Электрическая часть проекта

ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧСКИЙ РАЗДЕЛ

Электрическая часть проекта

2.1.1 Расчет электрических нагрузок.

В первой части моего проекта рассчитываются ожидаемые электрические нагрузки, ведь именно они определяют необходимые технические характеристики элементов электрических сетей – мощности и типы трансформаторов, сечения жил и марки проводов, электрических аппаратов и другого оборудования.

Существует несколько методов определения расчетных электрических нагрузок: метод коэффициента максимума, метод коэффициента спроса, среднестатистический метод и т.д.

В данном дипломном проекте нагрузки будут рассчитываться по методу коэффициента максимума (упорядоченных диаграмм)

Коэффициентом максимума активной мощности К_М называется отношение расчетной активной мощности к средней нагрузке за исследуемый период времени:

(1)

Метод упорядоченных диаграмм сводится к определению максимальных расчетных нагрузок (P_M, Q_M, S_M) группы электроприемников.

;	(2)
;	(3)
,	(4)

где Р_М – максимальная активная нагрузка, кВт;

Q_М – максимальная реактивная нагрузка, квар;

S_М – максимальная полная нагрузка, кВА;

К_М – коэффициент максимума активной нагрузки;

К¢_М – коэффициент максимума реактивной нагрузки;

Р_СМ – средняя активная мощность за наиболее загруженную смену, кВт;

Q_СМ – средняя реактивная мощность за наиболее загруженную смену, квар;

;	(5)
,	(6)

где К_И – коэффициент использования электроприемников, определяется на основании опыта эксплуатации или по справочникам;

Р_{Н –} номинальная активная групповая мощность, приведенная к

длительному режиму, без учета резервных электроприемников, кВт;

tg j - коэффициент реактивной мощности;

определяется по таблицам (графикам),

где n_Э – эффективное число электроприемников;

В соответствии с практикой проектирования принимается К¢_М = 1,1.

Вносятся исходные данные: Р_Н – номинальная мощность приемника, n – количество электроприемников в группе, К_И – коэффициент использования, соs j - коэффициент активной мощности, tg j - коэффициент реактивной мощности.

Определяется Р_НS - сумма номинальных мощностей в группе электроприемников:

(7)

Определяются активная, реактивная и полная мощности за смену

	(8)
	(9)
	(10)

Эффективное число электроприемников (n_Э) – число однородных по режиму работы электроприемников одинаковой мощности, которое дает то же значение расчетного максимума, что и группа приемников различных по мощности и режиму работы. Для большого количества приемников и при К_И ³ 0,2 принимается n_Э = n.

Коэффициент максимума K_М определяется по формуле:

,

(11)

где n_Э - эффективное число электроприемников,

К_И.СР.- средний коэффициент использования группы электроприемников

,

(12)

Определяются максимальные активная, реактивная и полная мощности:

,	(13)
,	(14)
.	(15)

2.1.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Силовые трансформаторы являются основным электрическим оборудованием электроэнергетических систем, и служат для передачи и распределения электроэнергии на переменном трехфазном токе от электрических станций к потребителям.

Правильный технически и экономически обоснованный выбор числа и мощности силовых трансформаторов имеет существенное значение для рационального построения схемы электроснабжения предприятий.

Число трансформаторов определяется требованиями надежности электроснабжения.

В дипломном проекте необходимо установить 2 трансформатора для обеспечения требуемую надёжность электроснабжения.

В системах электроснабжения промышленных предприятий мощность силовых трансформаторов должна обеспечивать в нормальных условиях питание всех приемников электроэнергии.

Мощность трансформаторов определяется активной нагрузкой объекта и реактивной мощностью, передаваемой от системы в период максимума нагрузок.

Р_М = 3342 кВт;

Q_М = 1763,2 квар;

S_М = 3924,5 кВА.

Так как потребитель относится ко II категории надёжности электроснабжения, выбираем 2 трансформатора. Мощность каждого трансформатора должна обеспечивать питанием всех потребителей и в аварийном режиме, когда один из трансформаторов выходит из строя. Для обеспечения этого условия необходимо умножать S_M на коэффициент 0,7.

По условию по справочнику выбирается 2 трансформатора с соответствующими номинальными параметрами:

Таблица 2-Номинальные данные трансформатора

Тип	Мощность,кВА	Номинальное напряжение, кВ	Потери х.х,кВт	Потери к.з, кВи	Напряжение к.з%	Ток х.х %
ВН	НН
ТМН-4000/110	4000	115	11	5,7-6,7	33,5	11,5	1

На подстанции выбираем 2 трансформатора ТМН-4000/110/10 регулируемые под нагрузкой серии UCL

Электрическая нагрузка имеет переменный характер, и поэтому потери мощности и электроэнергии в линиях и трансформаторах будут изменяться с изменением нагрузки.

Коэффициент загрузки трансформаторов К_З:

(16)

2.1.3 Потери мощности и энергии в трансформаторе

Электрическая нагрузка, как правило, имеет переменный характер, и поэтому потери мощности и электроэнергии в линиях и трансформаторах будут изменяться с изменением нагрузки.

Потери мощности в трансформаторах слагаются из потерь активной (DР_Т) и реактивной (DQ_Т) мощности.

Потери активной мощности состоят в свою очередь из потерь на нагревание обмоток трансформатора, зависящих от тока нагрузки, и потерь на нагревание стали, не зависящих от тока нагрузки.

Потери реактивной мощности слагаются из двух составляющих: потерь, вызванных рассеянием магнитного потока в трансформаторе и потерь на намагничивание трансформатора.

1. Реактивная мощность холостого хода трансформатора

квар (17)

где I _Х.Х. - ток холостого хода трансформатора, %;

S_Н.Т. - номинальная мощность трансформатора, кВА.

2. Реактивная мощность, потребляемая трансформатором при номинальной паспортной нагрузке

квар, (18)

где U_К.З. – напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

3. Приведенные потери холостого хода трансформатора, учитывающие потери от мощности как в самом трансформаторе, так и создаваемые им в элементах всей системы электрического снабжения в зависимости от реактивной мощности, потребляемой трансформатором

кВт, (19)

где к_И.П. – коэффициент изменения потерь или коэффициент повышения потерь, численно равен удельному снижению потерь активной мощности во всех элементах системы электрического снабжения (от источников питания до мест потребления электрической энергии), получаемому приуменьшении передаваемой мощности предприятию. Коэффициент к_И.П. задается энергосистемой (для нашего района по данным районного энергетического управления ОАО «Татэнерго» К_И.П. = 0,05 кВт/квар);

DR_ХХ – потери мощности холостого хода трансформатора, кВт.

4. Приведенные потери мощности короткого замыкания трансформатора

кВт, (20)

где DR_КЗ – потери мощности короткого замыкания трансформатора, кВт.

5. Приведенные потери мощности в трансформаторе

кВт (21)

где К_З – коэффициент загрузки трансформатора.

6. Годовые потери электроэнергии в трансформаторе

,

(22)

где t_max – годовое время максимальных потерь, определяемое из выражения

часа (23)

Тогда потери электроэнергии

кВт×час (24)

2.1.4 Расчет нагрузок и выбор трансформатора собственных нужд подстанции

Таблица 3-Собственные нужды подстанции

Наименование	Мощность, кВт	Количество, шт.	Коэффициент использования	Коэффициент мощности	tg φ
Отопление и освещение	2	-	0,85	1	0
Наружное освещение	2	-	0,65	0,57	1,44
КИПиА	3,5	-	1	0,8	0,75
Обогрев выключателей 110 кВ	1,6	-	0,8	1	0
Обогрев выключателей 10 кВ	1,1	10	0,8	1	0
Вентиляция	1,2	2	0,7	0,8	0,75

Суммарная номинальная мощность:

кВт. (25)

Средняя максимальная мощность за наиболее нагруженную смену с учетом коэффициентов использования:

(26)

Эффективное число электроприемников:

(27)

Групповой коэффициент использования:

(27)

Коэффициент максимума

Расчетная максимальная мощность с учетом коэффициента максимума:

(28)

Средняя максимальная реактивная мощность:

(29)

Максимальная расчетная реактивная мощность:

(30)

Максимальная расчетная полная нагрузка от собственных нужд ПС:

(31)

На трансформаторной подстанции 110/10 кВ выбираем 2 трансформатора ТСН ПС

2.1.5 Расчет воздушных линий.

Сечения проводов и жил кабелей должны выбираться в зависимости от ряда технических и экономических факторов

Технические факторы, влияющие на выбор сечений, следующие:

1) нагрев от длительного выделения тепла рабочим (расчетным);

2) нагрев от кратковременного тепла током короткого замыкания.

3) потери (падение) напряжения в жилах кабелей или проводах воздушной линии от проходящего по ним тока в нормальном и аварийном режимах;

4) механическая прочность – устойчивость к механической нагрузке (собственная масса, гололед, ветер);

5) коронирование – фактор, зависящий от применяемого напряжения, сечения провода и окружающей среды.

Работа проводов воздушных линий протекает в особых условиях: они постоянно находятся под высоким напряжением, по ним проходит электрический ток, и, вместе с тем, они постоянно подвергаются воздействию ветра, резких колебаний температуры и влажности воздуха, разрядов молний, гололеда, снега.

Под допустимой нагрузкой неизолированных проводов по условиям нагрева понимается токовая нагрузка, повышающая температуру провода до предельного значения 70 °С при полном безветрии и температуре окружающей среды +25 °С.

Сечения проводов выбираются в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, материала и цепности опор.

Выбранное сечение должно быть проверено по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

,

(32)

где I_П.А. – расчетный ток в послеаварийном режиме для проверки проводов по нагреву;

I_{доп. факт.} – допустимые длительные токовые нагрузки.

При выборе сечений проводов воздушной линии необходимо учитывать ограничения по условиям коронирования и механической прочности. Так при номинальном напряжении 1..110 кВ наименьшие допустимые сечения проводов воздушных линий по условиям механической прочности – 25 мм ².

Расчетная токовая нагрузка равна 3924,5

А (33)

Из норм ПУЭ (по ГОСТ 839-59) выбирается сталеалюминиевый провод сечением 25 мм ², для которого допустимый длительный ток вне помещений I_доп = 105 А.

Условие I_доп³I_М выполняется, т.к. I_доп = 105 А > I_М = 20,62 А.

Чтобы выбрать экономически целесообразную линию, нужно провести расчет выбора сечения провода по экономической плотности линии. Экономически целесообразное сечение определяется по расчетному току линии I_M и экономической плотности j_эк.

При Т_max = 6000 ч экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов составит j_эк = 1,0 А / мм ²

Экономическое сечение провода

мм² (34)

По экономической плотности тока окончательно выбирается сталеалюминиевый провод сечением 70 мм ², для которого допустимый длительный ток I_ДОП = 210 А.

2.1.6 Расчет токов короткого замыкания.

Коротким замыканием называется непосредственное соединение между любыми точками разных фаз, фазы и нулевого провода и нулевого провода или фазы с землей, не предусмотренное нормальными условиями работы установки.

Различают несколько видов коротких замыканий:

- трехфазное короткое замыкание, при котором все три фазы замыкаются между собой в одной точке,

- двухфазное короткое замыкание, при котором происходит замыкание двух фаз между собой или на землю.

- однофазное короткое замыкание, при котором происходит замыкание одной из фаз на нулевой провод или на землю.

В большинстве случаев причиной возникновения коротких замыканий в системе является нарушение изоляции электрического оборудования вследствие износа изоляции, не выявленного своевременно, или из-за перенапряжений. Короткие замыкания могут быть вызваны ошибочными действиями обслуживающего персонала, схлестыванием, набросом проводов воздушных линий.

При возникновении коротких замыканий общее сопротивление цепи системы электроснабжения уменьшается, вследствие чего токи в ветвях системы резко увеличиваются, а напряжения на отдельных участках системы снижаются.

Токи короткого замыкания оказывают термическое и электродинамическое действие на оборудование.

Вычисление токов короткого замыкания производится для определения условий работы потребителей при аварийных режимах; выбора электрических аппаратов, шин, изоляторов, силовых кабелей; проектирования защитных заземлений; подбора характеристик разрядников для защиты от перенапряжений.

Для расчета токов короткого замыкания необходимо составить расчетную схему, соответствующую нормальному режиму работы системы электроснабжения при параллельном включении всех источников питания. По расчетной схеме составляют схему замещения, на которой все магнитосвязанные электрические сети заменяют эквивалентной электрически связанной цепью. При этом все входящие в расчёт величины можно выражать в именованных единицах (киловольт-амперах, амперах, вольтах, омах) или относительных единицах (долях и процентах принятой базисной величины). В схему замещения вводятся все источники питания, участвующие в питании места короткого замыкания, и все сопротивления, по которым проходит рассчитываемый ток короткого замыкания. В схеме замещения намечают вероятные точки для расчета токов короткого замыкания.

Выбор расчетных точек производится на основе анализа схемы электроснабжения с целью нахождения наиболее неблагоприятных условий повреждений, определяющих выбор аппаратов и проводников.

Как правило, расчетными точками являются выводы высшего напряжения понижающих трансформаторов, участки между выводами низшего напряжения трансформаторов, сборные шины распределительных устройств.

При наличии в схеме трансформаторов при составлении схемы замещения необходимо привести параметры элементов и Э.Д.С. различных ступеней трансформации к основной (базисной) ступени.

Исходная расчетная схема

Рисунок 1-Исходная расчетная схема

1. Расчет в именованных единицах при среднем напряжении U_СР.1 = 112 кВ

Схема замещения для расчёта тока короткого замыкания в точке К1:

Рисунок 2-Схема замещения

Сопротивление системы (элементов схемы до шин 35 кВ питающей ПС)

Ом (35)

Активное и индуктивное сопротивление ВЛ 110 кВ

Ом (36)

Ом (37)

где R_УД = 0,45 Ом/км – активное сопротивление 1 км провода марки АС-70. Удельное сопротивление проводов принимаем X_УД = 0,4 Ом/км.

Индуктивное сопротивление трансформатора при среднем напряжении U_СР.1 = 112 кВ

Ом (38)

где S_Н.Т. = 4 МВА – номинальная мощность трансформатора.

Результирующее полное сопротивление цепи до точки К1

Ом. (39)

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К1

кА или 2600 А. (40)

Ток двухфазного короткого замыкания в точке К1

кА или 2240 А (41)

Ударный ток короткого замыкания в точке К1

кА (42)

где к_У – ударный коэффициент, принимаем за к_У = 1,2.

Сверхпереходная мощность короткого замыкания в точке К1

МВА. (43)

Результирующее полное сопротивление цепи до точки короткого замыкания К2 при среднем напряжении 112 кВ

Ом. (44)

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К2 при среднем напряжении 37 кВ

кА или 1600А (45)

Ток двухфазного короткого замыкания в точке К2 при среднем напряжении 112 кВ

кА или 130 А (46)

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К2 при среднем напряжении U_СР2 = 11 кВ

кА или 1620 А (47)

Ударный ток короткого замыкания в точке К2

кА (48)

где к_У -ударный коэффициент к_У = 1,55.

Сверхпереходная мощность короткого замыкания в точке К2

МВА. (49)

2. Расчет токов короткого замыкания в точке К2 в именованных единицах при среднем напряжении U_СР2 = 11 кВ.

Схема замещения

Рисунок 3-Схема замещения

Сопротивления системы и ВЛ, приведенные к среднему напряжению ступени UСР2 = 11 кВ

Ом (50) Ом (51)

Ом (52)

Индуктивное сопротивление трансформатора

Ом. (53)

Результирующее сопротивление цепи до точки короткого замыкания К2

Ом.

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К2

кА или 1720 А. (55)

3. Расчет токов короткого замыкания в относительных единицах.

Принимаем за базисную мощность S_б = 100 МВА и приводим к ней все сопротивления.

Сопротивление системы в относительных единицах

(56)

где МВА – сверхпереходная мощность короткого замыкания на шинах 110 кВ питающей подстанции.

Относительные базисные сопротивления ВЛ 110 кВ

(57)

_. (58)

Относительное базисное сопротивление трансформатора

(59)

Схема замещения

Все сопротивления отнесены к одной и той же базисной мощности, поэтому составляем общую схему замещения для заданных двух точек КЗ и указываем на ней все относительные базисные сопротивления.

Рисунок 4 –Схема замещения

КЗ в точке К1

Базисное напряжение U_б = U_СР1 = 112 кВ.

Базисный ток первой ступени (определяется при заданной величине S_б и U_б = U_СР1 в месте короткого замыкания К1)

кА. (60)

Результирующее относительное базисное сопротивление цепи короткого замыкания до точки К1

(61)

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К1

кА. (62)

Короткое замыкание в точке К2.

Базисное или среднее напряжение ступени U_б = U_CP.2 = 11 кВ.

Базисный ток при среднем напряжении в точке короткого замыкания

кА. (63)

Результирующее относительное базисное сопротивление цепи короткого замыкания до точки К2

(64)

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К2

кА (65)

Результаты расчета токов короткого замыкания в именованных и относительных единицах совпадают. Расчет в именованных единицах более нагляден, расчет в относительных единицах более удобен.

Дата добавления: 2015-07-15