1.2 Определение расчетных электрических нагрузок и выбор количества цеховых ТП и РП
По установленным мощностям, коэффициентам мощности i-ых цехов определяем расчетные: активную, реактивную и полную мощности.
Pp = Pyi*Kci (1.1)
Qpi = Ppi*tgцi (1.2)
PpУ = УPpi (1.3)
УQp = УQpi (1.4)
Данные расчетов заносим в таблицу 1.1
Таблица.1.1 Определение расчетных электрических нагрузок
|
№ цеха |
Наименование потребителей |
Py кВт |
Kc |
cosц |
Tgц |
Pp кВт |
Qp кВар |
Sp кВА |
|
|
1. |
Фасоносталелитейный В/В нагрузки Н/В нагрузки |
4300 560 |
0,7 0,75 |
0,87 0,7 |
0,57 1,01 |
3010 420 |
1715,7 424,2 |
3464,6 597 |
|
|
2. |
Механический 1 |
10000 |
0,25 |
0,65 |
1,16 |
2500 |
2900 |
3829 |
|
|
3. |
Механический 2 |
11600 |
0,25 |
0,7 |
1,16 |
2900 |
3364 |
4442 |
|
|
4. |
Прокатный В/В нагрузки Н/В нагрузки |
4400 1900 |
0,65 0,75 |
0,87 0,82 |
0,57 0,69 |
2860 1425 |
1630,2 983 |
3292 1731 |
|
|
6. |
Насосная станция В/В нагрузки Н/В нагрузки |
2АД*500 360 |
0,8 0,75 |
0,9 0,8 |
1,48 0,75 |
800 270 |
1184 202,5 |
1429 337,5 |
|
|
7. |
Модельный цех |
540 |
0,55 |
0,8 |
0,75 |
297 |
222,75 |
371,4 |
|
|
8. |
Сварочный цех |
700 |
0,35 |
0,75 |
0,88 |
245 |
215,6 |
327 |
|
|
9. |
Сборочный цех |
500 |
0,55 |
0,7 |
1,01 |
275 |
277,75 |
391 |
|
|
11. |
Заводоуправление |
340 |
0,8 |
0,85 |
0,61 |
272 |
166 |
319 |
|
|
Сумма |
12374 |
9921 |
|||||||
|
Итого с учетом Кр max=0,9 |
0,8 |
11136,6 |
8929 |
||||||
|
Мощность Ky в сети 0,4 кВ |
-1900 |
||||||||
|
Итого с компенсацией в сети 0,4 |
0,63 |
11137 |
7029 |
||||||
|
Мощность Ky на шинах 10 кВт ГПП |
-4200 |
||||||||
|
Итого с учетом Ky |
0,25 |
11137 |
2829 |
11491 |
|||||
P’p = УPp*Kpmax (1.5)
Q’p = УQp*Kpmax (1.6)
расчет электрический нагрузка трансформатор
Где Kp max = 0,9-коэффициент разновременности максимумов нагрузки
Sp = (1,7)
Определим мощность компенсирующего устройства на шинах 10 кВ ГПП
Qку = P’p(tgц-tgцэ)(1,8)
Где tg цэ = 0,25; Qку = 11137(0,63-0,25)=4232 кВар
Выбираем батареи конденсаторов общей мощностью 2(1800+300)=4200кВар
1.2.1 Определение оптимального количества цеховых трансформаторов
Количество цеховых трансформаторов определяем в соответствии с выражением:
Nmin = (1.9)
Где Pp — активная расчетная мощность группы нагрузок;
- Кз.н = 0,7 — коэффициент загрузки трансформатора в номинальном режиме работы;
- Sн.т. — номинальная мощность выбранного трансформатора;
- ДN — добавка до ближайшего целого числа;
После определения количества цеховых трансформаторов, находим наибольшую реактивную мощность Qmaxт, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть 0,4 кВ по формуле:
Qmaxт = -, (2)
А затем: — первую составляющую мощность батареи конденсаторов по формуле:
Qбк = Qp — Qmaxт, (2.1)
И вторую составляющую мощность батареи конденсаторов по формуле:
(Nпр)-принятое количество тра-ров.
Если в результате расчета Qбк получаем с отрицательным знаком —
Батареи конденсаторов не требуется.
В качестве примера приведем расчет для группы приемников:
ТП№1(нагрузка обьектов 1 и 4).
Намечаем трансформатор мощностью 1000 кВА.
Nmin = + ДN = 2 трансформатора;
- Принимаем к установке КТП 2×1000;
Qmaxт = = 2106 кВар
Qбк = 1071 — 2106 = -1035 кВар < 0
Батареи конденсаторов не требуется; Аналогично определяются количество трансформаторов, трансформаторных подстанций и мощности батареи конденсаторов предусмотренных к установке во всех остальных группах потребителей. Результаты сносятся в таблицу 1.2.2.
1.2.2 Определение оптимального количества цеховых трансформаторов и компенсация реактивной мощности
|
Наименование |
Расчетные мощности |
Количество (КТП) |
Qmaxт кВар |
Qбк кВар |
Qбкпр кВар |
Q’p кВар |
S’p кВА |
Тип и Мощность БК |
||||
|
Pp кВт |
Qp кВар |
Sp кВА |
||||||||||
|
ТП №1 (ц.1;4) |
1845,6 |
1071 |
1831 |
2*1000 |
-309 |
1071 |
1831 |
|||||
|
ТП №2 (ц.2) |
2500 |
2900 |
3828 |
2*2*1000 |
317 |
1639 |
1600 |
1300 |
2818 |
2УК-0,38-800 кВар |
||
|
ТП №3 (ц.3) |
2900 |
3364 |
4442 |
6*1000 |
3038 |
326 |
300 |
3064 |
4219 |
2УК-0,38-150 кВар |
||
|
ТП №4 (ц.6) |
270 |
202,5 |
337,5 |
2*400 |
491 |
202,5 |
338 |
|||||
|
ТП №5 (ц.7) |
297 |
223 |
371,4 |
2*400 |
475 |
223 |
371 |
|||||
|
ТП №6 (ц.8) |
245 |
216 |
327 |
2*400 |
504 |
216 |
327 |
|||||
|
ТП №7 (ц.9) |
275 |
278 |
391 |
2*400 |
488 |
278 |
391 |
|||||
|
ТП №8 (ц.11) |
272 |
166 |
319 |
2*400 |
490 |
166 |
319 |
|||||
1.2.3 Выбор кабельных линий отходящих присоединений
Выбор сечений кабеля отходящих присоединений будем производить по экономической плотности тока:
Fэк = (2.4)
Где Ip — ток нормального режима, А;
- Jэк — экономическая плотность тока, jэк=1.4А/м, для кабельных линий при Тmax = 4500 часов по (1);
- Ip = (2.5)
Ip.max ? I’ дл.доп’
Где Ip.max — ток послеаварийного режима, А;
- I’дл.доп — допустимый длительный ток на кабель, А;
- Ip.max = (2.6)
I’дл.доп = I дл.доп*К1*К2*К3, (2.7)
Где I дл.доп — длительно допустимый ток одного кабеля;
K1-коэффициент, учитывающий температуру среды, отличную от расчетной,
К1=1 по 7.16 (5)
К2-коэффициент снижения токовой нагрузки при групповой однослойной или многослойной прокладке кабелей, а также при прокладке кабелей и проводов в трубах. К2=0,9 при двух кабелях и 0,8 при четырех кабелях по7,15 (5); К3-коэффициент повышения допустимого тока при не догруженности отдельных кабелей в группе, К3 = 1,3 по (2); Проверяем выбранный кабель на воздействие короткого замыкания. Термически стойкое сечение определяется по формуле:
Fmin = (2.8)
Где Ст — температурный коэффициент, А*/м;
- ВК = по* (tз — tв — Tа),(2.8)
Где tз — время действия защиты , с;
- Tв — собственное время действия выключателя, с;
- Tа — время действия апериодической составляющей тока короткого замыкания, Tа=0,05 с по (1);
В качестве примера приведем выбор сечения кабельной линии РП1:
- Sp = ;
- Pp = 1845+3010+2860=7715 кВт;
- Qp = 1071+1716+1630=4417 кВар; Sp = =8890 кВА.
Ip = = 257 A.
Fэк = =183,6 м; намечаем: F = 185 м с Iдл.доп. = 310 А.
Iдл.доп.= 1*0,9*1,3*310 = 362,7 А.
Ip.max = 514 > Iдл.доп = 362,7 ;
- следовательно необходимо увеличить количество кабелей на ввод, т.е. 2(3*150) с Iдл.доп = 275 А. Результаты введем в таблицу 1.3.
Таблица 1.3.1. Выбор сечений кабелей отходящих присоединений
|
Наименование Присоединения |
Ip, A |
Ip max, A |
Fэк, м |
F, м |
I’дл.доп., А |
|
|
РП1(ТП№1) |
261 |
514 |
183,6 |
2(3*150) |
572 |
|
|
РП2(ТП№4) |
52 |
103 |
31,7 |
(3*50) |
163,8 |
|
|
ТП№2, ТП№4 |
243 |
485,3 |
174 |
2(3*150) |
572 |
|
|
ТП№5,ТП№6, ТП№7, ТП№8 |
83 |
165 |
59,3 |
(3*70) |
193 |
|
1.3 Выбор схемы электроснабжения предприятия и принципиальной однолинейной схемы коммутации ГПП
При проектировании схемы электроснабжения предприятия наряду с надежностью и экономичностью необходимо учитывать такие требования, как характер размещения нагрузок на территории предприятия, потребляемую мощность, наличие собственного источника питания.
Так как на проектируемом предприятии преобладают потребители I и II категории надежности электроснабжения , предполагаем питание осуществлять по двум вводам , выполняемые алюминиевыми проводами марки АС. Между вводами предусматриваем ремонтную перемычку, которая позволяет осуществлять вывод из работы поврежденного трансформатора или линии. К установке будем принимать два силовых трансформатора с современными вакуумными выключателями на вводах 110 кВ , на вводах 10 кВ и на секционной связи. Для осуществления резервирования питания предусматриваем две секции шин. Распределительную цепь 10кВ выполняем по смешанной схемой :
РП1, РП2 будем питать по радиальной схеме , а цеховые ТП по магистральной. (Рисунок 1.1)
1.4 Выбор места расположения и конструктивного исполнения ГПП
С целью определения места расположения ГПП,ГРП предприятия, а также цеховых ТП при проектировании строят картограмму электрических нагрузок. Картограмма представляет собой размещенные на генеральном плане предприятия или плане цеха окружности, площадь которых соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам.
Определим место расположения ГПП по формулам:
(1.19)
(1.20)
Результаты расчета заносим в таблицу 1.4.
Таблица 1.4 Определение ЦЭН
|
№ |
Наименование |
Pi,кВт |
Рр.х, кВт*м |
хi, м |
Рр.у, кВт*м |
уi, м |
|
|
1 |
Фысоно-сталелеитейный |
3430 |
1234800 |
360 |
617400 |
180 |
|
|
2 |
Механический №1 |
2500 |
850000 |
340 |
1425000 |
570 |
|
|
3 |
Механический №2 |
2900 |
246500 |
85 |
768500 |
265 |
|
|
4 |
Прокатный |
4285 |
1371200 |
320 |
1414050 |
330 |
|
|
6 |
Насосная станция |
1070 |
230050 |
215 |
26750 |
25 |
|
|
7 |
Модельный |
297 |
54945 |
185 |
188595 |
635 |
|
|
8 |
Сварочный |
245 |
49000 |
200 |
78400 |
320 |
|
|
9 |
Сборочный |
275 |
55000 |
200 |
138875 |
505 |
|
|
11 |
Заводоуправление |
272 |
9520 |
35 |
153680 |
565 |
|
|
Итого: |
15274 |
4101015 |
4811250 |
||||
= 268,5м;
- = 315 м;
- Координаты расположения ГПП находятся слишком близко к цеху №8, поэтому мы переносим их на свободное место.
Расположение ГПП показано на рисунке 1.1.
2.Специальная часть
2.1 Выбор числа, мощности и типа силовых трансформаторов на ГПП
Правильный выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях промышленных предприятий является одним из основных вопросов рационального построения СЭС. В нормальных условиях силовые трансформаторы должны обеспечивать питание всех ЭП предприятия.
При проектировании СЭС установка однотрансформаторных подстанций рекомендуется при полном резервировании ЭП I и II категории по сетям низкого напряжения и для питания ЭП III категории , когда по условиям подъездных дорог, а также по мощности и массе возможна замена поврежденного трансформатора в течении не более одних суток и при наличии централизованного резерва.
Двухтрансформаторные подстанции применяются при значительном числе потребителей I и II категории, при сосредоточенных нагрузках на данном участке с высокой удельной плотностью, а также если имеются ЭП особой группы. Кроме того, двухтрансформаторные подстанции целесообразны при неравномерном суточном и годовом графиках нагрузки предприятия, при сезонном режиме работы одно- или двухсменных предприятий со значительной разницей загрузки смен. В этих случаях в режимах минимальных нагрузок целесообразно отключать один из двух трансформаторов подстанции, что определяется условиями оплаты за электроэнергию по двухставочному тарифу.
На предприятии преобладают потребители І категории надежности электроснабжения, поэтому намечаем к установке два трансформатора.
Выбор мощности трансформаторов двух трансформаторной подстанции осуществляется по полной расчетной мощности:
, (2.1)
где = 0,7 — коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы;
- = 8208кВА;
К установке намечаем два варианта трансформаторов:
1-й вариант: два трансформатора типа ТДН — 10000 — 115/10,5;
2-й вариант: два трансформатора типа ТДН — 16000 — 115/10,5;
Определяем коэфициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:
(2.2)
1-й вариант: = 11491/2*10000 = 0,57 < 0,7;
2-й вариант:= 11491/2*16000 = 0,34 < 0,7;
Проверяем возможность обеспечения необходимой мощностью при отключении одного из трансформаторов:
(2.3)
1-й вариант: 14000кВА > 11491кВА;
2-й вариант: 22400кВА > 11491кВА;
Произведем технико-экономическое сравнение выбранных вариантов:
1-й вариант ТДН — 10000 — 115/10,5 2-й вариант ТДН — 16000 — 115/10,5
Д=14кВт, Д = 21кВт,
=60кВт, = 85кВт,
%=0,9%, %=0,85%,
%=10,5%, %=10,5%,
К 1 = 350тыс.грн. = 440тыс.грн.
Определяем годовые приведенные потери мощности и энергии выбранных вариантов:
Д= Д Д(2.4)
(2.5)
Д Д + Д(2.6)
Д = Д + * Д (2.7)
Д (2.8)
Д (2.9)
- экономический эквивалент, следует принять 0,07.
1-й вариант:
- Д= 10000*0,9/100 = 90квар;
- Д= 10000*10,5/100 = 1050квар;
- Д= 14+0,07*90 = 20,3кВт;
- Д= 60+0,07*1050 = 133,5кВт;
- Д= 20,3+0,7*133,5 = 87,6кВт;
- = 90+1050 = 1140квар;
2-й вариант:
- Д= 16000*0,85/100 = 136квар;
- Д= 16000*10,5/100 = 1680квар;
- Д= 21+0,07*136 = 30,5кВт;
- Д= 85+0,07*1680 = 202,6кВт;
- Д= 30,5+0,4*202,6 = 69,7кВт;
- = 136+1680 = 1816квар;
Потери энергии в двух трансформаторах составят:
?W’=, (2.10)
где = 8760ч — число часов включения трансформаторов в год.
1-й вариант: ?W’= 2*87,6*8760 = 1534752кВт;
2-й вариант: ?W’= 2*69,7*8760 = 1221144кВт;
- Определяем стоимость потерь электроэнергии при =0,25грн/кВт*ч;
- = ?W’* (2.11)
1-й вариант: = 1534752*0,25 = 383688грн;
2-й вариант: = 1221144*0,25 = 305286грн;
Определяем стоимость амортизационных отчислений:
= ?К, (2.12)
где ? можно принять 0,1;
1-й вариант: = 0,1* 350000 = 35 тыс.грн;
2-й вариант:= 0,1* 440000 = 44 тыс.грн;
Определяем суммарные эксплуатационные расходы для двух трансформаторов:
(2.13)
1-й вариант: = 383688+35000 = 418688грн;
2-й вариант: = 305286+44000 = 349286грн;
Определяем суммарные приведенные затраты:
З =*К+, (2.14)
где = 0,12 — нормативный коэфициент экономической эфективности;
1-й вариант: = 0,12*350000+418688 = 460688грн;
2-й вариант: = 0,12*440000+349286 = 402086грн;
В результате проведенных технико-экономических расчетов и сравнения выбранных вариантов, с учетом возможного дальнейшего расширения ГПП, выбираем к установке второй вариант: два трансформатора типа
ТДН — 16000 — 115/10,5;
2.2 Расчет напряжения (2)">токов короткого замыкания на шинах высшего и низшего напряжения ГПП
Основным видом аварийных нарушений работы электрооборудования является короткое замыкание (КЗ).
Для уменьшения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования и токоведущих частей при протекании токов КЗ, необходимо определить величины токов КЗ и по ним выбрать электрооборудование и защитную аппаратуру. Токи короткого замыкания рассчитываются по наиболее тяжелому режиму работы, когда питание осуществляется по одному трансформатору на две секции шин, секционный выключатель включен, все двигатели подпитывают место короткого замыкания. Расчетная схема к расчету токов КЗ представлена на рисунке 2.1.
Рисунок 2.1 Расчетная схема к расчету токов короткого замыкания
На основании приведённой схемы составляем схему замещения, представляя все её элементы индуктивными сопротивлениями.
Расчеты токов короткого замыкания ведем в относительных единицах, приведенных к базисным условиям.
Составим схему замещения элементов цепи:
Рисунок 2.2 Схема замещения элементов цепи
Задаемся базисной мощностью =100МВА и базисным напряжением на высокой стороне = 10,5кВ (за базисное принимаем среднее номинальное напряжение той ступени, на которой произошло короткое замыкание):
Определяем:
- сопротивление энергосистемы
(2.15)
= = 0,024;
- сопротивление ЛЭП
(2.16)
= 0,039 ;
- сопротивление двухобмоточного трансформатора
(2.17)
= 0,66 ;
- сопротивление кабельных линий
(2.18)
= 0,009;
- сопротивление АД
(2.19)
где — сопротивление двигателя по предельной оси полюсов, для АД можно принять 0,2;
- = ; (2.20)
= = 555,5кВА
= 36,4 ;
- Схема замещения для расчетов токов КЗ в точке К1 примет вид показанный на рисунке 2.3.
Рисунок 2.3 Схема замещения для расчетов токов короткого замыкания в точке К1
Находим результирующее сопротивление для К1
(2.21)
0,024+0,039 = 0,063 ;
Определяем токи короткого замыкания в заданной точке
- начальный сверхпереходный ток от системы
(2.22)
где (2.23)
= 0,5 кА;
- =7,9кА;
- ударный ток короткого замыкания
(2.24)
где = 1,8, при Т а =0,05с по [1].
Схема замещения для расчетов токов КЗ в точке К2 примет вид показанный на рисунке 2.4.
Рисунок 2.4 Схема замещения для расчетов токов короткого замыкания в точке К2
Находим результирующее сопротивление для К2
(2.25)
0,024+0,039+0,66 = 0,72;
- Длина кабельной линии незначительна (=0,009), поэтому ее сопротивлением можно пренебречь.
(2.26)
Определяем токи короткого замыкания в заданной точке
- начальный сверхпереходный ток от системы
(2.27)
где (2.28)
= 5,5кА;
- = 7,6кА;
- начальный сверхпереходный ток от СД
(2.29)
где — приведенное значение сверхпереходного ЭДС;
- = 0,33кА;
- определяем общий сверхпереходный ток
=+ (2.30)
= 7,6 + 0,33 = 7,93кА;
- ударный ток короткого замыкания
(2.31)
где = 1,8;
2.3 Выбор основного коммутационного оборудования, трансформаторов тока и напряжения, разрядников на высшем и низшем напряжении ГПП
- Выбор выключателей
Выбор выключателей производится по следующим условиям:
по напряжению установки
(2.32)
- по длительному току
(2.33)
- по отключающей способности
(2.34)
- по электродинамической стойкости
(2.35)
- по термической стойкости
(2.36)
где — ток термической стойкости выключателя, кА;
- время протекания термической стойкости, с.
Выбор выключателей удобней вести в табличной форме в виде сравнения расчетных значений установок и паспортных данных выключателя.
Составим карту селективности действия защит для определенного теплового импульса(Рис.2.5) :
Рис. 2.5 Схема селективности действий защит
По (1.18) *(0,1+0,5+0,05) = 40,9 к;
- (0,1+1+0,05) = 72,3к;
- (0,1+1,5+0,05) = 95,3 к;
- (0,1+0+0,05) = 9,4к;
- Таблица 2.1 — Выбор выключателя на вводе 110кВ
|
Расчетные значения |
Паспортные данные выключателя ВБЭ — 110 — 31,5 — 630УЗ |
|||
|
110кВ |
110кВ |
|||
|
61,4А |
630А |
|||
|
7,9кА |
31,5кА |
|||
|
19,9кА |
80кА |
|||
|
Вк |
152к |
2976,7к |
||
Все условия соблюдены, значит выключатель выбран верно.
Таблица 2.2 — Выбор выключателя на вводе 10кВ
|
Расчетные значения |
Паспортные данные выключателя ВВЭ — 10 — 20 — 1000УЗ |
|||
|
10кВ |
10кВ |
|||
|
643,7А |
1000А |
|||
|
7,93кА |
20кА |
|||
|
20кА |
50кА |
|||
|
Вк |
72,3к |
1200к |
||
Все условия соблюдены, значит выключатель выбран верно.
Таблица 2.3 — Выбор выключателя на секционной связи
|
Расчетные значения |
Паспортные данные выключателя ВВЭ — 10 — 20 — 630УЗ |
|||
|
10кВ |
10кВ |
|||
|
321,9А |
630А |
|||
|
7,93кА |
20кА |
|||
|
20кА |
50кА |
|||
|
Вк |
9,4к |
1200к |
||
Все условия соблюдены, значит выключатель выбран верно.
Таблица 2.4 — Выбор выключателей для отходящих присоединений(РП№1)
|
Расчетные значения |
Паспортные данные выключателя ВВЭ — 10 — 20 — 630УЗ |
|||
|
10кВ |
10кВ |
|||
|
261А |
630А |
|||
|
7,93кА |
20кА |
|||
|
20кА |
50кА |
|||
|
Вк |
40,9к |
1200к |
||
Все условия соблюдены, значит выключатель выбран верно.
На остальные отходящие присоединения выбор выключателей ведется аналогично, выбираем выключатели того же типа на соответствующие токи.
- Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока выбирают по следующим условиям:
- по напряжению
(2.37)
- по длительному току
(2.38)
- проверяют на электродинамическое
(2.39)
- и термическое действие токов КЗ
Вк? (2.40)
- по вторичной нагрузке 2
(2.41)
где — вторичная нагрузка;
- сопротивление приборов;
- сопротивление контактов 0,05 Ом при двух — трех приборах и 0,1 Ом при больше количестве приборов;
- допустимая нагрузка трансформатора в заданном классе точности.
Выбор ТТ ведем в табличной форме в виде сравнения расчетных значений установки и паспортных данных ТТ.
Таблица 2.5 — Выбор трансформатора тока на вводе 110кВ
|
Расчетные значения |
Паспортные данные ТТ ТДНФ — 110 — 600 /5 |
|||
|
110кВ |
110кВ |
|||
|
61,4А |
600А |
|||
|
19,9кА |
1060,7кА |
|||
|
Вк |
95,3к |
2332,9к |
||
|
0,784 |
1,2Ом |
|||
Таблица 2.6 — Вторичная нагрузка ТТ
|
Наименование |
Тип прибора |
А |
В |
С |
|
|
Амперметр |
Э-378 |
0,1 |
|||
|
Итого |
0,1 |
||||
Расчет ведем по наиболее загруженной фазе
= 0,004Ом
Сопротивление проводов
(2.42)
где = 0,05 Ом;
- = 1,2Ом;
1,2 — 0,004 — 0,05 = 1,146 Ом
Сечение проводов
(2.43)
где = =2*50 = 100м — длина провода от ТТ до прибора.
с = 0,029 — удельное сопротивление для алюминия.
2,5
По ПУЭ ?4, принимаем = 4, тогда сопротивление проводов по (2.43):
Вторичная нагрузка составит
0,784Ом
0,784Ом<1,2Ом
Все условия выполняются, следовательно ТТ выбран верно.
Таблица 2.7 — Выбор трансформатора тока на стороне 10кВ
|
Расчетные значения |
Паспортные данные ТТ ТШЛ — 10 — 800/5 |
|||
|
10кВ |
10кВ |
|||
|
643,7А |
800А |
|||
|
20кА |
100кА |
|||
|
Вк |
72,3к |
6400к |
||
|
0,356 |
0,8Ом |
|||
Подсчитываем мощность приборов, присоединенных к ТТ.
Таблица 2.8 — Вторичная нагрузка ТТ
|
Наименование |
Тип прибора |
А |
В |
С |
|
|
Амперметр |
Э-378 |
0,1 |
|||
|
Ваттметр |
Д-355 |
0,5 |
0,5 |
||
|
Вар метр |
Д-355 |
0,5 |
0,5 |
||
|
Счетчик активной энергии |
САЗ-4680 |
2,5 |
2,5 |
||
|
Счетчик активной энергии |
СР4-4676 |
2,5 |
2,5 |
||
|
Итого |
3,6 |
5,5 |
3 |
||
Расчет ведем по наиболее загруженной фазе
= 0,22Ом
Сопротивление проводов по (2.42)
где = 0,1Ом;
- = 0,8Ом;
0,8 — 0,22 — 0,1 = 0,48Ом
Сечение проводов по (2.43)
где
- принимаем в пределах ячейки КРУ , примерно 5м.
с = 0,029 — удельное сопротивление для алюминия.
0, 3
По ПУЭ ?4, принимаем = 4, тогда сопротивление проводов по (2.43):
Вторичная нагрузка составит
0,356Ом
0,356<0,8
Таблица 2.9 — Выбор трансформатора тока на отходящем присоединении
|
Расчетные значения |
Паспортные данные ТТ ТШЛ- 10 — 600 — 5 |
|||
|
10кВ |
110кВ |
|||
|
261 А |
600А |
|||
|
20кА |
777,8кА |
|||
|
Вк |
40,9к |
2332,9к |
||
|
0,21 |
0,6Ом |
|||
Подсчитываем мощность приборов, присоединенных к ТТ.
Таблица 2.10 — Вторичная нагрузка ТТ
|
Наименование |
Тип прибора |
А |
В |
С |
|
|
Амперметр |
Э-378 |
0,1 |
|||
|
Счетчик активной энергии |
СР4-4676 |
2,5 |
2,5 |
||
|
Итого |
0,1 |
2,5 |
2,5 |
||
Расчет ведем по наиболее загруженной фазе
= 0,1Ом
Сопротивление проводов определяем по (2.42)
где = 0,1Ом;
- = 0,6Ом;
0,6 — 0,1 — 0,1 = 0,4 Ом
Сечение проводов
где = =*5 = 8,5м;
- принимаем в пределах ячейки КРУ , примерно 5м.
с = 0,029 — удельное сопротивление для алюминия.
0,6
По ПУЭ ?4, принимаем = 4, тогда сопротивление проводов по (2.43):
Вторичная нагрузка составит
0,21 Ом
0,21<0,6
Все условия выполняются, следовательно ТТ выбран верно.
2.4 Расчет и выбор сборных шин, опорных и проходных изоляторов в РУ низшего напряжения ГПП
- Выбор сборных шин
Шины выбираем по нагреву длительно проходящим током нагрузки
(2.44)
= (2.45)
= = 643,7А;
- К установке принимаем алюминиевые шины прямоугольного сечения 50х5 с =665А.
Шины распологаем в горизонтальной плоскости плашмя.
Проверка шин на электродинамическое действие токов К.З. производится по условию
(2.46)
где = 75 МПА — допускаемое напряжение в материале шин (для алюминия)
Определяем максимальное усилие на шинную конструкцию
F = , Н(2.47)
F = = 193 Н
где — расстояние между изоляторами в фазе;
- a = 0,3м — расстояние между фазами;
- = 0,85 — коэффициент формы для шин прямоугольного сечения;
Определяем изгибающий момент в шине
М=, Н*м (2.48)
М= 19,3 Н*м
Момент сопротивления при расположении шины плашмя
W=(2.49)
W=
Напряжение в материале шины
(2.50)
По (2.46)
Шины удовлетворяют условию электродинамической стойкости.
Проверка шин на термическое действие КЗ.
Определяем минимально допустимое сечение по условию допустимого нагрева при К.З.
Smin= (2.51)
Smin=
где Вк= )- тепловой импульс тока КЗ, кс; (2.52)
=88 — коэффициент для аллюминия, зависящий от допустимой температуры при КЗ.
(2.53)
96,6 ? 360
Выбранные шины удовлетворяют всем условиям, следовательно, шины выбраны верно.
- Выбор типа и сечения проводов питающей ЛЭП — 110кВ.
Мощность подстанции с учетом потерь в трансформаторах
= (2.54)
= = 12131кВА
Определяем расчетный ток подстанции
(2.55)
= 65А
Определяем экономическое сечение воздушной линии
(2.56)
где — экономическая плотность тока, определяемая по справочным данным таблицы П1.2 (2), для 4500 ч/год, =1,1А/;
= 29,5
По таблице П2.2 и П2.3 (2) принимаем к установке неизолированные провода марки АС сечением 35 :
Проверяем выбранную ЛЭП по нагреву
(2.57)
175А?65А
Выбранный ЛЭП удовлетворяет условиям нагрева.
Проверяем выбранные ЛЭП по потери напряжения
(2.58)
= 3,5 %<5%
Выбранные ЛЭП удовлетворяют условию потери напряжения.
- Выбор опорных и проходных изоляторов
Выбор опорных изоляторов производится из условий:
- по напряжению
(2.59)
- по разрушающему усилию
(2.60)
Выбор проходных изоляторов производится из условий:
- по напряжению
(2.61)
- по разрушающему усилию
(2.62)
- по длительному току
(2.63)
Выбор опорных и проходных изоляторов производим в табличной форме путем сравнения расчетных условий и паспортных данных изолятора.
Таблица 2.11 Выбор опорных изоляторов
|
Условия выбора |
Расчетные значения |
Паспортные данные ОФ — 10 — 375 УЗ |
|
|
10кВ |
10кВ |
||
|
135Н |
225Н |
||
Таблица 2.12 Выбор проходных изоляторов
|
Условия выбора |
Расчетные значения |
Паспортные данные ИП -10/1500-УЗ |
|
|
10кВ |
10кВ |
||
|
754,3А |
1500А |
||
|
135Н |
450Н |
||
Проверяем выбранный кабель на действие токов КЗ:
(2.59)
= 96,6 .
Следовательно, сечение всех отходящих присоединений следует увеличить до 120 .
2.5 Выбор средств подстанционной автоматики и релейной защиты всех присоединений ГПП и силовых трансформаторов
В электрических сетях промышленных предприятий возможно возникновение повреждений, нарушающих нормальную работу ЭУ. Наиболее распространенными и опасными видами повреждений являются короткие замыкания и перегрузки. Повреждения могут привести к аварии всей СЭС или ее части, сопровождающейся определенным недоотпуском электроэнергии или разрушением основного электрооборудования. Предотвратить возникновение аварий можно путем быстрого отключения поврежденного элемента или участка сети. Для этой цели ЭУ снабжают автоматически действующими устройствами — релейной защитой, являющейся одним из видов противоаварийной автоматики.
Основные требования, предъявляемые к релейной защите, следующие: надежность отключения всех видов повреждений , чувствительность защиты, избирательность действия — отключение только поврежденных участков, простота схем , быстродействие , наличие сигнализации о повреждениях.
Однако одной релейной защиты бывает недостаточно для обеспечения надежного и бесперебойного электроснабжения. Поэтому дополнительно предусматриваем устройства автоматического включения резерва (АВР) и устройства автоматического повторного включения (АПВ).
АВР позволяет подключать резервные источники питания при выходе из строя основного источника, а АПВ предназначено для повторного включения линий электропередачи , так как большинство повреждений после быстрого отключения линий релейной защитой самоуправляется.
Принимаем к работе автоматическое включение резерва (АВР) и устройство автоматического повторного включения (АПВ).
Основные требования к АВР:
1. Минимально возможное время срабатывания;
2. Постоянный контроль исправности цепей включения;
3. Однократность действия;
4. Срабатывание при любой причине исчезновения напряжения на шинах подстанции;
Основные требования к АПВ:
1. Недолжно срабатывать при оперативном переключении персоналом;
2. Недолжно срабатывать при К.З. самоликвидация которых маловероятна.
3. Должно приходить в действие при аварийном отключении с определенной выдержкой времени;
- В силовых трансформаторах возможны следующие виды повреждений: междуфазные в обмотках внутри бака и на выводах;
- витковые замыкания одной фазы;
- однофазные замыкания на землю в обмотке и на наружных выводах, присоединенных к сети с глухо-заземленной нейтралью;
- увеличение токов в обмотках, обусловленное внешними КЗ;
- токовые перегрузки обмоток;
- понижение уровня масла. Для защиты трансформаторов при их повреждении и сигнализации о нарушениях нормальных режимов работы могут применяться следующие виды защит: ДТЗ, МТЗ, ТО, газовая защита, защита предохранителями.
В качестве основной защиты от повреждений на выводах и внутренних повреждений трансформатора при его мощности 6300 кВА и выше применяется ДТЗ(дифференциальная токовая защита).
Кроме того, ДТЗ устанавливается на трансформаторах мощностью 1000 кВА и выше, если ТО не обеспечивает необходимой чувствительности при КЗ на выводах низшего напряжения, а МТЗ имеет выдержку времени более 1с. Для защиты трансформаторов мощностью до 6300 кВА устанавливается ТО(токовая отсечка).
Ток срабатывания ТО выбираю таким образом, чтобы отсечка не работала при КЗ за трансформатором.
Для защиты трансформаторов мощностью 1000 кВА и выше от внешних КЗ и перегрузок применяется МТЗ или направленная МТЗ со стороны основного питания с действием на отключение при внешних КЗ и на сигнал- при перегрузках трансформатора. Газовая защита применяется от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газов, и от понижения уровня масла. Применение газовой защиты является обязательным на трансформаторах мощностью 6300 кВА и более, на трансформаторах мощностью 1000-4000 кВА, не имеющих ДТЗ или отсечки, и если МТЗ имеет выдержку времени 1с и более, а также на внутрицеховых трансформаторах мощностью 630 кВА и более.
3. Мероприятия по технике безопасности
Для предотвращения несчастных случаев во время работы оперативный персонал после получения распоряжения на проведение работ в электроустановках с полным или частичным снятием напряжения выполняет в указанной ниже последовательности следующие технические мероприятия:
- а)производство необходимых отключений и принятие мер, препятствующих подаче напряжения к месту работе вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры;
- б)вывешивание плакатов: «Не включать — работают люди», «Не включать — работа на линии», «Не открывать— работают люди» и при необходимости установка ограждений.
Здесь предусматривается не ограждение рабочего места, а ограждение изолирующими накладками, колпаками токоведущих частей, к которым возможно случайное прикосновение во время работы;
- в)присоединение к «земле» переносных заземлений. Проверка отсутствия напряжения на токоведущих частях, на которые должно быть наложено переносное заземление или включены стационарные заземляющие ножи;
- г)наложение заземлений (непосредственно после проверки отсутствия напряжений), т.
е. включение заземляющих ножей или там, где они отсутствуют, наложение переносных заземлений. После этого на ключах управления, а также на рукоятках или штурвалах разъединителей или другой коммутационной аппаратуры, при ошибочном включении которых может быть подано напряжение на заземленный участок схемы, вывешивается напоминающий плакат «Заземлено». Этот плакат вывешивается в одном экземпляре на каждом ключе, рукоятке, штурвале и снимается только после снятия всех заземлений;
- д)ограждение непосредственно рабочего места переносными ширмами, веревками н вывешивание запрещающих плакатов «Стой — высокое напряжение», «Не влезай — убьет» и др.);
е)заключительная операция при выполнении технических условий — вывешивание разрешающих плакатов «Работать здесь», «Влезать здесь»
При выполнении технических мероприятий одним из важнейших условий является строгое соблюдение последовательности операций.
Так, например, после производства необходимых отключений следует вывешивать только предостерегающие плакаты («Не включать — работают люди», «Не включать — работа на линии» и т. д.); наложение заземлений производится сразу же после проверки отсутствия напряжения.
Изменение установленного порядка выполнения технических мероприятий может дезориентировать оперативный персонал и стать причиной несчастного случая.
При оперативном обслуживании электроустановки двумя лицами в смену перечисленные мероприятия должны выполняться вдвоем. В отдельных случаях, оговоренных правилами, они могут выполняться одним лицом.
