Електромережі та електрообладнання

Зміст



Вступ

1. Характеристика споживачів електричної енергії. Вихідні дані і визначення категорії електропостачання

2. Розрахунок електричних навантажень підприємства і побудова графіків навантажень

3. Складання картограми навантажень. Визначення місця розташування головної підстанції. Вибір схем розподілу і величин напруг живлячої і розподільчої мережі

4. Обґрунтування вибору кількості і потужності трансформаторів на підстанції, типу і кількості підстанцій. Економічне обґрунтування вибраного варіанту трансформаторів

5. Розрахунок живлячої і розподільчих мереж високої напруги

6. Розрахунок струмів короткого замикання

7. Вибір електрообладнання підстанції високої та низької напруги і перевірка його на дію струмів к.з

8. Розрахунок заземлюючого пристрою підстанції

9. Вибір і розрахунок релейного захисту силових трансформаторів підстанції

10. Захист підстанцій від перенапруг і грозових розрядів

Література


Вступ



Надійність електропостачання залежить від надійності внутрішньої схеми, монтажу, налагодження електроустановок самих споживачів. У сільській місцевості практично зникли підприємства "Райагроенерго", енергослужби підприємств недержавної форми власності скорочуються. Цей процес негативно впливає на технічний стан електричних мереж сільськогосподарського призначення. Однак у деяких областях, зокрема у Вінницькій та окремих районах інших областей, підприємства Райагроенерго збереглись і «виживають» за рахунок виконання незначних замовлень непрофільного для них характеру. При цьому місцеві сільськогосподарські підприємства не мають реальної можливості експлуатувати власні електроустановки та мережі.

Як варіант, доцільно запропонувати Мінагрополітики України відродити централізоване обслуговування електроустановок та мереж сільськогосподарського призначення, а можливо і внутрішньобудинкових у приватному секторі, силами районних підрозділів агроенергетики. 

Слід окремо виділити проблему утримання охоронних зон повітряних та кабельних електричних мереж, особливо ПЛ, які проходять через лісові масиви та зелені насадження населених пунктів. Перевірками виявлено, що траси ПЛ здебільшого не розчищаються, в охоронних зонах розміщуються об'єкти господарської діяльності, яких виявлено понад 6200.

Держенергонаглядом направлено 370 звернень до органів державної влади з метою виправлення ситуації, що склалася.

В свою чергу, електропередавальні організації вкрай недостатньо взаємодіють з органами лісового та сільського господарства з цього питання через недосконалість нормативно-правової бази у цій сфері діяльності. При погіршенні погодних умов, навіть коли їх параметри не виходять за нормативні, відбувається значна кількість масових відключень, особливо ПЛ 0,38-10 кВ. У той же час, за оцінкою електропередавальних організацій ці мережі, в основному, знаходяться у задовільному, а то і в доброму технічному стані. З урахуванням зростання навантаження, особливо у побутовому секторі, у сільській місцевості та малих містах, практично в усіх електропередавальних організаціях розвиток і модернізація електромереж не відповідає дійсним потребам збільшення приєднаної потужності. Точка забезпечення приєднаної потужності за технічними умовами зміщується аж у мережі 110 кВ.

Як підсумок слід зазначити, що Мінпаливенерго та Держенергонагляд й надалі посилюватимуть вимоги щодо забезпечення електропередавальними організаціями якості та надійності електропостачання споживачів на основі підвищення рівня ремонтно-експлуатаційного обслуговування мереж та обладнання, збільшення обсягів модернізації, реконструкції та технічного переоснащення електромереж, підвищення рівня кваліфікації оперативного та експлуатаційного персоналу і, як наслідок, підвищення рівня безпеки в роботі мереж та обладнання.

У найближчому майбутньому перед енергетикою стоїть задача всесвітнього розвитку і використання відновлених джерел енергії, розвитку комбінованого виробництва енергії і тепла для централізованого теплопостачання промислових міст. Але з розвитком електроенергії необхідно слідкувати за охороною природи від шкідливого впливу промислових відходів і викидів.

В наслідок цього перед суспільством постали такі задачі з охорони навколишнього середовища: перехід на газ, що різко знизить викиди золи і окисів сірки; зменшення і повне запобігання викиду неочищеної стічної води в басейни морів; прискорене створення надійних і економічних установок, які вловлюють шкідливі викиди та ін.

Утворення і розвиток міжнародної співпраці в області охоронного середовища буде сприяти успішному вирішенні національних і міжнародних проблем охорони природи, обміну досвідом в розробці природоохоронних територій, контролю за забрудненням навколишнього середовища.

Розділ 1. ХАРАКТЕРИСТИКА СПОЖИВАЧІВ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ.ВИХІДНІ ДАНІ І ВИЗНАЧЕННЯ КАТЕГОРІЇ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ



1.1. Характеристика споживачів електроенергії



До загальнопромислових установок відносяться вентилятори, насоси, компресори, і т. п. В них застосовуються асинхронні і синхронні двигуни трифазного змінного струму

частотою 50Гц, на напругах від 127В до 10кВ, а там, де потрібне регулювання продуктивності, — двигуни постійного струму. Діапазон їх потужностей різний — від декількох кіловат (електродвигуни засувок, затворів, насосів подачі мастила і т. п.) до десятків мегават (повітродувки доменних печей, кисневі турбокомпресори). Основним агрегатам (насоси, вентилятори і т. п.) властивий тривалий режим. Електродвигуни засувок, затворів і т.п. працюють в короткочасному режимі. Їх коефіцієнт потужності знаходиться в межах 0,8—0,85.Синхронні двигуни працюють в режимі перезбуджування.

Дана група електроприймачів відноситься, як правило, до першої категорії надійності, а на деяких виробництвах, особливо хімічної промисловості, — до «особливої» групи тієї ж категорії. Деякі вентиляційні і компресорні відносяться до другої категорії надійності.

На промислових підприємствах переважає електропривод виробничих механізмів. Залежно від технологічних особливостей механізму або агрегату використовуються всі види двигунів змінного і постійного струму потужністю від декількох кіловат до декількох мегават, на номінальні напруги до 10кВ.

Регульований електропривод технологічних механізмів і двигуни верстатів з підвищеною швидкістю обертання одержують живлення від перетворювальних установок. Режими їх роботи різні і визначаються режимом механізму.

Як правило, електропривод технологічних механізмів відноситься до другої категорії надійності. Виняток становлять ті механізми і установки, які по своїх показниках відносяться до першої категорії надійності (технологічне устаткування підприємств нафтохімічної промисловості, деякі унікальні металообробні верстати і т. п.).

Перетворювальні установки на промислових підприємствах служать для живлення електроприймачів механізмів і установок, які через особливості технологічних режимів повинні працювати або на постійному, або на змінному струмі з частотою, відмінною від 50Гц.Споживачами постійного струму є: електропривод механізмів з широким регулюванням швидкості і реверсуванням, електрофільтри, електролізні установки, внутрішньозаводський електротранспорт. 

Перетворювачами струму служать двигуни-генератори, ртутні і напівпровідникові випрямлячі, що живляться від трифазних мереж змінного струму промислової частоти на напругах до 110кВ.Показники і характер роботи перетворювальних установок залежать від підключеного до них технологічного устаткування. Коефіцієнт потужності залежить від типу перетворювача і його призначення, він змінюється в межах 0,7—0,9.

До електротехнологічних установок відносяться електронагрівальні і електролізні установки, установки електрохімічної, электроіскрової і ультразвукової обробки металів, електромагнітні установки (сепаратори, муфти),устаткування електрозварювання.

Електронагрівальні установки об'єднують електричні печі і електротермічні установки, які за способом перетворення електроенергії в теплову розділяються на печі опору, індукційні печі і установки, дугові електричні печі, печі конденсаторного нагріву.

Печі опору одержують живлення від трифазних мереж змінного струму частотою 50Гц,в основному на напрузі 380/220В або на більш високій напрузі через знижуючі трансформатори. Випускаються печі в одно- і трифазному виконанні, потужністю до декількох тисяч кіловат. Коефіцієнт потужності для печей прямої дії 0,7—0,9, для печей непрямої дії — 1,0.

Індукційні плавильні печі випускаються зі сталевим осердям і без нього, потужністю до 4500кВ•А.Живлення індукційних печей і установок гартування і нагріву здійснюється від трифазних мереж змінного струму частотою 50Гц,на напрузі 380/220В і вище залежно від потужності. Індукційні плавильні печі без осердя і установки гартування і нагріву струмами високої частоти одержують живлення, змінним струмом частотою до 40Мгц від перетворювальних установок, які ,у свою чергу, живляться від мереж змінного струму промислової частоти.

Печі зі сталевими осердями випускаються в одно-, двох- і трифазному виконанні. Коефіцієнт потужності їх коливається в межах 0,2—0,8(у індукційних установок підвищеної частоти — від 0,06 до 0,25).

Всі перераховані печі і установки індукційного нагріву відносяться до приймачів другої категорії надійності.

Дугові електричні печі за способом нагріву розділяються на печі прямого, непрямого і змішаного нагріву. Потужність нинішніх дугових електропечей майже 100-125МВ•А.Коефіцієнт потужності 0,85—0,95.Відносно надійності електропостачання дугові печі відносяться до приймачів першої категорії.

Вакуумні електричні печі для виплавки високоякісних сталей і спеціальних сплавів відносяться до приймачів особливої групи першої категорії, оскільки перерва в живленні вакуумних насосів приводить до дорогого браку. Електролізні установки відносяться до приймачів першої категорії надійності. Коефіцієнт потужності складає 0,8-0,9.

Електрозварювальне обладнання живиться напругою 380 або 220 В змінного струму промислової частоти. Електрозварювальне обладнання працює в повторно-короткочасному режимі. Коефіцієнт їх потужності коливається в межах 0,3—0,7. Зварювальні установки по ступеню надійності відносяться до другої категорії.

Потужність електроприводів підйомно-транспортних пристроїв визначається умовами виробництва і коливається від декількох до сотень кіловат. Для їх живлення використовується змінний струм 380 і 660 В і постійний струм 220 і 440 В.Режим роботи повторно-короткочасний. Навантаження на стороні змінного трифазного струму - симетричне. Коефіцієнт потужності змінюється відповідно до навантаження в межах від 0,3 до 0,8. По надійності электропостачання підйомно-транспортне устаткування відноситься до першої або другої категорії (залежно від призначення і місця роботи).

Електричні освітлювальні установки є в основному однофазними приймачами. Лампи світильників мають потужності від десятків ватів до декількох кіловатів і живляться на напругах до 380 В.Світильники загального освітлення (з лампами розжарювання або газорозрядними)живляться переважно від мереж 220 або 380 В.Світильники місцевого освітлення з лампами розжарювання на 12 і 36 В живляться через знижуючі однофазні трансформатори. Характер навантаження - тривалий. Коефіцієнт потужності для світильників з лампами розжарювання - 1,0, з газорозрядними лампами — 0,96.

Електроосвітлювальні установки відносяться до другої категорії надійності. 



1.2. Вихідні дані для курсового проектування



Для виконання курсового проекту мені задані наступні дані:

1.План підприємства.

2.Найменування і площі цехів:

а)Плавильний цех:200×36

б)Механічний цех:180×26

в)Збиральний цех:160×30

г)Термічний цех:180×42

д)Допоміжний цех:200×30

є)Цех металоконструкцій:220×26

е)Інструментальний цех:120×30

3.Графіки навантажень підпрмємства-мал.2.8(а)

4.Відстань до районної підстанції:32км

5.Потужність джерела районної підстанції: S=∞

6.Відсоток споживачів I-ї категорії 70%

7.Місце знаходження підприємства: м. Полтава

8.Найменування підприємства: «Завод вугледобування»



1.3. Визначення категорії електропостачання



Для виконання курсового проекту мені задані слідуючі дані: план підприємства, найменування і площі цехів, графіки навантажень, відстань до районної підстанції, потужність джерела живлення районної підстанції, процент споживачів I-ї категорії, місце знаходження підприємства.

Щоб забезпечити підприємство електроенергією високої якості без зриву плану виробництва і не допустити аварійних перериві в електропостачанні потрібна надійність електропостачання.

Згідно завданню до курсового проекту маємо споживачів I і II-ї категорії 70%.Підприємство відноситься до I-ї категорії електропостачання споживачів. З цього робимо висновок, що підприємство повинно 100% забезпечуватись електроенергією з двома джерелами живлення. Тому, що I категорія електропостачання включає в себе такі електроприймачі, перерва у електропостачанні яких зв’язана з небезпекою для життя людей, нанесенням значної шкоди народному господарству, розладом складного технологічного процесу, пошкодженням устаткування, масовим браком продукції.

До II-ї категорії відносяться електроприймачі, перерва в електропостачанні яких може призвести до великого недовідпуску продукції, простою технологічних механізмів, робочого, промислового транспорту. Перерва у електропостачанні приймачів допускається на час ,який необхідний для включення резервного живлення силами експлуатаційного персоналу, але не більше 1 доби.

До III-ї категорії відносяться електроприймачі несерійного виробництва продукції, допоміжні цехи, комунально-господарські споживачі, сільськогосподарські заводи. Для цих електроприймачів електропостачання може бути від одного джерела живлення при умові, що перерва у електропостачанні, необхідна для ремонту та заміни пошкодженого елемента системи електропостачання, але не більше 1 доби. 


Розділ 2. Розрахунок електричних навантажень підприємства і побудова графіків навантажень



2.1. Розрахунок електричних навантажень підприємства



Розрізняють такі методи визначення розрахункового навантаження:

1. Метод впорядкованих діаграм:

Цей метод є основним при розрахунку навантажень. Його застосування можливе, якщо відомі одиничні потужності ЕП, їх кількість і технологічне призначення. Розрахунок виконується по вузлам живлення системи електронавантаження в слідую чому порядку:

Приймачі поділяють на характерні технологічні групи для яких з довідників знаходять значення Кв і cos φ.

Для кожної технологічної групи розраховують середню активну і реактивну потужності:

Q сер = Р сер tg φ





По вузлу живлення визначають: загальну кількість приймачів, їх сумарну

установлену потужність, сумарну середню активну і реактивну потужності. 

Знаходять значення групового коефіцієнта використання. Розраховують ефективне число приймачів.

По кривим в довіднику знаходять значення коефіцієнта максимуму. Визначають розрахункову активну потужність:

Рм = Км · Рсер

 розрахункову реактивну потужність приймаємо Qм=Q сер (якщо nе ≤ 10, то Qм=1,1·Qсер)

Вираховують розрахункові: повну і струм:

2. Метод питомого споживання електроенергії на одиницю продукції:

	





Використовують в тому випадку, коли відоме призначення підприємства, кількість продукції яку воно випускає за рік, режим роботи підприємства і норми питомих витрат електроенергії.

Середня потужність за mах завантажену зміну визначається за формулою:







	[1] с.40

Тр - річне число часів роботи підприємства;

ά- коефіцієнт змінності по використанню електроенергії (в довідниках);

Мр - річне число одиниць продукції;

ώо - питомі витрати електроенергії на одиницю продукції (в довідниках).

3. Метод коефіцієнта попиту:

Метод використовується для визначення розрахункового навантаження груп електроприймачів, цехів або підприємств, якщо є дані про цей коефіцієнт. Розрахункова максимальна активна потужність обчислюється для кожної групи приймачів за формулою:

; [1] с.41

Pм - максимальна розрахункова потужність;

Ру- установлена потужність;

Кп- коефіцієнт попиту;

Реактивне розрахункове навантаження визначається за формулою:

;[1] с.41

Де tg - тангенс кута зсуву фаз між активною і реактивною потужністю.

Повне навантаження по вузлу (цеху, підприємству) знаходять за формулою:

; [1] с.41

	4. Метод питомої потужності на одиницю виробничої площі:

Навантаження визначається по цеху в цілому за умови її рівномірного розподілу за всією його площею. Даний метод використовується для орієнтовних розрахунків за відсутності даних про розміщене в цеху електроустаткування.

Розрахункове середнє навантаження по цеху визначається по формулі:

 ; [1] с.40

де р0 - питома густина навантаження на одиницю площі, Вт/м2; 

F - виробнича площа, м2.

Щоб розрахувати електричне навантаження підприємства, застосовуємо метод питомої потужності на одиницю виробничої площі, виходячи з даних на курсове проектування.

Розрахункове навантаження по кожному з цехів беремо з літератури:

а)Плавильний цех:P0=230 Вт/м2

б)Механічний цех:P0=200 Вт/м2

в)Збиральний цех:P0=200 Вт/м2

г)Термічний цех:P0=300 Вт/м2

д)Допоміжний цех:P0=260 Вт/м2

є)Цех металоконструкцій:P0=350 Вт/м2

е)Інструментальний цех:P0=50 Вт/м2

А також обчислюємо площі кожного з цехів:

F1=200×36=7200 м2

F2=180×26=4680 м2

F3=160×30=4800 м2

F4=180×42=7560 м2

F5=200×30=6000 м2

F6=220×26=5720 м2

F7=120×30=3600 м2

Визначаємо розрахункове навантаження підприємства за формулою:



Pр=(230·7200)+(200·4680)+(200·4800)+(300·7650)+(260·6000)+(350·5720)+(50· 3600)=

=1656000+936000+960000+2268000+1560000+2002000+180000=9582000 Вт=9582 кВт=9,582 МВт.



2.2. Побудова графіків електронавантажень



Для розрахунків і економічної експлуатації джерел живлення і мереж користуються типовим добовим і річним графіками навантаження, які характерні для деяких галузей промисловості. Ці графіки показують характер зміни навантаження властивий підприємству даної галузі промисловості, знаючи який можна в процесі експлуатації здійснювати найбільш економічний режим роботи електричних установок, підготовити зупинку потрібної кількості агрегатів джерела живлення при знижені навантаження або навпаки вводити резервні агрегати при збільшенні споживання енергії, планувати терміни ремонту ел.обладнання та ін.

Розрізняють два основні види графіків: добовий і річний.

На добовому графіку відкладають зміну навантаження за часом t і втрати потужності в лініях і трансформаторах Р. Площа, обмежена графіком, відповідає добовій витраті електроенергії. Середнє навантаження визначається по графіку як:



Річний графік складається на основі характерних добових графіків за зимову і літню добу. Зміна навантаження на річному графіку позначається в порядку убування в часі.

Для побудови річного графіка значення кожної з ординат взяте із добового графіка починаючи з максимального значення множиться на річне число діб. В результаті отримуємо постійно зменшуючуся ламану лінію від максимального значення ординати (Рmax) до мінімального значення (Рmin).

За допомогою графіків навантаження можна визначити кількість електроенергії яка споживається або відпускається, величину максимального навантаження а також середню потужність, добову або річну. 

По розрахунковому максимуму навантаження Рр можна перевести типовий графік в % в графік навантаження даного промислового підприємства.

Розрахунок ординат потужності для добового графіка визначають за формулою:

 

Рст - потужність графіка у визначений час доби;

n% - ордината, яка відповідає ступені типового графіка %; 

Рр – максимальна потужність, МВт.

Розраховуємо активну, реактивну і повну потужність для добового графіка навантаження.

Розрахункове навантаження підприємства 9582 кВт.

Знаходимо активну потужність за формулою:

 

Р0-5==7665,6 кВт

Р5-9==7953,06 кВт

Р9-15==9007,08 кВт

Р15-18==7953,06 кВт

Р18-21==9582 кВт

Р21-23==8623,8 кВт

Р23-24==7665,6 кВт

Знаходимо реактивну потужність за формулою:

Qt0-tn=

Q0-5==7953,06 кВар

Q5-9==8432,16 кВар

Q9-15==9198,72 кВар

Q15-18==8623,8 кВар

Q18-21==9582 кВар

Q21-23==9007,08 кВар

Q23-24==8432,16 кВар

Знаходимо повну потужність за формулою:



S0-5==11045,9 кВ·А

S5-9==11591,1 кВ·А

S9-15==12874,1 кВ·А

S15-18==11731,2 кВ·А

S18-21==13550,9 кВ·А

S21-23==12469,8 кВ·А

S23-24==11395,7 кВ·А

Розраховуємо ординати активної потужності для побудови річного графіка за формулою: 

P1=9582 кВт t1=365·3=1095 год

P2=9007,08 кВт t1=365·6=2190 год

P3=8623,8 кВт t1=365·2=730 год

P4=7953,06 кВт t1=365·7=2555 год

P5=7665,6 кВт t1=365·6=2190 год

Розраховуємо ординати реактивної потужності для побудови річного графіка:

Q1=9582 кВар t1=365·3=1095 год

Q2=9198,72 кВар t1=365·6=2190 год

Q3=9007,08 кВар t1=365·2=730 год

Q4=8623,8 кВар t1=365·3=1095 год

Q5=8432,16 кВар t1=365·5=1825год

Q6=7953,06 кВар t1=365·5=1825 год

Розраховуємо ординати повної потужності для побудови річного графіка:

S1=13550,9 кВ·А t1=365·3=1095 год 

S2=12874,1 кВ·А t1=365·6=2190 год

S3=12469,8 кВ·А t1=365·2=730 год

S4=11731,2 кВ·А t1=365·3=1095 год

S5=11591,1 кВ·А t1=365·4=1460 год

S6=11395,7 кВ·А t1=365·1=365 год

S7=11045,9 кВ·А t1=365·5=1825год


Розділ 3. Складання картограми навантажень. Визначення місця розташування головної підстанції. Вибір схем розподілу і величин напруг живлячої і розподільчої мережі



3.1. Складання картограми навантажень



При проектуванні СЕП підприємств різних галузей промисловості розробляють генеральний план підприємства на який наносяться всі виробничі цехи і окремі потужні ЕП, розміщені на території підприємства. На генеральному плані вказуються розрахункові потужності цехів і всього підприємства. Для того щоб знайти найбільш вигідний варіант розміщення понижуючих підстанцій і джерел живлення складають картограму навантажень. 

Картограма навантажень являє собою розміщені на картограмі площі обмежені колами, які у вибраному масштабі відповідають розрахунковим навантаженням цехів.

Картограма навантажень дозволяє встановити найвигідніше місце розташування розподільних або цехових ТП і максимально скоротити протяжність розподільних мереж.

Для розрахунку радіуса кола користуємося формулою:

 ; [17] с.237

Де: m – масштаб для визначення площі кола;

ri – радіус кола

Рі – потужність електронавантажень 1-го цеху.

Для побудови генерального плану вибираємо масштаб 1 ÷ 2000=0,0005

Розміри цехів у масштабі:

200000×36000=200×18; Р1=1656 кВт

180000×26000=90×13; Р2=936 кВт

160000×30000=80×15; Р3=960 кВт

180000×42000=90×21; Р4=2268 кВт

200000×30000=100×15; Р5=1560 кВт

220000×26000=110×13; Р6=2002 кВт

120000×30000=60×15; Р7=180 кВт

Визначаємо радіус електронавантажень кожного цеху за формулою:

 ; [17] с.237

=32 мм; 32÷3=10,6 мм

=77 мм; 77÷3=25,6 мм

=78 мм; 78÷3=26 мм

=38 мм; 38÷3=12,6 мм

=31 мм; 31÷3=10,3 мм

=35 мм; 35÷3=11,6 мм

=33 мм; 33÷3=11 мм

Визначаємо координати центрів цехів. Ці координати знаходимо з картограми навантажень:

х1=39 у1=120

	х2=112	 у2=307

	х3=255	 у3=260

	х4=212	 у4=80

	х5=420	 у5=325

	х6=430	 у6=227

	х7=39	 у7=100

3.2. Визначення місця розташування ГПП



Щоб електропостачання підприємства було найбільш економічним, джерело живлення, тобто головну понижуючу підстанцію потрібно розміщувати в центрі електронавантаження, тобто в точці найбільш рівновіддаленій від всіх навантажень, вказаних на плані.

Для визначення цієї точки існують аналітичні методи подібно визначення центра тяжінь в механіці. Місце розташування ГПП визначають з картограми навантажень за допомогою формул:

 [3] с.187



Рn— активна розрахункова потужність, створювана n-м споживачем, кВт;

Xn і Yn — відповідно абсциса і ордината точок додатку окремих навантажень n-го цеху в осях координат х і y.

Визначаємо значення ординати і абсциси для визначення центру навантантаження:

х0= =260 

у0==198 

Центр електронавантаження підприємства знаходиться у центрі з координатами:

х0=260 м; у0=150 м

Оскільки, центр навантаження підприємства попадає на один з цехів, то переносимо ГПП на такі координати: х0=260; у0=160.



3.3. Вибір схем розподілу і напруги живлячої мережі



Живляча мережа підприємства призначена для подачі напруги від районної підстанції на ГПП підприємства. Довжина живлячої мережі складає 32 км. Повна максимальна потужність підприємства: 

==13,6 МВ·А

На основі цього вибираємо напругу живлення мережі U=110 кВ. Тобто від районної підстанції до підприємства йде ЛЕП напругою 110 кВ на залізобетонних опорах з під вішенням проводів у вигляді горизонталі. Довжина прольоту між опорами 200 м.

Виходячи з умов курсового проекту L=32 км, S=13,6 МВ·А. Тому вибираю підвісні фарфорові ізолятори типу ПФ-6А.

Мережу виконуємо сталеалюмінієвим проводом марки АС.

3.4. Вибір схем розподілу і напруги розподільчої мережі.

Розподільчі мережі призначені для подачі напруги з ГПП підприємства на цехові ТП. Вибираємо напругу розподільчої мережі U=110 кВ. Вибираємо радіальну схему розподілу електроенергії, оскільки вона проста у виконанні і надійна а також дає можливість використання автоматичного захисту. Розподільча мережа виконується кабельними лініями марки АСБ [1] c.21 табл.3.1.Оскільки відстань від ГПП до цеху з найбільшим навантаженням S===3,3 МВ·А складає 112 м, то напруга розподільчої мережі 

U=10 кВ.

соsφсер.зв===0,69

Wa=P1t1+P2t2+…+Pntn

Wa=(9582·3)+(9007,08·6)+(8623,8·2)+(7953,06·7)+(7656,6·6)=201 МВ·А 

Wр=Q1t1+Q2t2+…+Qntn

Wр=(9582·3)+(9198,72·6)+(9007,08·2)+(8623,8·3)+(8432,16·5)+(7953,06·5)=209 МВ·А 


Розділ 4. Обґрунтування вибору кількості і потужності трансформаторів на підстанції, типу і кількості підстанцій. Економічне обґрунтування вибраного варіанту трансформаторів



4.1. Обґрунтування вибору кількості силових трансформаторів



Оскільки в завданні на курсовий проект вказано, що на підприємстві є споживачі першої категорії, потужність яких складає 70% від загальної потужності навантаження підприємства, то для таких споживачів необхідний 100% резерв живлення за допомогою якого в разі виходу з ладу працюючого джерела навантаження могло на себе взяти резервне джерело. Таким чином на підстанції необхідно встановити два силових трансформатори.

4.2. Обґрунтування потужності трансформаторів і вибір типу.

Визначаємо коефіцієнт заповнення графіка навантаження за формулою:

==0,87 ; [2] с.222

=

==

=12125 кВ·А

=13886 кВ·А

=0,69

 ==8404,21 кВ·А



За допомогою коефіцієнта заповнення графіка і кривих кратностей допустимих навантажень трансформаторів [2] с.222

при tmax=3 години

Знаходимо Кн:Кн=1,07.

Визначаємо номінальну потужність трансформаторів підстанції за формулою:

=12977 кВ·А

Визначаємо номінальну потужність одного трансформатора:

=6488 кВ·А

Вибираємо з довідника потужність трансформатора і його тип:

ТДН 10000/110 [5] с.199 табл.2.90

Визначаємо коефіцієнт завантаження в нормальному режимі при максимальному навантаженні за формулою:

=0,69; що відповідає економічному режиму. Перевіряємо установлену потужність трансформатора в аварійному режимі на перевантажуючу здібність за формулою:



1,4·10000>0,70·13886



Звідси випливає, що вибрана потужність трансформатора забезпечує електропостачання підприємства як в нормальному так і в аварійному режимах. Вибраний тип трансформатора заношу в таблицю:



Тип тр-ра

Ном. потужність, кВА

Напруга

Втрати

Uкз.%

Іхх, %

Повна вартість підстанції





ВН

НН

ΔРхх. кВт

ΔРкз. кВт







ТДН

10000

115

11

18

60

10,5

0,9

205,19




4.3. Обґрунтування кількості підстанцій і типу



На підприємствах з малим електричним навантаженням до 5 МВ·А і середнім до 60 МВ·А при компактному розміщенні навантажень на території підприємства, як правило, розміщується одна ГПП.

Для живлення підприємства вибираю одну комбіновану підстанцію з двома трансформаторами. На основі розрахованої потужності трансформаторів вибираємо підстанцію згідно літератури [4] c.135 табл.2.22

Тип і потужність підстанції: ГПП-110-2×10000 A2

Площа забудови підстанції: 1490 м2.

Повна ціна: 205,19 тис. грн.



4.4. Економічне обґрунтування вибраного варіанту трансформаторів



Щоб вибрати найраціональніший варіант електропостачання, зазвичай розглядають не менше двох варіантів числа і потужності трансформаторів на підстанції, порівнюючи їх по техніко-економічних показниках. За перший варіант приймаємо розрахункову потужність трансформатора 10000 кВ·А, а за другий варіант приймаємо трансформатор з потужністю на одну ступінь вище розрахункової 16000 кВ·А.



№ варіанта

Тип тр-ра

Ном. Потуж ність, кВ·А

Напруга

Втрати

Uкз, %

Іхх, %

Повна вартість підстанції







ВН

НН

ΔРхх, кВт

ΔРкз, кВт







I

ТДН

10000

115

11

18

60

10,5

0,9

205,19 

II

ТДН

16000

115

11

26

90

10,5

0,85

217,03




На основі прийнятих варіантів трансформаторів вказаних в таблиці, складаю таблицю економічного порівняння вибраних варіантів трансформаторів.



№ п/п

Найменування витрат

Перший варіант

Другий варіант

1.

Капітальні витрати на встановлення трансформатора 

К1=2К01=205,19 

К2=2К02=217,03

2.

Капітальні витрати на установлену потужність підстанції 

ΔР1ст Куд+ΔР1м Куд=18·112+60·112=8736=

=8,736

ΔР2ст Куд+ΔР2м Куд=26·112+90·112

=12992=1,2992

3.

Всього, тис. грн.

К1 +ΔР1ст Куд+ΔР1м Куд=205,19+8,736=

=213,926

К2 +ΔР2ст Куд+ΔР2м Куд=217,03+1,2992

=218,329

4.

Амортизаційні відрахування, 6,3 % від капітальних витрат на трансформатор

= 

=



5.

Собівартість втрат електроенергії в тр-рах за рік, тис. грн..

β=0,24

Сп1=ΔW1β=699340·0,24=

=167841,6 грн=167,841

β=0,24

Сп2=ΔW2β=683064·0,24=163935,516 грн=163,935

6.

Річні витрати, тис. грн.

U1=Ca1+Cп1=

=13,48+167,841=181,3

U2=Ca2+Cп2=

=13,75+163,935=177,69



Для кожного варіанту визначаю капітальні витрати II і III. 

Після цього визначається термін окупаємості підстанції за формулою:



Нормативний термін окупаємості в електротехніці становить 8 років. При Ток= 8 років обидва варіанти рівнозначні, якщо Ток 8 років, то економічніший варіант у якого більше К, а якщо Ток 8 років, то економічніший варіант у якого менший К.

WI, WII – кількість втрат електроенергії в трансформаторах за рік.

Wp=Putu,

де tu – протяжність кожної ступені взята з річного графіка;

 Pu – втрати потужності, які відповідають цій ступені.

Визначаю втрати потужності для одного ввімкненого трансформатора 1-го варіанту Sн = 10000 кВ·А за формулою:

; [2] с.117

=91,2;

=95,9;

=98,6;

=100,5;

=111,3;

=117,4;

=128,2;

Визначаю втрати для двох паралельно ввімкнених трансформаторів 1-го варіанту Sн = 10000 кВ·А, користуючись формулою:

; [2] с.117

=72;

=74;

=76;

=77;

=82;

=85;

=91

Визначаю втрати електроенергії в трансформаторах за рік:

Wp=Putu=

=(72·1825)+(74·365)+(76·1460)+(77·1095)+(82·730)+(85·2190)+(91·1095)=699340.

Визначаю втрати потужності для одного ввімкненого трансформатора 2-го варіанту. Sн = 16000 кВ·А за формулою:

; [2] с.117

=68;

=71;

=73;

=74;

=80;

=84;

=90;

Визначаю втрати для двох паралельно ввімкнених трансформаторів 2-го варіанту Sн = 16000 кВ·А, користуючись формулою:

; [2] с.117

=73,45;

=74,83;

=75,62;

=76,19;

=79,33;

=81,13;

=84,28;

Визначаю втрати електроенергії в трансформаторах за рік:

Wp=Putu=

=(73,45·1825)+(74,83·365)+(75,62·1460)+(76,19·1095)+(79,33·730)+(81,13·2190)+(84,28·1095)=683064,65

Аналітичним шляхом перевіряємо Sкр для обох варіантів трансформаторів за формулою: ; [3] с.218

=7722,9 кв·А;

=12125,6 кв·А;

Визначаю термін окупаємості підстанції:

=1,22;

Ток < 8, тобто економічніший варіант у якого  К, тобто 1-й варіант.


Розділ 5. Розрахунок живлячої і розподільчих мереж високої напруги



5.1. Розрахунок живлячої мережі



Живляча мережа призначена для забезпечення електроенергією промислових підприємств, вона сполучає районну підстанцію з ГПП підприємства. Згідно курсового проекту вона має напругу 110 кВ і довжину 32 км.

Підприємство буде живитися від повітряної ЛЕП з проміжковими залізобетонними опорами (одностояковими) з розміщенням проводів шестикутником. Для ЛЕП беремо сталеалюмінієві провода. Прийнята напруга живлячої мережі 110 кВ. Прийнята марка проводу АС (голий провід з осердям зі сталевих оцинкованих проволок і декількома зовнішніми навивами з алюмінієвих проволок).

Визначаємо активний опір трансформатора:

 Ом

Визначаємо індуктивний опір трансформатора:

 Ом

Визначаємо втрати активної потужності в трансформаторі:

 Мвт

Визначаємо втрати реактивної потужності в трансформаторі:

 Мвар

Визначаємо намагнічуючу потужність трансформатора:



Визначаємо потужність на обмотці 110 кВ трансформатора:



Визначаємо потужність на шинах 110 кВ підстанції:



або ==13,7 МВт 

Визначаємо розрахунковий струм лінії:

 А

Визначаємо тривалість використання максимального навантаження:

 год.

War =

Економічний переріз провода АС при Jек= 1 А/мм2

 мм2

Приймаємо стандартний переріз 95 мм2

Вибираємо провід марки АС-95 [1] с.356 

r0 =0,30 Ом/км; х0 =0,4 Ом/км. [17] с.512

Активний опір лінії довжиною 32 км.

R = r0·l =0,30·32=9,6 Oм

Індуктивний опір лінії:

х = х0·l =0,4·32=12,8 Ом

Втрати потужності, зумовлені ємністю кінця лінії:

 Мвар

=2,7·10-6 при відстані між проводами 4,5 м 

Повна потужність в кінці лінії:



Втрати активної потужності в лінії:

 МВт

Втрати реактивної потужності в лінії:

 Мвар

Повна потужність на шинах живлячої підстанції:

(9,75+0,16)-j(10,22+0,12- -0,52)=9,91-j9,82=9,91-j9,82

Напруга на шинах 110кВ підстанції підприємства:



 кВ

Напруга на шинах 10кВ підстанції:





5.2. Розрахунок розподільчих мереж підприємства



Розподільча мережа призначена для подачі напруги з ГПП на цехові ТП. Прийнята напруга 10 кВ. Схема розподілу радіальна. Прийнята марка кабеля АСБ

Визначаю струми навантаження на окремих ділянках мережі :

[1] c.106

	 

	 кВ∙А

	 кВ∙А

	;

	;

	;

	;

	;

	;

	;

Вибираємо переріз по економічній густині струму.

Для кабеля марки АСБ приймаємо jек =1,2 А/мм2.

 [17] с.63

;

;

;

;

;

;

;

Визначаємо довжину лінії від кожного цеху до ГПП по картограмі:

 км;

 км;

 км;

 км;

 км;

 км;

 км;

Приймаємо стандартні кабелі по допустимим струмовим навантаженням для ділянок мережі: [1] c.359

1.АСБ-10×3×120 Iдоп=240›І1=138,7 А;

2.АСБ-10×3×70 Iдоп=165› І2=78,4 А;

3.АСБ-10×3×70 Iдоп=165› І3=80,4 А;

4.АСБ-10×3×185 Iдоп=310› І4=190 А;

5.АСБ-10×3×120 Iдоп=240› І5=130,7 А;

6.АСБ-10×3×150 Iдоп=275› І6=167,7 А;

7.АСБ-10×3×25 Iдоп=90› І7=15,1 А;

Визначаємо активний опір кожної ділянки:

 [1] c.107

;	;

; ;

;

;

;

Визначаємо індуктивний опір кожної ділянки:

X = Xo∙lo [1] c.107

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Перевіряємо мережу на втрати напруги:

; 

де ;

;

;

;

;

;

;

;

Втрати напруги у відсотках складають:

;

;

;

;

;

 ;

;

;

Сумарна втрата напруги у відсотках:

;

%

Напруга втрат у всіх колах живлення підприємства  7%, що є в межах норми.



Результати заносимо в таблицю:

	№ п/п

	Марка кабелю і переріз

	Відстань l, м

	ΔU, Вт

	ΔU, %



	АСБ-10×3×120

	248

	44,5

	0,445



	АСБ-10×3×70

	278

	14,2

	0,142



	АСБ-10×3×70

	124

	0,04

	0,0004



	АСБ-10×3×185

	106

	6,4

	0,064



	АСБ-10×3×120

	308

	17,4

	0,174



	АСБ-10×3×150

	220

	10,4

	0,104



	АСБ-10×3×25

	218

	4,9

	0,049


Розділ 6. Розрахунок струмів короткого замикання



Для того щоб визначити величину струму к.з. необхідно знати величину опору кожного з елементів, які ввімкнені в даному колі, оскільки від їх опору залежить величина струму к.з.. Такими елементами є генератори, двигуни, силові трансформатори, реактори, повітряні і кабельні лінії, компенсатори. Враховують тільки індуктивні опори названих елементів(тобто опори їх обмоток)

Всі ці опори вказуються в довідниках в іменованих одиницях (тобто в Ом), в відносних одиницях або у відсотках.

Для повітряних і кабельних ЛЕП опори в довідниках вказуються в іменованих одиницях на 1км лінії у вигляді індуктивного опору

для повітряних ЛЕП Xо = 0,4 Ом/км.

для кабельних ЛЕП Х0 = 0,08 Ом/км.

Для силових трансформаторів індуктивний опір задається напругою к.з. у відсотках Uк.з, (%).

Для реакторів опір вказується у вигляді індуктивного опору у відсотках Х(%) або іменованих одиницях (Ом).

Для синхронних генераторів опір вказується у вигляді індуктивного опору для початкового моменту к.з. у відносних одиницях X"d.

для синхронних генераторів X"d = 0,125;

для турбогенераторів X"d = 0,125,

для гідрогенераторів X"d = 0,2.

В тих випадках, коли активний опір елементів кола к.з. менший 1/3 індуктивного, то він не враховується при розрахунках струмів к.з. Це буває переважно при розрахунках струмів к.з. у високовольтних мережах.

Оскільки більшість елементів кола к.з. у довідниках вказується у відносних одиницях , то при розрахунках струмів к.з. у високовольтних лініях всі опори виражають у відносних одиницях і для спрощення розрахунків приводять їх до базисних, тобто за одиницю взятих величин.

 При цьому всі розрахункові дані приводять до базової напруги і базової потужності. Струм вираховують через напругу і потужність.

За базову напругу беруть середнє номінальне значення тієї ступені де проводяться розрахунки струмів к.з. Ця напруга на 5% більша за номінальну напругу. Базовими напругами можуть бути напруги величиною. 0,23; 0,4; 0,69; 3,15; 6,3; 10,5; 37; 115; 230 кВ і т.д.

За базисну потужність може бути прийнята потужність генератора , але частіше приймають потужність кратну 10 МВ·А. Найчастіше приймають потужність S = 100 МВ·А, або Σ номінальну потужність генераторів станції.

Для того щоб розрахувати параметри струмів к.з. необхідно мати розрахункову схему системи електропостачання з вказаними на ній елементами в вигляді умовних позначень і параметрів кожного елемента. По розрахунковій схемі складається схема заміщення, на якій всі елементи розрахункової схеми зображені у вигляді резисторів. Кожному резистору присвоюється порядковий номер, який записується над рискою дробу, а під нею вказується розрахована величина цього опору у відносних одиницях, приведена до базисних значень.

	UK=10,5%

2.Визначаємо опір ЛЕП:



3.Визначаємо результуючий опір в точці К1: 



4.Визначаємо базовий струм:



5.Визначаємо діюче значення струму к.з в точці К1:



6.Визначаємо ударний струм:



7.Визначаємо потужність к.з в точці К1:



8.Визначаємо опір трансформатора:



9.Визначаємо результуючий опір в точці К2:



10.Визначаємо базовий струм:



11.Визначаємо діюче значення струму к.з в точці К2:



12.Визначаємо ударний струм к.з в точці К2:



13.Визначаємо потужність к.з в точці К2:



14.Визначаємо опір КЛ:



15.Визначаємо результуючий опір к.з в точці К3:



16.Визначаємо базовий струм:



17. Визначаємо діюче значення струму в точці К3:



18. Визначаємо ударний струм к.з в точці К3:



19. Визначаємо потужність к.з в точці К3:





Результати розрахунків заносимо в таблицю:

Параметри

Точка к.з. К1,

Точка к.з. К2

Точка к.з. Кз

Х *рез.б.к

0,09

1,14

1,149

Ік.з, кА

5,6

5,2

4,8

ίу, кА

14,2

13,2

12,2

Sк.з, МВ·А

1111,1

87,7

87,03




Розділ 7. Вибір електрообладнання підстанції високої та низької напруги і перевірка його на дію струмів к.з.



7.1. Вибір і перевірка на дію струмів к.з. електрообладнання високої напруги



При протіканні струмів к.з. по струмопровідних частинах і ел. апаратах виникає ел. динамічна і термічна дія струмів к.з. Внаслідок цього струмопровідні частини перегріваються або механічно руйнуються. Тому після вибору апаратів і струмопровідних частин по розрахункових параметрах їх необхідно перевіряти на ел. динамічну і термічну дію струмів к.з. Для забезпечення надійної безаварійної роботи необхідно, щоб розрахункові величини були менші за допустимі, які вказуються в довідниках і гарантуються підприємствами, що виготовляють дані апарати.

Вибір високовольтних запобіжників.

Запобіжники вибираються по: Uном, Іном по конструктивному виконанню і перевіряються по граничному вимикаючому струму і потужності (Івим ; Sвим ). Умова стійкості до струмів к.з. виконується, якщо:

Івим ≥ Ік.з Sвим ≥ Sк.з

Вибір високовольтних вимикачів. 

Вимикачі вибираються по: Uном, Іном, за конструктивним виконанням, місцем встановлення, вимикаючому струму і потужності (Івим, Sвим).

Умова стійкості до струмів к.з. виконується, якщо:

Івим > Ік.з. Sвим > Sк.з.

Вимикачі перевіряються на термічну стійкість. При цьому повинна виконуватись умова:

Іt - струм термічної стійкості, що допускається заводом - виробником протягом t,с - вказується в довідниках.

tпр - приведений час протікання струму к.з.

Вимикачі також перевіряються на ел. динамічну стійкість. При цьому повинна виконуватись умова:

ίу < ίmax

де ί тах = ί дин - вказується в довідниках.

Вибір роз’єднувачів і відділювачів.

Роз'єднувачі і відділювачі вибирають за Uном,, Іном і перевіряють електродинамічну і термічну стійкість аналогічно вимикачам.

Роз'єднувачі і відділювачі не призначені для вимикання струмів к.з., тому на вимикаючу здібність не перевіряються.

Вибір короткозамикачів.

Короткозамикачі вибираються за Uном і перевіряються на електродинамічну і термічну стійкість аналогічно вимикачем.

Вибір вимірювальних трансформаторів струму. 

Трансформатори струму вибираються за Uном, Іном, навантаженням первинної і вторинної котушок, класу точності і допустимій похибці і перевіряють на термічну і динамічну стійкість до струмів к.з., яка враховується динамічним kдин термічним kt коефіцієнтами, що вказуються в довідниках:







Вибір вимірювальних трансформаторів напруги.

Трансформатори напруги вибирають за їх номінальними параметрами (Uном, Iном ), конструктивному виконанню, класу точності, а також потужності вторинної обмотки:





Де Р = Sпр · сов  - сумарна активна потужність, що споживається котушками приладів, Вт

Q = Рпр · tg φ - реактивна потужність, вар 

Sном - номінальна потужність трансформатора напруги.



Вибір і перевірка збірних шин

Поперечний переріз збірних шин вибирається в довідниках по величині розрахункового струму. Вибрані шини перевіряються на ел. динамічну і термічну дію струмів к.з.





де σ - вказується в довідниках для даного матеріалу.

Sроз - вибирається в довідниках.

Вибір і перевірка кабельних ліній

Кабелі як і шини вибирають за Uном і Іном і перевіряють на термічну стійкість при струмах к.з.





S min - мінімальний переріз провідника за умовою термічної стійкості.

Вибір ізоляторів для шин.

Ізолятори вибираються за Uном, Iном і перевіряється на 60% механічне навантаження дії струму к.з. При цьому повинна виконуватись умова:





Напруга мережі-110 кВ. Визначаю розрахунковий номінальний струм:





Вибираю високовольтний відділювач типу ОД-110М/630У1 з приводом головних ножів ПРО-1У1 [5] с.177 т.2-73:

Розрахункові дані

Допустимі дані

Умови вибору

Up=110 кВт

Uн=110 кВт

Up≤Uн

Ip=52,55 А

Ін=630 А

Ір≤Ін

ίу=14,2 А

ίmax=80 кА

ίу≤Іmax









Вибираю роз’єднувач типу РНД(3)-110/1000 У1 з приводом ПР-У1:

Розрахункові дані

Допустимі дані

Умови вибору

Up=110 кВ

Uн=110 кВ

Up≤Uн

Ip=52,55 А

Ін=1000 А

Ір≤Ін

ίу=14,2 А

ίmax.=80 кА

ίу≤Іmax









Вибираю короткозамикач типу КЗ-110У-У1 з приводом ПРК-1У1:

Розрахункові дані

Допустимі дані

Умови вибору

Up=110 кВ

Uн=110кВ

Up≤Uн

ίу=14,2 А

ίmax.=32 А

ίу≤Іmax









Вибираю трансформатори струму типу ТФНД-110М:

Розрахункові дані

Допустимі дані

Умови вибору

Up=110 кВ

Uн=110 кВ

Up≤Uн

Ip=52,55 А

Ін=100 А

Ір≤Ін

ίу=14,2 А



ίу≤Іmax









7.2. Вибір і перевірка на дію струмів к.з. електрообладнання низької напруги



Напруга мережі 10 кВ.

Визначаю розрахунковий номінальний струм:




Вибираю високовольтний вимикач типу ВМГП-10-630-20У3 з приводом ППВ-10У3 [5] с.170 т.2-65:

Розрахункові дані

Допустимі дані

Умови вибору

Up=10 кВ

Uн=10 кВ 

Up≤Uн

Ip=578 А

Ін=630 А

Ір≤Ін

ίу=13,2 А

ίmax=52 кА

ίу≤Іmax

Ік.з=5,2 кА

Іот=20 кА

Ік.з≤Іот











Sк.з≤ Sот



Вибираю роз’єднувач типу РВ-10/630 з приводом ПР-10 [21] с.223 т.2-61:

Розрахункові дані

Допустимі дані

Умови вибору

Up=10 кВ

Uн=10 кВ

Up≤Uн

Ip=578 А

Ін=630 А

Ір≤Ін

ίу=13,2 кА

ίmax.=60 кА

ίу≤Іmax









Вибираю трансформатори струму типу ТЛМ-10 з числом вторинних обмоток-2 [5] с.182 т.2-79:

Розрахункові дані

Допустимі дані

Умови вибору

Up=10 кВ

Uн=10 кВ

Up≤Uн

Ip=578 А

Ін=800 А

Ір≤Ін

ίу=13,2 А



ίу≤Іmax









Вибираю трансформатори напруги типу НОМ-10У4 [5] с.190 т.2-85:

Розрахункові дані

Допустимі дані

Умови вибору

Up=10 кВ

Uн=10 кВ

Up≤Uн



Вибираю і перевіряю шини на електродинамічну стійкість до струмів к.з..

При розрахунковому струмі навантаження Iроз=578 А, та при ударному струмі 13,2 кА вибираю алюмінієві шини розміром 50×5 мм з допустимим струмовим навантаженням 665 А. Шини встановлюють на ізолятори плашмя, відстань між ізоляторами в прольоті l=1300 мм, відстань між фазами а=450 мм з перерізом однієї полоси 250 мм2. [2] с.360.Визначаємо момент опору поперечного перерізу шин, при розташуванні шин плашмя:

Визначаємо розрахункову напругу в металі шин і перевіряємо шини на електродинамічну стійкість:







Оскільки для алюмінієвих шин σдоп=80 мПа, то шини з σроз=55,4 мПа динамічно стійкі.

Перевіримо шини на термічну стійкість для чого визначимо Smin, користуючись формулою:

		[2] с.245;



tпр - час вимикання вимикача, що був вибраний;

С = 88 для алюмінієвих шин.



Вибрані шини з поперечним перерізом 240 мм2 задовільняють умову термічної стійкості, оскільки:



Виходячи з Uном=10кВ та Іном=665 А вибираю опорні ізолятори типу ИОР-10-375 У, ХЛ-2 на Uном=10кВ та Іном=1000 А з Fруй=3750 Н.

Розрахункове навантаження на опорні ізолятори :



Вибрані ізолятори перевіряємо на 60% механічне навантаження дії струму к.з.





Оскільки Fрозр =885,9 Н < 60% Fруй=2250 Н, то вибраний тип ізолятора витримує механічне навантаження дії струму к.з.

Перевіряю вибраний кабель марки АСБ-10×3×25 на термічну стійкість до струмів к.з. по розрахунковому струму Ір = 12,6 А.

Визначаю мінімальний переріз кабеля :



Де С=85 для алюмінієвих жил



Кабель марки АСБ-10×3×25 з перерізом 25 мм2 задовольняє умову термічної стійкості, оскільки:

Smіn Sроз

Кабель термічно стійкий.


Розділ 8. Розрахунок заземлюючого пристрою підстанції



Всі металічні частини електроустановок, що нормально не знаходяться під напругою, а можуть попасти під напругу через пошкодження ізоляції, повинні надійно заземлюватись. Заземляють корпуси електричних машин, трансформаторів, апаратів, світильників; каркаси щитів, щитків, шаф, пультів управління; металеві конструкції ліній електропередач, підстанцій і розподільчих пристроїв; броню і металеві оболонки кабелів; сталеві труби електропроводок і т.п. а також вторинні обмотки вимірювальних трансформаторів

Таке заземлення називається захисним і його метою є захист обслуговуючого персоналу від небезпечних напруг дотику.

Заземлення призначене для утворення нормальних умов роботи електроустановки, називається робочим.

Для захисту обладнання від пошкоджень ударами блискавки застосовується блискавкозахисне заземлення. Для виконання всіх трьох типів заземлення використовують один заземлюючий пристрій.

Для виконання заземлення використовують природні і штучні заземлювачі.

В якості природніх заземлювачів використовують водопровідні труби, оболонки кабелів, фундаменти і металеві частини будівель, фундаменти опор, які надійно з’єднані з землею, а також системи трос-опора. В якості штучних заземлювачів використовують стержні діаметром не менше 12 мм, кутики, полоси занурені в ґрунт для надійного контакту з землею. Їх довжина повинна бути від 2,5 до 3 м. Для захисту території електростанцій і підстанцій від крокової напруги, разом з глибинними вертикальними електродами біля поверхні землі ні глибині 0,5-0,7 м, прокладають горизонтальні стальні полоси, які під’єднують до вертикальних електродів. На ці полоси відбувається стікання електричного струму.

Розраховую заземлюючий пристрій для ГПП-110-2×10000А2 

площею 1490 м2, яке знаходиться в м.Полтава

tв.в=0,05 с, tр.з=0 с, lв=5 м, а=5 м. Природні заземлювачі відсутні.

Для τ=0,05 с, знаходжу Uпр.доп = 500 В, [9] с.573.

При 1/2 =20/40=0,5, [9] с.572, знаходжу М = 0,36.

Визначаю коефіцієнт напруги дотику, [9] с.575:





Rс =1,5∙ρв.ш=1,5·20=30 Ом - опір розтікання струму від ступнів; Rл=1000 Ом - опір тіла людини; Визначаю довжину горизонтальних заземлювачів:



Визначаю напругу на заземлювачі, користуючись [9] с.575:

 

Що є в межах норми (10 кВ).

Знаходжу струм на заземлювачі для вищої напруги :









 







Визначаю допустимий опір заземлюючого пристрою, [9] с.575:



Визначаю число ячейок на стороні квадрата розрахункової моделі заземлюючого пристрою:

 [9] с.577;

Приймаю m =1;

Визначаю довжину полос в розрахунковій моделі:



Визначаю довжину сторін ячейок:



Визначаю число вертикальних заземлювачів по периметру контура за умови: а/lв = 1;



Приймаємо n=31;

Визначаю загальну довжину вертикальних заземлювачів:



Визначаю відносну глибину:



t =0,5 м – глибина закладання;

Оскільки 0,10,5, то



Визначаю відносну товщину шару:



Визначаю ре/р2=0,92,тоді відносний еквівалентний питомий опір ρе = 0,92·2 = 0,92∙40=36,8 Ом·м;

Визначаю загальний опір заземлювача [9] с.576:



що менше Rз.доп =0,9 Ом.

Знаходжу напругу дотику:



що менше допустимого значення 500 В, а отже захисне заземлення стійке.


Розділ 9. Вибір і розрахунок релейного захисту силових трансформаторів підстанції



Захист, який встановлюється на силовому трансформаторі повинен або забезпечувати його відключення при міжфазних і виткових к.з. та при замиканнях на землю, або подавати сигнал про ненормальний режим роботи трансформатора(перевантаження трансформатора, підвищення температури масла і т.д.).

Види захисту, що встановлюються на трансформаторі, визначаються потужністю трансформатора, його призначенням, місцем установки та іншими вимогами, які пред’являються до режиму його експлуатації.

Для захисту силових трансформаторів застосовують такі види захисту:

газовий захист;

максимально-струмовий (звичайний і струмова відсічка, диференційно-поперечний максимально-струмовий захист, продольно- диференційний максимально-струмовий захист, направлений максимально-струмовий захист).

Вибираємо захист силового трансформатора ТДН потужністю10000 кВ·А і напругою 110/10 кВ. Струми к.з. Ік.з.1 = 5,6 кА на стороні високої напруги трансформатора і Ік.з.2 =5,2 кА на стороні низької напруги трансформатора.

Номінальні струми трансформатора на стороні високої напруги:



На стороні низької напруги:



Приймаємо для захисту трансформатора від струмів короткого замикання максимально-струмовий захист на стороні низької напруги і струмове відсічення на стороні високої напруги трансформатора, а також захист від перевантаження і газовий захист від внутрішніх пошкоджень. Додатковим захистом є диференціальний захист.

Намічаємо установку трансформаторів ТФНД-110 М на стороні високої напруги (kтт=20) та ТЛМ-10 на стороні низької напруги (kтт=160). Приймаємо реле типу РТМ на стороні високої напруги з дією на привод короткозамикача типу КЗ 110-У1 і реле РТВ на стороні низької напруги з дією на привод вимикача типу ВЭМ-10Э-1000/12,5-У3 [5] с.170 т.2-65.

Струм спрацювання реле РТВ на стороні напругою 10кВ



де кнад.- коефіцієнт надійності (1,2÷2);

кв- коефіцієнт повернення (10,8÷0,85);

Коефіцієнт чутливості захисту з реле РТВ:



Струм спрацювання реле РТМ, діючий на стороні напругою 110 кВ:



Коефіцієнт чутливості захисту з реле РТМ з відсічкою:



що не відповідає нормі.

Згідно розрахункових даних струму спрацювання і чутливості струмової відсічки при к.з. буде відключений трансформатор на стороні низької напруги. Захист від перевантажень виконуємо реле типу РТ-80 з дією на відключення і сигнал при Ісп=8,16 А.

Захист від внутрішніх пошкоджень трансформатора виконує реле ПГ – 22 з дією на відключення або сигнал.


Розділ 10. Захист підстанцій від перенапруг і грозових розрядів



Перенапруга – це підвищення напруги в лініях і ЕУ до величин небезпечних для них. Розрізняють внутрішні і зовнішні перенапруги. Внутрішні поділяються на режимні, комутаційні, дугові.

Режимні перенапруження виникають в електроустановках при змінах їх режиму роботи, наприклад при відключенні короткого замикання, різких змінах навантаження і ін., що супроводжується виділенням запасеної в установці енергії. Комутаційні перенапруження викликаються розривом ланцюга змінного струму, індуктивності і ємкості, наприклад при відключенні струмів холостого ходу трансформаторів, асинхронних двигунів, ліній електропередачі і ін..

Дугові перенапруження можуть виникнути в установках вище 1000 В, при однофазних замиканнях на землю; їх величина перевищує в 4—4,5 рази номінальну напругу.

Атмосферні перенапруження. Вони виникають унаслідок дії на електроустановки грозових розрядів. На відміну від комутаційних вони не залежать від величини робочої напруги електроустановки. Атмосферні перенапруження підрозділяють на індуковані перенапруження і перенапруження від прямого удару блискавки.

Індуковані перенапруження виникають при грозовому розряді, поблизу електроустановки і лінії електропередачі за рахунок індуктивних впливів.

Для захисту ліній і обладнання від перенапруг застосовують трубчаті і вентильні розрядники. 

Трубчасті розрядники застосовують на лініях передачі для захисту лінійної ізоляції від атмосферних перенапружень. Трубчасті розрядники застосовують двох типів РТВ і РТФ. Вони встановлюються на кінцевих опорах ЛЕП через деякі проміжки вздовж ЛЕП, при переході ЛЕП в КЛ. 

Вентильні розрядники застосовуються типів РВС, РВП, РВМ і встановлюються зі сторони високої напруги та низької напруги на вводах РУ, на збірних шинах або поряд з окремими потужними ЕУ.

Для захисту від зовнішніх перенапруг і грозових розрядів застосовуються штирьові і тросові блискавковідводи. Штирьові – це стальні штирі. Тросові підвішуються в вигляді троса, які з’єднується з землею над ЛЕП або над певною територією. 

Вибираємо тип розрядника на стороні високої напруги РВС-110.



Розрахункові дані

Допустимі дані

Умови вибору









Вибираємо тип розрядника на стороні низької напруги РВО-10У1.



Розрахункові дані

Допустимі дані

Умови вибору








Література



1. Постников Н.П. и др. «Электроснабжение промышленных предприятий», Ленинград, «Стройиздат», 1989г.

2. Липкин Б.Ю. «Электроснабжение промышленных предприятий и установок», М., «ВШ», 1990г.

3. Федоров А.А. «Основы электроснабжения промышленных предприятий», М., «ВШ», 1990г.

4. Федоров А. А. «Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети», М., «Энергия», 1980г.

5. Крупович В.И. «Справочник по проектированию электроснабжения», М., «Энергия», 1980г.

6. Федоров А.А. и  др. «Справочник по электроснабжению промышленных предприятий», том 1, том 2, М., «Энергия», 1973г.

7. Крючков И.П. и др. «Электрическая часть электростанций и подстанций», М., «Энергия», 1978г.

8. Шаповалов И.Ф. «Справочник по расчету электрических сетей», Киев, «Будівельник», 1974 г.

9. Рожкова А.Д. и др. «Электрооборудование станций и подстанций», М., «Энергия», 1980г.

10. Гессен В.Ю. и др. «Электрические станции и подстанции», М., «Колос», 1978г.

11. Козьма А.А. «Электрические станции и системы», «Харьковский университет», 1963 г. 

12. Коганов И.Л. «Курсовое и дипломное проектирование», М., «Колос», 1980г.   

13. Будзько И.А. и др. «Электроснабжение сельского хозяйства», М., «Колос», 1979г.

14. Голованов А.Т. «Электротехнический справочник», ГОС «Энергоиздат», 1962 г.

15. Степанов М.И. «Курсовое проектирование по предмету ЭСППУ», М., 1986 г. 

16. Федоров А.А. «Справочник по электроснабжению и электрооборудованию», том1, том 2, М., «Энергоиздат», 1986 г.

17. Коновалова Л.И. И др. «Электроснабжение промышленных предприятий и установок», М., «Энергоиздат», 1989 г. 

18. Ермилов А.А. «Основы электроснабжения промышленных предприятий», М., «Энергия», 1976 г. 

19. Барыбин Ю.Г. и др. «Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудованию», М., «Энергоиздат », 1991 г.

20. Матвеев А.А. «Черчение», М., «ВШ», 1980 г. 

21. Большам Л.М. «Справочник по проектированию электроснабжения ЛЭП и сетей», М., «Энергия», 1974 г.