Электроснабжение промышленных предприятий

1. Составление и обоснование схемы и вариантов номинальных напряжений сети

Определяем на этих схемах (измеряемая длина).

Выбираем главные схемы понижающих подстанций.

Основным принципом, которым руководствуются при выборе схем соединения понижающих подстанций в ходе проектирования, строительства и реконструкции электрических сетей, является обеспечение максимальной надежности и экономичности электроснабжения при сохранении требуемых показателей качества электроэнергии. Перечисленным требованиям отвечают более простые унифицированные схемы подстанций с минимальным количеством выключателей на высокой стороне или вовсе без них.

Поэтому в практике проектирования некоторых видов сетей в большинстве случаев принимают определенные типы унифицированных подстанций. В частности, в кольцевых схемах, выполненных одноцепными линиями, применяют схему двухтрансформаторной подстанции типа «мостик» с одним выключателем в перемычке на высокой стороне трансформатора. В магистральных и радиальных схемах, выполненных двухцепными линиями, применяют схему двухтрансформаторной подстанции типа «два блока линия-трансформатор» без выключателей на высокой стороне трансформатора. Схемы представлены на рис. 4.

Определяем номинальные напряжения в электрических сетях.

По формуле:

кВ где — длина линии, км;

Р — передаваемая мощность, МВт.

1. Радиальная схема:

участок аб:

Передаваемая мощность — Р_аб=Р_б=4 МВт Длина линии — =128 км Выбираем номинальное напряжение U_н=110 кВ.

участок ав:

Передаваемая мощность — Р_ав=Р_в=6 МВт Длина линии — =288 км Выбираем номинальное напряжение U_н=110 кВ.

участок аг:

Передаваемая мощность — Р_аг=Р_г=10 МВт Длина линии — =288 км Выбираем номинальное напряжение U_н=110 кВ.

2. Магистральная схема:

участок аб:

Передаваемая мощность — Р_аб=Р_б + Р_в =4+6=10 МВт Длина линии — =128 км Выбираем номинальное напряжение U_н=110 кВ.

участок бв:

Передаваемая мощность — Р_бв=Р_в =6 МВт Длина линии — =168 км Выбираем номинальное напряжение U_н=110 кВ.

участок аг:

Этот участок аналогичный участку радиальной схемы, поэтому U_н=110 кВ.

3. Кольцевая схема:

Разрезаем кольцевую схему по «A» и получаем развернутую кольцевую схему Потокораспределение находим по правилу обратных плеч.

Определяем Проверяем правильность расчета по уравнению:

Определяем потокораспределение в сети по I закону Кирхгофа:

Возьмем наиболее загруженный участок АГ и по нему выберем напряжение для всей сети.

Передаваемая мощность — Р_аг=10 МВт Длина линии — =288 км Выбираем номинальное напряжение U_н=110 кВ.

2. Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств

Компенсирующие устройства применяются во всех электрических сетях для того, чтобы реактивная мощность, передаваемая по линии, была минимальной. Уменьшение реактивной мощности приводит к уменьшению тока, а следовательно и уменьшаются потери мощности в сетях. Выбор мощности компенсирующих устройств и их размещение на подстанции сети влияют на технико-экономические показатели вариантов схем, а также могут повлиять и на правильность выбора величины номинального напряжения и схемы проектируемой сети.

Следует выбрать батареи конденсаторов такой мощности, чтобы довести коэффициент мощности на шинах вторичного напряжения каждой подстанции до 0,920,95 (меньшие значения желаемого коэффициента мощности нужно принимать для подстанций, расположенных вблизи от источников питания). Принимаем cos _ж=0,92.

Приближенное значение мощности компенсирующих устройств, установленных на шинах вторичного напряжения каждой подстанции, определяем по формуле:

[1, стр. 17]

где Р_к — активная мощность, заданная на шинах вторичного напряжения понижающей К-ой подстанции;

_к и _ж — угол сдвига фаз между током и напряжением на шинах вторичного напряжения К-той подстанции и его желаемое значение после компенсации;

К_н — коэффициент нагрузки, (принимаем К_н=0,9).

3. Выбор типа и мощности трансформаторов понижающих подстанций

Силовые трансформаторы предназначены для преобразования уровня напряжения.

Различают два режима работы трансформатора:

— систематические допустимые перегрузки;

— аварийные перегрузки.

Исходя из допустимой перегрузки на время максимума нагрузки на 40%, мощность каждого из двух трансформаторов выбираем равной 0,650,7 максимальной нагрузки подстанции. При этом обеспечивается питание всех потребителей при аварийном отказе одного трансформатора.

Производим расчет потерь мощности в силовых трансформаторах по формулам:

где Р_хх и I_хх — потери холостого хода;

Р_кз и u_к — потери короткого замыкания;

n_Т — количество трансформаторов, n_Т =2.

Находим потери напряжения в трансформаторах по формуле:

[кВ]

где R_T и X_T — активное и реактивное сопротивления трансформатора;

Р_к — активная мощность, заданная на шинах вторичного напряжения понижающей К-ой подстанции;

Все потери напряжения меньше 5%, т. е. в пределах нормы.

Определяем потери энергии в трансформаторах по формуле:

где Т ^/ и Т ^// — количество часов в году, в течении которых происходят потери электроэнергии (зависящие и независящие от нагрузки):

и

— время потерь, определяется по формуле:

Т_m — число часов использования максимума нагрузки, Т_m=4500 ч.

_max — коэффициент попадания нагрузки рассматриваемого дополнительного потребителя (дополнительный потребитель мощности) в максимум нагрузки энергосистемы, принимаем _max=0,9.

Определяем потери энергии и результаты заносим в таблицу № 7.

Определяем потери электроэнергии в конденсаторных установках по формуле:

где К_ку — коэффициент удельных потерь в компенсационных установках, принимаем К_ку=0,003 кВт/кВар.

4. Электрический расчет составленных вариантов сети

Зная потери в трансформаторах приводим нагрузки трансформаторных подстанций к высокой стороне и результаты записываем в таблицу № 9.

Приближенно определяем зарядную мощность линии, т. к. не знаем сечения проводов по формуле:

где — длина линии, [км];

— приближенное значение проводимости линии, для U_н=110 кВ

U_н — номинальное напряжение сети, [кВ]

1. Радиальная схема

2. Магистральная схема

3. Кольцевая схема Определяем приближенное потокораспределение без учета потерь в линиях.

Приближенное потокораспределение — это потокораспределение в линиях и трансформаторах без учета потерь мощности.

В радиальной схеме, потребляемая мощность является передаваемой.

В магистральной схеме потокораспределение находится по I закону Кирхгофа.

В кольцевой схеме потокораспределение находится по правилу обратных плеч.

Определяем Проверяем правильность расчета по уравнению:

Определяем сечения проводов в электрических сетях.

Критерием для выбора сечения проводников ВЛ является минимум приведенных затрат. В практике проектирования линий массового строительства выбор сечения проводников производится по нормативным обобщенным показателям.

В качестве такого показателя при проектировании ВЛ 35 500 кВ используется экономическая плотность тока j_э, которая в зависимости от типа проводки и числе часов использования максимума нагрузки в год выбирается по [4, стр. 40]:

j_э=1,1 А/мм ²

Экономически целесообразное сечение S [мм ²] определяется из соотношения:

где I_max — максимальный ток в аварийном режиме (при обрыве одной из линий), [А].

Расчетный ток определяется по формуле:

где S_линии — мощность, передаваемая по конкретной линии. При двухцепной (n_л=2, т. к. преобладаю потребители 2 категории) линии это значение уменьшается в два раза.

Значение I_max находится по той же формуле, но при обрыве одной из питающих линий.

1. Радиальная схема

— участок АБ где S_аб =S_б =4+j1,7 МВ^.А = 4 300 000

В^.А Определяем сечение:

Выбираем марку провода из условия короны: для напряжения U_н=110 кВ и фаз с одиночными проводами сечение должно быть больше либо равно 70 мм².

Выбираем провод типа АС-70. Его характеристики сведены в таблице № 10.

— участок АВ где S_ав =S_в =6+j2,6 МВ^.А =6 500 000 В^.А Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-70.

— участок АГ

где S_аг =S_г =10+j4,3 МВ^.А =10 900 000 В^.А Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-70.

2. Магистральная схема

— участок АБ где ;

Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-70.

— участок БВ

где S_бв =S_в =6,5 МВ^.А =6 500 000 В^.А Определяем сечение:

Выбираем провод марки АС-70.

— участок АГ Этот участок аналогичен участку в радиальной схеме, поэтому выбираем провод марки АС-70.

3. Кольцевая схема (n_л=1)

— участок АБ где ;

;

;

Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-185.

— участок БВ где ;

;

;

Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-95.

— участок ВГ где; ;

;

Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-70.

— участок АГ где ;;

;

Определяем сечение:

Учитывая вероятные большие потери напряжения, выбираем провод типа АС-185, проложенный в две нитки (с расцепленными фазами).

Выбранные провода и их характеристики представлены в таблице № 10.

Среднегеометрическое расстояние между проводами принято для напряжения U_н=110 кВ равным 4 м.

Находим потери напряжения сетей по формуле:

[кВ]

Потери мощности находим по формулам:

Потери электроэнергии определяем по формуле:, где ч.

Все потери напряжения меньше 5%, т. е. в пределах нормы.

5. Технико-экономический расчет вариантов схем

Для выбора технико-экономического варианта или наиболее выгодного варианта сопоставляются экономические и технические варианты.

К важнейшим технико-экономическим показателям относятся: надежность, долговечность, удобство эксплуатации, степень автоматизации.

Одним из основных экономических показателей является затраты на сооружение:

Капиталовложение линии (К_л) — это затраты на изыскательные работы, подготовку трассы, затраты на приобретение опор, проводов, изоляторов, на их транспортировку и монтаж. Капиталовложение подстанции (К_п/ст) — это затраты на приобретение оборудования и его монтаж.

Эксплуатационные расходы (издержки — И), слагаются из затрат на амортизацию, ремонт, обслуживание электрических сетей и стоимости потерь электроэнергии в течении одного года:

где И_W — годовые издержки, связанные с потерей электроэнергии.

^/ и ^// — стоимость 1 кВт^. ч потерянной электроэнергии, зависящей и независящей от нагрузки.

^/=6,4 коп./(кВт^. ч)

^//=4,8 коп./(кВт^. ч).

Издержки в [%] от капиталовложения — это отчисления на амортизацию. Устанавливаются с таким расчетом, чтобы к моменту возможного износа оборудования или сооружения накопилась сумма, необходимая для их восстановления (реконструкция):

Отчисления на амортизацию идут на капитальный ремонт и инновацию.

Ремонтные затраты связаны с текущим ремонтом оборудования для поддержания его в нормальном состоянии (мелкий ремонт, профилактика, чистка изоляции):

В затраты на обслуживание входят: зарплата обслуживающего персонала, расходы на связь, транспорт, жилые дома для обслуживающего персонала:

В расчетах издержки определяются по формуле:

где, принимаем =5%;

принимаем =15%;

6. Расчёт токов КЗ для выбора оборудования подстанции

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) необходим для выбора аппаратуры электроустановки и проверки ее по условиям работы при коротком замыкании на термическую и динамическую устойчивость, а также для проверки чувствительности релейной защиты.

В нормальном режиме трансформаторы подстанции включены раздельно для снижения токов короткого замыкания.

Проведем расчет токов КЗ в относительных единицах. Примем в качестве базовой мощности МВА; базового напряжения для ступени 110 кВ кВ, а для ступени 10 кВ кВ.

Тогда базовые токи для соответствующих ступеней будут:

· для первой ступени:

кА;

· для второй ступени:

кА.

Находим сопротивления ВЛ-01 (погонные параметры АС-70 для ВЛ 110 кВ следующие: Ом/км; Ом/км):

Ом;

Ом;

Ом.

Линия ВЛ-02 имеет два последовательных участка одинакового сечения АС-70 (Ом/км; Ом/км), следовательно, ее сопротивления равны:

Ом;

Ом;

Ом.

С учетом того, что подстанция соединена с системой двумя параллельными линиями, их общее сопротивление можно определить следующим образом:

Ом.

;

Ом;

Ом.

Трансформатор 6300/110:

.

Определяем ток короткого замыкания в точке К1. Примем, что рассматриваемая система — бесконечной мощности, поэтому активное и индуктивное сопротивления системы равны нулю ().

· активное

;

· индуктивное

;

· полное

.

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К1 будет:

кА.

Ударный трехфазный ток в точке короткого замыкания определяется по формуле:

где — ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени цепи КЗ :

;

где щ — угловая частота (щ=314 рад/c);

— результирующее активное сопротивление до точки КЗ;

— результирующее индуктивное сопротивление до точки КЗ.

Для трехфазного короткого замыкания в точке К1 находим:

с;

;

кА.

Ток двухфазного короткого замыкания в точке К1:

кА.

Ударный ток двухфазного КЗ в точке К1:

кА.

Мощность короткого замыкания в точке К1:

МВА.

Определяем ток короткого замыкания в точке К2 (К3).

Результирующие сопротивления до точки К2 (К3):

;

;

.

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К2 (К3) будет равен:

кА.

Ударный трехфазный ток в точке короткого замыкания К2 (К3) будет:

с;

;

кА.

Ток двухфазного короткого замыкания в точке К2 (К3):

кА.

Ударный ток двухфазного КЗ в точке К2 (К3):

кА.

Мощность короткого замыкания в точке К2 (К3):

МВА.

Общее сопротивление вертикальных заземлителей равно:

Ом.

Общее сопротивление заземляющего устройства ТП будет:

Ом, что находится в пределах нормы.

Таким образом, спроектированное заземляющее устройство соответствует требованиям ПУЭ к обеспечению безопасности обслуживания электроустановок напряжением 110/10/0,4 кВ.

напряжение мощность трансформатор подстанция

Библиографический список

1. Кабышев А. В., Обухов С. Г. Расчет и проектирование систем электроснабжения: Справочные материалы по электрооборудованию: Учеб. пособие / Том. политехн. ун-т. — Томск, 2005. — 168 с.

2. Постников Н. П., Рубашов Г. М. Электроснабжение промышленных предприятий, 1989. — 352 с.

3. Рокотян С. С., Шапиро И. М. Справочник по проектированию электроэнергетических систем, 1985. — 352 с.