Проектирование главной понизительной подстанции промышленного предприятия

Аннотация



Цель курсового проекта закрепление полученных теоретических знаний в курсе «электропитающие системы и электрические сети».

В ходе выполнения курсового проекта была спроектирована главная понизительная промышленного предприятия. Предложены два варианта развития сети. Произведен выбор и проверка основного электрооборудования.

По результатам сравнения двух рассмотренных в проекте схем питания потребителей с технической и экономической точки зрения был выбран вариант с наилучшими показателями.


Содержание



Введение

1.	Задание к курсовому проектированию

2.	Расчёт центра электрических нагрузок и выбор места установки ГПП

3.	Выбор схемы электроснабжения ГПП и территориально-распределённых потребителей

3.1 Схема радиального питания

3.2 Схема смешанного питания

4.	Определение расчётных нагрузок на шины подстанции и длины питающих проводов

4.1 Расчёт нагрузок на шины подстанции

4.2 Расчёт длин питающих линий

5.	Определение мощности и места установки компенсирующих устройств

5.1 Расчёт реактивной мощности компенсирующих устройств

5.2 Выбор компенсирующей установки

5.3 Место установки компенсирующих устройств

6.	Выбор трансформаторов и питающих линий

6.1 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП

6.2 Выбор трансформаторов отходящих ЭН

7.	Выбор проводов воздушных линий и кабельных линий

7.1 Выбор сечения проводника по нагреву

7.2 Выбор сечения проводника по потерям напряжения

8.	Расчёт токов короткого замыкания

8.1 Расчёт токов КЗ в точках

8.2 Расчёт выбранных проводников на термическую и электродинамическую стойкость

9.	Выбор электрооборудования

9.1 Выбор разъединителей

9.2 Выбор выключателей

9.3 Выбор трансформаторов тока

9.4 Комплектация РЗиА

10.Расчет потерь мощности и электроэнергии в схеме электроснабжения

10.1 Потери мощности и электроэнергии в трансформаторах

10.2 Потери мощности и электроэнергии в линиях

11.Расчёт надёжности системы электроснабжения

12.Технико-экономическое сравнение вариантов схем электроснабжения

Заключение

Библиографический список




Введение



Курсовой проект заключается в проектирование главной понизительной подстанции 35/6 кВ промышленного предприятия, с целью электроснабжения территориально распределенных потребителей 6 кВ.

В ходе выполнения курсового проекта решались следующие задачи: 

- разработка схемы понижающей подстанции промышленного предприятия 35/6 кВ;

- выбор вариантов развития сети;

- расчёт параметров основных нормальных и послеаварийных режимов проектируемой электрической сети;

- расчёт необходимой мощности компенсирующих устройств по условию баланса мощности энергосистемы;

- выбор номинальных параметров основного электрооборудования;

- проверка выбранного оборудования по условиям длительного и аварийного режима;

- расчет надежности предложенного варианта;

- сравнение двух вариантов с технико-экономической точки зрения и выбор наиболее эффективного.

Предложенные варианты и схемы подстанции удовлетворяют требованиям надежности потребителей и условию длительного режима работы.




Задание к курсовому проектированию



В рамках курсового проекта ставится задача спроектировать главную понизительную подстанцию (ГПП) промышленного предприятия. Для решения задачи проектирования необходимо:

рассчитать центр электрических нагрузок (ЭН), и определить место установки ГПП на территории предприятия;

выбрать схему электроснабжения ГПП, и как минимум две схемы питания территориально-распределенных потребителей;

выбрать основное оборудование ГПП и отходящих питающих линий, в том числе элементы (трансформаторы тока, напряжения) для релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗиА). Указать, какими типами РЗиА необходимо укомплектовать ГПП и отходящие на ЭН фидеры. Возможно также использование предохранителей и автоматических выключателей;

определить мощность и место установки компенсирующих устройств;

рассчитать токи КЗ и выполнить проверку выбранного оборудования;

определить величину потерь электрической энергии в ЛЭП и трансформаторе(ах).

выполнить расчёт надежности системы электроснабжения предприятия;

провести технико-экономическое обоснование сравниваемых вариантов схемы питания промышленных потребителей.


Таблица 1. Сведения об электрических нагрузках, их координатах и характере потребления

Номер варианта

Номер ЭН

Мощность ЭН, МВА

Характер потребления

Напряжение питания ЭН, кВ

Координаты ЭН, км

Категория питания потребителей











x

y



12

1

5,1+j3,7

Р

6

4,5

7,4

II и III



2

2,1+j0,3

Р

6

6,9

2,1





3

3,1+j1,2

С

6

5,1

5,2





4

3,8+j2,7

Р

6

1,8

0,6





5

2,2+j0,9

С

6

0,7

3,9





6

1,9+j0,8

Р

6

0,9

0,8





Таблица 2. Сведения о координатах и величине высокого напряжения, подаваемого на ввод предприятия

Номер варианта

Величина вводного напряжения, кВ



Координаты ввода, км







x

y

12

35

2,6

1,2

3,7




Расчёт центра электрических нагрузок и выбор места установки ГПП



Определение условного центра электрических нагрузок.

Центр электрических нагрузок (ЦЭН) – это точка с координатами (ξ0;η0), относительно которой показатели разброса нагрузок наименьшие.



						(1)



Определим ЦЭН ГПП (1):

км

км

В точке с координатами (3,48; 3,882) показатели разброса электрических нагрузок минимальны.

Таким образом, точка местоположения источника питания с координатами (3,48; 3,882), этим мы достигаем уменьшения экономических затрат, а разброс электрических нагрузок, относительно источника питания, наименьший. 

Максимальное приближение ГПП к центру электрических нагрузок позволит построить более надежную и экономичную систему электроснабжения, так как сокращается протяженность сетей вторичного напряжения, в результате чего уменьшаются падение напряжения, и соответственно потери электроэнергии.

Еще одним преимуществом приближения ГПП к центру электрических нагрузок является уменьшение зоны возможных аварий, что позволит более оперативно производить ремонт.

На рис.1 показанно асположение электрических нагрузок , ввода и расположение ГПП.





Рис. 1 Расположение потребителей на территории предприятия.


Выбор схемы электроснабжения ГПП и территориально-распределённых потребителей



Главная схема электрических соединений определяет основные качества электрической части станций и подстанций: надежность, экономичность, ремонтопригодность, безопасность обслуживания, удобство эксплуатации, удобство размещения электрооборудования, возможность дальнейшего расширения и т. д. [5].

Согласно действующим Правилам устройства электроустановок (ПУЭ) все электроприемники по требуемой степени надежности делятся на три категории. В данном курсовом проекте представлена вторая и третья категория потребителей. Электроприемники второй категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, при отключении одного из них переключение на резервный должно осуществляться автоматически либо в ручную.

Схема сети по своей конфигурации и параметрам должна обеспечивать нормируемое качество электроэнергии у потребителей, как в нормальных, так и в послеаварийных режимах. Оно характеризуется качеством частоты и качеством напряжения.

Схемы и параметры сети должны обеспечивать оптимальный уровень токов короткого замыкания, возможность выполнения релейной защиты и автоматики.

Выбор схемы питания ГПП был произведен в пользу схемы с двумя блоками с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии схема 4Н (рис.2), т.к данная схема позволяет обеспечивать требуемую надежность питания потребителей второй категории и избежать необоснованных экономически затрат на дополнительное оборудование в случае выбора более сложной схемы.




Рис. 2. Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии.



3.1 Схема радиального питания



Радиальными являются такие схемы, в которых электрическая энергия от центра питания предаётся прямо к цеховой подстанции, без ответвлений на пути для питания других потребителей приведена в графической части лист №1.



3.2 Схема смешанного питания



Схема смешанного питания позволяет, в некоторых случаях, создать схему электроснабжения с наилучшими технико-экономическими показателями. Такой вариант электроснабжения потребителей приведён в графической части лист №2.

Был произведен выбор схемы питания территориально-распределенных потребителей в пользу радиальной и смешанной. 

Радиальная схема обладает большой гибкостью и удобствами в эксплуатации, так как повреждение или ремонт одной линии отражается на работе только одного потребителя.

Смешанная схема питания, сочетает в себе принципы радиальных и магистральных систем распределения электроэнергии, имеет наибольшее распространение на крупных объектах. 

Магистральная схема не рассматривается, так как такие схемы применяются, когда линии от центра питания до пунктов приёма могут быть проложены без значительных обратных направлений. Также магистральные схемы менее надёжны чем радиальные и смешанные, а так как категория потребителей вторая, то одним из основных показателей схем должна быть высокая надёжность.

В дальнейшем, будет произведен сравнительный анализ выбранных схем и выбор наиболее оптимальной.


Определение расчётных нагрузок на шины подстанции и длины питающих проводов



4.1 Расчёт нагрузок на шины подстанции



Расчетные нагрузки на шинах главной понизительной подстанции складываться из нагрузок потребителей предприятия. 

Активная мощность системы:

P=5,1+2,1+3,1+3,8+2,2,+1,9=18,2

Реактивная мощность системы:

Q=j(3,7+0,3+1,2+2,7+0,9+0,8)=j9,6

Полная мощность системы равна

S=18,2+j9,6

4.2 Расчёт длин питающих линий

Длины линий для радиальной схемы:



Для смешанной схемы питания:



Определение мощности и места установки компенсирующих устройств



Одним из способов компенсации реактивной мощности является применение силовых конденсаторов. Силовые конденсаторы могут применяться в силовых сетях высокого и низкого напряжения. Они могут применяться как отдельными единицами, там и в виде комплектных батарей статических конденсаторов (БСК).

Поставленная цель: увеличение коэффициента мощности системы, поэтому необходимы конденсаторные установки для повышения коэффициента мощности.



5.1 Расчёт реактивной мощности компенсирующих устройств



Реактивная мощность компенсирующих устройств находится из выражения:



QК.У.=Q - QВ=P(tgφ - tgφВ)				 (2)



где, Q – расчётная мощность нагрузки в пункте его присоединения к питающей энергосистеме; QВ – то же, но отвечающая установленным предприятию условиям получения энергии; tgφ – тангенс угла, соответствующий коэффициенту мощности нагрузки; tgφВ – то же, но отвечающий установленным предприятию условиям получения энергии (tgφВ=0,31); P – расчётная мощность активной нагрузки в пункте его присоединения к питающей энергосистеме.

Тангенс угла мощности нагрузки:





Коэффициент мощности энергосистемы:



Определяем реактивную мощность компенсирующих устройств (2):

QК.У.=18,2∙(0,527 – 0,31) = 3,958 Мвар



5.2 Выбор компенсирующей установки



КУ представляет собой ячейки, в которых размещена аппаратура управления, измерения, сигнализации и конденсаторы, соединённые по схеме «треугольник».

Автоматическое отключение конденсаторов при нагрузке по току за счёт увеличения напряжения и внешних гармоник обеспечивает электротоковое реле. Защита от токов КЗ осуществляется плавкими предохранителями для групповой или индивидуальной защиты. Для отключения и включения ступеней в установках применяются магнитные пускатели.

Выбираем КУ типа УКРМ-6,3/10,5-2250, с номинальной реактивной мощностью Q=2250 квар, с количеством ступеней, равной 5, высотой – 1800 мм, шириной – 5192 мм, массой – 1340 кг.

КУ присоединяется к шине 6 кВ в количестве 1 с общей мощностью 4500 квар. 

После компенсации реактивной мощности тангенс угла мощности нагрузки равен:





Реактивная мощность скомпенсирована на 47%, тогда выражения для полной мощности и мощности для шин ГПП будут иметь вид:

S=18,2+j9,6∙(1-0,469) = 18,2+j9,6∙0,531 = 18,2+j	5,1

S=18,901



5.3 Место установки компенсирующих устройств



При подключении к шинопроводу конденсаторной батареи, необходимо выполнение условия:



Qm≥QК.У.≥Qm+1, (3)



где QК.У. – реактивная мощность конденсатора дальнего; Qm, Qm+1 – реактивная мощность предыдущего и последующего после КУ фидера на шинопроводе.

Распределение реактивной мощности на шинопроводе показано на Рис. 3.





Рисунок 3. Распределение реактивной мощности на шинопроводе



Проверка выполнения условия для 1-ой секции шин:

Для пролёта 1-2: 1,966≥2,25≥3,131 – условие не выполняется.

Для пролёта 2-3: 2,125≥2,25≥2,975 – условие не выполняется.

Для пролёта 3-4: 2,763≥2,25≥2,337 – условие не выполняется.

Для пролёта 4-5: 4,197≥2,25≥0,903 – условие выполняется.

Устанавливаем КУ между 4 и 5 фидером.

Проверка выполнения условия для 2-ой секции шин:

Для пролёта 1-2: 1,966≥2,25≥3,131 – условие не выполняется.

Для пролёта 2-3: 2,125≥2,25≥2,975 – условие не выполняется.

Для пролёта 3-4: 2,763≥2,25≥2,337 – условие не выполняется.

Для пролёта 4-5: 4,197≥2,25≥0,903 – условие выполняется.

Устанавливаем КУ между 4 и 5 фидером.


Выбор трансформаторов и питающих линий



6.1 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП



Таблица 3. Расчётная полная мощность ЭН с учётом компенсации

ЭН №

1

2

3

4

5

6

Sp, МВА

5,466

2,106

3,165

4,062

2,251

1,947



Суммарная расчётная полная мощность ЭН:

ΣSp = 18,901 МВА

ГПП желательно выполнять с числом трансформаторов не больше двух. Двухтрансформаторные подстанции экономически более целесообразны, чем подстанции с одним или большим числом трансформаторов. При сооружении двухтрансформаторных подстанций желательно выбирать простую схему электрических соединений со стороны высших напряжений с числом выключателей, меньшим числа присоединений.

При питании потребителей второй категории от донной подстанции для обеспечения надёжности питания необходимо иметь по одному трансформатору на каждой секции шин, при этом мощность трансформатора должна быть выбрана так, чтобы при выходе из строя одного из них, второй (с учётом допустимой перегрузки) обеспечил питание всех потребителей первой категории.

Таким образом, мы выбираем двухтрансформаторную подстанцию. Это обеспечит требуемую надёжность электроснабжения потребителей второй и третьей категории.

Силовые трансформаторы двухтрансформаторной подстанции должны соответствовать условию оп перегрузке: 



 (4)

Т.е. в нашем случае мощность силовых трансформаторов должна быть 

По справочнику [6] выбираем трнсформатор ТД 16000/35 

UВН = 38,5 кВ

UНН = 6,3 кВ

SТР = 16000 кВт

PХХ = 21 кВт

PКЗ = 90 кВт

UКЗ = 8%

IХХ = 0,6%



6.2 Выбор трансформаторов отходящих ЭН



По справочнику [6] выбираем трансформаторы для отходящих ЭН

№ ЭН

SР

Тип

SН, кВА

UВН, кВ

UНН, кВ

PХХ, кВт

PКЗ, кВт

UКЗ, %

IХХ, %

1

5,466

ТСЗУ

4000

6

0,4

5,7

33,5

6,5

1

2

2,106

ТМ

1600

6

0,4

3,3

18

5,5

1,3

3

3,165

ТМ

2500

6

0,4

4,6

26

5,5

1

4

4,062

ТМ

2500

6

0,4

4,6

26

5,5

1

5

2,251

ТМ

1600

6

0,4

3,3

18

5,5

1,3

6

1,947

ТМ

1600

6

0,4

3,3

18

5,5

1,3




Выбор проводов воздушных линий и кабельных линий



7.1 Выбор сечения проводника по нагреву



Сечение проводника выбирается по условию:



 (5)



Для ввода 35 кВ №№1,2:

Определим номинальный ток линии:







По справочнику [6] выбираем сечение проводника, а по справочнику [6] выбираем марку сталеалюминевый провод марки АС с Iдоп=330 А S=95 мм2.

Для других линий расчёт ведётся аналогично, результаты расчёта сводим в таблицы №№4,5.



Таблица 4. Расчёт сечения проводников для радиальной схемы питания

Параметр

Линия



Ввод 35 кВ №№1,2

ЭН 1

ЭН 2

ЭН 3

ЭН 4

ЭН 5

ЭН 6

Iн, А

283

501

193

290

372

206

178

Температура среды С⁰

25

25

25

25

25

25

25

Iдоп, А

330

300

225

300

390

225

190

F, мм2

95

2х150

95

150

240

95

70

kп

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

Марка провода

АС

ААБл

ААБл

ААБл

ААБл

ААБл

ААБл




Таблица 5. Расчёт сечения проводников для смешанной схемы питания

Параметр

Линия



Ввод 35 кВ №№1,2

ЭН 1, 2, 3

ЭН 5

ЭН 4, 6

Iн, А

283

984

206

551

Температура среды С⁰

25

25

25

25

Iдоп, А

330

510

225

260

F, мм2

95

2х240

95

2х120

kп

1,0

1,0

1,0

1,0

Марка провода

АС

СРБГ

ААБл

ААБл



7.2 Выбор сечения проводника по потерям напряжения



Потери напряжения в линии определяются:



, (6)



где S – полная мощность в линии, МВА; U – номинальное напряжение в линии, кВ; z – полное сопротивление, Ом.



 (7)

;	, (8)



где r0 – удельное активное сопротивление линии, Ом/км; x0 – удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км; l – длина линии.

По ГОСТ-13109-97 отклонение напряжения на электроприёмниках должно оставаться в пределах ±5% [4].



 (9)


Активное удельное сопротивление линии, Ом/км:



, (10)



Где F – сечение провода, мм2; γ – удельная проводимость, равная  для алюминия и  для меди.

Значение x0 берём из справочника [6]

Расчёт значений сведём в таблицы 6-7.



Таблица 6. Потери напряжения для радиальной схемы

Параметры

Ввод 35 кВ №№1,2

ЭН 1

ЭН 2

ЭН 3

ЭН 4

ЭН 5

ЭН 6

F, мм2

95

2х150

95

150

240

95

70

x0, Ом/км

0,404

0,074

0,078

0,074

0,071

0,078

0,08

r0, Ом/км

0,332

0,210

0,332

0,210

0,131

0,332

0,451

l, км

2,287

3,663

3,856

2,088

3,687

2,78

4,019

x, Ом

0,924

0,271

0,301

0,155

0,262

0,217

0,322

r, Ом

0,759

0,770

1,280

0,439

0,485

0,923

1,811

U, кВ

35

6,3

6,3

6,3

6,3

6,3

6,3

z, Ом

1,196

0,408

1,315

0,466

0,551

0,948

1,839

S, МВА

18,901

5,466

2,106

3,165

4,062

2,251

1,947

ΔU, В

645,87

299,7

256,7

245,55

272,89

255,75

296,91

δUу, %

1,84

4,85

4,32

4,09

4,65

4,31

4,79



Таблица 7. Потери напряжения для смешанной схемы

Параметры

Ввод 35 кВ №№1,2

ЭН 1, 2, 3

ЭН 5

ЭН 4, 6

F, мм2

95

2х240

95

2х120

x0, Ом/км

0,404

0,071

0,078

0,076

r0, Ом/км

0,332

0,079

0,332

0,263

l, км

2,287

3,165

2,78

4,062

x, Ом

0,924

0,225

0,217

0,309

r, Ом

0,759

0,249

0,923

1,068

U, кВ

35

6,3

6,3

6,3

z, Ом

1,196

0,168

0,948

0,556

S, МВА

18,901

9,66

2,251

3,165

ΔU, В

645,87

257,0

255,75

279,2

ε, %

1,84

4,08

4,31

4,43



Выбранные сечения позволяют поддерживать отклонение напряжения в заданных пределах.

Выбранные проводники соответствуют техническим требованиям по нагреву и потерям напряжения.


Расчёт токов короткого замыкания



Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение коротких замыканий. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определять токи КЗ и по ним выбирать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ. Места точек КЗ на линии выбираем так чтобы оборудование находилось в наиболее тяжёлых условиях.

Расчёт токов КЗ будем вести в именованных единицах. За базисную ступень напряжения Uб выбираем напряжение Uб=6300 В.

Формулы приведения параметров расчётной схемы к базисным условиям.

Сопротивление энергосистемы при внешнем токе КЗ Iк=2,6 кА:



 (11)



Реактивное и активное сопротивление трансформатора:



	 (12)



Реактивное и активное сопротивление линии:



		 (13)



После расчёта сопротивлений отдельных элементов цепи путём постепенного преобразования приводят схему к одному эквивалентному элементу, обладающему результирующим сопротивлением.

Полное сопротивление схемы:



 (14)



Ток короткого замыкания, в зависимости от выбранной системы единиц вычисления, определяют по формулам:



 (15)



Ударный ток КЗ определяется из выражения:



 (16)



где kу – ударный коэффициент, учитывающий участие апериодического в образовании ударного тока.

Величина kу зависит от соотношения индуктивного и активного сопротивлений цепи КЗ, и может быть определена по кривой или принята равной: 1,8 – при КЗ в установках и сетях напряжением свыше 1000 В.



8.1 Расчёт токов КЗ в точках



Для расчёта токов КЗ составили схему замещения, где все элементы заменяют сопротивлениями, приведёнными к базисным условиям. Схема замещения представлена в графической части листы №3, 4.

Определим сопротивление энергосистемы:






Рассчитаем сопротивления трансформатора ТД-16000/35:









Приведём сопротивления линий ввода 35 кВ №№1,2 к базисному напряжению Uб:











Произведём расчет токов КЗ на стороне 35 кВ перед силовыми трансформаторами ГПП:









Для остальных линий расчёты аналогичны, результаты сведены в таблицы 8-11.


Таблица 8. Сопротивления линий схемы радиального питания



1

2

3

4

5

6

r, Ом

0,271

0,301

0,155

0,262

0,217

0,322

x, Ом

0,770

1,280

0,439

0,485

0,923

1,811

z, Ом

0,408

1,315

0,466

0,551

0,948

1,839



Таблица 9. Расчёт токов КЗ радиальной схемы питания



К0

К1

К2

К3

К4

К5

К6

z, Ом

0,459

0,868

1,775

0,925

1,010

1,408

2,299

Iкз(3), А

7918

4192

2050

3933

3601

2584

1582

Iуд, А

20155

10671

5217

10011

9166

6578

4028



Таблица 10. Сопротивление схемы смешанного питания



1

31

32

3

4

46

r, Ом

0,079

0,079

0,079

0,332

0,263

0,263

x, Ом

3,165

2,28

3,585

2,251

4,062

0,922

z, Ом

0,168

0,121

0,190

0,768

0,556

0,126



Таблица 11. Расчёт токов КЗ смешанной схемы питания



К0

К1

К2

К3

К4

К5

К6

z, Ом

0,459

0,748

0,817

0,627

1,015

1,227

1,141

Iкз(3), А

7918

4864

4452

5801

3583

2964

3187

Iуд, А

20155

12382

11334

14767

9121

7545

8113



8.2 Расчёт выбранных проводников на термическую и электродинамическую стойкость



Термическая стойкость проводников называется способность выдерживать протекание номинального тока термической устойчивости в течение заданного времени без нагрева токоведущих частей до температур, превышающих допустимые при токах КЗ, и без нарушения пригодности к дальнейшей исправной работе.

Выбор термически стойкого сечения жил кабеля производят по значению установившегося тока КЗ и времени прохождения этого тока через кабель. Время определяется уставкой защиты, имеющей наибольшее время выдержки (в случае использования нескольких защит).

Условие выбора и проверки проводников на термическую устойчивость:



 (17)



Где F – фактическое сечение кабеля, мм2; Fмин – минимально допустимое по термической устойчивости сечение кабеля, мм2; I” – ток КЗ, А; tпр – приведённое время действия тока КЗ, с; C – термический коэффициент, 



.



Приведённое время действия тока КЗ складывается из приведённого времени действия тока КЗ tпр.п и приведённого времени действия апериодического тока КЗ tпр.а:



tпр=tпр.п+tпр.а (18)



При питании от системы неограниченной мощности:



tпр=tвыкл+tзащ (19)



где tвыкл – время отключения выключателя (tвыкл=0,1 с – для быстродействующих выключателей; tвыкл=0,2 с – для небыстродействующих выключателей); tзащ – время действия релейной защиты (определяется по условию селективности Δt=0,5 с).

tпр=0,1+0,5=0,6 с

Так же выбранные проводники проверяются на электродинамическую устойчивость току КЗ:



iн.дин≥iуд (20)



где iн.дин – предельно допустимый ток электродинамической перегрузки, взятый из справочника [6]; iуд – ударный ток трёхфазного КЗ.

Для линий ввода 35 кВ №№1,2:

tзащ≥2,5 с

электрический нагрузка ток замыкание





iн.дин= 33 кА ≥iуд =5806 А

Для остальных линий проверка кабеля на термическую и электродинамическую стойкость аналогична. Все выбранные проводники соответствуют требованиям по термической стойкости.


Выбор электрооборудования



Электрические аппараты, изоляторы и токоведущие устройства работают в условиях эксплуатации в трех основных режимах: длительном, перегрузки (с повышенной нагрузкой, которая для некоторых аппаратов достигает значения до 1,4 номинальной) и короткого замыкания.

Выбранное оборудование необходимо проверить:

		по номинальному напряжению (Электрические аппараты изначально имеют запас электрической прочности, что позволяет им работать при напряжении на 10-15% выше номинального)

		по номинальному току (Номинальным током аппарата называют ток, который при номинальной температуре окружающей среды может проходить по аппарату неограниченно длительное время и при этом температура наиболее нагретых частей его не превышает длительно допустимых значений.)

		на электродинамическую стойкость (Сравнение с ударным током).

		на термическую стойкость (способность выдерживать протекание номинального тока термической устойчивости в течении заданного времени без нагрева токоведущих частей до температур, превышающих допустимые при токах КЗ, и без нарушения пригодности к дальнейшей исправной работе).

Оборудование, которое выбирается на напряжение 6 кВ, рассчитывается для линии ЭН 1,2,3 с наибольшим током КЗ. Всё выбранное оборудование подходит как для радиальной, так и для смешанной схемы питания.



9.1 Выбор разъединителей



Выбор разъединителя 6 кВ:

Iкз(3)=5801 А

Iр мах=984 А

iуд=14761 А

РВЗ – разъединитель для внутренней установки, с заземляющими ножами. Марка РВЗ-10/1000 МУХЛ2

IН=1000 А ≥ IР мах=984 А

iдин=80 кА ≥ iуд=14761 А



Iн,Т,с=31,5 кА ≥ 



Выбор разъединителя 35 кВ

Iкз(3)=2281 А

Iр мах=283 А

iуд=5806 А

РДЗ – разъединитель для наружной установки, с двумя колодками и заземляющим ножом. Марка РДЗ-35/1000 НУХЛ1

IН=1000 А ≥ IР мах=283 А

iдин=63 кА ≥ iуд=5806 А



Iн,Т,с=25 кА ≥ 



9.2 Выбор выключателей



Выбор выключателей 6 кВ:

Iкз(3)=5801 А

Iр мах=984 А

iуд=14761 А

Марка ВВЭ-10-1000

IН=1000 А ≥ IР мах=984 А

IНО=20 кА ≥ IКЗ(3)=5801 А

iдин=52 кА ≥ iуд=14761 А



Iн,Т,с=20 кА ≥ 



Выбор выключателей 35 кВ:

Iкз(3)=2281 А

Iр мах=283 А

iуд=5806 А

Марка ВБ/ЭЛКО/ТЭ-35-25/630 УХЛ2

IН=1000 А ≥ IР мах=283 А

IНО=20 кА ≥ IКЗ(3)=2281 А

iдин=52 кА ≥ iуд=5806 А



Iн,Т,с=20 кА ≥ 



9.3 Выбор трансформаторов тока



Для линий ввода 35 кВ

Марка ТОЛ-35

UН.Т.Т=35 кВ ≥ UН.У=35 кВ

Iн1=300 А ≥ IР мах=283 А

iдин=64 кА ≥ iуд=5806 А



Iн,Т,с=25 кА ≥ 








Для линий 6 кВ используем трансформаторы тока ТОЛ-10

UН.Т.Т=10 кВ ≥ UН.У=6 кВ

Iн1=1000 А ≥ IР мах=984 А

iдин=100 кА ≥ iуд=14761 А



Iн,Т,с=40 кА ≥ 







Таблица 12. Трансформаторы тока для радиальной схемы

Параметр

Трансформаторы тока



Ввод 35 кВ №№1,2

ЭН 1

ЭН 2

ЭН 3

ЭН 4

ЭН 5

ЭН 6

Марка

ТОЛ-35

ТОЛ-10

ТОЛ-10

ТОЛ-10

ТОЛ-10

ТОЛ-10

ТОЛ-10

UН.А, кВ

35

6

6

6

6

6

6

IН.т.т, А

300

1000

1000

1000

1000

1000

1000

kt

4,39

4,57

2,42

1,18

2,27

2,08

1,49

kд

13,69

14,25

7,55

3,69

7,08

6,48

4,65



Таблица 13. Трансформаторы тока для смешанной схемы

Параметр

Трансформаторы тока



Ввод 35 кВ №№1,2

ЭН 1, 2, 3

ЭН 5

ЭН 4, 6

Марка

ТОЛ-35

ТОЛ-10

ТОЛ-10

ТОЛ-10

UН.А, кВ

35

6

6

6

IН.т.т, А

300

1000

1000

1000

kt

4,39

3,35

1,71

2,07

kд

13,69

10,44

5,34

6,45



По результатам расчёта, всё выбранное оборудование (Выключатели 35 и 6 кВ; разъединители 6 и 35 кВ; трансформаторы тока 6 и 35 кВ.) было успешно проверено по всем критериям выбора (по номинальному напряжению, по номинальному току, на электродинамическую стойкость, на термическую стойкость). И подходит для применения в выбранных схемах. Кроме того оборудование не будет нуждаться в замене при увеличении нагрузок. Все оборудовании отвечает самым современным стандартам.



9.4 Комплектация РЗиА



Оборудование ГПП и отходящих фидеров должно быть укомплектовано следующими видами защит:

Трансформаторы:

– дифференциальная защита трансформатора (ДЗТ);

– защита от дуговых замыканий (ЗДЗ);

– защита от перегруза трансформатора.

Отходящие фидера:

– токовая отсечка без выдержки времени (ТО);

– максимально-токовая защита (МТЗ);

– защита от замыканий на землю (ЗЗЗ).

– защита ячеек от дуговых замыканий(ЗДЗ)

Секции шин:

– автоматический ввод резерва (АВР);

– автоматическое повторное включение (АПВ);

– автоматическая частотная разгрузка(АЧР).

Данные виды защит позволяют сохранить оборудование при действии на них токов короткого замыкания и удовлетворяют требованиям ПУЭ.


Расчет потерь мощности и электроэнергии в схеме электроснабжения



Передача электрической энергии от источников питания к потребителям связана с потерей части мощности и энергии в системе электроснабжения (трансформаторах, линиях, реакторах). Эти потери определяются током, протекающим по линии, и величиной передаваемого напряжения. 



10.1 Потери мощности и электроэнергии в трансформаторах



Потери мощности в трансформаторе состоят из потерь активной () и реактивной () мощности.

Потери активной мощности определяются по формуле: 

	

	 (21)



Определим потери активной мощности для трансформатора ТД 16000/110:

	кВт

Потери реактивной мощности определяются по формуле:



 (22)



Определим потери реактивной мощности для трансформатора ТРДН 16000/110:

	
кВар

Активные потери электроэнергии в трансформаторе:



 (23)



 - время включения трансформатора, ч.

Время потерь  определяем по справочнику [6] при .

МВт*ч

Реактивные потери электроэнергии в трансформаторе:



 (24)



МВАр*ч



10.2 Потери мощности и электроэнергии в линиях



Потери мощности и электроэнергии в линиях определяются:



   (25)



Определим потери активной и реактивной мощности в линии ввода 35кВ 1(2):

	

	кВт

	кВар

	МВт*ч



Для других линий расчет ведется аналогично, результаты вычислений сводим в таблицы 14 и 15.



Таблица 14. Потери мощности и электроэнергии в линиях для радиальной схемы питания

Параметры

Ввод 35 кВ №№1,2

ЭН 1

ЭН 2

ЭН 3

ЭН 4

ЭН 5

ЭН 6

P, МВт

18,2

5,1

2,1

3,1

3,8

2,2

1,9

Q,МВАр

5,1

3,7

0,3

1,2

2,7

0,9

0,8

R, Ом

0,759

0,770

1,280

0,439

0,485

0,923

1,811

X, Ом

0,924

0,271

0,301

0,155

0,262

0,217

0,322

U, кВ

35

6

6

6

6

6

6

ΔР, кВт

221,3

849,1

160,0

134,7

292,8

144,9

213,8

ΔQ, квар

348,7

298,9

37,6

47,6

158,1

34,1

38,0

ΔW, МВт*ч

1938,8

7302,6

1376,0

1158,8

2517,7

1245,8

1838,7



Таблица 15. Потери мощности и электроэнергии в линиях для смешанной схемы питания

Параметры

Ввод 35 кВ №№1,2

ЭН 1, 2, 3

ЭН 5

ЭН 4, 6

P,MBт

18,2

10,3

2,2

5,7

Q, МВАр

5,1

5,2

0,9

3,5

R, Ом

0,759

0,249

0,923

1,068

X, Ом

0,924

0,225

0,217

0,309

U, кВ

35

6

6

6

ΔР, кВт

221,3

920,8

144,9

1327,3

ΔQ, кВар

348,7

832,1

34,1

384,0

ΔW, МВт*ч

1938,8

7919,0

1245,8

11414,7



Для наибольшей экономии, потери можно уменьшить, отключениям трансформаторов при малых нагрузках (например, ночью).


Расчёт надёжности системы электроснабжения



Требуемая надёжность питания для систем электроснабжения промышленных предприятий может быть обеспечена необходимым количеством генераторов, трансформаторов, секций шин, питающих линий и средствами автоматики.

Рассмотрим надёжность систем электроснабжения ГПП 35/6 на примере выбранной схемы электроснабжения.

Составим блок-схему ГПП (рис.№4) для одной цепи, т.к. все шесть цепей одинаковы.





Рисунок 4. Блок-схема ГПП

1,2,5,6,7,12,13,16,17,18,25,26 – разъединители

3, 4,10,11,15,19,20,23,24,27 – выключатели

8,9 – трансформаторы 35/6

21,22 – трансформаторы 6/0,4

В цепь входят следующие элементы: разъединители, выключатели, трансформаторы 35/6, трансформаторы 6/0,4. Параметры надёжности этих элементов приведены в табл. 16.



Таблица 16. Параметры надёжности элементов цепи

Оборудование

Ожидаемое число отказов λ, 1/год

Ожидаемое число восстановлений μ, 1/год

Трансформатор двухобмоточный, кВ

35 и выше

6-10





0,01

0,05





90

60

Выключатель

0,01

910

Разъединитель

0,002

590



Основные формулы для расчёта надёжности системы электроснабжения:

Вероятность безотказной работы системы электроснабжения:



.



Параметр потока отказа для последовательного соединения, где b – число элементов в системе электроснабжения:



.



Параметр потока восстановления для последовательного соединения:


.



Параметр потока отказа для параллельного соединения:



.



Параметр потока восстановления для параллельного соединения:



.



В результате расчёта надёжности СЭС определяется параметр потока отказа λС и параметр потока восстановления μС, а также:

Среднее время безотказной работы:



.



Среднее время восстановления:



.



Коэффициент готовности:


.



Упростим блок-схему:





Рисунок 5. Упрощённая блок-схема



Рассчитаем параметры потока отказа и восстановления для элемента 28:

 1/год

 ч/год

Рассчитаем параметры потока отказа и восстановления для элемента 29:

 1/год

 ч/год

Рассчитаем параметры потока отказа и восстановления для элемента 30:

 1/год

 ч/год

Рассчитаем параметры потока отказа и восстановления для элемента 31:

 1/год

 ч/год

Рассчитаем параметры потока отказа и восстановления для элемента 32:

 1/год

 ч/год

Рассчитаем параметры потока отказа и восстановления для элемента 33:

 1/год

 ч/год

Преобразуем схему ещё раз:





Рисунок 6. Упрощённая блок-схема



Рассчитаем параметры потока отказа и восстановления для элемента 34:

 1/год

 ч/год

Рассчитаем параметры потока отказа и восстановления для элемента 35:

 1/год

 ч/год

Рассчитаем параметры потока отказа и восстановления для элемента 36:

 1/год

 ч/год

Рассчитаем параметры потока отказа и восстановления для всей системы:

 1/год

 ч/год

Рассчитаем среднее время безотказной работы:



Рассчитаем среднее время восстановления:



Рассчитаем коэффициент готовности:



Таким образом, вероятность безотказной работы системы электроснабжения определяется:






Таблица 17. Вероятность безотказной работы системы электроснабжения



1 год

2 года

5 лет

10 лет

25 лет



0,9998

0,9997

0,9992

0,9985

0,9963



Выбранная система отвечает требованиям надёжности.




Технико-экономическое сравнение вариантов схем электроснабжения



Основными экономическими показателями являются капитальные вложения и текущие расходы.

Приведём калькуляции затрат по вариантам схем электроснабжения.



Таблица 18. Калькуляция капитальных затрат по радиальной схеме питания

Наименование оборудования

Единицы измерения

Цена, тыс. руб.

Количество

Сумма, тыс. руб.

Трансформаторы

ТД-16000/35

шт

16 382,00

2

32 764,00



ТСЗУ-4000/6



1 700,60

2

3 401,20



ТМ-2500/6



1 300,00

4

5 200,00



ТМ-1600/6



832,20

6

4 993,20

БСК УКРМ-6,3/10,5-2250

шт

1 642,60

2

3 285,20

Провод

АС-95

км

38,50

13,722

528,30

Кабель ААБл

70 мм2

км

293,82

8,038

2 361,73



95 мм2



356,90

13,272

4 736,78



150 мм2



505,42

18,828

9 516,05



240 мм2



701,89

7,374

5 175,74

Разъединители

6 кВ РВЗ-10/1000

шт

10,00

14

140,00



35 кВ РДЗ-35/1000



17,00

5

85,00

Выключатели

6 кВ ВВЭ-10-1000

шт

70,00

15

1 050,00



35 кВ ВБ/ТЭ-35/630

шт

431,00

2

862,00

Комплекты МПС РЗиА 

шт

72,00

17

1 224,00

Итого:

75 323,18



Таблица 19. Калькуляция капитальных затрат по смешанной схеме питания

Наименование оборудования

Единицы измерения

Цена, тыс. руб.

Количество

Сумма, тыс. руб.

Трансформаторы

ТД-16000/35

шт

16 382,00

2

32 764,00



ТСЗУ-4000/6



1 700,60

2

3 401,20



ТМ-2500/6



1 300,00

4

5 200,00



ТМ-1600/6



832,20

6

4 993,20

БСК УКРМ-6,3/10,5-2250

шт

1 642,60

2

3 285,20

Провод

АС-95

км

38,50

13,722

528,30

Кабель ААБл

95 мм2

км

356,90

4,502

1 606,76



120 мм2



375,23

9,968

3 740,29

Кабель СРБГ

240 мм2

км

1 872,00

18,06

33 808,32

Разъединители

6 кВ РВЗ-10/1000

шт

10,00

8

80,00



35 кВ РДЗ-35/1000



17,00

5

85,00

Выключатели

6 кВ ВВЭ-10-1000

шт

70,00

9

630,00



35 кВ ВБ/ТЭ-35/630

шт

431,00

2

862,00

Комплекты МПС РЗиА 

шт

72,00

11

792,00

Итого:

91 776,27



Итого затраты на этапе проектирования и внедрения составляют:

по радиальной схеме питания – 75 323,18 тыс. рублей;

по смешанной схеме питания – 91 776,27 тыс. рублей.

Стоимость монтажа и пуско-наладочных работ составляет 30-50% от стоимости оборудования, мы примем равным 30%, тогда капитальные затраты составят:

по радиальной схеме питания – 97 920,14 тыс. рублей;

по смешанной схеме питания – 119 309,16 тыс. рублей.

Годовые затраты на обслуживание составляют 7% от стоимости оборудования:

по радиальной схеме питания – 5 272,62 тыс. рублей;

по смешанной схеме питания – 6 424,34 тыс. рублей.

Таким образом, в данном случае внедрении смешанной схемы питания нецелесообразно, так как капитальные затраты и затраты на обслуживание значительно превосходят затраты при схеме радиального питания.


Заключение



Главная понизительная подстанция является одним из основных звеньев системы электроснабжения промышленного предприятия. Поэтому оптимальное размещение подстанции на территории промышленного предприятия – важный вопрос при построении рациональных схем электроснабжения. При проектировании СЭС предприятий различных отраслей промышленности разрабатываем генеральный план проектируемого объекта и находим центр электрических нагрузок, относительно которого показатели разброса нагрузок наименьшие. Строим картограммы нагрузок для различных вариантов схем электроснабжения.

Правильный, технически и экономически обоснованный выбор числа и мощности трансформаторов для ГПП имеет существенное значение для рационального построения схемы электроснабжения предприятия, поэтому проектируем двухтрансформаторную ГПП. Питание электроприёмников второй категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Рассматриваем две схемы электроснабжения: радиальную и смешанную. И делаем сравнительное технико-экономическое обоснование внедрения той, или иной схемы.

По техническим показателям более рациональной схемой питания в данной системе будет применение радиальной схемы электроснабжения, поскольку потребители имеют большой разброс относительно ЦЭН и применение магистралей нецелесообразно, так как это потребует большего количестве кабельных линий.

По экономическим показателям так же выбираем радиальную схему питания, так как она экономически более выгодна, чем схема со смешанным питанием.


Библиографический список



Кудрин Борис Иванович. Электроснабжение промышленных предприятий: Учеб. для вузов / Б.И. Кудрин – 2е изд. – М.: Интермет Инжиниринг, 2005.

Поспелов Григорий Ефимович. Электрические системы и сети: Учеб. для вузов / Г.Е. Поспелов, В.Т. Федин, П.В. Лычев; ред. В.Т. Федин. – Минск: Технопринт, 2004

А.А. Фёдоров. Л.Е. Старкова. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1987.

Правила устройства электроустановок. 7е изд. – М.: Энергия, 2003.

ГОСТ 13109-97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

Электротехнический справочник: В 4 т. / ред. В.Г. Герасимов. Т.3: Производство передача и распределение электрической энергии. – 8е изд. испр. и доп. – М.: Издательство МЭИ, 2002.