Курсовая работа: Электроснабжение машиностроительного предприятия. Реконструкция распредустройства

Курсовая работа: Электроснабжение машиностроительного предприятия. Реконструкция распредустройства

1.1 Характеристика потребителей. Расчет электрических нагрузок.

Введение

Около 70 % всей вырабатываемой в нашей стране электроэнергии потребляется промышленными предприятиями. Приемники электроэнергии промышленных предприятий делят на: приемники трехфазного тока напряжением до 1 кВ, частотой 50 Гц; приемники трехфазного тока напряжением выше 1 кВ, частотой 50 Гц; приемники однофазного тока напряжением до 1 кВ, частотой 50 Гц; приемники, работающие с частотой, отличной от 50 Гц, питаемые от преобразовательных подстанций и установок; приемники постоянного тока, питаемые от преобразовательных подстанций и установок.

Согласно ПУЭ электротехнические установки, производящие, преобразующие, распределяющие и потребляющие электроэнергию, подразделяют на электроустановки напряжением до 1 кВ и электроустановки напряжением выше 1 кВ. Электроустановки в отношении мер электробезопасности разделяют на: электроустановки напряжением выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью (с большими токами замыкания на землю); электроустановки напряжением выше 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью (с малыми токами замыкания на землю); электроустановки напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью; электроустановки напряжением до 1 кВ с изолированной нейтралью.

По частоте тока приемники электроэнергии делят на приемники промышленной частоты (50 Гц) и приемники с высокой (выше 10 кГц), повышенной (до 10 кГц) и пониженной (ниже 50 Гц) частотами. Большинство приемников использует электроэнергию нормальной промышленной частоты.

Приемники электроэнергии могут быть разделены на группы по сходству режимов работы, т. е. по сходству графиков нагрузки. Деление приемников электроэнергии на группы позволяет более точно находить среднюю и расчетную нагрузку узла системы электроснабжения, к которому присоединены группы различных по режиму работы приемников.

 Различают три характерные группы приемников электроэнергии:

1)   приемники,   работающие   в   режиме с продолжительно неизменной или маломеняющейся нагрузкой. В этом режиме электрическая машина или аппарат может работать продолжительное время без повышения температуры отдельных частей машины или аппарата выше допустимой. Примерами приемников, работающих в этом режиме, являются электродвигатели компрессоров, насосов, вентиляторов и т. п.:

2)   приемники,   работающие в режиме кратковременной  нагрузки. В этом  режиме рабочий период машины или аппарата не настолько длителен, чтобы   температура отдельных частей машины или аппарата могла достигнуть  установившегося   значения.   Период  останова   машины   или   аппарата   настолько длителен, что машина практически успевает охладиться до  температуры  окружающей среды. Примерами такой группы приемников являются электродвигатели электроприводов вспомогательных механизмов   металлорежущих, гидравлических затворов и т. п.;

3)  приемники, работающие в режиме повторно-кратковременной нагрузки. В этом режиме кратковременные рабочие  периоды машины или аппарата чередуются с кратковременными периодами отключения. Повторно-кратковременный режим работы характеризуется относительной продолжительностью  включения   (ПВ)   и   длительностью цикла. В повторно-кратковременном режиме электрическая  машина  или   аппарат   может работать с допустимой для них относительной продолжительностью включения неограниченное время, причем повышение температур отдельных частей машины или аппарата не выйдет за пределы допустимых значений. Примером этой группы приемников являются электродвигатели кранов, сварочные аппараты и т. п.

В отношении обеспечения надежности и бесперебойного питания приемники электроэнергии в соответствии с ПУЭ делят на три категории. Приемники электроэнергии I категории — приемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей или значительный ущерб

народному хозяйству, связанный с повреждением дорогостоящего оборудования, массовым браком продукции, расстройством сложного технологического процесса промышленного предприятия, нарушением функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства. Из состава приемников электроэнергии I категории выделяется особая группа приемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждений дорогостоящего основного технологического оборудования. Приемники электроэнергии II категории — приемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Все остальные приемники электроэнергии, не подходящие под определения I и II категорий, относят к приемникам III категории.

В практике проектирования систем электроснабжения применяют различные методы определения электрических нагрузок, которые подразделяют на основные и вспомогательные. В первую группу входят методы расчета по:

·     установленной мощности и коэффициенту спроса;

·     средней мощности и отклонению расчетной нагрузки от средней (статистический метод);

·     средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузок;

·     средней мощности и коэффициенту максимума (метод упорядоченных диаграмм).

Вторая группа включает в себя методы расчета по:

ü удельному расходу электроэнергии на единицу продукции при заданном объеме выпуска продукции за определенный период времени;

ü удельной нагрузке на единицу производственной площади.

Применение того или иного метода определяется допустимой погрешностью расчетов. При проведении укрупненных расчетов (в частности, на стадии про-

ектного задания) пользуются методами, базирующимися на данных о суммарной установленной мощности отдельных групп приемников — отделения, цеха, корпуса.

Анализируя задание на проектирование, приходим к выводу о целесообразности использования метода установленной мощности и коэффициента спроса.

Результаты расчета электрических нагрузок сведены в таблицу 1 (см. Приложение). Приемники электрической энергии, описанные в задании на проектирование (см. Приложение) можно отнести к потребителям II ,III категории. Действительно, обращаясь к определению категории потребителей, можно сделать вывод о том, что перерыв электроснабжения данных потребителей не приведет к появлению угрозы для жизни людей. Принимая во внимание небольшую суммарную мощность предприятия (порядка 7,5 МВ·А, предприятие относится к объекту средней мощности), предположим, что перерыв электроснабжения также не приведет к значительному ущербу народному хозяйству, а также нарушению функционирования важных элементов коммунального хозяйства. Таким образом, наиболее подходящим вариантом является отнесение приемников электрической энергии данного предприятия ко II ,III категориям. Эта особенность будет учитываться при выборе схемы электроснабжения машиностроительного предприятия.

 Приведем некоторые соображения по поводу выбора напряжения приемников. Выбор напряжения сопряжен с выбором мощности тех или иных приемников, так как именно мощность зачастую оказывается решающим фактором, определяющим напряжение потребителей. Так как не указано точное количество приемников по отдельным корпусам и участкам, выбор мощности и напряжения потребителей проведем условно.

Корпус 1. Участки корпуса содержат приемники небольшой мощности. Приемники питаются от сети 380 В. Например, термический участок может содержать различные шкафы управления электронагревательными элементами в функции температуры. Потребители обычно 3-х фазные, напряжение силовых цепей 380 В, цепей управления — 220 В.

Сварочный участок может содержать оборудование для различных типов сварки. Например, ультразвуковые машины для шовной сварки мягких термопластичных материалов типа УЗСМ1-0,4/44(УЗОР), применяемые в различных отраслях промышленности (в том числе и машиностроительной), питаются от сети 380 В.

Шлифовальный, заточный, станочный участки могут содержать станки, в приводах которых могут использоваться различные асинхронные двигатели, напряжение которых 220/380 В (двигатели асинхронные трехфазные с короткозамкнутым ротором серии RА71 и А71, АИР71, АИС80,  АИРМ63,  АИСМ71 и т.д. и т.п.).

Вентиляционный участок также может содержать вентиляторы, осевые и радиальные, с различными сериями асинхронных двигателей (4А132S4,  4А180М2, АИР100S4, АИР112МА6), которые также питаются от 3-х фазной сети 380 В.

Корпус 2. Выбор оборудования проводится аналогично. Основным напряжением будем считать также 380 В.

В качестве осветительной нагрузки примем люминесцентные лампы, напряжение которых должно быть не выше 220 В. Электроснабжение рабочего освещения выполняется самостоятельными линиями от щитов подстанции. При этом электроэнергия от подстанции передается питающими линиями на осветительные магистральные пункты или щитки, а от них — групповым осветительным щиткам.

Вспомогательные и сторонние. Ввиду небольшой мощности приемников примем за основное напряжение 380 В.

Таким образом, основным напряжением данного машиностроительного предприятия будет считаться напряжение 0,4 кВ. Соответственно для преобразования высокого напряжения 6 кВ потребуются трансформаторные подстанции.

Характерной особенностью предприятия является отсутствие приемников с резкими ударными нагрузками.

Режимы работы (ПР, ДР, ПКР) указаны в задании на проектирование.

1.2 Выбор питающих напряжений

Выбор напряжения питающих и распределительных сетей зависит от мощности, потребляемой предприятием, его удаленности от источника питания, напряжения источника питания (особенно для небольших и средних предприятий), количества и единичной мощности электроприемников (электродвигатели, электропечи, преобразователи и др.).

напряжение 35 кВ имеет экономические преимущества при передаваемой мощности не более 10 МВ • А. Его применение целесообразно, например, для удаленных насосных станций водозаборных сооружений промышленных предприятий. Это же напряжение может применяться и для распределения электроэнергии на предприятиях указанной мощности при помощи глубоких вводов в виде магистралей, к которым присоединяются трансформаторы 35/0,4-0,66 или 35/6 - 10 кВ, а также для питания мощных электроприемников (сталеплавильные электропечи) на предприятиях большей мощности;

напряжение 110 кВ целесообразно применять при потребляемой промышленным предприятием мощности 10-150 МВ • А даже при необходимости соответствующей трансформации на РПС.

Значение первичного напряжения существенно не влияет на экономические показатели, важнее значение напряжения, на   которое   производится   трансформация.

При мощностях, превышающих 120 - 150 МВ • А, для электроснабжения промышленных предприятий возможно применение напряжения 220 кВ при наличии свободной мощности на РПС на этом напряжении;

напряжения 10 и 6 кВ применяются в питающих и распределительных сетях небольших и средних предприятий и на второй и последующих ступенях распределительных сетей крупных предприятий при применении глубоких вводов

Задание на проектирование включает в себя реконструкцию существующего распределительного устройства. Напряжение КСО - 272 6 кВ, кроме этого предприятие получает питание от собственной подстанции 6 кВ. Следовательно, номинальным напряжением будет являться 6 кВ. При отсутсвии этих условий целесообразным был бы переход на напряжение 10 кВ. Таблица 1.1 включает в себя характеристику приемников.

Таблица 1

Итак, потребители данного машиностроительного предприятия относятся к 3,2 категориям, напряжение 380/220 В.

Расчет нагрузок, приведенный в приложении, таким образом, носит ориентировочный характер. Нагрузка, рассчитанная методом коэффициента спроса, относится к 3 уровню, то есть она определена  для шин НН цеховых ТП.

Учтем тот факт, что при расчете нагрузки на 3 уровне не вводится коэффициент разновременности максимумов. Следовательно, расчетные нагрузки будут равны:

Pрасч = 6088,36 кВт; Qрасч =  4501,161 кВАр; Smax = 7551,99 кВА.

Следует отметить то, что реактивная мощность (и полная мощность) дана без учета компенсации реактивной мощности.

В теории выбор мощности цеховых трансформаторов производится по средней мощности за наиболее загруженную смену на 3 уровне. Лишь в исключительных случаях выбор осуществляется по максимальной нагрузке. Будем считать наш случай исключительным, так как расчет производился не методом упорядоченных диаграмм.

1.3  Выбор мощности и числа цеховых трансформаторов

При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно должен решаться вопрос об экономически целесообразной величине реактивной мощности, передаваемой через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ.

Суммарную расчетную мощность конденсаторных батарей низшего напряжения, устанавливаемых в цеховой сети, определяют расчетами по минимуму приведенных затрат в два этапа:

1.   Выбирают экономически оптимальное число цеховых трансформаторов;

2.   Определяют дополнительную мощность НБК в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 6-10 кВ.

По условию предприятие получает питание от двух подстанций. Исходя из наличия на предприятии потребителей второй и третьей категории, принимаем за основную схему - радиальную, ввод от одной подстанций на одну секцию РУ.

Коэффициент мощности на границе балансовой принадлежности должен быть равен 0,967 (по условию).

Исходя из типа предприятия, принимаем плотность нагрузки при напряжении 380 В - 0,25 кВА/м 2. Принимаем трансформаторы мощностью 1600 кВА с коэффициентом загрузки 0,75 (преобладают потребители второй категории).

Проведем выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности.

, где

Экономически оптимальное число трансформаторов определяется:

, m - дополнительно установленные трансформаторы

m определяем по таблице стр.106 (1) m = 0.

Находим наибольшую реактивную мощность, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ:

Суммарная мощность конденсаторных батарей на напряжение до 1 кВ составит:

Дополнительная мощность НБК в целях снижения потерь:

Следует отметить, что при расчете были приняты  некоторые допущения, в частности за расчетную нагрузку была взята максимальная мощность, а не средняя максимальная за наиболее загруженную смену (причина указана выше). Ввиду этих допущений данный расчет нельзя считать окончательным.

Определим число трансформаторных подстанций. Предприятие получает питание от двух подстанций, причем расчетная их нагрузка неизвестна, поэтому количество цеховых ТП и их мощность будем выбирать исходя из равномерности нагрузки шин НН (при 2-х трансформаторных подстанциях).

Исходя из указанной плотности нагрузки 0,25 кВА/м 2 за основную мощность трансформаторов выбираем 1600 кВА.(1 , 2)

Распределим нагрузки следующим образом:

1 ТП: Корпус 1, Корпус 2, Корпус 3, склад ГСМ, вентиляция, станочное отделение.

2 ТП: Корпус 5, Корпус 6, сторонние.

3 ТП: Корпус 4, КНС, очистные, компрессорная, гараж.

Определим коэффициенты загрузки трансформаторов:

для КТП 1 -

для КТП 2-

  для КТП 3 -

Итоги удовлетворительны, однако данные коэффициенты загрузки даны без учета компенсации.

Расчет, приведенный выше, показал целесообразным установить в сети до 1 кВ конденсаторные батареи, суммарная мощность которых составляет 1458 кВАр.

Проверим перегрузочную способность трансформаторов:

Согласно ГОСТ 14209 - 69 общая перегрузка не должна превышать 30% сверх номинальной мощности трансформатора, ГОСТ 14209-85 допускает максимальное значение систематической перегрузки 1,5. Однако, для расчета систематических перегрузок необходимы графики нагрузок. Систематическая перегрузка трансформаторов, установленных в помещении не должна превышать 20 % сверх номинальной мощности и 30% для трансформаторов, установленных открыто, причем среднегодовая температура не должна превышать 5 градусов. Расчетная мощность трансформаторов выбирается с учетом систематической перегрузки с помощью коэффициентов кратности, определяемых временем перегрузки и коэффициентом заполнения графика. В нашем случае определение таких коэффициентов невозможно, поэтому выбор был осуществлен по максимальной нагрузке.

Таким образом, проверка сведется к перегрузочной способности в аварийном режиме.

Для ТП 1: кВА где коэффициент 0,8 взят при условии отключения потребителей 3 категории, количество которых можно условно принять 20% от общего числа потребителей, получаемых питание от данной КТП.

Для КТП 2: 2240 > кВА

Для КТП 3: 2240 > 1963 кВА

Таким образом, все трансформаторы ТП удовлетворяют условиям аварийной перегрузки.

Определим коэффициент мощности на 5 уровне системы электроснабжения.

Для этого вводится коэффициент разновременности максимумов: примем

.

Тогда расчетная нагрузка на шинах РП Sрасч = 6814,61 кВА.

Коэффициент мощности: ;

По условию задачи

Таким образом, необходимо принять меры по обеспечению повышения коэффициента мощности.

Предварительный расчет показал целесообразным  установить ККУ Суммарной мощностью 1458 кВАр.

Однако данные расчеты производились без учета потерь в трансформаторах. Поэтому примем к рассмотрению потери активной и реактивной мощности в трансформаторах. На трансформаторных подстанциях установлены трансформаторы типа ТМЗ-1600/6. 

1.4. Компенсация реактивной мощности

Данные трансформаторов: Потери ∆Pхх =2650 Вт, ∆Pкз = 16500 Вт, Uкз = 6%,   Iхх = 1%.

Определим потери в трансформаторах:

Активные потери:

Потери реактивные

Аналогично, для других комплектных трансформаторных подстанций:

Таким образом, суммарная нагрузка на шинах РУ-6 кВ:

Pрасч = 6088 + 77,9 = 6166 кВт;

Qрасч = 4501,54 + 456,628 = 4958 кВАр.

С учетом коэффициента разновременности:

Pрасч = 5549 кВт; Qрасч = 4462 кВАр.

Определяем коэффициент мощности предприятия:

Определяем расчетную мощность КУ:

Выбираем  компенсирующую установку 4ģУКМ58-0,4-402-67-У3 с 6 ступенями регулирования по 67 кВАр и  2ģУКМ58-0,4-536-67-У3 с 8 ступенями регулирования по 67 кВАр (промышленный каталог «Информэлектро» 04.10.03 - 00  взамен 04.10.03 - 94).

Тогда фактическое значение

Предварительно примем вариант подключения к шинам ТП:

2ģУКМ58-0,4-402-67-У3 к ТП 1;

2ģУКМ58-0,4-402-67-У3 к ТП 3;

2ģУКМ58-0,4-536-67-У3 к ТП 2.

Определим коэффициенты загрузки трансформаторов после компенсации:

 - для КТП 1;

- для КТП 2;

- для КТП 3.

Результаты удовлетворительны. Все трансформаторы удвлетворяют условиям аварийной перегрузки.

  Таким образом, был произведен выбор экономически оптимального числа цеховых трансформаторов. Действительно, значения коэффициентов загрузки после компенсации реактивной мощности приблизились к значениям 0,7.

Таким образом, выбор экономически оптимального числа и мощности цеховых трансформаторов показал, что необходимо установить 6 трансформаторов, мощность каждого из которых составляет 1600 кВА с учетом компенсации.

Итогом становится принятие трех 2-х трансформаторных комплектных подстанций с трансформаторами ТМЗ-1600/6 (г.Чирчик, Узбекистан).

Учитывая достаточно большую мощность компенсирующих устройств

 (402 кВАр и 536 кВАр) оптимальным вариантом станет подключение этих КУ к шинам подстанций. При этом необходимо предусмотреть симметричность установки, КУ 536 кВАр установлены на КТП 2 ввиду относительно большого коэффициента мощности. Принимаем тип УКМ58-0,4-402-67-У3 и УКМ58-0,4-536-67-У3 (г. Серпухов, Россия, АО «Электроинтер»). Суммарная мощность конденсаторных установок составила 2680 кВАр (причем половина этой мощности была найдена как экономически целесообразная).

1.5. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов питающей подстанции

Наиболее часто ГПП (ПГВ) промышленных предприятий выполняют двухтрансформаторными. Однотрансформаторные ГПП допустимы только при наличии централизованного резерва трансформаторов и при поэтапном строительстве ГПП. Установка более двух трансформаторов возможна в исключительных случаях: когда требуется выделить резкопеременные нагрузки и питать их от отдельного трансформатора, при реконструкции ГПП, если установка третьего трансформатора экономически целесообразна.

Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учетом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности. В послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора) для надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.

В нашем случае питание производится от 2-х подстанций, причем нет точных данных о подстанции №1. Поэтому первоначально выбор силовых трансформаторов будем производить на подстанции №2.

Для этого необходимо определить нагрузки на пятом уровне т.е. на шинах НН подстации.

 В задании указан рост нагрузки 8500 кВт. Следовательно,

Причем необходимо учитывать нагрузку, которая была на подстанции до подключения нашего предприятия и роста нагрузки.

Так как на подстанции установлены два трансформатора, то общая нагрузка может быть найдена:

;

Таким образом, общая нагрузка подстанции с учетом предприятия и роста нагрузок:

Учтем тот факт, что эта нагрузка дана для аварийного режима, когда отключен ввод №1, и вся нагрузка приходится на ПС №2.

В нормальном режиме при условии равномерного распределения нагрузки на шинах РУ - 6 кВ (см. схему):

Тогда мощность трансформатора:

- нормальный режим

Очевидно, что приходится переходить на следующую ступень мощности, так как трансформатор мощностью 25 МВА не проходит условия аварийной перегрузки 25∙1,4(35000)< 47730∙0,8(38000). При этом принимаем количество потребителей 3 категории 20%.

Шаг 1,6, следовательно, трансформатор следующей мощности будет 40 МВА.

В настоящее время, трансформаторы мощностью 32000 кВА практически не применяются. Следовательно, уже на данном этапе можно сделать выбор трансформатора подстанции в сторону 40000 кВА, однако в силу учебного характера проекта примем к рассмотрению два варианта 40 МВА и 32 МВА, (трансформатор мощностью 63 МВА будет иметь низкий коэффициент загрузки).

Находим коэффициенты загрузки:

- 1-ый вариант;

- 2-ой вариант;

- 3-ий вариант;

3-ий вариант неудовлетворителен

Принимаем к рассмотрению трансформаторы

ТДН - 32000/110 и ТДН -40000/110, сведем данные трансформаторов в таблицу 2:

Таблица 2

Стоимость оборудования согласно УПСС (Москва, 1986), Технические данные трансформаторов согласно (14).

Произведем пересчет с учетом нынешних цен:

Общие капиталовложения (замена трансформаторов) состоят из монтажных работ и стоимости оборудоания:

 (для 2-х трансформаторов)

 (для 2-х трансформаторов)

Проверим возможность перегрузки намеченных трансформаторов при выходе одного из них из строя и выходе из строя ввода №1:

1,4Ĥ40000 (56000) > 47730

1.4Ĥ31500 (44100) < 47730 однако, приняв общую мощность потребителей 3 категории 20% от общей, при отключении данных потребителей трансформатор проходит условие аварийной перегрузки:

47730Ĥ0,8 = 38160 < 44100

Определим экономически целесообразный режим работы трансформаторов на основании технико-экономических данных, приведенных в таблице 2. В расчетах принимаем Ки.п.= 0,07 кВт/кВАр.

Потери мощности в трансформаторах составят:

Найдем нагрузку, при которой целесообразно переходить на параллельную   работу трансформаторов:

1 вариант:

2 вариант:

При некруглосуточной работе завода с нагрузкой потери энергии в обоих трансформаторах составят

1 вариант:

Определим время максимальных потерь:

2 вариант:

Проведем технико-экономическое сопоставление вариантов.

Первый вариант:

К1 =4504 тыс. руб. (капиталовложения даны для 2-х трансформаторов)

Амортизационные отчисления:

Cа1 = 0,063ĤК1 = 283,75 тыс. руб.

Стоимость годовых потерь электроэнергии при С0п = 0,65 руб./(кВтч):

∆Сп1 = 0,65Ĥ4,104Ĥ10 6=2668 тыс. руб.

Суммарные эксплуатационные  расходы:

Сэ1 = 283,75 + 2668 = 2952 тыс. руб.

Второй вариант:

К2 =4251 тыс. руб. (капиталовложения даны для 2-х трансформаторов)

Амортизационные отчисления:

Cа2 = 0,063ĤК1 = 267,81 тыс. руб.

Стоимость годовых потерь электроэнергии при С0п = 0,65 руб./(кВтч):

∆Сп2 = 0,65Ĥ3,619Ĥ10 6=2352 тыс. руб.

Суммарные эксплуатационные  расходы:

Сэ2 = 267,81 + 2352 = 2620 тыс. руб.

Определения срока окупаемости в данном случае не требуется и экономически выгодным становится применение трансформаторов мощностью 32000 (31500) кВА, так как капитальные и эксплуатационные затраты оказались во втором случае меньше. Однако по техническим условиям вариант с трансформаторами 40000 кВА более целесообразен, так как трансформаторы мощностью 32000 кВА на сегодняшний день практически не применяются и сняты с производства; авторы многих книг и справочников по проектированию не рекомендуют применять такие трансформаторы. Ответ на вопрос о шкале номинальных мощностей трансформаторов неоднозначен. Наш расчет  показал экономическую целесообразность использования трансформатора мощностью 32000 кВА. В книге (3)  демонстрируются преимущества старой шкалы 1,35 в отличие от 1,6 (введена в 1961 г.).

При наличии соответствующей информации завода-изготовителя можно принять к рассмотрению трансформаторы мощностью 32 МВА.

Устанавливаем на подстанции два трансформатора:

ТДН - 32000/110.

Для подстанции №1 (при условии роста 8500 кВт) можно установить трансформаторы такого же типа.

В настоящее время на практике редко встречаются случаи применения двухобмоточных трансформаторов, основное применение находят трехобмоточные трансформаторы или трансформаторы с расщепленной обмоткой.

Поэтому примем к рассмотрению вариант с установкой трансформаторов с расщепленной обмоткой типов:

Стоимость оборудования увеличивается пропорционально данным стоимости трансформаторов, коэффициент роста равен примерно 1,3.

Определим потери мощности

 1 вариант

 2 вариант

 1 вариант

 2 вариант

Определим приведенные потери короткого замыкания:

 1 вариант

  2 вариант

Потери электроэнергии в трансформаторе составят (в расчетах составляющую потерь на охлаждение не учитываем ввиду отсутствия в справочных материалах, поэтому в действительности потери в трансформаторе будут примерно на 5% больше расчетных)

Распределим нагрузку следующим образом:

Нагрузку 35000 кВА распределим равномерно 35000/2 = 17500 кВА;

Рост нагрузки 8783/2 = 4391;

Суммарная нагрузка предприятия приходится на одну секцию ЗРУ ГПП - 2914 КВА.

Таким образом, коэффициенты загрузки для обмоток двух трансформаторов:

1 вариант. Трансформатор №1 и №2 (при работающем секционном выключателе):

2 вариант. Трансформатор №1 и №2 (при работающем секционном выключателе):

Проведем технико-экономическое сопоставление вариантов.

1 вариант.

2 вариант.

Амортизационные отчисления 1 вариант:

Cа1 = 0,063ĤК1 = 348,138 тыс. руб.

Стоимость годовых потерь электроэнергии при С0п = 0,65 руб./(кВтч):

∆Сп1 = 0,65Ĥ1,259Ĥ10 6=818,35 тыс. руб.

Суммарные эксплуатационные  расходы:

Сэ1 = 348,138 + 818,35 = 1166 тыс. руб.

2 вариант

 Амортизационные отчисления:

Cа2 = 0,063ĤК2 = 368,865 тыс. руб.

Стоимость годовых потерь электроэнергии при С0п = 0,65 руб./(кВтч):

∆Сп2 = 0,65Ĥ2,331∙10 6=1515 тыс. руб.

Суммарные эксплуатационные  расходы:

Сэ2 = 368,865 + 1515= 1884 тыс. руб.

В данном случае определения нормативного срока также не требуется, принимаем первый вариант с установкой трансформаторов 32000 кВА.

Определим нормативный срок окупаемости для сравнения трансформаторов ТДН и ТРДН:

Таким образом, установка трансформатора ТРДН - 32000/110 выгоднее установки ТДН.

1.6 Выбор схемы и конструкции распределительного устройства (6-10 кВ)

Характерной особенностью схем внутризаводского распределения электроэнергии является большая разветвленность сети и наличие большого количества коммутационно-защитной аппаратуры, что оказывает значительное влияние на технико-экономические показатели и на надежность системы электроснабжения.

С целью создания рациональной схемы распределения электроэнергии требуется всесторонний учет многих факторов, таких как конструктивное исполнение сетевых узлов схемы, способ канализации электроэнергии, токи КЗ при разных вариантах и др.

При проектировании схемы важное значение приобретает правильное решение вопросов питания силовых и осветительных нагрузок в ночное время, в выходные и праздничные дни. Для взаимного резервирования рекомендуется использовать шинные и кабельные перемычки между ближайшими подстанциями, а также между концами сетей низшего напряжения, питаемых от разных трансформаторов.

В общем случае схемы внутризаводского распределения электроэнергии имеют ступенчатое построение. Считается нецелесообразным применение схем с числом ступеней более двух-трех, так как в этом случае усложняется коммутация и защита сети. На небольших по мощности предприятиях рекомендуется применять одноступенчатые схемы.

Схема распределения электроэнергии должна быть связана с технологической схемой объекта. Питание приемников электроэнергии разных параллельных технологических потоков должно осуществляться от разных источников: подстанций, РП, разных секций шин одной подстанции. Это необходимо для того, чтобы при аварии не останавливались оба технологических потока.

В то же время взаимосвязанные технологические агрегаты должны присоединяться к одному источнику питания, чтобы при исчезновении питания все приемники электроэнергии были одновременно обесточены.

При построении общей схемы внутризаводского электроснабжения необходимо принимать варианты, обеспечивающие рациональное использование ячеек распределительных устройств, минимальную длину распределительной сети, максимум экономии коммутационно-защитной аппаратуры.

Внутризаводское распределение электроэнергии выполняют по магистральной, радиальной или смешанной схеме. Выбор схемы определяется категорией надежности потребителей электроэнергии, их территориальным размещением, особенностями режимов работы.

Радиальными схемами являются такие, в которых электроэнергия от источника питания передается непосредственно к приемному пункту. Чаще применяют радиальные схемы с числом ступеней не более двух.

Одноступенчатые радиальные схемы применяют на небольших и средних по мощности предприятиях для питания сосредоточенных потребителей (насосные станции, печи, преобразовательные установки, цеховые подстанции), расположенных в различных направлениях от центра питания. Радиальные схемы обеспечивают глубокое секционирование всей системы электроснабжения, начиная от источников питания и кончая сборными шинами до 1 кВ цеховых подстанций. Питание крупных подстанций и подстанций или РП с преобладанием потребителей I категории осуществляют не менее чем двумя радиальными линиями, отходящими от разных секций источника питания.

Двухступенчатые радиальные схемы  с промежуточными РП применяют на больших и средних по мощности предприятиях для питания через РП крупных пунктов потребления электроэнергии, так как нецелесообразно загружать основной центр питания предприятия с дорогими ячейками РУ большим количеством мелких отходящих линий. От вторичных РП питание подается на цеховые подстанции без сборных шин высшего напряжения. В этом случае используют глухое присоединение трансформаторов или предусматривают выключатель нагрузки, реже - разъединитель. Коммутационно-защитную аппаратуру при этом устанавливают на РП.

Магистральные схемы распределения электроэнергии применяют в том случае, когда потребителей много и радиальные схемы нецелесообразны. Основное преимущество магистральной схемы заключается в сокращении звеньев коммутации. Магистральные схемы целесообразно применять при расположении подстанции на территории предприятия, близкому к линейному, что способствует прямому прохождению магистралей от источника питания до потребителей и тем самым сокращению длины магистрали.

Недостатком магистральных схем является более низкая надежность по сравнению с радиальными схемами, так как исключается возможность резервирования на низшем напряжении на низком напряжении трансформаторных подстанций. Рекомендуется питать от одной магистрали не более двух - трех трансформаторов мощностью 2500- 1000 кВА и не более четырех-пяти при мощности 630-250 кВА.

На рассматриваемом предприятии  потребители в основном относятся ко 2-3 категории, с преимущественным преобладанием второй.

Следовательно, схема питания по одиночной магистрали нецелесообразна.

Поэтому выбор осуществлялся между радиальной и схемой с двумя сквозными магистралями.

В силу того, что неизвестно точное расположение корпусов, а также количество заданных потребителей относительно небольшое, решающее преимущество получила радиальная схема.

В практике проектирования и эксплуатации редко применяют схемы внутризаводского распределения электроэнергии, построенные только по радиальному или только по магистральному принципу. Сочетание преимуществ тех и иных схем позволяет создать систему электроснабжения с наилучшими технико-экономическими показателями.

Для РУ 6, 10 и 35 кВ широко используют схему с одной секционированной системой шин. Число секций зависит от числа подключений и принятой схемы внутризаводского распределения электроэнергии.

В большинстве случаев число секций не превышает двух. Каждая секция работает раздельно и получает питание от отдельной линии или трансформатора. В нормальном режиме работы секционный аппарат (разъединитель или выключатель) отключен.

Применение секционного выключателя обеспечивает автоматическое включение резерва (АВР), что позволяет использовать такую схему для потребителей любой категории по надежности.

Для устройства РУ 6-10 кВ используют комплектные распределительные устройства (КРУ) двух исполнений: выкатные и стационарные (типов КСО и др.). КРУ состоит из закрытых шкафов со встроенными в них аппаратами, измерительными, защитными приборами и вспомогательными устройствами.

Шкафы КРУ изготовляют на заводах, и с полностью собранным и готовым к работе оборудованием они поступают на место монтажа. Здесь шкафы устанавливают, соединяют сборные шины на стыках шкафов, подводят силовые и контрольные кабели.

Выкатные КРУ рекомендуется применять для наиболее ответственных электроустановок с большим числом камер (15-20), где требуется быстрая замена выключателя. Для ремонта и ревизии выключателя его выкатывают с помощью тележки, на которой он установлен, и заменяют другим.

Для открытой установки вне помещения выпускают комплектные распределительные устройства серии КРУН. Шкафы этих устройств имеют уплотнения, обеспечивающие защиту аппаратуры от загрязнений, однако они не предназначены для работы в среде, опасной в отношении пожара и взрыва, а также в среде с химически активными газами, токопроводящей пылью и влажностью воздуха более 80 %. КРУН выполняют со стационарной установкой выключателя или с выключателем выкатного исполнения. Так же, как КРУ, они разработаны для схемы с одной системой шин.

Простое исполнение и невысокая стоимость камер КСО создают им преимущества по сравнению с более дорогими камерами серии КРУ. Поэтому их целесообразно применять на подстанциях небольшой и средней мощности.

В задание на проектирование входит реконструкция распредустройства КСО, следовательно, работа будет вестись в направлении замены камер КСО.

Магистральная схема питания в нашем случае невыгодна по соображениям надежности. Двойные сквозные магистрали использовать в данном случае также нецелесообразно, так как при отключении головного выключателя вторая магистраль теряет питание, приходится переходить на работу с одной магистралью. Учитывая большую мощность трансформаторов, данный переход может привести к аварийной ситуации (к одной магистрали можно подключить 2-3 трансформатора мощностью 1600 кВА).

Итак, окончательный выбор сводится к использованию радиальной схемы с 3   КТП и РУ-6 кВ с камерами КСО. 

Фактически при выборе трансформаторов пришлось руководствоваться удельной нагрузкой предприятия, но в данных условиях это является наиболее целесообразным шагом. Поэтому выбор мощности трансформаторов КТП 1600 кВА является на этапе учебного проектирования оптимальным вариантом.

1.7. Выбор токоведущих частей и расчет токов короткого замыкания

Выбор кабелей от ЗРУ подстанции до проектируемого распределительного устройства 6 кВ.

Выбираем кабель для прокладки в земле марки ААПл - кабель с алюминиевыми жилами, с бумажной изоляцией, пропитанной вязким (нестекающим) составом, бронированный круглыми стальными оцинкованными проволоками (защитный покров типа Пл)

Расчетная мощность проектируемого распредустройства с учетом коэффициента разновременности  составляет:

Pрасч = 5549 кВт; Qрасч = 4462 кВАр.

С учетом компенсации:

В задании на проектирование указаны максимальный и минимальный токи короткого замыкания. По максимальному току производится проверка электротехнического оборудования на электродинамическое и термическое действие, по минимальному - работоспособность релейной защиты и автоматики.

Так как расчет релейной защиты и автоматики не входит в задание, расчетный ток короткого замыкания на шинах распредустройства подстанции примем 8,5 кА. Будем считать ЭДС источника постоянной. Тогда действующее значение сверхпереходного тока короткого замыкания будет равно действующему значению установившегося тока короткого замыкания, то есть:

Определим приведенное время короткого замыкания, для этого примем время действия защиты 1,2 с (линия от ПС до РУ -6 кВ).

1.   Определим сечение линии по нагреву:

Выбираем сечение кабеля 185 мм 2 (предварительный расчет показал, что кабель сечением 150 мм2 не пройдет по условиям прокладки 2-х кабелей при условии выбора 2-х кабелей, проложенных в одной траншее), однако токовая нагрузка такого кабеля составляет всего 340 А, следовательно, необходимо использовать 2 кабеля, так как в этом случае токовая нагрузка уменьшается в 2 раза.

Коэффициент К1 учитывает аварийную перегрузку (коэффициент предварительной загрузки был равен (280,4/340) ≈0,8, по таблицам ПУЭ находим коэффициент 1,2 при продолжительности максимума 6ч), К2  учитывает количество прокладываемых кабелей в земле (в нашем случае 2 кабеля по таблицам ПУЭ находим коэффициент 0,9 при расстоянии в свету 100мм между ними).

Итак, 340 А > 259,63 А.

Следовательно, выбираем кабель ААШВ 2(3ģ185);

2. По термическому действию тока короткого замыкания.

Определяем действительное время короткого замыкания:

Определим периодическую составляющую для приведенного времени тока короткого замыкания:

для , так как действительное время К.З. больше 1 с, то определения апериодической составляющей не требуется.

Таким образом, сечение кабеля, выбранного по нагреву, удовлетворяет условию нагрева током короткого замыкания.

Отметим тот факт, что определение термической устойчивости определялось по току короткого замыкания на шинах подстанции, что является некоторым допущением. Однако найденное значение тока короткого замыкания на шинах РУ -6 кВ не приведет к противоречию между выбором сечения, так как ток в этом случае получится несколько ниже.

3.Определим сечение кабеля по экономической плотности тока:

 Продолжительность использования максимальной нагрузки в нашем случае составляет 4000 ч.

По таблице справочника (13) определяем экономическую плотность тока :

j = 1,4;

2 в знаменателе указывает на то, что режим работы сети нормальный, работают два источника питания параллельно. Однако, приняв сечение без учета аварийной ситуации (отключение одного из вводов), кабель будет нести уже двойную нагрузку, то есть перегрузка составит 100%, что недопустимо, так как в этом случае предприятие полностью теряет питание - отключен один из вводов и выведен из строя кабель второго источника. Таким образом, вести расчет без учета аварийной ситуации становится неоправданным, так как при этом нарушаются начальные условия надежности, поэтому расчет велся на одну нить двухкабельного проводника (при желании можно было рассматривать 2 нити, результаты расчета в этом случае не отличаются от вышеприведенных).

Следовательно, сечение кабеля по экономической плотности тока составит 200 мм 2. Стандартное ближайшее сечение составляет 185 мм 2.

Определим потери напряжения в двухниточной кабельной линии в нормальном режиме:

Длина кабельной линии принята 2 км. Очевидно, что потери в кабельной линии длиной 1, 76 км будут меньше, поэтому расчет потери напряжения не производим.

Отклонение (снижение) напряжения, таким образом, составит приблизительно 3%- результат удовлетворительный, так как нормированное отклонение (снижение) напряжения составляет 5%.

По механической прочности кабели выбираются исходя из того, что минимальное значение сечения в таблице уже является механически стойким, следовательно, сечение 185 мм 2 является механически стойким.

По короне кабельные линии 6-10 кВ не проверяются ввиду отсутствия этого явления.

 Итак, выбираем кабель, связывающий распределительное устройство подстанции и распределительное устройство проектируемого предприятия, для первого и второго источников питания:

Кабель ААПл 2(3ģ185)-6 (АО «ВНИИКП», Россия).

Дальнейшие расчеты по выбору токоведущих частей будут вестись параллельно с расчетом токов короткого замыкания.

Выбираем кабельную линию от проектируемого распределительного устройства до КТП №1:

Суммарная расчетная мощность КТП №1 составляет:

Sp = 2239,9 кВА.

При этом на шинах НН подстанции установлены две ККУ с суммарной мощностью 804 кВАр.

Определяем сечение линии по нагреву:

Выбираем кабель той же марки, но уже для прокладки в воздухе.

ААШв 3ģ150 - 6. Допустимый ток 225 А.

В данном случае введения поправочных коэффициентов не требуется

Определим минимальное сечение термической стойкости кабельной линии:

для этого необходимо составить схему замещения, рассматриваемого случая:

Рисунок 1

На рисунке 1 изображена схема замещения для расчета токов короткого замыкания сети выше 1 кВ. Точки короткого замыкания определены соответственно на шинах РУ - 6 кВ, а также у выводов обмоток высшего напряжения у трансформаторов КТП (ввиду  однотипности кабельных линий к КТП выбрано 3 точки короткого замыкания, так как расчет для параллельно работающих кабелей будет однотипным). Длины кабельных линий выбраны условно по причине отсутствия генплана предприятия.

Считаем, что ЭДС источников питания неизменны. Здесь необходимо отметить, что ничего общего нет между нахождением сопротивления системы бесконечной мощности, которая приравнивается к нулю в сетях высшего напряжения, когда источник короткого замыкания приближен к месту короткого замыкания и нахождением сопротивления по заданному току короткого замыкания на шинах подстанции. В нашем случае ток задан для шин подстанции, в этом случае отклонение периодической составляющей тока короткого замыкания от начального значения не превышает 10%.

В задании на проектирование не указаны типы выключателей на подстанциях, питающих РУ -6 кВ. Кроме того, не задано начальное значение сверхпереходного тока короткого замыкания. Учитывая то, что в сетях промышленных предприятиях обычно периодическая составляющая считается неизменной, то .  Следовательно, по этим данным можно приблизительно оценить мощность питающей системы. Определим x*расч для турбогенераторов:

x*расч = 0,6 (по таблицам справочников).

Учитывая тот факт, что сверхпереходные значения токов короткого замыкания для двух источников одинаковы, следовательно, и мощности питающих систем одинаковы. Очевидно, что источники работают параллельно при отключенных секционных разъединителях[1], следовательно, будем рассматривать работу двух источников раздельно. 

Определим ток короткого замыкания в точке К1:

Определяем сопротивление системы:

За значение базисной мощности в электроустановках напряжением выше 1 кВ рекомендуется принимать Sб = 10000 МВА.

Uб = 6,3 кВ.

Определяем базисный ток:

Кабельная линия от ЗРУ подстанции до проектируемого распредустройства:

Определим сопротивление системы:

Действительно, если проверить кабель (от ПС до РУ) на термическую стойкость по данному значению то минимальное сечение будет несколько меньше, чем рассчитанное выше.

Определим постоянную времени:

Ку = 1,351

Определим ток короткого замыкания в точке К2 (для КТП №1).

Предварительно по нагреву был выбран кабель марки ААШВ сечением 150 мм

Для этого кабеля определим (по таблицам справочников или из технических данных) удельные активные и реактивные сопротивления:

Rуд150 = 0,206 Ом/км; Xуд150 = 0,074 Ом/км.

Определим ток короткого замыкания на выводах высшего напряжения трансформатора:

Определим суммарное сопротивление до точки К2:

Активные сопротивления учитывались в обоих случаях, так как не выполнялось условие: R* < X*/3.

Ток короткого замыкания в точке К2:

 Постоянная времени:

Ударный коэффициент:

Ударный ток короткого замыкания:

Время действия защиты для РУ -6 кВ (ступень селективности) примем равным 0,5 с.

Собственное время отключения выключателя примем 0,015 с (для выключателя ВВ/TEL).

Действительное время К.З составит:

Приведенное время для апериодической составляющей составит приблизительно 0,05 с.

Для систем с источниками питания, ЭДС которых неизменна во времени, можно считать, что tп.п = tд .

Таким образом, приведенное время К.З:

.

Минимальное сечение по условию нагрева током короткого замыкания:

Ближайшее меньшее стандартное сечение: 50 мм 2.

По экономической плотности тока:

 Стандартное ближайшее сечение 150 мм 2.

По потере напряжения проверять кабель не имеет смысла по причине небольшой длины.

Таким образом, выбираем кабель  ААШв 3ģ150 - 6.

Кабель работающий параллельно к двухтрансформаторной КТП №1 выбирается аналогично.

Произведем выбор кабелей к КТП №2 и КТП №3.

Определим расчетные токи для кабелей в случае выхода из строя одного из трансформаторов:

Для КТП №2:   

Для КТП №3:   

Отметим, что расчетные мощности для КТП даны с учетом потерь в трансформаторах, причем в аварийном режиме потери возрастают пропорционально квадрату коэффициента загрузки. Учет потерь не вносит в расчет и выбор токоведущих частей каких - либо значительных изменений, поэтому на этапе курсового проектирования их можно было и не учитывать. Итак, выбираем кабель ААШв 3ģ150 - 6.

Определим токи короткого замыкания в точках К3 .

Постоянная времени:

Ударный коэффициент:

Ударный ток короткого замыкания:

Определим токи короткого замыкания в точках К4 .

Постоянная времени:

Ударный коэффициент:

Ударный ток короткого замыкания:

Проверяем выбранные кабели на термическую устойчивость:

Минимальное сечение для кабеля  второй КТП по условию нагрева током короткого замыкания определяется аналогично выбору термически стойкого сечения для КТП №1.

Ближайшее меньшее стандартное сечение: 50 мм 2.

По экономической плотности тока:

 Стандартное ближайшее сечение 150 мм 2.

По потере напряжения проверять кабель не имеет смысла по причине небольшой длины.

По экономической плотности тока:

 Стандартное ближайшее сечение 150 мм 2

Проверим кабель по потере напряжения:

Потери напряжения незначительны.

Расчет токов короткого замыкания проводился в относительных единицах. Расчет для кабельной линии длиной 1, 76 км проводится аналогично, поэтому приведем значения токов короткого замыкания без расчетных формул.

Итак, ток короткого замыкания на второй шине составит: 7,39 кА, действительно, так как линия короче, то  ток будет несколько выше. Причем активным сопротивлением в данном случае принебрегли. Ударный ток короткого замыкания при коэффициенте ударном 1,4 составил на шине 14,7 кА.

Составим итоговую таблицу расчета токов короткого замыкания:

Таблица 3

Результаты полностью соответствуют теоретическим положениям. Действительно, чем меньше сопротивление, тем больше ток. Результаты в первом и во втором случае отличаются незначительно. Выбранные ранее марка и сечение кабелей при расчете токов короткого замыкания применимы и во втором случае.

Действительно, наибольшее минимальное сечение термически устойчивое к току короткого замыкания составит:

Ближайшее стандартное сечение 50 мм 2.

Выбрано сечение 150 мм 2.

Проверка по потере напряжения для кабеля длиной 1,76 км не требуется, так как суммарная потеря напряжения для линий  от источника питания (ПС) до трансформатора КТП №3 (самой удаленной) при длине кабелей 2 км и 0,63 км составит: , что составляет в процентном соотношении 3,7% (нормированное отклонение ∆U =5%).

Выбраны марки следующих кабелей:

Для прокладки в траншее от ЗРУ подстанции до проектируемого распред-устройства принимаем кабель: ААПл 2(3ģ185)-6. Кабель с алюминиевыми жилами, с бумажной изоляцией, пропитанной вязким (нестекающим) составом, бронированный круглыми стальными оцинкованными проволоками (защитный покров типа Пл) (АО «ВНИИКП», Москва, Россия). Примем при этом, что кабель может быть подвержен растягивающим усилиям. Общее количество кабелей: 4.

Для прокладки открыто от РУ -6 кВ до КТП принимаем кабель:

 ААШв 3(ģ150) - 6. Кабель с алюминиевыми жилами, с бумажной изоляцией, пропитанной вязким (нестекающим) составом, в защитном шланге из поливинилхлоридного пластиката (защитный покров типа Шв) (АО «ВНИИКП», Москва, Россия). Примем при этом, что для кабеля не существует опасности механического повреждения. Общее количество кабелей: 6.

Выбор и проверка шин  проектируемого распредустройства.

Выбор сечения шин производится по нагреву. Проверку шин производят на электродинамическую и термическую стойкость к токам короткого замыкания.

Суммарная нагрузка приходящаяся на шину в условиях работающего секционного выключателя (аварийный режим):

Определим ток при максимальной нагрузке:

Принимаем алюминиевые шины прямоугольного сечения 50ģ5, для которых токовая нагрузка определяется следующим образом:

 при условии расположения шин на ребро.

Проверяем сборные шины на термическую стойкость при К.З.

, где α - коэффициент термической стойкости принимаемый по таблицам.

Сечение выбранных шин 249 мм 2.

Для алюминия (сплав алюминия АД31Т) допустимое напряжение составляет 91 МПА.

Определим максимальное расчетное напряжение в материале шин:

Частота собственных колебаний шины определяется выражением:

где m - масса шины на единицу длины (кг/м), E = 6,5Ĥ10 10  - модуль упругости для сплава АД31Т (Па), J - момент инерции.

Таким образом, механического резонанса не возникнет. Проверка на электродинамическую стойкость согласно ПУЭ не требуется. Найденное значение частоты собственных колебаний приводится лишь для демонстрации того, что на практике условия, при которых механического резонанса не возникнет соблюдены.

Таким образом, шины проходят проверку по механической прочности:

  : 6,443 < 91.

1.8.  Выбор и расчет аппаратов

Основным заданием является реконструкция распределительного устройства. Ввиду отсутствия точных данных о помещении, в котором располагаются РУ, примем вариант замены камер КСО -272 на камеры КСО - 298.

Основные технические данные:

(Промышленный каталог 02.64.01 - 2001)

 Камеры  КСО-298  напряжением  6  и  10  кВ   предназначены   для распределительных  устройств  переменного  трехфазного  тока частотой 50 Гц  систем  с   изолированной   нейтралью   или  заземленной через дугогасительный реактор и изготовляются для нужд народного  хозяйства и для поставки на экспорт и предназначены взамен камер серий КСО-272, КСО-285, КСО 2УМ3. Камеры имеют меньшие габариты,  что  позволяет  их использовать для модернизации  и  расширения  (увеличения  количества фидеров) на уже существующих площадях РУ.

Таблица 4

Таблица 5

В таблицах 4 и 5 даны основные технические данные камер КСО-298.                                                                 

Максимальные расчетные токи кабельных линий, идущих от РУ -6 кВ до подстанций не превышают значения 225 А. Минимальное значение тока составляет 203,5 А. В этом случае целесообразнее было бы установить выключатели нагрузки с предохранителями ПКТ на 400 А, однако максимальный ток плавкой ставки силового предохранителя в камерах КСО - 298 составляет только 160 А.

Следовательно, примем к рассмотрению вариант с вакуумными выключателями ВВ/TEL - 10 на 400 А.

В качестве измерительного трансформатора напряжения примем к рассмотрению вариант с установкой трансформатора 3ģ3НОЛ-6 (трансформатор напряжения однофазный с литой изоляцией).

В цепи трансформатора напряжения устанавливается ограничитель перенапряжения ОПН-КР/ТЕL-6 и предохранитель ПКН 001 -10 (изготовитель допускает установку предохранителя в цепь 6 кВ).

Выбор и проверка выключателей 6 кВ сведена в таблицу 6:

Таблица 6

Выбор выключателей проведен для одной секции шин (с большими токами короткого замыкания), выбор для другой секции осуществляется аналогично.

Выбор секционного и подстанционного выключателя проведем отдельно.

Секционный выключатель должен обеспечить коммутацию в условиях аварии, когда отключен один из вводов. Поэтому выбор в общем случае должен осуществляться по току наиболее загруженной секции. В нашем случае это не принципиально, так как нагрузка распределена равномерно. Приведем итоговые таблицы распределения нагрузок.

Таблица 7

Таблица 8

Таблица 9

Таблица 10

Необходимо различать два режима: нормальный и аварийный. При выборе аппаратов необходимо за расчетный режим работы сети принимать наиболее тяжелый. В нашем случае самым тяжелым режимом будет режим, при котором будет отключен один из вводов, а также выйдут из строя ( в результате аварии или ремонта) трансформаторы на комплектных трансформаторных подстанциях, то есть в работе будут принимать участие не 6 трансформаторов, а только 3.

Таким образом, секционный выключатель должен быть проверен на коммутацию полной расчетной мощности предприятия. При определении суммарной нагрузки необходимо учитывать потери, возрастающие в аварийном режиме пропорционально квадрату коэффициента загрузки трансформатора при работе одного трансформатора. Как уже отмечалось выше, на КТП установлены масляные трансформаторы. Такой выбор обусловлен прежде всего соображениями экономии (так как в камерах КСО установлены вакуумные выключатели, то при установке сухих трансформаторов пришлось бы рассматривать варианты защиты от перенапряжений, возникающих в процессе коммутации, при установке масляных трансформаторов такой защиты не требуется).

Суммарная нагрузка на одной из секции шин с учетом потерь в трансформаторах, работающих в аварийном режиме, составит:

P = 5566 кВт, Q = 4557 кВАр.

Сравнивая это значение со значением нагрузки, полученным выше (при расчете компенсирующих устройств P =5549 кВт и Q = 4462 кВАр), получим практически одинаковые результаты. Следовательно, потери в 6 трансформаторах, нормально работающих, и потери в 3 трансформаторах, работающих в режиме аварийной перегрузки, практически равны.

С учетом компенсации расчетная мощность S = 5874 кВА.

Следовательно, расчетный ток:

Выбираем выключатель ВВ/TEL на 630 А (ближайшее большее значение тока).

Проверка выключателя осуществляется аналогично проверке других выключателей в соответствии с таблицей 6.

В задании на проектирование не указан тип выключателя на подстанции. Примем к рассмотрению вариант, при котором в ЗРУ подстанции установлены камеры КМ -1Ф с выключателями ВКЭ-М-10.

Расчетный ток кабельного ввода был найден ранее и составил 560,8 А.

По расчетному току выбираем выключатель ВКЭ-М-10-31,5/630. Номинальный ток выключателя 630 А.

Осуществим проверку выключателя:

По току отключения: на шинах подстанции Iк.з = 8,5 кА. Номинальный ток отключения 31,5 кА. (8,5 кА < 30 кА).

 Проверка на электродинамическую стойкость:

Ток электродинамической стойкости выключателя 80 кА.

Расчетный  ударный ток К.З.:  

, где ударный коэффициент принят 1,94 (по таблице 2.45 стр.127 (8)).

23,32 кА < 80 кА.

Проверка тока термической стойкости

Для выключателя ток термической стойкости для промежутка времени 3 с составляет 31,5 кА.

Приведенное время К.З.  (собственное время выключателя составляет 0,05с). Апериодическую составляющую не учитываем, так как действительное время К.З больше 1 с. Приведенное время приравниваем к действительному, так как считаем энергосистему удаленной, мощность которой равна бесконечности. Итак, 31,5 кА > 5,487 кА.

Номинальная мощность отключения выключателя составляет:

Sном.откл ³ Sрасч.откл.

Итак, выбранные выключатели удовлетворяет всем условиям проверки.

Разъединители не проверяются по условию отключения токов К.З. и отключаемой расчетной мощности К.З. В остальном выбор и проверка разъединителей не отличается от выбора и проверки выключателей высокого напряжения.

Выбор и проверка разъединителей представлены в таблице 11.

Таблица 11

Выбираем разъединители РВЗ-10/400 и РВЗ-10/630 (на 400 А и 630 А).

Выбор разъединителей проведен для одной секции шин, выбор для другой секции аналогичен.

Выбор и проверка трансформаторов тока и трансформаторов напряжения

Принимаем предварительно к установке в камерах КСО -298 трансформаторов тока

ТПОЛ10-0,5/10Р-600/5 и ТПОЛ10-0,5/10Р-400/5.

Выбор  и проверку сведем в таблицу:

Определим кратность допустимого тока электродинамической стойкости:

;

По справочным данным кдин = 114 (при первичном токе 400 А) и кдин = 81 ( номинальный первичный ток 600 А) :

Основной проверяемой величиной является вторичная нагрузка, условие проверки: S2ном ³ S2p .

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому Z2 = r2 .

Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов. 

Примем длину проводников в пределах РУ - 6 кВ l = 6 м.

Трансформаторы тока соединены в неполную звезду, поэтому расчетная длина будет равна 10,4 м.

Примем к установке следующие приборы:

1.   Амперметр Э351 , класс точности 1,5 потребляемая мощность 0,5 ВА.

2.   Вольтметр Э351, класс точности 1,5, потребляемая мощность 3 ВА.

3.   Счетчик СЭТ3а-01П26(Г), класс точности 0,5, потребляемая мощность катушки тока 0,05 ВА, напряжения - 10 ВА.

Определим сопротивление приборов:

1. В цепь отходящей линии включен амперметр:

;

Допустимое сопротивление проводов:

Ом

Сечение проводников составит:

мм 2.

Принимаем кабель АКВБбШв с жилами 4 мм 2.

2. В цепь линии присоединены амперметр и счетчик активной энергии (в одну фазу)

;

Ом

;

Принимаем кабель АКВБбШв с жилами 4 мм 2.

Во втором случае получим rсумм = 0,12 + 0,05 + 0,074 = 0,244 Ом

Таким образом, 0,4 Ом (Z2ном) > 0,244 Ом (Z2p) (в первом случае вторичная нагрузка будет меньше, поэтому проверку не производим). Следовательно, трансформаторы тока проходят все проверки. Выбираем трансформаторы тока

ТПОЛ10-0,5/10Р-600/5 и ТПОЛ10-0,5/10Р-400/5 (класс точности 0,5, вторичный ток 5 А).

Проведем выбор и проверку трансформаторов напряжения.

По напряжению выбираем 3НОЛ.06 - 6 кВ.

Определим нагрузку цепей напряжения при подключении перетокового счетчика и вольтметра:

Принимаем cos φ = 1 - для вольтметра и cos φ = 0,38 - для счетчика.

Определим общую потребляемую мощность:

Три трансформатора, соединенных в звезду имеют мощность 150 ВА в классе точности 0,5. Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности, так как 31,221 < 150.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКВБбШв с сечением жил 2,5 мм 2 по условиям механической прочности.

Выбор и проверка трансформаторов тока на подстанции №2 проводится аналогично. Выбираем трансформаторы тока ТЛМ - 10-0,5/10Р-600/5. (ударный ток 100 кА > 23,32 кА, ток термической стойкости 23 кА > 8500Ĥ(1,25/3)1/2, номинальная нагрузка 0,4 Ом, принимаем к установке амперметр Э351 и счетчик активной энергии СЭТ3а - выбор см. выше).

Проведем выбор и проверку аппаратов, установленных в шкафу ввода трансформаторных подстанций. Расчетной точкой короткого замыкания в этом случае будет ввод силового трансформатора.

Ввод ВН в трансформаторные подстанции может осуществляться от радиальных или магистральных линий. В первом случае в конце линий не требуется коммутационных аппаратов, и линия может наглухо соединиться с зажимами ВН трансформатора. Для удобства проведения ремонтных и профилактических работ предусматриваются разъединители с заземляющими ножами.

Шкафы ввода КТП ( г.Чирчик, Узбекистан) комплектуются выключателями нагрузки для отключения токов холостого хода и токов нагрузки силового трансформатора (нормальный режим). Учтем тот факт, что данные выключатели нагрузки не предназначены для отключения токов короткого замыкания, так как не оборудованы предохранителями. Установка предохранителей необходима при применении магистральных схем питания. В нашем случае выключатель нагрузки является эффективной заменой разъединителя.

В качестве выключателей нагрузки примем выключатель нагрузки

ВНРу-10/400-10з У3 без предохранителей согласно схемам завода-изготовителя КТП. Проведем проверку:

1.  (10 кВ  > 6 кВ);

2.  (400 А> 215,5 А; 400 А> 222,9 А; 400 А> 203, 5 А);

3. (25 кА > 14,2 A (max));

4.  

5.

Расчет производился для самого тяжелого режима работы выключателя.

Использовать выключатель ВНП -10/630 в данном случае нецелесообразно ввиду его завышенных показателей.

Расчет разъединителей, отделителей и короткозамыкателей на стороне 110 кВ по условиям задания на проектирование не выполняем (точки короткого замыкания даны на шинах подстанции). Поэтому проверку и выбор элементов проведем в общем виде:

Разъединитель:

1. ;

2. ;

3. ;

4.

Для отделителя условия выбора и проверки аналогичны выбору и проверке разъединителя.

Выбор и проверка короткозамыкателя:

1. ;

2.

3.

Иногда при проверке на термическую стойкость пользуются формулой

 , где  Ta - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока коротко замыкания.

1.9. Расчет заземления

Согласно ГОСТ Р 50 571 (МЭК 364) заземление открытых проводящих частей электроустановок следует выполнять:

1. при номинальном напряжении выше 50 В переменного тока, и более 120 В постоянного тока - во всех электроустановках;

2. при номинальных напряжениях выше 25 В переменного тока или выше 60 В постоянного тока - в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и наружных электроустановках.

Заземляющее устройство электроустановки напряжением выше 1 кВ сети с изолированной нейтралью следует выполнять с соблюдением требований либо к напряжению прикосновения (ГОСТ 12.1.038-82), либо с соблюдением требований к его сопротивлению и конструктивному выполнению.

Заземляющее устройство, выполняемое с соблюдением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более 2, 4, 8 Ом с учетом при напряжениях 660, 380, 220 В соответственно - для установок напряжением выше 1 кВ с изолированной нейтралью без компенсации емкостных токов, если заземляющее устройство используется одновременно для электроустановок напряжением до 1 кВ.

Предполагается сооружение заземлителя с расположением вертикальных электродов (угловая сталь 63•63•6 мм, длина 3 м) по контуру. В качестве горизонтальных заземлителей используются стальные полосы.

Таким образом, принимаем Rи =Rз = 4 Ом (без учета естественных заземлителей).

Определяем расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей:

, где коэффициенты повышения для вертикальных и горизонтальных электродов приняты по табл.10-2 ().

Сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа определяем по формуле:

Определяем примерное число вертикальных заземлителей (Ки = 0,7)

Определяем расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов:

Принимаем горизонтальный проводник из полосовой стали сечением 48 мм 2, толщиной 4 мм, шириной 12 мм.

Коэффициент использования горизонтальных электродов принят по таблице 10.7 ().

Уточняем сопротивление вертикальных электродов с учетом сопротивления горизонтальных заземлителей:

Определяем число вертикальных электродов при коэффициенте использования 0,7:

Ввиду достаточно существенной ошибки вновь определим сопротивление горизонтальных заземлителей:

Уточняем сопротивление вертикальных электродов:

Определяем число вертикальных электродов при коэффициенте использования 0,71:

Окончательно принимаем к установке 6 вертикальных электродов, расположенных по выносному контуру.

1.10. Молниезащита

Здания и сооружения, отнесенные ко второй категории, должны быть защищены от прямых ударов молнии, вторичных проявлений молнии и заноса высоких потенциалов через наземные и подземные коммуникации.

В конструктивном отношении защита от прямых ударов молнии выполняется отдельно стоящими или установленными на здании металлическими стержневыми или тросовыми молниеотводами, а также путем наложения молниеприемной сетки на кровлю или использования металлической кровли.

Молниеприемная сетка должна иметь ячейки площадью не более 36 м 2 (например, 3 • 12 м), и уложена на кровлю непосредственно или под слой негорючих или трудно сгораемых утеплителей гидроизоляции.

Предполагается, что распределительное устройство 6 кВ и КТП встроены в контур здания производственных цехов, которые в свою очередь обеспечены молниезащитой. Следовательно, проведение дополнительных расчетов по установке отдельно стоящих или устанавливаемых на зданиях молниеотводов не требуется.

Литература:

1.          Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для дипломного и курсового проектирования по электроснабжению промышленных предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 1987;

2.          Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. - М.: Высшая школа, 1990

3.          Федоров А.А., Ристхейн Э.М. Электроснабжение промышленных предприятий. - М.: Энергия, 1981;

4.          Баумштейн И.А., Хомяков М.В. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. - М.: Энергоиздат, 1981;

5.          Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1989;

6.          Александров К.К., Кузьмина Е.Г. Электротехнические чертежи и схемы. - М.: Энергоатомиздат, 1990;

7.          Шеховцов В.П. Расчет и проектирование схем электроснабжения. Методическое пособие для курсового проектирования. - М.: Форум - Инфра - М, 2004;

8.          Справочник по проектированию электроснабжения. Под редакцией Барыбина Ю.Г.,Федорова Л.Е. и др. - М.: Энергоатомиздат, 1990;

9.           Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. Под редакцией Барыбина Ю.Г.,Федорова Л.Е. и др. - М.: Энергоатомиздат, 1990;

10.       Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 1995;

11.       Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Под редакцией Федорова А.А. Том 1 ,2 . - М.: Энергоатомиздат, 1986;

12.       Правила устройства электроустановок. 6 издание. - М.: Энергоатомиздат, 1986;

13.       Карпов Ф.Ф., Козлов В.Н. Справочник по расчету проводов и кабелей. - М.: Энергия, 1964;

14.       Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Под редакцией Федорова А.А., Сербиновского Г.В.Том 1 ,2 . - М.: Энергия, 1973;

15.       Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергия, 1975;

16.       Карякин Р.Н. Нормы устройства сетей заземления.- М.: Энергосервис, 2000;

17.       Каталоги «Информэлектро».

Приложение:

[1] Разъединители (секционные выключатели) могут находиться во включенном состоянии в аварийных режимах или при мощностях, которые целесообразны для работы одного трансформатора (источника питания) (см. выше).