Электроснабжение чугунолитейного завода

• Содержание
• Введение
• Выбор схемы электроснабжения
• Выбор рационального напряжения
• Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
• Расчёт тока короткого замыкания
• Расчет и выбор питающей линии
• Выбор оборудования на стороне первичного напряжения
• Выбор оборудования на стороне вторичного напряжения
• Выбор шин
• Релейная защита силового трансформатора
• Автоматика электроснабжения
• Заключение
• Литература

Курс «Электроснабжение отрасли» для специальности 140 613 (1806) — один из ведущих. Объясняется это тем, что электроснабжение промышленного предприятия или цеха часто является темой дипломных проектов, выполняемых студентами на завершающей стадии обучения в колледже. Поэтому хорошее знание предмета, умение свободно разбираться в вопросах электроснабжения служат предпосылкой к успешному выполнению и защите дипломного проекта или сдаче междисциплинарного экзамена в рамках итоговой государственной аттестации студентов, то есть к успешному окончанию учебного заведения.

Основные задачи в области развития электроэнергетики в нашей стране, является решение ряда вопросов по проектированию главной подстанции промышленного предприятия:

· обеспечить надёжное и бесперебойное питание;

· уменьшить потери электроэнергии;

· обеспечить минимум затрат на монтаж и эксплуатацию оборудования,;

· обеспечить техническую безопасность и удобство эксплуатации.

исходные данные для курсового проектирования

Таблица 1

Электрические нагрузки

Рисунок 1 -активной и реактивной нагрузок

Определяется Smax по формуле:

Smax = Pmax / cosц (1)

Smax = 13 100 / 0,81? 16 173 кВА

Определяется Qmax по формуле:

(2)

Определяется tgц по формуле:

tgц = Q max / P max. (3)

tgц = 9485 кВАр / 13 100 кВт? 0,72

Определяется sinц по формуле:

sinц = tgц * cosц (4)

sinц = 0,72 * 0,81? 0,6

Определяется расход активной энергии за сутки по площади графика активной нагрузки:

W, а сут = ?P · t. (3)

W а. сут = 10 480 * 8 + 13 100 * 2 + 10 480 * 2 + 10 800 * 1 + 10 480 * 1 + 10 300 * 1+ 10 500* 1 = 173 080 кВт · ч

Определяют среднюю активную мощность за сутки по формуле:

Pср = Wсут / 24. (4)

Pср = 173 080 / 24? 7212 кВт.

Рассчитывается коэффициент заполнения графика:

Kз.г. = Pср / Pмакс. (5)

Kз.г. = 7212 / 13 100? 0,6.

Выбор схемы электроснабжения

Для питания чугунолитейного завода с максимальной нагрузкой принимается глубокий ввод двумя воздушными линиями электропередачи. Система шин РУ вторичного напряжения 10 кВ одинарная, секционированная по числу силовых трансформаторов. Для уменьшения стоимости подстанции принимают схему без выключателей на стороне высшего напряжения (при напряжении 110 кВ) с перемычкой, оборудованной отделителями в соответствии с рисунком 2а, или с выключателями на стороне высшего напряжения при вводе напряжением 35 кВ в соответствии с рисунком 2б. Резерв линий и трансформаторов неявный. В нормальном режиме линии и трансформаторы работают раздельно.

а)

б)

Рисунок 2 — Схема электроснабжения

Выбор рационального напряжения

Cледует определить величину рационального напряжения глубокого ввода (35 кВ;110 кВ; 220 кВ).

Увеличение напряжения ввода является прогрессивным, так как при этом уменьшаются потери электроэнергии, улучшаются возможности для последующего расширения производства. Однако, увеличение напряжения связано с усложнением эксплуатации оборудования, увеличением капиталовложений, поэтому вопрос о рациональном напряжении ввода следует решать сравнением двух или более вариантов по технико-экономическим показателям. Рекомендуется следующий порядок решения этого вопроса, одного из самых сложных в проекте.

Намечаю два наиболее вероятных в данных условиях задания варианта: 35/10 кВ, 110/10 кВ. При выборе возможных вариантов учитываю величину нагрузки и расстояние от ГПП до питающей подстанции.

Для каждого варианта в соответствии со схемой на рисунке 2 ориентировочно выбирается основное оборудование: линия, силовые трансформаторы, выключатели, отделители, короткозамыкатели.

Сечение провода определяется экономической плотностью с учётом потерь на корону. При двух линиях, работающих в неявном резерве, расчёт ведётся по току рабочего режима.

Силовые трансформаторы выбираются ориентировочно по полной мощности потребителя с учётом резерва. Наиболее экономичны двухтрансформаторные подстанции.

Электрические аппараты выбираются по току нагрузки аварийного режима с учётом схемы. Например: для схемы а) на рисунке 2 следует выбрать четыре отделителя и два короткозамыкателя, а для схемы б) — три выключателя на напряжение 35 кВ.

Разъединители большой разницы в капитальных затратах не дают, поэтому их можно не учитывать. Распределительное устройство на 6 кВ в каждом варианте одинаково, поэтому в расчёт капитальных затрат не входит.

Капитальные затраты считают по формуле:

K = Kл + Kтр + Kоб., (6)

где Kл — затраты на сооружение линий, тысячи рублей;

Kтр — затраты на приобретение и монтаж трансформаторов, тысячи рублей;

Kоб — затраты на приобретение и монтаж основного оборудования, тысячи рублей.

Эксплутационные расходы определяют по формуле:

Cэ = Cп + Cа + Cэп, (7)

где Cп — стоимость потерь электрической энергии, тысячи рублей;

Cа — амортизационные отчисления, тысячи рублей;

Cэп — стоимость содержания эксплутационного персонала, тысячи рублей.

Стоимость потерь определяется по формуле:

Cп = ДWгод · C0, (8)

где C0 — стоимость 1 кВт · ч электрической энергии, рубли;

ДWгод — потери активной энергии в год, кВт · ч.

Потери энергии в год определяются как сумма потерь в линиях и силовых трансформаторах:

ДWгод = ДWл + ДWтр. (9)

Потери в линиях определяются или по максимальному току, или по удельным потерям. Потери активной энергии в трансформаторах определяются по приведённым потерям мощности. Приведённые потери включают в себя не только потери активной мощности в самих трансформаторах при работе в заданном режиме, но и потери активной мощности, которые возникают по всей цепочке питания от генераторов электростанции до рассматриваемых трансформаторов из-за потребления трансформаторами реактивной мощности в соответствии с приведённым ниже примером.

Амортизационные отчисления на различные виды оборудования даются в процентах от капитальных затрат.

Общие затраты определяются при числе вариантов больше двух по формуле:

З = Сэ + 0,15 К, (10)

где 0,15 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений (для расчётов в электроэнергетике).

Выбрать рациональное напряжение ввода на ГПП.

1) вариант 1 — 35/10 кВ;

2) вариант 2 — 110/10 кВ.

Определяют технико-экономические показатели для каждого варианта.

а) Расчётный ток (при максимальной нагрузке):

Iрасч = Sмакс / (v3 · Uн). (12)

Вариант 1.

Iрасч = 16 173 /(v3 · 35)? 270 А.

Вариант 2.

Iрасч = 16 173 /(v3 · 110)? 85 А.

б) Сечение проводов воздушной линии по экономической плотности тока:

Sэк = Iрасч / (2 · iэк), (13)

где iэк — экономическая плотность тока Вариант 1.

Sэк = 270 / (2 · 1,3)? 104 мм².

Вариант 2.

Sэк = 85 /(2 · 1,1)? 38 мм².

Таблица 2 — Каталожные данные трансформаторов

Таблица 3 -Капитальные затраты (К) по варианту 1

Таблица 4 — Капитальные затраты (К) по варианту 2

е) Эксплутационные расходы.

Потери активной энергии в линиях определяются по формуле:

ДWл.год. = n · ДPл · L · K2з.л. · ф, (14)

где n — число линий;

ДPл — потери мощности на 1 км линии АС-150 ([8], таблица 26−10);

Kз.л — коэффициент загрузки линии при максимальной нагрузке.

Kз.л. = Iмакс / Iдоп, (15)

где Iмакс = Iрасч /2 — ток одной линии в рабочем режиме, А;

Iдоп — длительно допускаемый ток на провод, А;

ф — время потерь, ч, определяется в зависимости от cos ц и годового использования максимума нагрузки в год ([2], стр. 115, рисунок 4, 8).

Вариант 1.

Iмакс = 270 А / 2 = 135 А

Kз.л = 135 А / 330 А? 0,4.

ДWл.год. = 2 · 134 · 17,3 · 0,42 · 2000 = 1 902 800 кВт · ч.

Вариант 2.

Iмакс = 85 А / 2 = 43 А

Kз.л. = 43 А / 265 = 0,2

ДWл. год = 2 · 125 · 17,3 · 0,22 · 2000 = 284 000 кВт · ч.

Приведённые потери активной энергии в трансформаторах определяются по формуле:

ДWтр. год. = n (ДPх.х + Kэ · (Iх.х. · Sн / 100)) · T + n · K2з.т. (ДPк.з. + Kэ (Uк · Sн / 100)) · ф, (16)

где ДPх. х, ДPк.з., Ix.x., Uк — каталожные данные трансформатора из таблицы 2;

Kэ — экономический эквивалент реактивной мощности (коэффициент изменения потерь) по таблице 1;

T — действительное время работы трансформатора в год (принимается равным количеству часов в не високосном году), ч;

Kз.т. — коэффициент загрузки трансформатора при максимальной нагрузке.

Kз.т. = Sмакс /(n · Sн), (17)

где n — количество работающих трансформаторов.

Вариант 1.

Kз.т. = 16 173 / (2 · 10 000)? 0,8.

ДWтр.год. = 2 (14,5 + 0,19 (0,8 • 10 000 / 100)) 8760 + 2 · 0,82 (65 + + 0,19 (7,5 · 10 000 / 100)) 2000 = 889 016 кВт· ч.

Вариант 2.

Kз.т. = 16 173 / (2 · 10 000)? 0,8.

ДWтр. год. = 2(18 + 0,19 (0,9 · 10 000 / 100)) 8760 + 2 · 0,82 (60 + + 0,19 (10,5 · 10 000 / 100)) 2000 = 1 056 216 кВт · ч.

Стоимость потерь активной энергии определяется по формуле:

Cп = C0 (ДWл + ДWтр). (18)

Вариант 1.

Cп = 10.49 (1 902 800 + 889 016) = 4 969 433 копеек.? 50 тыс. руб.

Вариант 2.

Cп = 10.49 (284 000 + 1 056 216) = 2 385 585 копеек.? 24 тыс. руб.

Амортизационные отчисления определяются по формуле:

Cа = (Pл / 100) · Kл + (Pтр / 100) Kтр. + (Pв / 100) Kв, (19)

где Pл, Pтр, Pв — амортизационные отчисления на линии, трансформаторы, выключатели, % ([2], таблица 6.1).

Вариант 1.

Cа = (3,5 / 100) · 249 + (6,3 / 100) · 26,4 + (6,3 / 100) · 15,5? 9,8 тысяч рублей.

Вариант 2.

Cа = (3,5 / 100) · 194 + (6,3 / 100) · 50 + (6,3 / 100) · 30,2? 10,6 тысяч рублей.

Отчисления на обслуживание оборудования определяются по формуле:

Cэп = (Pл / 100) Kл + (Pтр / 100) Kтр. + (Pв / 100) Kв, (20)

где Pл, Pтр, Pв — отчисления на текущий ремонт и обслуживание, % ([2], таблица 6.1).

Вариант 1.

Cэп = (2,0 / 100) · 249+ (3,0 / 100) · 26,4 + (3,0 / 100) · 15,5? 5,4 тысяч рублей.

Вариант 2.

Cэп = (2 / 100) · 194 + (3 / 100) · 50 + (3 / 100) · 30,2? 5,6 тысяч рублей.

Общие эксплутационные расходы определяются по формуле:

Сэ = Сп + Са + Сэ.п.. (21)

Вариант 1.

Сэ = 50+ 9,8 + 5,4 = 65,2 тысяч рублей.

Вариант 2.

Сэ = 24+ 10,6 + 5,6 = 40,2 тысяч рублей.

ж) Общие затраты при нормативном коэффициенте эффективности капиталовложений 0,15 рассчитываются по формуле:

З = Сэ + 0,15К. (22)

Вариант 1.

З = 65,2 + 0,15 · 291? 109 тысяч рублей.

Вариант 2.

З = 40,2 + 0,15 · 274? 81 тысяч рублей.

Данные расчетов для удобства сравнения сводятся в таблицу 5.

Таблица 5

Из таблицы 5 видно, что показатели второго варианта (ввод напряжением 110/10 кВ) ниже, следовательно, рациональным напряжением ввода для данных условий будет ввод 110кВ.

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

напряжение трансформатор замыкание защита релейный

Выбрать число и мощность трансформаторов для ГПП завода с условиями:

Вариант 1. Два трансформатора по 10 МВ · А. В нормальном режиме трансформаторы будут работать с неполной нагрузкой. Коэффициент загрузки в часы максимума определяется по формуле (17):

Kз.т. = 16,2 /(2 · 10)? 0,8.

Допустимая перегрузка в послеаварийный период составит:

1,4 · 10 = 14 МВ · А > 0,5 · 16,2? 8 МВ · А,

что приемлемо (0,5 — 50% потребители первой категории).

Вариант 2. Два трансформатора мощностью по 16 МВ · А. В нормальном режиме трансформаторы будут работать с недогрузкой. Коэффициент нагрузки в часы максимума:

Kз.т. = 16,2 / (2 · 16) = 0,5.

Допускаемая нагрузка в послеаварийный период составит:

1,4 · 16 = 22,4 > 16,2 МВ · А,

что приемлемо.

Вариант 3. Два трансформатора мощностью по 6,3 МВ · А. Допустимая максимальная мощность с учётом перегрузки 1,18 составит:

Sмакс.т. = Kд.п. · 2 · Sном.т. (23)

Sмакс.т. = 1,18 · 2 · 6,3 = 14,9 < 16,2 МВ · А.

Третий вариант не удовлетворяет условию допускаемой систематической перегрузки, поэтому в дальнейшем не рассматривается.

Таблица 6 — Каталожные данные трансформаторов

в) Определяют капитальные затраты ([8], табл. 26−22).

Вариант 1.

К1 = 2 · 25 = 50 тысяч рублей.

Вариант 2.

К2 = 2 · 27 = 54 тысяч рублей.

г) Определяется стоимость потерь электрической энергии в год по формуле:

Cп = C0 · n (ДPх.х. + Kэ (Iх.х. · Sн / 100)) T + C0 · n · K2з.т. (ДPк.з. +

+ Kэ (Uк · Sн / 100)) ф. (24)

Вариант 1.

Cп = 10,49 · 2 (18+ 0,19 (0,9 · 10 000 / 100)) 8760 + 10,49 · 2 · 0,82 · (60 + + 0,19 (10,5 · 10 000 / 100)) · 2000= 1 793 599 копеек? 18 тысяч рублей.

Вариант 2.

Cп = 10,49 · 2 (58 + 0,19 (2,8 · 16 000 / 100)) 8760 + 10,49 · 2 · 0,52 (104 + + 0,19 (10,5 · 16 000 / 100)) 2000= 3 903 070 копеек? 39 тысяч рублей.

д) Определяются амортизационные отчисления:

Cа = 0,063K, (25)

где 0,063 — амортизационные отчисления на оборудование подстанции — 6,3%.

Вариант 1.

Cа = 0,063 · 50? 3,2 тысяч рублей.

Вариант 2.

Cа = 0,063 · 54? 3,4 тысяч рублей.

е) Определяются общие эксплутационные расходы:

Cэ = Cп + Cа. (26)

Вариант 1.

Cэ = 18 + 3,2 = 21,2 тысяч рублей.

Вариант 2.

Cэ = 39 + 3,4 = 42,4 тысяч рублей.

Данные расчётов сводятся в таблицу 7.

Таблица 7 — Сводная таблица для сравнения вариантов

При разнице эксплутационных расходов по вариантам:

(21,2 — 42,4) = -21,2тысяч рублей

первый вариант с установкой двух трансформаторов по 10 МВ · А является наиболее рациональным.

В послеаварийном режиме один трансформатор может взять нагрузку:

1,4 · 10 =14 МВ· А.

Потребители первой категории составляют:

0,5 · 16,2? 8 МВ · А.

Потребители второй и третьей категорий допускают перерыв в питании на время, необходимое для восстановления нормального режима электроснабжения для второй категории не более 0,5 ч, для третьей не более 24 ч).

Принимаются к установке два трансформатора мощностью по 10 МВ · А.

Расчёт тока короткого замыкания

Токи и мощность короткого замыкания

Основные данные для расчёта указанны на схеме (рисунок 3). Мощность короткого замыкания на шинах вторичного напряжения питающей подстанции Sк = 1200 МВ · А.

Составляется расчётная схема и схема замещения. Линии и трансформаторы работают раздельно.

а) S0 =

SK =1200 МВ· А

115 кВ

L = 17,3 км

X0 = 0,4 Ом / км К

110 кВ

SН1=SН2=16,2МВ· А К1

uк = 10,5%

10 кВ

К2

б)

а) расчетная схема; б) схема замещения

Рисунок 3 — Для расчёта токов короткого замыкания

Принимается: Sб = 100 МВ · А; Uб1 = 110 кВ; Uб2 = 10 кВ.

Определяют базисные токи:

Iб1 = Sб / (v3 · Uб1). (28)

Iб1 = 100 /(v3 · 110) = 0,5 кА.

Iб2 = Sб /(v3 · Uб2). (29)

Iб2 = 100 /(v3 · 10) = 6 кА.

Определяются относительные базисные сопротивления элементов схемы по формуле (27):

— системы x*б.1 = 100 / 1200 = 0,08;

— линии

x*б.2 = x0 · L · Sб / U2б1; (30)

x*б.2 = 0,4 · 17,3· 100 / 1102? 0,05;

— трансформатора

x*б.3 = uк Sб /(100· Sн. т); (31).

x*б.3 = 10,5 · 100 / (100 · 16,2)? 0,6.

Определяют результирующее сопротивление:

x*б рез. к1 = x*б1 + x*б2; (32)

x*б рез. к1 = 0,08 + 0,05 = 0,13;

x*б рез. к2 = x*б рез. к1 + x*б3; (33)

x*б рез. к2 = 0,11 + 0,6 = 0,71.

Определяются токи и мощности короткого замыкания для точки K1:

Iп1 = I?1 = Iб1 / x*рез. к1; (34)

Iп1 = I?1 = 0,5 / 0,13 = 3,9 кА;

iу =v2· Ку · Iп =2,55 · Iпударный ток, где Ку — ударный коэффициент; (35)

iу1 = 2,55 · 3,9? 10 кА;

Sк = v3 · Uб · Iп; (36)

Sк1 = v3 · 110 · 3,9 = 743 МВ · А.

Определяют токи и мощности короткого замыкания для точки K2:

Iп2 = I?2 = Iб2 / x*рез. к2; (37)

Iп2 = I?2 = 6 / 0,71 = 8,5 кА;

iу2 = 2,55 · 8,5? 21,7 кА;

Sк2 = v3 · 10 · 8,5? 147 МВ · А.

Данные расчётов заносят в таблицу 8.

Таблица 8

Расчет и выбор питающей линии

Iрасч = 16 173 /(2 · v3 · 110)? 49 А.

Определяю экономически наивыгоднейшее сечение:

Sэк = Iрасч / Iэ. (43)

Sэк = 49 / 1,3? 38 мм².

Выбирают провод АС-70. Условию нагрева длительным током провод А-70 удовлетворяет, так как Iдоп = 265А > 49 * 2А.

Определяют потерю напряжения:

ДUрасч= ДU% = (v3 · Iрасч · L · 100 (r0cosц + x0sinц)) / Uн, (44)

где r0 = 1000 /(г · S), Ом/км;

x0 = 0,4 Ом/км — для воздушных линий электропередач (ЛЭП) напряжением выше 1 кВ.

r0 = 1000 / (32 · 70) = 0,5 Ом/км.

ДUрасч= ДU% = (v3 · 49· 17,3 · 100 · (0,5 · 0,81 + 0,4 · 0,6)) / 110 000 = 0,45%.

Выбранное сечение условию ДUрасч < ДUдоп удовлетворяет, так как ДUрасч = 0,45%, а ДUдоп = 5%, даже при аварийном режиме, по которому вёлся расчёт. Расчёт на потерю напряжения допускается вести по рабочему режиму.

Выбор оборудования на стороне первичного напряжения

Выбрать основное оборудование на стороне первичного напряжения для ГПП, схема которой изображена на рисунке 2Б.

Iрасч = 150 А. Данные расчёта токов короткого замыкания приведены в таблице 8 (точка K1).

Выбор оборудования выполняется в виде таблицы 10.

Таблица 10 — Сравнительная таблица расчётных и каталожных данных

Каталожные данные взяты из справочных таблиц ([8], таблица 28−59, таблица 28−60).

При питании от системы неограниченной мощности нагревом от апериодического тока допускается пренебречь, поэтому принимается приведённое время равным действительному времени протекания тока короткого замыкания через отделитель. Действительное время для данной схемы складывается из времени действия защиты трансформатора tз.т. = 0,1 с, времени включения короткозамыкателя КЗ-110М tк.з. = 0,4 с ([8], стр. 235, таблица 28−59), времени действия быстродействующей защиты линии tз.л. (принимается равным 0,1 с) и времени срабатывания выключателя ВМК — 110, стоящего в начале линии tв = 0,09 ([8], стр. 195, таблица 28−29).

Тогда для отделителя действительное время, равное приведённому:

tн = tз. т + tк.з. + tз.л. + tв. (48)

tп = tн = 0,1 + 0,4 + 0,1 + 0,09 = 0,69 c.

Термическая устойчивость определялась для отделителя по приведённому времени tп:

I2? · tп = 4,52 · 0,69 = 14,0 кА2 · с.

Для короткозамыкателя приведённое время:

tп = tз.л. + tв. (49)

tп = 0,1 + 0,09 = 0,19 с.

Термическая устойчивость:

I2? · tп = 4,52 · 0,19 = 3,9 кА2· с.

Расчётные параметры не превышают каталожных (допустимых) параметров по данным таблицы 10, поэтому к установке принимаются отделитель типа СД-110М с приводом ШПОМ и короткозамыкатель типа КЗ-110М с приводом ШПКМ.

Выбор оборудования на стороне вторичного напряжения

Для комплектования распределительного устройства вторичного напряжения нужно выбрать следующее оборудование: масляные выключатели, разъединители, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения. Порядок выбора и факторы влияющие на выбор аналогичны пункту 4.1.8 и таблице 9. Выключатели выбираются для установки на вводе и межсекционные. Выключатели для отходящих линий при нагрузках на вводах до 1000 А принимаются такими же, что и для ввода. Трансформаторы тока выбираются для ввода. Трансформаторы тока и трансформаторы напряжения по вторичной нагрузке можно не выбирать, так как для выбора нет данных.

Выбор шин

Для распределительных устройств 6 кВ следует выбирать алюминиевые шины. Медь применяется только в исключительных случаях, когда по условиям внешней среды использование алюминия невозможно.

Сечение шин должно удовлетворять условию нагрева длительным током, а также условию термической и динамической устойчивости при протекании по шинам токов короткого замыкания. Для распределительных устройств серии КРУ выбор шин сводится к проверке по вышеназванным условиям сечения, указанного в характеристике, принимаемой к установке ячейки. Сечение шин должно выбираться по условию нагрева током нагрузки послеаварийного режима.

Выбираем сечение шин вторичного напряжения.

Рисунок 5 -для выбора шин

Определяется расчётный ток при максимальной нагрузке в послеаварийном режиме (действие автоматического ввода резерва (АВР) при отключении одного из трансформаторов) по формуле (12).

Iрасч = 16 173 / (v3 · 10) = 1102 А.

Используя справочные таблицы ([4], таблица 1−33, стр. 41), выбирают алюминиевые шины марки АТ 8×80, с размером полосы (80 8) мм сечением 640 мм², с допускаемым током 1320 А. Полоса установлена на ребро, как показано на рисунке 6. Расстояние между опорными изоляторами (пролёт) принимается:? = 1000 мм. Расстояние между фазами, а = 350 мм.

Рисунок 6 — Расположение полос на изоляторах

Шины проверяются на динамическую устойчивость к действию токов короткого замыкания.

Усилие, действующее между фазами, при трёхфазном коротком замыкании:

F = 1,76 · i2y · (1 / a) · 10−1. (50)

F = 1,76 · 11,5 2 (1 / 0,35) · 10−1 = 67 Н.

Определяют механическое напряжение в шинах:

урасч = F · 1 / (10 · W), (51)

где W — момент сопротивления шин.

W = 0,17 · b2 · h, где b и h в см. (52)

W = 0,17 · 0,82 · 8? 0,9 см³.

урасч = 67 · 1 /(10 · 2) = 3,35 МПа<�удоп=65МПа,

Шины сечением 880 удовлетворяют условию динамической устойчивости.

Проверяем шины на термическую устойчивость при протекании по ним тока короткого замыкания. Пользуясь кривыми (7, рисунок 5−8), находим температуру шин, до которой они нагреваются при коротком замыкании. Для этого определяем значение Ак при коротком замыкании.

Aк = Aн + (I? / S)2 · tк, (53)

где Ан — нормированный коэффициент (принимаем равным 0,5 · 104);

tк = 1 с.

Aк = 0,5 · 104 + (10 000 / 1200)2 · 1 = 0,52 · 104A2· с/мм2.

По кривой определяется температура к = 800С.

Выбранные шины удовлетворяют условию термической устойчивости, т.к. к = 800С доп. = 2000С (7, таблица 5−11).

Релейная защита силового трансформатора

В зависимости от мощности трансформаторов, пользуясь правилами устройства электроустановок, следует наметить виды защит, которые должен иметь каждый трансформатор. Затем с учётом характера оперативного тока, выбранного для проектируемой подстанции и оборудования со стороны первичного напряжения следует выбрать схему защиты силового трансформатора.

Автоматика электроснабжения

Надёжность электроснабжения обеспечивается внедрением подстанционной автоматики. Наиболее распространенным является автоматический ввод резерва (АВР).

Бесперебойность электроснабжения может обеспечиваться двумя источниками питания (линии, трансформаторы), работающими в нормальном режиме раздельно — каждый на свою секцию шин (неявный резерв). В этом случае нарушение электроснабжения на части схемы восстанавливается действием АВР.

При явном резерве трансформаторов или линий действием АВР отключается рабочий трансформатор и включается резервный.

Заключение

Спроектированная ГПП чугунолитейного завода имеет следующую структуру. Предприятие получает питание от энергосистемы по одноцепной воздушной линии электропередачи длиной 17,3 км напряжением 110 кВ. в качестве пункта приема электроэнергии используется двухтрансформаторная подстанция глубокого ввода с трансформаторами мощностью 10 000 кВА. Вся электроэнергия распределяется на напряжения 10 кВ по кабельным линиям.

Были выбраны силовые трансформаторы типа ТМН-10 000/110. Питающие линии марки АС-70, которые прокладываются на железобетонных опорах.

Для выбора элементов схемы электроснабжения был проведен расчет токов короткого замыкания, а также проведена проверка на термическую стойкость.

В целом предложенная схема электроснабжения отвечает требованиям безопасности, надежности, экономичности.

1. Дорошев К. И. Новые комплектные распределительные устройства напряжением до 35 кВ / К. И. Дорошев. — М.: Энергия, 1972.

2. Липкин Б. Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок / Б. Ю. Липкин. — М.: Высшая школа, 1981.

3. Оформление учебной документации: Учебно-методическое пособие для выполнения курсовых и дипломных работ / Составитель Т. В. Кунгурова. — Ижевск: ИПЭК, 2004.

4. Рожкова Л. Д. Электрооборудование станций и подстанций / Л. Д. Рожкова. — М.: Энергия, 1980.

5. Справочник по проектированию электроснабжения, линий электропередачи и сетей / Под редакцией Я. М. Большама, В. И. Круповича, М. Л. Самовера. — Изд. 2-е. — М.: Энергия, 1974.

6. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: Проектно-расчётные сведения. — Книга первая / Под общей редакцией А. А. Федорова и Г. В. Сербиновского. — М.: Энергия, 1980.

7. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: Технические сведения об оборудовании. — Книга вторая / Под общей редакцией А. А. Федорова и Г. В. Сербиновского. — М.: Энергия, 1973.

8. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: Промышленные электрические сети / Под редакцией А. А. Федорова. — М.: Энергия, 1980.

9. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: Электрооборудование и автоматизация / Под редакцией А. А. Федорова. — М.: Энергия, 1980.

10. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования / Под редакцией Б. Н. Неклепаева. — Изд. 3-е. — М.: Энергия, 1978.