1.3 Выбор схемы электроснабжения предприятия и принципиальной однолинейной схемы коммутации гпп

Так как на проектируемом предприятии преобладают потребители I и II категории надежности электроснабжения, предполагаем питание осуществлять по двум вводам, выполняемые алюминиевые провода марки АС. Между вводами предусматриваем ремонтную перемычку, которая позволяет осуществлять вывод из работ поврежденного трансформатора или линии. К установке будем принимать два силовых трансформатора с современными вакуумными выключателями на вводах 110кВ, на выводах 10кВ и на секционной связи. для осуществления резервирования питания предусматриваем две секции шин.

Распределительную цепь 10кВ выполняем по смешанной схемой: РП1, РП2 будем питать по радиальной схеме, а цеховые ТП по магистральной.

Магистральные глубокие вводы применяют при нор­мальной и малозагрязненной окружающей среде, когда по территории предприятия можно провести воздушные линии напряжением 110—220 кВ и разместить ПГВ около основ­ных групп потребителей электроэнергии.

Радиальные глубокие вводы применяют, как правило, при загрязненной окружающей среде. Кабельные радиаль­ные вводы используют при невозможности прокладки воз­душных линий и размещении более громоздких ответвительных подстанций 110—220 кВ. Радиальные схемы глубоких вводов обладают большей гибкостью и удобствами в экс­плуатации по сравнению с магистральными, так как по­вреждение или ремонт одной линии или трансформатора не отражается на работе других подстанций.

Схемы глубоких вводов при максимальной простоте и дешевизне не уступают по надежности схемам централизо­ванного электроснабжения. Они применимы для потребителей любой категории.

1.4 Выбор места расположения и конструктивного исполнения гпп

По исходным данным на генплане строим оси X и Y и наносим ЦЭН каждого цеха. Центры нагрузок цехов принимаются как центры тяжести конфигураций цехов.

На картограмме нагрузок изображаем радиусы кругов активных нагрузок всех цехов

m – масштаб для определения площади круга;

r_i – радиус круга.

Координаты ЦЭН всего предприятия определяем по следующим выражениям и указываем на картограмме нагрузок место расположения ГПП (точка А)

здесь x_i, y_i– координаты ЦЭН активных нагрузок i-ых цехов, км;

А(X₀; Y₀) – координаты ГПП.

Таблица 1.2 Определение ЦЭН

Номер цеха	Р, кВт	Х, км	Y, км	Р·х, кВт·км	Р·Y, кВт·км
1	5850	185	330	1082250	1930500
2	12000	595	370	7140000	4440000
3	1000	230	95	230000	95000
4	7000	350	345	24500000	2415000
6	1660	30	225	49800	373500
7	600	670	225	402000	135000
8	1000	335	220	335000	220000
9	650	580	230	377000	149500
11	310	595	35	184450	10850
Σ	400070	3570	2075	12250500	9769350

Полученные координаты совпадают с расположением цеха №7 ,

поэтому сдвигаем здание подстанции в сторону ввода ЛЭП 110-кВ

Месторасположение ГПП указано на рис.1.1.

Конструктивное исполнение ГПП определяется принятой схемой и условиями окружающей среды. 'Гак как подстанция находится в условиях нормальной окружающей среды, то PУ высшего напряжения выполним открытым.

Открытые РУ должны обеспечить надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение. Для опорных конструкций в ОРУ используется железобетон или металл, ошиновка выполняется чаще всего гибким проводом, который с помощью гирлянд изоляторов крепится к опорам.

Силовые трансформаторы ГПП всегда устанавливают открыто, на предприятиях с загрязненной атмосферой-с усиленной изоляцией.

В нашем случае применяем открытую установку силовых трансформаторов ГПП без усиленной изоляции.

Соединение трансформатора с РУ высшего напряжения осуществляется гибким проводом типа АС, а с РУ низшего напряжения пакетом шин. Трансформатор устанавливается над маслоприемной ямой на металлической решетке засыпанной щебнем с обеспечением свободного доступа к нему при эксплуатации.

ГПП напряжением 110кВ размещаем рядом с обслуживаемыми и производственными корпусами.

Для устройства РУ 10кВ используем комплектные распределительные устройства (КРУ) выкатные типа КРУ2-10-20УЗ с вакуумными выключателями. КРУ состоит из закрытых шкафов с встроенными в них аппаратами, измерительными, защитными приборами и вспомогательными устройствами.

Выкатные КРУ рекомендуется применять для наиболее ответственных электроустановок, с большим числом камер (15-20),где требуется быстрая замена выключателей. Для ремонта и ревизии выключателя его выкатывают с помощью тележки ,на которой он установлен, и заменяют другим. Кроме выключателя, на выкаткой тележке монтируют трансформаторы напряжения и разрядники, силовые предохранители, разъединители и трансформаторы собственных нужд подстанции 10/0,4 кВ мощностью до 630кВА.

_{2 Специальная часть}

_{2.1 Выбор числа, мощности и типа силовых трансформаторов на ГПП}

Мощность нагрузки ГПП 110/10кВ составляет 21952 кВА. Определить количество и мощность трансформаторов ГПП при Т_макс=4500ч.

Мощность трансформаторов определим из выражения

т.е. к установке намечаем 2 варианта трансформаторов.

Таблица 2.1 Параметры трансформаторов

№ вар.	Типы трансформаторов	Sн.т., кВА	ΔPхх, кВ	ΔPкз, кВ	Iхх%	икз%	Капитальные затраты К, тыс.грн.
1	ТРДН-25000-110/10	25000	30	120	0,7	10.5	630
2	ТРДН-32000-110/10	16000	25	85	0,7	10,5	440

Определяем коэффициенты загрузки трансформаторов

- в нормальном режиме

1-й вариант:

2-й вариант:

- в аварийном режиме

1-й вариант:

2-й вариант:

Производим технико-экономическое сравнение выбранных вариантов.

Потери активной энергии в силовых трансформаторах по

1-й вариант:

здесь

2-й вариант:

Стоимость потерь электроэнергии

1-й вариант:

2-й вариант:

Стоимость амортизационных отчислений

1-й вариант:

2-й вариант:

Суммарные эксплуатационные расходы для трансформаторов

1-й вариант:

2-й вариант:

Суммарные приведенные затраты для двух трансформаторов

1-й вариант:

2-й вариант:

Выбираем трансформатор ТРДН-16000-110/10 так как он более экономически выгоден.

2.2 Расчет токов короткого замыкания на шинах низшего и высшего напряжения ГПП

Основным видом аварийных нарушений работы электрооборудования является короткое замыкание (КЗ).

Коротким замыканием называют всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы, электрическое соединение различных точек электроустановки между собой или землей, при котором токи в ветвях электроустановки резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима.

В системах трехфазного переменного тока могут быть замыкания между тремя фазами- трехфазные КЗ, между двумя фазами- двухфазные КЗ. Если нейтраль электроэнергетической системы, соединена с землей, то возможны однофазные КЗ.

Причинами КЗ могут быть: механические повреждения изоляции; поломка фарфоровых изоляторов; падение опор воздушных линий; износ изоляции; увлажнение изоляции; перекрытие фаз животными и птицами; перекрытие между фазами вследствие атмосферных перенапряжений.

Последствия КЗ: увеличение тока в несколько раз, что приводит к разрушению аппарата, выхода из строя дорогостоящего оборудования, пожар в распределительных устройствах и кабельных сетях; снижение напряжение в сети, что приводит к нарушению нормальной работы ответственных механизмов(двигателей, генераторов или энергосистемы в целом).

Для уменьшения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования и токоведущих частей при протекании токов КЗ, необходимо определить величины токов КЗ и по ним выбрать электрооборудование и защитную аппаратуру.

Расчет токов к.з. выполняют в относительных единицах, приведенных к базисным условиям. Подпитку места к.з. от СД находящихся за значительными по величине индуктивными сопротивлениями элементов схемы не учитывают.

Расчетная схема к расчету токов КЗ представлена на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 Схема к расчету токов КЗ

На основании приведенной схемы составляем схему замещения представляя, все её элементы индуктивными сопротивлениями.

Расчеты токов короткого замыкания ведем в относительных единицах, приведенных к базисным условиям.

Схема замещения элементов цепи представлена на рисунке 2.2

Рисунок 5 Схема замещения элементов цепи

Рисунок 2.2 Схема замещения элементов цепи

Задаемся базисной мощностью S_б=100MBA и базисным напряжением на высокой стороне U₆₁ = 115 кВ, на низшей стороне U_б2=10.5кВ (за базисное принимаем среднее номинальное напряжение той ступени, на которой произошло короткое замыкание).

Сопротивление энергосистемы

              

Х_с=100/4800=0.021

Сопротивление ЛЭП

Х_вл==0.054

Сопротивление двухобмоточного трансформатора

=0.656

Сопротивление кабельной линии

X_кл*б=;

Х_кл*б==0.015

Сопротивление СД

;

Х_сд==24.3

где Xd - сопротивление двигателя по предельной оси полюсов; для СД Xd можно принять 0,2;

;

Составляем схему замещения для расчетов токов короткого замыкания в точке К1:

              

Рисунок 2.3 Схема замещения для расчетов токов короткого замыкания в точке К1

Находим результирующее сопротивление для К1

Х_рез.1=Хс+Хл;

Х_рез.1=0.021+0.054=0.075

Определяем токи короткого замыкания в данной точке:

-начальный сверпереходной ток от системы

;

;

=0.5кА;

I_c.п.1= =7,333кА;

-ударный ток короткого замыкания

i_уд=·К_у·I_сп.1;

где К_у=1.8

I_уд=·1.8·7,333=18,66кА;

Выполняем схему замещения для расчетов токов короткого замыкания в точке К2

Рисунок 2.4 Схема замещения для расчетов токов короткого замыкания в точке К2

Находим результирующее сопротивление для К2

Х_рез.1=Х_сд+Х_кл;

Х_рез.1=0.015+24.3=24,315;

Х_рез.с=Х_рез+Х_т;

Х_рез.с=0.656+0.075=0,731

Х_рез2сд==12.516

-начальный сверпереходной ток от системы

;

где I_б2=;

I_б2==5.5 кА;

=7.362кА;

-начальный сверпереходной ток от СД

;

где Есд=1.1 -приведенное значение сверпереходного ЭДС для СД;

;

=0.483

-определяем общий переходной ток

I_п.о=I_{п.о.сист}+I_п.о.сд;

I_п.о=7,362+0.483=7.845 кА

-ударный ток короткого замыкания

I_уд.=;

I_уд.==19.97 кА;

Определили токи короткого замыкания на шинах ВН и НН. В дальнейшем по этим значениям будим выбирать основное электрооборудование и защитную аппаратуру.

2.3 Выбор основного коммутационного оборудования, трансформаторов тока, разрядников на высшем и низшем напряжении ГПП

Выбор всех аппаратов должен производиться на основе вычисленных максимальных расчетных величин для нормального режима и режима короткого замыкания. При их выборе каталожные данные предлагаемых к установке аппаратов сравниваются с расчетными, причем расчетные данные не должны превышать номинальные параметры аппаратов.

Выбор выключателей производят по следующим условиям:

-по напряжению установки:

U_уст.U_н.ап;

-по длительному току:

I_р.максI_н.ап;

-по отключающей способности:

I_п.оI_н.откл;

-по электродинамической стойкости:

i_уi_дин ;

-по термической стойкости:

В_кI_терм.·t_терм.;

где I_терм.- ток термической стойкости выключателя, кА;

t_терм.- время выключателя тока термической стойкости, с;

Построим карту селективности действия защит для определения теплового импульса тока к.з.

Определяем величину теплового импульса:

В_к=I_п.о²·(tз + tв + Tа);

где Т_а- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания. Т_а=0.05с

t_з1=0.5с- время действия защиты;

t_з2=tз1+t;

где t=0.5;

t_з2=0.5+0.5=1с;

t_з3=1+0.5=1.5с;

t_з4=0с;

t_в=0.1с- собственное время отключения выключателя;

Определяем тепловой импульс Вк для выключателей:

Выключатель Q1(для отходящих присоединений):

В_к=23,62·(0.5+0.1+0.05)=362,638кАс;

Выключатель Q2(выключатель на вводе 10кВ):

В_к=23,62·(1+0.1+0.05)=641,59кАс;

Выключатель Q3(выключатель на вводе 110кВ):

В_к=7,3·(1.5+0.1+0.05)=87,929кАс;

Выключатель Q4(секционный выключатель):

В_к= 23,62·(0.1+0.05)=83,686кАс;

Выбор выключателей удобней вести в табличной форме в виде сравнения расчетных значений установок и паспортных данных выключателя.

Таблица 2.1- Выбор выключателя на вводе 110кВ

Расчетные значения		Паспортные данные выключателя ВБЭ-110-31.5/630УЗ
Uуст.	110кВ	Uн.ап	110кВ
Iр.мах	А	Iн.ап	630А
Iп.о	7.3 кА	Iн.откл.	31.5А
iу	18.6 кА	Iдин.	80кА
Вк	87,929кАс	Iтерм tтерм.	2977кА^2

Все условия выполняются, значит выключатели выбраны верно.

Таблица 2.2-Выбор выключателя на вводе 10кВ

Расчетные значения		Паспортные данные выключателя ВВЭ-10-20/630УЗ
Uуст.	10кВ	Uн.ап	10кВ
Iр.мах	А	Iн.ап	630А
Iп.о	9.3кА	Iн.откл.	20кА
iу	23.6кА	Iдин.	50кА
Вк	641,59кАс	Iтерм tтерм.	1200кАс

Все условия выполняются, значит выключатели выбраны верно.

Таблица 2.3-Выбор выключателя на секционной связи

Расчетные значения		Паспортные данные выключателя ВВЭ-10-20/630УЗ
Uуст.	10кВ	Uн.ап	10кВ
Iр.мах	А	Iн.ап	630А
Iп.о	9.3кА	Iн.откл.	20кА
iу	23.6кА	Iдин.	50кА
Вк	83,686кАс	Iтерм tтерм.	1200кАс

Все условия выполняются, значит выключатели выбраны верно.

Таблица 2.4- Выбор выключателей для отходящих присоединений

Расчетные значения		Паспортные данные выключателя ВВЭ-10-20/630УЗ
Uуст.	10кВ	Uн.ап	10кВ
Iр.мах	А	Iн.ап	630А
Iп.о	9.3кА	Iн.откл.	20кА
iу	23.6кА	Iдин.	50кА
Вк	362,638кАс	Iтерм tтерм.	1200кАс

Все условия выполняются, значит выключатели выбраны верно.

На остальные отходящие присоединения выбор выключателей ведется аналогично, выбираем выключатели того же типа на соответствующие токи.

Для установки релейной защиты измерительных приборов производим выбор трансформаторов тока.

Трансформаторы тока выбирают по следующим условиям:

-по напряжению

U_уст.U_н.ап.

-по длительному току