Оценку эффективности предложенных вариантов произведем по критерию минимума приведенных затрат по формуле:

З = Е_н•к_т + И, (5.2)

где Е_н - норма дисконта, равная 0,16;

к_т - капитальные вложения,(прайс-лист НПП «Электромаш» г. Новочеркасск)

И - ежегодные эксплуатационные издержки, которые определяются по формуле:

И = И_а + И_W, (5.3)

где И_а - издержки на амортизацию, которые определяются по формуле:

И_а = к_т • а_г, (5.4)

где а_г - коэффициент отчисления на амортизацию, а_г = 0,1;

И_W - издержки из-за потерь электроэнергии, тыс.руб, которые определяются по формуле:

И_W = в • W_т,г (5.5)

где в - средняя себестоимость электроэнергии с учетом НДС, в = 2,1037 руб/кВт•ч;

W_т,г - потери в трансформаторах и определяются по формуле:

W_т,г = n (Р_х •Т_г + К_з²• Р_к • _нб) (5.6)

где n - число трансформаторов;

Т_г - годовое число часов работы потребителей, Т_г = 7000 часов;

_нб - время максимальных потерь электроэнергии, определяется по формуле:

_нб = (0,124 + Т_{max, А} / 10000) 8760, (5.7)

где Т_{max, А} - время использования максимума нагрузки, равное 4500 часов.

Приведем расчет по первому варианту:

к_т = 4200 тыс.руб;

Е_н • к_т = 0,16 • 4200 = 672 тыс.руб;

И_а = 4200•0,1 = 420 тыс.руб;

_нб = (0,124 + 4500 / 10000) 8760 = 2886 часов;

W_т,г = 2 (19 • 7000 + 0,7² • 85 • 2886) = 506403,8 кВт•ч

И_W = 2,1037 • 506403,8 = 1065,3 тыс. руб;

И = 420 + 1065,32 = 1485,3 тыс. руб;

З = 672 + 1485,32 = 2157,3 тыс. руб

Аналогично проводим расчет по второму варианту. Результаты сводим в сравнительную табл. 5.2.

Таблица 5.2 Результаты приведенных затрат по двум вариантам

Как следует из расчетов, наименьшие приведенные затраты имеют место в первом варианте. Таким образом, окончательно принимаем к установке два трансформатора с номинальной мощностью каждого 16000 кВА.

6. Проектирование ЛЭП 110 кВ связи с энергосистемой

6.1 Выбор сечений воздушных линий и типов опор

Проектируемая ГПП 110/10 кВ присоединяется к энергосистеме по ВЛ-110 кВ.

Исходя из результатов расчета и требований обеспечения надежности электроснабжения потребителей, на проектируемой подстанции предусматривается установка 2-х трансформаторов мощностью 16000 кВА каждый (см. п.4).

Определим наибольший рабочий ток ВЛ-110 кВ.

I_нб = , (6.1)

где S_нб - максимальная мощность линии, равная общей нагрузке подстанции, кВА;

U_ном - напряжение линии электропередачи, кВ;

n - число цепей линии электропередачи 110 кВ.

I_нб = = 112 А

Сечение линии определим согласно [1] по формуле:

F = I_нб / j_эк (6.2)

где j_эк = 0,9 А/мм² - экономическая плотность тока при числе часов использования максимума нагрузки Т_г>5000 ч

F = 112 / 0,9 = 127 мм²

Выбираем провод марки АС-150 мм² из алюминиевых проволок и стального сердечника.

Расчетные данные провода:

Диаметр провода d = 17,1 мм; сопротивление постоянному току при 20⁰С r = 0,204 Ом/км; удельные активное, индуктивное и емкостное сопротивления, соответственно r₀ = 0,199 Ом/км и x₀ = 0,42 Ом/км; b₀ = 2,707•10^-6 1/Ом•км; среднегеометрическое расстояние l_ср = 5,0 м.

Проверим выбранное сечение провода по допустимой нагрузке по нагреву:

I_р I_доп, (6.3)

где I_доп = 450 А [1], используя поправочный коэффициент на температуру воздуха при условии, что среднегодовая равна 0⁰ С

I_доп = 450 / 1,24 = 362,9 А

I_р = 112 А < I_доп = 362,9 А - условие выполняется.

Проверим ВЛ по условиям короны:

Е_мах 0,9Е₀ (6.4)

где Е_мах - большая напряженность поля у поверхности провода, кВ/см;

Е₀ - начальная коронная напряженность, кВ/см.

Е₀ = 30,3m•(1 + ), (6.5)

где m = 0,82 - коэффициент негладкости проводника;

R - радиус провода, см (17,1/20=0,855 см);

= 1,07 - относительная плотность воздуха.

Е₀ = 30,3•0,82•1,07(1 + ) = 34,9 кВ/см.

Максимальная напряженность электрического поля определяется по формуле:

Е_мах = (6.6)

где D = 400 - расстояние между фазами, см.

Е_мах = = 16,9

Е_мах = 16,9 0,9Е₀ = 0,9•34,9 = 31,4 - условие выполняется

Определим параметры ЛЭП 110 кВ

активное сопротивление определяется по формуле:

r_л = r₀•l, (6.7)

где r₀ - погонное активное сопротивление линии, Ом/км;

l - длина линии, км.

индуктивное сопротивление определяется по формуле:

х_л = х₀•l, (6.8)

где х₀ - погонное индуктивное сопротивление линии, Ом/км;

емкостная проводимость 1/ Ом•км

b_л = b₀•l (6.9)

где b₀ = 2,707•10^-6 1/Ом•км

зарядная мощность, показывающая целесообразность учета емкостной проводимости

Q_л = U_ном²•b_л (6.10)

В числовых значениях для ВЛ-110 кВ, l=26 км получаем следующие результаты:

r₁ = 0,199•26 = 5,174 Ом

х₁ = 0,42•26 = 10,92 Ом

b₁ = 2,707•26•10^-6 = 70,382•10^-6 См

Q₁ = 110²•70,382•10^-6 = 851,622 кВА

6.2 Выбор и проверка опор ВЛ по заданным климатическим условиям

Технические данные опор представлены в табл.6.1

Таблица 6.1 Технические данные опор

Примечание:

Условное обозначение опор расшифровываются следующим образом:

ПБ110 - промежуточные железобетонные свободностоящие опоры ВЛ 110 кВ;

УБ110 - угловые анкерные железобетонные опоры;

У110-1 - анкерно-угловые одностоечные с подставкой железобетонные опоры.

Расчётные значения толщины стенки гололёда b_г, мм, определяются по формуле:

b_г= , (6.11)

где b_г,н - нормативная толщина стенки гололёда, мм b_г,н = 5 мм при I районе по ветру ( см. табл. 3.23 [ 8 ] );

- коэффициент, учитывающий действительный диаметр провода d_п;

- поправочный коэффициент на высоту расположения над землёй центра тяжести линии в целом, учитываемый лишь при 25 м.

Расчётное значение скоростного напора ветра определяется по формуле:

q_v = , (6.12)

где q_vн - нормативный скоростной напор ветра, Па ( см. табл. 3.24 [ 8 ]);

- поправочный коэффициент к q_vн на высоту расположения центра тяжести проводов, учитываемый при 15 м. [8] в нашем случае = 1,8.

M_o - погонная масса провода, кг/км.

b_{г w1,2} = 5• = 3,8 мм;

q_{v w1,2} = 270 •1.8 = 486 Па.

6.3 Расчёт удельных механических нагрузок

Удельная нагрузка от собственного веса провода определяется по формуле:

₁ = 9,81М_о10^-3 / F, (6.13)

где F - полное поперечное сечение провода, мм^2, F = 150 мм²;

Удельная нагрузка от веса гололёда определяется по формуле:

₂ = 9,81g_оb_г( d + b_г )10^-3/ F, (6.14)

где 9,81 м/с² - ускорение свободного падения;

d - внешний диаметр провода, мм;

g_o = 900 кг/м³ - плотность гололёда.

Удельная нагрузка от собственного веса и веса гололёда определяется по формуле:

₃ = ₁ + ₂ (6.15)

Удельная нагрузка от давления ветра на провод без гололёда определяется по формуле:

₄ = k_l dC_x q_v 10^-3/ F (6.16)

где = 0,5 при q_v 500 Па - коэффициент неравномерности скоростного напора по пролёту ВЛ;

k_l = 1 при l 250 м - коэффициент влияния длины пролёта;

С_х = 1,2 при проводах, покрытых гололёдом - коэффициент лобового сопротивления провода скоростному напору ветра.

Удельная нагрузка от давления ветра на провод с гололёдом определяется по формуле:

₅ = k_l C_x q_v ( d + 2b_г )10^-3/ F (6.17)

Результирующая удельная нагрузка от веса провода и давления ветра без гололёда определяется по формуле:

₆ = (6.18)

Результирующая удельная нагрузка от веса провода и гололёда и от давления ветра определяется по формуле:

₇ = (6.19)

₁ = 9,81•1760•10^-3/150 = 0,115 Н/( м•мм² )

В табл. 6.2. приведены результаты расчетов удельных нагрузок _I при

i = 1,2,…,7.

Таблица 6.2 Расчет удельных механических нагрузок

6.4 Расчёт критических пролётов и выбор расчётных условий

Расчёт критических пролетов производим по следующим формулам:

l_кр1 = , (6.20)

l_кр2 = , (6.21)

l_кр3 = , (6.22)

где - температурный коэффициент расширения град-1 из [8];

Е - модуль упругости для провода марки АС - 150/24;

= Е^-1 - коэффициент упругого удлинения провода;

[ ]_нб, [ ]_н, [ ]_сг - напряжения при наибольшей нагрузке, низшей и среднегодовой температуре соответственно, согласно (см. табл. 3.27 [8]);

l_кр- длина критического пролёта;

_нб = - 5 ^оС, _н = - 40 ^оС, _сг = 0 ^оС - расчётная температура при наибольшей нагрузке, низшая и среднегодовая температура соответственно.

Сопоставляя полученные значения критических пролётов с заданным пролётом, находим, что l_кр1 > l_кр2 > l_кр3, причём l > l_кр2.

Такое соотношение между длинами пролётов позволяет заключить, что для дальнейших расчётов в исходных расчётных условиях должны быть приняты:

_n = [ ]_{нб; n} = ₇; _n = ₇.

Расчет для первого критического пролета:

l_кр1 = = 208 м

Аналогично проводим расчеты для l_кр2, l_кр3. Все результаты сводим в табл. 6.3

Таблица 6.3 Расчет критических пролетов

6.5 Расчёт монтажных таблиц и построение монтажных кривых

Тяжение по проводу при любых условиях работы определяется по формуле:

T_m = у_mF, (6.23)

Стрела провеса провода определяется по формуле:

f_m = (6.24)

Т₁ = 31,5•150 = 4725 Н;

f_1.1 = = 0,31 м.

Аналогично проводится расчет для остальных точек. Результаты расчетов сведены в табл. 6.4.

Таблица 6.4 Результаты расчетов тяжения и стрелы провеса провода

м f_нб Н, Т_j

Н Т

^оС ^оС

Рис. 6.1 Монтажные кривые

6.6 Расчёт критической температуры и определение максимальной стрелы провеса

Критическую температуру определим по следующим образом:

_кр = , (6.25)

где ₃ - напряжение материала провода при гололёде и отсутствии ветра, которое вычисляется на основании уравнения состояния провода (6.27)

Максимальная стрела провеса провода определяется по формуле:

f_нб = (6.26)

(6.27)

, (6.28)

где

(6.29)

или f(₃ )=

Решая это уравнение методом подбора, находим ₃ = 115,2 Н/мм².

Рассчитываем критическую температуру:

_кр = = 6 ^оС.

Поскольку в рассматриваемом случае _кр = 6 ⁰С < _нб = 40 ^оС, то наибольшая стрела провеса будет при высшей температуре воздуха и нагрузке провода только собственной массой.

Определяем напряжение провода в этих условиях по формуле (6.29):

Отсюда

или f(₁ )=

Решая это уравнение методом подбора, находим ₁ = 91 Н/мм²

Следовательно, искомая максимальная стрела провеса равна:

f₁ = = 3,6 м

На ВЛ-110 кВ применяем стеклянные подвесные изоляторы марки

ПС-70Д, устанавливая их по 8 штук в поддерживающих и натяжных гирляндах [1].

К достоинствам стеклянных изоляторов относится высокая стойкость к атмосферным воздействиям, высокая механическая и электрическая прочность, в случае пробоя закаленное стекло изолятора не растрескивается, а рассыпается. Это облегчает нахождение не только места повреждения на линии, но и самого поврежденного изолятора в гирлянде.

Таким образом, при ориентировочно принятой ширине коридоров ВЛ-110 кВ, равной 150 м, устанавливаем 175 опор до ПС - Сокол.

При строительстве используем трос марки С-50. провод марки АС-150/24.

7. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение короткого замыкания (КЗ) в сети или в элементах электрооборудования вследствии повреждения изоляции или неправильного действия обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из стоя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определять токи КЗ и по ним выбирать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства релейной защиты и автоматики.

Введем ряд допущений, упрощающих расчет и не вносящих существенных погрешностей:

Линейность всех элементов схемы;

Приближенный учет нагрузок;

Пренебрежение активными сопротивлениями элементов схемы при условии, что

r < х/3, (7.1)

где r, х - суммарные активные и реактивные сопротивления элементов системы электроснабжения до точки КЗ.

Симметричность всех элементов, за исключением мест КЗ;

Пренебрежение токами намагничивания трансформаторов.

Погрешность расчетов при данных допущений не превышает 2-5%.

Расчет токов КЗ упрощается при использовании схемы замещения. В ней все величины берутся при одних и тех же условиях.

Исходная схема для расчетов токов КЗ представлена на рис.6.1.

Схема замещения представлена на рис.6.2.

1).Проверку режимов электрооборудования обычно выполняют для режима трехфазного КЗ. Начальное действующее значение периодической составляющей трехфазного КЗ определяется по формуле:

I⁽³⁾_max = U_ср/3( r²₁ + x²₁), (7.2)

где U_ср, -среднее номинальное напряжение сети, в которой рассматривается КЗ, В;

r_1, x₁ -суммарные активные и реактивные сопротивления прямой последовательности, мОм.

Ток двухфазного короткого замыкания определяется по формуле:

I⁽²⁾_к=3/2 I⁽³⁾_к, (7.3)

Ударный ток определяется из выражения:

i_уд = 2 к_уд•I⁽³⁾_max (7.4)

где к_уд - ударный коэффициент, который определяется по формуле:

к_уд=1 + е^-0,01/Та (7.5)

Т_а=x₁ / х r_1, (7.6)

где - угловая частота, с^-1 ( = 314 с^-1).

2).Определим параметры схемы замещения.

Расчет токов КЗ будем производить в относительных единицах.

Принимаем базисную мощность системы S=100 МВА.

- Базисные напряжения на стороне ВН: U₁=115 кВ;

На стороне НН: U₂=11 кВ.

Базисные токи:

на стороне ВН: I₁ = S /•U₁ = 100/ •115 = 0,5 кА;

на стороне НН: I₂ = S /•U₂ = 100/ •11 = 5,25 кА;

- Сопротивление системы:

х_с = I₁ / I⁽³⁾_к= 0,5/6,8=0,074

- Параметры линии 110 кВ (ВЛ-110 от ПС - Сокол до ГПП длиной 26 км):

Активное и индуктивное сопротивление определяем согласно формулам (6.7) - (6.8) следующим образом:

r_Л=r₀•l•S/U₁², (7.7)

х_Л=х₀•l•S/U₁², (7.8)

r_Л1 = 0,199•26•100/115² = 0,039

х_Л1 = 0,42•26•100/115² = 0,083

Параметры трансформатора ТДН-16000/110/10:

х_т= (7.9)

где U_ном - номинальное напряжение, кВ;

S_ном,т - номинальная полная мощность трансформатора, кВА.

U_к - напряжение короткого замыкания трансформатора, % [8];

х_т=

- Параметры линии 10 кВ:

r_Л2 = 0,129•1,35•100/11² = 0,14

х_Л2 = 0,075•1,35•100/11² = 0,084,

где r_о = 0,129 ом/км, х_о = 0,075 Ом/км - удельное активное и индуктивное сопротивления кабельной линии ААБл 3х240 (см. п. 12, табл. 12.2).

Для примера определим токи КЗ в точке К1:

r₁ = r_Л1 = 0,039

х₁ = х_с + х_л1 = 0,074 + 0,083 = 0,157

z₁ = r₁² + х₁² = 0,039² + 0,157² = 0,162

I⁽³⁾_к1 = I₁ / z₁ = 0,5 / 0,162 = 3,091 кА

I⁽²⁾_к1 = 3/2•3,091 = 2,68 кА

Т_а = 0,157 / 314•0,039 = 0,013 с

к_уд =1 + е^-0,01/0,013 = 1,46

i_уд = 2•1,46•3,091 = 6,38 кА

Расчет токов КЗ для остальных точек ведется аналогично, результаты расчетов сведены в табл. 7.1.

Таблица 7.1. Расчет токов КЗ

• деревообрабатывающий электроснабжение трансформатор
• 8. Выбор токоведущих частей и коммутационно-защитной аппаратуры
• 8.1 Выбор комплектных распределительных устройств
• Главную понизительную подстанцию принимаем к установке комплектной, типа КТПБ (М) 110-5Б-65/10-2Х16000-59-А-1-85-ХЛ1 Самарского завода «Электрощит».

При проектировании ГПП будем применять комплектные ячейки 10кВ. отдельные блоки, модули и узлы заводского исполнения.

Комплектные распределительные устройства (КРУ) предназначены для приема и распределения электроэнергии трехфазного переменного тока промышленной частоты, состоят из набора типовых шкафов в металлической оболочке и поставляются заводом - изготовителем блоками из нескольких шкафов или отдельными шкафами в полностью смонтированном виде со всей аппаратурой и всеми соединениями главных и вспомогательных цепей[8].

Предприятия Министерства электроэнергетической промышленности России изготовляют комплектные распределительные устройства двух видов: стационарный (КСО) и выкатного типа (КРУ).

В шкафы КРУ и КСО встраивают выключатели, трансформаторы напряжения, разрядники, кабельные сборки, силовые трансформаторы и аппаратуру для собственных нужд ГПП, различную аппаратуру (конденсаторы, разрядники) для защиты вращающихся машин от перенапряжения и т. д., силовые предохранители, шинные перемычки.

В КСО всю аппаратуру главных и вспомогательных цепей устанавливают стационарно.

Применение КРУ и КСО позволяет сократить время, требуемое на проектирование, монтаж и наладку распределительных устройств.

Выбираем для нашего распределительного пункта шкафы выкатного исполнения для внутренней установки КВ-3 [8].

Камеры серии КВ-3 на номинальное напряжение 10кВ переменного трехфазного тока частотой 50 и 60 Гц предназначены для распределительных устройств сетей с изолированной или заземленной через дугогасительный реактор нейтралью.

Основные параметры камер КВ-3 приведены в табл. 8.1.

Таблица 8.1 Параметры камер КВ-3

8.2. Выбор выключателей

Выключатели являются основными коммутационными аппаратами и служат для отключения и включения цепей в различных режимах работы. Выбор выключателей производится по следующим параметрам:

по напряжению электроустановки U_с

U_с U_ном, (8.1)

где U_ном - номинальное напряжение выключателя, кВ;

- по длительному току I_{р, макс} :

I_{р, макс} I_ном, (8.2)

где I_ном - номинальный ток выключателя, А;

- по отключающей способности:

I_п I_откл, (8.3)

где I_п -периодическая составляющая тока короткого замыкания, кА;

I_откл - номинальный ток отключения выключателя, кА.

- проверка на электродинамическую стойкость выполняется по условиям:

I_по I_дин, (8.4)

i_уд i_дин, (8.5)

где I_по - расчетное значение периодической составляющей тока короткого замыкания, кА;

i_уд - расчетное значение ударного тока, кА;

I_дин - действующее значение предельного сквозного тока короткого замыкания, кА;

i_дин - амплитудное значение предельного сквозного тока короткого замыкания, кА.

- на термическую стойкость выключатель проверяют по тепловому импульсу:

B_к I_т²•t_т, (8.6)

B_к = I_п²•t_сз,

где B_к - тепловой импульс по расчету;

I_т - предельный ток термической устойчивости, кА;

t_т - длительность протекания тока I_Т, с.

t_сз - время срабатывания защиты, с.

На ГПП устанавливаем элегазовые выключатели типа ВЭБ-110-630 Уральского завода-изготовителя, в которых гашение дуги производится потоком элегаза и путем подъема давления в камере за счет дуги, горящей в замкнутом объеме газа [8].

Проверку возможности использования этого типа выключателя сводим в табл. 8.2.

Таблица 8.2 Выбор выключателей

8.3 Выбор разъединителей

Условия выбора разъединителей аналогичны условиям выбора выключателей (8.1), (8.2). Проверку выбранных разъединителей на электродинамическую стойкость и термическую стойкость выполняем по (8.4), (8.5), (8.6).

Для стороны 110 кВ на ГПП по [8] выбираем разъединитель наружной установки с заземляющими ножами марки РНДЗ.1-110ХЛ/630.

Проверку возможности их использования сводим в табл. 8.3

Таблица 8.3 Выбор разъединителей

8.4 Выбор измерительных трансформаторов тока

Для питания цепей измерительных приборов необходимы трансформаторы тока класса 1.0. Выбираем из [8] трансформаторы тока типа ТНДМ-110-ХЛ 300/5 наружной установки с обмотками для релейной/дифференциальной защиты, пригодные для холодного климата. Выбор отражен в табл. 7.4.

Таблица 8.4 Выбор трансформаторов тока

Условие выбора	Каталожные данные	Расчетные данные
Uном Uс	110 кВ	110 кВ
Iном Iр, макс	750 А	112 А
iдин iуд	88 кА	6,38 кА
(кт•Iном)2tт Bк	607,5 кА2•с	2,29 кА2•с
z2 ном z2 р	4 Ом	0,348 Ом

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико: z₂ = R₂

Вторичная нагрузка определяется по формуле:

R₂ = r_приб + r_пров + r_конт, (8.7)

где r_приб - сопротивление приборов, определяемое по формуле:

r_приб = S_приб / I₂², Ом (8.8)

r_пров - сопротивление проводов определяемое по формуле:

r_пров = z_{2 ном} - r_приб - r_к, (8.9)

где r_к - сопротивление, принимаемое равным 0,05 Ом.

Отсюда, r_приб = 5,5 / 52 = 0,22 Ом

r_пров = 0,4 - 0,22 - 0,05 = 0,13 Ом.

Зная r_пров, определяем сечение по формуле:

d = p•l_пров/r_пров, (8.10)

где p - удельное сопротивление материала провода (с алюминиевыми жилами p = 0,028 г/м);

l_пров - Расчетная длина, равная 3*l, м

Примем длину соединительных проводов 4 м:

d = 0,028•3•4 / 2,5 = 0,075 Ом

Вторичная нагрузка будет равна:

z₂ = 0,22+0,078+0,05=0,348 Ом, что удовлетворяет условию выбора (см. табл. 8.4)

z₂ = 0,348 z_{2 ном} = 0,4

8.5 Выбор разрядников

Для защиты оборудования подстанции от набегающих с линии импульсов грозовых перенапряжений на стороне высшего напряжения трансформаторов Т1 и Т2 (см. лист 2), согласно рекомендациям, изложенным в [8] устанавливаем блок вентильных разрядников ОПН-110. Выбор отражен в табл. 8.5.

Таблица 8.5. Выбор блока разрядников

Условие выбора	Каталожные данные	Расчетные данные
Uном Uс	110 кВ	110 кВ
Iн.доп Iс.	100 А	64 А

8.6 Выбор трансформаторов напряжения

Выбираем измерительные трансформаторы напряжения TV1, TV2 (см. лист 2) наружной установки типа НАМИ-110 (S_2ном = 150 ВА в классе точности 0,5).

Нагрузку трансформатора напряжения составляют: вольтметр Э335 (S_V = 2 Вт); ваттметр Д305(S_W = 2,5 ВА), варметр Д305 (S_Var = 2,5ВА), счетчик активной энергии И680 (S_Wh = 9,7 ВА), счетчик реактивной энергии И676 (S_Varh = 14,5 ВА). Суммарная нагрузка вторичных цепей составляет:

S₂ = 2 + 2•2,5 + 9,7 + 14,5 = 31,2 (ВА).

Выбор отражен в табл. 8.6.

Таблица 8.6 Выбор трансформаторов напряжения

Условие выбора	Каталожные данные	Расчетные данные
Uном Uс	110 кВ	110 кВ
S2ном S2	150 ВА	31,2 ВА

9. Проектирование системы собственных нужд ГПП

Приемники собственных нужд подразделяются на три категории:

а) основные, постоянно включенные в сеть;

б) приемники, включенные в зависимости от сезонных условий (от температуры окружающего воздуха);

в) ремонтные, как правило, передвижные, подключаемые временно в периоды ревизий и ремонтов оборудования. Данные по нагрузкам собственных нужд сведены в таблицу 10.1.

Таблица 10.1. Нагрузка собственных нужд ГПП

Наименование нагрузки	Установленная мощность	cos	tg	Расчетная нагрузка на трансформатор
	Единицы, кВт•кол-во	Общая мощность, кВт			Руст, кВт	Qуст, квар
Отопление, вентиляция шкафов КРУН	1х20	20	1	0	20	-
Освещение шкафов КРУН	0,08х20	1,6	0,9	0,48	1,6	0,78
Обогрев выключателей и их приводов	5х3	15	1	0	15	-
Обогрев приводов разъединителей	0,7х20	14	1	0	14	-
Аппаратура связи	-	1,2	1	0	1,2	-
Наружное освещение подстанции	0,25	2,5	0,7	1,02	0,88	0,89
Охлаждение трансформаторов Т1, Т2	2х2	4,0	1	0	4,0	-
Отопление ОПУ	-	54	1	0	54	-
ИТОГО					114,68	7

Следовательно, полная мощность приемников собственных нужд будет равна:

S _СН = P_уст² + Q_уст² = 114,68² + 7² = 114,89 кВА

олная расчётная мощность подстанции будет равна :

S_{расч.п/с}=( S_р + S_пос + S_сн + S_хоз) К₁₀ =

= (18153 + 3337 + 114,89 + 1379)1,25= 28730,3 кВА

На трансформаторных подстанциях 35-750 кВ устанавливаются два трансформатора собственных нужд (ТСН), мощность которых выбирают в соответствии с нагрузками, с учетом допустимой перегрузки (k_П=1,4) при выполнении ремонтных работ и отказах одного из трансформаторов [3].

При двух ТСН эксплуатация их может осуществляться двумя способами:

один из двух трансформаторов питает всю нагрузку собственных нужд (СН), а второй находится в автоматическом резерве;

оба трансформатора работают совместно, питая каждый 50…60% нагрузки СН, присоединяемый к раздельно работающим секциям сборных шин низшего напряжения. На межсекционном аппарате имеется схема автоматического ввода резерва (АВР).

К установке принимаем второй вариант эксплуатации ТСН.

Нагрузка собственных нужд переменного тока по данным таблицы 10.1 составляет 114,89 кВА. Нагрузку на один ТСН определим по формуле:

(10.1)

где k_одн - коэффициент одновременности, k_одн=0,7.

S_нагр = 114,89 • 0,7 = 80,42 кВА

Для ТСН необходимо иметь резерв, поэтому номинальная мощность ТСН с учетом допустимой перегрузки должна составить:

S_ном = 1,4 S_нагр (10.2)

S_ном = 1,4 •80,42 = 112,6 кВА

Соответственно выбираем два трансформатора мощностью 160 кВА марки ТМ-160/10.

Панели щитов СН в количестве пяти штук установлены в ОПУ.

Наличие на проектируемой ПС сложных защит, автоматики и телемеханики, обуславливает применение постоянного оперативного тока. Устанавливаем свинцово-кислотные аккумуляторные батареи напряжением 220 В марки СК-5.

Количество элементов, присоединяемых к шинам в режиме постоянного подзаряда, определим по формуле [6]:

n_o = U_ш /U_пз, (10.3)

где n_o - число основных элементов в батарее;

U_ш - напряжение на шинах, U_ш = 230 В;

U_пз - напряжение на элементе в режиме подзаряда, U_пз = 2,15 В.

n_o = 230 / 2,15 = 108 элементов

Аккумуляторная батарея СК-5 состоит из 108 элементов. Устанавливаем аккумуляторные батареи в специальном помещении ОПУ.

ТСН подключаем к сборным шинам КРУН 10 кВ через вакуумный выключатель с электромагнитным приводом типа ВВЭ-М-10-630. Проверку возможности использования этого типа выключателя осуществляем согласно методике, представленной в п.8.

Каталожные данные выключателя ВВЭ - М - 10 - 630:

U_ном = 10 кВ; I_ном = 630 А; I_откл = 12,5 А; i_дин = 52 А

Технические данные ТСН представлены в табл. 10.2

Таблица 10.2 Технические данные ТСН

Марка трансформатора, кол.	Sном,кВА	Uвн,кВ	Uнн,кВ	Pхх,кВт	Рк,кВт	Uк,%	Iхх,%
2хТМ160/10/0,4	160	10	0,4	0,54	2,65	4,5	2,4

11. РАСЧЕТ МОЛНИЕЗАЩИТЫ ГЛАВНОЙ ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ

Определим ожидаемое число поражений молнией в год ГПП не оборудованной молниезащитой согласно [13] по формуле:

N=(B + 6h_x) • (L + 6h_x)n • 10^-6, (11.1)

где B - ширина защищаемого объекта равная 35м;

L - длина защищаемого объекта равная 50 м;

h_x - высота объекта 9м;

n-среднее число поражений молнией на 1 км² земной поверхности в год 1.

N=(35 + 6 • 8) • (50 + 6 • 8) 1•10^-6 = 8,13 •10^-3

Производственные здания и сооружения в зависимости от их назначения, а также интенсивности грозовой деятельности в районе их местонахождения выделены в категории по степени устройства молниезащиты.

В нашем случае с учетом N=8,13•10^-3, ГПП относится ко второй категории устройства молниезащиты и зоне защиты молниеотвода типа В [1]. Для данной категории используем методику расчета высоты стержневого молниеотвода по [13].

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой менее 150 метров, представляет собой конус (см. рис. 11.1), вершина которого находится на высоте h_o. Горизонтальные сечения зон защиты на высоте защищаемого объекта h_х и на уровне земли, представляют собой окружности радиусами r_o, r_x соответственно.

Радиус зон защиты одиночных стержневых молниеотводов и высоту расположения h_o минимальной зоны определим согласно [13]по следующим формулам:

r_o = 1,5h; (11.2)

r_x = 1,5( h - ); (11.3)

h_o = 0,92h, (11.4)

где r_o - радиус зоны защиты по поверхности земли, м;

h - высота молниеотвода, м;

r_x - радиус зоны защиты на высоте h_x, м.

Применяем, молниеотвод выстой 35,9 м

r_o = 1,5 •35,9 = 62,5 (м);

r_x = 1,5 (35,9 - ) = 57,8 (м);

h_o = 0,92 •35,9 = 33 (м) 36 (м),

Место установки молниеотвода определено в центре ГПП (см. лист 6) для полного охвата радиусом r_x территории подстанции. В качестве молниеотвода устанавливаем опору УС110-8.

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода

Рис. 11.1

12. Проектирование сети 10 кВ

12.1 Выбор силовых трансформаторов цеховых подстанций предприятия

Число и мощность цеховых трансформаторов проектируемого предприятия определим по формуле [5]:

(12.1)

где Р_р - расчетная активная нагрузка потребителей на напряжение до 1 кВ, кВт;

Kз - коэффициент загрузки трансформатора, принимаем в зависимости от категории надежности потребителей электроэнергии (при преобладании нагрузок первой категории, согласно [3], коэффициент загрузки трансформаторов принимается равным 0,65 0,7; второй категории - 0,7 0,8; третьей категории - 0,9 0,95).

Результаты расчетов и выбора силовых трансформаторов сводим в табл. 12.1.

Таблица 12.1 Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов предприятия

Цеха и крупные электроприемники предприятия	Номер ТП	Категория надежности	Кз	Рр, кВт	Тип трансформатора	Кол-во, шт	Sн,тр, кВ*А
Цех №4 цементно-стружечных плит	ТП-1	II	0,75	1398	ТМ1000/10/0,4	2	1000
Цех №2 брусового домостроения	ТП-2	II	0,75	660	ТМ630/ 10/0,4	2	630
Компрессорная	ТП-3	I	0,65	953	ТМ1000/10/0,4	2	1000
Котельная	ТП-4	I	0,7	1380	ТМ1000/10/0,4	2	1000
Цех №10 полистирол	ТП-11	II	0,8	715	ТМ630/10/0,4	2	630
Цех №3 лесопильный	ТП-12	II	0,75	944	ТМ630/ 10/0,4	2	630
Цех №6 домостроение	ТП-13	II	0,8	1080	ТМ1000/10/0,4	2	1000
Цех №8 столярный	ТП-14	III	0,95	878	ТМ630/ 10/0,4	2	630
Цех №4 линия по окраске ЦСП	ТП-15	III	0,95	1591	ТМ1000/10/0,4	2	1000
Ширпотреб	ТП-16	III	0,95	543	ТМ630/ 10/0,4	1	630
Цех №3 лесопильный	ТП-20	II	0,7	688	ТМ630/10/0,4	2	630
Цех №5 производство оконных блоков	ТП-22	II	0,7	2253	ТМ1600/10/0,4	2	1600

12.2 Выбор линий, питающих трансформаторные подстанции

Передачу электроэнергии от источника питания, т.е. от ГПП, до центральной распределительной подстанции, а также от ЦРП до трансформаторных подстанций предприятия осуществляем кабельными линиями. Сечение жил кабелей выбираем по техническим и экономическим условиям.

Экономические условия выбора заключаются в определении сечения линий, приведенные затраты на содержание которых будут минимальными. К техническим условиям относится выбор сечений по нагреву расчетным током, потерям напряжения, условиям коронирования, механической прочности [7].

Выбор производим в строгом соответствии назначению кабеля, характеру среды, способу прокладки. Выбранные кабели проверяем по следующим условиям:

- по нагреву длительным расчетным током

I_доп • К_ср • К_пр I_р, (12.2)

где I_доп - допустимый ток кабельной линии из [1, табл. 1.3.7], А;

К_ср - коэффициент среды из [1, п.1.3.3], равный 0,89;

К_пр - коэффициент прокладки [1, табл.1.3.26], равный 0,9;

- по потере напряжения

U = l • I_p x 3( r₀ •cos + x₀ •sin ), (12.3)

где l - длина линии, км;

r₀,x₀ - соответственно, удельные активные и индуктивное сопротивления, Ом/км [4];

- угол сдвига между током и напряжением (cos =0,8; sin =0,6).

Расчетный ток определяется по формуле:

I_р =S_p / 3U, (12.4)

где S_p - расчетная мощность ( из табл.2.1), кВА;

U - номинальное напряжение, кВ.

Расчет сечений кабельных линий, идущих от ГПП до ЦРП, проводим исходя из следующих соображений: мощность, передаваемая по данной линии, определяется как сумма мощностей цехов, подключенных к соответствующей секции шин (см. табл. 2.1), например, для ввода №1 ЦРП-1:

S_1.1 = , (12.5)

S_1.1 = = 5628,5 кВА

Расчетный ток первой секции шин ЦРП-1 равен:

I_р1.1 =5628,5 / 3•11 = 295 А

Сечение линии при экономической плотности тока j_эк = 1,4 согласно [1] определим по формуле:

F = I_р / j_эк, (12.6)

Таким образом, F_1.1 = 295 / 1,4 = 211 мм²

Таким образом выбираем кабельную линию сечением 3х240 мм².

Выбираем трехжильные кабели, прокладываемые в земле, марки ААБл с алюминиевыми жилами, изоляцией жил из пропитанной бумаги, в алюминиевой оболочке, бронированной стальными лентами, с подушкой из битума.

Результаты расчетов сводим в табл. 12.2

Таблица 12.2 Выбор сечений кабельных линий 10 кВ

№ ТП	Наименовании линии	Sр, кВА	Iр, А	Iр / Кср •Кпр, А	Iдоп, А	Сечение, мм2	Колво	Длина •10-3, км

Страница:

•  1 
•  2 

дипломная работа "Электроснабжение Сокольского деревообрабатывающего комбината" скачать

Подобные документы

• Выбор и расчёт электрической части подстанции

  Изучение схемы электроснабжения подстанции, расчет электрических нагрузок. Выбор числа и мощности трансформаторов. Составление схемы РУ высокого и низкого напряжений подстанции. Расчёт токов короткого замыкания. Подбор выключателей, кабелей и их проверка.
  
  курсовая работа [571,1 K], добавлен 17.02.2013
  

• Электроснабжение

  Анализ и расчет электрических нагрузок. Компенсация реактивной мощности. Выбор типа и числа подстанций. Расчет и питающих и распределительных сетей до 1000В, свыше 1000В. Расчет токов короткого замыкания. Расчет заземляющего устройства. Вопрос ТБ.
  
  курсовая работа [100,4 K], добавлен 01.12.2007
  

• Электроснабжение кузнечного цеха машиностроительного завода

  Картограмма и определение центра электрической нагрузки кузнечного цеха. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций. Расчет токов короткого замыкания. Расчет питающей и распределительной сети по условиям допустимой потери напряжения.
  
  дипломная работа [538,0 K], добавлен 18.05.2015
  

• Расчет электроснабжения станкостроительного завода

  Станкостроительный завод: электроснабжение, графики нагрузок, центр электрических нагрузок, схема электроснабжения, мощность конденсаторных установок и трансформаторов, выбор напряжений, сетей завода и токов, экономическая часть и охрана труда.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 20.07.2008
  

• Компрессорный цех

  Характеристика компрессорного цеха, классификация его помещений. Расчёт электрических нагрузок, компенсирующих устройств, выбор трансформаторов. Определение токов короткого замыкания. Расчет автоматического выключателя. Проектирование систем молниезащиты.
  
  курсовая работа [615,4 K], добавлен 05.11.2014
  

• Электроснабжение цеха промышленного предприятия

  Расчет рационального варианта электроснабжения электромеханического цеха. Общие требования к электроснабжению. Выбор трансформаторов, аппаратов защиты и распределительных устройств, сечения шинопроводов и кабельных линий. Расчет токов короткого замыканий.
  
  курсовая работа [224,1 K], добавлен 16.11.2009
  

• Проектирование электрической станции

  Выбор генератора, главной схемы станции, основных трансформаторов, выключателей и разъединителей. Технико-экономический расчет выбора главной схемы станции, определение отчислений на амортизацию и обслуживание. Расчет токов короткого замыкания в системе.
  
  дипломная работа [269,6 K], добавлен 19.03.2010
  

• Реконструкция системы электроснабжения завода ОАО "Тагат" имени С.И. Лившица

  Проектирование внутрицеховых электрических сетей завода ОАО "Тагат" имени С.И. Лившица. Определение силовой и осветительной нагрузок; выбор числа и мощности трансформаторов цеховой подстанции. Расчет релейной защиты и автоматики; меры электробезопасности.
  
  дипломная работа [2,5 M], добавлен 18.02.2013
  

• Реконструкция электроснабжения г. Барнаула

  Вопросы реконструкции электроснабжения восточной части г. Барнаула. Расчет электрических нагрузок потребителей и района в целом. Выбор количества и мощности трансформаторов потребителей и трансформаторов ГПП, высоковольтной аппаратуры и кабеля.
  
  дипломная работа [418,1 K], добавлен 19.03.2008
  

• Электроснабжение цементного завода

  Проектирование электроснабжения цехов цементного завода. Расчет электрических нагрузок: цехов по установленной мощности и коэффициенту спроса, завода в целом, мощности трансформаторов. Определение центра нагрузок и расположения питающей подстанции.
  
  курсовая работа [142,1 K], добавлен 01.02.2008
  

Другие документы, подобные "Электроснабжение Сокольского деревообрабатывающего комбината"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам