KURSOVAYa SNABZhENIE

Липецкий государственный технический университет
Факультет Автоматизации и Информатики
Кафедра Электрооборудования
Курсовой проект
по электроснабжению и режимам
Расчет и проектирование системы электроснабжения
Студент
Фролов С.Н.
Руководитель
к.т.н., доцент
Зацепин Е.П.
Липецк 2018 г.
Аннотация
С. 57. Ил. 10. Табл. 15.
В данной курсовой работе были рассмотрены вопросы электроснабжения. Работа содержит расчёт электрических нагрузок, токов короткого замыкания, ёмкостных токов, выбор коммутационных аппаратов и оборудования,
а также расчет воздушных и кабельных линий. Кроме того, были рассмотрены особенности окружающей среды объекта электроснабжения и системы
молниезащиты и заземления.
2
Липецкий государственный технический университет
Кафедра электрооборудования
ЗАДАНИЕ
на курсовой проект
по дисциплине «Электроснабжение и режимы»
Студенту группы ЭО-14-2
Направление подготовки 13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника»
Профиль подготовки «Электрооборудование и электрохозяйство предприятий,
организаций и учреждений»
Ф. И. О. студента: Фролов Сергей Николаевич
Тема курсовой работы: «Расчет и проектирование системы электроснабжения»
Руководитель работы: к.т.н., доцент Зацепин Евгений Петрович
Проектируемый объект предполагается питать от районной понизительной подстанции имеющей напряжения 110, 35 и 10 кВ. Питание осуществляется по двум воздушным линиям электропередачи длиной L. Исходные данные к курсовому проекту являются: мощность короткого замыкания
на шинах подстанции энергосистемы, учитывается расположение её относительно предприятия; генеральный план промышленного предприятия; площади корпусов; распределение нагрузок по категориям; максимальные расчётные и средние нагрузки, а также установленная энергосистемой предельно допустимая реактивная нагрузка на шинах ГПП 10кВ в часы максимума.
Исходные данные:
Потребители ГПП-15-1
1
2
3
4
х
140
160
180
225
3
у
180
120
80
140
Вопросы, подлежащие разработке
В курсовом проекте необходимо выполнить следующее: выбрать схему
электроснабжения и номинальное напряжение питания предприятия; определить местоположение ГПП и ТП, разработать принципиальные схемы ГПП и
ТП; число и мощность трансформаторов ГПП и ТП; составить схему распределительной сети предприятия напряжением выше 1000 В; выбрать марки и
сечения кабелей и питающих воздушные линии электропередач; рассчитать
токи КЗ включая емкостные токи в распределительной сети; выбрать оборудование для компенсации емкостных токов в случае необходимости; выбрать
аппаратуру и токоведущие части распределительных устройств; разработать
компоновку оборудования ГПП с привязкой к местности; рассчитать заземляющие устройства, молниезащиту и защиту от перенапряжений.
Срок представления курсовой работы к защите
Руководитель работы
02.04.2018
Дата
(Е. П. Зацепин)
подпись, дата
Студент
(С.Н. Фролов)
4
Оглавление
Введение ................................................................................................................... 6
1 Характеристика окружающей среды.................................................................. 7
2 Проверочный расчёт электрической части ГПП-15-1 ...................................... 9
2.1 Анализ электрических нагрузок ...................................................................... 9
2.2 Оценка оптимальности расположения подстанции..................................... 12
3 Выбор силовых трансформаторов .................................................................... 18
4 Выбор схемы распределительных сетей .......................................................... 22
5 Выбор воздушных и кабельных линий ............................................................ 23
5.1 Выбор проводов ВЛ 110 кВ ........................................................................... 23
5.2 Выбор кабелей 10 кВ ...................................................................................... 24
6 Расчёт токов короткого замыкания .................................................................. 27
7 Проверка кабельных линий на условие невозгорания ................................... 34
8 Выбор и проверка коммутационных аппаратов и оборудования ................. 39
8.1 Выбор и проверка высоковольтных выключателей .................................... 39
8.2 Выбор и проверка разъединителей................................................................ 43
8.3 Выбор и проверка трансформаторов тока .................................................... 44
8.4 Выбор и проверка трансформаторов напряжения ....................................... 46
9 Компоновка подстанции .................................................................................... 48
10 Расчёт системы молниезащиты и системы заземления................................ 50
10.1 Расчёт молниезащиты ................................................................................... 50
10.2 Расчёт заземления ......................................................................................... 53
Заключения ............................................................................................................ 56
Список использованных источников .................................................................. 57
5
Введение
ГПП-15-1 входит в состав цеха электроснабжения публичного акционерного общества «Новолипецкий металлургический комбинат».
Проектирование системы электроснабжения должно осуществляться
по реальным исходным данным с учетом прошедших и возможных изменений в системе электроснабжения и отраслях, обеспечиваемых электроэнергией с рассматриваемой подстанции. В настоящее время в ПАО «НЛМК» рассматривается возможность модернизации подстанций данного класса путем
замены оборудования, устаревшего морально и технически, а также установки новой автоматизированной системы релейной защиты, автоматики и
управления. Для модернизации такого рода необходимо повторное проектирование с применением новых методов и принципов расчета.
Проверочный расчет проводится для установления соответствия мощности подстанции мощности потребителей, получающих питание от подстанции.
Проверяется также оптимальность эксплуатируемой схемы электроснабжения,
оборудование подстанции, соответствие выбранных сечений кабелей величине
проходящих по ним токов. С этой целью выполняются расчеты мощности и токов короткого замыкания. Проверочный расчет включает в себя определение
расчетных нагрузок, выбор мощностей и числа трансформаторов, расчет распределительных сетей, выбор электрических аппаратов и токоведущих частей
распределительных устройств (РУ) подстанции, выбор схемы и параметров защиты.
Целью данной курсовой работы является проверка соответствия спроектированной схемы электроснабжения и выбранного оборудования, современным требованиям.
6
1 Характеристика окружающей среды
Место расположения ГПП-15-1 – город Липецк, территория ПАО
“НЛМК”. Она находится в центрально-черноземной полосе России. Климатические условия этого региона определяются как умеренно-континентальные. Среднегодовая температура составляет 5  C . Средняя скорость ветра в
этом районе 0,6-1,7 м/с, что относит его к 1 категории – 1 балл (очень легкий
ветер). Грозовая активность в пределах 40-60 часов в году – средний показатель. В зависимости от места размещения по ГОСТ 15150-69 существует пять
категорий исполнения. Электрооборудование КРУ-10 кВ относится к третьей
категории исполнения при эксплуатации в умеренном климате. Электрическое оборудование открытой части системы электроснабжения ГПП-15-1
имеет первую категорию исполнения – разрядники, шинопровод, трансформаторы напряжения 110 кВ, силовые трансформаторы 110 кВ. Установки релейной защиты, автоматики и измерений имеют четвертую категорию исполнения. Климатические условия эксплуатации электрооборудования I, III и IV
категории исполнения представлены в таблице 1.
В силу того, что система электроснабжения ГПП-15-1 расположена на
территории Новолипецкого металлургического комбината, это обуславливает
повышенное содержание в воздухе различного рода примесей, которые оказывают отрицательное влияние на твердую изоляцию оборудования и снижают электрическую прочность воздуха - одного из основных изоляторов в
электроустановках. Этот фактор необходимо учитывать при выборе оборудования. Кроме влияния окружающей среды на оборудование подстанции
необходимо учитывать и его влияния на окружающую среду.
7
Температура воздуха при эксплуатации,  C
Относительная
влажность воздуха
I
+40
-40
+10
+45
-50
80%-20
6
III
+40
-40
+10
+45
-50
80%-20
6
IV
+35
+1
+20
+40
+1
65%-20
12
Месяцев
Длительность,
ратуры, C
чение темпе-
чение
Среднее зна-
при эксплуатации
знаНижнее
значение
Верхнее
чение
чение
Нижнее
значение
Среднее зна-
Предельная
зна-
Рабочая
Верхнее
ния оборудования
Категория исполне-
Таблица 1 - Климатические условия эксплуатации электрооборудования
Надежность электротехнических устройств в значительной степени зависит от условий эксплуатации. Удары, вибрация, перегрузки, резкие перепады температуры, повышенная влажность, электрические и магнитные поля, песок, плесень, вызывающие коррозию жидкость и газы - все влияет на
работу электроустройства. Поэтому особенно важно, чтобы обслуживающий
персонал хорошо знал уровень, продолжительность, характер воздействия
каждого из этих факторов и степень их влияния на надежность работы электротехнических устройств: от этого зависит срок службы электроустановок.
8
2 Проверочный расчёт электрической части ГПП-15-1
2.1 Анализ электрических нагрузок
Нагрузка подстанции ГПП-15-1 зависит от технологического режима
кислородных цехов. Основным технологическим оборудованием кислородной станции являются компрессоры, установленные в цехе компрессии. На
данный момент основное производство сосредоточено на кислородном цеху
№2, который расположен в непосредственной близости к основным потребителям ее продукции - ДП №6 и ККЦ - 2.
Кислородный цех №2 состоит из цеха компрессии воздуха, цеха разделения воздуха, цеха компрессии кислорода и азота, насосной станции. Ниже
приводятся характеристики энергопотребления этих потребителей.
Таблица 2 - Средние нагрузки потребителей кислородной станции №2 за
наиболее загруженную смену
Наименование потребителя
cos
Нагрузка
Координаты
P, кВт
Q, кВАр
X, м
Y, м
Цех компрессии воздуха
-0,91
68344
-42704
140
180
Цех разделения воздуха
-0,91
3887
-1855
160
120
-0,94
20566
-7900
180
80
0,99
3427
430
225
140
121605
52889
-
-
Цех компрессии кислорода и азота
Насосная станция №8а
Суммарная нагрузка
Однако, приведенные в таблице 2 мощности не отражают максимально
возможные нагрузки цехов. Дело в том, что довольно большая часть цеховых
воздухоразделительных и компрессорных установок находится в резерве и не
работает. Учитывая коэффициенты максимума нагрузок, полученные в про-
9
изводственно-техническом отделе кислородного производства, можно рассчитать максимальные расчетные нагрузки согласно:
Pp  K м  Pсм .
Таблица 3 - Максимальные расчетные нагрузки потребителей кислородной
станции №2
Наименование
потреби-
теля
Нагрузка
Км
P, кВт
Q, кВАр
S, кВА
Цех компрессии воздуха
1,76
72517
-45156
134270
Цех разделения воздуха
1,66
6452
-2940
7090
1,68
34550
-12540
36755
1
3427
430
3450
209385
91066
228331
Цех компрессии кислорода и азота
Насосная станция №8а
Суммарная нагрузка
Нагрузка цеха разделения воздуха состоит из пяти блоков разделения.
На каждом блоке установлены по два турбодетандера. В качестве приводов к
турбодетандерам используются синхронные двигатели типа СТД-630 мощностью 630 кВт на напряжение 6 кВ.
Цех компрессии кислорода и азота имеет следующее основное электрооборудование:
- 4 азотных компрессора типа К-345, в каждом из которых установлен
синхронный двигатель СТД-3150-2УХЛ4 мощностью 3150 кВт на 10кВ;
- 5 кислородных компрессоров 543 ЦКК-400/40 с установленными двигателями СТД-5000-2УХЛ4 мощностью 5000 кВт и напряжением 10 кВ;
- 4 дополнительных азотных компрессора 3С5ВП с синхронными двигателями СД2-85/29-10 мощностью 250 кВт, выполненные на напряжение
0,38 кВ;
10
- 6 турбогазодувок ТГ-200 с двигателями СД2-85/29-12 мощностью 200
кВт, выполненные на напряжение 0,38 кВ.
Нагрузка цеха компрессии воздуха состоит из четырех компрессоров К3000 и восьми компрессоров К-1500, семь из которых питаются от ГПП-15-1.
Для компрессоров К-1500 используются синхронные двигатели типа СТД
10000-2УХЛ4 мощностью 10000 кВт, а для К-3000 используются двигатели
типа ТДС 20000-2УХЛ4 мощностью 20000 кВт. Технические параметры турбокомпрессоров и двигателей привода приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Технические данные двигателей привода компрессоров
Тип двигателя
СТД-10000
ТДС-20000
Номинальный ток статора, А
658
1310
Номинальный ток ротора, А
259
456
Напряжение статора, кВ
10
10
Напряжение ротора, кВ
182
161
КПД, %
97,5
97,5
0,9 емк.
0,9 емк.
Полная мощность Sн , кВА
11400
22650
Мощность на валу Pн , кВт
10000
20000
Коэффициент мощности cos
1,5
Кратность максимального вращ. момента
Сопротивление статорной обмотки, Ом
0,0381
0,0086
Сопротивление роторной обмотки, Ом
0,471
0,310
прямой последовательности Х``d
12,9
15,9
обратной последовательности Х2
-
19,4
нулевой последовательности Х0
-
8,39
8,774
5,72
Сверхпереходное реактивное сопротивление
по продольной оси полюсов, %
Полное сопротивление цепи якоря Zн, Ом
11
Для поддержания необходимых объемов производства (около 80000
м3/час кислорода) требуется, чтобы в работе постоянно находилось два компрессора К-3000 и три компрессора К-1500. Помимо этого еще два компрессора К-1500 используются для снабжения потребителей сжатым до 6 кгс/см
воздухом.
Пуск двигателей 20 МВт осуществляется плавным изменением частоты
питающего напряжения. Пуск воздушных компрессоров 10 МВт предусматривается реакторным при напряжении на выводах двигателя не более 0,5·U н.
Питание двигателей и трансформаторов радиальное.
Эффективность использования электроэнергии в блоке с компрессором
К-3000 на 10...15% выше по сравнению с блоком двигатель-компрессор К1500.
2.2 Оценка оптимальности расположения подстанции
Подстанция ГПП-15-1, как и любая другая подстанция, является важным звеном системы электроснабжения. Таким образом, выбор оптимального месторасположения подстанции является одним из важных этапов
проектирования любой системы электроснабжения. В самом начале расчета
составляется список всех объектов, которые получают энергию от данной
подстанции, а затем наносится на план их расположение. Кроме того, необходимо знать графики активной и реактивной нагрузок всех приемников
электрической энергии.
При рациональном размещении подстанции на местности техникоэкономические показатели системы электроснабжения близки к оптимальным. Это позволяет снизить затраты при эксплуатации, так как при передаче
потери электрической энергии минимальны. Для определения месторасположения подстанции при проектировании системы электроснабжения строится картограмма нагрузок.
12
Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на плане
местности окружности, причем площади, ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам объектов электроснабжения. Для каждого приемника электрической энергии строится своя
окружность, центр которой совпадает с центром объекта. Каждый круг может быть разделен на секторы, соответствующие осветительной, силовой,
низковольтной, высоковольтной нагрузкам. В этом случае картограмма
нагрузок дает представление не только о величине нагрузок, но и их структуре. Центр нагрузки объекта электроснабжения является символическим
центром потребления электрической энергии. Картограмма нагрузок позволяет достаточно наглядно представить распределение нагрузок по территории. Тогда, согласно формуле:
Pi   ri2  m,
где Pi – нагрузка объекта электроснабжения, кВт, ri – радиус окружности, км,
m – масштаб для определения площади круга, кВт/м2.
Из формулы можно легко определить радиус окружности:
ri 
Pi
.
 m
Определим радиусы окружностей, характеризующих мощность приемников электрической энергии. Начнем с цеха компрессии воздуха:
rцкв,а 
Р
72517

 48,045 , м,
m
10
rцкв,р 
Q
45156

 37,912 , м.
m
10
13
Для остальных приемников расчет проводится аналогично. Результаты
расчета сведены в таблицу 5.
Таблица 5 -
Радиусы окружностей, характеризующих активные и реак-
тивные мощности приемников
Приемник
ra, м
rp , м
Цех компрессии воздуха
48,045
37,912
Цех разделения воздуха
14,33
9,6
Цех компрессии кислорода и азота
33,163
19,979
Насосная станция №8а
10,44
3,69
Теперь определим условный центр электрических нагрузок. Он необходим для выбора наиболее оптимального месторасположения объекта
электроснабжения. При проведении расчета будем считать, что электрические нагрузки распределены равномерно по всей площади приемника,
тогда центр электрических нагрузок совпадает с центром тяжести данной системы масс. Координаты условного центра активных и реактивных нагрузок, определяются по следующим общим формулам:
n
X0 
Px
i 1
n
i
i
,
P
i
i 1
n
Y0 
Py
i 1
n
i
P
i 1
i
.
i
Определяем условный центр активных электрических нагрузок:
14
n
X 0,a 
Px
i 1
n
i
i
P

72517  140  6452  160  34550 180  3427  225
 160,4
72517  6452  34550  3427

72517  180  6452  120  34550  80  3427  140
 180,8.
72517  6452  34550  3427
i
i 1
n
Y0,a 
P y
i 1
n
i
P
i 1
i
i
Расчет условного центра реактивных нагрузок проводится аналогично. Тогда условный центр реактивных нагрузок находится в точке с
координатами х0,р.  159,1 и у0,р.  177,3. Как видно из расчета центр
электрических нагрузок на картограмме представлен в виде стабильной
точки. В реальности приемники работают с нагрузкой, которая изменяется с течением времени. Поэтому нельзя говорить о центре электрических нагрузок, как о некоторой стабильной точки на генеральном плане.
В действительности можно говорить о зоне рассеяния центра электрических
нагрузок, как о зоне, в которой с некоторой вероятностью должен находится
объект электроснабжения.
Теперь определим параметры нормального закона распределения
координат центра активных электрических нагрузок:
2х 
n
2
 Pi'  (x  x )  0,788 
i 0
i 1
140  160,42  0,031 160  160,42  0,165  180 
 160,42  0,016   225  160,4 2  989,359
15
2y 
n
2
 Pi'  (y  y )  0,788 
i 0
i 1
180  180,82  0,031 120  180,82  0,165   80 
180,82  0,016  140  180,82  12526,097,
hx 
hy 
1
x 2

1
 22,481  103 ,
31,454  2

1
 6,318  103.
119,658  2
1
y 2
После нахождения закона распределения координат центра активных электрических нагрузок определим зону рассеяния. Для этого необходимо определить радиусы эллипса зоны рассеяния. При этом примем,
что точка с координатами х и у попадет в этот эллипс с вероятностью
Р() = 0,95. Тогда:
Rx 
3
hx
Ry 

3
 18,045, м,
22,481 103
3

hy
3
 40,6, м.
6,318 103
Зона рассеяния центра активных электрических нагрузок представляет собой эллипс. Картограмма активных нагрузок представлена на рисунке 1.
16
у, м
275
250
225
200
175
150
125
100
75
50
25
0 25 50 75 100 125 150 175 200 225 250 275 300 325
Рисунок 1 - Картограмма активных нагрузок
17
x, м
3 Выбор силовых трансформаторов
Силовые трансформаторы, которые устанавливаются на подстанциях, предназначены для преобразования электрической энергии с одного напряжения на другое. Наиболее широкое распространение получили трехфазные трансформаторы, так как потери в них на 12 – 15%
ниже, а расход активных материалов и стоимость на 20 – 25% меньше,
чем в группе трех однофазных трансформаторов такой же суммарной
мощности. При расчетах рекомендуется выбирать трехфазные трансформаторы. В тех случаях, когда это невозможно, то есть нельзя изготовить
трехфазный трансформатор очень большой мощности или существуют
ограничения при транспортировке, допускается применение групп из двух
трехфазных или трех однофазных трансформаторов. Выбор трансформаторов заключается в определении их числа, типа и мощности. К основным параметрам трансформатора относятся номинальные мощность, напряжение,
ток; напряжение короткого замыкания; ток холостого хода; потери холостого хода и короткого замыкания.
При проектировании подстанции необходимо учитывать требование резервирования, исходя из следующих соображений:
- потребители первой категории должны иметь питание от двух независимых источников электроэнергии; при этом может быть обеспечено надёжное питание от двух подстанций, на которых установлено по одному трансформатору; при питании электропотребителей 1-ой категории от одной подстанции для обеспечения надежности необходимо иметь минимум по одному
трансформатору на каждой секции шин;
- потребители 2-ой категории должны быть обеспечены резервом, вводимым автоматически или действиями дежурного персонала; при питании от
одной подстанции следует иметь два трансформатора или «складской» резервный трансформатор, при условии, что замена трансформатора может
быть произведена в течение нескольких часов;
18
- потребители 3-ей категории могут получать питание от одно-трансформаторной подстанции при наличии «складского» резервного трансформатора [1].
В начале расчета необходимо определить категорию электроприемников, к которой необходимо подводить напряжение от подстанции. В настоящее время подстанция ГПП-15-1 осуществляет электроснабжение приемников первой и второй категории. Поэтому на этой подстанции необходимо
устанавливать по 2 трансформатора, обеспечивающих непрерывное электроснабжение потребителей.
Определение типа и мощности трансформаторов необходимо провести на основе технико-экономических расчетов. Расчет разделим на два
этапа. На первом этапе проведем технический расчет.
Проведем расчет для подстанции ГПП-15-1. Проверим правильность
выбора установленных на ней трансформаторов ТРДЦН-63000/110. Для правильного выбора трансформаторов необходимо определить максимальную
полную расчетную мощность. Для этого воспользуемся данными таблицы 3.
P2pЦКВ  PрЦКВ  7  РСД10 ,
где P2pЦКВ  максимальная расчетная нагрузка ЦКВ от ГПП-15-1, PрЦКВ  максимальная расчетная нагрузка ЦКВ, РСД10  активные потребляемые мощности синхронных двигателей 10 МВт.
P2рЦКВ  130172  7  10260  58352кВт,
Рассчитаем реактивную мощность ЦКВ для ГПП-15-1:
QрЦКВ  PрЦКВ  tgφ  58352  0,74  43055кВАр,
19
Полная максимальная нагрузка на шинах ГПП-15-1 составит:
Sмакс  583522  430552  72517кВ  А,
Выбор силовых трансформаторов осуществляется на основе расчётов
полной нагрузки. При этом номинальная мощность трансформатора выбирается из условия, что при выводе в ремонт одного их трансформаторов,
оставшиеся работа с перегрузкой, не превышающей 40%.
Sт.ном  0,7 
Sмакс
,
nт 1
где Smax  72517кВ  А – нагрузка подстанции за самый нагруженный режимный день;
n т  2 – количество трансформаторов, установленных на подстанции.
Подставим числовые значения в формулу:
Sт.ном  0,7 
72517
 58352кВ  А,
2 1
По результатам расчёта видно, что мощность двух установленных двух
трансформаторов ТРДЦН-63000/110 удовлетворяет поставленным требованиям.
Вычислим коэффициент загрузки выбранного трансформатора:
kз =
Sмакс
,
n т  SТ
где SТ  63000кВ  А – номинальная мощность трансформатора.
Подставим числовые значения в формулу:
20
kз 
72517
=0,576.
2  63000
В этом случае даже один трансформатор сможет нести всю нагрузку
цеха компрессии воздуха без перегрузки при нормальном технологическом
режиме цеха. Причем такой режим работы системы является предпочтительнее по условиям уменьшения потерь электроэнергии, увеличения коэффициента загрузки трансформатора, а следовательно и увеличения показателей
эффективности производственной деятельности.
21
4 Выбор схемы распределительных сетей
Принятая схема электроснабжения определяет на долгий период времени возможность расширения подстанции. Электроснабжение от энергосистемы осуществляется на напряжение 10 кВ. По кабельным линиям производится питание потребителей. На шинах подстанции предусмотрены секционные выключатели для обеспечения надёжного электроснабжения. Промежуточная схема электроснабжения представлена на рисунке 2.
Рисунок 2 – Схема прокладки кабелей потребителей ГПП-15-1
22
5 Выбор воздушных и кабельных линий
5.1 Выбор проводов ВЛ 110 кВ
Расчет проводов для линий электропередачи 110 кВ проведем по
экономической плотности тока jЭК. При расчете по экономической плотности
тока сечение проводов выбирается по выражению:
S
Iр
jЭК
,
где IP – расчетный ток в часы максимума в линии 110 кВ, кА;
IP1 
Sмакс
72517
=
  .
3  U Н1
3  115
где Sмакс – нагрузка подстанции ГПП-15-1 в часы максимума, кВА, UН1 - номинальное напряжение линии, кВ.
При jЭК = 1,1 А/мм2, а также принимая во внимание что линия двухцепная, имеем:
S1 
364,067
=165,485.
2 1,1
Однако, по условию нагрева расчетным током следует выбрать провод
АСО сечением 150 мм2. Для этого провода допустимая токовая нагрузка составляет 450 А.
При выборе кабеля по экономической плотности тока выбор
производится в сторону ближайшего меньшего сечения, а при выборе по
нагреву расчетным током – в сторону ближайшего большего. На основе
23
полученных выше значений, выбираем провода марки АСО-150 на ЛЭП 110
кВ, параметры которых показаны в таблице 6.
Таблица 5 - Параметры провода АСО-150
ДлительноМарка про- допустимая
вода
токовая
нагрузка, А
АСО-150
Активное
Сечение, мм2
электриче-
ная
ское со-
Алю-
противле-
миний
Сталь
0,21
150
масса,
кг/км
ние
450
Расчёт-
24
617
Расчётный
предел
прочности
при растяжении, кгс
5060
5.2 Выбор кабелей 10 кВ
2Выберем и рассчитаем кабели, отходящие от ячейки № 23 к компрессору №4 К3000 20000 кВА. Максимальный расчетный ток на этой линии равен 1155 А.
Экономически целесообразное сечение при jЭК = 1,4 А/мм2, имеем:
Sэ 
I
р
5 j
эк

1155
 165 мм2 .
5  1,4
Выбираем кабель с бумажной пропитанной изоляцией в оболочке из
алюминия и покровом из ПВХ пластика ААШв 3х185.
Аналогично проводим выбор кабелей для остальных потребителей, результаты сведем в таблицу 7.
24
Таблица 7 – Принятые к прокладке кабели 10 кВ на ГПП-15-1
Присоединение
Марка кабеля
l, км
2
3
1
ТСН-1 250 кВА 10/0,4 Кв
ААШв-3х95
0,08
УКВ СД-5 10 МВт
ААШв-3(3х185)
0,2
УКВ 5ТП Т1 1000 кВА 10/0,4 кВ ААШв-3х95
0,19
УКВ 1ТП Т1 1000 кВА 10/0,4 кВ ААШв-3х95
0,19
УРВ РП-15-1Т1 2500 кВА 10/6
ААШв-3х95
0,6
ААШв-3(3х185)
0,23
кВ
УКВ СД-4 10 МВт
УРВ КТП-16 Т1 2500 кВА 10/0,4 ААШв-3х95
0,08
кВ
УРВ 6ТП Т2 1000 кВА 10/0,4 кВ ААШв-3х95
0,08
УРВ 8ТП Т2 630 кВА 10/0,4 кВ
0,08
ААШв-3х95
УРВ 2ТП 2Т 1000 кВА 10/0,4 кВ ААШв-3х95
0,2
УРВ РП-15-1Т2 2500 кВА 10/6
ААШв-3х95
0,19
УКВ СД-2 10 МВт
ААШв-3(3х185)
0,23
УККиА РП-15-3 1 секц. яч. 4,5
ААШв-2(3х185)
0,6
МЦПО, РП-10 кВ яч.7
ААШв-2(3х185)
0,8
МЦПО, РП-10 кВ яч.6, 8
ААШв-2(3х185)
0,8
кВ
УКВ 6ТП Т1 1000 кВА 10/0,4 кВ ААШв-3х95
0,19
УКВ 8ТП Т1 630 кВА 10/0,4 кВ
0,19
ААШв-3х95
УККиА РП-15-3 2 секц. яч.16, 17 ААШв-2(3х185)
0,2
УКВ СД-6 10 МВт
ААШв-3(3х185)
0,23
УКВ СД-3 10 МВт
ААШв-3(3х185)
0,23
УОВ КС №2 9ТП Т2 1000 кВА ААШв-3х95
0,6
10/0,4 кВ
Т2 1000 кВА 10/0,4 кВ
ААШв-3х95
25
0,08
УРВ КТП-17 Т1 2500 кВА 10/0,4 ААШв-3х95
0,23
кВ
УРВ 2ТП Т1 1000 кВА 10/0,4 кВ ААШв-3х95
0,23
УКВ СД-1 10 МВт
0,19
ААШв-3(3х185)
УКВ 5ТП Т2 1000 кВА 10/0,4 кВ ААШв-3х95
0,2
ЦВС, РП-15-2 насосная 8 А
ААШв-2(3х185)
0,6
Т2 6300 кВА 10/6 кВ
ААШв-3х185
0,08
УОВ КС №2 9ТП Т1 1000 кВА ААШв-3х95
0,2
10/0,4 кВ
Т1 1000 кВА 10/0,4 кВ
ААШв-3х95
0,08
ЦВС, Насосная 8А 3ТП
ААШв-2(3х185)
0,23
Т2 1000 кВА 10/0,4 кВ
ААШв-3х95
0,08
УКВ СД-8 10 МВт
ААШв-3(3х185)
0,19
УККиА РП-15-3 3секц. яч.28,29
ААШв-2(3х185)
0,23
УРВ РП-15-4 Т3 2500 кВА 10/6 ААШв-3х95
кВ
26
0,08
6 Расчёт токов короткого замыкания
Составим расчетную схему для части системы электроснабжения ГПП15-1. Расчетную схему составим для максимального режима работы подстанции (ПС), с указанием тех элементов системы, которые наибольшим образом
оказывают влияние на ток короткого замыкания. Расчетная схема с точками
коротких замыканий представлена на рисунке 3. При составлении схемы
приняты следующие допущения: сопротивления шин распределительных
устройств, соединительных кабелей небольшой длины и электрических
аппаратов не учитывают ввиду того, что суммарное сопротивление этих
элементов по отношению к сопротивлению всей цепи не превышает
10%.
По данным АО «Липецкэнерго» от 19.02.01 мощность трехфазного короткого замыкания на шинах 110 кВ ПС «Новая» в максимальном режиме
составляет Sк.з.  5053 МВА.
Примем базисную мощность Sбаз=100 МВА.
За базисные напряжения принимаем напряжения каждой из ступеней
трансформации и рассчитываем базисные токи по формуле из [1]:
U баз1  115 кВ; Iбаз 
Sбаз
U баз1 3
U баз2  10,5 кВ; Iбаз 

Sбаз
U баз2 3
100
 0,502 кА,
115  3

100
 5,5 кА.
10,5  3
Рассчитаем сопротивления всех элементов расчетной схемы.
Сопротивление системы:
X*C 
Sбаз 100

 0,020 о.е.
Sк.з. 5053
27
Сопротивления трансформатора 63 МВА:
 К 
 4,0 
X В  X ВН 1  Р   10,5% 1 
  0% ,
4 
4 


XН  XВН
КР
4,0
 10,5%
 21% ,
2
2
X*В  2
X*Н  0,5
X В %  Sбаз
 0 о.е.,
SН
X Н %  Sбаз 0,5  21 100

 0,333 о.е.
SН
100  31,5
Эквивалентное сопротивление сдвоенного реактора РБСД-10-210000,45, с учетом последовательного соединения двух ветвей:
X*р1  3  Х р
Sбаз
100
 3  0,45
 1,224 о.е.
2
U баз2
10,52
Сопротивление токоограничивающего реактора РБ-10-1000-0,28:
X*р2  Х р
Sбаз
100
 0,28
 0,254 о.е.
2
U баз2
10,52
Сопротивление токоограничивающего реактора РБ-10-1600-0,25:
X*р3  Х р
Sбаз
100
 0,25
 0,227 о.е.
2
U баз2
10,52
Сопротивление токоограничивающего реактора РБ-10-1600-0,35:
X*р4  Х р
Sбаз
100
 0,35
 0,317 о.е.
2
U баз2
10,52
28
Сопротивление трансформатора ТМ-2500/10, установленного на РП-151 и РП-15-2:
Uк %  Sбаз 5,5 100

 2,2 о.е.
Sн
100  2,5
X*ТРП 
Сопротивление трансформатора ТМП-6300/10, установленного в пусковом устройстве №1 цеха компрессии воздуха:
X*ТПУ 
Uк %  Sбаз 9,5 100

 1,508 о.е.
Sн
100  6,3
Сопротивление воздушной линии 110 кВ «ГПП-15-1»:
X*Л  X0  
Sбаз
100
 0,40  4,6 
 0,014 о.е.
2
Uбаз1
1152
Сопротивление двигателя СТД-10000:
X*дв1  Xd
Sбаз 12,9  100

 1,132 о.е.
Sдв1 100  11,4
Сопротивление двигателя СТД-5000:
X*дв2  Xd
Sбаз 13,6  100

 2,369 о.е.
Sдв2 100  5,74
Сопротивление двигателя СТД-3150:
29
X*дв3  Xd
Sбаз 14,4  100

 3,913 о.е.
Sдв3 100  3,68
Расчетная схема и схема замещения представлены на рисунке 3 и рисунке 4.
В дальнейших расчётах учитывается подпитка места короткого замыкания мощными синхронными двигателями, установленными в цехе компрессии воздуха и в цехе компрессии кислорода и азота. Влияние остальных
двигателей не учитывалось ввиду их малой мощности. Результаты расчетов
для всех точек к.з. сведены в таблицу 8.
30
Sкз=5053 МВА
К1
115 кВ
ТМП6300/10
6300
кВА
Uк=9,5%
К7
3,15 кВ
11,4
МВА
X d=12,
9%
11,4
МВА
X d=12,
9%
ВЛ - 110 кВ
l=4,6 км
Xо=0,4 Ом/км
К2
К6
РБ-10-10000,28
ТРДЦН-63000/
110
63 МВА
Uк=10,5%
Кр=4,0
РБСД-102х1000-0,45
6,3 кВ
ТМ2500/10
2500
кВА
Uк=5,5
%
РП-15-1
РБСД-102х1000-0,45
РБ-10-10000,28
10,5 кВ
К3
10,5 кВ
РБ-10-16000,35
РБСД-102х1000-0,45
РБСД-102х1000-0,45
К8
К5
К4
10,5 кВ
РБ-10-16000,25
РП-15-3
11,4
МВА
X d=12,
9%
11,4
МВА
X d=12,
9%
3,68 МВА 5,74 МВА 5,74 МВА 3,68 МВА
X d=14,4% X d=13,6% X d=13,6% X d=14,4%
Рисунок 3 - Расчетная схема
31
6,3 кВ
ТМ-2500/
10
2500
кВА
Uк=5,5%
РП-15-2
Xс
0,020
К1
Хл
0,014
К2
Xн
0,333
Хр2
0,254
Хр1
1,224
Хн
0,333
Хр4
0,317
Хр1
1,224
К6
Хтпу
1,508
Хдв1
1,132
К3
Хр1
1,224
Хр1
1,224
К4
Хдв1
1,132
К5
Хдв1
1,132
К7
Хдв3
3,913
Хдв2
2,369
Хдв2
2,369
Хдв3
3,913
Рисунок 4 - Схема замещения
32
Хр3
0,227
Хдв1
1,132
Хтрп
2,2
К8
Таблица 8 – Ток и мощности короткого замыкания для ГПП-15-1
№ расчетной
точки
К1
К2
К3
К4
К5
К6
К7
К8
Наименование места к.з.
П/ст «Новая».
Отходящая
линия 110 кВ
ГПП-15-1.
Сторона 110
кВ тр-ра 63
МВА
ГПП-15-1.
Сборные шины 10 кВ
Шины 10 кВ
за реактором
1600 А, 0,35
Ом
Отходящая
линия 10 кВ к
двигателю 10
МВт за реактором 21000
А, 0,45 Ом
Шины 10 кВ
за реактором
1000 А, 0,28
Ом
Шины 3 кВ за
тр-ом 6300
кВА
Шины 10 кВ
за реактором
1600 А, 0,25
Ом
Номинальное
напряжение
Uн, кВ
Периодическая составляющая тока
к.з. I, кА
Ударный
ток к.з.
Iуд, кА
Мощность
к.з. S,
МВА
115
26,421
67,257
5263
115
15,688
39,935
3125
10,5
24,887
63,352
453
10,5
14,825
37,738
270
10,5
8,607
21,910
157
10,5
10,319
26,268
188
10,5
2,695
6,860
49
10,5
12,277
31,249
222
33
7 Проверка кабельных линий на условие невозгорания
Таблица 9 – Технические характеристики кабелей
Марка кабеля
Допустимый
Допустимая то- Температура
ток КЗ, кА
ковая нагрузка, окружающей
А
среды, °С
ААШв-3х95
8,1
192
от -50 до +50
ААШв-3х185
14,9
275
от – 50 до +50
Для определения температуры нагрева жил кабеля при действии тока КЗ
длительностью до 4 секунд, необходимо пользоваться номограммой, которая
построена на основании уравнения, выражающего зависимость температуры
жилы непосредственно после КЗ от температуры жилы до КЗ, режима КЗ,
конструктивных и физических параметров жилы.
к  н  eк  a  (eк  1),
где θк – температура жилы в конце КЗ, θн – температура жилы до КЗ, а – величина, обратная температурному коэффициенту электрического сопротивления, равная 228 °С,
к
(в Втер )
S2
,
где в – постоянная, характеризующая теплофизические характеристики материала жилы, равная для алюминия 45,65 мм4/(кА2×с) и для меди 19,58
мм4/(кА2×с), Втер – интеграл Джоуля или тепловой импульс от тока КЗ, кА2×с,
S – сечение жилы, мм2.
34
Значение начальной температуры жилы до КЗ определяется по формуле:
н  о  (дд  окр )  (
I раб
Iдд
)2 ,
где θо – фактическая температура окружающей среды во время КЗ, θдд –
значение расчетной длительной допустимой температуры жилы, равная для
кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение: 1кВ – 80 °С,
6кВ – 65 °С, 10 кВ – 60 °С, для кабелей с пластмассовой изоляцией 70 °С, для
кабелей с изоляцией из вулканизированного полиэтилена 90 °С, θокр – значение расчетной температуры окружающей среды, Iраб – значение тока перед
КЗ, Iдд – значение расчетного длительного допустимого тока.
Рисунок 5 – Номограмма для выбора силовых кабелей
35
Проведем проверку кабеля ААШв 3х185 на невозгорание при воздействии тока короткого замыкания. Для начала определяем значение теплового
импульса короткого замыкания по формуле
2
Втер  Iкз
 (t откл  Tа )  14,72  (1,25  0,05)  280 кА2  с ,
где Iкз – допустимый ток КЗ, tоткл – время протекания тока до отключения КЗ
равное 1,25 секунд для установленного выключателя, Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ равная 0,05 секунды.
Далее находим коэффициент к - характеризующий взаимосвязь между
тепловым импульсом, сечением жилы и теплофизическими характеристиками материала жилы:
к
(в Втер )
2
S

(45,65  280)
 0,373.
1852
Определяем значение начальной температуры жилы до КЗ:
н  о  (дд  окр )  (
Iраб
Iдд
) 2  20  (60  15)  (
165 2
)  44,2 С.
275
Определяем значение температуры нагрева жил кабеля при действии
тока КЗ:
к  н  eк  a  (eк  1)  44,2  e0,373  228  (e0,373  1)  167 С.
Аналогичный расчет произведем для кабеля ААШв 3х95, полученные
результаты сведем в таблицу 10.
36
Таблица 10 – Результаты проверки кабелей на не возгорание
Марка кабеля
Температура нагрева
Допустимая темпера-
жил кабеля при КЗ, °С
тура нагрева жил кабеля при КЗ, °С
ААШв 3х185
167
350
ААШв 3х95
160
350
При испытании на возгорание силовых кабелей напряжением до 10 кВ
токами короткого замыкания длительностью до 4 секунд установлено, что
разрыв оболочек, разрушение концевых заделок и возгорание кабелей не
происходит, если температура токопроводящих жил не превышает 350 °С для
небронированных кабелей с пропитанной бумажной изоляцией и 400 °С для
бронированных кабелей с пропитанной бумажной изоляцией и кабелей с
изоляцией из вулканизированного полиэтилена.
В виду вышеизложенного, отметим, что на предприятии установлены
кабели старого образца. При модернизации предприятия целесообразно будет сменить установленные кабели с пропитанной бумажной изоляцией на
более современные с изоляцией из сшитого полиэтилена, благодаря чему,
можно существенно повысить их износостойкость и рабочую температуру.
Основной особенностью СПЭ-кабелей является их принципиально новая изоляция — сшитый полиэтилен. Но обычному термопластичному полиэтилену присущи серьезные недостатки, главным из которых является резкое
ухудшение характеристик при температурах, близких к температуре плавления. Изоляция из термопластичного полиэтилена начинает терять форму,
электрические и механические характеристики уже при температуре 85 °С.
Изоляция из сшитого полиэтилена сохраняет форму, электрические и механические характеристики даже при температуре 130 °С.
37
Таблица 11 – Характеристики кабелей
Кабель с бумажной проХарактеристики
Кабель с
питанной изоляцией
СПЭ-изо-
10 кВ
35 кВ
90
70
65
130
90
65
400
350
300
-20
0
0
ляцией 635 кВ
Длительно допустимая температура, °С
Допустимый нагрев в аварийном
режиме, °С
Предельно допустимая температура при протекания тока КЗ, °С
Температура при прокладке без
предварительного
подогрева,
не
ниже, °С
СПЭ-кабели существенно превосходят кабели с пропитанной бумажной изоляцией по качеству, например уже имеющиеся кабели можно заменить на АПвП-3х120(16) и АПвП-3х95(16).
В виду выше изложенного, можно сделать вывод, что на подстанции
ГПП-15-1 используются устаревшие марки кабелей, которые при модернизации производство можно заменить на новые.
38
8 Выбор и проверка коммутационных аппаратов и оборудования
8.1 Выбор и проверка высоковольтных выключателей
Выбор выключателей напряжением выше 1000, В осуществляется
прежде всего по номинальному току, номинальному напряжению, а также по
типу, роду установки, с сопоставлением технико-экономических показателей
и проверяются по электродинамической, термической устойчивости и отключающей способности в режиме КЗ.
Выбор выключателей по номинальному напряжению сводится к сравнению номинального напряжения установки и номинального напряжения
выключателя т.е.:
Uн.а  Uн.у.,
где Uн.а – номинальное напряжение аппарата выключателя, кВ, Uн.у. – номинальное напряжение установки, для которой выбирается аппарат, кВ.
Выбор по номинальному току Iн.а сводится к выбору выключателя, у
которого номинальный ток является ближайшим по отношению к расчётному току установки Iр.у, т.е. должно выполняться условие:
Iн.а  Iр.у.
Выбор по номинальному току отключения сводится к проверке того,
чтобы расчетное значение тока трехфазного короткого замыкания не превышало ток отключения выключателя:
Iн.оIр.о.
39
Выбор по отключающей способности сводится к проверке того, чтобы
расчётная мощность отключения была не больше отключающей способности
выключателя:
Sн.о Sр.о,
где Sн.о – номинальная мощность отключения , кВА, Sр.о – мощность КЗ, кВА.
Выбор выключателя по типу сводится к выбору масляного малообъёмного, многообъёмного, воздушного или других типов в соответствии с условиями, в которых допустимо применять данный тип выключателя.
Выбор выключателя по роду установки производится в зависимости от
установки: на открытом воздухе или в помещении (в зависимости от конструктивного решения подстанции).
Выключатели проверяются по электродинамической и термической
устойчивости к токам КЗ.
Iн.дин  Iу.расч
где Iн.дин – амплитудное значение полного тока электродинамической стойкости выключателя, кА, Iу.расч – ударный ток КЗ, кА.
Проверка на термическую устойчивость осуществляется следующим
способом:
I2н.т.уtн.т.у Bк,
где Iн.т.у – номинальный ток термической устойчивости, который аппарат может выдержать в течение времени tн.т.у, Bк  тепловой импульс, характеризующий количество тепла, выделяющееся в аппарате за время действия тока
40
к.з.
Выберем выключатели для ГПП-15-1. Выберем выключатель для линии к синхронному двигателю 10 МВт. Максимальный ток, протекающий
по линии Iрасч.у составит:
Iр.у=
SMAX
11400

 627 , А.
3  U H2
3  10,5
Из данных по расчёту токов КЗ выпишем периодическую составляющую тока КЗ IК5=8,607, кА, ударный ток Iуд К5=21,910, кА и мощность к.з.
SК5=157 МВА.
Тепловой импульс тока КЗ в точке К5 ВК5 определяется из выражения
ВК5(IК5)2(t+Ta)=8,6072(4+0,05)=300, кА2с.
На стороне низшего напряжения подстанции ГПП-15-1 для линии к
синхронному двигателю 10 МВт выбираем выключатель ВМПЭ-10к-100031,5. Технические данные выбранного выключателя приведены в таблице 12.
Таблица 12 - Выбор выключателей для ГПП-15-1
Марка вы-
Место уста-
ключателя
новки
1
ВМПЭ-101000-31,5
Параметры вы-
Формулы для
бранного выклю- выбора и про-
Расчётные параметры
чателя
верки
сети
2
Ячейка КРУ
3
Uн.а =10, кВ
4
Uн.а  Uн.у.
5
Uн.у.=10, кВ
10 кВ, за ре-
Iн.а =1000, А
Iн.а  Iр.у
Iр.у =627, А
актором
Iн.о=31,5, кА
Iн.оIр.о
Iр.о=8,607, кА
21000-0,45
Sн.о=500, МВА
Sн.о Sр.о
Sр.о=157, МВА
(линия к дви-
Iу,а =75, кА
Iн.дин  Iу.расч
iуд К5=21,910, кА
41
гателю СТД10000)
I2н.т.уtн.т.у =
31,5 4=3969,кА с
2
Ячейка КРУ
10 кВ, за реВМПЭ-10-
актором
1600-31,5
1600-0,35
2
Uн.а  Uн.у.
Uн.у.=10, кВ
Iн.а =1600, А
Iн.а  Iр.у
Iр.у =1011, А
Iн.о=31,5, кА
Iн.оIр.о
Iр.о=8,607, кА
Sн.о=500, МВА
Sн.о Sр.о
Sр.о=157, МВА
Iу,а =75, кА
Iн.дин  Iу.расч
iуд К5=21,910, кА
I2н.т.уtн.т.у Bк
ВК=300
Uн.а =10, кВ
Uн.а  Uн.у.
Uн.у.=10, кВ
Iн.а =630, А
Iн.а  Iр.у
Iр.у =137, А
Iн.о=31,5, кА
Iн.оIр.о
Iр.о=10,319, кА
Sн.о=500, МВА
Sн.о Sр.о
Sр.о=188, МВА
Iу,а =75, кА
Iн.дин  Iу.расч
iуд К5=26,268, кА
I2н.т.уtн.т.у Bк
ВК=431
Uн.а =10, кВ
Uн.а  Uн.у.
Uн.у.=10, кВ
Iн.а =5000, А
Iн.а  Iр.у
Iр.у =1732, А
Iн.о=63, кА
Iн.оIр.о
Iр.о=24,887, кА
Sн.о=1000, МВА
Sн.о Sр.о
Sр.о=453, МВА
Iу,а =150, кА
Iн.дин  Iу.расч
iуд К5=63,352, кА
I2н.т.уtн.т.у Bк
ВК=2508
I2н.т.уtн.т.у =
15-3 ЦККиА)
31,5 4=3969,кА с
2
Ячейка КРУ
ВМПЭ-10-
актором
630-31,5
1600-0,35
(линия к РП-
2
I2н.т.уtн.т.у =
15-1 ЦРВ)
31,5 4=3969,кА с
2
МГГ-10-
Секционный
5000-63
выключатель
ВК=300
Uн.а =10, кВ
(линия к РП-
10 кВ, за ре-
I2н.т.уtн.т.у Bк
2
I2н.т.уtн.т.у =
64 4=16384,кА с
2
2
Следует отметить, что секционные выключатели на подстанции выбирались с большим запасом по номинальным токам. Это было сделано для
возможности резервирования секций шин на подстанции ГПП-15-1.
42
8.2 Выбор и проверка разъединителей
Выбор разъединителей производится в соответствии с выкладками,
приведёнными в предыдущем пункте без учёта отключаемого тока и мощности. Разъединители применяются для отключения и включения цепей без тока и для создания видимого разрыва цепи в воздухе. Между силовым выключателем и разъединителем устанавливается механическая и электромагнитная блокировка, не допускающая отключение разъединителя при включенном выключателе, когда в цепи протекает ток нагрузки.
Разъединители выбирают по напряжению Uном, номинальному длительному току Iном, конструктивному исполнению и месту установки. Поскольку
разъединители это аппараты, не предназначенные для отключения токов КЗ,
то они не проверяются на отключающую способность. Однако, в режиме короткого замыкания разъединители проверяют на термическую и электродинамическую стойкость.
Таблица 13 - Технические данные разъединителей для ГПП-15-1
Марка разъедини-
Место
теля
установки
РНДЗ-2-110у/1000
Сторона
ВН
Параметры выбранного разъединителя
РВР-10/4000
НН
бора и проверки
Расчётные параметры
сети
Uн.а =110, кВ
Uн.а  Uн.у.
Uн.у.=110, кВ
Iн.а =1000, А
Iн.а  Iр.у
Iр.у =331, А
Iу,а =80, кА
Iн.дин  Iу.расч
iуд К2=39,935, кА
I2н.т.уtн.т.у Bк
ВК=751
Uн.а =10, кВ
Uн.а  Uн.у.
Uн.у.=10, кВ
Iн.а =4000, А
Iн.а  Iр.у
Iр.у =1819, А
Iу,а =150, кА
Iн.дин  Iу.расч
iуд К3=63,352, кА
I2н.т.уtн.т.у Bк
ВК=2508
I2н.т.уtн.т.у =
3123=2883,кА2с
Сторона
Формулы для вы-
I2н.т.уtн.т.у =
31,5 4=3969,кА с
2
2
43
8.3 Выбор и проверка трансформаторов тока
Трансформаторы тока выбирают по номинальным значениям напряжения, тока (первичного и вторичного) и по классу точности, проверяют на
электродинамическую и термическую стойкость при токах КЗ.
Выбор трансформаторов тока по номинальному току состоит в соблюдении условия:
Iн.а.  Iн.у.
Однако, выбрав трансформатор по данному выражению, часто приходится повышать величину Iн.а. и иметь соотношение, когда:
I н . а . =510I н . у .
Причина этого в том, что при питании от мощных энергосистем малых
по мощности цеховых трансформаторов трансформаторы тока оказываются
неустойчивыми к динамическим воздействиям тока короткого замыкания.
Иногда это несоответствие так велико, что приходится отказываться от установок трансформаторов тока на высшей стороне, переводить установку счетчиков для учета электроэнергии на сторону низшего напряжения и защищать
трансформаторы плавкими предохранителями. И то и другое хорошо согласуется с современными взглядами на вопросы защиты, автоматики и учета
электроэнергии. Из этих соображений такое решение не является отрицательным. Выбор трансформаторов тока по номинальному напряжению сводится к сравнению номинальных напряжений трансформаторов тока и установки, для которой он предназначен.
Номинальный первичный ток выбирают с учётом параметров основного оборудования, его перегрузочной способности и токов рабочего и утяжелённого режимов линии, в которые включается трансформатор тока.
Проверка трансформаторов тока на электродинамическую устойчивость обычно характеризуется отношением iн.дин к амплитуде номинального
44
первичного тока, которое называют коэффициентом внутренней электродинамической устойчивости kд. Этот коэффициент задается заводом – изготовителем.
Следовательно, условие проверки трансформатора тока можно записать:
i(3)
у.расч  k д  I н.а  2 .
Параметры трансформаторов тока на стороне НН приведены в
таблице 14.
Таблица 14 - Параметры трансформаторов тока
Марка
трансформатора тока
Место установки
1
2
ТПШЛ-10-
Вводы на сек-
0,5/Р/4000
ции шин 10 кВ
Параметры вы- Формулы для Расчётные пабранного выклю-
выбора и
раметры
чателя
проверки
сети
3
Uн.а =10, кВ
4
Uн.а  Uн.у.
5
Uн.у.=10, кВ
Iн.а =4000, А
Iн.а  Iр.у
Iр.у =2749, А
k д Iн.а 2 =905, кА k д Iн.а 2  i (3)
у.р iуд К2=73,687, кА
Отходящие ли-
Uн.а =10, кВ
Uн.а  Uн.у.
Uн.у.=10, кВ
ТПШЛ-10-
нии от секций
Iн.а =2000, А
Iн.а  Iр.у
Iр.у =1245, А
Р/Р/2000
шин 10 кВ, до
реакторов
ТПОЛ-10- Линия к двига0,5/Р/1500
телю 20 МВт
k д Iн.а 2 =905, кА k д Iн.а 2  i (3)
у.р iуд К2=73,687, кА
Uн.а =10, кВ
Uн.а  Uн.у.
Uн.у.=10, кВ
Iн.а =1500, А
Iн.а  Iр.у
Iр.у =1245, А
k д Iн.а 2 =191, кА k д Iн.а 2  i (3)
у.р iуд К5=37,535, кА
ТПОЛ-10- Линия к двига-
Uн.а =10, кВ
Uн.а  Uн.у.
Uн.у.=10, кВ
0,5/Р/800
Iн.а =800, А
Iн.а  Iр.у
Iр.у =627, А
телю 10 МВт
45
k д Iн.а 2 =181, кА k д Iн.а 2  i (3)
у.р iуд К8=24,359, кА
1
2
ТПЛ-10-
Линия к ТСН
0,5/Р/100
№2
ТПЛ-10-
Линия к тр-ру
0,5/Р/400
ПУ №2
3
4
5
Uн.а =10, кВ
Uн.а  Uн.у.
Uн.у.=10, кВ
Iн.а =100, А
Iн.а  Iр.у
Iр.у =14, А
k д Iн.а 2 =36, кА k д Iн.а 2  i (3)
iуд К4=30,239, кА
у.р
Uн.а =10, кВ
Uн.а  Uн.у.
Uн.у.=10, кВ
Iн.а =400, А
Iн.а  Iр.у
Iр.у =346, А
k д Iн.а 2 =93, кА k д Iн.а 2  i (3)
iуд К4=30,239, кА
у.р
8.4 Выбор и проверка трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения предназначены для питания электроизмерительных приборов выбирают по номинальному напряжению первичной
обмотки, классу точности, схеме соединения обмоток и конструктивному исполнению. Соответствие классу точности следует проверить путем сопоставления номинальной нагрузке вторичной цепи с фактической нагрузкой от
подключенных приборов. Для контроля изоляции в сетях с малыми токами
замыкания на землю следует применять трехфазный пятистержневой трансформатор напряжения. Если схема соединения обмоток трансформаторов
напряжения соответствует схеме соединения параллельных катушек измерительных приборов, то нагрузку на каждую фазу определяют суммированием
общей нагрузки. Если схемы соединения обмоток трансформаторов напряжения и катушек напряжения приборов различны, то нагрузку на каждую фазу точно определить нельзя. В этом случае обычно подсчитывают полную
трехфазную нагрузку от всех измерительных приборов и сравнивают ее с
трехфазной номинальной мощностью трансформатора или группы трех од46
нофазных трансформаторов в данном классе точности. Сечения проводов и
кабелей, питающих цепи напряжения счетчиков, должны быть такими, чтобы
потери напряжения в этих сетях составляли не более 0,5  номинального
напряжения. Проверку по динамической и термической устойчивости аппаратов и ошиновки трансформаторов напряжения при условии расположения
их в отдельной камере проводить не нужно.
По условиям выбора, приведённым выше, а также на основании расчётных данных выбираем из справочника 1 трансформатор напряжения
установленный на стороне низшего напряжения марки ЗНОЛТ-10. Выбранные на напряжение 10 кВ трансформаторы напряжения представлены в таблице 15.
Таблица 12 - Параметры трансформаторов напряжения ЗНОЛТ-10
Номинальное
Тип
ЗНОЛТ-10
напряжение, В
Номинальная мощ-
Макси-
ность, ВА в классе
мальная
точности
мощность,
ВН
НН
0,5
1
ВА
10000
100/100:3
75
150
640
47
9 Компоновка подстанции
Компоновка электрооборудования, конструктивное выполнение, монтаж токоведущих частей, выбор несущих конструкций, изоляционные и другие минимальные расстояния выбираются таким образом, чтобы обеспечить:
– безопасное обслуживание оборудования в нормальном режиме работы установки;
– удобное наблюдение за указателями положения выключателей и
разъединителей, уровнем масла в трансформаторах и аппаратах;
– необходимую степень локализации повреждений при нарушении
нормальных условий работы установки, обусловленных действиями дугового
короткого замыкания;
– безопасный осмотр, смену и ремонт аппаратов и конструкций любой
цепи при снятом с нее напряжении без нарушения нормальной работы соседних цепей, находящихся под напряжением;
– необходимую механическую стойкость опорных конструкций
электро- оборудования;
– возможность удобного транспортирования оборудования;
– максимальную экономию площади подстанции.
Выбранная компоновка ГПП-15-1 представлена на рисунках 6-7.
48
44
67,25
Рисунок 6 - Компоновка подстанции (вид сверху)
9,5
3,0
18
2,0
2,0
3,0
6,0
4,75
4,75
Рисунок 7 - Компоновка подстанции (вид сбоку)
49
18
1,5
10 Расчёт системы молниезащиты и системы заземления
10.1 Расчёт молниезащиты
Здания и сооружения в зависимости от назначения, интенсивности грозовой деятельности, ожидаемого количества поражений молнией в год следует защищать в соответствии с категориями устройства молниезащиты и
типом зоны защиты. Защиты от прямых ударов молнии осуществляется с помощью молниеотводов различных типов. Наиболее часто применяют стержневые молниеотводы.
Расчет молниезащиты зданий и сооружений заключается в определении границ защищаемой зоны, представляющую собой пространство, защищенное от прямых ударов молнии. Зона защиты одиночного стержневого
молниеотвода высотой h  150 м представляет собой круговой конус. Высота
наиболее высоко объекта (силовой трансформатор) hx составляет 6,2 м, ширина подстанции – 44 м, длина 67,25 м. Расстояние между ближними молниеотводами l1 = 30 м, между удалёнными l2 = 34 м. Определим предельное
расстояние между молниеотводами по следующей формуле:
L  l12  l22  302  342  45,35м.
Для молниеотводов высотой менее 30 м условие защиты всей площади
имеет следующей вид:
L  8(h  h x )  8h а ,
где
h x – высота защищаемого объекта, м.
h – полная высота молниеотвода, м,
h а – превышение высоты молниеотвода над высотой защищаемого
объекта, м,
50
ha 
L 45,35

 5,67м.
8
8
Найдем полную высоту молниеотвода:
h  h x  h а  6,2  5,67  11,87м.
Для многократных стержневых молниеотводов зона защиты строится
посредством попарно взятых соседних стержневых молниеотводов.
Высота вершины конуса стержневого молниеотвода h0 и радиусы защиты на уровне земли r0 и на высоте защищаемого объекта rx определяется как
для одиночного стержневого молниеотвода:
h 0  0,92  h  0,92  11,87  10,92м;
h 
6,2 


rx  1,5  h  x   1,5 11,87 
 7,69м;
0,92 
0,92 


r0  1,5h  1,5  11,87  17,81м.

Высота средней части попарно взятых молниеотводов:
h c1  h 0  0,14(l1  h)  10,92  0,14(30  11,87)  8,38м;
h c2  h 0  0,14(l2  h)  10,92  0,14(34  11,87)  7,82м.
Ширина средней части зоны попарно взятых молниеотводов на уровне
высоты защищаемых объектов:
rcx1  r0
h c1  h x
8,38  6,2
 17,81
 4,63м;
h c1
8,38
51
rcx2  r0
h c2  h x
7,82  6,2
 17,81 
 3,69м.
h c2
7,82
Зона защиты стержневых молниеотводов представлена на рисунке 1 и
рисунке 2.
Это количество молниеотводов осуществляют полную защиту подстанции ГПП-15-1 от возможности поражения молнией.
3,69
44
30
4,63
4,63
7,69
3,69
17,81
34
67,25
Рисунок 8 – Зона защиты молниеотводов, вид сверху
52
11,87
10,92
9,5
7,82
3,0
18
2,0
2,0
3,0
6,0
4,75
4,75
18
1,5
Рисунок 9 – Зона защиты молниеотводов, вид сбоку
10.2 Расчёт заземления
Для того что бы предотвратить опасность поражения током, что обусловлено переходом напряжения на конструктивные элементы электрооборудования, необходимо выполнять защитное заземление. Оно снижает
напряжение прикосновения и шаговое напряжение, путем уменьшения сопротивления и выравнивания электрического потенциала на территории,
описанной заземленным контуром.
Общее заземляющее устройство может состоять из естественного и искусственного заземлителя.
Искусственный заземлитель представляет собой контур из продольных
или поперечных элементов, электрически между собой соединенных, и заложенных в землю.
Продольные заземлители рекомендуется прокладывать вдоль осей
электрооборудования на глубине от 0,5 до 0,7 метров от поверхности земли и
на расстояние 0,8-1 м от фундаментов или основания оборудования.
Поперечные заземлители прокладываются на глубине 0,5-0,7 метров в
более удобных местах и между оборудованием. В качестве вертикальных заземлителей можно использовать стальные трубы, угловую сталь, стальную
арматуру, стальные полосы и т.д.
Внешний контур заземляющего устройства следует выполнять в виде
53
многоугольника с тупыми или округленными углами, что позволяет уменьшить величину шагового напряжения.
Согласно ПУЭ сопротивление общего заземляющего устройства, используемого для заземления электроустановок различного напряжения и
назначений, должно удовлетворять требованиям к заземлению оборудования,
для которого наименьшее сопротивление должно быть не более 0,5 Ом.
В качестве заземлителя будем использовать стальные трубки диаметром 30 мм и длиной 5 м, проложенные на глубине 0,7 м от поверхности грунта.
Рассчитаем сопротивление одинарного стержневого заземлителя:
Rc =
ρ
4l
100
4∙5
ln =
ln
= 19,8 Ом,
2πl d 2 ∙ 3,14 ∙ 5 0,03
где ρ– сопротивление грунта (для суглинка ρ=100 Ом∙м);
l – длина заземлителя, м;
d – диаметр заземлителя, м.
Ориентировочно определим количество вертикальных заземлителей:
n=
R c 19,8
=
= 40.
Rn
0,5
Определим расстояние между вертикальными заземлителями:
b=
P 2 ∙ (67,25 − 2 + 44 − 2)
=
= 5,4,
n
40
где Р – периметр контура заземления.
54
План-схема сетки заземлителей полученного заземления подстанции
представлена на рисунке 10.
44
67,25
Рисунок 10 – План-схема сетки заземлителей
55
Заключение
В данной работе был проведен комплексный расчет по обеспечению
рационального электроснабжения исследуемого объекта цепи электроснабжения. Были учтены задачи, решаемые при проектировании системы электроснабжения, было определено оптимальное место расположения подстанции, проведена проверка установленных в данный момент на подстанции
трансформаторов.
В курсовой работе были спроектированы линии электропередач и кабельные линии для бесперебойного снабжения потребителей. Выбранные кабели были проверены на условие невозгорания.
Сделан подробный расчет токов короткого замыкания и ёмкостных токов в кабельных линиях. Рассчитаны системы заземления и молниезащиты.
56
Список использованных источников
1. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для студентов высших учебных заведений [Текст] / Б.И. Кудрин.– М.:
Интермет Инжиринг, 2005. – 672 с.
2. Федоров А.А., Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для вузов. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.:
Энергия, 1979. – 408 с.
3. Шпиганович А.Н., Захаров К.Д. Внутризаводское электроснабжение
и режимы [Текст] / А.Н. Шпиганович, К.Д. Захаров – Липецк: ЛГТУ, 2007. –
742 с.
4. Шпиганович А.Н., Шпиганович А.А., Зацепина В.И., Зацепин Е.П. К
анализу систем электроснабжения [Текст] / А.Н. Шпиганович, А.А. Шпиганович, В.И. Зацепина, Е.П. Зацепин – Липецк: ЛГТУ, 2016. – 716 с.
5. Когана Ф.Л. Сборник распорядительных материалов по эксплуатации энергосистем / Ф.Л. Когана - РАО "ЕЭС России" 01.04.2002 г.
6. Большам, Я.М. Справочник по проектированию электроснабжения,
линий электропередачи и сетей : Справочник / под ред. Я.М. Большама, В.И.
Круповича, М.Л. Самовера. - М.: Энергия, 1974. - 696 с.
7. ГОСТ 17703-72 Аппараты электрические коммутационные. Основные понятия. Термины и определения (с Изменением N 1).
8. Каменский М., Холодный С. Силовые кабели 1-10 кВ с пластмассовой изоляцией. Расчет активного и индуктивного сопротивления. - Информационно-справочное издание «Новости электротехники». Журнал №4(34)
57