмотрим вариант с установкой на КТП двух трансформаторов ТСЗЛ -2500

На сайте производителя определяем необходимые для расчетов паспортные данные трансформаторов:

  • потери на холостом ходу РХХ  2.95 кВт ;
  • потери в режиме КЗ PКЗ  27 кВт ;
  • ток холостого хода iХХ  0.55 % ;
  • напряжение короткого замыкания u КЗ  6 % ;
  • стоимость трансформатора по данным завода-изготовителя КТ  1415.06 тыс.

руб .

11 стр., 5270 слов

Оптимизация работы силовых трансформаторов

... Трансформаторы с расщепленными обмотками допускают такие же перегрузки каждой ветви, отнесенные к ее номинальной мощности, как и трансформаторы с нерасщепленными обмотками. Систематические перегрузки, ... специальные трансформаторы [1]. Потери энергии характерны для всех систем распределения электроэнергии главным образом благодаря потерям активной мощности и потерям в трансформаторах. Правильные ...

«Потери активной и реактивной мощности в трансформаторе определим по формуле» [10]:

Pтр  NТ  ( Pxx  К з 2  Pкз ) , (3.22)

Pтр  2   2.95  0.72  27   32.36 кВт,

Qтр  NТ  (i0  К з2  U кз )  , (3.23)

Qтр  2   0.55  0.72  6  

2500

 174.5 квар.

19

«Расчётная нагрузка с учётом потерь в трансформаторе составит» [10]:

Рр  Рр   РТ , (3.24)

Рр  1869.6  32.36  1902 кВт,

Qр  Qр   QТ , (3.25)

Qр  1694.4  174.5  1868.9 квар.

«Реактивная мощность в период минимума нагрузок может быть определена по формуле» [10]:

Qmin  50%  QР , (3.26)

Qmin  0.5  1868.9  934.5 квар.

«Экономически выгодное значение реактивной мощности во время максимальной нагрузки в ЭЭС определим из выражений» [10]:

Q ‘э1  QP  0,7 Qсд , (3.27)

Q ‘э1  1868.9  0.7  0  1868.9 квар,

Q »э1    PР , (3.28)

Q »э1  0.28  1902  532.6 квар.

в расчетах принимаем   0,28 ; QСД  0 .

В дальнейшем используем меньшее из найденных значений Qэ1  532.6 квар.

«Экономически целесообразное значение реактивной мощности во время минимальной нагрузки в ЭЭС определим из выражений» [10]:

Qэ2,в  Qmin — Qкд  Qmin — (QP — Qэ1), (3.29)

Qэ2,в  934.5  1868.9  532.6  –401.9 квар;

  • Qэ2,н  Qmin  Qк , (3.30)

Qэ2,н =934.5  0  934.5 квар;

  • в расчетах принимаем Qк  0.

В связи с повышенным уровнем напряжения в системе электроснабжения во время минимального потребления мощности в дальнейших расчетах используем большее из найденных значений: Qэ 2  934.5 квар.

«Общая мощность батарей конденсаторов, необходимая для установки составит» [10]:

Qку max  1,15  Qp  Qэ1, (3.31)

Qкуmax  1,15 1868.9  532.6  1616.7 квар.

Из этой мощности мощность конденсаторных установок без регулирования должна быть:

Qку min  Qmin  Qэ2 , (3.32)

Qкуmin  934.5  934.5  0.

Таким образом все выбираемые конденсаторные установки должны быть регулируемыми.

«Значение величины реактивной мощности, которую необходимо передать в электрическую сеть напряжением 0,4 кВ через силовые трансформаторы КТП» [10]:

Qэн  Qэ1 – (Qр – Qp  ), (3.33)

Qэн  532.6  1868.9  1694.4   358.1 квар.

«Значение величины реактивной мощности, которую будет целесообразно передавать в электрическую сеть напряжением 0,4 кВ через силовые трансформаторы КТП» [10]:

QТ  ( NТ К З S H ) 2  Р 2 р , (3.34)

QТ  (2  0.7  2500)2  1869.62  2958.8 квар,

QКУН  QP  QТ , (3.35)

QКУН  1694.4  2958.8  1264.4  50 квар ,

Q. КУВ  QКУ max  QКУН , (3.36)

Q. КУВ  1616.7  0  1616.7 квар .

При значении QКУН  50 квар размещение низковольтных конденсаторных установок является нецелесообразным.

Выбираем для установки на цеховой трансформаторной подстанции 2 силовых трансформатора типа ТСЗЛ-2500/10 и 2 конденсаторные установки на напряжение 10,5 кВ УКРП57 900 квар.

14 стр., 6986 слов

Основы работы усилителя мощности

... должен производиться с учетом равенства Определим кпд усилителя, пренебрегая потерями в трансформаторе где Р 0 -- мощность, потребляемая от источника питания; коэффициент ... Приведенное выражение дает возможность определить коэффициент трансформации выходного трансформатора при заданном значении напряжения источника питания. 1.3 Двухтактные усилители мощности Двухтактные усилители мощности позволяют ...

Стоимость годовых потерь электроэнергии в силовом трансформаторе найдем из выражения:

С  PT  CХХ  PХХ  СКЗ  К з2  PКЗ , (3.37)

С  PT  22.04  2.95  14.787  0.72  27  260.649 тыс.руб.

«Величина приведенных затрат на установку КТП с силовыми трансформаторами и компенсирующими устройствами находится из выражения» [10]:

ЗКТП  Е  ( КТ  NТ  К КУ  N КУ )  С  P  NТ , (3.38)

ЗКТП  0.223  (1415.06  2  221.3  2)  (260.649  2)  1251.115 тыс.руб.

Оптимальный вариант выбираем исходя из минимального значения приведенных затрат, которые меньше у первого варианта с установкой на КТП 2 силовых трансформаторов типа ТСЗЛ-1600/10, 2 конденсаторных установок на напряжение 0,4 кВ АУКРМ 200 квар и 2 конденсаторных установок на напряжение 10,5 кВ УКРП57 450 квар. На остальных цеховых подстанциях предприятия выбор трансформаторов выполняем по изложенной выше методике.

4 Технико-экономический выбор трансформаторов на ГПП

Однозначно выбрать напряжение по эмпирическим формулам можно только в том случае, если полученное значение близко к одному из стандартных. Если же полученное по формуле значение находится в середине между стандартными, то следует рассмотреть оба варианта; если оба технически приемлемы, то выбрать лучший, произведя их техникоэкономическое сравнение.

Предпочтителен вариант с более высоким напряжением даже при преимуществах варианта с более низким из сравниваемых напряжений в пределах до 5… 10 % по приведенным затратам [5, 12, 13].

Рациональное напряжение системы внешнего электроснабжения находится как:

U РАЦ  4.34  L  0.016  PРП , (4.1)

U РАЦ  4.34  14  0.016  87394  163 кВ ,

При этом значение активной расчетной нагрузки складывается из:

PРП  PРН  РРВ  РСТОР , (4.2)

PРП  6597.61  5366.38  75430  87394 кВт.

Значение полной мощности, потребляемой промышленным предприятием находим из выражения:

S РП  РРП 2  QЭС 2 , (4.3)

S РП  873942  218482  90084 кВА ,

При этом значение реактивной расчетной мощности определяется как:

QЭС  РРП  tg , (4.4)

QЭСi  87394  0.25  21848 квар.

Поскольку от главной понизительной подстанции предприятия получаю питание электроприемники относящиеся ко всем трем категориям по надежности электроснабжения, то выбираем для установки на ГПП 2 силовых трансформатора с номинальной мощностью большей:

Sномт  К12  S РП , (4.5)

К пер

Sномт  0,8  90084   51477 кВА.

1,4

По данным сайта производителя силовых трансформаторов выбираем для дальнейшего сравнения трансформаторы ТРДН-63000/110/10 и следующий по шкале номинальных мощностей ТРДН-80000/110/10/10.

На сайте производителя определяем необходимые для расчетов паспортные данные трансформаторов:

  • потери на холостом ходу РХХ  48 кВт ;
  • потери в режиме КЗ PКЗ  247 кВт ;
  • ток холостого хода iХХ  0.52 % ;
  • напряжение короткого замыкания uКЗ  10.5 % ;
  • стоимость трансформатора по данным завода-изготовителя КТ  50380 тыс. руб .

«Приведенные потери активной мощности в СТ в режиме ХХ определим из выражения» [14]:

13 стр., 6363 слов

Релейная защита и автоматика трансформаторов

... трансформатора. На трансформаторах предусматриваются следующие устройства автоматики: автоматическое повторное включение, предназначен­ное для повторного включения трансформатора после его отключения максимальной токовой защитой. Требо­вания к АПВ (автоматическое повторное включение) и ...

Рх ‘  Рх  К ип  Qх , (4.6)

Рх ‘  48  0.05  327.6  64.38 кВт,

где

Qх  I хх %  Sном.т / 100, (4.7)

Qх  0.52  63000 / 100  327.6 квар,

К ип  0,05 кВт / квар.

«Приведенные потери активной мощности в СТ в режиме КЗ определим из выражений» [14]:

  • для обмотки ВН:

Qк .в  U к .в %  S ном т / 100, (4.8)

Qк .в  1.3  63000 / 100  826.9 квар,

U к .в %  0,125  uк . ВН  НН , (4.9)

U к .в %  0,125  10.5  1.3 %,

Р ‘к .в  Рк .в  К ип  Qк .в , (4.10)

Р ‘к .в  0  0.05  826.9  41.3 кВт.

Рк .в  0.

  • для обмотки НН:

Qк.н1  Qк.н2  Uк.н1,2%  Sном т / 100, (4.11)

Qк .н1  Qк .н 2  18.375  63000 / 100  11576.3 квар,

U к .н1%  U к .н 2%  1,75  uк . ВН  НН , (4.12)

U к .н1%  U к .н 2%  1,75  10.5  18.375 %,

Р ‘к.н1  Р ‘к.н2  Рк.н1,2  Кип  Qк.н1,2 , (4.13)

Р ‘к .н1  Р ‘к .н 2  494  0.05  11576.3  1072.8 кВт,

Рк.н1,2  2  Рк.ВН НН , (4.14)

Рк.н1,2  2  247  494 кВт.

«Коэффициент загрузки силового трансформатора в послеаварийном режиме при отключении второго трансформатора на подстанции определим из выражения» [14]:

К з .в  , (4.15)

S ном ,Т

90084

К з .в   1.43 .

63000

S Н 1,2

К з.н1  К з.н 2  , (4.16)

Sном ,Т

45042

К з.н1  К з.н 2   0.71 .

63000

«Приведенные потери активной мощности в СТ определим из выражения» [14]:

Рт`  Рх`  К з2.в  Рк` .в  К з2.н1  Рк` .н1  К з2.н 2  Рк` .н 2 , (4.17)

Рт`  64.38  1.432  41.3  0.712 1072.8  0.712 1072.8  1245.7 кВт .

Имея суммарный годовой график потребления мощности на ГПП (рисунок 4.1) определим суммарные годовые потери электроэнергии в СТ из выражения» [14]:

Wпс   Wxi   Wki   ni  Px  Ti 

1 1 1  (4.18)

   K з2.вi  Pк.в  Ti   K з2.н1i  Pк.н1  Ti   K з2.н 2i  Pк.н 2  Ti 

 ni ni ni 

Итоговые данные по годовым потерям электроэнергии в СТ заносим в таблицу 4.1.

Рисунок 4.1 – Годовой график потребления мощности на ГПП

Таблица 4.1 — Итоговые данные по годовым потерям электроэнергии в СТ

S Вi , S Н 1i , S Н 2i , Wxi , WкВi , WкH 1i , WкH 2i ,

i ni Ti , ч K зВi K зH 1i K зH 2 i

МВА МВА МВА кВт  ч кВт  ч кВт  ч кВт  ч

1 90.084 45.042 45.042 2 1000 128760 1.430 0.715 0.715 42266 274188 274188

2 81.123 40.562 40.562 2 1000 128760 1.288 0.644 0.644 34276 222352 222352

3 72.116 36.058 36.058 2 2000 257520 1.145 0.572 0.572 54175 351440 351440

4 64.276 32.138 32.138 2 3000 386280 1.020 0.510 0.510 64554 418771 418771 29 26

5 54.148 27.074 27.074 2 1760 226618 0.859 0.430 0.430 26876 174351 174351

Wxi = 1127938 WкВi = 3104351

Зная потери электрической энергии в СТ ГПП и стоимость кВт·ч потребленной электроэнергии найдем стоимость годовых потерь:

И WПС  Wпс  Сэ , (4.19)

И WПС  (3104351  1127938)  2.558  10826 тыс. руб.

«Суммарные приведенные затраты на ГПП определим из выражения» [14]:

Зприв  Ен  К  И  Ен  К  Иэ  ИWПС , (4.20)

Зприв  0.25 100761  9472  10826  45488 тыс. руб.

где К  2  50380.49  100761 тыс. руб. – стоимость двух силовых трансформаторов типа ТРДН-63000/110 по данным сайта завода изготовителя;

  • Иэ  Рсум  К  0,094 100761  9472 тыс. руб. – величина годовых

отчислений.

На сайте производителя определяем необходимые для расчетов паспортные данные трансформаторов:

  • потери на холостом ходу РХХ  56 кВт ;
  • потери в режиме КЗ PКЗ  312 кВт ;
  • ток холостого хода iХХ  0.47 % ;
  • напряжение короткого замыкания uКЗ  10.5 % ;
  • стоимость трансформатора по данным завода-изготовителя КТ  57709 тыс. руб .

«Приведенные потери активной мощности в СТ в режиме ХХ определим из выражения» [14]:

Рх ‘  Рх  К ип  Qх , (4.21)

Рх ‘  56  0.05  376  74.8 кВт,

где

Qх  I хх %  Sном.т / 100, (4.22)

Qх  0.47  80000 / 100  376 квар,

К ип  0,05 кВт / квар.

«Приведенные потери активной мощности в СТ в режиме КЗ определим из выражения» [14]:

  • для обмотки ВН:

Qк .в  U к .в %  S ном т / 100, (4.23)

Qк .в  1.3  80000 / 100  1050 квар,

U к .в %  0,125  uк . ВН  НН , (4.24)

U к .в %  0,125  10.5  1.3 %,

Р ‘к .в  Рк .в  К ип  Qк .в , (4.25)

Р ‘к .в  0  0.05  1050  52.5 кВт.

Рк .в  0.

  • для обмотки НН:

Qк.н1  Qк.н2  Uк.н1,2%  Sном т / 100, (4.26)

Qк .н1  Qк .н 2  18.375  80000 / 100  14700 квар,

U к .н1%  U к .н 2%  1,75  uк . ВН  НН , (4.27)

U к .н1%  U к .н 2%  1,75  10.5  18.375 %,

Р ‘к.н1  Р ‘к.н2  Рк.н1,2  Кип  Qк.н1,2 , (4.28)

Р ‘к .н1  Р ‘к .н 2  624  0.05  14700  1359 кВт,

Рк.н1,2  2  Рк.ВН НН , (4.29)

Рк.н1,2  2  312  624 кВт.

«Коэффициент загрузки силового трансформатора в послеаварийном режиме при отключении второго трансформатора на подстанции определим из выражения» [14]:

К з .в  , (4.30)

S ном ,Т

90084

К з .в   1.13 .

80000

S Н 1,2

К з.н1  К з.н 2  , (4.31)

Sном ,Т

45042

К з.н1  К з.н 2   0.56 .

80000

«Приведенные потери активной мощности в СТ определим из выражения» [14]:

Рт`  Рх`  К з2.в  Рк` .в  К з2.н1  Рк` .н1  К з2.н 2  Рк` .н 2 , (4.32)

Рт`  74.8  1.132  52.5  0.562 1359  0.562 1359  1003 кВт .

Имея суммарный годовой график потребления мощности на ГПП определим суммарные годовые потери электроэнергии в СТ из выражения» [14]:

Wпс   Wxi   Wki   ni  Px  Ti 

1 1 1  (4.33)

   K з2.вi  Pк.в  Ti   K з2.н1i  Pк.н1  Ti   K з2.н 2i  Pк.н 2  Ti 

 ni ni ni 

Итоговые данные по годовым потерям электроэнергии в СТ заносим в таблицу 4.2.

Зная потери электрической энергии в СТ ГПП и стоимость кВт·ч потребленной электроэнергии найдем стоимость годовых потерь:

И WПС  Wпс  Сэ , (4.34)

И WПС  (2439176  1310496)  2.558  9592 тыс. руб.

«Суммарные приведенные затраты на ГПП определим из выражения» [14]:

Зприв  Ен  К  И  Ен  К  Иэ  ИWПС , (4.35)

Зприв  0.25 115417.1  10849  9592  49295 тыс. руб.

где К  2  57708.56  115417.1 тыс. руб. – стоимость двух силовых трансформаторов типа ТРДН-80000/110/10/10 по данным сайта завода изготовителя;

  • Иэ  Рсум  К  0,094 115417.1  10849 тыс. руб. – величина годовых

отчислений.

Из двух вариантов выбираем вариант с минимальным значением приведенных затрат – установка на ГПП двух трансформаторов типа ТРДН63000/110/10/10.

Таблица 4.2 — Итоговые данные по годовым потерям электроэнергии в СТ

S Вi , S Н 1i , S Н 2i , Wxi , WкВi , WкH 1i , WкH 2i ,

i ni Ti , ч K зВi K зH 1i K зH 2 i

МВА МВА МВА кВт  ч кВт  ч кВт  ч кВт  ч

1 90.084 45.042 45.042 2 1000 149600 1.126 0.563 0.563 33285 215400 215400

2 81.123 40.562 40.562 2 1000 149600 1.014 0.507 0.507 26992 174678 174678

3 72.116 36.058 36.058 2 2000 299200 0.901 0.451 0.451 42663 276088 276088

4 64.276 32.138 32.138 2 3000 448800 0.803 0.402 0.402 50836 328983 328983

5 54.148 27.074 27.074 2 1760 263296 0.677 0.338 0.338 21165 136969 136969

Wxi = 1310496 WкВi = 2439176

5 Выбор схемы главной понизительной подстанции предприятия

На стороне ВН электрическая схема главной понизительной подстанции либо выполняется с применением высоковольтных выключателей, либо по упрощенной схеме с установкой отделителей и короткозамыкателей или с глухим подключение силового трансформатора в случае применения подстанции глубокого ввода. На стороне низкого напряжения 6-10 кВ ГПП при установке двухобмоточных трансформаторов используется схема с одной секционированной системой шин, а при установке трансформаторов с расщепленной обмоткой низкого напряжения используют две секционированных системы шин. Каждая обмотка НН силового трансформатора подключается к секции шин через отдельный выключатель, при этом выключатель между секциями шин как правило находится в выключенном положении для уменьшения значений токов КЗ. Для концевой подстанции применяется упрощенная схема с радиальной линией и подключенным к ней силовым трансформатором, при этом возможные повреждения в силовом трансформаторе отключаются коммутационными аппаратами, установленными со стороны питающей подстанции. Эта схема применяется при установке на ГПП силовых трансформаторов любой номинальной мощности при их радиальном питании, когда на каждый трансформатор приходится своя питающая линия. При недостаточной чувствительности релейной защиты на питающей подстанции на ГПП предприятия устанавливается защита отключающего импульса, которая передает сигнал на коммутационные аппараты питающей подстанции, но требует прокладки отдельной линии связи [15, 16].

На ГПП предприятия используется схема на стороне ВН с установкой только разъединителей, а коммутационные аппараты устанавливаются со стороны питающей электростанции. На стороне НН применяются четыре секции шин, секционированные секционными выключателями.

6 Расчет токов короткого замыкания

В системах электроснабжения предприятий периодически возникают короткие замыкания, приводящие к резкому увеличению протекающего тока. Выбираемые электрические аппараты и проводники должны проверяться на стойкость к термическому и динамическому воздействию токов короткого замыкания.

Мри использовании системы относительных единиц все расчетные данные приводят к базисным напряжению и мощности. За базисное напряжение U6 принимают одно из следующих: 3,15; 6,3; 10,5; 21; 37; 115; 230 кВ. За базисную мощность S6 принимают: мощность системы, суммарную мощность генераторов электростанции, трансформаторов подстанции или удобное для расчета число, кратное 10 (10, 100, 1000 MBА) [5, 17].

Для нахождения расчетных токов КЗ составляется расчетная схема, представленная на рисунке 6.1 и схема замещения, которая представлена на рисунке 6.2.

Рисунок 6.1 — Расчётная схема

Рисунок 6.2 — Схема замещения

Исходные данные для выполнения расчета:

  • Внешняя электроэнергосистема: U ср  115 кВ;
  • Sб  1000 МВА;
  • Sк  4250 МВА.

Кабельная линия электропередачи: худ  0,4 Ом/км; L  14 км.

Силовой трансформатор ГПП: S н = 63 МВА; U к = 10.5 %.

«Сопротивление системы определим из выражения» [17]:

x c .б  ; (6.1)

1000

хс.б   0.235 .

4250

«Сопротивление КЛЭП определим из выражения» [17]:

x уд Sб

хВЛ .б  L ; (6.2)

2 U сн2

0.4 1000

хВЛ .б  14   0.212.

2 1152

«Сопротивление принятого к установке на ГПП СТ определим из выражения» [17]:

U к .в ,% Sб

хТ . В.б   ; (6.3)

100 Sн

1.3125 1000

хТ .В.б    0.208.

100 63

U к.н ,% Sб

хТ .Н .б   ; (6.4)

100 Sн

18.375 1000

хТ .Н .б    2.917.

100 63

6.1 Расчет токов КЗ в точке К1

«Суммарное сопротивление цепи определим из выражения» [17]:

  • х рез1  хс.б  хВЛ .б ;
  • (6.5)

х рез1  0.235  0.212  0.447.

«Базисный ток определим из выражения» [17]:

I б . к1  ; (6.6)

3  U сн

1000

I б . к1   5.02 кА.

3  115

«Начальное действующее значение 3х фазного тока КЗ определим из выражения» [17]:

3  Еб`

I к1   Iб ; (6.7)

х рез1

I к1   5.02  11.231кА.

0.447

«Ударный ток КЗ определим из выражения» [17]:

  • iуд.к1  2  I п ,о  к уд ;

(6.8)

iуд.к1  2 11.231 1.81  28.59 кА.

6.2 Расчет токов КЗ в точке К2

«Суммарное сопротивление цепи определим из выражения» [17]:

  • х рез 2  х рез1  хТ .В.б  хТ .Н .б ;
  • (6.9)

x рез 2  0.447  0.208  2.917  3.572.

«Базисный ток определим из выражения» [17]:

I б .к 2  ; (6.10)

3  U сн

1000

I б .к 2   54.986 кА.

3  10.5

«Начальное действующее значение 3х фазного тока КЗ определим из выражения» [17]:

 3 Еб`

Iк2   I б .к 2 ; (6.11)

х рез 2

I к 2   54.986  15.393 кА.

3.572

«Ударный ток КЗ определим из выражения» [17]:

  • iуд.к 2  2  I п ,о  к уд ;

(6.12)

iуд.к 2  2  15.393 1.86  40.274 кА.

Полученные результаты расчетов для всех точек КЗ заносятся в таблицу 6.1. Таблица 6.1 – Результаты расчетов для всех точек КЗ Точка короткого U c н , кВ к уд I к3  , кА iуд , кА замыкания

1 115 1.81 11.2 28.6 2 10.5 1.86 15.4 40.3

7 Выбор электрических аппаратов на ГПП

7.1 Выбор электроаппаратов на стороне ВН главной понизительной подстанции

7.1.1 Выбор разъединителей на стороне 110 кВ

На стороне ВН ГПП предварительно принимаем к установке разъединитель производства Электрощит типа РГП-СЭЩ-110/1250.

Разъединитель выбирается и проверяется на соответствие следующим критериям:

  • соответствие номинальному напряжению сети:

U сети  U н , (7.1)

110 кВ  110 кВ ;

  • соответствие протекающему току в месте установки:

I max  I н , (7.2)

443 А  1250 А ,

где

S н.Т

I max  1.4  , (7.3)

3  U сн

63000

I max  1.4   443 А ;

3  115

  • «проверка на электродинамическую стойкость» [18]:

i уд  iпр.с , (7.4)

28.6 кА  75 кА ;

  • «проверка на термическую стойкость» [18]:

Вк  I пр

  • с  t пр.с , (7.5)

18.6 кА2  с  88.2 кА2  с .

Выбранный разъединитель успешно прошел необходимые проверки и может быть установлен на стороне ВН ГПП предприятия.

7.1.2 Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ

На стороне ВН ГПП предварительно принимаем к установке трансформаторы тока типа ТВ-110-II-600/5.

Трансформатор тока выбирается и проверяется на соответствие следующим критериям:

  • соответствие номинальному напряжению сети:

U сети  U н , (7.6)

110 кВ  110 кВ ;

  • соответствие протекающему току в месте установки:

I max  I H .ТТ , (7.7)

443 A  600 A ;

  • «проверка на электродинамическую стойкость» [18]:

iуд  iэлдин.ст , (7.8)

28.6 кА  45 кА ;

  • «проверка на термическую стойкость» [18]:

Вк  КТ2  I12ном.  tоткл  IT2  tоткл , , (7.9)

16.8 кА2  с  61.3 кА2  с ;

  • «проверка на не превышение величины вторичной нагрузки ТТ» [18]:

Z 2  Z 2ном , (7.10)

где Z 2  R2

R2  Rприб  Rпр  Rк , (7.11)

Вторичной нагрузкой ТТ на стороне ВН ГПП является амперметр с максимальной потребляемой мощностью 0.3 ВА. Находим активное сопротивление подключенных приборов:

Sприб

Rприб  , (7.12)

I 22

0.3

Rприб   0.012 Ом .

«Максимально допустимое сопротивления проводов определим из выражения» [18]:

Rпр  Z2ном  Rприб  Rк ,

Rпр  1.2 – 0.012 – 0.1  1.088 Ом .

«Минимально допустимое сечение медного провода находим из выражения» [18]:

  lр

s , (7.13)

Rпр

0.0175  60

s  0.965 мм2 .

1.088

Минимально допустимое сечение провода по механической прочности составляет 2.5 мм2.

Выбранный трансформатор тока успешно прошел необходимые проверки и может быть установлен на стороне ВН ГПП предприятия.

7.2 Выбор электроаппаратов на стороне НН главной понизительной подстанции

7.2.1 Выбор высоковольтных выключателей 10 кВ

На стороне НН ГПП предварительно принимаем к установке высоковольтный выключатель типа ВБЭК-10-31,5/3150.

Выключатель выбирается и проверяется на соответствие следующим критериям:

  • соответствие номинальному напряжению сети:

U сети  U н , (7.14)

10 кВ  10 кВ ;

  • соответствие протекающему току в месте установки:

I max  I н , (7.15)

2425 А  3150 А , где

S н.Т

I max  1.4  , (7.16)

3  U сн

63000

I max  1.4   2425 A ;

3  10.5  2

  • «проверка по отключающей способности» [18]:

I к31  I откл.н , (7.17)

15.4 кА  31.5 кА ,

ia,  iа.н. , (7.18)

10.3 кА  18.7 кА ,

где



3 

ia.  2  I к1  e , Ta

(7.19)

0.045

iа.  2  15.4  е 0.06

 10.3 кА ,

iа.н.   

2  н / 100  Iоткл.н , (7.20)

 42 

iа.н.   2    31.5  18.7 кА ,

 100 

  • «проверка на электродинамическую стойкость» [18]:

I к31  I пр.с , (7.21)

15.4 кА  31.5 кА ;

  • i уд  iпр.с , (7.22)

40.3 кА  70 кА ;

  • «проверка на термическую стойкость» [18]:

Вк  I терм

 tоткл , (7.23)

36.8 кА2  с  59.4 кА2  с .

Выбранный выключатель успешно прошел необходимые проверки и может быть установлен на стороне НН ГПП предприятия.

7.2.2 Выбор трансформаторов тока на стороне 10 кВ

На стороне НН ГПП предварительно принимаем к установке трансформаторы тока ТПШЛ-10-I-3000/5.

Трансформатор тока выбирается и проверяется на соответствие следующим критериям:

  • соответствие номинальному напряжению сети:

U сети  U н , (7.24)

10 кВ  10 кВ ;

  • соответствие протекающему току в месте установки:

I max  I H .ТТ , (7.25)

2425 A  3000 A ;

  • «проверка на электродинамическую стойкость» [18]:

iуд  iэлдин.ст , (7.26)

40.3 кА  90 кА ;

  • «проверка на термическую стойкость» [18]:

Вк  КТ2  I12ном.  tоткл  IT2  tоткл , , (7.27)

36.8 кА2  с  192.4 кА2  с ;

  • «проверка на не превышение величины вторичной нагрузки ТТ» [18]:

Z 2  Z 2ном , (7.28)

где Z 2  R2

R2  Rприб  Rпр  Rк , (7.29)

Вторичной нагрузкой ТТ на стороне НН ГПП являются: счетчики активной и реактивной электроэнергии, амперметр с максимальной потребляемой мощностью 14 ВА. Находим активное сопротивление подключенных приборов:

Sприб

Rприб  , (7.30)

I 22

Rприб   0.56 Ом .

«Максимально допустимое сопротивления проводов определим из выражения» [18]:

Rпр  Z2ном  Rприб  Rк ,

Rпр  1.2 – 0.56 – 0.1  0.54 Ом .

«Минимально допустимое сечение медного провода находим из выражения» [18]:

  lр

s , (7.31)

Rпр

0.0175  40

s  1.296 мм2 .

0.54

Минимально допустимое сечение провода по механической прочности составляет 2.5 мм2.

Выбранный трансформатор тока успешно прошел необходимые проверки и может быть установлен на стороне НН ГПП предприятия.

Таким же образом выбиваются и проверяются ТТ, устанавливаемые на отходящие к потребителям линии.

7.2.3 Выбор трансформатора напряжения на стороне 10 кВ

На стороне НН ГПП предварительно принимаем к установке трансформаторы напряжения НАМИ-10-95.

Трансформатор напряжения выбирается и проверяется на соответствие следующим критериям:

  • соответствие номинальному напряжению сети:

U сети  U н , (7.32)

10 кВ  10 кВ ;

  • необходимый класс точности;
  • «проверка на не превышение величины вторичной нагрузки ТН» [18]:

S2   S ном , (7.33)

S 2   (S приб cos  ) 2  (Sприб sin  ) 2  Pприб

 Qприб

  • (7.34)

Вторичной нагрузкой ТН на стороне НН ГПП являются: счетчики активной и реактивной электроэнергии с максимальной потребляемой мощностью 68 Вт и 132 вар.

148 ВА  200 ВА .

Выбранный трансформатор напряжения успешно прошел необходимые проверки и может быть установлен на стороне НН ГПП предприятия.

7.2.4 Выбор жестких шин

Сечение жестких шин определяется по экономической плотности тока согласно выражения:

I раб.ном

s ; (7.35)

1732

s  1732 мм 2 .

Выбираем 2 шины из алюминиевого сплава с прямоугольным сечением размерами 100 мм на 10 мм и Iдоп = 3100 А.

«Минимальное сечение шины по условию термической стойкости определяется по выражению» [19]:

BK  103

smin  , (7.36)

CT

36.8  103

smin   91.9 мм 2 .

49

«Сила, воздействующая на шины во время трехфазного КЗ определяется по выражению» [18]:

 3 3  107

Fmax   l  i уд

 Кф  К р , (7.37)

a

 3 3  107

Fmax   1  201502 1 1  70.3 H.

«Момент сопротивления поперечного сечения шины определяется по выражению» [18]:

b  h2

W , (7.38)

0.01  0.12

W  1.7  105 м3 .

«Максимальное напряжение в материале проводника определяется по выражению» [18]:

 

l

Fmax

 max  , (7.39)

 W

70.3 1

 max  5

106  0.5 МПа .

8 1.7 10

«Проверка на электродинамическую стойкость проводится по выражению» [18]:

 max   доп , (7.40)

0.5 МПа  247.1 МПа ,

где

 доп  0.7   р , (7.41)

 доп  0.7  353  247.1МПа .

«Момент инерции поперечного сечения проводника определяется по выражению» [18]:

b  h3

J , (7.42)

0.01  0.13

J  8.3  107 м4 .

«Частота собственных колебаний определяется по выражению» [18]:

  • r12 EJ ;
  • f0   (7.43)

2   l 2

m

3.142 7  1010  8.3  10 7

f0    239.8 Гц .

2    12 2.5

Так как частоте собственных колебаний выше 200Гц, то механический резонанс не возникает.

7.2.5 Выбор опорных изоляторов

Предварительно выбираем изоляторы типа ИОР-10-3,75 II УХЛ.

Опорные изоляторы выбираются и проверяются на соответствие следующим критериям:

  • соответствие номинальному напряжению сети:

U сети  U н , (7.44)

10 кВ  10 кВ ;

  • не превышению максимальной нагрузки на головку изолятора:

3

Fmax  Fдоп , (7.45)

70.3 Н  1500 Н ,

где

Ни

Fдоп  0.6  Fразруш  , (7.46)

Н

0.12

Fдоп  0.6  3750   1500 Н.

0.18

где

h

Н  Hи  b  , (7.47)

0.1

Н  0.12  0.01   0.18 м.

Выбранные опорные изоляторы прошли необходимые проверки и могут быть установлены на стороне НН ГПП предприятия.

7.2.6 Выбор проходных изоляторов

Предварительно выбираем проходные изоляторы ИП-10/5000-42,5 УХЛ2.

Проходные изоляторы выбираются и проверяются на соответствие следующим критериям:

  • соответствие номинальному напряжению сети:

U сети  U н , (7.48)

10 кВ  10 кВ ;

  • соответствие протекающему току в месте установки:

I max  I н , (7.49)

2425 А  5000 А ;

  • не превышению максимальной нагрузки на головку изолятора:

Fрасч  0.6  Fразр , (7.50)

20.3 Н  25500 Н ,

где

iуд

Fрасч  0.5   lиз  107 , (7.51)

а

201502

Fрасч  0.5   1  107  20.3 Н .

Выбранные проходные изоляторы прошли необходимые проверки и могут быть установлены на стороне НН ГПП предприятия.

8 Определение параметров заземления на ГПП

Заземление делится на защитное, имеющее своей целью обеспечение электробезопасности персонала и рабочее, необходимое для правильного функционирования электрооборудования.

Основной характеристикой обеспечения электробезопасности служит максимально допустимый уровень напряжения прикосновения, который следует обеспечивать во всех режимах функционирования системы электроснабжения.

Максимальное допустимое значение напряжения прикосновения составляет 500 В при времени существования КЗ равного 0.5 с [20].

«Значение напряжения на заземлителе найдем из выражения» [20]:

U пр.доп

Uз  , (8.1)

кП

Uз   1878 В ,

0.266

где значение коэффициента напряжения прикосновения находится по формуле:

М

кП  0.45

, (8.2)

 lв Lг 

 

а S 

0.5  0.93

кП  0.45

 0.266 ,

 6  306 

 

 12  1960 

коэффициент, зависящий от величины сопротивления тела человека:

 , (8.3)

Rч  1.5в.с

1000

  0.93 .

1000  1.5  50

Определенное по формуле 8.1 значение напряжения на заземлителе не превышает установленного максимально допустимого предела 10 кВ.

«Сопротивление ЗУ должно удовлетворять условию» [20]:

Rз  Rз.доп . (8.4)

«Число ячеек для расчетной модели заземлителя найдем из выражения» [20]:

m  1, (8.5)

2 S

m 1  2 .

2  1960

«Протяженность полос в расчетной модели найдем из выражения» [20]:

L’г  2 S (m  1) , (8.6)

L’г  2 1960  (2  1)  265.6 м .

Длина стороны ячейки может быть найдена следующим образом:

S

b , (8.7)

m

1960

b  22.1 м .

55

«Число вертикальных заземлителей, которые необходимо установить по контуру определим из выражения» [20]:

S 4

nв  , (8.8)

1  lв

1960  4

nв   30 .

1 6

«Суммарную протяженность вертикальных заземлителей найдем из выражения» [20]:

Lв  lв  nв , (8.9)

Lв  6  30  180 м .

«Значение относительной глубины погружения вертикальных заземлителей найдем из выражения» [20]:

lв  t

, (8.10)

S

6  0.7

 0.151 .

1960

«Суммарное сопротивление для сложного заземлителя найдем из выражения» [20]:

э э

Rз  А  , (8.11)

S Lг  Lв

50 50

Rз  0.317    0.46 Ом ,

1960 306  180 где

 l t 

А   0.444  0.84 в  , (8.12)

 S 

A   0.444  0.84  0.151  0.317 ;

  • Полученная величина суммарного сопротивления сложного заземлителя не превышает максимальное установленное значение 0,5 Ом.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В выпускной квалификационной работе разработан ряд мероприятий по реконструкции системы электроснабжения механического производства металлургического комбината, реализация которых направлена на создание надежной и экономичной системы электроснабжения, позволяющей обеспечить функционирование электроприемников и соблюдение показателей качества электрической энергии. В работе были найдены значения расчетных электрических нагрузок для 13 цехов предприятия и суммарная нагрузка, которая, с учетов высоковольтных электроприемников, составила 11,9 МВт и 2,5 Мвар. Для цеховой подстанции корпуса по отделке прутков были выбраны 2 силовых трансформатора типа ТСЗЛ-1600/10, 2 конденсаторные установки на напряжение 0,4 кВ АУКРМ 200 квар и 2 конденсаторные установки на напряжение 10,5 кВ УКРП57 450 квар. На главной понизительной подстанции с учетом дополнительной сторонней нагрузки 75,4 МВт в результате технико-экономического сравнения двух вариантов, по минимуму приведенных затрат были выбраны два трансформатора типа ТРДН- 63000/110/10/10. На ГПП предприятия используется схема на стороне ВН с установкой только разъединителей, а коммутационные аппараты устанавливаются со стороны питающей электростанции. На стороне НН применяются четыре секции шин, секционированные секционными выключателями. Определены значения токов КЗ на сторонах 110 и 10 кВ ГПП. Выбраны основные электрические аппараты и проводники для установки на ГПП предприятия. Все выбранное оборудование проверено на стойкость к токам КЗ. Определены параметры и необходимое количество вертикальных заземлителей для контура заземления на главной понизительной подстанции, всего на подстанции необходимо разместить 30 вертикальных заземлителей.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/bakalavrskaya/elektrotehnicheskaya-promyishlennost/