1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ИСТОЧНИКОВ ПИТАНИЯ

Предприятие нефтеперерабатывающее ОАО «Нефть» запитано от через ГПП от районной подстанции 110кВ по двум линиям электропередач. Для уменьшение длины кабельных линий (снижение экономических потерь) на предприятии установлено РП.

ГПП является основным источником питания.От данной подстанции и через РП запитываются все цеха производства. Для питания предприятия используются два трансформатора марки ТРДН-25000/110 (трехфазный двухобмоточный трансформатор с дутьем и естественной циркуляцией масла, с расщепленной обмоткой НН).

С целью ограничения тока короткого замыкания на стороне низшего напряжения трансформаторы на подстанции выбраны с расщепленной вторичной обмоткой.

Для включения и отключения обесточенных участков электрических линий, находящихся под напряжением, а также заземления отключенных участков при помощи заземлителей установлены разъединители РГП-110-1250УХЛ1.

Для оперативных включений и отключений трансформаторов и отходящих кабелей на ГПП установлены элегазовые выключатели (на стороне 110 кВ марки ВГТ-110-40/2500У1, на стороне 10кВ – ВВПЭ-10-20/2500У3).

2 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

2. 1. Расчетные нагрузки корпусов и предприятия.

2. 1.1 Определение расчетных нагрузок корпусов:

1) Определяем среднюю активную нагрузку за наиболее загруженную смену, которая определяется формулой :

(1.1)

1.1.2 Определяем среднюю реактивную нагрузку за наиболее загруженную смену по формуле :

(1.2)

1.1.3 Определяем расчетные коэффициенты активной и реактивной нагрузок:

(1.3)

1

4

1.1.4 Определяем расчетную активную нагрузку корпусов по формуле :

(1.4)

1.1.5 Определяем расчетную реактивную нагрузку корпусов по формуле :

(1.5)

1.1.6 Определяем полную расчетную нагрузку корпусов:

(1.6)

1.1.7 Определяем потери активной энергии в трансформаторах и сетях до 1000В корпусов:

(1.7)

  1.1.8 Определяем потери реактивной энергии в трансформаторах и сетях до 1000В корпусов:

(1.8)

1.1.9  Определяем расчетную активную нагрузку корпусов с учетом потерь:

(1.9)

1.1.10 Определяем расчетную реактивную нагрузку корпусов с учетом потерь:

(1.10)

1.1.11 Определяем полную расчетную нагрузку корпусов с учетом потерь:

(1.11)

Все данные по расчетам вносятся в сводную таблицу 1, представленную в ПРИЛОЖЕНИИ 1.

1.2 Определение расчетных нагрузок предприятия:

Нагрузка для пятого уровня – шины 10кВ ГПП :

(1.12)

(1.13)

2. Картограмма нагрузок и выбор места расположения ГПП.

2.1. Определение центра электрических нагрузок предприятия.

Центр электрических нагрузок – это точка , расположение в которой ГПП обеспечило бы минимум затрат на распределительные сети.

Определим координаты центра электрических нагрузок по формулам :

(2.1)

(2.2)

Таблица 1

№ корпуса	, Мм	, Мм	∙ , кВА∙мм	∙ , кВА∙мм
1	73	565	133506,8	1033306
2	210	618	56254,8	165549,8
3	243	525	84753,25	183108,9
4	333	580	1258277	2191593
5	73	390	451491,6	2412078
6	340	435	928625	1188094
7	413	338	174800,1	143056,8
8	265	330	1244528	1549790
9	133	195	627778,8	920427,6
10	128	118	739200	681450
11	398	165	1163220	482239,4
12	320	58	101688,8	18431,09
∑			6964124	10969125

2.2. Построение картограммы нагрузок.

При построении картограммы нагрузок используем масштаб, равный: m=2

Определим радиусы кругов, символизирующие нагрузки по корпусам:

(2.3)

2.3. Выбор места расположения главной понизительной подстанции.

Исходя из принципа уменьшения потерь энергии в сетях главную понизительную подстанцию необходимо расположить как можно ближе к центру электрических нагрузок, но с целью экономии линий электропедедач ГПП располагается между цехами 7 и 11. На территории предприятия линия 110 кВ будет проходить на двухцепных анкерных опорах, до территории предприятия на двух одноцепных анкерных опорах. Согласно ПУЭ (п. 2.5.216), расстояние между крайними проводами равно 10м, расстояние от крайнего провода линии 110 кВ, при наибольшем его отклонении до производственных сооружений должно быть не менее 4м.

3. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП.

1. Выбор числа трансформаторов ГПП.

Определим число трансформаторов из расчета доли нагрузок первой и второй категорий на предприятии.

Доля нагрузок первой и второй категории равна:

(3.1)

Расчет нагрузок сведен в таблицу 3.

Таблица 3

№ корпуса
1	0,85	1722,1
2	0,1	24,5
3	0,05	21,4
4	0,85	3272
5	0,9	5312,5
6	0,9	2629,9
7	1	449,6
8	1	4706,7
9	0,8	4776
10	0,85	4675,8
11	0,9	3186,5
12	1	326
∑		30103

Так как доля нагрузок первой и второй категорий составляет 87%, выбираем двухтрансформаторную  подстанцию.

2. Выбор мощности трансформаторов ГПП.

Производим выбор трансформаторов ГПП по упрощенным формулам, то есть, выбираем ближайшую большую стандартную мощность трансформатора:

1)

(3.2)

Ближайшая большая стандартная мощность трансформатора 25 МВ∙А.

2)

(3.3)

Ближайшая большая стандартная мощность трансформатора 25 МВ∙А.

3)

(3.4)

Выбираем ближайший больший по стандартной мощности трансформатор 25 МВ∙А.

Устанавливаем трансформаторы марки ТРДН-25000/110

Технические характеристики трансформатора ТРДН-25000/110

Напряжение обмотки ВН- 115 кВ.

Напряжение обмотки НН- 10,5 кВ.

Потери холостого хода ∆P_{х.х .}- 25 кВт.

Потери короткого замыкания ∆P_к.з. – 120 кВт

Напряжение короткого замыкания u_k – 10,5 %

Ток холостого хода I_х.х. – 0,65 %

4. Определение сечения питающих линий 110 кВ.

4.1 Определение расчетной мощности, передаваемой по линиям 110 кВ.

4.1.1 Определим активную мощность, передаваемую по линиям 110 кВ:

(4.1)

(4.2)

(4.3)

4.1.2 Определим полную мощность, передаваемую по линиям 110 кВ :

(4.4)

4.2 Определение расчетного тока в линиях 110 кВ.

(4.5)

Рассчитываем экономическое сечение проводов линии:

(4.6)

T _м = 3770ч/год использования максимума нагрузки j_э =1,1 А/мм² .

Выбираем сечение проводов линии 70 мм².

Проверяем выбранное сечение по механической прочности и коронообразованию.

ПУЭ ограничивает по условиям механической прочности минимальное сечение  сталеалюминевых проводов, сооружаемых на двухцепных опорах, равным 120 мм².

Также ограничивается минимальное сечение проводов по условиям короны на линиях 110 кВ равное 70мм².

Выбираем сечение проводов на линии напряжением 110 кВ, равное   120мм².

Проверяем выбранное сечение по току послеаварийного режима.

(4.7)

Согласно ПУЭ, допустимый ток послеаварийного режима для сталеалюминевых проводов сечением 120мм² равен 375А.

375 ≥ 2∙ 74,92 = 149,84 А

Данное выбранное сечение  линий допустимо для тока послеаварийного режима предприятия.

5.  Составление схемы электрических соединений ГПП.

 

Схема электрических соединений ГПП.

Рис.1 Типовая схема ГПП.

6. Выбор режима работы нейтралей трансформаторов ГПП.

Электрические сети с номинальным напряжением 110 кВ и выше работают с большими токами замыкания на землю, с эффективно или глухозаземлёнными нейтралями.

Сети с номинальными напряжениями 6 – 35 кВ работают с малыми токами замыкания на землю, с изолированной нейтралью при небольших токах замыкания на землю, или с компенсированной нейтралью при определённых превышениях значений емкостных токов.

Рис.2 Режимы нейтралей трансформаторов ГПП.

Согласно ПУЭ, компенсация емкостного тока замыкания на землю в сетях 10 кВ должна применяться при значениях тока более 20А. Величина емкостного тока зависит от протяженности кабельных линий 10 кВ. В проекте сеть 10 кВ не превышает 20 км и величина емкостного тока не превышает 20 А, что позволяет выбрать изолированную нейтраль у вторичных обмоток трансформаторов ГПП.

7. Расчет токов короткого замыкания, выбор коммутационных аппаратов РУ ГПП, определение минимально допустимых сечений отходящих кабельных линий по термической стойкости токам короткого замыкания.

1. Расчет токов короткого замыкания.

Расчет и выбор оборудования выполняем для следующего по стандартной мощности трансформатора, т.е. для трансформатора ТРДН 40000/110, u_к.з. – 10,5%.

Расчет производится в базисных единицах :

Базисная мощность: S_б = 1000 МВ∙А ;

Базисные напряжения : U_б1 = 115 кВ, U_б2 = 10,5 кВ;

Базисные токи:

(7.1)

(7.2)

Рис. 3 Схемы замещения.

7.1.1 Расчет тока к.з. в точке К1.

Рассчитаем сопротивление системы:

(7.3)

ЭДС системы: Е_с = 1.

Сопротивление воздушной линии:

(7.4)

Результирующее сопротивление до точки К1:

(7.5)

Ток короткого замыкания в точке К1:

(7.6)

7.1. 2 Расчет тока к.з. в точке К2.

Сопротивления трансформатора с расщепленной обмоткой определяются из соотношений:

(7.7)

(7.8)

К_р – коэффициент расщепления, для трансформаторов с расщеплённой обмоткой равен 3,5.

Результирующее сопротивление до точки К2:

(7.9)

Ток короткого замыкания (начальный сверхпереходной ток) в точке К2 равен:

(7.10)

Активное сопротивление элементов схемы :

- система :

(7.11)

- трансформаторы :

(7.12)

(7.13)

- воздушные линии:

(7.14)

Рассчитываем активное сопротивление цепи от источника энергии до точки   короткого замыкания

(7.15)

Определяем постоянную времени цепи короткого замыкания.

(7.16)

Определяем ударный коэффициент.

(7.17)

Ударный ток короткого замыкания в точке К2 равен:

(7.18)

7.2 Выбор коммутационных аппаратов ру гпп.

 

Выбор аппаратов осуществляется для следующего по мощности трансформатора.

Мощность следующего трансформатора 32 МВ·А.

Выбор выключателей и разъединителей на 110 кВ, осуществляется из расчета   1,5 S_ном большего трансформатора.

Номинальный ток большего трансформатора на стороне 110 кВ равен:

 

(7.19)

Выбираем разъединитель на стороне 110 кВ марки РГП-110-1250УХЛ1.

Технические характеристики:

-номинальное напряжение 110 кВ,

-наибольшее рабочее напряжение 126 кВ,

-номинальный ток 1250 А,

-ток термической стойкости 25 кА,

-ток электродинамической стойкости 63 кА.

  

Выключатель на стороне 110 кВ марки ВГТ-110-40/2500У1.

Технические характеристики:

-номинальное напряжение 110 кВ,

-наибольшее рабочее напряжение 126 кВ,

-номинальный ток 2500 А,

-номинальный ток отключения 40 кА,

-наибольший пик сквозного тока к.з. 102 кА,

-ток термической стойкости 40 кА.

 

Выбор выключателей на  выводах вторичной обмотки 10 кВ трансформаторов ГПП, осуществляется из расчета   0,75 S_ном большего трансформатора.

Номинальный ток большего трансформатора на стороне 10 кВ равен:

(7.20)

 

Выбираем выключатели на выводах 10 кВ  вторичной обмотки трансформаторов ГПП    марки ВВПЭ-10-20/2500У3.

Технические характеристики:

-номинальное напряжение 10 кВ,

-наибольшее рабочее напряжение 12 кВ,

-номинальный ток 2500 А,

-номинальный ток отключения 20 кА.

  

Выбор секционных выключателей для РУ 10кВ ГПП осуществляется из расчета 0,375 S_ном большего трансформатора.

Номинальный ток на секционных выключателях равен:

(7.21)

 

Выбираем секционные выключатели для РУ 10кВ ГПП марки ВВПЭ-10-20/1000У3.

Технические характеристики:

-номинальное напряжение 10 кВ,

-наибольшее рабочее напряжение 12 кВ,

-номинальный ток 1000 А,

-номинальный ток отключения 20 кА.

  

Выбор выключателей для отходящих линий на РУ 10 кВ ГПП осуществляется из расчета максимальной нагрузки на одно присоединение в РУ. Максимальная нагрузка равна 4,2 МВ∙А.

Максимальный ток на отходящей линии равен:

 

(7.22)

                    

Выбираем выключатели марки ВВПЭ-10-20/630У3.

Технические характеристики:

-номинальное напряжение 10 кВ,

-наибольшее рабочее напряжение 12 кВ,

-номинальный ток 630 А,

-номинальный ток отключения 20 кА.

7.3 Определение минимально допустимых сечений кабельных линий по термической стойкости токам к.З.

 

Термически стойкое к токам КЗ сечение определяется по формуле:

(7.23)

 

 где: I_∞ - установившееся значение тока КЗ (А);  I_∞=I^”=I_к2,

         t_п – приведенное время КЗ (с),

         С – температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева жил кабеля, (для кабелей с бумажной изоляцией на напряжение 10 кВ  С = 95 А∙с²/мм²).

 

(7.24)

где: t_ап,t_пп – соответственно, апериодическая и периодическая составляющие времени тока КЗ (с). (периодическая составляющая находится из графиков как функция  действительного времени КЗ).

t_пп = ƒ(t_кз)  (с),    где: t­_кз – действительное время КЗ (с).

t_кз = t_в + t_з  (с),    где: t_в,t_з – соответственно, длительность действия отключающей аппаратуры и защиты.

t_ап ≈ 0,05 (β”)² (с),   где: β”=I”/I_∞=1.

При действительном времени t_кз>1с величина t_ап не учитывается.

За стандартное термически стойкое сечение принимается ближайшее меньшее сечение к расчетной величине.

 Произведём расчет для одноступенчатой схемы, в которой время работы защиты =0,7с, и складывается из времени работы защиты трансформатора 0,2с + релейный коэффициент 0,5с.

Время отключения современных вакуумных выключателей составляет 0,02с.

 

                                            

Принимаем минимально допустимое сечение равное 70 мм².

 

Произведем расчет для двухступенчатой схемы, в которой от РУ ГПП запитан промежуточный РП питающий трансформаторы корпусов. Время работы защиты будет равно 2,2с и будет складываться из времени работы защиты трансформатора 0,2с, релейные коэффициенты 0,5с на время работы отходящего выключателя в РП, секционного выключателя в РП, вводного выключателя в РП и отходящего выключателя в РУ ГПП.

 

                        

                        

Принимаем минимально допустимое сечение равное   120 мм².

8. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов цеховых ТП, количества ТП    в   каждом корпусе и места их расположения.

 

8.1 Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов.

 

Единичная мощность трансформаторов определяется как функция удельной плотности нагрузки:

(8.1)

При σ≤0,2 кВ∙А/м²  устанавливаются трансформаторы   S_ном =1000 кВ∙А,

при 0,2≤σ≤0,5 кВ∙А/м²  устанавливаются  трансформаторы  S_ном=1600 кВ∙А,

при σ≥0,5 кВ∙А/м²  устанавливаются  трансформаторы   S_ном =2500 кВ∙А.

 

Минимальное расчетное значение числа цеховых трансформаторов.

(8.2)

где:  β – коэффициент загрузки, равный 0,9.

Определяем  оптимальное   число  трансформаторов в  цехе:

(8.3)

где   – добавка  до  ближайшего  большего  целого числа ,

              m  –  добавка  до  оптимального  числа  трансформаторов.

Рис.4.  Зоны  для  определения  

дополнительного  числа  трансформаторов.

Расчеты по выбору числа и мощности цеховых трансформаторов сведены в таблицу 4.

Таблица 4.

№ корпуса	F, м2	σ, кВ∙А/м2	Sном, кВ∙А	Nmin. расч	Nmin	∆N	M	Nопт	Nопт.выбр	Nтп
1	17500	0,12
2	10100	0,02
3	6750	0,0
4	38500	0,1	1600	3,7	4	0,3	0	4	4	2
5	42500	0,14	2500	5,6	6	0,4	0	6	4	2
6	33800	0,08
7	2500	0,17
8	40500	0,12	2500	4,1	5	0,9	0	5	4	2
9	34500	0,14	1600	3,8	4	0,2	0	4	4	2
10	38000	0,14	1600	5	5	0	1	6	4	2
11	40000	0,09	2500	3,5	4	0,5	0	4	2	1
12	9250	0,03

Электроснабжение корпусов №2 и №3 осуществляется от подстанции, расположенной в корпусе №4. Электроснабжение корпуса №1 осуществляется от подстанции, расположенной в корпусе №5. Электроснабжение корпуса №6 и №7 осуществляется от подстанции, расположенной в корпусе №8.Электроснабжение корпуса №12 осуществляется от подстанции, расположенной в корпусе №11.

9. Составление схемы распределения электроэнергии по территории предприятия на напряжении 10кВ.

 

Схема распределения электроэнергии по территории предприятия основывается на смешанных  схемах  электроснабжения.

10. Выбор компенсирующих устройств на напряжении до и выше 1000В.

10.1   Компенсирующие устройства до 1000В.

 

Определяем реактивную мощность, которая может быть пропущена через трансформаторы корпуса.

 

(10.1)

Рассчитываем мощность низковольтных конденсаторов, для снижения количества трансформаторов до оптимального:

(10.2)

Если в итоге вычислений Q_{нк 1} получится отрицательным, то выбирается мощность конденсаторов равная Q_{нк 1} = 0. 

Рассчитываем дополнительные мощности низковольтных конденсаторов, для снижения потерь активной мощности от передачи реактивной мощности через трансформаторы и питающие линии:

(10.3)

где: γ - расчетный коэффициент, вычисляющийся для трёх разных случаев;

                                   1) γ = k₁/60 – случай, когда подстанции питаются от РП на которых нет  источников реактивной мощности;

                                    2) γ = k₁/30 – случай, для одноступенчатой схемы при  трёхтрансформаторных магистралях;

                                    3) γ = ƒ(k₁;k₂) – остальные случаи,

где    k­­₁ – коэффициент, зависящий от энергосистемы и от сменности;

k₂ – коэффициент, зависящий от мощности трансформаторов , питаемых линиями и от длины линий. (Определяется по графикам).

Если в итоге вычислений Q_{нк 2} получится отрицательным, то выбирается мощность конденсаторов равная Q_{нк 2} = 0.

Рассчитываем мощность низковольтных конденсаторных установок:

(10.4)

Определяем мощность конденсаторной установки, присоединяемой к цеховому трансформатору равна:

(10.5)

            

Расчет мощности низковольтных конденсаторных установок производим в таблице 5.

Таблица 5

№ корпуса	Qт, Квар	Q нк1, Квар	Γ	Qнк2, квар	Qнк, квар	Qнк.т., квар	Тип и мощность КУ	Qнк.ф., квар	Qрасч.п.к., квар
1
2									0
3									0
4	3107,87	0	0,5	0	0	0			0
5	6838,95	0	0,2	1300,8	1300,8	216,8	УКМ 63-0,4-450-25 У3	1350	1870,8
6
7									0
8	4554,97	0	0,5	0	0	0			0
9	10843,2	0	0,2	3715,9	3715,9	619,33	УКМ 63-0,4-550-25 У3	3850	2865,9
10	3706,99	0	0,5	0	0	0			0
11	3537,64	0	0,5	0	0	0			0
12									0
∑									5314,38