Электроснабжение завода

ВВЕДЕНИЕ В настоящем курсовом проекте решается вопрос об электроснабжении завода. Расчет максимальных расчетных нагрузок произведен по методу упорядоченных диаграмм.
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНОЙ НАГРУЗКИ Расчётная нагрузка на шинах низшего напряжения ТП-1 равна:
активная кВт; реактивная квар; полная кВА По величине полной расчётной нагрузки кВА намечаем к установке в ТП-1 два тр-ра мощностью по 1000 кВА каждый. В нормальном режиме т-ры будут работать с коэффициентом загрузки: . Загрузка тр-ров в послеаварийном режиме (при выходе из строя одного из рабочих тр-ров): Предварительный выбор числа и мощности тр-ров остальных цеховых ТП аналогичен и сведен в таблицу 1.2. Таблица 1.2. № п/п Наим. п/ст. Потребители электроэнергии Расчётная нагр. К-во тр-ров Мощн. тр-ров Загр. тр. в норм. реж. Загр. тр. в авар. реж. , кВт , квар , кВА 1 ТП-1 Цех № 1,2,3,4 851 722 1117 2 1000 0,56 1,12 2 ТП-2 Цех № 7,8,12 1832 1380 2293 2 1600 0,7 1,4 3 ТП-3 Цех № 5,6,9,14,15 1414 1255 1890 2 1600 0,59 1,18 4 ТП-4 Цех№10,11,22,21,13,18 934 883 1286 2 1000 0,64 1,3 5 ТП-5 Цех № 17 1381 1020 1717 2 1600 0,54 1,08 6 ТП-6 Цех № 16,20 2192 1709 2778 2 2500 0,56 1,11 7 ТП-7 Цех № 19,23,26 2344 984 2543 2 1600 0,79 1,58 8 ТП-8 Цех № 24,25 1347 392 1585 2 1000 0,77 1,54
1.2. ВЫБОР МОЩНОСТИ ЦЕХОВЫХ ТП Расчётная нагрузка на шинах низкого напряжения тр-ров ТП-1 составляет: кВт; квар. Необходимая мощность компенсирующих устройств со стороны низшего напряжения тр-ров ТП-1: квар, где – соотв.нормативному значению cosj; tgj=0,33 – соотв.нормативному значению cosjн , равному 0,95. Выбираем компенсирующее устройство типа ККУ-0,38-Ш, мощностью 150 квар. Следовательно, квар. Тогда некомпенсированная реактивная мощность на стороне низшего напряжения тр-ров ТП-1 составит: квар. Потери активной мощности в компенсирующих устройствах: к Вт, где - удельные потери активной мощности в статических конденсат., кВт/квар. Таким образом, величину ввиду её малости в расчётах для упрощения можно не учитывать. Полная расчётная мощности с учётом компенсации определяется: кВА Выбираем к установке в ТП-1 два тр-ра мощностью по 630 кВА каждый: ; Расчёт для остальных ТП проводим аналогично и сводим в табл. 1.3. Таблица 1.3. Наим. п/ст. Потребители электроэнергии Расчётная нагр. К-во тр-ров Мощн. тр-ров Загр. тр. в норм. реж. Загр. тр. в авар. реж. Некомп. мощ-ть , квар Р, кВт Q, квар S, кВА 1 ТП-1 Цех № 1,2,3,4 851 272 893 2 630 0,71 1,4 272 2 ТП-2 Цех № 7,8,12 1832 630 1937 2 1600 0,6 1,2 630 3 ТП-3 Цех № 5,6,9,14,15 1414 455 1485 2 1600 0,46 0,92 455 4 ТП-4 Цех№10,11,22,21,13,18 934 283 976 2 1000 0,49 0,98 283 5 ТП-5 Цех № 17 1381 420 1443 2 1000 0,72 1,44 420 6 ТП-6 Цех № 16,20 2192 749 2316 2 1600 0,72 1,44 749 7 ТП-7 Цех № 19,23,26 2344 824 2481 2 2500 0.5 1,0 824 8 ТП-8 Цех № 24,25 1478 392 1529 2 1600 0,48 0,96 - Анализируя величины и размещение электрических нагрузок цехов по территории завода и учитывая категории потребителей по степени бесперебойности питания, выбираем для системы внутреннего электроснабжения радиально-магистральную схему с резервированием. Распределительные устройства цехов, имеющие потребителей выше 1000 В, питаются по радиальной схеме с резервированием от шин ГПП. Распределительная сеть выше 1000 В по территории завода выполняется кабельными линиями, проложенными в траншеях. Намечаем варианты для выбора рационального напряжения распределительных сетей схемы внутреннего электроснабжения.
Вариант 1. Электроэнергия распределяется внутри завода на напряжении 6 кВ. Вариант 2. Электроэнергия распределяется внутри завода на напряжении 10 кВ. Вариант 3. Электроэнергия распределяется внутри завода на напряжении 20 кВ. Вариант 4. Электроэнергия распределяется внутри завода на напряжении 6 и 10 кВ совместно. Вариант 5. Электроэнергия распределяется внутри завода на напряжении 6 и 20 кВ совместно.
1.3. Определение расчётных нагрузок линий сети 6¸20 кВ Расчётные нагрузки распределительной сети 6¸20 кВ определяются по величинам расчётных нагрузок на шинах низшего напряжения ТП или на шинах РУ с учётом потерь мощности в трансформаторах и компенсации реактивной мощности на шинах РУ. Потери активной и реактивной мощности в понизительных трансформаторах с высшим напряжением 6¸20 кВ определяются в зависимости от действительной (расчётной) нагрузки (Sp): для I тр-ра Расчётная полная нагрузка на шинах 0,4 кВ ТП-1 кВА. Расчётная нагрузка на шинах 0,4 кВ одного тр-ра 630 кВА. ½ кВА. Потери активной и реактивной мощности : в одном трансформаторе 630 кВА: кВт; квар. В двух тр-рах 630 кВА (при раздельной работе) кВт; квар. Ввиду отсутствия данных, потери мощности в трансформаторах с высшим напряжением 20 кВ приняты как для трансформаторов с высшим напряжением 6¸10 кВт. По остальным трансформаторным п/ст, определением потерь в трансформаторах аналогичны и сведены в табл. 1.4. Вар. Наим. п/ст Число и мощн. тр-ров Расч.полн.нагр. Sр, кВА Потери акт.мощ., 2DРТ, кВт Потери реакт.мощ., 2DQТ, квар 1, 2, 3 (тр-ры 6¸20/0,4 кВ) ТП-1 2 х 630 893 11,2 106,8 ТП-2 2 х 1600 1937 19,3 240 ТП-3 2 х 1600 1485 14 240 ТП-4 2 х 1000 976 10,4 142 ТП-5 2 х 1000 1443 17 142 ТП-6 2 х 1600 2316 25 240 ТП-7 2 х 2500 2481 20,4 325 ТП-8 2 х 1600 1529 14 240 Определяем расчётные нагрузки линий распределительной сети 6¸20 кВ (по вар.). Линия № 1 (Л-1, вариант 1, Uн=6 кВ). Линия Л-1 питает ТП-3 от РУ-1 по двум кабелям: расчётная нагрузка Л-1 – это расчётная нагрузка со стороны высшего напряжения тр-ров ТП-3: кВт; квар, где ,- рас чётные нагрузки на шинах низшего напряжения ТП-3. Потребляемая мощность компенсирующих устройств со стороны высшего напряжения тр-ров ТП-3: квар, , где tgjн=0,33 – соотв. нормативному значению коэффициента мощности cosjн , равному 0,95. Для ТП-3, не имеющей шин со стороны высшего напряжения тр-ров и территор.совмещенной с РУ-1, не имеет смысла устанавливать компенсирующие устройства на стороне выше 1000 В при Qку=230 квар. Следовательно, полная расчётная нагрузка линии: кВА Расчётный ток в линии: А Линия № 2 (Л-2, вариант 1, Uн=6 кВ). Линия Л-2 питает РУ-1 от ГПП. Расчётная нагрузка Л-2 без учёта компенсации реактивной мощности со стороны 6 кВ (на шинах РУ-1): кВт; квар, где ,- расчётные нагрузки на шинах РУ-1, создаваемых приемниками 6 кВ цехов № 14 и 15. Необходимая мощность компенсирующих устройств на шинах РУ-1: квар, - соотв. средневзв. естеств. cosjн=0,82, tgjн=0,33 – соотв. cosjн , равному 0,95.
Выбираем две ячейки конденсаторов мощностью по 500 квар каждая типа КУ-6-П, т.е. общая мощность компенсирующих устройств равна: квар. Потери активной мощности в конденсаторах ввиду их малости не учитываем.
Некомпенсированная реактивная мощность на шинах РУ-1 составит: квар. Тогда кВА Расчётный ток в линии: А Аналогично выполняется расчёт для линий варианта 1 и всех линий вариантов 2-5, этот расчёт сведен в табл. 1.5. Таблица 1.5. Вариант Номер линии Назначение линии Потребители электроэнергии, № цеха Длина линии, км Расчётная мощность cosj/tgj Потребл. мощн. комп. устр., Qку, квар Кол-во и мощн. ячеек конд., шт. и квар Некомпенсир.реакт.мощн., Q, варр Полная расчёт.мощн.линии, Sр, кВА Расчётный ток линии, Iр, А , кВт , квар 1 вариант ( 6 кВ) Л-1 ТП3 РУ-1 5,6,9,14,15 0,02 1428 695 230 - 695 1588 145 Л-2 РУ-1 ГПП 5,6,9,14,15 0,23 2893 2047 1100 2х500 1047 3077 296 Л-3 ТП-4 РУ-2 10,11,21,22,13 0,02 944,4 425 113 - 425 1035 99,5 Л-4 РУ-2 ГПП 10,11,21,22,13 0,08 5623 3059 1181 2х500 2059 5988 576 Л-5 ТП-6 РУ-3 16, 20 0,02 2217 989 266 - 989 2333 215 Л-6 РУ-3 ГПП 16, 20 0,35 6156 3234 1170 2х500 2234 6550 630 Л-7 ТП-1 ТП-2 1, 2, 3, 4 0,29 162 379 95 - 379 942 91 Л-8 ТП-2 ГПП 1, 2, 3, 4, 7, 8 0,27 2713 1249 352 1х500 749 2814 270 Л-9 РУ-2 ТП-5 17, 24, 25, осв. 0,28 2759 1194 246 - 1194 3006 288 Л-10 ТП-5 ТП-8 24, 25, освещ. 0,29 1492 632 134 - 632 1621 156 Л-11 РУ-3 ТП-7 19, 23, 26 0,38 2364 1064 283 - 1064 2592 249
1.4. Выбор выключателей конца питающих линий и линий, отходящих от ГПП (ГРП) Предварительный выбор выключателей производится по Uн, Iн дл и Sн откл. , при этом отключающая способность всех выключателей (для одного из вариантов) будет одна и та же, номинальный ток – различен.
а) Электроснабжение завода на напряжении 20 кВ. Sс=600 МВА
К-2 Sс=600 МВА
К-2
1/4,82
ХS рис. 1 Схема замещения. Точка К-2 (электроснабжение завода на U=20 кВ) Схема замещения приведена на рис.1. Исходные данные: Sб=Sс=600 МВА; Хс=0,8. Суммарное сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания (К-2) в относительных базисных единицах составляет: , где - сопрот.трехобмоточного трансформатора п/ст энергосистемы в относительных базисных единицах; , где Ом/км – индуктивное сопротивление воздушных линий ( 1 км) Мощность, отключаемая выключателями: МВА. Выбираем предварительно для В2, В3, В4 и линий, отходящих от шин ГВП, выключатель ВМП-20 с номин. и расчётными данными: б) Электроснабжение завода на напряжении U = 35/10 и 35/6 кВ. Схема замещения приведена на рис.1.2. , где - сопротивление тр-ра ГПП в относительных и базисных единицах: Мощность, отключаемая выключателями: МВА. Sс=600 МВА Sс=600 МВА
К-2
1/6,2
ХS рис. 1.2. Схема замещения. Точка К-2 (электроснабжение завода на U=35/10 и 35/6 кВ) Предварительно выбираем выключатели для В2, В3, В4. МГГ-10-2000/500 с номинальными и расчётными данными: для линий, отходящих от шин ГПП, при 6 и 10 кВ ВМП-10П с номинальными и расчётными данными: Величины для отходящих линий по данным табл. 1.5. в) Электроснабжение завода на напряжении U = 110/20, 110/10 и 110/6 кВ. где . Sс=600 МВА
К-2 Sс=600 МВА
К-2
1/4,81
ХS рис. 1.2. Схема замещения. Точка К-2 (электроснабжение завода на U=110/20, 110/10, 110/6 кВ) Мощность, отключаемая выключателями: МВА. Предварительно выбираем следующие выключатели: для В2, В3, В4 и линий, отходящих от шин ГПП, при U = 20 кВ ВМП-20 с номинальными и расчётными данными:
Для В2, В3, В4 при U = 6 кВ МГГ-10 2000/500 с номинальными и расчётными данными: Для В2, В3, В4 при U = 10 кВ ВМП-10 с номинальными и расчётными данными: Для линий, отходящих от шин ГПП, при U = 6 кВ и U = 10 кВ ВМП-10П с номинальными и расчётными данными: МВА.
1.5. Определение сечений кабельных линий распределительной сети 6¸20 кВ Линия Л-4, РУ-2 ГПП, Uн = 6 кВ (вар.1). Линия Л-4, предназначенная для питания потребителей I и частично II и III категорий 10, 11, 22, 21, 13 и 18 цехов, выполняется двумя рабочими кабелями в целях обеспечения требуемой бесперебойности питания. По нагреву расчётным током. Расчётный ток нормального режима работы (на два кабеля) равен: А Расчётный ток послеаварийного режима работы (на один кабель) равен: А Выбираем сечение кабеля по нормальному режиму работы (Sн=2х150 мм2) и проверяем его по условиям послеаварийного режима работы: S = 2х150 мм2; Iдоп = 600 А (при прокладке в траншее двух кабелей). Условия проверки кабеля по нагреву расчётным током следующие: где - допустимый по условиям нагрева ток для кабеля с алюминиевыми жилами S = 2х150 мм2 (U = 6 кВ, при прокладке в траншее четырех кабелей сечением по 150 мм2); k – поправочный коэффициент на число работающих кабелей, лежащих рядом в земле, при расстоянии в свету между ними 100 мм. По условиям допустимого нагрева и с учетом возможной перегрузки на 30% для кабеля с бумажной изоляцией (напряжением до 10 кВ) Sн=2х150 мм2: 1,3 =1,3*480=624 А Следовательно, имеем: Таким образом, выбранное сечение Sн=2х150 мм2 удовлетворяет условиям как норм., так и аварийного режимов работы. По условию механической прочности: Sт=10 мм2 3) По условиям коронирования кабелей принимаем минимально допустимое сечение Sк=10 мм2 4) По допустимой потере U в норм. (DUдоп=5%) и аварийном (DUдоп=10%) режимах работы проверяется сечение Sн=2х150 мм2. Используем данные таблицы, по которым определяем 1%=0,56 км для сечения Sн=2х150 мм2 l=0,08 км – длина линии Л-4, РУ-2 ГПП. км; км. Таким образом, выбранное сечение линии Л-4 Sн=2х150 мм2 соотв.всем условиям. Выбор сечения кабеля по условиям экономической целесообразности Для нахождения Sэц намечается несколько стандартных сечений кабеля: 2х150; 2х185; 2х240 мм2 и т.д. сводим в табл. 1.6. Таблица 1.6. № п/п Sт, мм2 Кз Кз2 DРн, кВт/км q, т/км С, т.руб/км jл, км L, км С0, р/кВтч Т, ч 1. 2х150 0,48 0,23 67 2х1,2 2х4,75 3,0 0,08 0,016 8000 2. 2х185 0,42 0,18 69 2х2,15 2х5,48 3. 3х150 0,32 0,1 67 3х1,2 3х4,75 4. 2х240 0,37 0,14 70 2х1,9 2х6,56 5. 3х185 0,28 0,08 69 3х1,5 3х5,48 6. 3х240 0,25 0,06 70 3х1,9 3х6,56 Продолжение табл. 1.6. № п/п Sт, мм2 DРq, кВт D¶а, тыс.кВтч/год Сп, тыс.руб/год Са, тыс.руб/год Сэ, тыс.руб/год Кл, тыс.руб 0,125Кл, тыс.руб Зл, тыс.руб Ср ал.т 1. 2х150 2,5 20 0,32 0,05 0,95 0,37 1,52 0,56 0,38 2. 2х185 2,0 16 0,26 0,05 0,31 1,75 0,22 0,53 0,48 3. 3х150 1,07 8,6 0,14 0,07 0,21 2,3 0,29 0,50 0,58 4. 2х240 1,5 12 0,19 0,06 0,25 2,1 0,26 0,51 0,61 5. 3х185 0,88 7,05 0,11 0,08 0,19 2,6 0,33 0,52 0,72 6. 3х240 0,67 5,4 0,09 0,1 0,19 3,2 0,4 0,59 0,91 Определяем Sэц по формуле: S1=2х185 мм2; З1=0,53 т.руб./год; DЗ1=-0,03; DS1=80; S2=3х150 мм2; З2=0,50 т.руб./год; DЗ2=0,01; DS2=30; S3=2х240 мм2; З3=0,51 т.руб./год; DЗ’1=110.
Принимаем ближайшее меньшее Sэц =2х185 мм2.
Зл 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2
2х150 2х185 3х150 2х240 3х185 S, мм2 Выбор экономически целесообразного сечения распределительных линий З=f(S). Вариант 1. По величинам затрат и сечений построена кривая З=f(S). Выбор сечений ост. линий распределит. сети 6-20 кВ аналогичен и сведен в табл. 1.7. Таблица 1.7. Вар. Наиме-нование линии Назначение линии Кол-во кабел. Расч. нагр. на 1 к. Длина линии, км Способ прокл. Поправ. коэф. прокл. кабеля в норм.р. Iр, А в авар.р. Imaxр вариант 1-5 Л-1 ТП3 РУ-1 2 72,5 145 0,02 траншея 0,9 Л-2 РУ-1 ГПП 2 148 296 0,23 0,9 Л-3 ТП-4 РУ-2 2 50 100 0,02 0,9 Л-4 РУ-2 ГПП 2 288 576 0,08 0,8 Л-5 ТП-6 РУ-3 2 107,5 215 0,02 0,9 Л-6 РУ-3 ГПП 2 315 630 0,35 0,9 Л-7 ТП-1 ТП-2 2 45,5 91 0,29 0,9 Л-8 ТП-2 ГПП 2 135 270 0,27 0,9 Л-9 РУ-2 ТП-5 2 144 288 0,28 0,9 Л-10 ТП-5 ТП-8 2 78 156 0,29 0,9 Л-11 РУ-3 ТП-7 2 124,5 249 0,38 0,9 Продолжение табл. 1.7. Вар. Наим. линии Назначение линии Доп. нагр. на 1 каб Сечении кааб. выбр. по усл. доп. нагрева, мм2 Сечение выбр. по мех. проч., мм2 Сеч. выбр. по потр. нагр., мм2 Эконом. целесообр. сечения, мм2 Марка и сечение окон. выбр. кабеля, мм2 в норм. р. I’доп, А в авар. р.1,3I’доп, А вариант 1-5 Л-1 ТП3 РУ-1 113 146 25 95 25 50 АСБ (3х95) Л-2 РУ-1 ГПП 234 304 120 95 120 185 АСБ (3х185) Л-3 ТП-4 РУ-2 94,5 123 25 95 95 150 АСБ (3х150) Л-4 РУ-2 ГПП 480 625 2х150 95 2х150 2х185 2АСБ (3х185) Л-5 ТП-6 РУ-3 171 222 70 95 95 150 АСБ (3х150) Л-6 РУ-3 ГПП 490 642 2х150 95 2х150 2х185 2АСБ (3х185) Л-7 ТП-1 ТП-2 72 94 16 95 95 95 АСБ (3х95) Л-8 ТП-2 ГПП 234 304 120 95 120 185 АСБ (3х185) Л-9 РУ-2 ТП-5 234 304 120 95 120 185 АСБ (3х185) Л-10 ТП-5 ТП-8 140 181 50 95 95 150 АСБ (3х185) Л-11 РУ-3 ТП-7 202 263 95 95 95 150 АСБ (3х185) Технико-экономические показатели трансформаторов связи с энергосистемой Капитальные затраты: Стоимость двух трехобмоточных трансформаторов типа ТДТ-16000/110 при наружной установке: тыс. руб. стоимость двух вводов с разъединителями и короткозамыкателем, устанавливаемые в ОРУ-110 кВ на железобетонных конструкциях:
тыс. руб. Суммарные капитальные затраты: тыс. руб. Полная расчётная мощность трансформатора на ГПП составляет 18640 кВА. Нагрузка на один трансформатор составляет 9320 кВА. Считаем, что обмотка высшего U загружена на 100%, среднего – 60% и низшего – 40%, тогда коэффициент загрузки обмоток равен: Потребление мощности охлажд. установки принимаем = 12 кВт. Приведенные потери холостого хода: Напряжения к.з. соотв. по обмоткам высшего, среднего и низшего напр.: Приведенные потери к.з. определяются: Приведенные потери мощности в одном трехобмоточном трансформаторе: Потери мощности в двух трансформаторах ГПП: На основании результатов расчётов, составляем итоговую таблицу технико-экономических показателей. Как наиболее рациональный принимается вариант системы электроснабжения с напряжением питающих и распределительных сетей 20 кВ. Т.к. у нас имеются потребители электроэнергии 6 кВ, то предусматриваем дополнительные трансформаторные п/ст 20/6 кВ: ТП-3; ТП-4; ТП-6. В соответствии с расчётами намечаем к установке на ТП-3 (цех № 14, 15) два трансформатора типа ТМ-20/6, мощностью 1600 кВА каждый, расчётная мощность ТП-3 – 1994 кВА: ТП-4 (цех № 18); Рр=1920 кВт; Qр=1440 квар; Sр=2400 кВА. Намечаем к установке 2 трансформатора по 1600 кВА каждый с коэффициентом загрузки: ТП-6; Рр=1575 кВт; Qр=1181 квар; Sр=1968 кВА. Намечаем к установке 2 трансформатора по 1600 кВА каждый с коэффициентом загрузки: Таблица 1.8. Наименование Напряжение, кВ Кап. затраты, к, тыс.руб. Годовые эксп. расходы Год.расч.затр., тыс.руб/год Потери эл.энергии DЭа, т.кВт/год Выход цв.метал., Сцм Сп, т.руб/год Са, т.руб/год Сэ, т.руб/год Система внеш. электроснабжения 20 35 110 40,8 80,2 84,9 24 14,8 1,84 3,5 2,6 3,5 27,5 17,4 5,4 32,6 27,4 16 1495 927 115 20,2 19 15,3 Тр-ры связи с энергосистемой 35/6-10 110/6-20 65,9 145,9 27,2 33,0 4,4 9,2 31,6 42,2 40,4 61,0 1776 2060 5,6 13,5 Система внутр. электроснабжения 6 10 20 171,2 184,5 236,3 28,4 28,5 28,9 9,95 10,9 13,8 38,35 39,5 40,7 65 65,5 72,4 1776 1958 1770 6,3 4,5 3,7 Система электроснабжения завода 20/20 35/6 35/10 110/6 110/20/6 110/20/6 277,1 321,4 334,7 402,1 415,4 467,2 50,9 70,4 70,5 62,5 62,7 62,7 17,3 19,6 18 22,7 23,7 26,5 68,2 87,3 88,5 85,2 86,4 87,6 105,0 132,8 133,3 142 142,5 149 3265 4479 4661 3951 4133 3945 23,9 35,3 23,5 21,6 19,8 19 Выбр. система электроснабжения 20/20 277,1 50,9 17,3 68,2 105 3265 23,9 Принимается, как наиболее рациональный, вариант системы электроснабжения 35 кВ и распределительных сетей 6 кВ. Краткое описание принятой системы электроснабжения Электроснабжение завода осуществляется от п/ст энергосистемы по двум воздушным линиям 35 кВ, выполненным проводом марки «АС» сечением 185 мм2 на железобетонных промежуточных и анкерных металлических опорах с тросом. На ГПП открыто установлены 2 трехобмоточных трансформатора типа ТД-16000/35. На стороне 35 кВ принята упрощенная схема без выключателей с минимальным количеством аппаратуры (разъединители и короткозамыкатели) РУ-6 выполнено из шкафов распредустройств закрытого типа. На стороне 6 кВ предусмотрена одинарная системы шин, акционеров. масляным выключателем с устройством автоматического включения резерва (АВР). Распределительные устройства РУ-1, РУ-2, РУ-3 получают питание от ГПП по радиальной схеме с резервированием. Распределительные сети напряжением до и выше 1000 В по территории завода прокладываются в кабельных траншеях.
2. Расчёт токов короткого замыкания Расчёт токов КЗ производится для выбора и проверки эл.аппаратов, изоляторов и токоведущих частей.
Схема замещения (точки К-1, К-2)
Sc=600 МВА Х1 0,81 Х2 1,61
Х3 0,785 r3 0,33 Х4 3,0 К-1 Х5 0,267 r5 0,3 К-2

Расчётная схема
Хл rл

Хт
Хл rл

К-3
ТП-3

РУ-1
ГПП

Л-2 L=0,23 см К2 ~6,3 кв 1600 кВА 0,23-0,4 кВ
К-1

Sн=1600 кВА Uкз=8%
Л-1 L=4 см К3

35 кв
4000 кВА

115 кв
Sc=600 МВА Хс=0,8
Принимаем базисные условия: Базисная мощность Sб=Sс=600 МВА; Базисное напряжение Uб=Uср=6,3 кВ; Базисный ток Iб=. Расчёт сопротивлений элементов системы электроснабжения в относительных единицах
Сопротивление системы: Сопротивление воздушной линии ЛЭП-35 кВ где Хо=0,4 Ом/км – реактивное сопротивление 1 км дл. Сопротивление трансформаторов системы: Х2=Хтб= Хвб +Хсб=1,61 (из расчета системы внешнего электроснабжения) Сопротивление трансформаторов ГПП: Сопротивление кабельной линии ГПП-РУ-1 r0 = 0,08 Ом/км; х0 = 0,07 Ом/км. Точка К-1. Сопротивление от источника питания до точки КЗ К-1 ХS=х1+х2+х3+х4=0,8+1,61+0,785+3,0=6,2 R21=R3=0,33 Имеем RS1Так как ХS1>3, то периодическая слагающая тока КЗ для всех моментов времени одинакова и равна: Iк=Iб/хS=55/6,2=8,9 кА Ударный ток КЗ Iу=Ку×Ö2*I’’=1.8Ö2*8.9=22.7 кА Где Ку – ударный коэффициент, принимаемый = 1,8. Наибольшее действующее значение тока КЗ за первый пе6риод от начала процесса КЗ: кА Мощность трехфазного КЗ для произвольного момента времени: МВА. Точка К-2. Сопротивление от источника питания до точки КЗ К-2 ХS2=х1+х2+х3+х4+х5=0,8+1,61+0,785+3,0+0,267=6,5 RS2=R3+R5=0,33+0,3=0,63 Имеем RS2Так как ХS2>3, то Iк=Iб/хS2=55/6,5=8,45 кА Ударный ток КЗ Iу=Ку×Ö2*I’’=1.8Ö2*8.45=21.6 кА Где Ку – ударный коэффициент, принимаемый = 1,8. Наибольшее действующее значение тока КЗ за первый пе6риод от начала процесса КЗ: кА Мощность трехфазного КЗ для произвольного момента времени: МВА.
2.1. Выбор выключателей. Проверяем предварительно выключатели типа МГГ-10-2000/500. Расчётная точка КЗ – точка К-1. Расчётный ток термической устойчивости определяется по формуле: где tнт – время, к которому отнесен номинальный ток термической устойчивости выключателей, принимаем = 10 с; tп – приведенное время КЗ, с. Учитывая время срабатывания защиты, принимаем действительное время отключ. КЗ (t) равным 1,5 с. Следовательно, кА Выбираем к выключателю провод типа ПЭ-2.
2.2. Выбор разъединителей Выбор разъединителей в цепи предохранителей линии РУ-1-ТП-3 выполняется аналогично выбору выключателей и сводится в табл.1.9. Таблица 1.9. Проверяемая величина Расчетные параметры Тип предохр. разъед. Номин. парам. пред.,разъед. Формулы для проверки и расчета Предохранители Номин.напр., кВ Uн уст=6 кВ ПК-6/150 Uн=6 кВ Uн ³Uн уст Номин.длит.ток, А Imax p=145 А Iн дл =150 А Iн дл ³ Imax p Ном.ток откл., кА I”=8,5 кА Iн отк =20 кА Iн отк³ I” Разъединители Номин.напр., кВ Uн уст=6 кВ РВ-6/400 Uн=6 кВ Uн ³Uн уст Номин.длит.ток, А Imax p=145 А Iн дл =400 А Iн дл ³ Imax p Ном.ток динам.уст.: а) амплит.знач., кА iу=21,6 кА iн дин=50 кА iн дин³ iу б) действ.знач., кА Iу=12,8 кА Iн дин=29 кА Iн дин³ Iу Ном.ток терм.уст., кА Itн=2,72 кА Itн10=10 кА Itн10³ Itн
2.3. Шины ГПП Выбор и проверку шин ГПП выполняем по максимальному рабочему току (Imax p), термической устойчивости (Sт уст), допустимому напряжению в шине на изгиб (dдоп). Длительный допустимый ток определим: , где I’доп – длительно допустимый ток для одной полосы при tш=70оС, tв=25оС и расположении шин вертикально к1 -0 поправочный коэффициент =0,95; к2 – коэффициент длительно допустимого тока; к3- поправочный коэффициент при tв , отличном от 25оС. Выбираем окрашенные однополосные прямоугольные алюминиевые шины сечением 100х10 мм (S=1000 мм2), расположенные горизонтально с длительно допустимым током I’доп =1820 А; Iдоп = 0,95*1*1*1820=1730 А. Расчетное напряжение в шине на изгиб определяется по формуле: , где f – сила взаимодействия между шинами разных фаз, кг*с; L – расстояние между опорными изоляторами, принимаемое = 90 см; W – момент сопротивления сечения, см3. f=1,75*10-2*(t2/а)=1,75*10-2*(21,62/25)=0,33 кг*с; W=0,17*bh2=0,17*1*102=17 см2; кг/см2. Выбор и проверку шин сводим в табл. 1.10.
Таблица 1.10. Проверяемая величина Расчетные параметры Марка сечения шин
Номин. данные шин Формулы для проверки и расчета Шины ГПП Длительный допустимый ток, А Imax p=1690 А Iдоп =400 А Iдоп ³ Imax p Сечение шины (проверка по термич.уст.) Sту min=110 мм2 S=1000 мм2 S³ Sту min Допуст.нагр. в шине на изгиб, кг/см2 sрасч=15,7 кг/см2 sдоп=650 кг/см2 sдоп³sрасч Условия в одн.мех.резон. fс кр=62 Гц fс кр1=45¸55 Гц fс кр2=90¸110 Гц fс кр1³ fс кр fс кр2³ fс кр
3. Релейная защита Релейная защита и автоматика выполнены на переменном оперативном токе с применением выпрямительных блоков питания БПТ-1001 и БПН-1001. Компоновка ГПП 35/6 кВ дана в графической части.
Список использованных источников Справочник по проектированию электроснабжения под ред. Ю.Г.Барыбина, Л.Е. Фёдорова и т.д. М.; Энергоатомиздат, 1990. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования, А.А. Фёдоров, Л.Е. Старкова, М., Энергоатомиздат, 1987. Электроснабжение промышленных промпредприятий, А.А. Фёдоров, Н.М. Римхейн, М.: Энергия, 1981.