2. Выбор мощности трансформаторов ГПП
реклама
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ Учебное пособие для студентов, обучающихся по направлению 140400.62 «Электоэнергетика и электротехника» Составитель Д.С. Чумбуридзе Владикавказ 2014 1 СОДЕРЖАНИЕ 1. Электрические нагрузки и суточные графики предприятий .................. 3 1.1. Определение расчетных электрических нагрузок методом коэффициента спроса ............................................................................. 3 1.2. Построение суточного графика нагрузки предприятия ...................... 7 2. Выбор мощности трансформаторов ГПП .................................................. 11 2.1. Выбор мощности трансформаторов ГПП по допустимым систематическим нагрузкам................................................................. 11 2.2. Выбор мощности трансформаторов ГПП на аварийной перегрузке 18 3. Выбор схемы присоединения ГПП к сети высшего напряжения ......... 19 4. Расчет токов трехфазхного короткого замыкания в электроустановке напряжением выше 1000 В ............................................................................ 21 4.1. Определение параметров схемы замещения электроустановки ...... 21 4.2. Расчет токов трехфазного короткого замыкания в именованных единицах ..................................................................... 22 5. Выбор электрооборудования ГПП .............................................................. 28 5.1. Выбор электрооборудования РУ ВН ................................................... 28 5.2. Трансформаторы ГПП .......................................................................... 31 5.3. Выбор электрооборудования РУ НН .................................................. 33 5.4. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения .......... 40 6. Выбор сечений кабелей напряжением 6кВ ................................................ 45 7. Грозозащита и заземление ............................................................................. 49 Приложения…………………………………………………………………….51 Литература............................................................................................................ 64 2 1. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ И СУТОЧНЫЕ ГРАФИКИ ПРЕДПРИЯТИЙ 1.1. Определение расчетных электрических нагрузок методом коэффициента спроса Исходные данные для проектирования электрической схемы главной понизительной подстанции (ГПП) приведены в табл. П1.1.1 и П1.1.2 приложения П1.1. Электрические электросетей, мощности нагрузки параметров коммутационной трансформаторов Электрические нагрузки необходимы и для и защитной компенсирующих напряжением U > выбора 1000 сечений аппаратуры, устройств В (КУ). определяются суммированием нагрузок отдельных цехов и групп одинаковых по режиму работы потребителей, нагрузок высоковольтных электроприемников, а также потерь мощности в трансформаторах ЦТП и электросетях напряжением 6; 10 кВ, т. е. можно написать Pp(6; 10 кВ) ( Pp1 Pp 2 ... Ppi PрCД PрAД Pтр Pп ) К р.м , (1.1.1) Qp ( 6; 10 кВ ) (Qp1 Qp 2 ... Qpi QPCD QPAD Qтр ) К р.м , где (1.1.2) Кр.м – коэффициент разновременности максимумов нагрузок отдельных цехов или групп электроприемников. Изменяется в пределах 0,85 – 0,95, а значение принимается в зависимости от местонахождения данного узла нагрузки в системе электроснабжения (СЭС) предприятия. Расчет электрических нагрузок напряжением U < 1000 В выполним методом коэффициента спроса по формулам Рр = КсРн; Qp = Рр tg, 3 Sp Pp2 Qp2 , (1.1.3) где Кс – коэффициент спроса. Характеризует загрузку электроприемников по активной мощности; Рн – номинальная (установленная) мощность отдельных цехов или характерных групп электроприемников; cos (tg) – коэффициент мощности, значение которого наряду с коэффициентом спроса приводится в справочной литературе. Установленная мощность потребителей электроэнергии напряжением до 1000 В группы электроприемников № 1 и 2 составляет Рн1 = 40 МВт и Рн2 = 60 МВт. Значения коэффициента спроса и коэффициента мощности соответственно для групп потребителей № 1 Кс = 0,6; cos = 0,85 (tg = 0,62), № 2 Кс = 0,3; cos = 0,74 (tg = 0,91). Тогда для расчетных активной и реактивной мощности по формулам (1.1.3) получаем Рр1 = 0,6 40 = 24 МВт, Qр1 = 24 0,62 = 14,9 Мвар, Рр2 = 0,3 60 = 18 МВт, Qр2 = 18 0,91 = 16,4 Мвар. Нагрузками напряжением U > 1000 В, присоединенными к распределительному устройству (РУ) низшего напряжения (НН) главной понизительной подстанции, являются также синхронные двигатели (СД) дымососов и вентиляторов. Электрические нагрузки CД напряжением 6 кВ определяются по формулам PрCД к з где p 2н η , QрCД м p 2 н tg η , кз – коэффициент загрузки двигателей по активной мощности; Р2н – номинальная мощность CД; – к.п.д. CД; 4 (1.1.4) м – наибольшая допустимая перегрузка CД по реактивной мощности, зависящая от типа двигателя, относительного напряжения на зажимах (U*) и коэффициента загрузки по активной мощности. Принимаем по табл. П1.1.3 для дымососов в зависимости от U* = 1,0Uн и кз = 0,7 коэффициент перегрузки м = 1,33; tg – номинальный коэффициент реактивной мощности CД. Определяется по коэффициенту мощности CД. Синхронные двигатели нормальных серий изготовляются с опережающим коэффициентом мощности, равным cosопер = 0,9 (tg = 0,48), независимо от потребления предприятием реактивной мощности. Тогда по формулам (1.1.4) для расчетных мощностей первой и второй групп CД получаем PрCД1 0,7 31250 2763 кВт, 0,95 PрCД2 31000 3138 кВт, 0,95 QрCД1 1,33 QрCД2 31250 0,48 2520 квар, 0,95 31000 0,48 1506 квар. 0,95 Потери мощности в трансформаторах ЦТП и электросетях 6 кВ рассчитываются по формулам Pтр 0,02Sp(U1000 В) ; Qтр 0,1 Sp(U1000 В) ; Pл 0,03 S p(U1000 В) , где Sp(U1000 В) – суммарная расчетная нагрузка напряжением до 1000 В, равная S p(U1000 В) ( Pp1 Pp2 ) 2 (Qp1 Qp1 ) 2 (24 18) 2 (14,9 16,4) 2 52,4 МВ А. Тогда для потерь мощности получаем Ртр = 0,02 52,4 = 1048 кВт, Qтр = 0,1 52,4 = 5240 квар, 5 Рл = 0,03 52,4 = 1572 кВт. В результате для расчетных активной и реактивной нагрузок на шинах РУ 6 кВ ГПП получаем Р р6кВ Рр1 Рр2 РрСД1 РрСД2 Ртр Рл 24000 18000 2763 3138 1048 1572 50521 кВт, Q р6кВ Qр1 Qр2 QрСД1 QрСД2 Qтр 14900 16400 2520 1506 5240 32514 квар, Sp6кВ Pp26кВ Qp26кВ К р.м 505212 32514 2 0,95 57075 кВА. Естественный коэффициент реактивной мощности предприятия tgест Qр6кВ 32514 0,64 Рр6кВ 50521 (cosест = 0,84). Вопросы компенсации реактивной мощности предприятия выполним в соответствии с указаниями [1; 2]. Наибольшая суммарная реактивная нагрузка предприятия, принимаемая для определения мощности компенсирующих устройств, рассчитывается по формуле Qp1 К Qp6кВ 0,9 32514 29263 квар , где К – коэффициент, учитывающий несовпадение во времени наибольших активной нагрузки энергосистемы и реактивной мощности предприятия. Принимается по данным табл. П1.1.4, который для отрасли черной металлургии составляет К = 0,9. Экономически оптимальная входная реактивная мощность энергосистемы равна Qэ1 Рр6кВtg э 50521 0,36 18188 квар. Суммарная мощность компенсирующих устройств определяется балансом реактивной мощности на границе электрического раздела 6 предприятия и энергосистемы, что позволяет для узла нагрузки РУ 6 кВ ГПП написать Qку Qp1 Qэ1 29263 18188 11075 квар и тогда для расчетной мощности батарей конденсаторов (БК), приходящейся на одну секцию шин РУ 6 кВ ГПП получаем QpБК 1,1Qку 1,1 11075 6091 квар. 2 2 Принимаем для установки согласно данным табл. П1.1.5 комплектную конденсаторную установку УК-6.3-900УЗ, мощностью Qстанд.БК = 7 900 = 6300 квар. Условие выбора Qстанд.БК > QрБК – соблюдается. Полная расчетная нагрузка на шинах РУ 6 кВ ГПП с учетом компенсации реактивной мощности равна S p6к6 P Q где p 6кВ 2 p 6 кВ Qp26кВ 505212 199142 54304 кВ А. , Qр6кВ - Qстанд.БК 32514 12600 19914 квар. 1.2. Построение суточного графика нагрузки предприятия На проектной стадии разработки системы электроснабжения предприятия определение номинальной мощности трансформаторов ГПП производится с использованием характерных суточных графиков нагрузки. Форма этих графиков для различных отраслей промышленности приводится в справочной литературе. Характерные суточные графики нагрузки для активной и реактивной мощности построены в процентах. Ординаты нагрузки на графиках, соответствующие 100 %, принимаются равными максимальным нагрузкам. В учебном проектировании используем суточные 7 графики активной и реактивной мощности № I–IV, форма которых приведена на рис. П1.2.1 а–г. Суточные графики нагрузки проектируемой ГПП в процентах показаны на рис. 1.2.1. При известных значениях Рp6кВ , Qp6кВ перестроение исходных графиков нагрузки именованных единицах произведем с в графики использованием нагрузки в следующих соотношений для каждой ступени графика Pст n% n% Pp6кВ , Qст Qp 6кВ , 100 100 (1.2.1) где n% – ординаты соответствующих ступеней характерных графиков в процентах на рис. 1.2.1. Найденные по формулам (1.2.1) значения активной и реактивной мощности по ступеням графиков нагрузки приведены в табл. 1.2.1. Рис. 1.2.1. Типовые суточные графики активной и реактивной мощности № IV 8 Таблица 1.2.1 Результаты перестроения графиков нагрузки в процентах в графики активной и реактивной мощности в именованных единицах Номера ступеней графика Р Время суток t, ч Ординаты графиков нагрузки n, % Расчетная активная мощность Рp6кВ , кВт 1 0–3 45 22734 2 3–7 60 30313 3 7–14 25 12630 4 14–16 75 37891 5 16–20 100 50521 6 30–24 45 Номера ступеней графика Q t, ч n, % 22734 Расчетная активная мощность , квар Qp6кВ 1 0–5 35 6970 2 5–8 60 11948 3 8–15 10 1991 4 15–17 70 13940 5 17–19 100 19914 6 19–24 35 6970 Данные табл. 1.2.1 используем для построения суточного графика нагрузки ГПП. Значения мощностей по ступеням графика нагрузки составляют S1(03ч) P12 Q12 22734 2 6970 2 23778 кВА, (11889 кВА) S 2(35ч) P22 Q12 30313 2 6970 2 31104 кВА, (15552 кВА) S 3(57 ч) P22 Q22 30313 2 11948 2 32583 кВА, (16291 кВА) 9 S 4(78ч) P32 Q22 12630 2 11948 2 17386 кВА, (8093 кВА) S 5(814 ч) P32 Q32 12630 2 19912 12786 кВА, (6393 кВА) S 6(1415 ч) P42 Q32 37891 2 19912 37943 кВА, (18971,5 кВА) S 7(1516 ч) P42 Q42 37891 2 13940 2 40374 кВА, (20187 кВА) S8(1617 ч) P52 Q42 50521 2 13940 2 52409 кВА, (26204,5 кВА) S 9(1719 ч) P52 Q52 50521 2 19914 2 53947 кВА, (26973,5 кВА) S10(1920 ч) P52 Q62 50521 2 6970 2 51000 кВА, (25500 кВА) S11( 2024 ч) P62 Q62 22734 2 6970 2 23778 кВА, (11889 кВА) График расчетной полной мощности ГПП показан на рис. 1.2.2 пунктирной линией. 10 Рис. 1.2.2. Преобразование исходного графика нагрузки трансформатора в эквивалентный двухступенчатый прямоугольный график. 11 2. ВЫБОР МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ ГПП 2.1. Выбор мощности трансформаторов ГПП по допустимым систематическим нагрузкам Выбор производится по суточному графику нагрузки нормального режима работы ПС. электроснабжения устанавливаем Проектируемая потребителей два I–II трансформатора. ГПП категории При предназначена и поэтому установке на для на ГПП ПС двух трансформаторов суточный график нагрузки для одного из них получаем делением на 2 значений мощности по каждой ступени суммарного графика нагрузки. График нагрузки для одного трансформатора построен по значениям мощностей, которые приведены выше (в скобках), наряду с суммарными нагрузками. Он показан на рис. 1.2.2 сплошной линией. Выбор мощности трансформатора заключается в определении такой наименьшей мощности по сравнению с максимальной на графике, фактические перегрузки для которой, характеризуемые суточным графиком, будут ниже допустимых, установленных ГОСТ 14209-85. Для двухтрансформаторных ПС определение мощности трансформаторов производится согласно условию S тр 0,7S макс 0,726973,5 18881 кВА. По расчетному значению выбираем по табл. 3.6 [3] трансформатор типа ТДН-16000/110-У1 с системой охлаждения Д, мощностью Sн.тр = 16000 кВА. Нанесем на суточный график нагрузки на рис. 1.2.2 линию Sн.тр = 16 МВА = const. Часть графика нагрузки, расположенная выше этой линии, соответствует зоне перегрузки трансформатора, ниже – зоне недогрузки. Для оценки перегрузки и недогрузки введено понятие нагрузочной способности трансформаторов, представляющей совокупность допустимых систематических нагрузок и перегрузок. 12 Расчет допустимой систематической нагрузки основан на преобразовании реального многоступенчатого графика в эквивалентный в тепловом отношении двухступенчатый прямоугольный. Построение эквивалентного графика производится относительно зоны перегрузки. Действительный график нагрузки подстанции имеет две зоны перегрузки в интервале времени от 5 до 7 ч и 14–20 ч. Выбор расчетного максимума производится на основании сравнения тепловых импульсов, рассчитываемых по формулам для зон перегрузки tк 7 ч S 32 t3 16291,5 2 2 531 МВА2ч, tн 5ч t к 20 ч ( S62t6 S72t7 S82t8 S92t9 S102 t10 ) t н 14 18971,52 20187 2 26204 ,52 26973,52 2 25500 2 3560 МВ А 2 ч, т. е. исходным является второй максимум нагрузки. Ступень мощности первой зоны перегрузки далее учитываем при недогрузке трансформатора. Допустимая систематическая нагрузка оценивается коэффициентом начальной нагрузки (К1) и коэффициентом перегрузки ( К 2 ), представляющими отношения К1 где S э.н , S н.тр К 2 S э.п , S н.тр Sэ.н, Sэ.п – эквивалентные по нагреву мощности в зоне недогрузки и перегрузки трансформатора, определяемые из графика нагрузки по формулам в зоне недогрузки n S э.н S i 1 n t i 1 2 i i t S12t1 S 22t 2 S 32t3 S 42t 4 S 52t5 S112 t11 t1 t 2 t3 t 4 t5 t11 i 11889 2 3 15552 2 2 16291,52 2 86932 63932 6 11889 2 4 11360 кВ А 3 2 2 1 6 4 13 и перегрузки n S э.н S i 1 n t i 1 2 i i t S 62 t 6 S 72 t 7 S 82 t 8 S 92 t 9 S102 t10 t 6 t 7 t 8 t 9 t 5 t10 i 18971,5 2 20187 2 26204,5 2 26973,5 2 2 25500 2 24320 кВ А. 111 2 1 Тогда для коэффициентов получаем К1 11360 0,71 , 16000 К 2 24320 1,52. 16000 Далее значение коэффициента К 2 корректируется в зависимости от формы графика в зоне перегрузки. Значение К 2 сравнивается с коэффициентом максимальной нагрузки согласно условиям: 1) если К 2 0,9Кмакс, то К 2 = К2, 2) при К 2 < 0,9Кмакс, принимают К2 = 0,9Кмакс, где К макс S макс 26973,5 1,68 . S м.тр 16000 Продолжительность перегрузки в первом случае принимается равной фактической, а во втором случае пересчитывается по формуле tпер где ( К 2 ) 2 tпер (0,9 К макс ) 2 , – время фактической перегрузки по суточному графику. t пер Тогда для первого случая К 2 0,9 Кмакс = 0,9 1,68 = 1,51, т. е. 1,52 > 1,51 – соотношение выполняется и поэтому принимаем К 2 = К2 = 1,52. 14 Время перегрузки принимаем равным фактическому по графику рис. 1.2.2, т. е. tпер = 6 ч. Значение коэффициента К = 1 по оси ординат на рис. 1.2.2 соответствует номинальной мощности трансформатора. Откладывая на графике значения коэффициентов начальной К1 = 0,71 и максимальной нагрузки К2 = 1,52, строим относительно зоны перегрузки эквивалентный двухступенчатый прямоугольный график. Эквивалентная температура охлаждающего воздуха за летний период для г. Волгограда по табл. 1.37 [3] составляет охл.э.л = 23 С. Принятый к установке тип трансформатора имеет систему охлаждения Д (принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла). Фактическая перегрузка для эквивалентного двухступенчатого графика равна 6 ч, а длительность допустимой перегрузки по табл. 1.36 [3] в зависимости от системы охлаждения трансформатора, температуры охлаждающего воздуха, значений коэффициентов К1 = 0,71 и К2 = 1,52 составляет 2 ч, т. е. перегрузка указанной выше продолжительности недопустима. Произведем перераспределение нагрузки на участках графика, где она выше номинальной, на участки, где нагрузка ниже номинальной. Уменьшим нагрузку ступени графика в интервале с 14–15 ч и увеличим в интервале с 0 до 3 ч. Нагрузка ступеней графика соответственно равна 18971,5 кВА и 11889 кВА. Эквивалентная нагрузка участков составляет Sэкв S12t1 S62t6 11889 2 3 18971,52 14000 кВА. t1 t6 3 1 Снижение нагрузки принимаем равным 3000 кВА, т. е. на участке графика с 14–15 ч она становится равной 18971,5 – 3000 = 15971,5 кВА. Эквивалентная мощность до и после переноса нагрузки должна оставаться неизменной и поэтому можно написать 15 S экв где S1 2 t1 S 6 2 t 6 , t1 t 6 S1 , S1 – значения мощностей после перераспределения нагрузки. Тогда получаем S1 2 3 15971,52 14000 кВА, 3 1 откуда S1 = 13278 кВА. Аналогичным образом перераспределяем нагрузку S7(15–16ч) = 20187 кВА на участок графика в интервале времени от 0 до 3 ч. Нагрузку снижаем на 4200 кВА и она становится равной 15987 кВА. Тогда получаем Sэкв = 15300 кВА и S1 = 15064 кВА. Результаты расчетов по другим ступеням графика приведены в табл. 2.1.1. Таблица 2.1.1 Таблица перераспределения нагрузок по ступеням графика Участки графика номера ступене й продолжи тельность ,ч Значения мощностей до перераспределе ния нагрузки, кВА S8 S4 16–17 7–8 26204,5 8693 26204,5 – 3500 = 22704,5 15708 19522,3 -- S8 S5 16–17 8–14 22704,5 6393 22704,5 – 6000 = 16704,5 8960 10424,6 -- S8 S5 17–19 8–14 26973,5 8960 26973,5 – 9500 = 17473,5 12274 13143,5 -- S9 S5 18–19 8–4 26973,5 12274 26973,5 – 9500 = 17473,5 14867 15266,5 -- S10 S11 19–20 20–24 25500 11889 25500 – 9000 = 16500 15357,2 15592,5 -- Значения мощностей после перераспределения нагрузки, кВА Эксивалентн ая нагрузка, кВА Значения мощностей по ступеням графика после перераспределения нагрузки приведены в табл. 2.1.2 16 Таблица 2.1.2 Номера S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7 S8 S9 S10 S11 ступеней Продолжите 0–3 3–5 5–7 7–8 8–14 14–15 15–16 16–17 17–19 19–20 20–24 льность, ч Расчетная мощность, 15064 15552 16291,5 15708 14867 15971,5 15987 16704,5 17473,5 16500 15357,2 кВА а суточный график нагрузки имеет вид на рис. 2.1.1. График нагрузки имеет 2 зоны перегрузки в интервалах времени от 5–7 и 16–20 ч. Эквивалентный двухступенчатый график строим относительно второй зоны перегрузки. Тогда для коэффициентов получаем К1 1 Sн.тр S12t1 S 22t2 S32t3 S42t4 S52t5 S62t6 S72t7 S82t8 S112 t11 t1 t2 t3 t4 t5 t6 t7 t11 1 150642 3 155522 2 16291,52 2 157082 14867 2 6 15971,52 15987 2 15357,22 4 0,96 16000 3 2 2 1 6 11 4 К 2 1 S н.тр S 82 t 8 S 92 t 9 S102 t10 1 16704,5 2 17473,5 2 2 16500 2 1,06, t 8 t 9 t10 16000 1 2 1 К м акс 17473,5 1,09 , 16000 К 2 0,9Кмакс = 0,9 1,09 = 0,98, т. е. 1,06 > 0,98 и поэтому К2 = К 2 = 1,06, а время перегрузки принимаем tпер = 4 ч. 17 Рис. 2.1.1. Форма суточного графика после перераспределения нагрузки. Откладываем на графике значения коэффициентов К1 = 0,96, К2 =1,06 и строим эквивалентный двухступенчатый прямоугольный график, для которого расчетная перегрузка равна 4 ч, а допустимая систематическая в зависимости от системы охлаждения Д, температуры охлаждающей среды охл.э.л, значений коэффициентов К1, К2 по табл. 1.36 [3] составляет 12 ч. После перераспределения нагрузки трансформатор ТДН-16000/110-У1 удовлетворяет условию допустимой систематической нагрузки согласно суточного графика. 18 2.2. Выбор мощности трансформаторов ГПП на аварийной перегрузке Аварийная перегрузка разрешается в аварийных случаях, например при повреждении параллельно включенного трансформатора. Значение допустимой аварийной перегрузки определяется по табл. 1.36 [3] в зависимости от коэффициента начальной нагрузки К1 = 0,96, температуры охлаждающей среды охл.э.л = 23 °С и длительности перегрузки tпер = 4 ч. При указанных значениях аварийная перегрузка по табл. 1,37 [3] составляет 1,4Sн.тр. 19 3. ВЫБОР СХЕМЫ ПРИСОЕДИНЕНИЯ ГПП К СЕТИ ВЫСШЕГО НАПРЯЖЕНИЯ Проектируемая подстанция предназначена для электроснабжения потребителей I–II-ой категории, а по способу присоединения к питающей сети является проходной. Проходные подстанции включаются в рассечку одной или двух линий с одно- или двухсторонним питанием. С учетом надежности электроснабжения выбираем схему проходной подстанции с включением в рассечку линии с двухсторонним питанием, как показано на рис. 3.1. Рис. 3.1. Схема проходной ПС, включенной в рассечку линии 20 с двухсторонним питанием Распределительное устройство высшего напряжения (РУВН) проходной подстанции 110–220 кВ на линии с двухсторонним питанием выполним с одним выключателем и ремонтной перемычкой с двумя разъединителями. Трансформаторы ГПП подключаются к питающим линиям по обе стороны выключателя через разъединители и отделители. В нормальном режиме выключатель Q1 включен, а ремонтная перемычка разомкнута разъединителями QS3 или QS4. На повреждения в трансформаторах, например Т1, реагирует релейная защита, которая срабатывая, дает сигнал на отключение выключателя Q4 и включение создается короткозамыкателя искусственное к.з., QN1. Включением сопровождаемое короткозамыкателя протеканием токов однофазного к.з. со стороны источников питания (ИП). Токи к.з. фиксируются релейной защитой, вызывающей отключение выключателя Q1, а затем Q2 на источнике питания № 1. После отключения поврежденного трансформатора протекание тока к.з. прекращается и в бестоковую паузу трансформатор Т1 отключается от сети отделителем QR1. Включением выключателей Q1, Q2 завершаются необходимые коммутационные переключения. Восстановление нормального режима работы потребителей, подключенных к первой секции шин (А1), производится действием АВР секционного выключателя (QВ). При повреждении на одной из линий, например W2, действием релейной защиты отключается выключатель Q1, затем Q3 на источнике питания № 2. В случае неуспешного срабатывания устройства АПВ линии, отключается выключатель Q5 и включается секционный выключатель, обеспечивающий поддержание напряжения на второй секции шин (А2). Включение разъединителей QS3, QS4 производится в случае ревизии выключателя Q1. 21 Схема на рис. 3.1 применяется в электросетях напряжением U = 35–220 кВ и мощности трансформаторов до 125 МВ·А включительно. 22 4. РАСЧЕТ ТОКОВ ТРЕХФАЗНОГО КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКЕ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1000 В 4.1. Определение параметров схемы замещения электроустановки Расчетная и схемы замещения электроустановки для вычисления токов короткого замыкания (к.з.) приведены на рис. 4.1.1 а–г. Сопротивления элементов расчетной схемы и токи к.з. определяем при среднем напряжении ступеней, на которых рассматривается к.з. Исходные данные приведены в табл. П1.1.1. Сопротивления энергосистемы рассчитываем по формулам x1 xИП1 Z ИП1 U ср1 ) 3 I n(3ОИП1 x2 xИП2 Z ИП2 где 3) I п(ОИП1;2 U ср1 ) 3 I n(3ОИП2 115 3,2 Ом, 3 21 115 2,4 Ом, 3 28 – начальное значение периодической составляющей тока трехфазного к.з. на шинах напряжением Uср1 = 115 кВ источников питания № 1; 2. Далее индексы, указывающие время t = 0 и число фаз (3) опускаем. Сопротивление воздушных ЛЭП напряжением 110 кВ х3 = хЛЭП1 = х0 l1 = 0,4 ·7,4 = 3 Ом, х4 = хЛЭП2 = х0 l2 = 0,4 ·4,5 = 1,8 Ом, где х0 – удельное индуктивное сопротивление на фазу линий. Для воздушных ЛЭП напряжением 6–110 кВ равно 0,4 Ом/км; l1;2 – расстояние от ИП1;2 до ГПП. Сопротивление трансформаторов ГПП x5 x тр 2 u к U ср2 100 S н.тр 10,5 6,32 0,26 Ом. 100 16 23 4.2. Расчет токов трехфазного короткого замыкания в именованных единицах Короткое замыкание в точке К1. Схема замещения для расчета токов к.з. в точке К1 показана на рис. 4.1.1 б. Проектируемая ГПП имеет два источника питания. Каждый из них непосредственно связан с местом к.з. и поэтому возможно определение тока к.з. отдельно от источников питания №1; 2. Результирующее сопротивление ветвей схемы относительно точки К1 от источников питания №1; 2 х6 = хрезК1ИП1 = х1 + х3 = 3,2 + 3 = 6,2 Ом, х7 = хрезК1ИП2 = х2 + х4 = 2,4 + 1,8 = 4,2 Ом. Начальное значение периодической составляющей тока к.з. в ветвях от источников питания №1; 2 рассчитывается по формулам I пИП1К1 U ср1 I пИП 2К1 U ср1 3 x6 3 x7 115 10,7 кА, 3 6,2 115 15,8 кА. 3 4,2 Суммарный ток к.з., притекающий в точку К1 IпК1 = IпИП1К1 + IпИП2К1 = 10,7 + 15,8 = 26,5 кА. Ударный ток к.з. в ветвях от источников питания №1; 2 iуИП1К1 2К у I пИП1К1 2 1,65 10,7 24,9 кА, iуИП2К1 2К у I пИП2К1 2 1,65 15,8 36,8 кА. где Ку – ударный коэффициент тока к.з., равен 1,65. Принимается по табл. П4.2.1. 24 а) б) 25 в) г) Рис. 4.1.1 а-г. Расчетная и схемы замещения для определения токов к.з. в системе электроснабжения проектируемой подстанции 26 Суммарный ударный ток, притекающий в точку К1 iуК1 = iуИП1К1 + iуИП2К1 = 24,9 + 36,8= 61,7 кА. Короткое замыкание в точке К2. Схема замещения для расчета токов к.з. в точке К2 приведена на рис. 4.1.1 б. Приведем сопротивления элементов схемы замещения на рис. 4.1.1 б к напряжению Uср2 = 6,3 кВ. x8 o xрезК1ИП1 x9 o xрезК1ИП2 xрезК1ИП1 xрезК1ИП2 2 U ср2 2 U ср1 2 U ср2 2 U ср1 6,32 6,2 0,0186 Ом, 115 2 6,32 4,2 0,0126 Ом. 115 2 Наличие в схеме на рис. 4.1.1 в сопротивления х5, являющегося общим для обеих ветвей, затрудняет определение токов к.з. в ветвях от источников питания №1 и 2. Одним из путей определения токов в ветвях схемы на рис. 4.1.1 в является преобразование схемы трехлучевой звезды в схему эквивалентного треугольника, как показано на рис. 4.1.1 г. Сопротивления эквивалентного треугольника рассчитываются по формулам x10 x5 x8 x5 x8 0,26 0,0186 0,26 0,0186 0,66 Ом, x9 0,0126 x11 x5 x9 x5 x9 0,26 0,0126 0,26 0,0186 0,45 Ом. x8 0,0186 Сопротивление х12 эквивалентного треугольника, включенное между источниками питания №1; 2 далее не учитываем, так как оно не влияет на величину токов, проистекающих в точку к.з. Тогда для токов в ветвях от источников питания №1; 2 получаем 27 I пИП1К2 U ср2 I пИП 2К2 U ср2 3 x10 3 x11 6,3 5,5 кА, 3 0,66 6,3 8,1 кА. 3 0,45 Суммарный ток к.з. в точке К2 равен IпК2 = 5,5 + 8,1 = 13,6 кА. Ударный ток к.з. в ветвях схемы замещения равен iуИП1К2 2 1,7 5,5 13,2 кА, iуИП2К2 2 1,7 8,1 19,4 кА. где Ку = 1,7 по табл. П4.2.1. Суммарный ударный ток к.з. для точки К2 равен iуК2 = 13,2 + 19,4 = 32,6 кА. Короткое замыкание в точке К3 (за выключателем отходящей линии к распределительному пункту). Схема замещения для расчета токов к.з. в точке К3 на отходящей линии показана на рис. 4.1.1 г. Можно, с небольшой погрешностью, считать равными токи к.з., притекающие в точки К2 и К3 от источников питания №1; 2. Расчет токов к.з. в точке К3 выполним с учетом токов подпитки от CД. Сопротивлением кабелей пренебрегаем. Начальное значение периодической составляющей тока к.з. от эквивалентного электродвигателя 1-ой секции шин I уСД 4,0 где Pн 4 3 1,25 2,5 кА, Uн 6 ΣPн – суммарная номинальная мощность СД 1-ой секции шин, МВт; Uн – номинальной напряжение, кВ. Суммарное начальное значение периодической составляющей тока к.з. 28 I пК3 I пК2 I пСД 13,6 2,5 16,1 кА. Ударный ток к.з. iуК3 iуК2 iуСД iуК2 2K уСД I пСД 32,6 2 1,65 2,5 38,4 кА, где КуСД – ударный коэффициент для Принимаем по табл. П4.2.2. КуСД = 1,65. 29 эквивалентного двигателя. 5. ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ГПП ГПП имеет три узла: РУ высшего напряжения (РУ ВН) напряжением 110 кВ, силовой трансформатор, РУ низшего напряжения (РУ НН) напряжением 6 кВ. 5.1. Выбор электрооборудования РУ ВН Выбор параметров токоведущих элементов и электроаппаратов произведем по условиям продолжительного режима работы электроустановок. Расчетными токами продолжительного режима работы являются: 1) наибольший ток нормального режима работы Iнорм; 2) наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима Iмакс. При установке на ПС двух трансформаторов расчетные токи на стороне ВН определяются по формулам для нормального режима I норм (0,65 0,7) S н.тр 3U н 0,7 16000 59 А, 3 110 ремонтного или послеаварийного I макс 2I норм 2 59 118 А, т.е. расчетным является ток Iмакс. Выбор и проверку электрооборудования произведем в табличной форме согласно указаниям табл. 1.27 [3]. В качестве расчетного вида к.з. для проверки аппаратов и токоведущих элементов на электродинамическую и термическую устойчивость принимаем трехфазное к.з. Точки к.з. на расчетной схеме электросети выбираем из условия обтекания аппаратов и проводников наибольшим током к.з. 30 Типы релейной защиты и уставки реле определяются при проектировании релейной защиты. В системе внутреннего электроснабжения для питания энергоемких предприятий применяются двухступенчатые схемы распределения электроэнергии с промежуточными распределительными пунктами (РП). РП устанавливают для разгрузки источников питания. К РП подключаются цеховые ПС и другие потребители. Защита отдельных ступеней схемы осуществляется автоматическими выключателями и максимальной токовой защитой (МТЗ). Селективность действия защиты обеспечивается подбором выдержек времени, ступень которых для МТЗ составляет Δt = 0,3–0,5 с. Суммарное время действия автоматических выключателей, а также МТЗ питающих линий и секционных выключателей может доходить до нескольких секунд. Принимаем ступень выдержки времени МТЗ равной Δt = 0,4 с. Тогда с учетом времени действия автомата ввода ЦТП, равного 0,3 с, выдержек защит питающих линий и секционных выключателей для времени срабатывания МТЗ трансформаторов ГПП получаем 2,3 с. На трансформаторах ГПП устанавливается МТЗ с независимой характеристикой с двумя ступенями выдержки времени. Первая ступень действует на отключение выключателя Q4 (рис. 3.1) при к.з. на стороне НН ГПП, вторая ступень на включение короткозамыкателя QN1 при повреждениях в трансформаторе. МТЗ первой ступени резервирует отказы защит отходящих линий, второй ступени дифференциальную защиту. Время срабатывания первой ступени МТЗ равно 2,3 с, второй ступени на 0,4 с больше, т.е. составляет 2,7 с. Выбор отделителей QN1, QN2. Выбор производится в соответствии с расчетными данными, приведенными в табл. 5.1.1. Таблица 5.1.1 Условия выбора и проверки отделителей Расчетные данные Параметры отделителя ОЭ – 110/1000 31 Условия выбора Uуст 110 кВ Uн 110 кВ Uуст ≥ Uн Iмакс 118 А Iн 1000 А Iмакс ≤ Iн iуК1 61,7 кА iдин 70 кА iуК1 ≤ iдин ВК1 2015 кА2·с Iтер / tтер 27,5/3 кА/с ВК1 ≤ I2тер tтер В табл. 5.1.1 расчетный параметр ВК1 представляет полный импульс квадратичного тока к.з., который определяется по формуле BК I п2 (t отк Tа ), где (5.1.1) Iп – начальное значение периодической составляющей тока к.з.; tотк – время отключения (время действия тока к.з.), равное t отк t р.з t отк.а . Здесь tр.з – время действия основной релейной защиты данной цели; tотк.а – полное время отключения аппарата (в данном случае отделителя); Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. В данном случае Iп = IпК1 = 26 кА, tр.з = 2,7 с, tотк.отд по табл. П4.3 [4] равно 0,15 с, Та по табл. П4.2.1 равна 0,02 с. Тогда получаем BК1 26,5 2 (2,7 0,15 0,02) 2015 кА 2 с . Полный импульс квадратичного тока, соответствующий номинальным данным отделителя 2 BК I тер t тер 27,52 3 2269 кА 2 с . Согласно расчетным данным выбираем по табл. П4.3 [4] отделитель типа ОЭ–110/1000 с приводом ППО, номинальные параметры которого записываем в табл. 5.1.1. Выбор короткозамыкателей QN1, QN2. Выбор производится по тем же параметрам, что и отделители, но без проверки по току нагрузки. Условия выбора короткозамыкателей приведены в табл. 5.1.2. 32 Согласно расчетным данным выбираем по табл. П4.2 [4] короткозамыкатель типа КЭ–110 с приводом ППК, номинальные параметры которого записываем в табл. 5.1.2. Таблица 5.1.2 Условия выбора и проверки короткозамыкателей Параметры короткозамыкателя КЭ–110 Расчетные данные Условия проверки Uуст 110 кВ Uн 110 кВ Uуст ≤ Uн iуК1 61,7 кА iдин 70 кА iуК1 ≤ iдин ВК1 2015 кА2·с Iтер / tтер 27,5/3 ВК1 ≤ I2тер tтер Для защиты от атмосферных перенапряжений изоляции электрооборудования в РУ ВН устанавливаются вентильные разрядники типа РВС–110МУ1. 5.2. Трансформаторы ГПП На открытой части ГПП установлены силовые трансформаторы типа ТДН–16000/110–У1 – трехфазный (Т) двухобмоточный, с системой охлаждения Д – с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, с регулированием напряжения под нагрузкой (Н), мощностью 16000 кВ·А, классом напряжения 110 кВ, климатическим исполнением У - умеренный, категорией исполнения 1 – на открытом воздухе. Паспортные параметры трансформаторов: напряжение обмотки ВН UВН = 110 кВ, напряжение обмотки НН UНН = 6,6 кВ, потери мощности в режиме холостого хода Pх = 18 кВт, потери мощности в режиме короткого замыкания Pк = 85 кВт, напряжение короткого замыкания uк = 10,5 %, ток холостого хода Iх = 0,7 %. 33 Схема и группа соединителей обмоток /Δ – 11. Соединение обмоток в звезду с выведенной нулевой точкой применяется, когда нейтраль обмоток должна быть заземлена. Эффективное заземление нейтрали обмоток ВН обязательно в трансформаторах U ≥ 330 кВ. Системы напряжением 110 и 220 кВ также работают с эффективно заземленной нейтралью, однако для уменьшения токов однофазного к.з. нейтрали некоторых трансформаторов могут быть разземлены. Так как изоляция нулевых выводов трансформаторов обычно не рассчитывается на полное напряжение, то в режиме разземления нейтрали необходимо снизить возможные перенапряжения путем присоединения вентильных разрядников к нулевой точке трансформатора, как показано на рис. 5.2.1 Рис. 5.2.1. Схема заземления нейтрали трансформатора т.е. установка разрядников РВМ–35 + РВМ–20 защищает трансформатор от перенапряжений при работе с разземленной нейтралью. Для заземления и разземления нейтрали в цепи нейтрали трансформатора устанавливают однополюсный заземляющий разъединитель. Принимаем для установки разъединитель типа ЗОН–110М–IУ1, управляемый приводом ПРН–11У1. Ввода ВН силовых трансформаторов используют также и для установки встроенных трансформаторов тока. Они предназначены для подключения максимальной токовой 34 и дифференциальной защиты трансформаторов. В каждом вводе устанавливают по два трансформатора тока, соединенных последовательно, а в трех фазах схемой является треугольник. Выбор трансформаторов тока производится в том числе и по току нагрузки I Н1 1,4S н.тр 3 U Н1 1,4 16000 118 А. 3 110 Выбираем трансформатор тока типа ТВТ110–I–200/5 класса точности 10. 5.3. Выбор электрооборудования РУ НН Электрооборудование РУ НН может размещаться в закрытом помещении или шкафах наружной установки типа КРУН. Современные конструкции РУ НН предусматривают максимальную индустриализацию монтажа, т.е. изготовление крупноблочных элементов, доставляемых на место в собранном и налаженном виде. Одним из таких направлений является применение комплектных распределительных устройств (КРУ). КРУ предназначены для приема и распределения электроэнергии на напряжении 6 10 кВ. Изготавливаются для внутренней (КРУ) и наружной (КРУН) установки. В шкафах КРУ устанавливается электрооборудование U 6 10 кВ, устройство релейной защиты, автоматики и сигнализации, приборы измерения и учета. Подразделяются измерительные на шкафы трансформаторы с тока оборудованием и напряжения, (включатели, разрядники) установленным неподвижно (без выдвижных элементов) и на шкафы с оборудованием, установленным на выдвижных элементах (тележках). Первые относятся к КРУ стационарного исполнения, вторые выдвижного. Подключение к шинам в последнем случае производится с помощью штепсельных разъемов. Разработаны различные серии шкафов типа КРУ. При проектировании РУ НН используем шкафы внутренней установки типа К–104, технические данные которых принимаем по табл. 9.5 [3]: Uн = 6; 10 кВ, Iн = 35 630; 1000; 1600 А, номинальный ток отключения Iн.отк = 31,5 А, ток электродинамической устойчивости iдин = 81 кА. Комплектуются вакуумными выключателями типа ВВЭ–10 с электромагнитным приводом. Расчетными токами продолжительного режима работы ГПП на стороне НН являются токи: нормального режима работы I норм 0,7 16000 981 А 3 6,6 ремонтного или послеаварийного I макс 2 981 1962 А. Произведем выбор выключателей шкафов ввода (Q4), секционного (QB) и отходящей линии (Q4). Выбор выключателя шкафа ввода. Расчетные данные для выбора выключателя шкафа ввода приведены в табл. 5.3.1. Электродинамическая устойчивость выключателей характеризуется номинальным током электродинамической устойчивости, который фигурирует в виде мгновенного и действующего значения. Эти токи задаются заводом-изготовителем и они сравниваются с расчетными токами, согласно условиям iдин ≥ iу , (1) Iдин ≥ Iп , (2) Выключатели конструируют с таким расчетом, чтобы отношение iдин I дин было равно 2,55, что возможно если ударный коэффициент равен 1,8. В действительности отношение iу I п может быть больше или меньше 2,55. В первом случае достаточна проверка по первому условию, во втором случае – по второму. Аналогичным образом производится включающей способности. 36 выбор выключателей по Таблица 5.3.1 Условия выбора и проверки выключателя Параметры выключателя ВВЭ–10–31.5/2500 УЗ Расчетные данные Условия выбора Uуст 6 кВ Uн 11 кВ Uуст ≤ Uн Iмакс 1962 А Iн 2500 А Iмакс ≤ Iн IпК2 13,6 кА Iн.отк 31,5 кА IпК2 ≤ Iн.отк IпК2 13,6 кА Iдин 31,5 кА IпК2 ≤ Iдин IпК2 13,6 кА Iн.вкл 31,5 кА IпК2 ≤ Iн.вкл ВК2 445 кА2·с Iтер / tтер 31,5/3 ВК2 ≤ I2тер tтер Начальное значение периодической составляющей тока к.з. в точке К2 равно IпК2 = 13,6 кА, время действия первой ступени МТЗ tр.з = 2,3 с, полное время отключения выключателя по табл. 5.1 [3] tотк.в = 0,075 с, постоянная времени затухания апериодической составляющей по табл. П4.2.1 Та = 0,03 с. Тогда по формуле (5.1.1) получаем ВК2 13,6 2 (2,3 0,075 0,03) 445 кА2·с. Полный импульс квадратичного тока, соответствующий номинальным данным выключателя ВК 31,5 2 3 2977 кА2·с. Согласно расчетным данным цепи для шкафа ввода по табл. 5.1 [3] выбираем вакуумный выключатель типа ВВЭ–10–31.5/2500УЗ с электромагнитным приводом, номинальные данные которого записываем в табл. 5.3.1. Выбор выключателя секционного шкафа. Рвсчетным током продолжительного режима работы цепи, в которую включен секционный выключатель является ток I QВ (0,6 0,7) I макс 0,65 1962 1275 А. Расчетные данные для выбора секционного шкафа приведены в табл. 5.3.2. 37 Таблица 5.3.2 Условия выбора и проверки выключателя Расчетные данные Параметры выключателя ВВЭ–10–20/1600 УЗ Условия выбора Uуст 6 кВ Uн 10 кВ Uуст ≤ Uн Iмакс 1275 А Iн 1600 А Iмакс ≤ Iн IпК2 13,6 кА Iн.отк 20 кА IпК2 ≤ Iн.отк IпК2 13,6 кА Iдин 20 кА IпК2 ≤ Iдин IпК2 13,6 кА Iн.вкл 20 кА IпК2 ≤ Iн.вкл ВК2 370 кА2·с Iтер / tтер 20/3 ВК ≤ I2тер tтер Значения полного импульса квадратичного тока: соответствующего расчетным данным ВК2 13,6 2 (1,9 0,05 0,03) 366 кА2·с. и номинальным данным выключателя Вк = 1200 кА2·с. Согласно расчетным данным выбираем вакуумный выключатель типа ВВЭ–10–20/1600У3 с электромагнитным приводом, номинальные данные которого записываем в табл. 5.3.2. Выбор выключателя отходящей линии к распределительному пункту №1 группы электроприемников №1. Расчетные нагрузки группы электроприемников № 1 составляют Pр1 24000 кВт, Qр1 = 14900 квар, S р1 24000 2 14900 2 28249 кВ·А. Электроснабжение группы электроприемников № 1 осуществим от ЦТП, на которых устанавливаем трансформаторы мощностью Sн.тр = 16000 кВ·А. Число трансформаторов равно 38 S р1 N S н.тр . С учетом коэффициента загрузки трансформаторов формулу можно переписать следующим образом N При проектировании уменьшению числа S р1 S н.тр 2 Pр12 Qр1 S н.тр . электроснабжения трансформаторов, что следует возможно стремиться при к условии компенсации реактивной мощности на стороне НН ЦТП. Тогда можно написать N S р1 S н.тр 24000 22 , 1600 0,7 т.е. для электроснабжения группы электроприемников № 1 устанавливаем 11×2ЦТП–1600/10 У3. С целью экономии числа отходящих линий от ГПП для электроснабжения указанных ЦТП предусматриваем устройство трех РП. Тогда расчетная нагрузка на один РП составит 28429 / 3 = 9416 кВ·А. Расчетные токи продолжительного режима работы линий к РП в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах составляют I норм Sр 2 3U н 9416 412 А, 2 3 6.6 I макс 2 412 824 А, т.е. исходным является ток Iмакс. Расчетные параметры цепи для выбора выключателя отходящей линии приведены в табл. 5.3.3. Таблица 5.3.3 Условия выбора и проверки выключателя 39 Расчетные данные Параметры выключателя ВВЭ–10–20/1000 У3 Условия выбора Uуст 6 кВ Uн 10 кВ Uуст ≤ Uн Iмакс 824 А Iн 1000 А Iмакс ≤ Iн IпК3 16,1 кА Iн.отк 20 кА IпК3 ≤ Iн.отк IпК3 16,1 кА Iдин 20 кА IпК3 ≤ Iдин IпК3 16,1 кА Iн.вкл 20 кА IпК3 ≤ Iн.вкл ВК3 410 кА2·с Iтер / tтер 20/3 ВК3 ≤ I2тер tтер Полные импульсы квадратичного тока соответствующие: расчетным данным ВК3 16,1(1,5 0,05 0,03) 410 кА2·с. и номинальным параметрам выключателя Вк = 1200 кА2·с. Согласно расчетным данным по табл. 5.1 [3] выбираем вакуумный выключатель типа ВВЭ–10–20/1000У3 технические параметры которого записываем в табл. 5.3.3. Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных перенапряжений на стороне НН трансформаторов ГПП установлены вентильные разрядники типа РВО–6У1 (буква О – облегченный). 5.4. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения Контроль за режимом работы электрооборудования на ГПП осуществляется контрольно-измерительными приборами. Рекомендуемый перечень измерительных приборов, устанавливаемых в цепях понизительного двухобмоточного трансформатора (№ п/п 18), сборных шин напряжением 6; 10 кв (№ п/п 21), сборных шинах напряжением 110 кВ (№ п/п 22), секционного выключателя (№ п/п 24), трансформаторов собственных нужд (№ п/п 26). 40 Выбор трансформаторов тока ввода. Трансформаторы тока включаем по схеме неполной звезды, как показано на рис. 5.4.1. Рис. 5.4.1. Схема присоединения приборов и реле к трансформатору тока Согласно указания [1; на 4] стороне НН понизительного трансформатора устанавливаем: 1) амперметр типа Э335, класса точности 1,5, потребляемая мощность 0,45 В·А; 2) счетчик активной энергии электронный типа ЦЭ 6823. Для измерения и многотарифного учета активной электроэнергии в трехфазных электросетях. Класс мощности 2,0. Полная мощность, потребляемая параллельной и последовательной цепями счетчика соответственно равны 2,0 и 0,5 В·А; 3) счетчик реактивной энергии электронный типа ЦЭ 6811. Для измерения и учета потоков реактивной энергии по одному или двум направлениям. Класс точности 1,0. Полная мощность, потребляемая параллельной и последовательной цепями счетчика соответственно равны 1,0 и 0,3 В·А. Трансформаторы тока выбираем с двумя сердечниками для независимости работы цепей приборов и релейной защиты. Расчетные 41 счетчики активной энергии подключаем к обмоткам сердечников класса точности 0,5, а токовые реле к обмоткам сердечников класса 10. Расчетные параметры цепи для выбора трансформаторов тока ввода приведены в табл. 5.4.1. Таблица 5.4.1 Условия выбора трансформаторов тока Параметры трансформатора тока ТШЛК–10–2000/5–0,5/10 Р Расчетные данные Uуст 6 кВ Uн 10 кВ Iмакс 1962 А Iн1 2000 А iуК2 32,6 кА iдин – ВК2 445 кА2·с (КтI1н)2 tтер Для полного импульса квадратичного 14700 кА2·с тока, соответствующего номинальным данным трансформатора тока получаем ВК ( К т I1н ) 2 t тер (35 2000 ) 2 3 14700 кА2·с. Согласно расчетным данным выбираем по табл. 5.9. [3] трансформатор тока типа ТШЛК–10–2000/5–0,5/10Р, технические данные которого записываем в табл. 5.4.1. Номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности составляет Z2н = 0,8 Ом. Проверку трансформаторов тока по вторичной нагрузке произведем с использованием схемы на рис. 5.4.1 и справочных данных приборов. Нагрузку определим для наиболее загруженной фазы. Мощность, потребляемая последовательными катушками приборов приведены в табл. 5.4.2. Таблица 5.4.2 Номинальные мощности приборов Наименование приборов Тип 42 Нагрузка, В·А фаза А фаза С Амперметр показывающий Э335 0,45 – Счетчик активной энергии электронный ЦЭ 6823 0,5 0,5 Счетчик реактивной энергии электронный ЦЭ 6811 0,3 0,3 1,25 0,8 Итого Из таблицы видно, что наиболее загружена фаза А. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому допускаем Z э r2 . Вторичная нагрузка состоит из сопротивлений приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов, т.е. r2 = rприб + rправ + rк , где сопротивление приборов равно rприб S приб I Н2 1,25 0,05 Ом. 25 В формуле Sприб – мощность, потребляемая приборами, I2Н – номинальный вторичный ток приборов. Сопротивление контактов принимаем равным 0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,1 Ом при большем числе. Чтобы трансформатор работал в выбранном классе точности, требуется соблюдение условия rприб rпров rк Z 2Н , откуда допустимое сопротивление проводов rпров 0,8 0,08 0,1 0,65 Ом. В РУ НН измерительные приборы и реле устанавливаются на стенках шкафов в коридоре управления. Длина соединительных проводов от трансформаторов тока до приборов составляет в один конец примерно 4 м. При соединении трансформаторов тока в неполную звезду сечение соединительных проводов должно быть не менее 43 S 3 l1 34 0,33 мм2. rпров 32 0,65 Выбираем по табл. 2.4 [4] контрольный кабель марки АКВВГ с жилами сечением 4 мм2. Выбор трансформаторов тока в цепи секционного выключателя. В шкафу секционного выключателя для контроля тока установлен амперметр типа Э335. Расчетные параметры цепи, в которую включены трансформаторы тока секционного шкафа приведены в табл. 5.4.3. Таблица 5.4.3 Условия выбора трансформаторов тока Параметры трансформатора тока ТЛК–10–1500/5–0,5/10р Расчетные данные Uуст 6 кВ Uн 10 кВ Iмакс 1275 А Iн1 1500 А iуК2 32,6 кА iдин 81 кА ВК2 445 кА2·с (КтI1н)2 tтер 6698 кА2·с Для полного импульса квадратичного тока, соответствующего номинальным данным трансформатора тока получаем ВК (31,5 1500 ) 2 3 6698 кА2·с. Согласно расчетным данным выбираем по табл. 5.9 [3] трансформатор тока типа ТЛК–10–1500/5–0,5/10Р, технические данные которого записываем в табл. 5.4.3. Выбор трансформаторов тока в цепи отходящей линии к РП № 1. В цепи отходящей линии установлены амперметр и счетчики активной и реактивной энергии. Расчетные параметры цепи, в которую включены трансформаторы отходящей линии приведены в табл. 5.4.4. Таблица 5.4.4 Условия выбора трансформаторов тока 44 Параметры трансформатора тока ТЛК–10–1000/5–0,5/10 Р Расчетные данные Uуст 6 кВ Uн 10 кВ Iмакс 824 А Iн1 1000 А iуК3 38,4 кА iдин 81 кА ВК3 410 кА2·с (КтI1н)2 tтер 2977 кА2·с Для полного импульса квадратичного тока, соответствующего номинальным данным трансформатора тока получаем ВК (31,5 1000 ) 2 3 2977 кА2·с. Согласно расчетным данным выбираем по табл. 5.9 [3] трансформатор тока типа ТЛК–10–1000/5–0,5/10Р, технические данные которого записываем в табл. 5.4.4. Измерение напряжения производится на секциях шин, которые могут работать раздельно. Допускается установка одного вольтметра с переключением на несколько точек измерения. Нагрузкой трансформаторов напряжения являются вольтметры, а также параллельные цепи счетчиков активной (СА) и счетчиков реактивной (СР) энергии. Мощности, потребляемые параллельными цепями счетчиков СА и СР соответственно равны 2,0 и 1,0 В·А. Счетчиков типа СА, СР устанавливают в шкафах ввода в РУ НН, а счетчики СА в шкафах трансформаторов собственных нужд (ТСН). Шкафы отходящих линий к РП, синхронным двигателям оборудуются счетчиками СА, СР, а к батареям статических конденсаторов только счетчиками СР. Предусматриваем в каждом ряду РУ НН по одному резервному шкафу. Исходные данные для выбора трансформаторов напряжения приведены в табл. 5.4.5. Таблица 5.4.5 Определение номинальной мощности трансформаторов напряжения Приборы Тип 45 Потребляемая Число приборо Суммарн ая мощност ь, В·А в полная мощност ь, В·А 0,5 1 0,5 2,0 1 2,0 1,0 1 1,0 ЦЭ 6823 2,0 1 2,0 ЦЭ 6823 2,0 9 18 ЦЭ 6811 1,0 10 10 Вольтметр (сборные шины) Счетчик активной энергии электронный Счетчик реактивной энергии электронный Счетчик активной энергии электронный Счетчик активной энергии электронный Счетчик реактивной энергии электронный Э365 ЦЭ 6823 Ввод в РУ НН 6 кВ ГПП ЦЭ 6811 ТСН Отходящие линии к РП № 1-5, СД № 1-3, БСК Итого 33,5 Учитывая полученное значение мощности выбираем по табл. 5.13 [3] трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.06–6У3 для установки в КРУ. В типе трансформатора: буквы З – заземляемый, с одним заземленным вводом обмотки ВН, Н – трансформатор напряжения, О – однофазный, Л – с литой изоляцией. Цифры после точки – шифр разработки; число после дефиса – класс напряжения обмотки ВН; буква после числа У – для работы в районах с умеренным климатом; последняя цифра 3 – для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией. Трансформаторы напряжения имеют первичную обмотку и две вторичные – основную и дополнительную. Напряжение первичной обмотки 6000 3 В, основной вторичной 100 3 В, дополнительной 100/3 или 100 В. Для питания измерительных приборов и реле защит устанавливают группу из трех однофазных трансформаторов напряжения, основные вторичные обмотки которых соединяют в звезду, а дополнительные – в разомкнутый треугольник. Номинальная мощность трансформатора мощности 0,5 равна 50 В·А. 46 напряжения в классе Получаем в результате S 2 33,5 Sн 3 50 150 В·А, что обеспечивает работу трансформатора напряжения в заданном классе точности. Однолинейная схема электрических соединений ГПП показана на рисунке П5.4.1. 47 6. ВЫБОР СЕЧЕНИЙ КАБЕЛЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 6КВ Выбор сечений кабелей производится: 1. По техническим условиям, согласно которым выбирается минимально допустимое сечение Sт. 2. По экономической плотности тока, когда выбирается экономически целесообразное сечение Sэ. Исходя из технических условий сечение проводников выбирается: а) по нагреванию проводников длительно допустимым током нагрузки исходя из условия К П I н.д I р , где (6.1) Кп – поправочный коэффициент, учитывающий изменения условий прокладки проводов и кабелей и равный произведению отдельных поправочных коэффициентов К П К1 К 2 К 3 К 9 К10 . Поправочные коэффициенты учитывают: К2 – число проложенных в траншее рабочих кабелей; К9 – увеличение допустимой нагрузки на кабели до 10 кВ при аварийном режиме; Iн.д – длительно допустимая токовая нагрузка на провод или кабель при нормальных условиях прокладки; Iр – расчетный ток линии к РП № 1, равный току нормального режима Iнорм = 412 А, либо ремонтного или послеаварийного Iмакс = 824 А. Разъяснения относительно назначения остальных поправочных коэффициентов приведены в [1]. Согласно расчетным токам к РП № 1 прокладываем три кабеля. При расстоянии в свету между кабелями 100 мм коэффициент К2 по табл. 1.3.26 [1] равен 0,85.Значение коэффициента К9 находим по табл. 1.3.2 [1]. Принимаем время ликвидации аварии равным 6 ч, а коэффициент 48 предварительной нагрузки 0,6. Тогда для коэффициента допустимой перегрузки по табл. 1.3.2 [1] получаем К9 = 1,25. Выражение (6.1) в этом случае принимает вид 0,85 1,25 I н.д 824 откуда I н.д Выбираем кабель 824 776 А 0,85 1,25 марки ААШВ для прокладки в земле, с алюминиевыми жилами, бумажной пропитанной изоляцией в алюминиевой оболочке, в шланге из поливинилхлоридного пластика, напряжением 6 кВ, трехжильный. Марка и сечение кабеля 3 ААШВ–6000–3×120, Iн.д = 3·260 = 780 > 776 – условие выполняется; б) по потери напряжения в нормальном и аварийном режиме. Потеря напряжения в сети напряжением 6 кВ составляет 6 8 % в нормальном режиме и 10 12 % в аварийном. Потеря напряжения в кабельной линии с нагрузкой на конце рассчитывается по формуле U 3 I р ( R cos X sin ) , где Iр – рассчетный ток линии. R – активное сопротивление кабельной линии R = rol, Ом. Здесь rо – активное сопротивление 1 км проводника. Для кабеля сечением ААШВ–120 мм2 rо = 0,22 Ом/км; X – индуктивное сопротивление кабеля, X = xol, Ом. Здесь xо – индуктивное сопротивление, Ом/км. Для трехжильных кабелей напряжением 6-10 кВ принимается xо = 0,08 Ом/км; l – расстояние от ГПП до центра электрических нагрузок группы электроприемников № 1, км; 49 cos – коэффициент мощности нагрузки группы электроприемников № 1. Определяется по результатам расчета в разделе 1.1 Pр1 24000 кВт ; Qр1 14900 квар ; cos 0,85 ; tg Qp1 Pp1 14900 0,62 ; 24000 sin 0,53 . Тогда для потери напряжения в линии в нормальном режиме получаем 0,08 0,27 U 3 412 0,12 0,85 0,53 7,7 В 3 3 или в процентах U и в аварийном режиме 7,7 100 0,13 % 6000 U 15,4 В , U 0,26 % , что в пределах установленных значений; в) по механической прочности. По механической прочности выбор сечения кабелей не производится, так как минимальное стандартное сечение кабеля марки ААШВ удовлетворяет этому условию; г) по условию коронирования. По условию образования короны проверка кабелей не производится; д) по термической устойчивости током к.з. Минимальное сечение по термической стойкости рассчитывается по формуле S мин где ВК3 410 10 6 207 мм2, С 98 ВК3 – полный импульс квадратичного тока к.з. при к.з. в точке К3, ВК3 = 410 кА2·с; С – коэффициент, значение которого принимаем по табл. 3.14 [4]. Для кабелей с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами С = 98. По полученному расчетному значению выбираем ближайшее большее стандартное сечение, т.е. 240 мм2. 50 Окончательно, исходя из технических условий выбираем кабель сечением 3 ААШВ–6000–3×120. 2. Выбор экономически целесообразного сечения произведем на основании рекомендованных экономических [1] плотностей тока. Экономически целесообразное сечение определим по формуле Sэ где Iр Jэ 412 294 мм2, 1,4 Iр – расчетный ток линии. Принимаем для нормального режима работы без учета его увеличения в ремонтном или послеаварийном режиме, т.е. I p I норм 412 А; Jэ – экономическая плотность тока. Принимаем по табл. 1.3.36 [1]. Для кабелей с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами при годовом числе часов использования максимума нагрузки Тм до 5000 ч составляет J э 1,4 А/мм 2 . Годовое число часов использования максимума нагрузки Тм для различных отраслей промышленности приведено в табл. П6.1. По полученному расчетному сечению выбираем ближайшее большее стандартное, т.е. ААШВ–6000–3×150, Iн.д = 300 А. Окончательно, исходя из технических условий и экономической целесообразности выбираем кабель сечением 3 ААШВ–6000–3×120, Iн.д = 780 А. 51 7. ГРОЗОЗАЩИТА И ЗАЗЕМЛЕНИЕ Инструкцией по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений объекты молниезащиты подразделяются на три категории. Здания и сооружения, относящиеся по квалификации [1] к классам В–I и В–II должны иметь защиту по I категории устройства типа А. Зона типа А представляет часть пространства, внутри которого здание или сооружение защищено от прямых ударов молнии со степенью надежности не менее 99,5 %. Защита от прямых ударов молнии зданий и сооружений, которые по устройству молниезащиты относятся к I-ой категории выполняются отдельно стоящими стержневыми или тросовыми молниеотводами, а также изолированными молниеотводами, устанавливаемыми на защищаемом объекте. В качестве защитных аппаратов используют разрядники и искровые промежутки. Защиту зданий закрытых РУ (ЗРУ), имеющих металлические покрытия кровли или железобетонные несущие конструкции кровли выполняют заземлением этих покрытий. В случае отсутствия конструкций, которые могут быть заземлены устанавливают стержневые молниеотводы или применяют молниеприемную сетку на крыше здания. На ГПП защите от прямых ударов молнии подлежат: 1. Открытое распределительное устройство напряжением 110 кВ. 2. Силовые трансформаторы и трансформаторы собственных нужд. 3. Шкафы комплектного распределительного устройства напряжением 6 кВ в закрытом РУ. Защита от прямых ударов молнии перечисленных узлов осуществляется молниеотводами, установленными на линейном портале 110 кВ и трансформаторном портале силовых трансформаторов. В непосредственной близости от выводов напряжением 110 и 6 кВ устанавливаются вентильные разрядники типов РВС–110МУ1 и РВО–6У1. 52 Защита участка проводов между линейным порталом и концевой опорой ЛЭП 110 кВ осуществляется тросом, который заводится на линейный портал. Для выполнения защитных функций разрядники, искровые промежутки, стержневые и тросовые молниеотводы должны присоединяться к заземлителям. Такое заземление называется грозозащитным. Обычно для выполнения всех трех типов заземления используется одно заземляющее устройство. Главные понизительные подстанции напряжением 110/6-10 кВ относятся к электроустановкам с большими токами замыкания на землю, для которых сопротивление заземляющих устройств не должно превышать 0,5 Ом. В качестве электродов заземления применяются стальные трубы длиной 3 м и внешним диаметром 60 мм. Трубы соединяются между собой полосовой сталью шириной 40 мм и толщиной 4 мм. Трубы забиваются, а полосы закладываются на глубину 800 мм от поверхности земли. Все соединения заземленного устройства выполняются сваркой внахлестку. После монтажа заземляющего устройства сопротивление растеканию тока должно быть измерено, и, если оно будет превышать 0,5 Ом, необходимо дополнительно забить несколько труб. 53 Приложения: П1.1. Исходные данные для проектирования Главной понизительной подстанции (ГПП) Параметры источников питания, системы внешнего и внутреннего электроснабжения, потребителей электроэнергии Таблица П 1.1.1 № п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 Технические характеристики исходных данных для проектирования ГПП Номера вариантов 1 Район проектирования ГПП г. Волгоград Тип подстанции проходная Форма суточного графика нагрузки ГПП IV Категория электроприемников I-II Номинальное напряжение 110/6 кВ Экономически оптимальный коэффициент реактивной мощности tgφэ=0,36 (cosφэ =0,94) Отрасль промышленности – металлургическая Проектируемая ГПП предназначена для электроснабжения: потребителей электроэнергии напряжением до 1000В: – группы электроприемников №1. установленная мощность Pн1=40МВт, коэффициент спроса Кс=0,6 и коэффициент мощности cos =0,85 – группы электроприемников №2. Рн2=60 МВт, Кс=0,3, cos =0,74 потребителей электроэнергии напряжением выше 1000В: – дымососов с электроприводом синхронными двигателями серии СДН. Количество электродвигателей три, мощность р2н=1250 кВт, частота вращения nн=750 об/мин, коэффициент полезного действия η=95%, коэффициент загрузки по активной мощности кз=0,7, относительное напряжение на зажимах электродвигателей U*=1.0 Uн; – вентиляторов принудительного дутья с электроприводом синхронными двигателями серии СДН. Количество три р2н=1000 кВт, nн=750 об/мин, η=95%, кз=1,0. 9 Расстояние до ГПП от источников питания №1 и 2 соответственно равно 𝑙1= 7,4км, 𝑙2= 4,5 км, а от ГПП до центра электрических нагрузок группы электроприемников №1 𝑙 – 0,12 км. 10 Значения токов трехфазного к.з. на шинах напряжением 35 и 110 кВ источников питания №1 и 2 соответственно равны 21 и 28 кА Руководитель курсового проекта ____________________ 54 Дата______________ Продолжение таблицы П 1.1.2 № п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 Технические характеристики исходных данных для проектирования ГПП Номера вариантов 2 3 г. Курск г.Липецк тупиковая проходная I II I-II I-II 110/10 кВ 110/6 кВ 0,33/0,95 0,29/0,96 химическая машиностр. Потребители электроэнергии напряжением до 1000 В группы электроприемников №1 Рн1 , МВт 38 29 Кс 0,65 0,5 0,6 0,5 cos Рн2 , МВт Кс cos 9 10 группы электроприемников №2 33 0,6 0,55 30 0,45 0,6 Потребители электроэнергии напряжением выше 1000 В количество СДН 2 3 р2н, кВт 1250 630 nн, об/мин 1000 600 η, % 95 94 кз 0,7 0,8 * U 0,95Uн 1,0Uн Расстояние до ГПП 4,7; 3,5 от источников питания №1 и 2; 𝑙1 , 𝑙2 , км; 8 от источника питания №1,𝑙1 ,км; от центра электрических нагрузок группы 0,3 2,1 лектроприемников №1, 𝑙, км; Значения токов трехфазного к.з. на шинах напряжением 35 и 110 кВ источников питания №1и №2, Iк(3), кА источника питания №1, Iк(3), кА 55 17 21,18 - Продолжение таблицы П 1.1.2 № п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Технические характеристики исходных данных для проектирования ГПП Номера вариантов 4 5 6 7 8 9 г.Астрахан г.Воронеж г.Липецк г.Краснодар г.Тула г.Орел ь тупиковая проходная тупиковая проходная тупиковая проходная III IV I II III IV I-II I-II I-II I-II I-II I-II 110/10 кВ 110/6 кВ 110/10 кВ 110/6 кВ 110/10 кВ 110/6 кВ 0,33/0,95 0,29/0,96 0,39/0,93 0,36/0,94 0,33/0,95 0,29/0,96 горноруд. металлург. химич. машиностр. горноруд. металлург. Потребители электроэнергии напряжением до 1000 В группы электроприемников №1 35 38 29 26 38 37 0,6 0,5 0,7 0,5 0,6 0,7 0,65 0,6 0,6 0,55 0,5 0,65 группы электроприемников №2 28 32 30 28 33 35 0,65 0,45 0,65 0,55 0,6 0,7 0,5 0,5 0,6 0,6 0,55 0,5 Потребители электроэнергии напряжением выше 1000 В 3 4 2 4 3 5 1250 1000 1250 800 1250 630 750 750 1000 750 1000 500 94 96 94 95 95 94 0,9 0,7 0,8 0,9 0,7 0,8 1,05 Uн 0,95 Uн 1,0 Uн 1,05 Uн 0,95 Uн 1,0 Uн Расстояние до ГПП 7; 4,3 5,5; 6,1 8; 6,4 6,5 4,2 3,7 0,15 0,21 0,23 0,17 0,28 0,14 Значения токов трехфазного к.з. на шинах напряжением 35 и 110 кВ 16 17; 14 21 14; 16 17 14; 18 56 Продолжение таблицы П 1.1.2 № п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Технические характеристики исходных данных для проектирования ГПП Номера вариантов 10 11 12 13 14 15 г.Белгород г.Владимир г.Вологда г.Воронеж г. Казань г. Калуга тупиковая проходная тупиковая проходная тупиковая проходная I II III IV I II I-II I-II I-II I-II I-II I-II 110/10 кВ 110/6 кВ 110/10 кВ 110/6 кВ 110/10 кВ 35/6 кВ 0,39/0,93 0,36/0,94 0,33/0,95 0,29/0,96 0,39/0,93 0,36/0,94 химич. машиностр. горноруд. металлург. химич. машиностр. Потребители электроэнергии напряжением до 1000 В группы электроприемников №1 36 28 39 41 42 31 0,7 0,5 0,6 0,7 0,75 0,6 0,75 0,55 0,75 0,65 0,65 0,6 группы электроприемников №2 28 32 32 38 39 26 0,65 0,55 0,5 0,65 0,7 0,5 0,7 0,5 0,6 0,6 0,6 0,55 Потребители электроэнергии напряжением выше 1000 В 3 4 4 5 4 3 1250 800 1600 1000 1600 800 1000 600 1000 1000 1000 600 94 95 95 95 95 95 0,7 0,8 0,9 0,7 0,8 0,9 1,05 Uн 0,95 Uн 1,0 Uн 1,05 Uн 0,95 Uн 1,0 Uн Расстояние до ГПП 4,3; 5,0 6,7; 4,1 4,4; 3,2 3,7 2,8 4,4 0,21 0,3 0,18 0,36 0,17 0,3 Значения токов трехфазного к.з. на шинах напряжением 35 и 110 кВ 17 11,5; 13 16 16,5; 15 19 18; 21 57 Продолжение таблицы П 1.1.2 № п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Технические характеристики исходных данных для проектирования ГПП Номера вариантов 16 17 18 19 20 21 г.Краснодар г.Липецк г.Тамбов г.Нальчик г.Орел г.Оренбург тупиковая проходная тупиковая проходная тупиковая проходная III IV I II III IV I-II I-II I-II I-II I-II I-II 110/10 кВ 110/6 кВ 110/10 кВ 110/6 кВ 35/6 кВ 110/6 кВ 0,38/0,95 0,29/0,96 0,39/0,93 0,36/0,94 0,33/0,95 0,29/0,96 горноруд. металлург. химич. машиностр. горноруд. металлург. Потребители электроэнергии напряжением до 1000 В группы электроприемников №1 37 41 32 38 40 43 0,55 0,5 0,7 0,4 0,6 0,55 0,6 0,6 0,75 0,55 0,65 0,65 группы электроприемников №2 35 39 36 37 41 42 0,5 0,55 0,65 0,45 0,65 0,5 0,6 0,65 0,7 0,5 0,6 0,6 Потребители электроэнергии напряжением выше 1000 В 3 4 5 4 5 4 800 1250 630 1250 630 800 600 1000 600 1000 600 750 95 94 94 95 94 95 0,7 0,8 0,9 0,7 0,8 0,9 1,05 Uн 0,95 Uн 1,0 Uн 1,05 Uн 0,95 Uн 1,0 Uн Расстояние до ГПП 3,3; 4,2 6,7; 3,6 6,0; 4,3 5,4 6,0 4,4 0,18 0,21 0,28 0,25 0,17 0,21 Значения токов трехфазного к.з. на шинах напряжением 35 и 110 кВ 18 14; 16 21 21; 20 14 19; 21 58 Продолжение таблицы П 1.1.2 № п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Технические характеристики исходных данных для проектирования ГПП Номера вариантов 22 23 24 25 26 27 г.Пенза г.Пермь г.Тюмень г.Челябинск г.Томск г. Самара тупиковая проходная тупиковая проходная тупиковая проходная I II III IV I II I-II I-II I-II I-II I-II I-II 110/10 кВ 110/6 кВ 110/10 кВ 110/6 кВ 110/10 кВ 110/6 кВ 0,39/0,93 0,36/0,94 0,33/0,95 0,29/0,96 0,39/0,93 0,36/0,94 химич. машиностр. горноруд. металлург. химич. машиностр. Потребители электроэнергии напряжением до 1000 В группы электроприемников №1 34 28 39 41 32 30 0,7 0,4 0,6 0,5 0,7 0,45 0,75 0,6 0,7 0,6 0,75 0,6 группы электроприемников №2 35 31 36 40 33 32 0,65 0,35 0,5 0,55 0,65 0,4 0,7 0,5 0,6 0,6 0,7 0,5 Потребители электроэнергии напряжением выше 1000 В 4 3 4 5 4 4 1250 800 1250 1000 1250 800 1000 750 750 1000 750 600 95 95 94 95 94 94 0,7 0,8 0,9 0,7 0,8 0,9 1,05 Uн 0,95 Uн 1,0 Uн 1,05 Uн 0,95 Uн 1,0 Uн Расстояние до ГПП 4,7; 3,8 5,4; 4,8 4,8; 5,3 6,5 4,7 6,0 0,18 0,23 0,15 0,3 0,35 0,28 Значения токов трехфазного к.з. на шинах напряжением 35 и 110 кВ 18 17; 19 16 18; 16 14 23; 24 59 Продолжение таблицы П 1.1.2 № п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Технические характеристики исходных данных для проектирования ГПП Номера вариантов 28 29 30 31 32 33 г.Рязань г.Смоленск г.Чебоксар г.Тамбов г.Череповец г.Невинном тупиковая проходная тупиковая проходная тупиковая проходная III IV I II III IV I-II I-II I-II I-II I-II I-II 110/10 кВ 110/6 кВ 110/10 кВ 110/6 кВ 110/10 кВ 110/6 кВ 0,33/0,95 0,29/0,96 0,39/0,93 0,36/0,94 0,33/0,95 0,29/0,96 химич. машиностр. металлург. горноруд. химич. машиностр. Потребители электроэнергии напряжением до 1000 В группы электроприемников №1 35 28 41 40 38 37 0,7 0,4 0,5 0,6 0,65 0,35 0,75 0,6 0,6 0,7 0,7 0,6 группы электроприемников №2 42 39 45 39 39 33 0,7 0,4 0,5 0,5 0,65 0,4 0,7 0,6 0,6 0,55 0,75 0,5 Потребители электроэнергии напряжением выше 1000 В 3 5 3 6 2 4 1250 630 1250 800 1250 800 750 600 1000 600 750 750 94 94 95 95 94 95 0,7 0,8 0,9 0,7 0,8 0,9 0,95 Uн 1,0 Uн 1,05 Uн 0,95 Uн 1,0 Uн 1,05 Uн Расстояние до ГПП 3,8; 6,1 4,7; 3,8 4; 3,2 4,4 5,3 6,7 0,21 0,3 0,28 0,21 0,3 0,34 Значения токов трехфазного к.з. на шинах напряжением 35 и 110 кВ 19 21; 19 16 22; 19 16 16; 14 60 а) б) 61 в) г) Рис. П1.2.1 а-г. Типовые суточные графики активной и реактивной мощности 62 Таблица П1.1.3 Зависимость коэффициента перегрузки по реактивной мощности синхронных двигателей αм от напряжения и коэффициента загрузки Серия, номинальное напряжение и частота вращения двигателя Относительное напряжение на зажимах двигателя, U* СДН, 6 и 10 кВ для всех частот вращения Коэффициент перегрузки по реактивной мощности αм при коэффициенте загрузки Кз 0,9 0,8 0,7 0,95 1,31 1,39 1,45 1,0 1,21 1,27 1,33 1,05 1,06 1,12 1,17 Таблица П1.1.4 Значение коэффициента К, учитывающего несовпадение по времени наибольших активной нагрузки энергосистемы и реактивной мощности промышленного предприятия Отрасль промышленности Значения коэффициента К Нефтеперерабатывающая, текстильная 0,95 Черная и цветная металлургия, химическая, нефтедобывающая, пищевая, строительные материалы, бумажная 0,9 Угольная, газовая, машиностроительная и металлообрабатывающая 0,85 Торфоперерабатывающая, деревообрабатывающая 0,8 Прочие 0,75 63 Таблица П1.1.5 Комплектные высоковольтные конденсаторные установки Напряжение, кВ Мощность, квар Масса, кг УК–6,3–450 У3 6,3 450 506 1790×830×1620 УК–6,3–900 У3 6,3 900 791 1790×830×2420 УК–6,3–1350 У3 6,3 1350 1076 1790×840×3220 УК–6,3–1800 У3 6,3 1800 1361 1790×840×4020 УК–10,5–450 У3 10,5 450 506 1780×830×1620 УК–10,5–900 У3 10,5 900 791 1730×830×2420 УК–10,5–1350 У3 10,5 1350 1076 1790×840×3220 УК–10,5–1800 У3 10,5 1800 1361 1790×840×4020 Тип 64 Габариты, мм П4. Параметры системы электроснабжения в режиме короткого замыкания Таблица П4.2.1 Значения постоянной времени затухания апериодической составляющей тока к.з. и ударного коэффициента Элементы или части энергосистемы Та, с Ку 0,2 1,608 110-150 0,02-0,03 1,608-1,717 220-230 0,03-0,04 1,717-1,78 500-750 0,06-0,08 1,85-1,895 0,06-0,15 1,85-1,935 32-80 0,05-0,1 1,82-1,904 5,6-32 0,02-0,05 1,6-1,82 0,23 1,956 0,1 1,904 0,01 1,369 Система, связанная со сборными шинами, где рассматривается к.з., воздушными линиями напряжением, кВ 35 Система, связанная со сборными шинами 6-10 кВ, где рассматривается к.з., через трансформаторы мощностью, МВ·А в единице 80 и выше Ветви, защищенные реактором с номинальным током, А 1000 и выше 630 и ниже Распределительные сети напряжением 6-10 кВ 65 Таблица П4.2.2 Параметры эквивалентного электродвигателя Технические характеристики Коэффициент полезного действия Параметры ηд 0,94 Коэффициент мощности cosαд 0,87 Постоянная времени периодической составляющей тока Т д , с 0,07 Постоянная времени апериодической составляющей тока Та.д, с 0,04 Ку.д 1,65 Ударный коэффициент Кратность пускового тока 5,6 Таблица П6.1 Годовое число часов использования максимума нагрузки Годовое число часов использования максимума нагрузки, Тм, ч Отрасль промышленности Металлургическая промышленность до 6500 Химическая промышленность до 6000 Горнорудная промышленность до 5000 Машиностроительная промышленность до 4000 66 ЛИТЕРАТУРА 1. Правила устройства электроустановок. М., Кнорус, 2012, 177 с. 2. Указания по проектированию компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий. М788-930, М., 2010, 66 с. 3. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. М., Энергоатомиздат, 1999, 603 с. 4. Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций. М., АКАDEMIA, 2005, 446 с. 67