Оглавление

Введение………………………………………………………………………

1. Сравнение оборудования Российского производства с зарубежными аналога ми…………………………………………………………………………

2. Расчет электрических нагрузок промышленного узла с учетом развития на 5 лет……………………………………………………………………….

2.1 Расчет электрических нагрузок предприятия ЗАО «Делсот» ………..

2.2 Расчет электрических нагрузок предприятия ОАО «МиассЭлектроАппа-рат»………………………………………………………………………….

2.3 Расчет электрических нагрузок предприятия ЗАО ПО «ТРЕК»……..

2.4 Расчетные электрические нагрузки жилых зданий поселка Динамо…

3 Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов подстанции «Аппаратная»…………………………………………….

4 Технико-экономическое обоснование и выбор электрооборудования схемы внеш-него электроснабжения П/ст. Аппаратная………………………..

4.1 Потери электроэнергии в силовых трансформаторах ГПП……………

4.2 Расчет линии электропередачи от районной подстанции энергосистемы до ГПП……………………………………………………………………..

4.3 Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линий энергосистемы и на вводах подстанции……………………………………………..

4.4 Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий энергосисте-мы……………………………………………………………………

4.5 Расчет линий электропередач от подстанции до потребителей………

4.6 Расчёт токов коротких замыканий………………………………………

4.7 Годовые приведенные затраты………………………………………….

5 Выбор схемы электроснабжения промышленного узла…………………

6 Выбор электрооборудования П/ст. Аппаратная…………………………

6.1 Выбор трансформаторов собственных нужд главной понизительной подстан-ции………………………………………………………………………..

6.2 Выбор типа распределительных устройств на стороне 10 кВ П/ст. Аппаратная, выключателей, трансформаторов тока и напряжения………….

7 Выбор и обоснование режима нейтрали электрических сетей…………

8 Компенсация реактивной мощности……………………………………..

8.1 Определение удельной стоимости потерь активной мощности от протекания реактивной мощности………………………………………………

8.2 Определение затрат на генерацию реактивной мощности отдельными источника-ми………………………………………………………………….

8.3 Определение эквивалентных активных сопротивлений………………

8.4 Определение реактивной мощности источников………………………

8.5 Определение мощности высоковольтной БК………………………….

9 Расчет релейной защиты трансформатора ТДН-16000/110 …………….

9.1 Продольная дифференциальная защита ……………………………….

9.2 МТЗ без выдержки времени от внешних КЗ……………………………

9.3 Защита от перегруза………………………………………………………

9.4 Газовая защита……………………………………………………………

10 Выбор ответвления на трансформаторах подстанции…………………

11 Экономическая часть……………………………………………………..

11.1 Расчет проектно-конструкторских затрат……………………………

11.1.1 Материалы и покупные, комплектующие изделия…………………

11.1.2 Расходы на оплату труда……………………………………………

11.1.3 Отчисления на социальные нужды………………………………….

11.1.4 Накладные расходы…………………………………………………..

11.1.5 Структура цены проектно – конструкторских работ………………

12 Безопасность жизнедеятельности ………………………………………

12.1 Перечень защитных средств, применяемых на подстанции…………

12.2 Расчет заземляющего устройства подстанции «Аппаратная»……….

Заключение……………………………………………………………………

Библиографический список…………………………………………………………

Внимание!

Диплом № 2194. Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ дипломной работы, цена оригинала 1000 рублей. Оформлен в программе Microsoft Word. 

Оплата. Контакты.

Введение

 

Ускорение научно-технического прогресса предъявляет высокие требования к базовым отраслям экономики, какой является энергетика. Производство, передача и рациональное использование распределение электроэнергии приобретает все большее значение. В свете задачи всемерного повышения технического уровня и качества продукции необходимо направить усилия и в кратчайшие сроки добиться улучшения качества электроэнергии, повышения надежности электроснабжения. В этом ключ к решению главных задач проектирования и эксплуатации современных систем электроснабжения промышленных предприятий.

Главными задачами проектирования и эксплуатации современных систем электроснабжения промышленных предприятий являются правильное определение электрических нагрузок, рациональная передача и распределение электроэнергии, обеспечение необходимого качества электроэнергии на зажимах электроприемников, экономия электроэнергии и других материальных ресурсов.

Экономное использование электроэнергии приобретает все большее значение, что необходимо учитывать при проектировании и эксплуатации промышленных сетей высокого и низкого напряжения. Анализ потребления электрической энергии промышленными предприятиями показывает, что основными направлениями сокращения потерь электроэнергии в сетях являются: компенсация реактивной мощности с одновременным улучшением качества электроэнергии непосредственно в сетях промышленных предприятий, увеличение загрузки трансформатора с целью достижения максимальной эффективности их использования, приближение трансформаторов к приемникам электроэнергии (глубокие вводы), сокращение ступеней трансформации и исключение дополнительного реакторного оборудования, сокращения потерь непосредственно в трансформаторах, внедрение более экономичного силового оборудования и источников света, оптимизация режимов работы электрооборудования, реконструкция и перевод на повышенное напряжение, внедрение диспетчерского управления и автоматизированных систем управления электроснабжением и учетом электроэнергии.

 

1 Сравнение оборудования Российского производства с зарубежными аналогами

 

Сравнение оборудования будем производить на примере элегазовых вы-ключателей.

Элегазовый выключатель ВГТ-110ІІ*-40/2500.

Производитель: Уралэлектротяжмаш-Уралгидромаш.

Номинальное напряжение, кВ: 110.

Наибольшее рабочее напряжение, кВ: 126.

Номинальный ток, А: 2500.

Номинальный ток отключения, кА: 40.

Ток термической стойкости, кА (с): 40 (3).

Собственное время отключения, мс: 35.

Полное время отключения, мс: 55.

Собственное время включения, мс: 62.

Цена, 1100 т.руб.

ВГТ-110ІІ*-40/2500 – выключатель предназначенный для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах, а также работы в циклах АПВ в сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц с номинальным напряжением 110 кВ.

Выключатели изготовлены в климатическом исполнении У и ХЛ*, катего-рии размещения 1 ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543.1. Они предназначены для эксплуатации в открытых и закрытых распределительных устройствах в рай-онах с умеренным и холодным климатом (минус 55°С) при следующих условиях:

— окружающая среда — невзрывоопасная, не содержащая агрессивных газов и паров в концентрациях, разрушающих металлы и изоляцию. Содержание коррозионно-активных агентов по ГОСТ 15150-69 (для атмосферы типа II);

— верхнее рабочее значение температуры окружающего выключатель воздуха составляет 40°С;

— нижнее рабочее значение температуры окружающего выключатель воздуха составляет: для исполнения У1 — минус 45°С при заполнении выключателя элегазом, для исполнения ХЛ1* — минус 55°С при заполнении выключателя газовой смесью (элегаз SF6 и тетрафторметан CF4);

— относительная влажность воздуха: при температуре+15°С — 75% (верхнее значение 100% при температуре +25°С);

— при гололеде с толщиной корки льда до 20 мм и ветре скоростью до 15 м/с, а при отсутствии гололеда — при ветре скоростью до 40 м/с;

— высота установки над уровнем моря не более 1000 м;

— сейсмичность — до 9 баллов по шкале MSK-64;

— тяжение проводов в горизонтальном направлении для выключателей ВГТ-110 — не более 1000 Н (100 кГс).

По заказу возможна поставка в климатическом исполнении Т1 (верхнее рабочее значение температуры воздуха +55°С).

Выключатель ВГТ-110 базового исполнения с укороченными заводскими опорными металлоконструкциями полностью взаимозаменяем с маломасля-ными выключателями серии ВМТ.

Допустимое для каждого полюса выключателя ВГТ-110 без осмотра и ре-монта дугогасительных устройств число операций отключения составляет:

— при токах в диапазоне свыше 60 до 100% номинального тока отключения — 20 операций;

— при токах в диапазоне свыше 30 до 60% номинального тока отключения — 50 операций;

— при рабочих токах, равных номинальному току — 5000 операций «включение — произвольная пауза — отключение».

— ресурс по механической стойкости до первого ремонта -10000 циклов.

— срок службы до первого ремонта — не менее 25 лет, если до этого срока не исчерпаны ресурсы по механической или коммутационной стойкости;

— срок службы — не менее 40 лет.

 

Элегазовые выключатели 100-SFMT-40E.

Производитель: Mitsubishi Electric .

Номинальное напряжение, кВ: 110.

Наибольшее рабочее напряжение, кВ: 123.

Номинальный ток, А: 1200, 2000, 3000, 4000.

Номинальный ток отключения, кА: 40.

Ток термической стойкости, кА (с): 40 (3).

Масса полная выключателя: 2600 кг.

Масса элегаза: 25 кг.

Механических циклов ВО: 10 000.

Цена: 1890 т.руб.

Завод по производству выключателей — Mitsubishi Electric Power расположен в Уоррендейл, Пенсильвания, пригороде Питсбурга, США. Это же местоположение служит центром обслуживания выключателей и их испытаний.

Эволюционный Дизайн

Тысячи выключателей SFMT, на номинальные напряжения до 1100 кВ, были установлены и надежно работают в электрических распределительных устройствах во всем мире. Разработанный в 1974, дизайн выключателей основан на технических разработках и обширном развитии и тестировании.

Элегазовые выключатели серии SFMT представляют собой отдельные для каждого полюса баки поддерживаемые конструкцией из нержавеющей стали. Корпус бака не находится под напряжением, содержит одну дугогасительную камеру и два фарфоровых проходных изолятора. Изолирующей и дугогасящей средой служит элегаз (SF6). На конструкции, также, размещен шкаф управления выключателем, включающий пружинно-двигательный привод, цепи управления.

Революционная Работа

Выключатели SFMT отражают обязательство Mitsubishi Electric снабдить распределительные сети выключателями с увеличенными сроками службы, соответствующие или превосходящие большинство технических требований по коммутационной способности, изоляции и выдерживаемому напряжению.

Дизайн и работа всех выключателей полностью проверены в соответствии с нормами ANSI C.37 и IEC 56, и испытаны в лабораториях Мицубиси, в которых выключателям создают условия, значительно более всесторонние и серьезные, чем при реальной эксплуатации электрооборудования.

Испытания подтвердили безопасность и надежность выключателей Мицу-биси. Например, они подтверждают, что выключатели Мицубиси имеют 10 000 механических циклов отключения-включения и выдерживают серьезные сейсмические усилия, и сохраняют свою работоспособность при чрезвычайно низких или высоких температурах.

Клиенты также сообщают необычно о низкой цене выключателей, при их исключительной надежности, прикладной гибкости, безопасности, и простоте технического обслуживания.

Характеристики Изоляции выключателей SFMT :

— Бак не находится под потенциалом;

— Только SF6 для гашения дуги;

— Низкое Рабочее давление (71 фунт/дюйм2 при 20°C).

Дугогасительная камера:

— Дугогасящее устройство компрессионного типа;

— Контакты, легкодоступные для обслуживания и замены;

— Высокие Фарфоровые проходные изоляторы;

— Составной NEMA вывод высоковольтного ввода с 4 отверстиями;

— Гибкость применения;

— Включение до -35°C без нагревателей бака; до -50°C с нагревателями бака;

— Возможность отключения емкостных токов;

— Отключение индуктивных токов;

— Возможность использования в сейсмически опасных районах;

— Бесшумность работы; подходит для городской установки;

Приводной механизм.

— Пружинный привод;

— Универсальная заводка пружинного привода двигатели (AC/DC);

— Быстрый взвод привода 0-ВО-I0 сек- ВО;

— Быстрый Монтаж;

— Высоковольтные вводы уже установлены;

— Составные NEMA выводы высоковольтных вводов с 4 отверстиями;

— Полностью собранный и проверенный на заводе;

— Легкий вес, позволяющий минимизировать размер фундамента под выключатель.

Надежность выключателя:

— Тестируются и проверяются на 90%-ое КЗ на линии;

— Тестируются и проверяются, на требования превышающие нормы ANSI;

— Стандарты Международной электротехнической комиссии;

— Проверен в Лаборатории Испытания на воздействие окружающей среды;

— Работа выключателя проверена в полностью собранном виде.

Дополнительные варианты:

— Нагреватели бака для эксплуатации при низких температурах для эксплуатации на больших высотах;

— Полимерные высоковольтные вводы;

— Меньше работ по монтажу и техническому обслуживанию.

Все выключатели SFMT полностью монтированы, герметизируются и проверены на соответствие ANSI или IEC и стандартам Мицубиси до отгрузки покупателю. Каждый выключатель отправлен с 5 фунт/дюйм2 элегаза (SF6).

Монтаж осуществляется быстро и легко. Работа монтажников ограничена удалением упаковки, соединением болтами подрамника к фундаменту и соединению болтами выключателя к корпусу. Затем, используя баллоны с газом SF6, заполняют дугогасительные камеры и высоковольтные вводы до рабочего давления, а также подключают контрольные и силовые цепи и ваш выключатель готов к окончательной проверке и к любым испытаниям, требуемым пользователем.

Пружинный привод не требует фактически никакого технического обслу-живания в течение всего срока эксплуатации выключателя. Его механизм должен быть смазан только раз в шесть лет, во время текущих техоб-служиваний.

Контактные компоненты прерывателя (неподвижные и подвижные дугогаси-тельные контакты и сопла) должны быть осмотрены после 2000 операций при номинальном токе нагрузки. Компоненты легко удалить, просто сняв крышку бака. В отличие от других выключателей, нет никаких клапанов прерывателя, уплотнительных колец, основной изоляции или экранов, для осмотра.

 

Элегазовый выключатель ВЭКТ-110-40/2000.

Производитель: ЗЭТО.

Номинальное напряжение, кВ: 110.

Наибольшее рабочее напряжение, кВ: 126.

Номинальный ток, А: 2000.

Номинальный ток отключения, кА: 40.

Электродинамическая стойкость (кА): 102.

Ток термической стойкости, кА (с): 40 (3).

Собственное время отключения, мс: 45.

Собственное время включения, мс: 90.

Цена 1190 т.руб.

ВЭКТ-110-40/2000 – элегазовый высоковольтный выключатель, в качестве дугогасящей и изолирующей среды использована смесь элегаза и тетрафторметана (SF6+CF4). Выключатель разработан АО КОНЧАР-ЭЛЕКТРОИНДУСТРИЯ (Загреб, Хорватия), собирается на совместном пред-приятии ЗАО «ЗЭТКОН» в Великих Луках. Элегазовые выключатели этой серии адаптированы к климатическим условиям работы на территории России.

Основные достоинства выключателя:

— высокая сейсмостойкость благодаря низкому центру тяжести;

— простое обслуживание;

— дугогасительное устройство с использованием принципа термического эффекта дуги, с дополнительным автопневматическим эффектом;

— пружинный привод, отличающийся надежностью и не требующий мощных источников питания;

— легкая и быстрая установка на месте, регулировка не требуется;

— нет необходимости в ремонте при нормальных условиях эксплуатации;

— качественные уплотнения и комплектующие, обеспечивающие длительный межремонтный период.

Конструкцией предусмотрено наличие устройства контроля цепей антиконденсатного и низкотемпературного обогрева, а также способность выключателя сохранять изоляционные свойства межконтактного промежутка при отсутствии избыточного давления изоляционного газа.

Выключатель ВЭКТ-110-40/2000 состоит из трех одинаковых полюсов, привод пружинный, которые расположены на общей раме и кинематически соединены между собой с помощью тяг. В выключателе применены дугогасительные устройства автокомпрессионного типа с дополнительным автопневматическим эффектом, что обеспечивает надежное отключение токов короткого замыкания. Каждое дугогасительное устройство имеет абсорбционный фильтр, поглощающий влагу и продукты распада элегаза. Каждый выключатель укомплектован датчиком давления элегаза — для сигнализации его утечки.

Условия эксплуатации выключателя

Выключатели серии ВЭКТ производятся в соответствии с ГОСТ Р52565 в климатическом исполнении У, категории размещения 1 по ГОСТ 15150 в соответствии с чем:

— верхнее рабочее значение температуры окружающего воздуха — +40°С;

— нижнее рабочее значение температуры окружающего воздуха — — 45°С;

— высота над уровнем моря — не более 1 000 м;

— скорость ветра не более 40 м/с при отсутствии гололеда и не более 15 м/с в условиях гололеда толщиной не более 20 мм;

— окружающая среда невзрывоопасная, которая не содержит агрессивных газов и паров в концентрациях, разрушающих металлы и изоляцию. Содержание коррозионно-активных агентов по ГОСТ 15150 (для атмосферы типа 1П);

— допустимое тяжение проводов в горизонтальном направлении, в плоскости перпендикулярной продольной оси выключателя не более 1000Н. [http://forca.ru/vyklyuchateli/elegazovye/].

 

Вывод: Для решения задачи выбора выключателей в проекте, анализируя варианты, отдаем предпочтение выключателям типа ВГТ, заявленные данные по сроку службы превосходят зарубежный аналог, остальные данные удовлетворяют требованим и ещё немаловажный фактор в пользу выключателя ВГТ – цена.

 

2 Расчет электрических нагрузок промышленного узла с учетом развития на 5 лет

 

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.

 

2.1 Расчет электрических нагрузок предприятия ЗАО «Делсот»

 

При проектировании системы электроснабжения (СЭС) или анализе режимов ее работы потребители электроэнергии рассматриваются в качестве нагрузок, а точнее в качестве нагрузок рассматриваются мощности потребителей электроэнергии, и их ток. Изначально, для проектирования СЭС, необходимо определить величину полной расчетной мощности всех потребителей. Для расчета нагрузок используется метод упорядоченных диаграмм.

Расчёт электрических нагрузок по цеху производится с помощью характеристик устанавливаемых в нём электроприёмников и коэффициентов, учитывающих вероятность их совместной работы.

Вначале приводим мощность электроприёмников работающих в повтор-но-коротковременном режиме к продолжительности включения 100%:

(2.1)

Далее находим средние активную и реактивную мощности за наиболее нагруженную смену для каждого электроприёмника или для группы электроприёмников

(2.2)

(2.3) где kиа — коэффициент использования по активной мощности, характеризует степень использования установленной мощности за наиболее загруженную смену. Его значение для отдельных электроприемников приводится в электротехнических справочниках [1 табл.2.2];

tgφ – тангенс угла мощности электроприёмника, приводится в электротех-нических справочниках [1 табл.2.2].

Затем находятся средние мощности по участкам

(2.4) (2.5)

После этого находим эффективное число электроприёмников по участ-кам:

(2.6) где PномΣ – суммарная установленная мощность всех электроприёмников на участке;

– сумма квадратов установленных мощностей всех электроприёмников.

Находим средневзвешанный коэффициент использования активной мощности за наиболее загруженную смену по отделению

 

(2.7)

Расчётный коэффициент по активной мощности находим из справочных данных Kра=f(nэ,Kиа,) [2 табл.50.3].

Расчётный коэффициент по реактивной мощности определяется по формуле:

(2.8)

Расчётные мощности отделений находим по формулам:

(2.9) (2.10) (2.11)

Расчётный ток:

(2.12)

В результате произведённых расчётов по формулам (1 – 12) полученные данные сводим в таблицу 1.

 

 

 

 

 

Расчет электрических нагрузок по предприятию начинается с определения низковольтных нагрузок по цехам.

По заданию находим коэффициенты kиа и соsφ. Для каждого цеха вычисляются средние активная Рср и реактивная Qср нагрузки. Затем с использованием значений nэ и Киа по таблице (1.1) находится коэффициент расчётной нагрузки Кра, и определяются расчетные активная Рр и реактивная Qр нагрузки.

Рр = Кра∙ Рср; (2.13)

Qр = Кра ∙ Qср. (2.14)

Расчетная осветительная нагрузка Рр.осв цеха вычисляется с учетом площади производственной поверхности пола Fц цеха, определяемой по генплану предприятия, удельной осветительной нагрузки Руд.осв и коэффициента спроса на освещение Кс.осв. Руд.осв принимается равным 0,01-0,025 кВт/м2, вычисляются коэффициенты Киа, tgφ и соsφ.

Киа = ; (2.15)

tgφ = ; (2.16)

соsφ =cos(аrctg φ); (2.17)

(2.18)

(2.19)

(2.20)

 

После суммирования нагрузок Рр и Рр.осв с учетом нагрузки Qр вычисляется полная расчетная низковольтная нагрузка цеха Sр.

После нахождения нагрузок всех цехов, рассчитывается строка «Итого по нагрузке 0,4 кВ», в которой суммируются по колонкам номинальные ак-тивные мощности Рн, средние активные Рср и реактивные Qср нагрузки и расчетные осветительные нагрузки Рр.осв.

 

Таблицу заканчивает строка «Предприятие», в которой записываются суммарные данные по низковольтным и высоковольтным электроприемникам: номинальная активная мощность, средние и расчетные активная и реактивная нагрузки, а также средние для всего предприятия значения коэффициентов.

 

Далее расчетную мощность с учетом развития на 5 лет примем исходя из статистики суточных замеров нагрузок предприятия таблица 3. Показательным для расчетов примем 2007 год, рисунок 1 — динамика потребления эл.энергии, так как в последующие два года наблюдается снижение потребляемой мощности по причине финансово-экономического кризиса по этой причине многие проекты по развитию предприятия были остановлены на некоторое время. В ближайшие 5 лет предприятие реализует мероприятия по росту объёмов производства.

Развитие предприятия проектируем с учетом 50% роста от показательного года.

кВт; (2.21)

кВт.

Полную расчётную нагрузку предприятия найдём по формуле:

(2.22)

где QЭС – экономически целесообразная реактивная мощность на стороне высшего напряжения потребляемая предприятием от энергосистемы допускаем расчет с помощью соотношения:

, (2.23)

где — нормируемая величина для энергосистем напряжением 6/10 кВ – 0,4.

кВАР.

КВА.

 

2.2 Расчет электрических нагрузок предприятия ОАО «МиассЭлектроАппарат»

 

Расчетную мощность с учетом развития на 5 лет принимаем так же исходя из статистики суточных замеров нагрузок предприятия таблица 4. Показательным для расчетов примем 2006 год, рисунок 2 — динамика потребления эл.энергии.

Развитие предприятия проектируем с учетом 50% роста от показательного года.

кВт.

Полную расчётную нагрузку предприятия:

КВА.

кВАР.

 

 

 

 

 

 

 

2.3 Расчет электрических нагрузок предприятия ЗАО ПО «ТРЕК»

 

Расчетную мощность с учетом развития на 5 лет принимаем исходя из статистики суточных замеров нагрузок предприятия таблица 5. Показательным для расчетов примем 2008 год, рисунок 3 — динамика потребления эл.энергии.

Развитие предприятия проектируем с учетом 50% роста от показательного года.

кВт.

Полную расчётную нагрузку предприятия:

КВА.

кВАР.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица – 3 Статистика суточных замеров ЗАО «Делсот»

 

 

 

Таблица 4 – Статистика суточных замеров ОАО «Миассэлектроаппарат»

 

 

 

Таблица 5 – Статистика суточных замеров ЗАО ПО «Трек»

 

 

Далее все расчетные нагрузки промышленных предприятий с учетом развития сведем в таблицу 6.

 

Таблица 6 – Нагрузки промышленных предприятий

Наименование предприятия ,КВА.

 

ЗАО «Делсот» 1890

ОАО «МиассЭлектроАппа-рат» 6668,9

ЗАО ПО «ТРЕК» 1182,6

 

 

2.4 Расчетные электрические нагрузки жилых зданий поселка Динамо

 

Расчетная электрическая нагрузка квартир Ркв кВт, приведенная к вводу жилого здания определяется по формуле:

 

Ркв = Ркв. уд.  n, (2.24)

 

где Ркв. уд. — удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир [3 табл. 2.1.1];

n — количество квартир.

 

Расчетная нагрузка силовых электроприемников Pс , кВт, приведенная к вводу жилого дома, определяется по формуле:

Pс = Pп.л . (2.25)

Мощность лифтовых установок Pр.л , кВт, определяется по формуле

 

, (2.26)

где k’c — коэффициент спроса [2 табл. 2.1.2];

пл — количество лифтовых установок;

Рni — установленная мощность электродвигателя лифта, кВт.

 

Расчетная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых элек-троприемников Pр.ж.д , кВт, определяется по формуле :

 

Pр.ж.д = Pкв + kу Pс , (2.27)

 

где Pкв — расчетная электрическая нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, кВт;

Pс — расчетная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, кВт;

kу — коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников (равен 0,9).

Расчетные коэффициенты реактивной мощности жилых домов следует принимать [ 3 табл. 2.1.4].

Полученные результаты расчетов расчетных электрических нагрузок жи-лых зданий поселка Динамо сведем в таблицу 7:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Расчетные электрические нагрузки общественных зданий (помещений) следует принимать по проектам электрооборудования этих зданий; промышленных предприятий — по проектам электроснабжения предприятий или по соответствующим аналогам. Удельные расчетные электрические нагрузки общественных зданий принимаем в соответствии [3 табл. 2.2.1].

Расчетная электрическая общественных зданий Рр О.ЗД. кВт, приведенная к вводу здания определяется по формуле:

 

Р р.о.зд. = Р уд.  n, (2.28)

где Р уд. — удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников;

n – расчетная величина (количество мест или площадь здания);

Расчетные величины сведем в таблицу № 8.

 

Расчетная электрическая нагрузка коттеджного поселка по индивидуальным проектам с разрешенной мощностью 50 кВт определяем по формуле:

 

РР к = Рк. уд.  n , (2.29)

где Рк. уд. — удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников коттеджей [3 табл. 2.1.1.1];

n — количество коттеджей.

Результаты расчетов сведем в таблицу № 9.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

РΣ=Рр.ж.д + Рр.о.зд + Рр.к.; (2.30)

 

РΣ=4200+1256,8+2492,44=7949,24 кВт.

 

Расчетную мощность с учетом развития поселка Динамо на 5 лет проектируем в объёме 20% роста.

Всего по поселку Динамо:

 

РР= РΣ *1,2=7949,24*1,2=9539,1 кВт. (2.31)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и трансфор-маторов подстанции «Аппаратная»

 

Величина напряжения питания главной понизительной подстанции 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 вы-брать оптимальный, то есть имеющий наилучшие технико-экономические показатели. Для этого сначала оценим величину рационального напряжения по формуле Стилла:

 

, (3.1)

где lл – длина питающей ГПП линии=0,8 км;

PР.П. – расчётная активная нагрузка на стороне низшего напряжения ГПП, кВт.

кВ.

(3.2)

где — расчетная активная нагрузка жилого района поселка Динамо;

— расчетная активная нагрузка промышленных предприятий;

— коэффициент одновременности мах.=0,9 [1 табл. 2.9].

кВт.

 

Рациональное напряжение определённое по формуле Стилла составляет 71,1 кВ. Для питания схемы внешнего электроснабжения главной понизительной подстанции рассмотрим два варианта. 1 вариант – главную понизительную подстанцию «Аппаратная» запитываем отпайкой от ВЛ – 110 кВ между П/ст. Тургояк — Северная (2 с.ш.) и Миасс – Тургояк (1 с.ш.), 2 вариант – запитываем от КП – 35, напряжением 6 кВ., L=3,4 км ОАО «Уралаз-Энерго», техническая возможность имеется.

 

Полную расчётную нагрузку промышленного района, необходимую для выбора силовых трансформаторов ГПП найдём по формуле:

, (3.3)

где QЭС – экономически целесообразная реактивная мощность на стороне высшего напряжения ГПП, потребляемая промышленным районом от энергосистемы, допускаем расчет с помощью соотношения:

, (3.4)

кВАР.

кВАР.

КВА.

КВА.

 

Потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП:

; (3.5)

КВА.

Коэффициент реактивной мощности находим по таблице 10.

Таблица 10 — Коэффициент реактивной мощности

U, кВ 6 110

 

0,4 0,31

 

На ГПП устанавливаем 2 силовых трансформатора, это обеспечивает необходимую надёжность питания, при достаточно простой схеме и конструкции понизительной подстанции.

На таких ГПП мощность трансформаторов выбирается равной 0,7-0,8 суммарной нагрузки. Номинальную мощность каждого трансформатора определяем из соотношения:

и , (3.6)

где n = 2 – число трансформаторов на ГПП;

Kз.д. = 0,7 – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме, определяется условиями резервирования.

 

КВА.

 

Принимаем к установке на ГПП 2 трансформатора ТДН-16000/110.

 

Результаты расчёта и характеристик трансформатора [4 табл.5.13] сведём в таблицу 11.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 11 – Характеристики трансформатора

Напряжение внешнего электроснабжения Uвнеш,кВ 110

Полная расчетная нагрузка предприятия SР.П., КВА 17510,9

Минимальная мощность трансформаторов ГПП по условиям резервирования SТ, кВ∙А 12277,1

Тип трансформаторов ГПП ТДН-16000/110

Номинальная мощность трансформатора, КВА 16000

Номинальное напряжение на высокой стороне трансформатора Uвн, кВ 115

Номинальное напряжение на низкой стороне трансформатора Uнн, кВ 10,5

Пределы регулирования РПН ±1,78%

Потери холостого хода Рхх, кВт 19

Потери короткого замыкания Ркз, кВт 85

Напряжение короткого замыкания Uк,% 10,5

Ток холостого хода Iхх, % 0,7

Коэф-т загрузки в нормальном режиме Кз.норм 0,55

Коэф-т загрузки в послеаварийном режиме Кз.авар 1,1

 

Схема внешнего электроснабжения предприятия представлена на рисунке 4.

 

 

 

Рисунок 4 — Схема внешнего электроснабжения предприятия

 

 

 

 

 

4 Технико-экономическое обоснование и выбор электрооборудования схемы внешнего электроснабжения П/ст. Аппаратная

 

В решении задачи электроснабжения подстанции в наших условиях имеются два варианта применения разных напряжений, по-этому наиболее рациональное решение выявится на основании технико-экономического решения сравнения вариантов.

 

4.1 Потери электроэнергии в силовых трансформаторах ГПП

 

Параметры трансформатора ТДН 16000/110, вариант 1.

Uвн, =115 кВ; Uнн, =11 кВ; Uк, =10,5 %; Ркз, =85 кВт; Рхх, =19 кВт; Iхх, =0,7 %.

 

Потери мощности в трансформаторах:

; (4.1)

 

; (4.2)

.

 

Потери электроэнергии в трансформаторах:

, (4.3)

где Тг – годовое число часов работы трансформаторов =8760 час/год;

— годовое число максимальных потерь, определяемое из соотношения:

, (4.4)

где Тм – годовое число часов использования получасового максимума ак-тивной нагрузки =4280 ч. [1 табл.2.3].

 

.

кВт/час в год.

 

 

 

 

 

 

 

 

4.2 Расчет линии электропередачи от районной подстанции энергосистемы до ГПП

 

; (4.5)

 

КВА.

КВА.

 

Расчетный ток одной цепи линии:

; (4.6)

А.

А.

 

Расчетный ток в послеаварийном режиме, в случае питания всей нагрузки по одной цепи линии.

 

; (4.7)

А.

 

Сечение проводов в линии для варианта 1 находим по экономической плотности тока jэ=0,9 А/мм2, [4 табл.3,12] для варианта 2 jэ=1,3 А/мм2 ,[3 табл.3,35]

; (4.8)

мм2.

Выбираем ближайшее стандартное сечение.

Для линии варианта 1 по наименьшему стандартному сечению подходит провод марки АС – 50/8, но для линии 110 кВ минимальное сечение по условию коронирования составляет 70 мм2, [5 табл. 2.5.6] исходя из этого условия принимаем провод марки АС-70/11 I доп.=265 А, R0=0.422 Ом/км, Х0=0,432 Ом/км.

Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме:

Для линии 1 I доп. = 265 А > I п =87,8 А,

 

Для варианта 2 по результатам расчетов выбираем кабель, имеющий бли-жайшее стандартное сечение по отношению к . Для выбранного кабеля записываем допустимый ток

Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки рассчитываем по формуле:

(4.9) где поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [4 табл. 3.46];

поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель [4 табл. 3.43].

Под послеаварийным режимом кабельной линии понимается режим, когда выходит из строя одна из двух параллельно работающих КЛ, питающих потребителей первой и второй категорий. При этом нагрузка на линию удваивается, т.е.

. (4.10)

Допустимая нагрузка кабеля в послеаварийном режиме:

, (4.11) где — коэффициент перегрузки [4 табл. 3.44];

— число кабелей питающих одних и тех же потребителей в кабельной линии.

Потеря напряжения в кабельной линии:

, (4.12)

где Pp, Qp — расчетные активная и реактивная нагрузка;

ro, xo — удельные индуктивное и активное сопротивление кабеля;

l — длина КЛ.

 

Для варианта 2 результаты расчетов кабельной линии сведем в таблицу 12.

 

 

 

 

Потери активной энергии в проводах линии за год:

; (4.13)

кВт/ч.в год.

кВт/ч.в год.

 

4.3 Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линий энергосистемы и на вводах подстанции

 

Исходная схема питания подстанции «Аппаратная» и схема замещения для расчетов токов короткого замыкания приведены на рисунке 5 и 6.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Сопротивление системы:

, (4.14)

где — мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы МВА.

Ом.

Ом.

Сопротивление линии:

; (4.15)

Ом.

Ом.

 

Определяем ток короткого замыкания в точке К1

; (4.16)

кА.

кА.

 

Ударный ток короткого замыкания

, (4.17)

где Ку – ударный коэффициент, принимаем = 1,8.

кА.

кА.

 

Определяем ток короткого замыкания в точке К2

кА.

кА.

кА.

кА.

 

4.4 Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий энергосистемы

 

Выбор и проверка выключателей производится по следующим парамет-рам:

а) напряжению Uс≤Uном;

б) длительному току Iраб.утяж.≤Iном;

где Iраб.утяж. – рабочий ток выключателя в наиболее тяжёлом рабочем режиме.

; (4.18)

А.

А.

в) номинальному току электродинамической стойкости:

iуд.сети< iдин.доп;

г) номинальному току отключения:

симметричная составляющая IпК1< Iотк;

ассиметричная составляющая

, (4.19)

где βн – процентное содержание апериодической составляющей в токе короткого замыкания;

д) номинальному импульсу квадратичного тока (термической стойкости):

(4.20)

где tр.з. – время действия основной релейной защиты=2,0;

tо.в. – собственное время отключения выключателя=0,05;

Tа – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ = 0,05 (U=110кВ), Tа = 0,1(U=6 кВ).

кА.

.

Для кабелей напряжением 6 кВ схемы электроснабжения промышленного узла осуществляется проверка на термическую стойкость к токам КЗ.

Произведем проверку сечения кабеля на термическую стойкость к токам КЗ по выражению:

, (4.21)

где F Т.С.- минимальное сечение проводника;

-тепловой импульс, кА2с;

С — коэффициент, зависящий от вида металла жил кабеля, С=100 Ас/мм2 (для кабелей с алюминиевыми многопроволочными жилами и бумажной изоляцией)

мм2 .

Разъединители и отделители выбираются по номинальному напряжению, номинальному длительному току, в режимах короткого замыкания проверяются по электродинамической и термической стойкости. Условия выбора короткозамыкателей аналогичен выбору разъединителей и отделителей за исключением по номинальному току. Для защиты оборудования ГПП от перенапряжений выбираем ограничители пере-напряжений нелинейные.

Результаты выбора и проверки аппаратов по каждому виду сводим в таблицу 13 для варианта 1, таблицу 14 для варианта 2.

 

Таблица 13 – Выбор и проверка аппаратов

Расчет-ные данные Каталожные данные

 

Сеть

Разъедини-тель

РДЗ-2 -110/1000 УХЛ1, ПР-25-УХЛ1 Выключатель эле-газовый

ВГТ-110 40/2500 У1 ОПН-110

В УХЛ1

Uуст=110 кВ

Imax=118 А

IК=11.17 кА

Iуд=28,4 кА

 

Вк=262 кА2

 

Uуст=110 кВ

Iном=1000 А

Iтерм=25 кА

Iдин=63 кА

tтерм=3 с

Iтерм2tтерм=1875 А2с

Ср=46,310 т.руб

[www uzztt.ru]. Uном=110 кВ

Iном=2500 А

Iоткл=40 кА

iдин=120 кА

tтерм=3 с

Iтерм2tтерм=4800 кА2с

Св=1103,1 т.руб

[www 2b2 Energo.ru]. Uном=110 кВ

Iном

Iоткл —

iдин= —

 

 

Сопн=30,2 т.руб

[www elec.ru].

Провод марки АС-70/11 I доп.=265 А. Спр.=57,7 т.руб/т, [www electrical.ru].

Вес провода 276 кг/км, Свл=2*3*Впр*Спр=0,276*2*3*57,7=95,55 т.руб/км

Монтажные работы Ж/Б опор 2-х цепной ВЛ См=Куд*Кпр.ц = 13,5*83,7=1130 т.руб/км [6 табл. 4.9].

Трансформатор ТДН 16000/110

Uвн, =115 кВ; Uнн, =10,5 кВ; Uк, =10,5 %; Ркз, =85 кВт; Рхх, =19 кВт; Iхх, =0,7 %.

Стр.=6000 т.руб. [www electrical.ru].

 

Таблица 14 – Выбор и проверка аппаратов

Расчет-ные данные Каталожные данные

 

Сеть

Разъединитель

РОН – 6 К/5000 У3

Выключатель элегазовый

LF – 3 6/2500 ОПН-6

УХЛ1

Uуст=6 кВ

Imax=2155 А

IК=2,3 кА

Iуд=5,85 кА

 

Вк=11,4 кА2

 

Uуст=6 кВ

Iном=5000 А

Iтерм=31,5 кА

Iдин=180 кА

tтерм=3 с

Iтерм2tтерм=2976кА2с

Ср=5,8 т.руб

[www uzztt.ru]. Uном=6 кВ

Iном=2500 А

Iоткл=31,5 кА

iдин=120 кА

tтерм=3 с

Iтерм2tтерм=2976 кА2с

Св=502 т.руб

[www 2b2 Energo.ru]. Uном=6 кВ

Iном —

Iоткл —

iдин= —

 

 

Сопн=1,7 т.руб

[www elec.ru].

кабель марки СПЭ 1х400 I доп.=570 А Спр.=270т.руб/км [www electrical.ru].

Скл=6*3 *Спр=18*270=4860 т.руб/км

Монтажные работы КЛ См=(Куд.л.+Куд.тр.)*Кпр.ц = (7,09+3,98)*83,7=926,6 т.руб/км [6 табл.4.18;4.14].

 

Для варианта 2 п/ст. Аппаратная является распределительной напряжением 6 кВ, произведем оценку потерь в кабельных линиях до потребителей.

 

4.5 Расчет линий электропередач от подстанции до потребителей

 

Историческое развитие промышленной зоны и поселка Динамо начинается с 1942 года после эвакуации ряда московских предприятий на восток, а именно завода «Динамо» имени С. М. Кирова в г. Миасс. Промышленный узел и жилой поселок (РП-Бойлерная) запитаны от автомобильного завода УралАЗ (КП-35) в северном направлении напряжением 6 кВ., кабельной линией длиной 2 км. В дальнейшем, жилой поселок получил бурное развитие в южном направлении, что повлекло за собой обратные перетоки мощностей. В начале90-х годов была введена в эксплуатацию п/ст Аппаратная 110/6 кВ. От п/ст. получили питание три крупных завода: «ОАО Миассэлектроаппарат», «ЗАО Делсот», «ЗАО ПО Трек».

Питающие линии — кабельные линии (КЛ). Сечение кабелей для всех вари-антов на 6/10 кВ определяем по экономической плотности тока и проверяем по допустимому току кабеля в послеаварийном режиме работы с учетом условий его прокладки и допустимой перегрузки, потере напряжения и термической стойкости к токам короткого замыкания.

Расчетный ток кабельной линии:

, (4.22)

где -мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в нор-мальном режиме.

Сечение КЛ, определяемое по экономической плотности тока:

, (4.23)

где — экономическая плотность тока, А/мм2 [3 табл. 3.35].

По результатам расчетов выбираем кабель, имеющий ближайшее стандартное сечение по отношению к . Для выбранного кабеля записываем допустимый ток

Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки рассчитываем по формуле:

, (4.24)

где поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [4 табл. 3.46];

поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель [4 табл. 3.43].

Под послеаварийным режимом кабельной линии понимается режим, когда выходит из строя одна из двух параллельно работающих КЛ, питающих потребителей первой и второй категорий. При этом нагрузка на линию удваивается, т.е.

. (4.25)

Допустимая нагрузка кабеля в послеаварийном режиме:

, (4.26)

где — коэффициент перегрузки [4 табл. 3.44];

— число кабелей питающих одних и тех же потребителей в кабельной линии.

Потеря напряжения в кабельной линии:

, (4.27)

где Pp, Qp — расчетные активная и реактивная нагрузка;

ro, xo — удельные индуктивное и активное сопротивление кабеля;

l — длина КЛ.

 

Предварительный расчет кабельных линий для нормального и аварийного режимов заканчиваем, полученные сечения кабелей используем при расчете токов короткого замыкания, после которого определяем сечение кабеля по термической стойкости к токам короткого замыкания, и если выбранное в данном разделе сечение кабеля оказывается меньше, то про-изводим соответствующую корректировку.

 

Расчет по всем вариантам кабельных линий сводим в таблицу 15

 

4.6 Расчёт токов коротких замыканий

 

Расчет токов КЗ производим для выбора аппаратов, шин, кабелей и дру-гого электрооборудования системы электроснабжения промышленного узла. При этом достаточно рассмотреть ток трехфазного КЗ в характерных точках СЭС промышленного узла и определить периодическую составляющую этого тока для наиболее тяжелого режима работы сети.

Учет апериодической составляющей производится приближенно, допускается, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой точке электрической сети.

Для расчета токов КЗ составляем исходную расчетную электрическую схему, на которой показываем источники питания КЗ.

При расчётах для определения токов КЗ рассматриваем вероятный режим, при котором воздействие токов КЗ на СЭС является наиболее тяжелым. Таким характерным режимом является состояние схемы электроснабжения, когда один из трансформаторов ГПП отключен для проведения профилактических мероприятий или аварийного ремонта и включены секционные выключатели 6/10 кВ ГПП, все электроприёмники питаются от одного трансформатора.

Принципиальная электрическая схема СЭС промышленного узла изображена на рисунке 7 вариант 1, рисунок 8 вариант 2. Её схема замещения для расчёта токов КЗ на рисунке №9 для варианта 1 и рисуноке 10 для варианта 2 соответственно. Токи КЗ в точках К1 и К2 были рассчитаны нами ранее при выборе оборудования схемы внешнего электроснабжения. По токам КЗ в точках К1 и К2, производится выбор оборудования устанавливаемого на подстанции энергосистемы и стороне высшего напряжения ГПП промышленного узла. По найденному значению тока КЗ в точке 3 производим выбор всего оборудования схемы внутреннего электроснабжения напряжением 6/10 кВ. промышленного узла.

 

Рисунок 7 – Схема для расчета токов КЗ

Рисунок 8 – Схема электрическая для расчета токов КЗ

 

 

 

Рисунок 9 – Схема замещения для расчетов токов КЗ

 

 

 

Рисунок 10 – Схема замещения для расчетов токов КЗ

 

Определим токи КЗ в точке К1 для вариантов

Мощность короткого замыкания системы Sк1 = 2128 МВА, Sк2 =28,7 МВА.

 

Базисная мощность Sб=100 МВА, UВ1=110кВ, UС2=10кВ, UС3=6кВ.

Сопротивление системы:

; (4.28)

.

.

Сопротивление линии:

; (4,29)

.

.

Сопротивление обмоток трансформатора П/ст:

 

Хтр = ; (4.30)

(4.31)

; (4.32)

.

 

.

Хтр = .

 

Суммарный периодический ток КЗ в точке 1:

; (4.33)

.

.

Умножая на базисный ток находим его значение в амперах:

; (4.34)

кА.

кА.

; (4.35)

кА.

кА.

 

Суммарный периодический ток КЗ в точке 2:

.

.

Умножая на базисный ток находим его значение в амперах:

кА.

кА.

кА.

кА.

 

Суммарный периодический ток КЗ в точке 3:

 

Умножая на базисный ток находим его значение в амперах для Uс=10 кВ и Uс=6 кВ:

кА.

кА.

 

Для варианта 2 токи КЗ в точке К3 равны токам КЗ точки К2.

 

Все результаты расчетов сведем в таблицу 16.

 

Таблица 16 — Мощность и токи коротких замыканий

Расчетная точка Напряжние Uср расчетной точки, кВ Токи, кА Мощность к.з. ступени

Sк.ст= ∙Ucp∙Ino, MBA

Iпо Iпt iу

К-1 110 11,17 11,17 28,43 2128

К-1 6 2,76 2,76 7 28,7

К-2 110 10,54 10,54 26,83 2008

К-2 6 2,3 2,3 5,85 23,9

К-3(10кВ) 10 8,181 8,181 20,82 141,7

К-3(6кВ) 6 2,3 2,3 5,85 23,9

 

 

; (4,36)

с.

Iа,τ = ; (4.37)

Iа,τ(1) = кА.

Iа,τ(2) = кА.

; (4.38)

tоткл=tрз+tв+Та, (4.39)

где tрз — время на срабатывание релейной защиты, tрз=0,5 с;

tв — время на отключение выключателя, tв=0,06 с;

Та — время затухания апериодической составляющей тока КЗ, Та=0,06 с.

кА2с.

кА2с.

Для кабелей напряжением 6/10 кВ схемы электроснабжения промышленного узла осуществляется проверка на термическую стойкость к токам КЗ.

Произведем проверку сечения кабеля на термическую стойкость к токам КЗ по выражению:

. (4.40)

где F Т.С.- минимальное сечение проводника;

-тепловой импульс, кА2с;

С — коэффициент, зависящий от вида металла жил кабеля, С=100 Ас/мм2 (для кабелей с алюминиевыми многопроволочными жилами и бумажной изоляцией).

1 ГПП-Потребители (Uс=10 кВ):

мм2 .

2 П/ст- Потребители (Uс=6 кВ):

мм2.

Расчетные данные сведем в таблицу 17

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 17 – Проверка кабелей на термическую стойкость

Кабельная линия Iк, кА tрз, с tсв, с Tа, с Вк,кА2с С, А∙

Fтс,мм2

ГПП-Потребители (Uс=10 кВ) 8,181 0,5 0,06 0,06 41 100 64

П/ст.- Потребители (Uс=6 кВ) 2,3 0,5 0,06 0,06 3,3 100 18

 

Если площадь сечения кабеля, выбранная по условиям нормального и утяжеленного режимов работы, оказывается меньше площади термически устойчивого сечения Fтс, то сечение такого кабеля увеличиваем до стандартного сечения по отношению к Fтс. Запишем сечения кабелей с учетом F стандартного, в таблицу 18.

 

 

 

 

 

4.7 Годовые приведенные затраты

 

Годовые приведенные затраты находим по следующему выражению:

, (4.41)

где — общие ежегодные отчисления от капитальных вложений на амортизацию, обслуживание и текущий ремонт принимаем по данным [2 табл. 2.23], для ВЛ – 6-110 кВ =0,152, для силового электротехнического оборудования распред.устройств =0,193;

— сумма капитальных затрат группы одинаковых элементов;

— стоимость эксплуатации и издержек годовых потерь электроэнергии;

— народнохозяйственный ущерб, рассматривая равнонадежные варианты схем, этот показатель из расчетов исключаем.

Стоимость потерь электроэнергии определяем по действующему двухста-вочному тарифу:

; (4.42)

, (4.43)

где — стоимость потерь электроэнергии;

— поправочный коэффициент, для сетей 6 кВ =1,08, для сетей 110 кВ =1,05;

— основная ставка, плата за мощность при Uвн =110 кВ =708,283 руб/кВт в мес., при Uвн =6 кВ =903,814 руб/кВт в мес.;

— стоимость одного потребленного кВт/ч электроэнергии при Uвн =110 кВ =0,883 руб., при Uвн =6 кВ =0,904 руб.;

— сдвиг максимума нагрузки энергосистемы и максимума нагрузки предприятия = 0,9.

руб.кВт/ч.

руб.кВт/ч.

 

Технико-экономический расчет для варианта 1 представлен в таблице 19, для варианта 2 в таблице 20.

 

 

 

Сравним два варианта технико-экономических расчетов, результаты сравнения вариантов сведем в таблицу 21.

 

 

 

 

Из результатов технико-экономических расчетов следует, что вариант 1 напряжением 110 кВ в 1,8 раза выгоднее варианта 2 напряжением 6 кВ по приведенным годовым затратам.

Выбираем схему внешнего электроснабжения напряжением 110 кВ. Глав-ную понизительную подстанцию «Аппаратная» запитываем отпайкой от ВЛ – 110 кВ П/ст. Тургояк — Северная (2 с.ш.) и Миасс – Тургояк (1 с.ш.).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5 Выбор схемы электроснабжения промышленного узла

 

Согласно норм технологического проектирования электроснабжения про-мышленных предприятии, [7, п.5.3], для распределительных сетей следует применять напряжение 10 кВ. Решение принимается из возможных вариантов схем электроснабжения и выбрается оптимальный, то есть имеющий наилучшие технико-экономические показатели.

Схему внутреннего электроснабжения строим так, чтобы все ее элементы находились под нагрузкой, а при аварии на одном из них оставшиеся в рабо-те могли принять на себя его нагрузку путем перераспределения ее между собой с учетом допустимой перегрузки. Для потребителей 1 и 2 категории трансформаторные подстанции двухтрансформаторные с глубоким секционированием во всех звеньях схемы на стороне НН, трансформаторы в нормальном режиме работают раздельно, а в послеаварийном режиме, в случае, если один из трансформаторов неисправен, то второй принимает всю нагрузку. Для потребителей 1 и 2 категории на стороне НН на секционном выключателе установлен АВР.

Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величины элек-трических нагрузок и их размещения, плотности застройки предприятий, конфигурации технологических, транспортных и других коммуникаций, загрязненности грунта на территории предприятия и т.д.

Согласно расчетов разделов 3.5 и 3.6, сеть выполнена кабельными линиями радиально, так как на П/ст. четыре крупных потребителя СН-10 кВ. Кабели прокладываются в траншеях не более шести кабелей в траншее и в кабельном канале , марки кабелей полностью пригодны для прокладки в такой почве (температура почвы на глубине 0,7 м – 14,2 градусов по шкале Цельсия, 22,6 градусах окружающей среды, средняя коррозионная активность, нет блуждающих токов, есть колебания и растягивающие усилия). Наибольшая температура воздуха в цехах и кабельном канале принята равной наивысшей температуре окружающей среды. В траншее кабель закрыт красным кирпичом. Сечение кабеля выбирается по участку прокладки с худшими условиями охлаждения имеющему длину 10 метров и более.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6 Выбор электрооборудования П/ст. Аппаратная

 

6.1 Выбор трансформаторов собственных нужд главной понизительной подстанции

 

Приемниками собственных нужд подстанции являются оперативные цепи, освещение, электроподогрев коммутационной аппаратуры ВН и шкафов, установленных на открытом воздухе, связь, сигнализация, система пожаротушения, система телемеханики и т.д. Мощность потребителей СН невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

Устанавливаем 2 трансформатора собственных нужд мощностью:

 

Sтсн = Sн.т ∙ 0,5% ; (6.1)

Sтснрасч = 16000∙ 0,005 = 80 кВА.

 

Принимаем к установке ТМ-100/10, который присоединяется непосредст-венно к шинам трансформатора 10 кВ через предохранители.

Ток предохранителя:

; (6.2)

А.

В аварийном режиме предохранитель должен выдержать дополнительную нагрузку при перегрузке трансформатора на 40%, т.е.

; (6.3)

А.

Устанавливаем предохранитель типа: ПКТ-101-10-10-31,5У3

 

 

6.2 Выбор типа распределительных устройств на стороне 10 кВ П/ст. Аппаратная, выключателей, трансформаторов тока и напряжения

 

На стороне СН-10 кВ применяем комплектное унифицированное оборудование в виде ячеек КРУ, серии К -104М. Ячейки К-104М комплектуется следующим оборудованием:

– элегазовые выключатели серии VF-12.20.40;

– трансформаторы тока ТЛ-10;

– трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06;

– трансформатор тока нулевой последовательности ТЗЛМ.

 

Для подключения сборных шин СН-10 кВ П/ст. к силовым трансформато-рам используем вводные ячейки типа К – 105м в количестве 2 шт. с оборудованием аналогичного типа.

 

Выбор выключателей, установленных на вводе в комплектные распределительные устройства К – 105м, представлен в таблице 22.

 

Номинальный ток силового трансформатора:

; (6.4)

А.

Максимальный (послеаварийный) ток силового трансформатора:

; (6.5)

А.

 

Таблица 22 – Выбор выключателей

Расчетные парамет-ры Условия выбора Каталожные данные

VF-12.20.40

Uуст = 10 кВ Uуст Uном

Uн =10 кВ

Imax =1231,7 А Iмах Iном

Iн =1600 А

Iп,о= 8,181 кА Iпо Iдин

 

iуд = 20,82 кА Iуд iдин

iдин = 128 кА

Iа,τ = 3,6 кА Iа,τ Iа ном

 

Iп,τ= 8,181 кА Iп,τ Iоткл.ном

Iтер = 50 кА

Bк = 108 к с

Bк тер∙tтер

тер∙tтер= 7500 к ∙с

 

 

; (6.6)

с.

; (6.7)

.

; (6.8)

tоткл=tрз+tв+Та , (6.9)

где tрз — время на срабатывание релейной защиты, tрз=0,5 с;

tв — время на отключение выключателя, tв=0,06 с;

Та — время затухания апериодической составляющей тока КЗ, Та=0,06 с;

кА2с.

кА2с;

Вк<Iтерм2tтерм

где Iтерм — предельный ток термической стойкости выключателя, кА;

tтерм — время протекания тока термической стойкости, с.

 

В качестве секционных выключателей принимаем выключатели этого же типа.

 

Выбор трансформаторов тока на вводе в распределительное устройство 10 кВ подстанции приведен в таблице 23.

 

Таблица 23 –Выбор трансформаторов тока

Расчетные парамет-ры Условия выбора Каталожные данные

ТЛ-10У3-1500-0,5/10Р

Uуст = 10 кВ Uуст Uном

Uн =10 кВ

Iмах=1231,7А Iмах Iном

Iн =1500 А

iуд =20,82кА Iуд iдин

iдин = 128 кА

Bк =108 к с

Bк тер∙tтер

тер∙tтер=4800к ∙с

 

 

Для подключения потребителей к сборным шинам СН-10 кВ П/ст. исполь-зуем ячейки типа К – 104м в количестве 10 шт.

Наибольший ток выключателя :

; (6.10)

 

А.

Выбор выключателей, установленных на отходящих присоединениях комплектных распределительных устройств К – 104м, представлен в таблице 24.

 

 

 

 

Таблица 24 – Выбор выключатей

Расчетные парамет-ры Условия выбора Каталожные данные

VF-12.20.40

Uуст = 10 кВ Uуст Uном

Uн =10 кВ

Imax =486 А Iмах Iном

Iн =630 А

Iп,о= 8,181 кА Iпо Iдин

 

iуд = 20,82 кА Iуд iдин

iдин = 128 кА

Iа,τ = 3,6 кА Iа,τ Iа ном

 

Iп,τ= 8,181 кА Iп,τ Iоткл.ном

Iтер = 50 кА

Bк = 41 к с

Bк тер∙tтер

тер∙tтер= 7500 к ∙с

 

 

Выбор трансформаторов тока приведен в таблице 25.

 

Таблица 25 – Выбор трансформаторов тока

Расчетные парамет-ры Условия выбора Каталожные данные

ТЛ-10У3-600-0,5/10Р

Uуст = 10 кВ Uуст Uном

Uн =10 кВ

Iмах=486 А Iмах Iном

Iн =600 А

iуд =20,82кА Iуд iдин

iдин = 128 кА

Bк =41 к с

Bк тер∙tтер

тер∙tтер=4800к ∙с

 

 

 

Трансформаторы тока также проверяют по допустимой нагрузке, при которой гарантируется класс точности. К вторичной обмотке трансформатора тока присоединим следующие приборы: амперметр, ваттметр, счетчик электрической энергии «Меркурий 230».

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7 Выбор и обоснование режима нейтрали электрических сетей

 

Режимы нейтрали определяют надежность системы электроснабжения, ус-ловия электробезопасности, уровни напряжений и перенапряжений на которые рассчитывается изоляция и выполнение релейной защиты.

Выбор рационального режима нейтрали определяется уровнем напряжения сети, величиной емкостного тока 1 фазного короткого замыкания на землю, условий окружающей среды с точки зрения пожаро и взрывоопасности.

Выбор способа заземления нейтрали является комплексной проблемой, используя системный подход.

Подходы к выбору режима нейтрали в сетях до и свыше 1000 вольт различны, в первом случае главным критерием принимаем уровень электробезопасности пожаро и взрыво безопасности, во втором случае, свыше 1000 вольт – надежность, пожаро и взрывобезопасность.

Работа электрических сетей напряжением 2-35 кВ может предусматриваться как с изолированной нейтралью, так и с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор или резистор.

 

Компенсация емкостного тока замыкания на землю должна применяться при значениях этого тока в нормальных режимах:

в сетях напряжением 3-20 кВ, имеющих железобетонные и металлические опоры на воздушных линиях электропередачи, и во всех сетях напряжением 35 кВ — более 10 А;

в сетях, не имеющих железобетонных и металлических опор на воздуш-ных линиях электропередачи:

-более 30 А при напряжении 3-6 кВ;

-более 20 А при напряжении 10 кВ;

-более 15 А при напряжении 15-20 кВ, [5].

-Определим ток замыкания на землю:

 

; (7.1)

 

, (7.2)

где d – коэффициент успокоения (0,02-0,05).

, (7.3)

где 1,1 – емкость оборудования фаз и ошиновок подстанции;

— емкостный ток кабельной линии;

L – длина кабельной линии.

 

Результаты расчетов емкостного тока замыкания по подстанции сведем в таблицу 26

 

 

 

А.

А.

 

Режим сети принимаем с изолированной нейтралью.

 

 

 

 

 

8 Компенсация реактивной мощности

 

Оптимальный выбор средств компенсации реактивной мощности является составной частью построения рациональной системы электроснабжения про-мышленного узла. Распределительное устройство 10 кВ П/ст имеет две системы сборных шин. К секциям СШ подключены кабельные линии, питающие трансформаторы потребителей. В таблице 27 приведены исходные данные для схемы электроснабжения, показанной на рисунке 11. Здесь обозначено:Sнтi – номинальная мощность трансформатора i-ой ТП потребителя; Q1i и Qтi – реактивная нагрузка на один трансформатор i-ой ТП потребителя и потери реактивной мощности в нем; Rтрi – активное сопротивление трансформатора i-ой ТП потребителя, приведенное к напря-жению 10 кВ.

Нагрузки жилых районов поселков Динамо и Заречье, т.е. электроосвети-тельные и бытовые приборы, имеют высокие cos, соответственно низкий tg, при рассмотрении вопросов компенсации расчетами реактивной мощности пренебрегаем. Реактивную мощность потребителей жилых районов учтем при составлении баланса реактивной мощности на секциях шин 10 кВ и выборе источников реактивной мощности.

 

 

 

Рисунок 11 – Схема электроснабжения

 

Сопротивление трансформатора определяем по формуле:

Rтрi= . (8.1)

Сопротивление кабельной линии определим по формуле:

Rл=Rу∙l/N, (8.2)

где Rл – активное сопротивление кабельной линии;

l – длина кабельной линии, км;

Rу – удельное сопротивление кабеля, Ом/км.

 

Таблица 27 — Расчетные данные

Трансформаторная под-станция N т. ∑Sт.н., кВА ∑Q1, кВАР R тр, Ом R л, Ом

ЗАО «Делсот» 4 2290 982 0,5 0,07

ОАО «МиассЭлектроАп-парат» 2 8000 3343 0,03 0,047

ЗАО ПО «Трек» 2 1260 571 0,96 0,15

 

 

8.1 Определение удельной стоимости потерь активной мощности от протекания реактивной мощности

 

, (8.3)

где =1,04 – коэффициент, учитывающий затраты, обусловленные переда-чей по электрическим сетям мощности для покрытия потерь активной мощности;

основная ставка тарифа, руб/кВт год;

стоимость одного кВт электроэнергии, руб/кВт ч;

отношение потерь активной мощности предприятия в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям активной мощности предприятия, определяется на основании графиков нагрузок предприятия и энергосистемы;

годовое число часов максимальных потерь.

руб/кВт.

 

 

 

 

 

8.2 Определение затрат на генерацию реактивной мощности отдельными источниками

— для низковольтных БК (0,4 кВ):

, (8.4)

где E – коэффициент амортизационных отчислений, для БК он равен 0,223;

Kнбк – капиталовложения на 1Мвар низковольтных БК;

Куд – коэффициент удорожания = 83,7;

ΔPнбк – удельные потери активной мощности в НБК на генерацию одного Мвар, кВт/Мвар [6].

руб/МВар.

 

— для высоковольтных БК (10 кВ):

 

руб/МВар.

 

 

8.3 Определение эквивалентных активных сопротивлений

 

Для расчета оптимальной реактивной мощности, генерируемой низковольтными БК, необходимо знать эквивалентные сопротивления соответствующих ТП, ниже приведем схемы замещения радиальных линий рисунок 12.

 

Рисунок 12 – Схема замещения радиальной линии.

 

Эквивалентное сопротивление ТП1, ТП2:

Ом. (8.5)

 

Эквивалентное сопротивление ТП3:

Ом.

 

Эквивалентное сопротивление ТП3:

Ом.

 

 

8.4 Определение реактивной мощности источников

; (8.6)

; (8.7)

;

МВар∙ Ом

 

Результаты расчёта мощностей Qci НБК сводим в таблицу 28.

 

 

Таблица 28 — Расчет мощности НБК

Присоединение Rэкв Q1,Квар Qc,Qco,Квар Тип принятой стандартной БК Qст,квар

Расчетное Принятое

ЗАО «Делсот» 0,57 982,00 15,33 15,33 УКЛН-0,4-10-50У3 на каждой СШ 20

ОАО «МиассЭлектро-Аппарат» 0,077 3343,00 -3812,84

ЗАО ПО «Трек» 1,11 571,00 74,60 74,60 УКЛН-0,4-50-50У3 на каждой СШ 100

Итого 4896,00 89,94 120

 

 

8.5 Определение мощности высоковольтной БК

 

Определение мощности высоковольтной БК подключаемой к СШ 10 кВ П/ст, производим из условия баланса реактивных мощностей на СШ 10 кВ П/ст:

, (8.8)

где Qэс1- экономически целесообразная реактивная мощность, передаваемая энергосистемой заводу, она определяется как минимальная величина из двух:

и ; (8.9)

. (8.10)

для 1,2 СШ:

 

где α1-расчетный коэффициент равный 0,31;

Рр и Qр- расчетные активная и реактивная нагрузки П/ст;

Кн.р- коэффициент несовпадения реактивной мощности равный 0,85;

Qсд.м- располагаемая мощность всех синхронных двигателей.

кВар.

кВар.

 

Экономически целесообразная реактивная мощность, потребляемая П/ст от энергосистемы в режиме максимальных нагрузок энергосистемы.

Определим значение коэффициента реактивной мощности tgφэ, заданного предприятию энергосистемой:

; (8.11)

.

 

Подставим все найденные значения в формулу (7.8):

для 1,2 СШ:

 

.

Устанавливаем на каждую секцию шин:

УКЛ(П)56-10,5-2000 У3=2000 кВар.

 

Определение расчетного коэффициента реактивной мощности tgφ на вводе П/ст (без учета мощности Qэс1, поступающей из энергосистемы):

; (8.12)

.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9 Расчет релейной защиты трансформатора ТДН-16000/110

 

Согласно ПУЭ [5 гл. 3.2.51] для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

— многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

— межвитковых замыканий на землю;

— витковых замыканий в обмотках;

— токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

— токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

— понижения уровня масла.

Соответственно устанавливаем следующие виды защит:

— продольная дифференциальная защита от различных видов коротких замыканий;

— МТЗ без выдержки времени как резервная от внешних многофазных ко-ротких замыканий;

— защита от перегруза;

— газовая защита.

 

9.1 Продольная дифференциальная защита

 

Для защиты трансформаторов от коротких замыканий между фазами, на землю и от замыканий витков одной фазы широкое распространение полу-чила дифференциальная защита. Принцип действия дифференциальной защиты трансформаторов, также как и дифференциальной защиты линий и шин, основан ан сравнении величины и направления токов до и после защищаемого элемента, в данном случае трансформатора. При внешнем КЗ и нагрузке токи с обоих концов трансформатора направлены в одну сторону, и находятся в определенном соотношении, равным коэффициенту трансформации трансформатора. При КЗ в трансформаторе токи направлены встречно от шин к месту повреждения. В первом случае защита не должна действовать, во втором – должна работать. С учетом этого и выполняется схема защиты.

На трансформаторах подстанции устанавливаем продольную дифференциальную токовую защиту без выдержки времени [5 гл. 3.2.54].

Защита выполняется с помощью дифференциального реле РСТ 15

Номинальные токи обмоток трансформатора.

Высшего напряжения:

, (9.1)

где Sт. — номинальная мощность трансформатора, КВА;

Uвн и Uнн — соответственно напряжения высокой и нижней сторон транс-форматора, В.

А.

Низшего напряжения:

А.

; (9.2)

А.

А.

 

Выбираем трансформатор тока на стороне ВН: ТФЗМ-110Б-300 У1-0,5 ,

Коэффициент трансформации:

; (9.3)

.

Схема включения трансформатора тока – треугольник,

 

Выбираем трансформатор тока на стороне НН: ТЛ-10У3-1500-0,5/10Р ,

Коэффициент трансформации:

 

Схема включения трансформатора тока – неполная звезда,

 

Вторичные токи трансформаторов тока при номинальной мощности силового трансформатора:

; (9.4)

А.

 

А.

За основную сторону принимаем ВН, так как

Определим ток срабатывания защиты

Определяем ток небаланса, вызванные погрешностями трансформаторов тока и регулированием напряжения под нагрузкой , при этом все токи приводим к ступени напряжения основной стороны.

, (9.5)

где — коэффициент однотипности трансформаторов тока;

— коэффициент апериодической составляющей для дифференциаль-ного реле;

допустимая погрешность трансформаторов тока [8 п.3].

; (9.6)

А.

А.

, (9.7)

где %, пределы регулирования напряжения ступени ВН;

, пределы регулирования напряжения ступени НН;

А.

Предварительное значения тока срабатывания по условию отстройки от токов небаланса:

, (9.8)

где — коэффициент отстройки, [8 п.3].

А.

Ток срабатывания защиты по условию отстройки от броска тока намагничивания

; (9.9)

А.

Из двух токов срабатывания выбираем наибольший,

А.

Предварительное значение коэффициента чувствительности защиты опре-деляем по току короткого замыкания в точке К 3 приведенному к высшему напряжению.

; (9.10)

.

Ток срабатывания на основной стороне:

; (9.11)

А.

Ток срабатывания на не основной стороне:

; (9.12)

А.

.

Принимаем число витков основной обмотки Wосн=12

Расчетная МДС основной обмотки:

Ток срабатывания на основной стороне:

; (9.13)

А∙виток.

Принимаем ближайшее действительное значение МДС F=80 А∙витков

Расчетное число не основной обмотки находим из условия

. (9.14)

витка.

Принимаем ближайшее действительное значение 9 витков

Составляющая тока небаланса из-за неравенства расчетного и действительного числа витков.

; (9.15)

А.

Ток срабатывания защиты с учетом всех составляющих тока небаланса:

; (9.16)

А.

Коэффициент чувствительности:

.

Ток срабатывания реле на основной стороне:

А.

Ток срабатывания на не основной стороне:

А.

 

9.2 МТЗ без выдержки времени от внешних КЗ

 

Защита от внешних коротких замыканий (КЗ) служит для отключения трансформатора при КЗ на сборных шинах или на отходящих от нее присоединениях, если защиты или выключатели этих элементов отказали в работе. Одновременно защита от внешних КЗ используется и для защиты от повреждения в трансформаторе.

Наиболее простой защитой от внешних КЗ является токовая максимальная защита. В тех случаях, когда ее чувствительность оказывается недостаточной, применяются более чувствительные токовые максимальные защиты с пуском по напряжению или же токовые защиты обратной и нулевой последовательности,[9 п.4].

Защиту выполним с помощью статического реле РСТ 13. Найдем макси-мальный рабочий ток в точке установки защиты равный 1,4 номинального тока трансформатора:

 

; (9.17)

А.

 

Используем выбранные выше трансформатор тока на стороне ВН:

ТФЗМ-110Б-300 У1-0,5 ,

.

 

Схема включения трансформатора тока – треугольник,

Ток срабатывания защиты определяется из условия отстройки от макси-мального рабочего тока в точке установки защиты:

, (9.18)

 

где КОТС = 1,2 – коэффициент отстройки;

Кв = 0,9 – коэффициент возврата [8 п.3].

А.

Определим коэффициент чувствительности основной зоны

; (9.19)

.

Ток срабатывания реле:

; (9.20)

.

Принимаем к установке реле РСТ 13/24, у которого ток срабатывания находится в пределах ICР.Р=(1,5-6) А.

Определим сумму уставок:

, (9.21)

где IMIN = 1 А – минимальный ток срабатывания выбранного реле.

.

Сумма относительных уставок:

.

Ток уставки реле:

; (9.22)

А.

Время срабатывания защиты:

, (9.23)

где =0,5 с. – собственное время срабатывания;

=1,5 с. – время срабатывания вводного выключателя секции шин ячейки К-105М КРУ.

с.

Устанавливаем реле времени ВЛ-56.

 

9.3 Защита от перегруза

 

используем токовую защиту в однофазном исполнении на РСТ – 13 (трансформаторы тока выбираем те же, что и выше).

; (9.24)

А.

 

Используем выбранные выше трансформатор тока на стороне ВН:

ТФЗМ-110Б-300 У1-0,5 ,

 

 

Схема включения трансформатора тока – треугольник,

Ток срабатывания защиты:

, (9.25)

где КОТС = 1,05 – коэффициент отстройки;

КВ = 0,9 — коэффициент возврата [8 п.3].

А.

Ток срабатывания реле:

; (9.26)

 

Принимаем к установке реле РСТ 13/24, у которого ток срабатывания находится в пределах ICР.Р=(1,5-6) А.

Определим сумму уставок:

, (9.27)

где IMIN = 1 А – минимальный ток срабатывания выбранного реле.

.

Сумма относительных уставок:

 

 

Ток уставки реле:

; (9.28)

А.

 

Защита от перегруза включает охлаждение трансформаторов и сигнализацию.Время срабатывания защиты:

.

 

Устанавливаем реле времени ВЛ-56.

 

 

 

 

 

 

 

9.4 Газовая защита

 

Газовая защита является основной защитой трансформатора от межвитковых замыканий и других внутренних повреждений. Действие газовой защиты основано на том, что всякие повреждения, а также повышенные нагревы внутри бака трансформатора вызывают разложение масла и органической изоляции обмоток, что сопровождается выделением газа. Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому при медленном газообразовании, свидетельствующим о медленном развитии аварии, газовая защита дает предупредительный сигнал, а при бурном газообразовании вызванным КЗ защита действует на отключение трансформатора. Она является единственной защитой реагирующей на пониженный уровень масла и на витковые замыкания обмоток, сопровождаемые недостаточными для других видов защит значениями тока.

В качестве реагирующего органа выбираем реле типа РГТ – 80 с уставкой скоростного элемента (нижнего) 0,6 м/с. Верхняя пара контактов действует на сигнал при слабом газовыделении и понижении уровня масла. Нижняя пара контактов действует на отключение при бурном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10 Выбор ответвления на трансформаторах подстанции

 

При отсутствии регулирования напряжения под нагрузкой или отключения устройств автоматики возникает задача выбора регулировочных ответвлений трансформаторов заключается в том, чтобы при любых возможных изменениях напряжения в электрической сети обеспечить на шинах вторичного напряжения трансформатора требуемое напряжение.

Схема электрической сети представлена на рисунке 13:

 

 

Рисунок 13 – Схема электрической сети

 

Схема замещения сети с эпюрой напряжения представлены на рисунке №14, трансформатор представлен приведенным к первичному напряжению сопротивлением Zт и идеальным трансформатором без потерь мощности и напряжения, изменяющим напряжение в соответствии с коэффициентом трансформации Кт. Вторичное напряжение, приведенное к обмотке высшего напряжения обозначено Uн.д. Напряжение на вторичной обмотки трансформатора, приведенное к обмотке высшего напряжения, отличается от напряжения Uв на величину потерь напряжения в сопротивления трансформатора Zт.

 

Рисунок 14 – Схема замещения сети, эпюра напряжения

 

Падение напряжения на активной составляющей трансформатора:

(10.1)

 

Падение напряжения на реативной составляющей трансформатора:

(10.2)

где — расчетная активная мощность протекающая через трансформатор;

— расчетная реактивная мощность протекающая через трансформатор;

Активное сопротивление трансформатора:

; (10.3)

 

Ом.

Реактивное сопротивление трансформатора:

; (10.4)

Ом.

 

кВ.

кВ.

кВ.

Напряжение на обмотке низкого напряжения приведенного к обмотке высокого напряжения:

; (10.5)

кВ.

Действительное напряжение на вторичной обмотке трансформатора при нормальном коэффициенте трансформации:

; (10.6)

кВ.

Требуемое напряжение на вторичных обмотках трансформаторов в режиме наибольшей нагрузки должны удовлетворять условию кВ [5].

Выбранные выше трансформаторы типа ТДН имеют устройство РПН с диапазоном регулирования напряжения ±9∙1,78%.

Оценим достаточность диапазона регулирования напряжения для поддер-жания напряжения на требуемом уровне.

Для трансформаторов установленных на подстанции необходимо переключить РПН с нулевого ответвления на требуемое ответвление, т.е. изменить номинальный коэффициент трансформации до требуемого значения.

; (10.7)

кВ.

Полученное напряжение требуемого регулировочного ответвления округляется до ближайшего значения:

; (10.8)

.

Требуемое регулировочное ответвление производим выбор по таблице 29 стандартных напряжений ответвлений трансформатора:

 

Таблица 29 – Стандартные напряжения ответвлений трасформатора

N ответвления Uотв, кВ N ответвления Uотв, кВ

0 115 0 115

-1 112,95 +1 117,04

-2 110,91 +2 119,09

-3 108,86 +3 121,14

-4 106,82 +4 123,19

-5 104,77 +5 125,23

-6 102,72 +6 127,28

-7 100,67 +7 129,33

-8 98,63 +8 131,37

-9 96,58 +9 133,42

 

Номер регулировочного ответвления -1, стандартное напряжение этого ответвления:

кВ.

Действительное напряжение на вторичной обмотке трансформаторов после регулирования:

кВ.

Требование ПУЭ для режима наибольшей нагрузки выполняются.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

11 Экономическая часть

 

В экономической части дипломного проекта приведен поэтапный расчет стоимости (цены) проекно – конструкторской работы.

Оценка проводится методом расчета полных издержек с использованием нормативных и законодательных документов в части ценообразования по состоянию на 15 апреля 2010 года.

 

11.1 Расчет проектно-конструкторских затрат.

11.1.1 Материалы и покупные, комплектующие изделия

 

Затраты по статье «Материалы и ПКИ» рассчитаны исходя из потребностей на сырье и материалы, покупные изделия и полуфабрикаты, вспомогательные материалы, комплектующие изделия, пакеты прикладных программ, дискеты, ватман и др. по цене приобретения без НДС.

 

Расчет затрат на материалы и ПКИ приведен в таблице 30.

Таблица 30 — Расчет затрат на материалы и ПКИ

Наименование

материалов, ПКИ

и других

материальных ресурсов Единица

изме-

рения Коли-

чест-

во Цена едини-цы,

руб.

(без НДС) Сумма,

руб.

 

Обосно-

вание

 

 

1 2 3 4 5 6

Флэш-крта шт. 1 638 638 прайс ─

листы

Ватман шт. 12 10,17 122,03

СD шт. 2 21,19 42,37

Всего 802,4

 

 

11.1.2 Расходы на оплату труда

 

Расходы на оплату труда определены исходя из среднемесячного размера расходов на оплату труда одного работника и трудоемкости работ. С учетом премии среднемесячный размер расходов на оплату труда на предприятии ЗАО «Делсот» на одного работника составит 12000рублей.

Продолжительность и трудоемкость проводимых работ определяется в соответствии с календарным планом, приведенном в таблице 31.

 

 

 

Таблица 31 – Календарный план проведения работ

№

пп

Наименование работ Срок выполнения Трудоём-кость (чел/час)

начало окончание

1 2 3 4 5

1. Получение и анализ задания на разработку 10.02.2010 11.02.2010 8

2. Подбор, изучение научно-технической литературы, подготовка материалов и справочных данных 12.02.2010 16.02.2010 22

3. Расчет электрических нагрузок 17.02.2010 05.03.2010 95

4. Технико-экономическое обоснование и выбор элек-трооборудования схемы внешнего электроснабже-ния 09.03.2010 24.03.2010 96

5. Выбор электрооборудования подстанции «Аппа-ратная» 25.03.2010 02.04.2010 56

6. Выбор режима нейтрали сети 05.04.2010 09.04.2010 40

7. Компенсация реактивной мощности 12.04.2010 16.04.2010 40

8. Релейная защита трансформатора ТДН 16000/110 19.04.2010 26.04.2010 48

9. Выбор ответвления на трансформаторах подстан-ции 27.04.2010 30.04.2010 31

10. Расчет проектно-конструкторских затрат 5.05.2010 07.05.2010 24

11. Безопасность жизнедеятельности 11.05.2010 14.05.2010 32

9. Графическая часть 17.05.2010 24.05.2010 48

10. Анализ разработки, выводы и оформление проекта 25.05.2010 31.05.2010 40

ИТОГО: 580

 

При среднем количестве часов в месяц в 2010 году — 165,6часов (при 40 — часовой неделе: 1987 рабочих часов делим на 12месяцев) в месяц продолжи-тельность работ в месяцах будет составлять 3,5 месяца (580/165,6).

Полные расходы на оплату труда приведены в таблице 32.

 

 

 

 

 

Таблица 32 – Расчет расходов на оплату труда

Сроки

 

 

 

Продол

житель

ность

(мес.)

 

 

Кол-во

участ-

ников

(чел.)

Категория рабо-тающих

ИТР и служащие

Трудоем-

кость

(чел/мес)

 

 

 

Среднемесячный

размер расходов

на оплату труда

одного человека

в месяц

 

Расходы

на

оплату

труда

 

Начало

 

 

 

Окон-

чание

 

 

 

2 3 4 5 6 7 8

02.02.2010 31,.05.2010 3,5 1 3,5 12000 42000

 

11.1.3 Отчисления на социальные нужды

 

В соответствии с Налоговым кодексом РФ (часть вторая) установлен еди-ный социальный налог по ставке 26% от расходов на оплату труда [10].

Кроме того, предприятие производит отчисления на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний.

Для предприятия ЗАО «Делсот» размер страхового тарифа, указанный в страховом свидетельстве равен 0,2.

Таким образом, суммарный тариф отчислений на социальные нужды составит 26,0% + 0,2 % = 26,2 % от суммы расходов на оплату труда.

Размер отчислений на социальные нужды составит:

42000 ∙ 0,262 = 11004 рублей

 

11.1.4 Накладные расходы

 

К накладным расходам относят:

— расходы на содержание аппарата работников управления;

— содержание зданий, сооружений, инвентаря общехозяйственного назначения;

— конторские, типографские, почтово-телеграфные, телефонные расходы, интернет;

— плата (или содержание) за пожарную, военизированную охрану;

— плата за аренду в случае аренды отдельных объектов основных производственных фондов;

— оплата услуг связи, вычислительных центров, банков;

— оплата работ по сертификации продукции;

— затраты на обеспечение нормальных условий труда и техники безопасности [11].

Накладные расходы определяются индивидуально по каждому предприятию и зависят от вида деятельности и составляют для предприятия ЗАО «Делсот» — 165 % от расходов на оплату труда.

Накладные расходы = 42000 ∙ 1,65 = 69300 рублей.

11.1.5 Структура цены проектно – конструкторских работ

 

Себестоимость собственных работ составляет сумму всех вышеперечисленных статей.

Плановая прибыль определяется в размере 20% от себестоимости собст-венных работ.

Налог на добавленную стоимость — 18% от цены.

Плановая структура цены представлена в таблице 33.

Таблица 33 – Плановая структура цены

№

п/п Наименование статей затрат

Всего

руб. Доля в себе-стоимости %

 

1 Материалы и ПКИ 802,4 0,65

2 Расходы на оплату труда 42000 34,15

3 Отчисления на социальные нужды(26%+0,2%=26,2%) от расходов на оплату труда 11004 8,9

4 Накладные расходы (165% от расходов на оплату труда) 69300 56,3

Итого себестоимость собственных работ 123106,4

7 Прибыль 20% от себестоимости собственных работ 24621,28

8 Цена 147727,68

9 НДС 18% 26590,98

10 Цена реализации (Цена + НДС) 174318,66

 

 

Стоимость проектных работ по реконструкции подстанции составит: 174318,66 рублей.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

12 Безопасность жизнедеятельности

Электробезопасностью в соответствии с ГОСТ 12.1.009-76 называется система организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от опасного и вредного воздействия на человека электрического тока, электрической дуги, электромагнитного поля и статического электричества.

К организационным мероприятиям относятся:

1) Правильная организация и ведение безопасных методов работ по наряду, распоряжению, в порядке текущей эксплуатации согласно утвержденному перечню работ;

2) Обучение и инструктаж электротехнического персонала;

3) Контроль и надзор за выполнением правил техники безопасности (ПТБ).

К техническим мероприятиям относятся:

1) Отключение;

2) Вывешивание запрещающих плакатов;

3) Проверка отсутствия напряжения;

4) Установка заземления;

5) Установка заземлений в распределительных устройствах;

6) Установка заземлений на ВЛ;

5) Ограждение рабочего места, вывешивание плакатов [15].

 

12.1 Перечень защитных средств, применяемых на подстанции

 

На подстанциях применяются следующие защитные средства:

1) Изолирующая штанга – 2 шт на каждый класс напряжения;

2) Указатель напряжения:

а) на 110 кВ – 2 шт,

б) на 10 кВ – 2 шт,

в) на 0,4 кВ – 2 шт;

3) Изолирующие клещи – по 1 шт на каждый класс напряжения;

4) Диэлектрические перчатки – не менее двух пар;

5) Диэлектрические боты (для ОРУ) – 1 пара;

6) Диэлектрические галоши – 2 пары (для 0,4 кВ);

7) Временные ограждения — 7 штук;

8) Переносные заземления – не менее двух штук на напряжение;

9) Диэлектрические коврики – по местным условиям;

10) Переносные плакаты и знаки безопасности;

11) Противогаз – 2 шт;

12) Защитные очки – 2 пары;

13) Медицинская аптечка – 1 комплект.

 

 

 

 

12.2 Расчет заземляющего устройства подстанции «Аппаратная»

 

Заземляющие устройства являются основной частью большинства электроустановок и служат для обеспечения необходимого уровня электробезопасности в зоне обслуживания электроустановки и за ее пределами, для отвода в землю импульсных токов с молниеотводов и ограничителей перенапряжения, для создания цепи при работе защиты от замыканий на землю и для стабилизации напряжения фаз относительно земли. Наиболее жесткие требования предъявляются к заземляющим устройствам уровнями обеспечения безопасности, так как для изоляции электрооборудования опасные разности потенциалов во всех случаях превышают напряжения, опасные для человеческого организма. Для заземлений электроустановок различных назначений и различных напряжений на подстанциях применяется одно общее заземляющее устройство.

Заземлению подлежат корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, приводы электрических аппаратов, каркасы распределительных щитов, щитов управления, ящиков и шкафов, вторичные обмотки измерительных трансформаторов

В качестве естественных заземлителей могут быть использованы:

1) металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, находящиеся в соприкосновении с землей, в том числе железобетонные фундаменты зданий и сооружений, имеющие защитные гидроизоляционные покрытия в неагрессивных, слабоагрессивных и среднеагрессивных средах;

2) металлические трубы водопровода, проложенные в земле;

3) обсадные трубы буровых скважин;

4) металлические шпунты гидротехнических сооружений, водоводы, за-кладные части затворов и т.п.;

5) рельсовые пути магистральных неэлектрифицированных и железных дорог и подъездные пути при наличии преднамеренного устройства перемычек между рельсами;

6) другие находящиеся в земле металлические конструкции сооружения;

7) металлические оболочки бронированных кабелей, проложенных в земле. Оболочки кабелей могут служить единственными заземлителями при количестве кабелей не менее двух. Алюминиевые оболочки кабелей использовать в качестве заземлителей не допускается.

Не допускается использовать в качестве заземлителей трубопроводы горючих жидкостей, горючих или взрывоопасных газов и смесей и трубопроводов канализации и центрального отопления. Указанные ограничения не исключают необходимости присоединения таких трубопроводов к заземляющему устройству с целью уравнивания потенциалов в соответствии с ПУЭ 1.7.82.

Не следует использовать в качестве заземлителей железобетонные конст-рукции зданий и сооружений с предварительно напряженной арматурой, однако это ограничение не распространяется на опоры ВЛ и опорные конструкции ОРУ.

Возможность использования естественных заземлителей по условию плот-ности протекающих по ним токов, необходимость сварки арматурных стержней железобетонных фундаментов и конструкций, приварки анкерных болтов стальных колонн к арматурным стержням железобетонных фундаментов, а также возможность пользования фундаментов в сильноагрессивных средах должны быть определены расчетом.

 

Искусственные заземлители могут быть из черной или оцинкованной стали или медными.

Искусственные заземлители не должны иметь окраски.

Материал и наименьшие размеры заземлителей должны соответствовать приведенным в[5 табл.33].

 

Расчет заземляющего устройства проводится в следующем порядке:

В соответствии с ПУЭ устанавливают допустимое сопротивление зазем-ляющего устройства Rз не превышающее 0,5 Ом . Если заземляющее устройство является общим для установок на различное напряжение, то за расчетное принимается наименьшее из допустимых [12].

, (12.1)

где — ток замыкания на землю=17,41 А.

Ом.

Определяем необходимое сопротивление искусственного заземлителя с учетом использования естественного заземлителя, включенного параллельно, из выражения

, (12.2)

где Rз – допустимое сопротивление заземляющего устройства;

Rи – сопротивление искусственного заземлителя;

Rе – сопротивление естественного заземлителя.

В качестве естественных заземлителей используем систему трос – опора подходящих к подстанции воздушных линий электропередачи 110 кВ. на ж/б опорах с длиной пролета 150 м.

Каждая линия имеет один стальной грозозащитный трос сечением

. (12.3)

При расчете заземляющего устройства сопротивлением естественных за-землителей пренебрегаем, они уменьшают общее сопротивление заземляющего устройства, их проводимость идет в запас надежности.

Искусственный заземлитель выполняется из горизонтальных пересекаю-щихся полосовых электродов сечением 4×48 и вертикальных стержневых диаметром 12 мм размещенных по периметру заземлителя. Глубина погружения электродов в землю — 0,8 м.

Сопротивление растекания одного вертикального электрода:

, (12.4)

где — Удельное сопротивление грунта для горизонтальных и вертикаль-ных электродов принимаем = 100 Ом/м [13 табл. 16.2];

— длина вертикальных заземлителей = 2 м;

— внешний диаметр электрода = 12 мм;

— глубина заложения =1,35м., рисунок № 15.

Ом.

Определяем ориентировочное число вертикальных заземлителей:

, (12.5)

где — коэффициент использования электродов =0,65 [13 табл.16.3];

— сопротивление вертикального заземлителя=4 Ом.

 

 

 

 

Рисунок № 15 – Заложение вертикальных электродов заземлителя

 

Расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов:

, (12.6)

где — длина полосы = 2,5 м;

— ширина полосы =48 мм;

— глубина заложения =1,35м.

 

Ом.

Уточняем минимальное число горизонтальных заземлителей:

; (12.7)

.

Сопротивление искусственного заземлителя с минимальным числом элек-тродов:

. (12.8)

Ом.

Заземляющее устройство подстанции «Аппаратная» состоит из горизон-тальных и вертикальных заземлителей. Горизонтальный заземлитель (стальные полосы) прокладывается на расстояние 0,8 – 1 м от фундаментов или оснований оборудования. В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения оборудования к заземлителю на территории занятой оборудованием, на глубине 0,8 м прокладываются продольные и поперечные горизонтальные заземлители, образующие заземляющую сетку.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

 

Разработчиком данного дипломного проекта был произведен анализ литературы по данной тематике, произведен расчет электрических нагрузок жилого района в целом и подробный расчет электрических нагрузок промышленных предприятий, где размещено основное оборудование. Для решения вопроса о схеме внешнего электроснабжения и реконструкции подстанции сопоставленно технико-экономическое сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения промышленного узла. Произведен выбор электрооборудования для внешнего и внутреннего электроснабжения, расчет и выбор средств компенсации реактивной мощности . Проведен расчет релейной защиты силового трансформатора подстанции «Аппаратная». Приведены основные положения по безопасности жизнедеятельности в отношении действующих электроустановок, произведен расчет защитного заземления.

В результате проведенных расчетов была разработана система электро-снабжения западной промышленной зоны г. Миасса, отвечающая всем необходимым требованиям по бесперебойности и надежности электроснабжения с минимальными потерями электроэнергии.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Библиографический список

1. Справочник по проектированию электроснабжения: Электроустановки промышленных предприятий /Под ред. Ю. Г. Барыбина, Л. Е. Федорова, М. Г. Зименкова. – М.: Энергоатомиздат, 1990г.

2. П.А. Бутырин, Р.Ф. Гафиятулина, А.Л. Шестакова.Электротехника. Учебное пособие в трех томах. Том 3 Электроснабжение. – Издательство ЮУрГУ 2006г.

3. Инструкция по проектированию городских электрических сетей

РД 34.20.185 – 94.

4. Справочник по проектированию_электрических_сетей. Под редакцией Д.Л. Файбисовича. Москва: Издательство ЭНАС 2005г.

5. Правила устройства электроустановок. – Москва: Издательство НЦ ЭНАС, 2003г.

6. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2 т. Т. 2. Электрооборудование / Под общ. ред. А.А. Федорова. – М.: Энерго-атомиздат, 1987.

7. Нормы технического проектирования НТП ЭПП – 94.

8. Копьев В.Н. Релейная защита основного электрооборудования электростанций и подстанций. Учебное пособие. 2-е издание. – Томск: Издательство ЭЛТИ ТПУ, 2005г.

9. Карпеш М.А. Сенигов Р.Н. Релейная защита электроэнергетических систем. – Челябинск: ООО Учебная техника 2003г.

10. Налоговый кодекс Российской федерации. Часть 2. ФЗ — №117 от 05.08.200г.

11. Кожевников Н.Н. Экономика и управление электроэнергетическим предприятием. Учебник. – Москва: Издательский центр «Академия», 2004г.

12. Федров А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий.- Москва: Издательство Энергия, 1972г.

13. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий. – Москва: Интернет инжиниринг, 2006г.

14. В.Н. Костин, Е.В. Распопв, Е.А. Родченко Передача и распределение электроэнергии. Учебное пособие. – СПБ: СЗТУ 2003г.

15. Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации электроустановок – 016 – 2001. РД. 153-34.0 – 03.150 – 04. – Москва: Издательство НЦ ЭНАС 2001г.