ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ КУРСОВОГО ПРОЕКТА
| СОДЕРЖАНИЕ
|
||
| Введение
|
4
|
|
| 1 Технологическая часть
|
6
|
|
| 1.1 Характеристика потребителей электроэнергии и определение категории электроснабжения
|
6
|
|
| 1.2 Конструктивное исполнение подстанций
|
8
|
|
| 1.3 Выбор схемы электроснабжения и величины питающего напряжения
|
9
|
|
| 1.4 Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции
|
13
|
|
| 2 Расчетная часть
|
15
|
|
| 2.1 Расчет электрических нагрузок
|
1
|
|
| 2.2 Расчет величины питающего напряжения
|
18
|
|
| 2.3 Расчет мощности трансформаторов подстанции
|
26
|
|
| 2.4 Проверка выбранных питающих линий
|
30
|
|
| 2.5 Расчет токов короткого замыкания
|
36
|
|
| 2.6 Выбор и проверка оборудования РУ-6 (10) кВ
|
38
|
|
| 2.7 Расчет релейной защиты
|
46
|
|
| Заключение
|
54
|
|
| Литература
|
56
|
|
ВВЕДЕНИЕ
Системой электроснабжения (СЭС) называется совокупность устройств для производства, передачи и распределения электроэнергии. СЭС промышленных предприятий снабжают электроэнергией установки промышленных предприятий, к которым относятся электродвигатели, электропечи, осветительные устройства. Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с широким внедрением электропривода в качестве движущей силы различных машин и механизмов, строительством электростанций. Передача электроэнергии на большое расстояние к центрам потребления осуществляется линиями электропередачи высокого напряжения. В настоящее время большинство потребителей получает электроэнергию от энергосистем. По мере развития электропотребления эти системы усложняются. В них включаются сети высокого напряжения, распределительные сети, а в ряде случаев и сети промышленных ТЭЦ. Возникает необходимость внедрять автоматизацию СЭС промышленных предприятий и производственных процессов, осуществлять в широких масштабах диспетчеризацию процессов производства с применением телесигнализации и телеуправления и вести активную работу по экономии электроэнергии.
Переход на автоматизированную систему управления может быть успешным только в наличии средств автоматики и квалифицированных инженеров в области автоматизированного электроснабжения. Важной особенностью СЭС является возможность создания запасов основного используемого продукта электроэнергии. Вся получаемая электроэнергия немедленно потребляется. При непредвиденных колебаниях нагрузки необходимо точная и немедленная реакция системы управления, компенсирующая возникший дефицит. СЭС крупного предприятия свойственно наличия глубоких внутренних связей, не позволяющих расчленять системный комплексный подход, учитывающий взаимовлияние факторов и учет их динамичности. Под влиянием разнообразных возмущений происходит непрерывное изменение состояние системы. [5]
Задачей курсового проекта является правильный и обоснованный выбор:
- схемы электроснабжение предприятия,
- питающего напряжения,
- электрическое оборудования на главной понизительной подстанции (ГПП),
Целью настоящего курсового проекта является всесторонняя проверка полученных знаний в процессе обучения знаний и умения грамотно применять их при принятии решений во время выполнения настоящего курсового проекта.
1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Характеристика потребителей электроэнергии и определение категории электроприёмников
Приёмником электроэнергии (электроприёмником) является электрическая часть технологической установки или механизма, получающая электороэнергию из сети и расходующая её на выполнение технологических процессов.
Электроприёмники промышленных предприятий классифицируются по следующим признакам: напряжению, роду тока, его частоте, единичной мощности, надёжности электроснабжения, режиму работы, технологическому назначению, производственным связям, территориальному размещению.
По напряжению электроприёмники разделяются на две группы: до 1000 В и свыше 1000 В
По роду тока электроприёмники подразделяются на приёмники переменного тока промышленной частоты (50 Гц), постоянного тока и переменного тока частотой, отличной от 50 Гц (повышенной или пониженной).
Единичные мощности отдельных электроприёмников и электропотребителей различны - от десятых долей киловатта до нескольких десятков мегаватт. Суммарная установленная мощность электроприёмников также различна. По этому признаку все предприятия принято подразделять на небольшие (мелкие) - с установленной мощностью до 5 МВт; средние - от 5 до 75 МВт; крупные - от 75 до 1000 МВт.
По степени надёжности электроснабжения ПУЭ предусматривает три основные категории. Первая категория объединяет такие электроприёмники, перерыв в электроснабжении которых допускается на время автоматического ввода резервного питания. Вторая категория объединяет такие электроприёмники, перерыв в электроснабжении которых допускается на время необходимое для включения резервного питания силами эксплутационного персонала, но не более 1 суток. Третья категория объединяет электроприёмники, которые не подходят под указанные выше характеристики. Приёмники данной категории допускают перерыв в электроснабжении но не более одних суток.
К общепромышленным установкам относятся вентиляторы, насосы, компрессоры, воздуходувки и т. п. В них применяются асинхронные и синхронные двигатели трёхфазного переменного тока частотой 50 Гц. Диапазон их мощностей различен. Данная категория электроприёмников относится как правило к первой группе категории надёжности и на ряде предприятий особенно химической промышленности к «особой» группе той же категории.
На промышленных предприятиях преобладает электропривод производственных механизмов. В зависимости от технологических особенностей механизма используются все виды двигателей переменного и постоянного тока различных мощностей и напряжением до 10 кВ. Как правило электропривод технологических механизмов относится ко второй категории надёжности. Ко второй категории надёжности относятся так же электросварочное оборудование, подъёмно-транспортное оборудование, электрические осветительные установки.
Разделение электроприёмников по категории надёжности зависит от назначения и места работы данного оборудования. К примеру подьёмно-транспортное оборудование может быть отнесено и к первой категории надёжности и ко второй категории надежности. Поэтому при выборе категории надёжности необходимо учитывать и другие факторы.
По заданию курсового проектирования число потребителей первой и второй категории надёжности 53 % от общего числа потребителей. К первой категории надёжности относятся такие электроприёмники перерыв в электроснабжении которых связан с опасностью для жизни людей, нанесение значительного ущерба народному хозяйству, расстройством сложного технологического процесса, повреждением оборудования, массовым браком продукции. Перерыв в электроснабжении приёмников первой категории допускается только на время автоматического ввода резервного питания.
Из приёмников первой категории выделяется «особая» группа, не допускающая перерыва в питании. В случае нарушения технологического режима при кратковременном перерыве в электроснабжении приёмников первой категории эти приёмники обеспечивают бесперебойный останов технологического процесса и предотвращают возможность взрыва, пожара или разрушения технологического оборудования.
[6]
1.2 Конструктивное выполнение подстанций
Главной понизительной подстанции (ГПП) предприятия называется трансформаторная подстанция, получающая питание непосредственно от энергосистемы и распределяющая энергию на более низком напряжении по всему поверхностному и подземному комплексу предприятия или его части.
Распределительное устройство (РУ) называется электроустановка, служащая для приёма и распределения электроэнергии и состоящая из коммутационных аппаратов, устройств защита и автоматики, измерительных приборов, сборных и соединительных шин и вспомогательных устройств. РУ могут быть открытыми и закрытыми (ОРУ, ЗРУ) высокого (свыше 1000 В) и низкого напряжения (ВН, НН)
Подстанции (ГПП) 35 - 220 кВ объединяют три конструктивных узла: РУ высшего напряжения, трансформатор и РУ низшего напряжения в соответствии с рисунком 1 и рисунком 2.
|
|
| Рисунок 1 Схема электропитания 35 кВ.
|
Силовые трансформаторы устанавливают открыто на фундаментах с направляющими для катков и расположенными вокруг маслоприёмником. Для перекатки трансформаторов к месту установки прокладывают бетонированные дорожки или рельсы. В общем виде ГПП включает в себя ОРУ ВН (в зависимости от использования питающего напряжения), ЗРУ 6 - 10 кВ и ремонтную площадку.
|
|
| Рисунок 2 Схема электропитания 110 кВ.
|
Оборудование ОРУ установлено на «стульях», высота которых разрешает обходиться без внутренних ограждений. Вся территория подстанции ограждена. На порталах ОРУ и на здании ЗРУ устанавливаются молниеотводы для защиты оборудования от прямых ударов молнии. ОРУ включает в себя следующие узлы: подводимые линии электропередачи, разъединители, отделители, короткозамыкатели, разрядники и другие элементы первичной аппаратуры.
Оборудование ЗРУ размещается в здании или встраивается в производственный корпус к наружной стене которого примыкает ОРУ. В помещении ЗРУ размещается оборудование необходимое для удовлетворения собственных нужд предприятия.
1.3 Выбор схемы электроснабжения и величины питающего напряжения
Системы электроснабжения разделяются на систему внешнего электроснабжения (воздушные линии от подстанции энергосистемы до главной понизительной станции ГПП или распределительного пункта ЦРП) и систему внутреннего электроснабжения (распределительные линии от ГПП или ЦРП до цеховых трансформаторных подстанций)
Системы электроснабжения может быть выполнена в нескольких вариантах, из которых выбирается оптимальный. При его выборе учитывается:
- степень надежности;
- обеспечение качества электроснабжения;
- удобство эксплуатации;
- возможность применения прогрессивных методов электромонтажных работ.
Основные принципы построение схем объектов:
а). максимальное приближение источников высокого напряжения от 35 до 220 кВ к электроустановкам потребителей с подстанциями глубокого ввода, размещаемыми рядом с энергоемкими производственными корпусами;
б). резервирование питания для отдельных категорий потребителей должно быть заложено в схеме и элементах системы электроснабжения. Для этого линии, трансформаторы и коммутационные устройства должны нести в нормальном режиме постоянную нагрузку, а в послеаварийном режиме, после отключения поврежденных участков, принимать на себя питание оставшихся в работе потребителей с учетом допустимых для этих элементов нагрузок;
в). секционирование шин всех звеньев системы распределения энергии, а также установка на них устройств АВР.
Схемы строятся по уровневому принципу. Обычно применяются два-три уровня. Первым уровнем распределения электроэнергии является сеть между источником питания объекта и подстанции глубокого ввода, если распределение производится при напряжении от 110 до 220 кВ, или между главной понижающей подстанцией и распределительным пунктом - напряжением от 6 до 10 кВ если распределение происходит на напряжении 6-10 кВ. Вторым уровнем распределения электроэнергии является сеть между распределительным пунктом и трансформаторной подстанции.
На небольших и некоторых средних объектах чаще применяются только один уровень распределения электроэнергии - между центром питания от системы и пунктами приема электроэнергии.
При радиальной схеме питающие линии от источника питания к каждому потребителю, распределительному пункту или трансформаторной подстанции выполняют без ответвлений на пути для питании других потребителей.
При магистральной схеме распределения электроэнергии питание нескольких потребителей осуществляется по одной или нескольким линиям, заводимым в распределительные пункты этих потребителей.
В практике эксплуатации предприятия широкое распространение получили следующие схемы распределения электроэнергии, радиальная и магистральная (характерные схемы показаны на рисунке 3 и рисунке 4). У данных схем есть свои преимущества и свои недостатки поэтому предприятия в целом используют комбинированную схему внутреннего электроснабжения, представляющую собой сочетание радиальной и магистральной схем.
|
|
| Рисунок 3 Характерные радиальные схемы питания в системе внутреннего и внешнего электроснабжения промышленного предприятия.
|
При проектировании электроснабжения решается ряд основных вопросов, таких, как выбор источника электроснабжения, напряжения и трассы линий электропередачи от источника к промышленной площадке и их конструктивного исполнения, числа, мощности и расположения понизительных подстанций, напряжения и способа выполнения распределительной сети по территории промышленного предприятия и др. Если имеется возможность получения энергии от источника питания при двух и более напряжениях, выбор напряжения следует производить на основе технико-экономического сравнения вариантов. В технико-экономических расчетах (ТЭР) необходимо также учитывать сооружение новых или расширение существующих районных подстанций.
|
|
| Рисунок 4 Характерная магистральная схема питания в системе внутреннего электроснабжения промышленного предприятия.
|
Напряжения 6 и 10 кВ на первой ступени распределения электроэнергии (от внешнего источника электроснабжения) применяют лишь для питания промышленных предприятий от собственной ТЭЦ, а также от вблизи расположенной ТЭЦ или понизительной подстанции энергосистемы, т. е. в ограниченных случаях. Значения этих напряжений должны подвергаться технико-экономическому анализу сравнением по приведенным затратам между собой и с более высокими напряжениями, которые используются для связи с энергосистемой (35, 110, 150, 220, 330 кВ) с учетом возможности применения электродвигателей на предприятии напряжением как 6, так и 0,66 и 10 кВ.
Напряжение 20 кВ не нашло широкого применения в энергосистемах и на промышленных предприятиях.
Напряжение 35 кВ имеет лучшие технико-экономические показатели при малых расстояниях или небольших нагрузках. Напряжение 35 кВ экономически целесообразно при передаче мощности до 10
—
15 тыс. кВт на расстояния 15
—
20 км или 20
—
30 тыс. кВт
—
на 5
—
10 км;
Если нет дополнительной трансформации на РПС, то практически в любом диапазоне мощностей и расстояний следует отдавать предпочтение напряжению 110 кВ, за исключением больших мощностей и расстояний (сотни тысяч киловатт и десятки километров), когда может выявиться целесообразность применения напряжения 220 кВ. При трансформации на РПС наиболее экономичным также оказывается напряжение 110 кВ.
Произведём выбор рационального напряжения ввода на ГПП предприятия.
Пользуясь номограммами [8,
c
тр. 106] выбираем рациональное напряжение ввода на ГПП 35/6 и 110/6, Полученное значение 70 кВ питающего напряжения находится между стандартными значениями напряжения 35 кВ и 110 кВ, но ближе к значению 110 кВ.
1.4 Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции
Согласно правил технической эксплуатации электроснабжение предприятия должно производится не менее, чем по двум питающим ЛЭП независимо от величины напряжения. Распределение электроэнергии в электрических сетях производится трёхфазным переменным током частотой 50 Гц номинальные напряжения которого установлены ГОСТ 721-77. Надёжность электроснабжения предприятия достигается за счет установки на подстанции двух трансформаторов, которые как правило, работают раздельно. При этом соблюдается условие, что любой из оставшихся в работе трансформаторов (при аварии с другим) обеспечивает полностью или с некоторыми ограничениями потребную мощность. Обеспечение потребной мощности может осуществляться не только за счет использования номинальной мощности трансформаторов, но и за счет их перегрузочной способности (в целях уменьшения их установленной мощности). Поэтому на подстанциях всех напряжений применяются не более двух трансформаторов по соображениям технической и экономической целесообразности. Резервирование осуществляется при помощи складского и передвижного резерва. Двух трансформаторные цеховые подстанции применяются в тех случаях, когда большинство электроприёмников относится к первой или второй категории, которые не допускают перерыва в питании во время доставки и установки резервного трансформатора со склада.
Номинальной мощностью трансформатора называют мощность, на которую он может быть нагружен непрерывно в течении всего срока службы (примерно 20 лет) при нормальных температурных условиях охлаждающей среды:
- температуре охлаждающей среды равную 20 0
С;
- превышений средней температуры масла над температурой охлаждающей среды для систем охлаждения М и Д 44 0
С и для систем охлаждения ДЦ и Ц 36 0
С;
- превышении температуры наиболее нагретой точки обмотки над средней температурой обмотки 13 0
С;
- отношении потерь К.З. к потерям Х.Х. равном пятикратному;
- при изменении температуры изоляции на 6 0
С от среднего её значения при номинальной нагрузке равного 85 0
С;
- во время переходных процессов в течении суток наибольшая температура верхних слоёв масла не должна превышать 95 0
С и наиболее нагретая точка металла обмотки 140 0
С (при
t
среды
= 20 0
С);
Так же при неравномерном графике нагрузки допускается перегрузка трансформатора в часы максимума, но не более величины, определяемой по «Кривым кратностей допустимых перегрузок силовых трансформаторов». [3]
2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
Исходные данные:
Максимальная активная мощность предприятия РМАХ
–
17 МВт
Коэффициент мощности
cos
j
- 0,92
Годовое число часов использования максимума нагрузки Тм
–
4100 час/год
Количество потребителей
I
-категории - 53 %
Стоимость1 кВт
×
ч электроэнергии Со-164 коп/кВт ģ ч
Экономический эквивалент реактивной мощности Кэ - 0,1 кВт/кВАр
Мощность короткого замыкания
S
кз-850 МВ ģ А
Длина питающей линии
l
–
12,5 км
|
|
| Рисунок 5 График активной и реактивной мощности в % за сутки
|
2.1 Расчет электрических нагрузок
Расчет ведется в соответствии с источником [6]
Зная Р
max
и
Qmax
и пользуясь указанным графиком построим графики фактической активной и реактивной текущей нагрузки рабочего дня.
Определим полную максимальная мощность предприятия.
Smax
МВ
×
А 9,
c
5]
| S
|
P
|
, (2,1)
|
| cos
|
| S
|
17
|
= 18,48 МВģА
|
| 0,92
|
Построим фактический график активной и реактивной нагрузки, используя следующие формулы для определения активной Р МВт и реактивной
Q
МВАр мощности. [9,
c
5]
| Р =
|
Pmax
|
×
|
, 2,2)
|
| 100
|
| Q
|
P
|
, (2,3)
|
| tg
|
sin
|
,
|
(2,4)
|
| cos
|
| tg
|
0,
|
= 0
|
| 0,
|
|
|
| Рисунок 6. График активной мощности в МВт за сутки
|
Произведем необходимые вычисления
| Р1
|
17
|
• 100 %
|
= 17 МВт
|
Q
|
17 • 0,426
|
= 7,242 МВģАр
|
| 100
|
| Р2
|
17
|
• 97 %
|
= 16,49 МВт
|
Q
|
16,49 • 0,426
|
= 7,025 МВģАр
|
| 100
|
| Р3
|
17
|
• 91 %
|
= 15,47 МВт
|
Q
|
58,5 • 0,426
|
= 6,59 МВģАр
|
| 100
|
| Р4
|
17
|
• 87 %
|
= 14,79 МВт
|
Q
|
14,79 • 0,426
|
= 6,3 МВģАр
|
| 100
|
| Р5
|
17
|
• 86 %
|
= 14,62 МВт
|
Q
|
14,62 • 0,426
|
= 6,23 МВģАр
|
| 100
|
| Р6
|
17
|
• 84 %
|
= 14,28 МВт
|
Q
|
14,28 • 0,426
|
= 6,08 МВģАр
|
| 100
|
| Р7
|
17
|
• 62 %
|
= 10,54 МВт
|
Q
|
10,54 • 0,426
|
= 4,49 МВģАр
|
| 100
|
По полученным значениям построим фактический график реактивной мощности. График представлен на рисунке 7
|
|
| Рисунок 7. График фактической реактивной мощности в МвģАр за сутки
|
Определим расход активной энергии за. сутки., МВт за сутки по площади графика активной нагрузки, по формуле [9,
c
5]
| РСР
|
Эа сут
|
(2,5)
|
| Тсут
|
где: Эа сут
–
расход активной энергии за сутки, МВт
×
ч;
Тсут
–
время, ч
å
Р = (Р1
• 4,0) + (Р2
• 2,0) + (Р3
• 9,0 + (Р4
• 1,0) + (Р5
• 4,0) + (Р6
• 2,0) + (Р7
• 2,0) = (17,0 • 4,0) + (16,49 • 2,0) + (15,47 • 9,0 + (14,79 • 1,0) + (14,62 • 4,0) + (14,28 • 2,0) + (10,54 • 2,0) = 68,0 + 32,98 + 139,23 + 14,79 + 58,48 + 28,56 + 21,08 = 363,12 МВт
Определяем среднюю активную мощность РСР
за сутки. МВт [9,
c
6]
| РСР
|
Эа сут
|
(2,6)
|
| Тсут
|
| РСР
|
363,12
|
= 15,13 МВт
|
| 24
|
Коэффициент заполнения графика КСР
; [9,
c
6]
| КСР
|
РСР
|
(2,7)
|
| РМАХ
|
где: РСР
- средняя активная мощность за сутки МВт
РМАХ
- максимальная активная мощность предприятия МВт
| КСР
|
15,13
|
= 0,89
|
| 17
|
2.2 Расчет величины питающего напряжения
Произведём выбор рационального напряжения глубокого ввода на ГПП предприятия.
Значение питающего напряжения можно так же определить по формуле:
U
= 16 4
√
P
•
l
где: Р - максимальная мощность МВт
L
- расстояние линии км
U
= 16 4
√
P
•
l
U
= 16 4
√
17 • 12,5 = 61,09 кВ
Для дальнейших расчетов намечаем два варианта напряжения глубокого ввода 35/6 и 110/6.
Вариант 1
–
35/6 кВ
Вариант 2
–
110/6 кВ
Для каждого варианта в соответствии со схемой ориентировочно выбираем основное оборудование: линия, силовые трансформаторы, выключатели, отделители, короткозамыкатели.
Запишем исходные данные необходимые нам для дальнейших расчетов:
- максимальная мощность предприятия.
S
МАХ
= 18,48 МВА = 18480 кВА
- длина питающей линии
L
= 12,5 км
- стоимость1 кВт
×
ч электроэнергии
C
0
= 164 руб/кВт × ч
- экономический эквивалент реактивной мощности
K
Э
= 0,1 кВт/кВАр
- годовое число часов использования максимума нагрузки ТМ
= 4100 ч
- коэффициент мощности
cos
j
= 0,92
- вторичное напряжение на трансформаторе
U
2
= 6 кВ
- максимальная активная мощность предприятия Р = 17 МВт
- максимальная реактивная мощность предприятия
Q
= 7,242 МВ
×
Ар
- мощность короткого замыкания
S
кз-850 МВ ģ А
- количество потребителей
I
-категории - 53 %
Определяем технико-экономические показатели для каждого варианта
Определяем расчетный ток
I
РАСЧ1
А (при максимальной нагрузке) с питающей линией на 35 кВ, по формуле [9,с.12]
| I
|
S
|
(2,8)
|
| Ö
|
| I
|
18480
|
= 304,84 А
|
| Ö
|
Определяем расчетный ток
I
РАСЧ2
А (при максимальной нагрузке) с питающей линией на 110 кВ, по формуле [9,с.12]
| I
|
S
|
|
| Ö
|
| I
|
18480
|
= 96,99 А
|
| Ö
|
Находим сечение проводов воздушной линии по экономической плотности тока по формуле для первого варианта [9,с.12]
| S
|
I
|
(2,9)
|
| 2 •
|
| S
|
304,84
|
= 138,5 мм2
|
| 2 • 1,1
|
где
J
ЭК
- экономическая плотность тока по [1,таб.1.3.36] находим
J
ЭК
= 1,1 для неизолированных алюминиевых проводов.
Находим сечение проводов воздушной линии по экономической плотности тока по формуле для второго варианта [9,с.12]
| S
|
I
|
|
| J
|
| S
|
96,99
|
= 44,09 мм2
|
| 2 • 1,1
|
Принимаем линии с проводами. [1,таб.1.3.29]
Для 35 кВ
–
АС-150/19
Для 110 кВ
–
АС-50/8
По прайс листу определяем стоимость 1 км линии для 35 кВ руб. (
III
район по гололеду) на унифицированных типовых железобетонных опорах стоимостью 1 км линии
–
29,0 тыс., и для 110 кВ (
III
район по гололеду) на унифицированных типовых железобетонных опорах стоимостью 1 км линии
–
19,0 тыс. руб.
Выбираем для каждого варианта по два силовых трансформаторов по номинальной мощности
| S
|
S
|
(2,10)
|
| кН.
|
где:
S
МАХ
–
полная (максимальная) потребляемая мощность, МВА
кН.
–
коэффициент допустимой перегрузки кН
= 1,4
| S
|
18,48
|
= 13,2 МВА
|
| 1,4
|
Шкала стандартных мощностей: 4: 6,3: 10: 16: 25: 32: 40: 63: 80: МВА
Произведём выбор трансформатора из данного ряда. По условию курсового проекта подходят трансформаторы на 16,0 МВА
Определяем коэффициент загрузки для принятых вариантов.
| КЗТ1
|
S
|
(2,11)
|
| 2 •
|
| КЗ.Т1
|
18,48
|
= 0,5775
|
| 2 • 16,0
|
Для проверки выбранного трансформатора необходимо соблюдение следующего условия
1,4 •
S
Н.М.
>
0,6 •
S
МАХ
(2,12)
1,4 • 16 = 22,4
>
0,6 • 18,48 = 11,088
22,4 МВА
>
11,088 МВА
Условие выполняется
Для первого варианта выбираем два трансформатора:
ТДТН 16000/35/6,3
–
т
рансформатор трёхфазный, трехобмоточный, наличие системы регулирования напряжения, принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла, первичное напряжение 35 кВ, вторичное напряжение 6,3 кВ
- потери холостого хода Рх.х = 28,0 кВт
- потери короткого замыкания Рк.з .= 115,0 кВт
- ток холостого хода
I
х.х.
–
0,95 %
- напряжение короткого замыкания
–
16,5 %
Для второго варианта выбираем два трансформатора
ТДН 16000/110/6,3 – трансформатор трёхфазный, принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла, первичное напряжение 35 кВ, вторичное напряжение 6,3 кВ
- потери холостого хода Рх.х = 18,0 кВт
- потери короткого замыкания Рк.з .= 85,0 кВт
- ток холостого хода
I
х.х.- 0,7 %
- напряжение короткого замыкания - 10,5 %
Таблица № 1 Каталожные данные для трансформаторов.
| Тип
|
Потери кВт
|
Ток холостого хода
I
|
Напряжение короткого замыкания
U
|
|
| Холостого хода
РХ.Х.
|
Короткого замыкания РК.З.
|
|||
| Трансформатор ТДТН 16000/35/6,3
|
28,0
|
115,0
|
0,95
|
16,5
|
| Трансформатор
|
18,0
|
85,0
|
0,7
|
10,5
|
По току и нагрузки в аварийном режиме выбираем для каждого варианта оборудование
Вариант 1
Выключатель ВМД
–
35
Вариант 2
Отделители ОД
–
110
–
М,
короткозамыкатели КЗ
–
110
–
М
Расчет капитальных затрат по вариантам сводим в таблицу.
Таблица № 2 Капитальные затраты по варианту 1.
| Наименование оборудования
|
Единица измерения
|
Количество единиц
|
Стоимость, тыс.руб
|
|
| Единицы
|
Всего
|
|||
| 1. Трансформатор ТДТН
|
шт
|
2
|
490
|
980
|
| 2. Выключатель
ВМД
|
шт
|
3
|
5,18
|
15,54
|
| 3. ЛЭП АС
|
км
|
12,5
|
29,0
|
362,5
|
| Итого:
|
1358,04
|
|||
Таблица № 3 Капитальные затраты по варианту 2.
| Наименование оборудования
|
Единица измерения
|
Количество единиц
|
Стоимость, тыс.руб
|
|
| Единицы
|
Всего
|
|||
| 1. Трансформатор
|
шт
|
2
|
480
|
960
|
| 2. Отделитель ОД-110
|
шт
|
4
|
5,14
|
20,56
|
| 3. Короткозамыкатель
КЗ-110
|
шт
|
2
|
4,73
|
9,46
|
| 4. ЛЭП АС-50/8
|
км
|
12,5
|
19,0
|
237,5
|
| Итого:
|
1227,52
|
|||
Определяем эксплуатационные расходы для обоих вариантов
Потери активной энергии в линии
∆
ЭЛ.ГОД
кВт*ч. определяем по формуле:
∆
ЭЛ.ГОД
=
n
•
∆
РЛ
•
ℓ
• К2
З.Л.
•
τ
(2,13)
где:
n
–
число линий.
∆
РЛ
–
потери активной мощности линий на один километр линии кВт/км.
К2
З.Л.
–
коэффициент загрузки линии при максимальной нагрузке.
τ
–
время потерь, ч
ℓ
–
длина питающей линии. км
ℓ
= 12,5 км
Потери активной мощности линий
∆
РЛ
кВт. определим по следующей формуле: (2,14)
| D
|
(P2
|
| U2
|
где:
R
–
полное активное сопротивление питающей линии Ом.
Для 35 кВ
r
0
35
= 0,2048 Ом/км
Для 110 кВ
r
0
110
= 0,666 Ом/км
Р
–
максимальная активная мощность линий Вт.
Q
.
–
максимальная реактивная мощность линий ВАр.
U
–
напряжения глубокого ввода В.
R
=
r
0
•
ℓ
(2,15)
R
35
= 0,2048 • 12,5 = 2,56 Ом
R
110
= 0,666 • 12,5 = 8,325 Ом
| D
|
(
|
=
|
(289
|
=
|
874,1
|
=
|
| 35
|
1225
|
1225
|
| D
|
(
|
=
|
(289
|
=
|
2842,6
|
=
|
| 110
|
12100
|
12100
|
Коэффициент загрузки линии при максимальной нагрузке КЗ.Л.
определяется по следующей формуле:
КЗ.Л.
=
I
МАХ
/
I
ДОП
где:
I
МАХ
–
ток в линии в рабочем режиме (расчетном), А.
I
ДОП
–
длительно допустимый ток на проводах (справочник) А.
КЗ.Л.35
=
I
МАХ
/
I
ДОП
= 304,84/450 = 0,6774
КЗ.Л.110
=
I
МАХ
/
I
ДОП
= 96,99/210 = 0,4619
Произведем вычисления потерь активной энергии в линии по вариантам.
∆
ЭЛ.ГОД1
=
n
•
∆
РЛ
•
ℓ
• К2
З.Л.
•
τ
= 2 •
713,55 • 12,5 • 0,67742
• 4100 = 33561290 кВт*ч..
∆
ЭЛ.ГОД2
=
n
•
∆
РЛ
•
ℓ
• К2
З.Л.
•
τ
= 2 •
234,92 • 12,5 • 0,46192
• 4100 = 5137357,4 кВт*ч..
Определяем приведенные потери активной энергии в трансформаторах
∆
ЭТР.ГОД
кВт*ч..определяем по формуле:
∆
ЭТР.ГОД
=
n
• (
∆
P
Х.Х
+ кЭ
(
I
Х.Х.
•
S
НОМ
)/100) • Т +
n
• кЗ.М.
• (
∆
P
К.З..
+ кЭ
• (
U
К.З.
•
S
НОМ
)/100) •
τ
(2,16)
где:
n
- количество трансформатора
кЭ
- экономический эквивалент реактивной мощности, кВт/кВАр
∆
P
Х.Х.
- потери мощности холостого хода, кВт
I
Х.Х.
- ток холостого хода, %
S
НОМ.
- полная максимальная мощность предприятия. МВ
×
А
Т
–
годовое число часов, час/год: Т
= 8760 час/год
кЗ.М
- коэффициент загрузки трансформатора
∆
P
К.З..
- потери мощности короткого замыкания, кВт
U
К.З.
- напряжение короткого замыкания, %
τ
–
годовое число часов использования максимума нагрузки, час/год
∆
ЭТР.ГОД1
= 2 • (17,0 + 0,1 • (0,7 • 16000)/100) • 8760 + 2 • 0,5775 • (85 + 0,1 • (10,5 • 16000)/100) • 4100 = 494064 + 1198081,5 = 1692145,5 кВт*ч..
∆
ЭТР.ГОД2
= 2 • (18,0 + 0,1 • (0,7 • 16000)/100) • 8760 + 2 • 0,5775 • (85 + 0,1 • (10,5 • 16000)/100) • 4100 = 511584 + 1198081,5 = 1709665,5 кВт*ч..
Определим стоимость потерь активной энергии СП
тыс. руб. применяя следующую формулу
СП
= С0
• (
∆
ЭЛ.ГОД
+
∆
ЭТР.ГОД
) (2,17)
СП1
= 0,01 • (11124422 + 1692145,5) = 128165,67 тыс. руб
СП2
= 0,01 • (1484661,1 + 1709665,5) = 31943,266 тыс. руб
Определяем амортизационные отчисления: СА
, тыс. руб. применяя следующую формулу
СА
= РЛ
/100 * КЛ
+ РВ
/100 * КВ
+ РТ
/100 * КТ
(2,18)
где: РЛ
: РВ
: РТ
:
–
амортизационные отчисления на линию, выключатели и трансформаторы %
КЛ
: КВ
: КТ
:
–
стоимость оборудования линии, выключателя и трансформатора, отделителя и короткозамыкателя
СА1
= 3,5/100 * 362,5 + 6,3/100 * 15,54 + 6,3/100 * 980 = 12,69 + 0,979 + 61,74 = 75,409 тыс. руб
СА2
= 3,5/100 * 237,5 + 6,3/100 * (20,56 + 9,46) + 6,3/100 * 960 = 8,31 + 1,89 + 60,48 = 70,68 тыс. руб
Определяем отчисления на обслуживание оборудования: СОБС
, тыс. руб. применяя следующую формулу
СОБС
= РЛ
/100 * КЛ
+ РВ
/100 * КВ
+ РТ
/100 * КТ
(2,19)
где: РЛ
: РВ
: РТ
:
–
отчисления на обслуживание и текущий ремонт на линию, выключатели и трансформаторы %
КЛ
: КВ
: КТ
:
–
стоимость оборудования линии, выключателя и трансформатора, отделителя и короткозамыкателя.
СОБС1
= 0,5/100 * 362,5 + 1,0/100 * 15,54 + 1,0/100 * 980 = 1,81 + 0,16 + 9,8 = 11,77 тыс. руб
СОБС2
= 0,5/100 * 237,5 + 1,0/100 * (20,56 + 9,46) + 1,0/100 * 960 = 1,19 + 0,3 + 9,6 = 11,09 тыс. руб
Определяем общие эксплуатационные расходы: СЭ
тыс. руб. применяя следующую формулу
СЭ
= СП
+ СА
+ СОБС
(2,20)
где: СП
–
стоимость потерь активной энергии, тыс. руб.
СА
–
амортизационные отчисления тыс. руб.
СОБС
–
отчисления на обслуживание оборудования тыс. руб.
СЭ1
= 128165,67 + 75,409 + 11,77 = 128252,84 тыс. руб.
СЭ1
= 31943,266 + 70,68 + 11,09 = 32025,036 тыс. руб.
Определяем общие ежегодные затраты при нормативном коэффициенте эффективности. З тыс. руб. применяя следующую формулу
З = СЭ
+ РН
• К (2,21)
где: РН
–
нормативный коэффициент эффективности капиталовложения
РН
= 0,15
З1
= 128252,84 + 0,15 • 1358,04 = 128456,54 тыс. руб
З2
= 32025,036 + 0,15 • 1227,52 = 32209,164 тыс. руб
Данные расчетов для обоих вариантов для удобства сравнения внесем в таблицу
Таблица 4 Экономические показатели
| Вариант
|
Капитальные затраты
К,
тыс. руб.
|
Эксплуатационные расходы
Сэ,
тыс. руб.
|
Потери электроэнергии в год
СП
тыс. руб.
|
Общие затраты
З,
тыс. .руб.
|
| 1. Вариант 1 35/6
|
1358,04
|
128252,84
|
128165,67
|
128456,54
|
| 2. Вариант 2 110/6
|
1227,52
|
32025,036
|
31943,266
|
32209,164
|
Так как при расчетах применяли два варианта то выбираем вариант с наименьшими капитальными и эксплуатационными затратами. При применении второго варианта капитальные затраты меньше, чем при первом варианты и эксплуатационные расходы также при втором варианте меньше, чем при первом варианте и значит можно остановится на втором варианте. Для проверки правильности принятого решения произведем расчет срока окупаемости применяя следующую формулу.
| Т
|
(
|
(2,22)
|
| (
|
| (
|
=
|
(1358,04
|
=
|
130,52
|
=
|
| (
|
(
|
–
|
Так как срок окупаемости меньше чем 7 лет, то выбираем вариант с меньшими эксплуатационными расходами. У варианта 2 эксплуатационные расходы меньше чем у варианта 1, и значит для дальнейшего расчета оставляем вариант с напряжением глубокого ввода на 110 кВ.
2.3 Расчет мощности силовых трансформаторов
Так как согласно задания курсового проекта 53 % потребителей относится к первой категории выбираем ГПП с 2 мя
силовыми трансформатора и рассчитываем номинальную мощность
S
М.Р.
МВ
×
А трансформаторов по формуле:
| S
|
S
|
(2,23)
|
| 2 ģ кД.П.
|
где:
S
МАХ
–
полная (максимальная) потребляемая мощность
кД.П.
–
коэффициент допустимой систематической перегрузки
По номограмме определяем коэффициент допустимой систематической перегрузки кД.П
= 1,025
Определяем расчетную мощность трансформатора.
| S
|
18,48
|
= 9,01 МВģА
|
| 2 ģ 1,025
|
Шкала стандартных мощностей: 4: 6,3: 10: 16: 25: 32: 40: 63: 80: МВģА
Произведём выбор трансформатора из данного ряда. По условию курсового проекта подходят трансформаторы на 10 и 16,0 МВģА
Определяем коэффициент загрузки для двух вариантов.
Для трансформатора 10,0 МВģА
| КЗТ1
|
S
|
(2,24)
|
| 2 ģ
|
| КЗ.Т1
|
18,48
|
= 0,924
|
| 2 ģ 10,0.
|
Данный трансформатор проходит проверку по коэффициенту загрузки, так как он должен быть меньше 0,93.
Для трансформатора 16,0 МВģА
| КЗ.Т1
|
S
|
(2,25)
|
| 2 ģ
|
| КЗ.Т1
|
18,48
|
= 0,58
|
| 2 ģ 16,0
|
Данный трансформатор проходит проверку по коэффициенту загрузки. Для дальнейшей проверки остается два трансформатора 10,0 и 16,0 МВģА
Произведём проверку трансформатора на работу в послеаварийном режиме, для этого необходимо выполнение следующего условия
1,4 ģ
S
Н.М.
>
N
ģ
S
МАХ
(2,26)
где:
N
- процент приёмников
I
и
II
категории при числе приёмников
III
категории равной 47 %
1 вариант
1,4 ģ 10,0
>
0,53 ģ 18,48
14 > 9,79
Трансформатор на 10 МВģА подходит, так как выполняется условие на работу в послеаварийном режиме.
2 вариант
1,4 ģ 16,0
>
0,53 ģ 18,48
22,4
>
9,79
Трансформатор на 16 МВģА подходит, так как выполняется условие на работу в послеаварийном режиме.
В результате произведенных расчетов выяснили, что трансформаторы на 10,0 МВģА и на 16,0 МВģА выбранных по шкале мощностей для работы в послеаварийном режиме пригодны, поэтому для дальнейших расчетов оставляем на двух вариантах, трансформатор на 10,0 МВģА и трансформатор на 16,0 МВģА
Для 1 варианта выбираем трансформатор трёхфазный, масляный, естественное охлаждение с дутьём и регулированием напряжения под нагрузкой первичное напряжение 115 кВ, вторичное напряжение 6,3 кВ, ТДН - 10000/110/6
- потери холостого хода Рх.х = 14,0 кВт
- потери короткого замыкания Рк.з .= 58,0 кВт
- ток холостого хода
I
х.х.- 0,9 %
- напряжение короткого замыкания - 10,5 %
- полная стоимость одного трансформатора
–
4200,0 тыс. руб.
Для 2 варианта выбираем
трансформатор масляный с расщепленной обмоткой, с дутьём и регулированием напряжения под нагрузкой первичное напряжение 115 кВ, вторичное напряжение 6,3 кВ, ТРДН - 16000/110/6
- потери холостого хода Рх.х = 18,0 кВт
- потери короткого замыкания Рк.з. = 85,0 кВт
- ток холостого хода
I
х.х.- 0,7 %
- напряжение короткого замыкания - 10,5 %
- полная стоимость одного трансформатора
–
4500,0 тыс. руб.
Составим таблицу технико-экономических показателей
Таблица 5 Технико-экономические показатели
| Наименование оборудования
|
Потери кВт
|
Ток холостого хода
I
|
Напряжение короткого замыкания
|
Стоимость т. руб.
|
|
| Холостого хода
РХ.Х.
|
Короткого замыкания РК.З.
|
||||
| ТДН - 10000/110/6
|
14,0
|
58,0
|
0,9
|
10,5
|
4200
|
| ТРДН - 16000/110/6
|
18,0
|
85,0
|
0,7
|
10,5
|
4500
|
К1
= 2 ģ 4200 = 8400,0 тыс. руб. (2,27)
К2
= 2 ģ 4500,0 = 9000,0 тыс. руб.
Эксплуатационные расходы. [9,
c
14]
СЭ
= СП
+ СА
+ СЭП
, (2,28)
где: СЭ
- общая стоимость эксплуатационных расходов. тыс. руб.
СП
- Стоимость потерь электрической энергии. тыс. руб.
СА
- Стоимость амортизационных отчислений тыс. руб.
СЭП
- Стоимость содержания эксплуатационного аппарата. тыс. руб.
Стоимость потерь электрической энергии в трансформаторах. СП
, . тыс. руб.
СП
= С0
ģ
n
(
∆
P
Х.Х1
+ кЭ
(
I
Х.Х.
ģ
S
НОМ
)/100)ģТ+С0
ģ
n
ģк2
З.М.
(
∆
P
К.З..
+кЭ
(
U
К.З.
ģ
S
НОМ.
)/100) ģ
τ
(2,29)
где: СП
- стоимость потерь электрической энергии. тыс. руб.
С0
- стоимость 1 кВт ģ ч электроэнергии, руб/кВт ģ ч
n
- количество трансформатора
кЭ
- экономический эквивалент реактивной мощности, кВт/кВАр
∆
P
Х.Х.1
- потери мощности холостого хода, кВт
I
Х.Х.1
- ток холостого хода, %
S
НОМ.1
- полная максимальная мощность предприятия. МВ
×
А
Т
–
годовое число часов, час/год: Т
= 8760 час/год
кЗ.М
- коэффициент загрузки трансформатора
∆
P
К.З.1.
- потери мощности короткого замыкания, кВт
U
К.З.1
- напряжение короткого замыкания, %
τ
–
годовое число часов использования максимума нагрузки, час/год
СП1
= С0
ģ
n
(
∆
P
Х.Х1
+ кЭ
(
I
Х.Х.1
ģ
S
НОМ1.
)/100) ģ Т + С0
ģ
n
ģ к2
З.М.
(
∆
P
К.З..1
+ кЭ
(
U
К.З.1
ģ
S
НОМ1.
)/100)
×
τ
= СП1
= 0,00234 ģ 2 ģ (14,0 + 0,1 ģ (0,9 ģ 10000)/100) ģ 8760 + 0,00234 ģ 2 ģ 0,942
ģ (58,0 + 0,1 ģ (10,5 ģ 10000)/100) ģ 4100 = 942,93 + 2763,59 = 3706,51 тыс. руб
СП2
= С0
ģ
n
(
∆
P
Х.Х12
+ кЭ
(
I
Х.Х.2
ģ
S
НОМ2.
)/100) ģТ+ С0
ģ
n
ģ к2
З.М.
(
∆
P
К.З..2
+ кЭ
(
U
К.З.2
ģ
S
НОМ2.
)/100)
×
τ
СП2
= 0,00234 ģ 2 ģ (18,0 + 0,1 ģ (0,7 ģ 16000)/100) ģ 8760 + 0,00234 ģ 2 ģ 0,592
ģ (85,0 + 0,1 ģ (10,5 ģ 16000)/100) ģ 4100 = 1197,11 + 1689,87 = 2886,98 тыс. руб.
Определяем амортизационные отчисления: СА
, тыс. руб. [9,
c
14]
где: К - капитальные затрата на установку, тыс. руб.
СА1
= 0,1 ģ К1
(2,30)
СА1
= 0,1 ģ 8400,0 = 840,0 тыс. руб.
СА2
= 0,1 ģ К2
СА2
= 0,1 ģ 9000 = 900,0 тыс. руб.
Определяем общие эксплутационные расходы: СЭ
тыс. руб. [9,
c
14]
где: СП
- капитальные затрата на установку, тыс. руб.
СА
- амортизационные отчисления тыс. руб
СЭ1
= СП1
+ СА1
(2,31)
СЭ1
= 3706,51 + 840,0 = 4546,51 тыс. руб.
СЭ2
= СП2
+ СА2
СЭ2
= 2886,98 + 900,0 = 3786,98 тыс. руб.
Определяем общие ежегодные затраты. З тыс. руб. [9,
c
14]
где: РН
- нормативный коэффициент эффективности капиталовложения
РН
= 0,15
СА
- амортизационные отчисления
З1
= РН
ģ К1
+ СА1
(2,32)
З1
= 0,15 ģ 8400,0 + 840,0 = 2100,0 тыс.руб.
З2
= РН
ģ К2
+ СА2
З2
= 0,15 ģ 9000,0 + 900,0 = 2250,0 тыс.руб.
Данные для удобства вносим в таблицу
Таблица 6 Экономические показатели
| Вариант
|
Капитал
ьные затраты
К,
тыс. руб.
|
Эксплуатационные расходы
Сэ,
тыс. руб.
|
Потери электроэнергии в год
СП
тыс. руб.
|
Общие затраты
З,
тыс. .руб.
|
| 1.
|
8400,0
|
4546,51
|
3706,51
|
2100,0
|
| 2.
|
9000,0
|
3786,98
|
2886,98
|
2250,0
|
Из таблицы 2 видно, что сумма показателей первого варианта выше суммы показателей второго варианта, следовательно второй вариант с установкой двух трансформаторов мощностью по 16,0 МВ
×
А на 110 кВ является наиболее рациональным.
Принимаем к установке два трансформатора по 16,0 МВ
×
А.
2.4 Проверка выбранных питающих линий
Расчет ведется в соответствии с источником [6]
Исходные данные:
-
S
МАХ
= 18,48 МВА = 18480 кВА
-
L
= 12,5 км
-
C
0
= 164 коп/кВт ģ ч
-
K
Э
= 0,1 кВт/кВАр
- ТМ
= 4100 ч
-
cos
j
= 0,92
- вторичное напряжение = 6 кВ
- активная мощность Р = 17 МВт
- реактивная мощность
Q
= 7,242 МВģАр = 7242 кВģАр
Для определения технико-экономических показателей определяем два варианта: с питающей линией на 35 кВ и с питающей линией на 110 кВ. так как полученное значение питающего напряжения находится между стандартными значениями напряжения 35 кВ и 110 кВ.
Сечения проводов и жил кабелей должны выбираться в зависимости от ряда технических и экономических факторов.
Технические факторы, влияющие на выбор сечений, следующие:
–
нагрев от длительного выделения тепла рабочим (расчетным) током;
–
нагрев от кратковременного выделения тепла током к. з.;
–
потери (падение) напряжения в жилах кабелей или проводах воздушной линии от проходящего по ним тока в нормальном и аварийном режимах;
–
механическая прочность--устойчивость к механической нагрузке (собственная масса, гололед, ветер);
–
коронирование
—
фактор, зависящий от применяемого напряжения, сечения провода и окружающей среды.
Определяем технико-экономические показатели с питающей линией на 110 кВ, по формуле [9,с.12]
| I
|
S
|
(2,33)
|
| 2 ģ
|
| I
|
18480
|
= 152,42 А
|
| 2 ģ
|
| I
|
18480
|
= 48,5 А
|
| 2 ģ
|
Находим сечение проводов воздушной линии по экономической плотности тока по формуле [9,с.12]
| S
|
I
|
(2,34)
|
| J
|
| S
|
152,42
|
= 138,56 мм2
|
| 1,1
|
| S
|
48,5
|
= 44,08 мм2
|
| 1,1
|
где
J
ЭК
- экономическая плотность тока по [1,таб.1.3.36 с50] находим
J
ЭК
= 1,1 для неизолированных алюминиевых проводов.
Произведём проверку по
механической прочности т.е. устойчивость к механической нагрузке (собственная масса, гололед, ветер), коронирование т.е. фактор, зависящий от применяемого напряжения, сечения провода и окружающей среды для обоих вариантов.
Наименьшие допустимые сечения сталеалюминевых проводов воздушных линии с номинальным напряжением
U
НОМ
35 кВ
–
по условиям механической прочности (при толщине стенки гололеда 10 мм)
–
35 мм2
.,
–
по условиям коронирования
–
35 мм2
.
Наименьшие допустимые сечения сталеалюминевых проводов воздушных линии с номинальным напряжением
U
НОМ
110 кВ
–
по условиям механической прочности (при толщине стенки гололеда 10 мм)
–
35 мм2
.,
–
по условиям коронирования
–
70 мм2
.
Для напряжения 35 кВ принимаем две одноцепных линии с сталеалюминевыми проводами АС-150/19 на одноцепных железобетонных опорах. Стоимость 1 км линии
–
120,5 тыс. руб.
Для напряжения 110 кВ принимаем две одноцепных линии с сталеалюминевыми проводами АС-70/11 (с учетом минимальных потерь на корону) на одноцепных железобетонных опорах. Стоимость 1 км линии
–
115,2 тыс. руб.
Произведём проверку на условие нагрева длительным током.
I
ДОП1.
= 450 А > 2 ģ
I
РАСЧ1.
I
ДОП1.
= 450 А > 2 ģ 152,42 А
I
ДОП2.
= 265 А > 2 ģ
I
РАСЧ2.
I
ДОП2.
= 265 А > 2 ģ 48,5 А
Оба варианта (на напряжение 35 кВ и на напряжение 110 кВ) выдерживают проверку на условие нагрева длительным током.
Произведём проверку по падению напряжения для обоих вариантов.
При напряжении 35 кВ необходимо определять продольную составляющую падения напряжения.
При напряжении более 110 кВ необходимо определять продольную и поперечную составляющую падения напряжения.
Определяем продольную составляющую падения напряжения для обоих вариантов по следующей формуле:
| ∆
|
P
|
|
| U
|
где:
P
Н
–
активная мощность МВт
Q
–
реактивная мощность МВАр
R
–
полное активное сопротивление питающей линии Ом
R
=
r
0
ģ
L
R
35(150)
= 0,278 ģ 12,5 = 3,475 Ом
R
110(70)
= 0,447 ģ 12,5 = 5,5875 Ом
r
0
–
удельное активное сопротивление линии на 1 км Ом/км
X
–
полное реактивное сопротивление питающей линии
X
=
x
0
ģ
L
X
35(150)
= 0,293 ģ 12,5 = 3,6625 Ом
X
110(70)
= 0,307 ģ 12,5 = 3,8375 Ом
x
0
–
удельное реактивное сопротивление линии на 1 км Ом/км [11, с203]
| ∆
|
P
|
|
| U
|
| ∆
|
17000 ģ 3,475 + 7242 ģ 3,6625
|
= 2445,68
|
| 35
|
| ∆
|
P
|
|
| U
|
| ∆
|
17000 ģ 5,5875 + 7242 ģ 3,8375
|
= 1116,17
|
| 110
|
Определяем поперечную составляющую падения напряжения для варианта 110 кВ.
| ∫
|
P
|
|
| U
|
| ∫
|
17000 ģ 3,8375
|
= 225,2
|
| 110
|
Определяем падение напряжения для обоих вариантов.
∆
U
1
=
∆
U
ПРОД1.
= 2445,68
B
| ∆
|
Ö
|
||
| ∆
|
| ∆
|
Ö
|
= 1138,66 В
|
|
| 1116,17 2
|
При питающем напряжении 35 кВ падение напряжения в процентах составляет 6,99 %
| ∆
|
|
| U
|
| 2445,68 ģ 100 %
|
= 6,99 %
|
| 35 000
|
Выбранное сечение не удовлетворяет условию, так как
U
РАС1Ч1.
= 6,99 % % >
U
ДОП.
= 5 %
При питающем напряжении 110 кВ падение напряжения в процентах составляет 1,035 %
| ∆
|
|
| U
|
| 1138,66 ģ 100 %
|
= 1,035 %
|
| 110000
|
Выбранное сечение удовлетворяет условию, так как
U
РАС1Ч2.
= 1,035 % <
U
ДОП.
= 5 %
Таким образом, внимательно рассмотрев предложенные варианты, остановимся на следующем варианте питания
Для напряжения 110 кВ принимаем две одноцепных линии с сталеалюминевыми проводами АС-70/11 (с учетом минимальных потерь на корону) на одноцепных железобетонных опорах. Стоимость 1 км линии
–
115,2 тыс. руб.
Обоснование выбора
Так как первоначально предполагалось использовать линии двух вариантов
1 Линия ЛЭП (
U
НОМ
= 35 кВ
) со сталеалюминевыми проводами АС- 150/29
Данный вариант нами рассматривался как побочный вариант, так как для рационального питания системы необходимо значение номинального напряжения не менее 61,09 кВ., что изначально для окончательного выбора данный вариант не подходит. Так же необходимо отметить, что для вновь проектируемых производств необходимо закладывать значение номинального напряжения системы не менее 110 кВ. В результате расчета определили, что
линия ЛЭП со сталеалюминевыми проводами АС- 150/29 на напряжение 35 кВ не выдерживает проверку на условие нагрева длительным током и падение напряжения в процентах составляет 6,99 % при норме 5 %.
2 Линия ЛЭП (
U
НОМ
= 110 кВ
) со сталеалюминевыми проводами АС-70/11
Данный вариант нами рассматривался как основной вариант курсового проекта. В результате расчета получили, что
линия ЛЭП со сталеалюминевыми проводами АС-70/11 на напряжение 110 кВ выдерживает проверку на условие нагрева длительным током и падение напряжения в процентах составляет 1,035 %, что ниже установленной нормы 5 % Поэтому для напряжения 110 кВ принимаем две одноцепных линии со сталеалюминевыми проводами АС-70/11 (с учетом минимальных потерь на корону) на одноцепных железобетонных опорах.
Дальнейший расчет производим для варианта: установки силовых трансформаторов ТРДН - 16000/110/6 и прокладку линии ЛЭП
со сталеалюминевыми проводами АС-70/11.
Произведем расчет капитальных затрат на реализацию данного вариантов решения.
Таблица 7 Капитальные затраты по варианту 2
| Наименование
оборудования
|
Единица измерения
|
Количество оборудования
|
Стоимость тыс. рублей
|
|
| Единицы измерения
|
Всего
|
|||
| Силовой трансформатор
ТРДН - 16000/110/6
|
шт
|
2
|
4500
|
9000
|
| Отделитель ОД-110
|
шт
|
4
|
25,14
|
100,56
|
| Короткозамыкатель КЗ-110
|
шт
|
2
|
24,0
|
48,0
|
| ЛЭП АС- 70/11
|
км
|
12,5
|
115,2
|
1440,0
|
| Всего
|
10588,56
|
|||
2.5 Расчет токов короткого замыкания
В соответствии с задачей, поставленной в курсовом проекте, значение токов и мощности короткого замыкания необходимы для выбора устойчивого к действию токов короткого замыкания оборудования и токоведущих частей на стороне первичного и вторичного напряжений ГПП.
Определяем ток короткого замыкания.
S
К.З.
= 850 МВģА.
S
Б.
= 18,48 МВģА
U
1
= 110 кВ
U
Б1
= 115 кВ
U
2
= 6 кВ
U
Б2
= 6,3 кВ
L
= 12,5 км
X
110
= 0,307 Ом
где:
S
К.З.
- мощность короткого замыкания, МВģА
S
Б..
- базисная мощность, МВģА
U
1
- питающее (первичное) напряжение трансформатора, кВ
U
Б1
- базисное напряжение линии, кВ
U
2
- вторичное напряжение трансформатора, кВ
U
Б2
- базисное напряжение трансформатора, кВ
S
НОМ..
- каталожные данные трансформатора, МВģА
L
- длина питающей линии, км
X
0
- индуктивное сопротивление, Ом
U
К.З.
- напряжение короткого замыкания %
Определяем базисные токи.
I
Б
, кА [6,
c
20]
| I
|
S
|
(2,35)
|
| Ö
|
| I
|
18,48
|
= 0,09278 кА
|
| Ö
|
| I
|
S
|
(2,36)
|
| Ö
|
| I
|
18,48
|
= 1,69356 кА
|
| Ö
|
Определяем относительное базисное сопротивление элементов схемы.
| хБ1
|
S
|
(2,37)
|
| S
|
| хБ1
|
18,48
|
= 0,0217 Ом
|
| 850
|
Определяем относительное базисное сопротивление линии.
| хБ2
|
Х0
|
(2,38)
|
| U
|
| хБ2
|
0,307 ģ 12,5 ģ 18,48
|
= 0,00536 Ом
|
| 115 2
|
Определяем относительное базисное сопротивление трансформатора.
| хБ3
|
2 ģ
|
ģ
|
S
|
(2,39)
|
| 100.
|
S
|
| хБ3
|
2 ģ 10,5
|
ģ
|
18,48
|
= 0,24255 Ом
|
| 100
|
16
|
|
|
| Рисунок 8. Расчетная схема и схема замещения
|
Определяем результирующее сопротивление. [6,c20]
ХБ.РЕЗ.К1
= ХБ1
+ ХБ2
(2,40)
ХБ.РЕЗ.К1
= 0,0217 + 0,00536 = 0,02706 Ом
ХБ.РЕЗ.К2
= ХБ.РЕЗ.К1
+ ХБ3
(2,41)
ХБ.РЕЗ.К2
= 0,02706 + 0,24255 = 0,26961 Ом
Исходя из этих расчетов и составляют расчетную схему и схему замещения Схема замещения дана на Рис 8
Определяем токи и мощность короткого замыкания для точки К [6,c20]
| I
|
I
|
(2,42)
|
| ХБ.РЕЗ.К2
|
| I
|
1,69356
|
=
|
6,28 кА
|
| 0,26961
|
ik2
= 2,55 ģ IК2
(2,43)
ik2
= 2,55 ģ 6,28 = 16,02 кА
SK2
=
√
3 ģ UБ2
ģ IК2
(2,44)
SK2
=
√
3 ģ 6,3 ģ 6,28 = 68,53 МВ
×
А
Таблица 4 Сводная таблица расчета токов короткого замыкания
| Расчетная точка
|
ХБ.РЕЗ.К2
Ом
|
I
кА
|
iK
кА
|
SK
МВ
|
| К
|
0,26961
|
6,28
|
16,02
|
68,53
|
2.6 Выбор и проверка оборудования РУ-6 кВ
Расчетные условия (ток короткого замыкания и длительность его протекания) должны быть определены с достаточной точностью, и с учетом реальных условий, в которых работает данная цепь.
2.6.1 Выбор сборных шин
Выбор сечения сборных шин производиться по нагреву (по допустимому току). Необходимо выполнение следующего условия:
I
МАХ
≤
I
ДОП
[6,
c
28]
где:
I
МАХ
- расчетный ток, определяемый по формуле:
| I
|
1,4 ģ
|
| √
|
n = 2 (трансформатор с двумя расщепленными обмотками)
I
ДОП
- допустимый ток на шины выбранного сечения. [6,
c
28]
| I
|
1,4
|
=
|
1077,72
|
| √
|
По ПУЭ выбираем алюминиевые шины в количестве 1 полосы на фазу, размерами 80х6 мм [7,1.3.31]
I
ДОП
= 1150 А .
>
I
МАХ
= 1077,72 A
Проверка шин на термическую стойкость при коротких замыканиях производится по условию:
q
МИН
≤
q
q
МИН
- минимальное сечение шины по термической стойкости, мм 2
.и определяется по формуле:
| q
|
√
|
BK
|
| C
|
где:
q
- выбранное сечение по нагреву мм 2
и определяется по формуле:
q
= 80
x
6 = 480 мм 2
BK
=
I
¥
2
×
tn
- тепловой импульс кА 2
с. [6,
c
28]
tn
- приведенное время протекания тока короткого замыкания, с
С - тепловой коэффициент С = 95 (для алюминиевых шин).
I
¥
=
I
Б.РЕЗ.К.
= 6,28 кА
Приведенное время-время в течении которого установившийся ток короткого замыкания выделяет то же количество теплоты, что и изменяющийся во времени ток короткого замыкания на действительное время
t
д
Рисунок 9. Схема РУ - 6 кВ
При коротком замыкании на сборных шинах низкого напряжения в точке К2
, выключатель
Q
1 отключится под действием МТ3 трансформатора ГПП с выдержкой времени:
t
Р,З.2
=
t
Р.З.1
+
∆
t
= 0,5 + 0,5 = 1 сек
tn
=
tq
=
tP
.З.2
+
t
О.В.
где:
t
О.В.
- время отключения выключателя = 0,055 сек.
tn
=
tq
= 1 + 0,055 = 1,055 сек
BK
=
I
¥
2
ģ
tn
= 6,282
ģ 1,055 = 41,61 кА 2
×
с
| q
|
√
|
BK
|
=
|
√
|
41,61
|
=
|
67,9 мм2
|
| C
|
95
|
Отсюда следует:
q
МИН
= 67,9 мм 2
<
480 мм 2
, что выбранное сечение алюминиевой шины соответствует поставленному условию.
Механический расчет шин.
Шины будут механически прочными при соблюдении следующего условия:
s
РАСЧ,
≤
s
ДОП.
[6,
c
30]
| s
|
l
|
(
|
| a
|
где:
l
- расстояние между опорными изоляторами, см = 900 мм
i
У
(З)
- ударный ток короткого замыкания.
а - расстояние между осями смежных фаз, см = 300 мм
W
- осевой момент сопротивления см 3
Для шин расположенных плашмя: [6,
c
30]
| W =
|
b
|
=
|
0
|
=
|
2,5
|
| 6
|
6
|
|
|
| Рисунок 10 Расположение шин. [6,
|
| s
|
90 2
|
×
|
48,78
|
| 30 ģ 2,5
|
s
ДОП.
- для алюминиевой шины = 7000 Н/см 2
= 700 кгс/см 2
.
48,78 кгс/см 2
.
≤
700 кгс/см 2
.
Шины будут прочны, так как удовлетворяют условию:
2.6.2 Выбор выключателей
Выключатели выбирают по номинальному току, номинальному напряжению, типу, роду установки и проверяют по электродинамической, термической стойкости и отключающей способности в режиме короткого замыкания.
Выбираем выключатель для внутренних помещений, вакуумный, выкатной типа: ВВЭ-10-31,5/3150 УЗ Данный выключатель имеет следующие паспортные данные:
U
Н
- 10 кВ;
I
Н
- 3150 А;
i
С.К.
- 80 кА;
I
Т.С.
- 31,5 кА;
I
Н.ОТКЛ.
- 31,5 кА;
t
Т.С.
- 3 с;
t
О.В.
- 0,055 с
Для подтверждения правильности выбранного решения необходимо произвести проверку по отключающей способности, термической стойкости к токам короткого замыкания и электродинамической стойкости к токам короткого замыкания.
Выбор по напряжению установки [6,
c
31]
U
НОМ
≥
U
УСТ
U
НОМ
= 10 кВ
≥
U
УСТ
.= 6 кВ
Выбор по отключающей способности. Необходимо произвести проверку следующих соотношений:
I
Н.ОТКЛ.
≥
I
К
;
S
Н.ОТКЛ.
≥
S
К
[6,
c
31]
где:
I
К
и
S
К
расчетные значения тока и мощности трёхфазного короткого замыкания в момент отключения кА; МВ
×
А
S
Н.ОТКЛ.
=
√
3 ģ
U
Н
ģ
I
Н.ОТКЛ
S
Н.ОТКЛ.
=
√
3 ģ 6 ģ 31,5 = 327,36 МВ
×
А
327,36 МВ
×
А
≥
68,53 МВ
×
А
I
Н.ОТКЛ.
≥
I
К
;
31,5 кА
≥
6,28 кА
По отключающей способности условие выполняется.
Проверка по термической стойкости к токам короткого замыкания. Необходимо произвести проверку следующих соотношений:
I
ТС
2
ģ
t
ТС
≥
ВК
[6,
c
31]
где:
I
ТС
и
t
ТС
- ток и время термической стойкости по контакту, кА, с
31,5 2
ģ 3 = 2976,75 кА 2
×
с
2976,75 кА 2
×
с
≥
41,61 кА 2
×
с
По термической стойкости условие выполняется.
Проверка по электродинамической стойкости к токам короткого замыкания. Необходимо произвести проверку следующих соотношений:
i
НОМ.ДИН.
≥
i
УК
[6,
c
31]
где:
i
УК
- ударный расчетный ток короткого замыкания. кА
i
НОМ.ДИН.
= 80 кА,
i
УК
= 16,02 кА
80 кА
≥
16,02 кА
По электродинамической стойкости к токам короткого замыкания условие выполняется.
Произведя необходимые проверочные расчеты сделаем вывод, что выключатель типа: ВВЭ-10-31,5/3150 УЗ удовлетворяет условию курсового задания и окончательно останавливаемся на данном выключателе.
2.6.3 Выбор изоляторов
Опорные изоляторы выбирают и проверяют на разрушающее воздействие от ударного тока короткого замыкания.
При установке шин плашмя допустимые усилия на изолятор рассчитываются по формуле:
F
ДОП
= 0,6 ģ
F
РАЗ.
[6,
c
32]
где: 0,6 - коэффициент
F
РАЗ.
- разрушающее усилие на головку изолятора при котором происходит разрушение изолятора. (Данные берутся по каталогу от выбранного изолятора).
По каталогу выбираем изолятор ОФ - 6 - 4000
Для подтверждения правильности выбранного изолятора необходимо соблюдения определенных условий:
а) по напряжению
U
НОМ.А
≥
U
НОМ.У
; [6,
c
32]
6 кВ
≥
6 кВ
где
U
НОМ.А
- номинальное напряжение изолятора:
U
НОМ.У
. - номинальное напряжение установки.
Условие по напряжению выполняется
б) по электродинамической стойкости
F
ДИН.
≥
F
Р.
F
Р.
= КФ
ģ
√
3 ģ 10 - 7
ģ
i
У
2
ģ
l
/
a
1,76 ģ
√
3 ģ 10 -7
ģ 16020 2
ģ 80/30 = 208,63 Н
где:
i
У
- принимаем в А, а
l
,
a
принимаем в см
Определяем по каталогу
F
РАЗ.
= 4000 Н
F
ДОП
= 0,6 ģ
F
РАЗ.
= 0,6 ģ 4000 = 2400 Н
F
ДИН.
≥
F
Р.
[6,
c
32]
2400 Н
≥
208,63 Н
Условие по электродинамической стойкости выполнено.
в) по термической стойкости (для проходных изоляторов).
I
НОМ.Т.С.
≥
I
∞
[6,
c
32]
В данном курсовом проекте не используются
2.6.4 Выбор трансформаторов тока
По каталогу выбираем ТШЛ - 10 УЗ, трансформатор тока шинный, с литой изоляцией, номинальное напряжение 10 кВ, для умеренного климата, для внутренней установки
Трансформаторы тока выбирают:
1. По напряжению установки [6,
c
33]
U
НОМ
≥
U
УСТ
U
НОМ
= 10 кВ
≥
U
УСТ
.= 6 кВ
2. По расчетному первичному максимальному току.
I
НОМ.1
≥
I
МАХ
2000
≥
1077,72 А
3. По конструкции и классу точности
Наивысший класс точности в котором может работать трансформатор тока, называется номинальным классом точности, что соответствует значениям токовых погрешностей, выраженных в процентах, %, класс точности трансформаторов тока для измерений должен быть 0,5
4. По электродинамической стойкости [6,
c
33]
Шинные трансформаторы на электродинамическую стойкость не испытываются.
5. По термической стойкости: [6,
c
33]
(кТ
ģ
I
НОМ.1
) 2
ģ
t
Т
≥
ВК
или
I
Т
2
ģ
t
Т
≥
ВК
где: кТ
= 35 (краткость термической стойкости по каталогу)
ВК
= 41,61 кА 2
×
с (тепловой импульс по расчету)
t
Т
= 3 с (время протекания термической стойкости)
(кТ
ģ
I
НОМ.1
) 2
ģ
t
Т
= (35
×
2000) 2
ģ 3 = 420 кА 2
×
с
тогда 420
≥
ВК
= 41,61 кА 2
×
с
6. По вторичной нагрузке: [6,
c
33]
Необходимо выполнения следующего условия:
S
2НОМ
≥
S
2
S2
НОМ
= S
ПРИБ
.
+ I2
2
(r
ПР
+ r
К
)
Z
2НОМ
≥
Z
2
где
Z
2НОМ
= 0,8 Ом (номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности)
Z
2
- вторичная нагрузка трансформатора тока (Ом) состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов. Так как индуктивное (реактивное) сопротивление токовых цепей невелико, то тогда можно записать
Z
2
=
R
2
=
R
ПРИБ
+
R
ТР
+
R
К
Сопротивление приборов определяется по формуле [6,
c
33]
| r
|
S
|
| I
|
где:
S
ПРИБ
мощность потребляемая приборами В
×
А
I
2НОМ
= 5 А (вторичный номинальный ток трансформаторов тока)
S
ПРИБ
=
S
А
+
SW
+
SV
(Данные берутся из каталога)
S
А
= 0,25 В
×
А
SW
= 0,5 В
×
А
SV
= 0,5 В
×
А
S
ПРИБ
=
S
А
+
SW
+
SV
S
ПРИБ
= 0,25 + 0,5 + 0,5 = 1,25 В
×
А
| r
|
S
|
=
|
1,25
|
=
|
0,05 Ом
|
| I
|
5 2
|
Сопротивление контактов
R
к принимается для двух-трех приборах равным 0,05 Ом
Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности необходимо выдержать условие:
r
ПРИБ
+
r
ПР
+
r
К
≤
Z
2НОМ
[6,
c
33]
Откуда определим
r
ПР
, Ом
r
ПР
=
Z
2НОМ
-
r
ПРИБ
-
r
К
r
ПР
= 0,8 - 0,05 - 0,05 = 0,7 Ом
Определив
r
ПР
можно определить сечение соединительных проводов по следующей формуле: [6,
c
33]
| q
|
P
|
| r
|
где:
P
- удельное сопротивление материала провода.
Для проводов с медными жилами Р = 0,0175 мм 2
/м
l
РАСЧ
- расчетная длина зависящая от схемы соединения трансформаторов тока. Принимаем
l
РАСЧ
= 20 метров.
| q
|
P
|
=
|
0,0175
|
=
|
0,5 мм2
|
| r
|
0,7
|
Сечение проводов для встроенных токовых цепей должно быть не менее: по меди 2,5 мм,2
, по алюминию 4 мм2
(по условию механической прочности). Поэтому выбираем сечение алюминиевого провода 4,0 мм2
.
2.6.5 Выбор трансформаторов напряжения
По каталогу выбираем трансформаторов напряжения, марки НТМИ - 6 - 66 (трансформатор напряжения трёхфазный, с естественным масленным охлаждением, для измерительных цепей) Первичное напряжение 6000 В, основное вторичное напряжение
–
100 В, дополнительное вторичное напряжение 100/3 В, номинальное мощность 50 ВА класс точности - 0,5
Трансформаторы напряжения выбирают:
1. По напряжению установки
U
НОМ
≥
U
УСТ
[6,
c
33]
U
НОМ
= 6 кВ
≥
U
УСТ
.= 6 кВ
2. По конструкции и схеме соединения обмотки.
По каталогу схема соединения определена как «звезда» - «звезда», что соответствует выбранной схеме соединения силовых трансформаторов на ГПП
3. По классу точности.
Выбранный трансформатор напряжения имеет класс точности 0,5, что для практических измерений достаточно так как применяемые измерительные приборы имеют класс точности не выше 0,5
4. По вторичной нагрузке
S
НОМ
≥
S
2
∑
Суммарная мощность применяемых измерительных приборов
S
2
∑
= 1,25 ВА
50 ВА
≥
1,25 ВА
2.7 Расчет релейной защиты
Системы электроснабжения - это сложный производственный комплекс, все элементы которого участвуют в одном производственном процессе, основными особенностями которого являются быстротечность явлений и неизбежность повреждений аварийного характера - коротких замыканий в электрических установках.
Для предотвращения развития аварий необходимо правильно спроектировать и организовать работу релейной защиты.
В ряде случаев повреждение должно быть ликвидировано в доли секунд. Определение поврежденного элемента и воздействие на отключение соответствующих выключателей - вот задача релейной защиты. Короткое замыкание сопровождается изменением тока, напряжения, частоты - все эти параметры могут быть использованы для сигналов на отключение релейной защите.
Релейная защита трансформатора должна обеспечивать отключение силового трансформатора при междуфазных и витковых замыканиях, понижении уровня масла, однофазных замыканиях на землю, или подавать сигнал о не нормальном режиме трансформатора (перегрузке, повышению температуры масла и т.д.)
Виды защит установленных на трансформаторе определяются его мощностью, размещением, местом установки и другими требованиями предъявляемыми к режиму эксплуатации.
Для трансформатора мощностью 16 МВ
×
А выполняют
- дифференциальную защиту (в качестве основной)
- максимальную токовую защиту
- защиту при перегрузке
- газовую защиту
2.7.1 Расчет дифференциальной защиты
Дифференциальный принцип позволяет выполнить быстродействующую защиту трансформатора реагирующую на повреждение в обмотках, на выводах и в соединении с выключателем. При этом она может иметь недостаточную чувствительность только при витковых замыканиях и «пожаре стали».
При выполнении расчета выбираются уставки дифференциальной защиты с торможением (ДЗТ-11) 2-х обмоточного трансформатора с заданной мощностью.
S
тр = 16 МВА
1. Определяем среднее значения первичного номинального тока для ВН и НН защищаемого трансформатора.
IН115
= SН
/(√3 • UН.СР.
) = 16000/(1,732 • 115.
) = 80,33 А
IН10,5
= SН
/(√3 • UН.СР.
) = 16000/(1,732 • 6,3.
) = 1466,29 А
Определяем коэффициент трансформации трансформатора тока nэ
nэ115
= 100/5 = 20
nэ10,5
= 1500/5 = 300
Определяем схема соединения трансформатора тока
Со стороны ВН - треугольник
Со стороны НН - звезда
Схема соединения обмоток защищаемого трансформатора
Со стороны ВН - звезда
Со стороны НН - треугольник
Определяем вторичный ток в плечах защиты, А
I115
= (Iн • Ксх) /nТ
= 80,33 • √3/20 = 6,96 А
I6,3
= (Iн) /nТ
= 1466,29 /300 = 4,89 А
2. Выбирается место установки тормозной обмотки реле ДЗТ-11, плечо стороны НН.
|
|
|
| Рисунок 11 Схема включения обмоток реле типа ДЗТ-11 в дифференциальной защите двухобмоточного трансформатра |
|
3. Определяется первичный ток небаланса без учёта составляющей I’’Н.Б
;
I’’Н.Б.
= I’Н.Б.
+ I’’Н.Б.
= 63,06 + 1008,96 = 1072,02 А
где - I’Н.Б.
- обусловленная точностью трансформаторов тока
I’нб
= Капер
• Кодн
• Е • I(3)
кз вн
= 1 • 1 • 0,1 • 6306 = 63,06 А
Е – относительное значение тока намагничивания Капер
= 1, обусловленная регулированием напряжением защищаемого трансформатора.
I”нб
= 0,16 • 6306 = 1008,96 А
Кодн
= 1, коэффициент однотипности;
Капер
- коэффициент учитывающий переходной режим. (Капер
= 1).
Ток срабатывания защиты выбирается только по условию:
Iс.з. = Кн • Iном.тр. = 1,5 • Iном.тр. = 1,5 • 80,33 = 120,495 А.
где Кн = 1,5 для реле серий ДЗТ
4. Определяется число витков обмотки ДЗТ для выравнивания М.Д.С.
4.1 Определяем ток срабатывания реле (неосновной), А по следующей формуле:
Iср.неосн.
= (Ic.з.несон
• К(3)
нес
)/nт
(120,495 • √3 )/(2000/5) = 0,52 А
4.2 Определяем расчётное число витков обмотки реле для неосновной защиты по следующей формуле
Wнесон.реле
= Fср./Iс.р.несон
Wнесон.реле
= 10/0,52 = 19,16
4.3 Определяем предварительно принятое число витков.
Wнесон.реле
= 20 витков
4.4 Определяем ток срабатывания реле (неосновной) с учетом витков
Iср.неосн.
= Fср./Wнеосн.
Iср.неосн.
= 10/20 = 0,5 А
4.5 Определяем ток срабатывания защиты со стороны ВН
Iсз.неосн.ВН
= (Iср.неосн.
• Wнеосн)/Кск
Iсз.неосн.ВН
= (0,5 • 20)/√3 = 5,774 А
4.6 Определяем ток срабатывания защит со стороны НН
Iсз.осн.
= Iсз.неосн. ВН
• Ктр
Iсз.осн.
= 5,774 • (110/6,3) = 100,81 А
4.7 Определяем расчётное число витков обмотки реле для основной защиты
Wосн.расч.
= (Wнеосн.
• I2неосн
) / I2 осн.
Wосн.расч.
= (20 • 6,96)/4,89 = 28,47 витков
4.8 Определяем предварительно принятое число витков
Wосн. = 29 витков
4.9 Определяем составляющая, обусловленная неточностью уставки на коммутаторе реле ДЗТ
I”нб
= ((Wосн.расч.
– Wосн.
) / Wоснов.расч
) • I к.з.макс
I’’’нб
= ((29.
– 20.
) /29) • 85,34 = 26,48 А
4.10 Определяем ток небаланса
Iнб
= I’нб
+ I”нб
+ I’’’нб
Iнб
= 63,06 + 100,896 – 26,48 = 137,47 А
4.11 Определяем окончательное принятое число обмоток
Wосновн. = 29
Wнеосновн. = 20
4.12 Произведем проверку
Определяем соотношение
Iосн.
• Wосн
= I2неосн
• Wнеосн.
4,89 • 29 » 6,96 • 20
5. Определяется число витков тормозной обмотки реле ДЗТ-11, необходимое для обеспечения бездействия защиты при внешнем трехфазном коротком замыкании (точка К-2):
Wт = (Кн • Iнб
• Wр)/(Iк.з.макс НН
• tgj)
Wт = (0,3 • 1043,57 • 15)/( 85,34 • 0,87) = 66,95 » 67 витков
где: Iк.з.макс НН
– периодическая слагающая тока при расчётах внешних коротких замыканий где включена тормозная обмотка.
Wр – расчётное число витков рабочёй обмотке реле на стороне, где включена тормозная обмотка.
Кн – коэффициент надежности (Кн = 0,3)
tgj - тангенс угла наклона координат к характеристике срабатывания реле соответствующей минимальному торможению.
Для ДЗТ-11 tgj = 0,87
Iнб
– приведенный к стороне НН с помощью наименьшего значения коэффициента трансформации. Iнб
= 1043,57 A
6. Определяется Ки = Iр.мин /Iс.р. – коэффициент чувствительности защиты при к.з. за трансформатором в зоне действия защиты, когда проходит ток повреждения только через трансформатор тока стороны 110 кВ и торможение отсутствует.
Вычисление минимального тока короткого замыкания I((3)
к.з.min
I((3)
к.з.min
= Uср.ВН
/ ( • Хтрмакс
)
где: Хтрмакс
= (Uпмакс
/100) • (U2
ВН СР
/Sном тр
) = 79,41 Ом
I((3)
к.з.min
= 110000 / ( • 79,41 ) = 799,79 А
Для схем соединения трансформаторов треугольником расчётный ток в реле определяется по выражению:
Iрмин
= 1,5 • I((3)
мин ВН
/ nт
= (1,5 • 799,79)/(2000/5) = 2,9992 А
При прохождении тока короткого замыкания по стороне высокого напряжения
Iср = Fср/Wур
II
Iср = 10/20 = 0,5 A
Тогда
КII
= Iрмин
/Iср
КII
= 2,9992 / 0,5 = 5,998 >>2
Согласно правилам ПУЭ действительный коэффициент отстрочки должен быть не менее 1,3. Окончательная проверка по коэффициенту чувствительности: KII
>2.
7. Трансформаторы тока типа ТШЛ-110 при nт
= 2000/5 обеспечивает Е< 0,1 и позволяют применить схему с дешунтирующим электромагнитным включением (ЭВ).
2.7.2 Расчет максимальной токовой защиты
Данная защита служит для защиты трансформатора от внешних коротких замыканий (за пределами зоны, защищаемой дифференциальной защитой) Зона действия дифференциальной защиты) - от трансформаторов тока, установленных на стороне высокого напряжения до трансформаторов тока на стороне низкого напряжения.
Определяем ток срабатывания защиты
I
СЗ
А, по формуле
I
СЗ
= 4 ģ
I
2НОМ
[2,
c
35]
где:
I
2НОМ
- ток по низкой стороне защищаемого трансформатора, А, определяемого по формуле [2,
c
35]
| I 2
|
S
|
| 2 ģ
|
где
U
2НОМ
- номинальное вторичное напряжение трансформатора, кВ
| I 2
|
16
|
=
|
769,8
|
| 2 ģ
|
I
СЗ
= 4 ģ
I
2НОМ
= 4 ģ 769,8 = 3079,2 А
Определим вторичный ток срабатывания реле,
I
ср, А, по формуле [2,
c
35]
I
СР
= (КСХ
/К
τ
2
) ģ
I
СЗ
где КСХ
- коэффициент, учитывающий схему соединения вторичных обмоток трансформатора на стороне низкого напряжения защищаемого трансформатора (не полная звезда) КСХ
= 1 [2,
c
35]
К
τ
2
- коэффициент трансформации трансформатора тока, определяемый по формуле: [2,
c
35]
| К
|
I1
|
| I2
|
| К
|
20
|
=
|
400
|
| 5
|
I
СР
= (1/400) ģ 3079,2 = 7,698 А
Определим чувствительность защиты, КЧ
, по формуле: [2,
c
36]
| КЧ
|
I
|
| I
|
где:
I
К.
(2)
- ток двухфазного короткого замыкания, кА, определяемый по формуле
| I
|
√
|
ģ
|
I
|
0,87 ģ 6,28
|
= 5,461 кА [2,
|
| 2
|
| КЧ
|
I
|
=
|
5461
|
≈
|
| I
|
3079,2
|
Согласно ПУЭ данная величина должна быть более 1,5.
При выполнении данной защитной функции резервирования сменного участка, коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,25 при коротком замыкании в конце зоны резервирования. Условие выполняется
2.7.3 Защита от перегрузки
Определим ток срабатывания защиты,
I
СЗП
А, при перегрузки по формуле [2,
c
36]
I
СЗ
= (КОТС
/КВ
) ģ
I
НОМ
где: КОТС
- коэффициент отстройки принимаем равным 1,05
КВ
- коэффициент возврата реле принимаем равным 0,8 [2,
c
36]
I
СЗ
= (1,05/0,8) ģ 769,8 = 1010,36 А
Определим ток срабатывания реле,
I
СРП
, А, по формуле [2,
c
36]
I
СРП
=
I
СЗ
/КТ
I
СРП
= 1010,36/400 = 2,526 А
2.7.4 Газовая защита
Согласно правилам устройства электроустановок газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения масла, должна быть предусмотрена: для трансформаторов мощностью 6,3 МВ А и более, для внутрицеховых понижающих трансформаторов мощностью 630 кВ А и более. Газовую защиту можно также устанавливать на трансформаторах мощностью от 1 до 4 МВ А.
Все трансформаторы от 1000 кВА и более имеют газовую защиту, которая реагирует на все виды внутренних повреждений трансформатора и при утечке масла из бака. При внутреннем повреждении является «пожар стали» магнитопровода, который возникает при нарушении изоляции между местами магнитопровода, что ведет к увеличению потерь на перемагничивание и вихревые потоки. Потери вызывают местный нагрев стали, ведущий к дальнейшему погружению изоляций от сюда возникает необходимость в использовании специальной защиты, от внутренних повреждений газовой, фиксирующей появление в баке поврежденного трансформатора газа. Образование газа является следствием разложения масла и других изоляционных материалов под действием электрической дуги или не допускаемого нагрева. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение.
Основным элементом газовой защиты является газовые РГУЗ-66, и устанавливающие в маслопроводе между баком и расширителем.
Достоинство газовой защиты:
Высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака: сравнительно небольшое время срабатывания, простота выполнения.
Наряду с этим защита имеет ряд существенных недостатков, основным является реагирование её на повреждение, расположенных вне бака, в зоне между трансформатором и выключателем.
Газовая защита должна иметь звуковую сигнализацию при слабом газообразовании и понижении масла, и производить отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла. Защиту выполняют газовым реле с чашкообразными элементами типа
РГУЗ-66.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В задачу данного курсового проекта входила задача выявить полученные ранее студентом знания, а также умение применять эти знания при расчетах.
Производя расчет мы выбирали:
- рациональное питающее напряжение;
- число и мощность трансформаторов ГПП;
- питающую линию;
- электрооборудование подстанции.
При выборе рационального напряжения мы рассматривали и производили расчет по варианту использования питающего напряжения 35 кВ и 110 кВ.:
При расчете получили, что запитать
предприятие торфоразработки следует напряжением 110 кВ, при питающем напряжении 110 кВ падение напряжения составляет менее 1,035 %. линия должна быть положена из провода марки АС-70/11
При выборе числа и мощности трансформаторов на подстанции мы ориентировались по категории потребителей. Так как на предприятии присутствуют потребители
I
и
II
категории, то на подстанции должно быть минимум 2 трансформатора.
При выборе мощности мы сравнивали трансформатор ТДН-10000/110, и трансформатор ТРДН-16000/110. Обозначение трансформатора означает, что это трехфазный
трансформатор масляный с расщепленной обмоткой, с дутьём и регулированием напряжения под нагрузкой первичное напряжение 115 кВ, вторичное напряжение 6,3 кВ,. Трансформатор ТДН-10000/110 не прошел по техническим показателям, и в следствии чего экономические показатели также оказались неудовлетворительными Экономические показатели для трансформатора ТРДН-16000/110/6.оказались лучше и поэтому мы выбирали трансформатор ТРДН-16000/110/6..
При выборе электрооборудования мы определили, что нам необходим:
- вакуумный выкатной выключатель ВВЭ-10-31,5/3150 У3
- однополосные алюминиевые шины 80 х 6 в один ряд
- изолятор ОФ - 6 - 4000 КР
- трансформатор тока ТШЛ-6УЗ с номинальным током 2000 А
- трансформатор напряжения НТМН-6-66
При выборе выключателя мы проверили его на устойчивость к токам короткого замыкания, по отключающей способности. Мы выбрали масленый, выкатной выключатель марки ВВЭ-10-31,5/3150 УЗ на 10 кВ.
Шины мы выбирали по расчетному току, т.е. вторичному току трансформатора, а также проверяли на термическую и механическую стойкость.
Опорные изоляторы мы выбирали и проверяли на разрушающее воздействие от ударного тока короткого замыкания, а также электродинамическое и термическое воздействия токов короткого замыкания. Мы выбирали изолятор на номинальное напряжение 6 кВ.
Трансформаторы тока мы выбирали по расчетному току нагрузки. Также при выборе трансформаторов тока необходимо учитывать класс точности. При расчете курсового проекта мы выбрали тип трансформатора тока ТШЛ-6 УЗ, что означает, что это трансформатор тока шинный, с литой изоляцией на номинальное напряжение 6 кВ.
Трансформатор напряжения выбирается по классу точности. Мы выбрали трансформатор напряжения типа НТМИ, что означает это трехфазный, масленый трансформатор с пяти-стержневым магнитопроводом, на напряжение 6 кВ.
Выбор релейной защиты для трансформатора мощностью 16 МВ А мы выполняли по следующим пунктам:
- дифференциальная защита (в качестве основной);
- максимально-токовая защита;
- защита от перегрузок;
- газовая защита.
В качестве дифференциальной защиты было выбрано реле ДТЗ-11, в качестве максимальной токовой защиты было выбрано реле РТ-40. Газовую защиту мы выполнили газовым реле с чашкообразными элементами типа РГУЗ-66
ЛИТЕРАТУРА
1.
Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. М.,«Высшая школа» 1990
2.
Шабад М.А. Расчет релейной зашиты и автоматики распределительных сетей. Л., Энергоатомиздат. 1985
3.
Постников Н.П., Рубашов Г.М. Электроснабжение промышленных предприятий. Л., Стройиздат, 1989
4.
Сибикин Ю.Д., Сибикин М.Ю., Яшков В.А. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. М., «Высшая школа», 2001
5.
Блок В.М. Электрические сети и системы. М., «Высшая школа». 1986
6.
Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. М., Энергоатомиздат, 1987
7.
Правила устройства электроустановок. М., Энергоатомиздат. 2002
8.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под редакцией Рокояна С.С. и Шапира И.М. Третье издание. М., Энергоатомиздат, 1985
9.
Методическое пособие к курсовому и дипломному проектированию. «Электроснабжение промышленных предприятий». Министерство образования Российской Федерации. Управление среднего профессионального образования. 2005