Государственный комитет Российской Федерации по высшему образованию

Кафедра электроснабжения

Пояснительная записка

к курсовому проекту

на тему:

«Электроснабжение завода»

по курсу:

«Электроснабжение промышленных предприятий»

Студентки VI курса

спец. 1004

группы ЭСЗ-981

выполнила: Басанцова О.И.

проверил: Макаров В.П.

г. Ставрополь

2004 г.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 3

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНОЙ НАГРУЗКИ 4

1.2. ВЫБОР МОЩНОСТИ ЦЕХОВЫХ ТП 5

1.3. Определение расчётных нагрузок линий сети 620 кВ 7

1.4. Выбор выключателей конца питающих линий и линий, отходящих от ГПП (ГРП) 10

1.5. Определение сечений кабельных линий распределительной сети 620 кВ 13

2. Расчёт токов короткого замыкания 20

2.1. Выбор выключателей. 22

2.2. Выбор разъединителей 22

2.3. Шины ГПП 23

3. Релейная защита 24

Список использованных источников 25

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 cos;

tg=0,33 – соотв.нормативному значению cos_н , 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 (S_p):

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. S_р, кВА

Потери акт.мощ., 2Р_Т, кВт

Потери реакт.мощ., 2Q_Т, 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 tg_н=0,33 – соотв. нормативному значению коэффициента мощности cos_н , 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 Q_ку=230 квар.

Следовательно, полная расчётная нагрузка линии:

кВА

Расчётный ток в линии:

А

Линия № 2 (Л-2, вариант 1, U_н=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. cos_н=0,82, tg_н=0,33 – соотв. cos_н , 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

cos/tg

Потребл. мощн. комп. устр., Q_ку, квар

Кол-во и мощн. ячеек конд., шт. и квар

Некомпенсир.реакт.мощн., Q, варр

Полная расчёт.мощн.линии, S_р, кВА

Расчётный ток линии, I_р, 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 U_н, I_{н дл} и S_{н 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.

S_с=600 МВА

1/0,8 2/0,8 3/3,4

К-2

Хс Хл Хт1

К-2

S_с=600 МВА

1/4,82

Х 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.

S_с=600 МВА

1/0,8 2/1,81 3/0,79 4/3

К-2

Хс Хт Хл Хт1

К-2

S_с=600 МВА

1/6,2

Х 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

.

S_с=600 МВА

К-2

Хс Хт Хл

К-2

S_с=600 МВА

1/4,81

Х 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, U_н = 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.

1. 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 (S_н=2х150 мм²) и проверяем его по условиям послеаварийного режима работы:

S = 2х150 мм²; I_доп = 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) S_н=2х150 мм²:

1,3 =1,3*480=624 А

Следовательно, имеем:

Таким образом, выбранное сечение S_н=2х150 мм² удовлетворяет условиям как норм., так и аварийного режимов работы.

2. По условию механической прочности:

S_т=10 мм²

3) По условиям коронирования кабелей принимаем минимально допустимое сечение

S_к=10 мм²

4) По допустимой потере U в норм. (U_доп=5%) и аварийном (U_доп=10%) режимах работы проверяется сечение S_н=2х150 мм².

Используем данные таблицы, по которым определяем 1%=0,56 км для сечения S_н=2х150 мм² l=0,08 км – длина линии Л-4, РУ-2 ГПП.

км;

км.

Таким образом, выбранное сечение линии Л-4 S_н=2х150 мм² соотв.всем условиям.

Выбор сечения кабеля по условиям экономической целесообразности

Для нахождения S_эц намечается несколько стандартных сечений кабеля: 2х150; 2х185; 2х240 мм² и т.д. сводим в табл. 1.6.

Таблица 1.6.

№ п/п

S_т, мм²

Кз

Кз²

Р_н, кВт/км

q, т/км

С, т.руб/км

_л, 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

S_т, мм²

Р_q, кВт

_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 S_эц по формуле:

S1=2х185 мм²; З1=0,53 т.руб./год; З1=-0,03; S1=80;

S2=3х150 мм²; З2=0,50 т.руб./год; З2=0,01; S2=30;

S3=2х240 мм²; З3=0,51 т.руб./год; З’1=110.

Принимаем ближайшее меньшее S_эц =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. I_р, А

в авар.р. I_maxр

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 Эа, 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=Х_тб= Х_вб +Х_сб=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

Х=х1+х2+х3+х4=0,8+1,61+0,785+3,0=6,2

R21=R3=0,33

Имеем R11/3Х1, следовательно, активное сопротивление при расчёте токов КЗ не учитываем.

Так как Х13, то периодическая слагающая тока КЗ для всех моментов времени одинакова и равна:

Iк=Iб/х=55/6,2=8,9 кА

Ударный ток КЗ

Iу=Ку2*I’’=1.82*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

Х2=х1+х2+х3+х4+х5=0,8+1,61+0,785+3,0+0,267=6,5

R2=R3+R5=0,33+0,3=0,63

Имеем R21/3Х2, следовательно, активное сопротивление при расчёте токов КЗ не учитываем.

Так как Х23, то

Iк=Iб/х2=55/6,5=8,45 кА

Ударный ток КЗ

Iу=Ку2*I’’=1.82*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

U_{н уст}=6 кВ

ПК-6/150

U_н=6 кВ

U_н U_{н уст}

Номин.длит.ток, А

I_{max p}=145 А

I_{н дл} =150 А

I_{н дл}  I_{max p}

Ном.ток откл., кА

I”=8,5 кА

I_{н отк} =20 кА

I_{н отк} I”

Разъединители

Номин.напр., кВ

U_{н уст}=6 кВ

РВ-6/400

U_н=6 кВ

U_н U_{н уст}

Номин.длит.ток, А

I_{max p}=145 А

I_{н дл} =400 А

I_{н дл}  I_{max p}

Ном.ток динам.уст.:

а) амплит.знач., кА

iу=21,6 кА

i_{н дин}=50 кА

i_{н дин} iу

б) действ.знач., кА

Iу=12,8 кА

I_{н дин}=29 кА

I_{н дин} Iу

Ном.ток терм.уст., кА

I_tн=2,72 кА

I_tн10=10 кА

I_tн10 I_tн

2.3. Шины ГПП

Выбор и проверку шин ГПП выполняем по максимальному рабочему току (I_{max p}), термической устойчивости (S_{т уст}), допустимому напряжению в шине на изгиб (_доп).

1. Длительный допустимый ток определим:

,

где I’_доп – длительно допустимый ток для одной полосы при t_ш=70^оС, t_в=25^оС и расположении шин вертикально

к1 -0 поправочный коэффициент =0,95;

к2 – коэффициент длительно допустимого тока;

к3- поправочный коэффициент при t_в , отличном от 25^оС.

Выбираем окрашенные однополосные прямоугольные алюминиевые шины сечением 100х10 мм (S=1000 мм²), расположенные горизонтально с длительно допустимым током I’_доп =1820 А;

I_доп = 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

I_{max p}=1690 А

I_доп =400 А

I_доп  I_{max p}

Сечение шины (проверка по термич.уст.)

S_{ту min}=110 мм²

S=1000 мм²

S S_{ту min}

Допуст.нагр. в шине на изгиб, кг/см²

_расч=15,7 кг/см²

_доп=650 кг/см²

_доп_расч

Условия в одн.мех.резон.

f_{с кр}=62 Гц

f_{с кр1}=4555 Гц

f_{с кр2}=90110 Гц

f_{с кр1} f_{с кр}

f_{с кр2} f_{с 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

1. Справочник по проектированию электроснабжения под ред. Ю.Г.Барыбина, Л.Е. Фёдорова и т.д. М.; Энергоатомиздат, 1990.

2. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования, А.А. Фёдоров, Л.Е. Старкова, М., Энергоатомиздат, 1987.

3. Электроснабжение промышленных промпредприятий, А.А. Фёдоров, Н.М. Римхейн, М.: Энергия, 1981.