Электроснабжение промышленных предприятий

Электроснабжение промышленных предприятий

• 1. Исходные данные для проектирования
• 1.1 Электрические нагрузки цехов
• 1.2 Характеристика источника питания
• 1.3 Генплан завода
• 2. Технология производства и характеристика электроприемников
• 3. Определение расчетных электрических нагрузок предприятия
• 3.1 Расчет осветительной нагрузки
• 3.2 Расчет электрических нагрузок предприятия.
• 4. Выбор числа мощности и расположения цеховых трансформаторов, трансформаторов гпп и компенсирующих устройств.
• 4.1 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов главной понизительной подстанции.
• 4.2 Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсирующих устройств.
• 4.3 Конструктивное выполнение трансформаторных подстанций
• 4.4 Картограмма нагрузок
• 4.5 Балансовый расчет компенсирующих устройств предприятия
• 5. Выбор схемы питания подстанций и расчет питающих линий
• 5.1 Выбор схемы внешнего электроснабжения предприятия
• 5.2 Выбор схемы внутризаводского электроснабжения предприятия
• 5.3 Выбор сечения ВЛ питающих промпредприятий.
• 5.4 Выбор сечения кабельных линий на напряжение выше 1 кВ
• 6. Расчет токов короткого замыкания выше 1 КB
• 6.1 Расчет токов КЗ
• 6.2 Проверка кабельных линий на термическую устойчивость к токам КЗ
• Заключение
• Список литературы
• 1. Исходные данные для проектирования

проектирование электрическая трансформаторная подстанция

1.1 Электрические нагрузки цехов

Станкостроительный завод. Электроснабжение осуществляется с шин районной подстанции РП. Генеральный план завода прилагается.

Электрические нагрузки цехов

1.2 Характеристика источника питания

1.3 Генплан завода

2. Технология производства и характеристика электроприемников

3. Определение расчетных электрических нагрузок предприятия

Расчетные электрические нагрузки для всех цехов предприятия определяются по установленной мощности и коэффициенту спроса.

Расчетная нагрузка (активная и реактивная) приемников каждого цеха определяется из выражений

где К_с — коэффициент спроса данной характерной группы приемников, принимаемой по справочным материалам (прил. 1 [1]); Р_н — суммарная установленная мощность всех приемников цеха, принимаемая по исходным данным;

tg??- соответствует характерному для данной группы приемников cos?, определяемому по справочным материалам.

3.1 Расчет осветительной нагрузки

Расчет осветительной нагрузки при определении нагрузки предприятия предлагается производить по удельной плотности осветительной нагрузки на квадратный метр производственных площадей и коэффициенту спроса.

По этому методу расчетная осветительная нагрузка принимается равной средней мощности освещения за наиболее загруженную смену и определяется по формулам:

где: Кс. о — коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки, числовые значения, которого принимаются по таблице 3.4 [1];

tg?₀ — коэффициент реактивной мощности, определяется по известному cos?_o осветительной установки;

Рр.о — установленная мощность приемников освещения по цеху, отделу и т. п. определяется по удельной осветительной нагрузке на 1 м² поверхности пола и известной производственной площади.

где F — площадь пола производственного помещения в м²;

?0 — удельная расчетная мощность в кВт на 1 м².

Некоторые ориентировочные значения ?? для машиностроительной, металлообрабатывающей и электротехнической промышленности приведены в табл.3.5 [1]

Расчет осветительной нагрузки предприятия проводится в таблице 4.1.1 в следующей последовательности:

1. по генеральному плану предприятия замеряется и вычисляется с учетом масштаба генплана длина и ширина каждого производственного помещения и территории предприятия в метрах;

2. вычисляется площадь освещаемой поверхности для каждого производственного помещения, площадь наружного освещения территории вычисляется как разность площади всей территории предприятия и суммы площадей, занятых производственными помещениями;

3. для каждого цеха и территории предприятия по табл.3.5 выбирается удельная плотность осветительной нагрузкина 1 м² и вычисляется установленная мощность приемниковосвещения по формуле (4.1−2);

4. по таблице 3.4 определяется в зависимости от объектаосвещения коэффициент спроса осветительной нагрузки ивычисляется расчетная осветительная нагрузка по формуле (4.1−1).

Таблица 4.11 Расчет осветительной нагрузки.

3.2 Расчет электрических нагрузок предприятия

Приемники напряжением выше 1 кВ каждого цеха учитываются отдельно. Расчетные активная и реактивная нагрузки приемников выше 1 кВ определяются аналогично из выражений (4−1).

Так как расчет компенсации реактивной мощности еще не произведен, то расчетная реактивная мощность от синхронных двигателей выше 1 кВ принимается равной 0.

Суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки потребителей до 1 кВ и выше 1 кВ в целом по предприятию определяются суммированием соответствующих нагрузок всех цехов расчетной нагрузки освещения, потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций и потерь в высоковольтной линии. Расчетные нагрузки на сборных шинах ГПП или ЦРП цехов, осветительной и бытовой нагрузок поселков следует определять с учетом несовпадения максимумов этих нагрузок, что осуществляется путем умножения суммы их расчетных нагрузок на коэффициент совмещения максимумов, приведенный в табл.3.2.

Так как количество и мощность трансформаторных цеховых подстанций, и параметры высоковольтной сети еще не выбраны, то приближенно потери мощности в них определяются из выражений согласно.

где Sp — расчетная мощность нагрузки предприятия на шинах напряжения до 1 кВ за максимально загруженную смену.

При суммировании расчетных нагрузок нескольких цехов необходимо вводить коэффициент разновременности максимумов нагрузки, тогда суммарная расчетная активная, реактивная и полная нагрузки предприятия, отнесенные к шинам 6−10 кВ ГПП или ГРП согласно будут равны:

где Крм — коэффициент разновременности максимумов со стороны высшего напряжения трансформаторов электроприемников, принимаемый в пределах 0,9−0,95.

Полная расчетная мощность предприятия со стороны высшего напряжения трансформаторов ГПП определяется с учетом потерь мощности в трансформаторах ГПП. Приближенно потери мощности в них определяются по формулам (4.1−1 — 4.1−2)

Тогда полная расчетная мощность предприятия со стороны высшего напряжения трансформаторов ГПП будет равна:

где: QКУзавода — мощность компенсирующих устройств.

Расчет нагрузки по установленной мощности и коэффициенту спроса по предприятию занесем в таблицу 4.2.1.

Расчетная нагрузка (активная и реактивная) приемников главного корпуса определяется из выражений (4−1).

Расчет по остальным цехам производится в таком же порядке.

Суммарная расчетная активная, реактивная и полная нагрузки предприятия, отнесенные к шинам 6−10 кВ ГПП или ГРП согласно будут равны:

Полная расчетная мощность предприятия со стороны высшего напряжения трансформаторов ГПП будет равна:

таблица 4.2.1.Расчет электрических нагрузок предприятия

4.Выбор числа мощности и расположения цеховых трансформаторов, трансформаторов гпп и компенсирующих устройств

4.1 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов главной понизительной 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 электроснабжающей 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.

Выбор номинальной мощности трансформаторов ГПП в зависимости от исходных данных может осуществляться по Графику нагрузок или по полной расчетной мощности.

Если на ГПП устанавливаются два трансформатора, то номинальная мощность каждого из них определяется по условию.

Согласно выбираем двухобмоточный трансформатор ТРДН-40 000/110.

В аварийных условиях оставшийся в работе трансформатор может быть проверен на допустимую перегрузку с учетом возможного отключения потребителей III категории надежности.

Условие выполняется

4.2 Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсирующих устройств

Выбор типа трансформаторов решается в зависимости от условий окружающей среды. Для наружной установки применяются только масляные трансформаторы (ТМ, ТМЗ), для внутренней установки применяются трансформаторы с негорючей жидкостью (совтол, ТНЗ). Сухие трансформаторы (ТСЗ) мощностью не более 630−1000 кВ•А используются в административных общественных зданиях, испытательных станциях, в лабораториях.

Число типов и исполнение трансформаторов, применяемых на одном предприятии, необходимо ограничивать, так как разнообразие их создает неудобства в обслуживании, осложняет ремонт, резервирование и взаимозаменяемость.

Двухтрансформаторные подстанции применяются при преобладании электроприемников 1 и 2 категорий, а так же в энергоемких цехах с удельной плотностью нагрузки ууд? 4 кВА/м².

В цеховых трансформаторных подстанциях (КТП) используются трансформаторы единичной мощности 400; 630; 1000; 1600 и 2500 кВА. Число и мощность трансформаторов зависят от величины расчетной нагрузки Sp распределения нагрузок по площади цеха, характера и режима работы электроприемников. Выбор КТП осуществляется одновременно с решением задачи компенсации реактивной мощности.

Сначала выбирается число, и мощность трансформаторов пользуясь коэффициентом загрузки трансформаторов Кз. тр и расчетной нагрузкой цехов, цеха.

При преобладании нагрузок 1 категории 0,65−0,7, при преобладании нагрузок 2 категории 0,7−0,8, а при нагрузках 3 категории — 0,9−0,95. Для предварительных расчетов выбираем Кз. тр = 0,7

Sp — полная расчетная мощность предприятия до 1 кВ;

Sнэ — экономически целесообразная номинальная мощность трансформатора, принимается согласно.

где:

Трансформаторы 630 кВА и менее рекомендуется применять для питания мелких вспомогательных цехов.

Расчет экономически целесообразной номинальной мощности и количество трансформаторов главного корпуса.

Экономически целесообразная номинальная мощность трансформатора будет равна:

Количество трансформаторов на главный корпус.

Выбираем два трансформатора на Sнэ = 25 000 кВА.

Для других цехов расчет производится в таком же порядке. Результаты вычислений заносится в таблицу 5.2.1.

Таблица 5.2.1.

Определим минимальное число трансформаторов, которое можно установить при полной компенсации реактивной мощности в цеховых сетях:

Поскольку полная компенсация реактивной мощности экономически нецелесообразна, то намечается промежуточный вариант Nт =11, для которого cos? предприятия будет находиться в пределах 0,9−0,95, для чего определяется предельное значение реактивной мощности.

определяем новое значение cos?

Если значение cos? находится в пределах 0,9−0,95, то определяется суммарное значение мощности низковольтных конденсаторных батарей

Полученную суммарную мощность низковольтных конденсаторных батарей необходимо распределить по потребителям (цехам) в долевом отношении по потреблению реактивной мощности, например для i-ro цеха.

где QHK? — суммарная мощность низковольтных конденсаторных батарей; Qр — расчетная реактивная мощность предприятия на напряжение до 1 кВ; Qрi — расчетная реактивная мощность iго цеха напряжением до 1 кВ.

По полученному значению QНКi выбирается комплектная конденсаторная установка (ККУ)

Для главного корпуса:

По полученному значению Qhki выбирается комплектная конденсаторная установка (ККУ) (см. табл. П. 1.17-П.1.20).

Обычно ККУ подсоединяются к сборным шинам КТП на стороне 0,4 кВ, т. е. сколько трансформаторов КТП столько и ККУ.

Полная расчетная мощность главного корпуса с учетом компенсации реактивной мощности.

Количество трансформаторов главного корпуса:

Выбираем два трансформатора на Sнэ = 25 000 кВА.

Результаты расчетов сводятся в таблицы 5.2.2, 5.2.3, 5.2.4.

Таблица 5.2.2

Таблица 5.2.3

Таблица 5.2.4

4.3 Конструктивное выполнение трансформаторных подстанций

Конструктивное выполнение трансформаторных подстанций и распределительных пунктов определяется их главной схемой.

Конструкция подстанции, как правило, состоит из трех основных узлов: РУ первичного напряжения, содержащего сборные и соединительные шины, аппараты присоединений и защиты; камер трансформаторов; РУ вторичного напряжения. Взаимное расположение узлов подстанций следует выполнять таким образом, чтобы длина ошиновки и кабелей была минимальной.

В настоящее время в цехах промышленных предприятий наибольшее распространение имеют комплектные трансформаторные подстанции КТП 6−10/0,4−0,69 кВ. КТП состоит из РУ или вводного устройства первичного напряжения, одного или двух силовых трансформаторов и РУ НН. Комплектные трансформаторные подстанции изготавливаются для внутренней (КТП) и наружной установки (КТПН). Комплектные трансформаторные подстанции для ГПП выполняют с трансформаторами мощностью 4−40 МВ-А на напряжение 35−220/6−10 кВ. Для внутрицеховых КТП с напряжением 6−10/0,4−0,69 кВ применяются трансформаторы мощностью 160−2500 кВА. Технические данные КТП приведены в приложении. В сетях 35−110 кВ применяют унифицированные комплектные подстанции блочного типа КТПБ для наружной установки на напряжение 35/6−10 кВ и 110/6−10 кВ. В РУ 6−10 кВ применяют комплектные камеры типа КРУ, КРУН, КСО. Ячейки типа КСО следует применять для потребителей II и III категорий электроснабжения, а типа КРУ, КРУН, КРУЭ — для более высоких категорий — 1-й и особой. Ячейки типа КСО предназначены для стационарной установки одностороннего обслуживания.

4.4 Картограмма нагрузок

Подстанции всех мощностей, напряжения и тока должны быть максимально приближены к центрам подключенных к ним нагрузок (ЦЭН). Это обеспечивает наилучшие технико-экономические показатели СЭС по расходу электроэнергии и дефицитных проводниковых материалов, т. е. минимум приведенных затрат. При проектировании СЭС предприятий различных отраслей промышленности разрабатывается генеральный план объекта, на который наносятся все производственные цеха и отдельные крупные ЭП, расположенные на территории предприятия. На генеральном плане указываются расчетные мощности цехов и всего предприятия. Для того чтобы найти наиболее выгодный вариант расположения понижающих подстанций и источников питания, составляют картограмму нагрузок.

Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генплане площади, ограниченные кругами, которые в выбранном масштабе соответствуют расчетным нагрузкам цехов. Центр каждого круга цеха должен совпадать с центром нагрузок этого цеха. Расчетная максимальная нагрузка i-го цеха Pi, кВт,

где: m — масштаб для определения площади круга 1 см = 100 м

ri — радиус круга, см²

Радиусы нагрузок равны:

Расчеты радиусов занесем в таблицу5.4.1

Таблица 5.4.1

Координаты центра электрических нагрузок (ЦЭН) предприятия (цеха) определяются из соответствующих выражений

где Piактивная мощность i-ro цеха (потребителя);

Xi и Уiего координаты (оси ординат можно наносить произвольно.

Картограмма нагрузок.

При невозможности расположения ГПП, ЦТП в ЦЭН они обычно смещаются в сторону источника питания и желательно, чтобы они располагались на линии, соединяющей источник питания с ЦЭН.

Распределительные пункты 6−10 кВ без преобразования электрической энергии, наоборот, выгоднее размещать на границе питаемых ими участков сети, чтобы не было обратных потоков энергии.

При расположении в ЦЭН ГПП, ЦТН или РП необходимо соблюдать требования ПУЭ, ПТЭ, ПТБ, зная приблизительные размеры: ГПП-35/10−6 (18×24м), ГПП 110/10−6 (24×30м), ЦРП (20×10м), ЦТП (12×6- двухтрансформа-торная).

4.5 Балансовый расчет компенсирующих устройств предприятия

Мощность компенсирующих устройств предприятия на границе балансового раздела ГБР (см. 3) QKy зав. крм = Q_P — Q3i будет формироваться из мощности низковольтных компенсирующих устройств, реактивной мощности высоковольтных и низковольтных синхронных двигателей и мощности высоковольтных конденсаторных батарей.

Для определения величин QСД и QВК необходимо провести расчет предприятия по реактивной мощности.

Для каждой цеховой подстанции определяется нескомпенсированная реактивная нагрузка на стороне 6 и 10 кВ

где QmaxT — расчетная реактивная нагрузка ТП;

QHKФфактически принятая мощность НБК;

?Qт — суммарные реактивные потери в трансформаторах с учетом его коэффициента загрузки (табличные данные) таблица 4.4.

Нескомпенсированная реактивная нагрузка на стороне 6 и 10 кВ для главного корпуса.

Суммарная расчетная реактивная мощность высоковольтных компенсирующих устройств Q_BK

где: Qэ1 — В соответствии с требованиями энергоснабжающей организации завод из сетей энергосистемы в часы максимальных нагрузок может потреблять только определенное количество реактивной мощности.

где, а — коэффициент, величина которого зависит от уровня подводимого напряжения к заводу: UH=35 кВ, а = 0.24; UН=110 кВ, a=0.29; U_H=6−10 кВ (генераторное), а=0.6; U_H ?220 кВ, а=0.4; Рф^IV — 30-минутный максимум активной нагрузки завода в часы максимума энергосистемы в IV квартале прошедшего года (для курсового и дипломного проектов Рф^IV = Рр (завода));

Если значение Q_BK больше нуля (Q_BK > 0), то в первую очередь в качестве высоковольтных компенсирующих устройств необходимо использовать высоковольтные синхронные двигатели.

Синхронные двигатели, выпускаемые отечественной промышленностью, рассчитаны на опережающий коэффициент мощности cos? = 0.9 и при активной номинальной нагрузке Рном и напряжении Uном могут вырабатывать номинальную реактивную мощность:

Мощность комплектных высоковольтных конденсаторных установок.

Если меньше нуля, то значение QСД уменьшают до величины Qbk и на этом этапе расчет компенсирующих устройств завода заканчивается, если больше нуля, то в электрических сетях завода необходимо установить комплектные высоковольтные конденсаторные установки мощностью Qbbk на сборных шинах РП или ГПП в зависимости от величины и характера потребления реактивной мощности. Расчет мощности КУ завода закончен.

5. Выбор схемы питания подстанций и расчет питающих линий

5.1 Выбор схемы внешнего электроснабжения предприятия

В соответствии с заданием на курсовой проект предприятие получает питание с ОРУ районной подстанции по двум кабельным или воздушным линиям. На территории предприятия в районе ЦЭН формируется закрытое или открытое РУ на напряжение 6−10 кВ. К установке на РУ также рекомендуются КРУ или КРУН различного исполнения. Электрическая схема РУ должна быть простой, число секций шин напряжения 6−10 кВ обычно не превышает двух. Большее число секций используется при повышенном требовании к надежности электроснабжения, при большой мощности предприятия (более 75 МВт), при наличии потребителей со специфическими нагрузками, которые необходимо выделить на отдельные секции шин РУ.

Каждая секция работает раздельно и получает питание от отдельной линии. В нормальном режиме работы секционный аппарат отключен. Применение секционного выключателя обеспечивает автоматическое включение резерва (АВР), что позволяет использовать схему для потребителей первой категории.

Учитывая целесообразность применения КРУ 10 кВ, встраиваемых в производственные корпуса, а также число отходящих линий и надежность потребителей электроэнергии. принимаем к установке КРУ. РУ выполняем секционированным с двумя секциями шин, соединенных шиносоединительным выключателем.

Трансформаторные подстанции №№ 1,2,4,5,7,8,9 принимаем к установке КРУ.

Трансформаторные подстанции №№ 3,6,10 принимаем к установке камеры КСО-366

РУ выполняем секционированным с двумя секциями шин, соединенных шиносоединительным выключателем. Серии КРУН.

Силовые трансформаторы ГПП устанавливаем открыто, на предприятиях с загрязненной атмосферой — с усиленной изоляцией.

ГПП напряжением 110 кВ размещают рядом с обслуживаемыми ими производственными корпусами, в ЦЭН, а их РУ 10 кВ встраиваем в эти корпуса.

Для промышленных предприятий рекомендуется применять упрощенные электрические схемы для питания трансформаторов ГПП от районной подстанции с использованием отделителей и короткозамыкателей. Установка выключателя на стороне высокого напряжения нецелесообразна, т.к. отключать трансформатор (при необходимости вывода его в ремонт) можно выключателем на районной подстанции, а при снятой нагрузке с трансформатора ГПП отделителем без отключения выключателя на районной подстанции.

5.2 Выбор схемы внутризаводского электроснабжения предприятия

Питание крупных подстанций и РП с преобладанием потребителей I категории осуществляют не менее чем двумя радиальными линиями, отходящими от разных секций источника питания.

Отдельно расположенные однотрансформаторные подстанции мощностью 400 — 630 кВА получают питание по одиночным радиальным линиям без резервирования, если отсутствуют потребители I и II категорий и по условиям прокладки линии возможен ее быстрый ремонт. Если обособленные подстанции имеют потребителей II категории, то их питание должно осуществляться двухкабельной линией.

Двухступенчатые радиальные схемы с промежуточными РП применяют на больших и средних по мощности предприятиях для питания через РП крупных пунктов потребления электроэнергии, т. к, 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.

5.3 Выбор сечения ВЛ питающих промпредприятий

Для связи предприятий с энергоснабжающей организацией на повышенных напряжениях 35−110−220 кВ и т. д. используются в основном воздушные линии электропередач (ЛЭП), которые могут быть одно — и двухцепными, что определяется требованиями к бесперебойности электроснабжений предприятия.

Сечение проводов ЛЭП, согласно ПУЭ, выбираются:

1. По экономической плотности тока

где I_Н — расчетный ток одной линии в нормальном режиме; j_3K — экономическая плотность тока, выбирается по таблице 5.5.

где: Sн — мощность потребляемая предприятием.

Uн — номинальное напряжение.

Полученное сечение округляется до ближайшего меньшего.

Сечение линии от системы до ГПП F = 70 мм²

Проверяем по нагреву током в нормальном режиме:

Iнорм = Iн/2 — линия двухцепная.

Согласно ПУЭ для неизолированного провода марки АС-70 Iдоп = 265 А.

По нагреву током послеаварийного режима Iн.ав. с учетом перегрузочной способности линии

где: Кпер =1.3?1.35 допустимая перегрузка проводов.

Согласно ПУЭ по условиям короны на напряжение 110 кВ минимальный диаметр провода 11.4 мм (АС-70/11).

Согласно расчетов выбираем провод марки АС-70/11.

5.4 Выбор сечения кабельных линий на напряжение выше 1 кВ

Выбор сечения КЛ необходимо начать с выбора марки силового кабеля и способа его прокладки, используя данные приложения к методическим указаниям. Прокладка кабеля на территории предприятия и вне его осуществляется в земле (траншее) или по инженерным сооружениям, в которых кабельные линии не соприкасаются с землей (эстакады, галереи, туннели и т. д.). Выбор сечения КЛ и ВЛ имеет ряд общих позиций, но имеются и различия в выборе сечений.

По экономической плотности тока.

где j_3К = 1.1 А/мм² — экономическая плотность тока.

По экономической плотности тока не выбираются линии, идущие к единичным потребителям (двигателям, печам, преобразовательным установкам (цеховые ТП не являются единичными потребителями)), временные сети, строительные сети и т. д., более подробно в ПУЭ. Полученное сечение F округляется до ближайшего меньшего стандартного значения.

Выбор сечения КЛ от ГПП до ТП4.

Сила тока равна:

Выбираем сечение F = 150 мм²

По нагреву током в нормальном режиме

где: Кпр = 0.9 — коэффициент прокладки, учитывающий количество кабелей, проложенных в одной траншее для двух кабелей.

Iдоп = 275 А — допустимый длительный ток для трехжильных кабелей 10 кВ марки ААШв.

Выбираем сечение F = 70 мм²

По нагреву током послеаварийного режима Iм.ав. с учетом перегрузочной способности КЛ

где Кпер — коэффициент перегрузки КЛ, на период ликвидации послеаварийного режима для кабелей до 10 кВ с бумажной изоляцией допускаются перегрузки в течении 5 суток в пределах таблиц указанных в ПУЭ, на стадии начального проектирования допускается принимать 30% перегрузку КЛ (К_пер=1,3); Iм. ав — максимально возможное значение тока по КЛ в послеаварийном режиме, величина Iм. ав в основном определяется конфигурацией электрических сетей, возможной загрузкой силового оборудования, категорией по надежности потребителей электрической энергии.

Проверяем для сечения F = 150 мм²

Условие выполняется.

Если длина КЛ или проводников менее 400 метров в сетях выше 1 кВ, то проверку на потерю напряжения можно не производить.

В курсовом проекте подробно приводится пример выбора марки и сечения одного кабеля, а остальные расчеты сводятся в таблицу 6.4.1

таблица 6.4.1Выбор сечения кабельных линий на напряжение выше 1 кВ

6. Расчет токов короткого замыкания выше 1 кb

Выбираемые по условиям нормального режима коммутационные аппараты, токоведущие части, изоляторы схем электроснабжения для повышения надежности должны проверяться на динамическую и термическую устойчивость от действия токов короткого замыкания, которые могут возникнуть в аварийных ситуациях.

Расчет токов КЗ следует начинать с составления расчетной схемы, исходя из нормального режима работы рассматриваемой схемы электроснабжения, не считаясь с кратковременными видоизменениями схемы. На расчетной схеме надо указать основные параметры оборудования, которые потребуются для дальнейшего расчета (номинальные мощности и напряжения короткого замыкания трансформаторов, длины и сечения линий, их удельные реактивные и активные сопротивления и т. д.).

Точки расчета КЗ должны быть намечены на всех напряжениях схемы в местах наибольших значений токов. На первичной стороне трансформаторов ГПП, на сборных шинах 6−10 кВ ГПП, на шинах распределительных устройств при наличии подпитки от ближайших высоковольтных электродвигателей, на первичной и вторичной стороне наиболее мощных цеховых трансформаторов, подключенных короткой линией.

6.1 Расчет токов КЗ

Составим схему замещения:

Индуктивное сопротивление прямой последовательности линий примерно равно:

Воздушные линии 6 — 220 кВ x0 = 0.4 Ом/км Кабельные линии 6 — 10 кВ x0 = 0.08 Ом/км

Расчет ведут по средним коэффициентам трансформации, при этом за базисные величины напряжений принимают следующие средние значения:

3,15; 6,3; 10,5; 13,8; 15,75; 18; 37; 115; 230; 330; 500 кВ.

х1 = х2 = 0.4•20 = 8 Ом — воздушные линии

х3 = х4 = 34.8 Ом — трансформаторы ГПП

Ток КЗ на первичной стороне трансформаторов ГПП.

Если принять мощность системы Sс ??, Хс = 0.

Ударный ток при к.з. в сети напряжения 35 кВ и выше равен где: Куд = 1.8 ударный коэффициент для РУ повышенного напряжения подстанции.

Наибольшее действующее значение полного тока согласно равно:

где: — действующее значение периодической составляющей тока КЗ.

Та = 0.05 сек — постоянная времени затухания для РУ повышенного напряжения подстанции.

Действующее значение установившегося тока КЗ равно наибольшему действующему значению полного тока КЗ при Та =? и равно:

Ток КЗ на сборных шинах 10 кВ ГПП Ток КЗ приведенный к напряжению 110 кВ.

Ток КЗ приведенный к напряжению 10 кВ.

где: Куд = 1.85 ударный коэффициент для РУ вторичного напряжения подстанции.

Наибольшее действующее значение полного тока согласно равно:

где: — действующее значение периодической составляющей тока КЗ.

Та = 0.06 сек — постоянная времени затухания для РУ вторичного напряжения подстанции.

Действующее значение установившегося тока КЗ равно наибольшему действующему значению полного тока КЗ при Та =? и равно:

Результаты расчетов занесем в таблицу 7.1.1

таблица 7.1.1

Согласно расчетам тока короткого замыкания для РУ выбираем масляные малообъемные выключатели согласно МГГ-10−3200−45УЗ

6.2 Проверка кабельных линий на термическую устойчивость к токам КЗ

Кабельные линии как внешнего, так и внутреннего электроснабжения обязательно проверяются на термическое действие токов КЗ (ПУЭ).

где Вк — тепловой импульс тока КЗ, кА²с, для систем неизменного напряжения при времени действия тока КЗ (tкз.расч.) и большой постоянной времени затухания апериодической составляющей Т_а равен:

где: Iпо — начальное значение периодической составляющей тока КЗ, А. Значение G_T определяется по таблице 5.7.

Для защит_; действующих без выдержки времени, в зависимости от типов реле и выключателей, время отключения составляет:

tкз.расч = tрт + tв

tрт = (0.02?0.04) с

Выбираем максимальное время tрт = 0.04 с

tкз.расч = tрт + tв = 0.04 + 0.15 = 0.19 с

Та = 0.01 с для кабельных линий 6−10 кВ.

Расчет тока КЗ от ГПП до ТП4

Приведем сопротивления х4 к ступени 110 кВ согласно.

где: к — коэффициент трансформации.

Полученное значение сечение F, округляем до ближайшего меньшего значения F = 150 мм².

Расчет тока КЗ от ТП4 до ТП3

Приведем сопротивления х9 к ступени 110 кВ согласно.

где: к — коэффициент трансформации.

Полученное значение сечение F, округляем до ближайшего меньшего значения F = 150 мм².

Для снижения сечения требуется снизить время срабатывания защиты.

Расчет тока КЗ от ГПП до ТП2

Приведем сопротивления х4 к ступени 110 кВ согласно.

где: к — коэффициент трансформации.

Полученное значение сечение F, округляем до ближайшего меньшего значения F = 150 мм².

Расчет тока КЗ от ТП2 до ТП1

Приведем сопротивления х9 к ступени 110 кВ согласно.

где: к — коэффициент трансформации.

Полученное значение сечение F, округляем до ближайшего меньшего значения F = 150 мм².

Для снижения сечения требуется снизить время срабатывания защиты.

Результаты расчетов занесем в таблицу 6.4.1.

Заключение

В результате выполнения курсового проекта были проведены расчеты электрических нагрузок для всех цехов предприятия. Расчеты определялись по установленной мощности и коэффициенту спроса.

Расчеты осветительной нагрузки при определении нагрузки предприятия производились по удельной плотности осветительной нагрузки на квадратный метр производственных площадей и коэффициенту спроса.

Расчет осветительной нагрузки предприятия приводится в таблице 4.1.1

Расчет нагрузки по установленной мощности и коэффициенту спроса по предприятию приводится в таблицу 4.2.1.

Выбор мощности трансформаторов ГПП производился на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учетом режима электроснабжающей 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.

Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генплане площади, ограниченные кругами, которые в выбранном масштабе соответствуют расчетным нагрузкам цехов. Центр каждого круга цеха должен совпадать с центром нагрузок этого цеха.

В соответствии с заданием были выбраны схемы электроснабжения предприятия, произведен выбор сечения ВЛ питающих линий, и кабельных линий. Кабельные линии были проверенны по экономической плотности тока, по нагреву током в нормальном режиме, по нагреву током в нормальном режиме. Была проведена проверка кабельных линий на термическую устойчивость к токам КЗ.

В графической части приведен генплан завода с расположением основного электрооборудования и трассами электрических силовых сетей до и выше 1 кВ, однолинейная схема электроснабжения завода, картограмма нагрузок

1. В. С. Борбат. «Электроснабжение промышленных предприятий» Разработка схемы электроснабжения промышленных предприятий. Братск 2002 г.

2. А. А. Федоров, В. В. Каменева. «Основы электроснабжения промышленных предприятий «Москва «Энергия «1979 г.

3. Блок В. М «Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей». Москва «Высшая школа» 1981 г.

4. Емцев А. Н «Электрическая часть станций и подстанций». Проектирование электрической части ТЭЦ. Учебное пособие. Братск БрИИ, 1998 г.

5. Куликов Ю. А. «Переходные процессы в электрических системах».Издательство «Мир «2003 г.

6. А. А. Васильев «Электрическая часть станций и подстанций». Москва «Энергия «1980 г.