Проект системы электроснабжения оборудования для группы цехов "Челябинского тракторного завода – Уралтрак"

Аннотация

Алфёров А.В. Электроснабжение группы цехов «челябинского тракторного завода–Уралтрак». – Челябинск: ЮУрГУ, Э, 2008, с., 14 илл., 36 табл. Библиография литературы – 15 наименований. 7 листов чертежей формата А1.

В данном проекте произведён расчет электроснабжения и выбор оборудования для группы цехов «Челябинского тракторного завода–Уралтрак». Была составлена схема системы электроснабжения, выбраны силовые трансформаторы, коммутационная аппаратура, кабельные линии и проведена их проверка на термическую стойкость. В разделе «Релейная защита» была рассмотрена защита синхронного двигателя. Спроектированная схема электроснабжения промышленного предприятия удовлетворяет ряду требований: высокая надежность и экономичность, безопасность и удобство в эксплуатации, обеспечено требуемое качество электроэнергии, соответствующие уровни напряжения.

Проектирование производится на основе последних разработок и расчетов, что делает проект расчета электроснабжения завода современным.

Данный проект можно принять к строительству в связи с его оптимальными показателями по капитальным затратам и расходом на эксплуатацию. Выбранное оборудование является новейшим и рекомендуется к установке на вновь проектируемых заводах.

Введение

Под электроснабжением согласно ГОСТу 19431-84 понимается обеспечение потребителей электрической энергии.

СЭС как и другие объекты должны отвечать определенным технико-экономическим требованиям. Они должны обладать минимальными затратами при обеспечении всех технических требований, обеспечивать требуемую надежность, быть удобными в эксплуатации и безопасными в обслуживании, обладать гибкостью, обеспечивающей оптимальный режим эксплуатации в нормальных условиях и близкие к ним в послеаварийных ситуациях.

При построении СЭС нужно учитывать большое число факторов, оказывающих влияние на структуру СЭС и типы применяемого в них оборудования.

К ним относятся:

- потребляемая мощность;

- категории надежности питания;

- характер графиков нагрузок потребителей;

- размещение электрических нагрузок на территории предприятия;

- условия окружающей среды;

- месторасположение и параметры источников питания;

- наземные и подземные коммуникации.

Краткая характеристика предприятия

ОАО "Челябинский тракторный завод - Уралтрак" - крупнейшая в странах СНГ машиностроительная компания по разработке и производству промышленных тракторов и двигателей к ним, располагающая большим технологическим и производственным потенциалом. Сегодня завод выпускает машины для нефте-, газодобывающей, горнорудной, строительной и других отраслей промышленности. Челябинский тракторный завод является лидером рынка России и стран СНГ в сегментах гусеничных промышленных тракторов, бульдозеров и трубоукладчиков.

Располагается предприятие в восточной части города вблизи Первого озера. Общая площадь, занимаемая Челябинским тракторным заводом, составляет 208 га. В основном производстве ЧТЗ задействовано свыше 17 000 человек.

Челябинский тракторный завод располагает мощностями литейного, кузнечного, прессово-сварочного, механообрабатывающего, окрасочного, термического и гальванического производств.

В основном производстве предприятия в настоящее время задействовано свыше 13000 единиц оборудования, которое обеспечивает полный производственный цикл создания инженерных машин, двигателей, запасных частей и прочих видов продукции.

Технический паспорт проекта

1.  Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1 кВ: 23938 кВт.

2.  Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением свыше 1 кВ: 12800 кВт: синхронные двигателей 4×СТД-3200 (Р_ном = 3200 кВт);

3.  Категория основных потребителей по надежности электроснабжения:

Присутствуют потребители 2 категория.

4.  Полная расчетная мощность на шинах главной понизительной подстанции: 20482 кВА;

5.  Коэффициент реактивной мощности:

Расчетный: tg= 0,31

Заданный энергосистемой: tg= 0,31

Естественный tg= 0,31

6.  Напряжение внешнего электроснабжения: 110 кВ;

7.  Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме: 5000 МВА;

8.  Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы: 2 км, тип и сечение питающих линий: ВЛ-110, АС-70/11;

9.  Количество, тип и мощность трансформаторов главной понизительной подстанции: 2×ТРДН-25000/110;

10.  Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия: 10 кВ;

11.  Типы принятых ячеек распределительных устройств, в главной понизительной подстанции: КЭ-10/20;

12.  На территории устанавливаются комплектные трансформаторные подстанции с трансформаторами типа ТМ, ТМЗ мощностью 1000, 2500 кВА;

13.  Тип и сечение кабельных линий:

Кабельные линии 10кВ ААШв 3×70 и ААШв 3×150 мм²;

Кабельные линии 0,4кВ ААШв 4×70, ААШв 4×95 и ААШв 4×240 мм².

Исходные данные:

Необходимо выполнить проект системы электроснабжения группы цехов «Челябинского тракторного завода – Уралтрак» в объеме, указанном в содержании. Завод расположен на Южном Урале (Челябэнерго).

Генеральный план предприятия представлен на листке 1. Сведения об установленной мощности электроприемников, как отдельного цеха, так и группы цехов приведены в таблицах 1.2 и 1.3.

1.  Расстояние от предприятия до энергосистемы 2 км;

2.  Уровни напряжения на шинах главной городской понизительной подстанции: 35 и 110 кВ;

3.  Мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы:

для U₁ – 650 МВА;

для U₂ – 5000 МВА;

4.  Стоимость электроэнергии по двухставочному тарифу:

основная ставка 186 руб/кВт мес;

дополнительная 1,04 руб/кВт

5.  Наивысшая температура:

окружающего воздуха 22,2 С;

почвы (на глубине 0,7 м) 15,2 С;

6.  Коррозийная активность грунта слабая;

7.  Наличие блуждающих токов;

8.  Колебания и растягивающие усилия в грунте есть.

1.  Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия 1.1 Расчет электрических нагрузок цеха шестерен

Принимаем, что сварочная нагрузка работает с ПВ=40% , а грузоподъемная нагрузка с ПВ=25% . Для электроприемников, работающих с заданными ПВ, номинальную мощность необходимо привести к длительному режиму по формуле:

 . (1.1)

Расчет электрических нагрузок цеха сводится в таблицу 1.1.

В таблице 1.1 в графе «число электроприемников n » указывается количество рабочих электроприемников. В графе «Рном» записываются номинальные установленные мощности в кВт одного электроприемника. В графе «» приводится суммарная установленная мощность электроприемников всей подгруппы.

В итоговой строке «итого по отделению» суммируются общее число электроприемников группы, суммарная номинальная мощность всей группы, а также мощности по фазам. В графы  записываются коэффициенты использования и мощности.

Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену для каждого электроприемника или подгруппы электроприемников определяется по формуле:

 . (1.2)

Средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену для них находятся из выражения:

 . (1.3)

После определения средних активных Рс и реактивных Qс нагрузок по отдельным электроприемников производится расчет для группы. В итоговой строке « итого по отделению» суммируются общее число электроприемников группы, суммарная номинальная мощность всей группы. Для заполнения граф  в строке «итого по отделению» необходимо предварительно подвести итоги по графам  

 По полученным данным определяется среднее значение коэффициента использования и среднее значение tg φ по группе:

 ; (1.4)

. (1.5)

В графе «nэ» в строке «итого по отделению» определяется приведенное число электроприемников nэ рассматриваемой группы. При расчетах электрических нагрузок, пользуются следующими выражениями для определения эффективного числа электроприемников.

-при Kиа < 0,2

 ; (1.6)

- при Киа ≥ 0,2

 , (1.7)

где: Р_ном.max-номинальная мощность максимального электроприемника в группе (цехе). В графе коэффициент максимума находится по таблице 1 «Руководящих указаний по расчету электрических нагрузок» (РТМ.36.18.32.4-92).

Определение расчетной нагрузки на разных ступенях системы электроснабжения промышленных предприятий рекомендуется проводить по методу упорядоченных диаграмм. Расчетная активная нагрузка группы трехфазных электроприемников на всех ступенях питающих и распределительных систем находится по средней нагрузке и расчетному коэффициенту:

. (1.8)

Расчетная реактивная получасовая нагрузка трехфазных электроприемников :

, (1.9)

Графы “ Sp” и “Ip” заполняются для группы электроприемников:

, (1.10)

(1.11)

В итоговой строке “итого по цеху” суммируются общее число электроприемников группы, суммарная номинальная мощность всей группы. Для заполнения граф в строке “итого по цеху” необходимо предварительно подвести итоги по графам “Pсм”

и “Qсм”. По полученным данным определяется среднее значение коэффициента использования и среднее значение tg φ цеху по формулам (1.4) и (1.5). По формулам (1.6) и (1.7) определяется эффективное число электроприемников. Расчетные активная и реактивная нагрузки группы трехфазных электроприемников цеха находятся по средней нагрузке и расчетному коэффициенту:

, (1.12)

. (1.13)

Кра=Крр в силу того, что на 3 уровне большое количество электроприемников и график активной мощности становится относительно равномерным , то есть по форме приближается к графику реактивной мощности .

Расчетная нагрузка осветительных электроприемников определяется по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной поверхности пола с учетом коэффициента спроса.

, (1.14)

где Кс.о - коэффициент спроса на освещение;

 Руд.о - удельная осветительная нагрузка на единицу производственной поверхности пола;

 F-площадь отделения.

, (1.15)

где tg φ=0,62 - коэффициент реактивной мощности для ламп ДРЛ;

 Полная нагрузка по отделению определяется по формуле:

 . (1.16)

 Рабочий ток по отделению:

 , (1.17)

где Uном=0,4 кВ

Расчётная нагрузка по цеху шестерен приводится в таблице 1.2.

1.2 Расчет электрических нагрузок по предприятию

Расчет начинается с определения низковольтных нагрузок по цехам.

По справочникам находятся коэффициенты k_иа и соsφ. Для каждого цеха вычисляются средние активная Р_ср и реактивная Q_ср нагрузки. Затем с использованием значений n_э и k_иа по таблицам находится коэффициент максимума k_ра, и определяются расчетные активная Р_р и реактивная Q_р нагрузки.

Расчетная осветительная нагрузка Р_р.осв цеха вычисляется по выражению (1.18) с учетом площади производственной поверхности пола F_ц цеха, определяемой по генплану предприятия, удельной осветительной нагрузки Р_уд.осв и коэффициента спроса на освещение К_с.осв.

Р_р.осв = К_с.осв∙ Р_уд.осв ∙ F_{ц .} (1.18)

После суммирования нагрузок Р_р и Р_р.осв с учетом нагрузки Q_р вычисляется полная расчетная низковольтная нагрузка цеха S_р.

После нахождения нагрузок всех цехов, рассчитывается строка «Итого по 0,4 кВ», в которой суммируются по колонкам номинальные активные мощности Р_н, средние активные Р_ср и реактивные Q_ср нагрузки и расчетные осветительные нагрузки Р_р.осв.

Далее вычисляются коэффициенты k_иа, tgφ и соsφ по формулам (1.19), (1.20), (1.21). Приведенное число электроприемников по (1.6) или (1.7) и находится коэффициент максимума k_ра для электроприемников напряжением до 1000 В.

k_иа = , (1.19)

tgφ =  , (1.20)

соsφ = аrctg φ . (1.21)

Определение расчетной нагрузки высоковольтных электроприемников производится так же, как и низковольтных. В результате вычислений записывается строка «Итого на 10 кВ». Таблицу заканчивает строка «Итого по предприятию», в которой записываются суммарные данные по низковольтным и высоковольтным ЭП: номинальная активная мощность, средние и расчетные активная и реактивная нагрузки, полная расчетная нагрузка, а также среднее для всего предприятия значения коэффициентов.

Следуя указаниям литературы, был произведен расчет электрических нагрузок по предприятию, полученные данные сведены в таблицу 1.3.

Расчетные данные по отдельным цехам в дальнейшем используются при выборе числа и мощности цеховых понижающих трансформаторов и затем с учетом потерь мощности в указанных трансформаторах для расчета питающих линий. Расчетные данные по предприятию в целом с учетом потерь мощности в цеховых трансформаторах используются при выборе трансформаторов главной понизительной подстанции (ГПП) и расчете схемы внешнего электроснабжения.

1.3 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия

Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генеральном плане окружностей, центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов, а площади окружностей пропорциональны расчетным активным нагрузкам. Каждая окружность делится на секторы, площади которых пропорциональны активным нагрузкам низковольтных, высоковольтных и осветительных электроприёмников. При этом радиус окружности и углы секторов для каждого цеха соответственно определяются:

R_i =  , (1.22)

где Р_рi, Р_рнi, Р_рвi, Р_роi – расчетные активные нагрузки всего цеха, низковольтных, высоковольтных и осветительных электроприёмников, кВт;

Масштаб площадей картограммы нагрузок, кВт∙м².

m =, (1.23)

где Р_minp – минимальная расчетная активная мощность одного цеха;

R_min – минимальный радиус, R_min = 5 мм.

Углы секторов для каждого цеха определяются по формулам:

; ;  . (1.24)

Центр электрических нагрузок предприятия является символическим центром потребления электрической энергии (активной мощности) предприятия, координаты которого находятся по выражениям:

х_о =  ; у_о = , (1.25)

где х_i, у_i– координаты центра i-го цеха на плане предприятия, м.

Расчет предоставлен в таблице 1.4.

Таблица 1.4 – Расчёт картограммы нагрузок

Наименование цехов		Ррi, кВт	Рр.нi, кВт	Рр.вi, кВт	Рр.оi, кВт	Xi, м	Yi, м	Ri, мм	αнi	αвi	αоi
1		2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1 Тепло-силовой комплекс		12249	455	11520	274	471	366	8	13	339	8
2 ЗТА		2622	2288	0	334	184	535	4	314	0	46
3 ЗМТ		2557	1804	0	753	831	315	4	254	0	106
4 ЗИМ		5137	3768	0	1369	664	535	5	264	0	96
ИТОГО:		22565	8315	11520	2729
Xo=	522
Yo=	418

Масштаб равен 65,14 кВт/мм².

2.  Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия

Мощность трансформаторов цеховых ТП зависит от величины нагрузки электроприемников, их категории по надежности электроснабжения, от размеров площади, на которой они размещены и т.п. При одной и той же равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади цеха должна уменьшаться единичная мощность трансформаторов. Так, в цехе, занимающем значительную площадь, установка трансформаторов заведомо большой единичной мощности увеличивает длину питающих линий цеховой сети и потери электроэнергии в них.

  , (2.1)

где S_р – расчетная электрическая нагрузка цеха, кВА;

F_ц – площадь цеха, м².

Таблица 2.1 – Связь между экономически целесообразной мощностью отдельного трансформатора цеховой ТП и σ.

Плотность электрической нагрузки цеха σ, кВА/м2	0,03…0,05	0,05…0,06	0,06…0,08	0,08…0,11	0,11…0,14	0,14…0,18	0,18…0,25	0,25…0,34	0,34…0,5	0,5… выше
Экономически целесообразная мощность 1-го тр-ра цеховой ТП Sэ.т, кВА	250	400	500	630	800	1000	1250	1600	2000	2500

Выбор цеховых ТП сводится к решению нескольких задач:

- выбор единичной мощности трансформатора;

- выбор общего числа трансформаторов (оптимального);

- выбор числа трансформаторов на каждой подстанции;

- выбор местоположения.

Минимальное число трансформаторов в цехе:

 N_{т min} = +ΔN_т, (2.2)

где К_{з доп} – коэффициент загрузки – допустимый.

ΔN_т – добавка до ближайшего целого числа.

Допустимые значения коэффициента загрузки для двухтрансформаторных подстанций:

К_{з доп} = 0,65…0,7 – I категория

К_{з доп} = 0,8…0,85 – II категория (при наличие складского резерва трансформаторов)

 К_{з доп} = 0,93…0,95 – III категория

Найденное число трансформаторов не может быть меньше, чем число трансформаторов, требуемых по условиям надежности.

Предельную величина реактивной мощности, которую могут пропустить выбранные трансформаторы:

Q_1р =  ; (2.3)

, (2.4)

где N_т – число трансформаторов цеховой ТП;

К_{з доп} – допустимый коэффициент загрузки трансформаторов цеховой ТП в нормальном режиме;

S_{н тi} – номинальная мощность трансформаторов цеховой ТП;

Р_рi – расчетная активная нагрузка на ТП.

При Q_1рi< Q_1р трансформаторы ТП не могут пропустить всю реактивную нагрузку и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью конденсаторов, которые следуют установить на стороне низшего напряжения на ТП. Мощность этих конденсаторов будет составлять

Q_ку = Q_рi - Q_1i.(2.5)

и они должны устанавливаться на ТП обязательно.

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах будут соответственно:

К_{з норм} = ; К_{з п/ав} = , (2.6)

где N_т – число взаиморезервируемых трансформаторов цеховой ТП;

 S_р.тi – полная расчетная нагрузка, приходящаяся на один трансформатор ТП.

Потери активной мощности в трансформаторах:

ΔР_т = N×(ΔР_хх + ·ΔР_кз), (2.7)

где N – число ТП в цехе;

К_{з норм} – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;

ΔР_хх – потери холостого хода в трансформаторе;

ΔР_кз – потери короткого замыкания.

Потери реактивной мощности в трансформаторах:

ΔQ_т = N·, (2.8)

где I_хх – ток холостого хода;

U_кз – напряжение короткого замыкания;

S_{н т} – номинальная мощность трансформатора.

Результаты расчётов по выбору числа и мощности трансформаторов приведены в таблице 2.2.

3.  Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов ГПП предприятия

Величина напряжения питания главной понизительной подстанции предприятия определяется наличием конкретных источников питания, уровнями напряжения на них, расстоянием от главной понизительной подстанции до этих источников, возможность сооружения воздушных линий для передачи электроэнергии и другими факторами.

Из всех возможных вариантов внешнего электроснабжения нужно выбрать оптимальный, т.е. имеющий наилучшие технико-экономические показатели. Для этого, прежде всего, следует найти величину рационального напряжения, которую возможно оценить по приближенной формуле Стилла:

U_р.рац = 4,34∙ , (3.1)

где l – длина питающей линии главной понизительной подстанции, км;

 Р_р.n– расчетная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения, кВт.

Расчетная активная нагрузка предприятия:

Р_р.n = ( Р_р.н + Р_р.В + ∆Р_mΣ) + Р_{р.о ,} (3.2)

где Р_р.н, Р_р.В – расчетные низковольтная и высоковольтная нагрузка всех цехов предприятия, кВт;

 ∆Р_mΣ – суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых трансформаторных подстанций, кВт;

 Р_р.о – расчетная активная освещения цехов и территории, кВт.

Р_р.n = 27164 кВт.

Подставив все найденные данные в формулу (3.1) найдем рациональное напряжение:

U_р.рац = 64,27 кВ.

Для сравнения заданы два варианта внешнего электроснабжения предприятия 35 и 110 кВ.

Полная расчетная нагрузка предприятия, необходимая для выбора трансформаторов ГПП:

S_р =  , (3.3)

где Q_э1 – экономически целесообразная реактивная мощность на стороне внешнего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы (tgφ₃₅ = 0,27;tgφ₁₁₀ = 0,31);

Q_э1 = Р_р.n∙ tgφ ; (3.4)

∆Q_гпп = 0,07∙ , (3.5)

где ∆Q_гпп – потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП, кВАр.

Результаты расчетов сведем в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 выбор трансформаторов на ГПП.

Выбор трансформаторов на ГПП
Напряжение, кВ	n, штук	kзн	Sт, кВА	Sнт, кВА	Тип	Кзн	Кз па
110 кВ	2	0,7	15034	25000	ТРДН-25000/110	0,42	0,84
35 кВ	2	0,7	14913	25000	ТРДН-25000/35	0,42	0,84

Параметры	Напряжение сети,кВ
	110	35
Экономически целесообразная реактивная мощность Qэс,кВар	6350	20878
Потери реактивной мощности в силовых трансформаторов ГПП ∆Qтр.гпп,кВар	1255	1165
Полная расчетная нагрузка Sр кВа	21048	20878
Мощностьтрансформаторов ГПП Sт,кВа	15034	14913
Тип трансформаторов ГПП	ТРДН-25000/110	ТРДН-25000/35
Номинальная мощность трансформатора, кВа	25000	25000
Напряжение на высокой стороне Uвн,кВ	115	35
Напряжение на низкой стороне Uнн,кВ	10,5-10,5	10,5-10,5
Потери холостого хода Рхх,кВт	25	25
Потери короткого замыкания Рк,кВт	120	115
Напряжение короткого замыкания Uк,%	10,5	10,5
Ток холостого хода Iхх,%	0,65	0,5
Коэффициент загрузки в нормальном режиме Кзн	0,42	0,42
Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме Кзп	0,84	0,84
*-в аварийном режиме часть нагрузки снимается

Мощность трансформаторов ГПП выбирается исходя из соотношения:

S_т =  . (3.6)

На главной понизительной подстанции устанавливаем два трансформатора, что обеспечивает необходимую надежность при достаточно простой схеме и конструкции главной понизительной подстанции. Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы не должен превышать 0,7.

Варианты схем электроснабжения предприятия на напряжение 35 и 110 кВ представлены на рисунках 3.1 и 3.2 соответственно.

Рисунок 3.1- Вариант схемы электроснабжения предприятия на напряжение 35 кВ.

Рисунок 3.2- Вариант схемы электроснабжения предприятия на напряжение 110 кВ

4.  Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия 4.1 Вариант 35 кВ

Определим потери мощности в силовых трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТРДН–25000/35: Р_хх = 25 кВт, Р_кз = 115 кВт, I_хх = 0,42%, U_к =10,5%. Потери мощности в трансформаторах находим по формулам: (2.7) и (2.8).

∆Р_т = 2∙(25+0,42²∙115) = 90,10 кВт.

∆Q_т = 2∙(1165,36 кВар.

Потери электрической энергии в трансформаторах:

∆А_т = N∙(∆Р_хх ∙ Т_г + ∙∆Р_кз∙τ), (4.1)

где Т_г = 8760 часов – годовое число часов работы предприятия;

τ – годовое число часов максимальных потерь, определяется из соотношения:

τ = (0,124 + = (0,124 + ч,

где Т_м – годовое число использования 30 минутного максимума активной нагрузки т_м = 3770 часов (Л1. Таблица 24-23).

∆А_т = 2∙(25∙8760+ 0,42²∙115∙2199) = 526,174∙10³ кВт∙ч

Рассчитаем линию электропередачи от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции. Нагрузка в начале линии:

S_р.л = ; (4.2)

МВА.

Расчетный ток одной цепи линии:

I_р.л = ; (4.3)

А.

Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи):

; (4.4)

А

Сечение проводов линии нахожу по экономической плотности тока j_э=1,1 А/мм²:

 F_э = ; (4.5)

 мм².

Выбираю стандартное сечение. Провод АС-240/39, I_доп=610А, r₀=0,122 Ом/км, х₀=0,372 Ом/км. Выбранный провод при напряжении 35кВ по условию коронирования не проверяется.

Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме: 610 > 577 А

Потери активной энергии в проводах линии за 1 год:

; (4.6)

ΔА_л = 2·(3·176²·0,122·2·2199)/1000 = 99,374·10³ кВт·ч.

 Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах ГПП.

Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведены на рисунке 4.1. Определяем параметры схемы замещения. Нам задана мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы S_к = 650 MBA. Принимаем базисную мощность S_б = 1000 MBА, и базисное напряжение U_б = 37 кВ.

Суммарное сопротивление системы в относительных единицах:

Х_СΣ = ;  (4.7)

Х_СΣ =  о.е.

Сопротивление воздушной линии 35 кВ в относительных единицах:

Х_л = ;  (4.8)

Х_л =  о.е.

а) б)

Рисунок 4.1 - Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания.

Определим ток короткого замыкания в точке К-1 (X₁ = X_СΣ = 1,52 о.е.). Ток короткого замыкания в точке К-1 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания):

I_к1 = I_nt = I_n0 = ; (4.9)

I_к1 = .

Ударный ток короткого замыкания:

I_у = , (4.10)

где К_у =1,72- ударный коэффициент (Л2 таблица 2.45)

I_у = .

Выбираем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию.

t = ,  (4.11)

где t_c.з = 0,01 - время срабатывания защиты;

 t_c.в -собственное время отключения (с приводом) выключателя.

t = 0,01 + 0,03= 0,04 с.

Апериодическая составляющая:

I_a.t = , (4.12)

где Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установок напряжением выше 1000 В Т_а = 0,03 с.

I_a.t = .

Принимаем к установке выключатель типа: ВГБЭ-35-элегазовый

В_к = I_по² ( t₀ + T_a); (4.13)

В_к = 10,14² ∙ (0,055+ 0,03) = 8,74 кА² ∙ с.

Определим ток короткого замыкания в точке К-2:

Х₂ = =1,54+0,54 = 2,08 о.е.

I_к2 = .

I_у = .

I_at = .

 Устанавливаем выключатель типа: ВГБЭ-35-элегазовый

В_к = I_по² ( t₀ + T_a);

В_к = 10,14 ² ∙ (0,055 + 0,02) = 8,74 кА² ∙ с.

Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 - Паспортные данные выключателя и разъединителя.

Расчётные данные		Каталожные данные
		Выключатель		Разъединитель
		ВГБЭ-35-40/630 У1		РДЗ-35-1000-УХЛ1
U, кВ	35	Uном, кВ	35	35
Imax, А	546,14	Iном, А	630	1000
Iп,о=Iп,τ, А	10,14	Iоткл, кА	40	-
Iat, кА	3,78	iа ном, кА	12,50	-
Iуд, кА	24,67	iдин, кА	40	63
Bk, кА^2 ∙ с	8,74	Iтерм^2*tтерм	4800	1875

Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-У-35/38,5. На вводе в ГПП устанавливается аналогичная коммутационная аппаратура.

4.2 Вариант 110 кВ

Определим потери мощности в силовых трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТДН-25000/110: Р_хх = 25 кВт, Р_кз = 120 кВт, I_хх = 0,65%, U_к =10,5%. Потери мощности в трансформаторах по (2.7) и (2.8):

∆Р_т = 2×(25+0,42²×120) = 92,53 кВт,

1255,36 квар.

Потери электрической энергии в трансформаторах по (4.1):

∆А_т = 2·(25∙8760+ 0,42·120·1255,36) = 531516 кВт∙ч.

Рассчитаем линию электропередачи от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции по (4.2 – 4.6).

Нагрузка в начале линии:

кВА.

Расчетный ток одной цепи линии:

А.

 

Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи):

А.

Сечение проводов линии нахожу по экономической плотности тока j_э=1,1 А/мм²:

 мм².

Выбираю ближайшее стандартное сечение. Провод АС-70/11, I_доп = 265 А, r₀=0,42 Ом/км, х₀=0,416 Ом/км. Выбранный провод проходит по условию коронирования.

Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме: 265 > 184 А

Потери активной энергии в проводах линии за 1 год:

ΔА_л = 2·(3·57²·0,42·2·2199)/1000 = 35385 кВт·ч.

Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах ГПП по формулам (4.8 – 4.13). Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведены на рисунке 4.2. Определяем параметры схемы замещения. Нам задана мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы S_с = 5000 MBA. Принимаем базисную мощность S_б = 1000 MBА, и базисное напряжение U_б = 115 кВ.

Рисунок 4.2 - Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания 110 кВ.

Суммарное сопротивление системы в относительных единицах:

о.е.

Сопротивление воздушной линии 110 кВ в относительных единицах:

 о.е.

Определим ток короткого замыкания в точке К-1 (X₁ = X_С = 0,29 о.е.). Ток короткого замыкания в точке К-1 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания):

 кА.

Ударный ток короткого замыкания:

i_у =  кА,

где К_у =1,72- ударный коэффициент.

Выбираем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию.

Намечаем к установке выключатель типа: ВГТ-110-элегазовый

t = 0,01 + 0,05 = 0,06 с.

Апериодическая составляющая:

I_a.t =  = 4,81 кА,

где Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установок напряжением выше 1000 В Т_а = 0,03 с.

Тепловой импульс выделяемый током короткого замыкания:

В_к = 25,1² ∙ (0,06 + 0,03) = 56,71 кА² ∙ с.

Определим ток короткого замыкания в точке К-2:

Х₂ = Х₁ + Х_Л = 0,2+0,06 = 0,26 о.е,

.

кА.

Устанавливаем выключатель типа: ВГТ-110-элегазовый колонкового типа.

Тепловой импульс выделяемый током короткого замыкания:

В_к = 19,1² ∙ (0,06 + 0,03) = 32,8 кА² ∙ с.

Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 4.2.

Таблица 4.2-Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции.

Расчётные данные		Каталожные данные
		Выключатель		Разъединитель
		ВГТ-110-40/2500 У1		РДЗ - 110 - 1000 - У1
U, кВ	110	Uном, кВ	110	110
Imax, А	175,72	Iном, А	2500	1600
Iп,о=Iп,τ, А	25,10	Iоткл, кА	40	-
Iat, кА	4,81	iа ном, кА	40,00	-
Iуд, кА	61,06	iдин, кА	102	100
Bk, кА^2 ∙ с	56,71	Iтерм^2*tтерм	4800	4800

Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-У-110/77, в нейтраль силового трансформатора включаем ОПН-У-110/56, ЗОН-110У-IУ1 (I_н = 400 А, t_тер = 119 кА²с).

На вводе в ГПП устанавливается аналогичная коммутационная аппаратура.

4.3 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения

При сравнении вариантов учитываются: коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы, воздушные линии, вводные коммутационные аппараты главной понизительной подстанции, силовые трансформаторы главной понизительной подстанции.

Годовые приведенные затраты:

,  (4.14)

Е_i= Е_н + Е_аi + Е_mрi,(4.15)

где Е_i – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, являющиеся суммой нормативного коэффициента эффективности Е_н, отчислений на амортизацию Е_аiи расходов на текущий ремонт.

К_i – сумма капитальных затрат i-ой группы одинаковых электроприемников.

С_э – стоимость годовых потерь электроэнергии.

При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:

С_э = (∆А_т + ∆А_л)∙С_{0 ,} (4.16)

 , (4.17)

где С₀ – удельная стоимость потерь электроэнергии;

α – основная ставка тарифа;

Показатели вариантов сведены в таблицы 4.3 и 4.4.

Таблица 4.3- Технико - экономическое сравнение - 35 кВ

Электроэнергия
α, р/(кВт*год)			2163,36	τ, ч			2199
β, р/(кВт*ч)			1,04	Км			0,93
δ			1,02	Со, р/(кВт/ч)			1,99
Наимен-ие оборуд-ия	Единицы измерения	Количество	Стоим.ед., тыс. руб.	Кап. вложения, тыс. руб.	Отчисления, о.е.								Затраты, тыс.руб.	Потери эл. эн-ии, кВт*ч	Стоим. потерь электр-ии, тыс. руб.
					Ен	Етр		Еа			Итого
Трансформатор силовой	шт	2	4500	9000	0,12	0,01		0,063			0,19		1737	526174	1 049
ТРДН-25000/35
ВЛ 35 кВ на ЖБ опорах	км	2	480,5	961	0,12	0,004		0,028			0,15		146,1	99374	198
Выключатель	шт	4	300	1200	0,12	0,01		0,063			0,19		231,6	-	-
ВГБЭ-35-40/630 У1
Разъединитель	шт	6	70	420	0,12	0,01		0,063			0,19		81,1	-	-
РДЗ-35-1000-УХЛ1
ОПН	шт	6	13	78	0,12	0,01		0,063			0,19		15,1	-	-
ОПН - 35У1
Трансформатор тока	шт	6	5	30	0,12	0,01		0,12			0,25		7,50	-	-
ТВ-35-1200
ИТОГО				11689									2218	625548	1247

Таблица 4.4- Технико - экономическое сравнение - 110 кВ

Наим-ие оборуд-ия	Единицы измерения	Количество	Стоим.ед., тыс. руб	Кап. вложения, тыс. руб.	Отчисления, о.е.				Затраты, тыс.руб.	Потери эл. эн-и, кВт*ч	Стоим. потерь эл/эн-ии, тыс. руб.
					Ен	Етр	Еа	Итого
Трансформатор силовой	шт	2	6000	12000	0,12	0,01	0,063	0,19	2316	531516	1 017
ТРДН-25000/110
ВЛ 110 кВ на ЖБ опорах	км	2	262,1	524	0,12	0,005	0,035	0,16	83,9	35385	68
Выключатель	шт	4	850	3400	0,12	0,01	0,063	0,19	656,2	-	-
ВГТ-110-40/2500 У1
Разъединитель	шт	6	105	630	0,12	0,01	0,063	0,19	121,6	-	-
РДЗ-110-100-У1
ОПН - 110-У-110/77	шт	6	35	210	0,12	0,01	0,063	0,19	40,53	-	-
ОПН-У-110/56	шт	2	32	64	0,12	0,01	0,063	0,19	12,35
ЗОН-110-У-IУ1	шт	2	20	40	0,12	0,01	0,063	0,19	7,72
Трансформатор тока	шт	6	16,5	99	0,12	0,01	0,063	0,19	19,11	-	-
ТВ-110I-200
ИТОГО				16967					3257	566901	1084

Таблица 4.5 - Сравнение экономических показателей

Вариант	Кап. затраты, тыс. руб.	Приведённые кап. затраты, тыс. руб.	Потери эл. энергии, кВт*ч	Стоимость потерь, тыс. руб	Приведённые затраты, тыс. руб.
35 кВ	11 689	2 218	625 548	1 247	3 466
110 кВ	16 967	3 257	566 901	1 084	4 342

Вариант 110 кВ экономичнее на 20,18%, что более 15% поэтому окончательно выбираем вариант 110 кВ.

 
5.  Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения предприятия, расчет питающих линий 5.1 Выбор величины напряжения

Выбор величины напряжения распределительных сетей предприятия зависит от величины нагрузок 6 и 10 кВ. Критерием выбора являются технико-экономические показатели, в первую очередь приведенные затраты, которые рассчитываются как для сети, так и для понижающих подстанций.

В данном проекте согласно: "Инструкции по проектированию электроснабжения промышленных предприятий. СН 174-75 (Л3), принимаем напряжение внутреннего электроснабжения предприятия на напряжение 10 кВ.

5.2 Построение схемы внутреннего электроснабжения предприятия

Схемы распределения электроэнергии на первой ступени от главной понизительной подстанции до распределительных пунктов на напряжение 10 кВ применяем магистральные при последовательном линейном расположении подстанций, для группы технологически связанных цехов, число присоединенных подстанций две, три и радиальные при нагрузках, располагаемых в разных направлениях от источника питания. При этом одноступенчатыми радиальными схемами в основном нужно выполнять при питании больших сосредоточенных нагрузок. Питание нагрузки ниже 1 кВ выполняется радиально. Электрическая схема представлена на чертеже 2.

5.3 Конструктивное выполнение электрической сети

Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величины электрических нагрузок, их размещения, плотности застройки предприятия, конфигурации, технологических, транспортных и других коммуникаций, типа грунта на территории предприятия.

Выбираем прокладку кабелей в траншее как очень простой и экономически выгодный способ, применяемый при прокладке до шести кабелей. Для прокладки используем кабель марки ААШв. Так же единожды прокладываем кабель в лотках, марка кабеля ААШв.

5.4 Расчет питающих линий

Сечение кабелей напряжением 10 кВ. определяем по экономической плотности тока, и проверяются по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий по его прокладке, по току перегрузки, потери напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания. Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:

 , (5.1)

где S_р.к − мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме, кВА. Например, при питании двухтрансформаторной подстанции − расчетная нагрузка, приходящаяся на один трансформатор. Для магистральной линии мощность S_р.к должна определяться для каждого участка путем суммирования расчетных нагрузок соответствующих трансформаторов, питающихся по данному участку магистральной линии.

Сечение кабельной линии, определяется по экономической плотности тока:

, (5.2)

где j_э – экономическая плотность тока, зависящая от типа кабеля и продолжительности максимальной нагрузки. j_э = 1,4 А/мм2

По результатам расчета выбирается кабель, имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к экономически целесообразному. В разделе «Расчет токов короткого замыкания» по результатам расчета были приняты минимальные сечения кабелей. Если площадь сечения кабеля, выбранная по условиям нормального и утяжеленного режимов работы, оказывается меньше площади термически устойчивого сечения F_тс, то сечение такого кабеля увеличиваем до ближайшего меньшего стандартного сечения по отношению к F_тс. Расчетные данные сведем в таблицу 5.1

Таблица 5.1 – Проверка кабелей на термическую стойкость

Кабельная линия	Iк, кА	tрз, с	tсв, с	Tа, с	Вк, кА^2*с	С, А × с1/2 / мм2	Fтс, мм2
ГПП-ТП	8,79	0,5	0,06	0,02	44,85	100	66,97

Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки:

, (5.3)

где К_п – поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей;

K_t – поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель;

N_к- число прокладываемых кабелей.

Допустимая перегрузка кабеля в послеаварийном режиме:

 , (5.4)

 где К_АВ – коэффициент перегрузки.

Потеря напряжения в кабельной линии определяется по формуле:

где Р_р, Q_p - расчетная активная и реактивная нагрузки.

x_о, r_о- удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля, Ом/км.

Результаты расчётов приведены в таблице 5.2.