ОМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Нижневартовский филиал
Кафедра «Электрическая техника»
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ«Электрооборудованиеи электрохозяйство бумажной фабрики „
АННОТАЦИЯ
В представленном дипломном проекте решается задача построениясистемы электроснабжения бумажной фабрики. Для создания рациональной и экономичнойсистемы необходимо рассмотреть целый комплекс вопросов, которые в данной работевыражены в следующих основных разделах: обзор технологического процессапроизводства шин; определение электрических нагрузок; выбор схем питания ираспределения электроэнергии на предприятии; расчет токов короткого замыкания;выбор аппаратов; расчет релейной защиты; расчеты заземления и молниезащиты.Рассмотрены также основные требования к безопасности в производстве и охранатруда.
Стремление применить все полученные в процессе обучениязнания выразилось в попытке, помимо конкретных принимаемых решений, описатьдругие возможные варианты действий.
В проекте выдержаны требования действующих ГОСТов, норм иправил устройства электрических установок.
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. ОПИСАНИЕ
1.1 Исходные данные на проектирование
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
2.1 Метод коэффициента спроса
2.2 Статистический метод
3. ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
5. ВЫБОР СИСТЕМЫ ПИТАНИЯ
5.1 Выбор устройства высшего напряжения ПЭЭ
5.2 Выбор трансформаторов ПЭЭ
5.3 Выбор ВЛЭП
6. ВЫБОР СИСТЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ
6.1 Выбор рационального напряжения системы распределения
6.2 Выбор числа РП, ТП и мест их расположения
6.3 Размещения БСК в электрической сети предприятия
6.4 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП
6.5 Расчет потерь в трансформаторах цеховых КТП
6.6 Выбор способа канализации электроэнергии
7. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
7.1 Расчет тока КЗ в точке К-1
7.2 Расчет тока КЗ в точке К-2
7.3 Расчет тока КЗ в точке К-3
8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ
8.1 Выбор аппаратов напряжением 110 кВ
8.2 Выбор аппаратов напряжением 10 кВ
8.3 Выбор аппаратов напряжением 0,4 кВ
9. ПРОВЫРКА КЛЭП НА ТЕРМИЧЕСКУЮ СТОЙКОСТЬ
10. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
10.1 Защита от повреждений в нутрии кожуха и от пониженияуровня масла
10.2 Защита от повреждений на выводах и от внутреннихповреждений трансформатора
10.3 Защита от токов внешних многофазных КЗ
10.4 Защита от токов внешних замыканий на землю на стороне ВН
10.5 Защита от токов перегрузки
11. РАСЧЕТ МОЛНИЕЗАЩИТЫ ПГВ
12. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА
13. ОХРАНА ТРУДА
13.1Анализ опасных и вредных производственных факторов
13.1.1 Недостаточная освещенностьрабочей зоны
13.1.2 Повышенный уровень шума нарабочем месте
13.1.3Повышенное значение напряжения электрической цепи
13.1.4Неблагоприятные параметры микроклимата
13.2 Методы имероприятия по устранению неблагоприятных факторов
13.2.1Недостаточная освещенность рабочей зоны
13.2.2 Повышенный уровень шума нарабочем месте
13.2.3 Повышенное значениенапряжения в электрической цепи
13.3 Пожарнаябезопасность
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ЛИТЕРАТУРА
ВВЕДЕНИЕ
Электротехнические установки, машины, агрегаты,автоматизированный электропривод непосредственно участвуют в технологическомпроцессе. От технического уровня, режима работы, условий эксплуатацииэлектрооборудования зависит производительность, качество и себестоимостьпродукции, т.е. все основные показатели эффективности работы, как отдельныхцехов, так и всего предприятия в целом. От грамотного построенияэлектроснабжения и эксплуатации электрооборудования существенно зависит успехвсей производственной деятельности. Поэтому умелые действия специалиста-энергетика, совместно со специалистом — технологом, должны быть направлены нарациональное построение системы электроснабжения, расходование и экономиюэлектроэнергии.
Дипломный проект является самостоятельной творческой работой,в которой воплощаются все полученные знания и опыт. В нем проявляется умениеразрабатывать и принимать решения, особенно в условиях неопределенностиисходных данных, определяющие как каждый элемент, так систему электроснабженияв целом.
1. ОПИСАНИЕ1.1 Исходные данные Таблица№1 Ведомость электрических нагрузокфабрики.№ Наименование цеха Кс cosj
d,
Вт/м2
Pуст,
кВт Кате-гория 1 Столовая 0,6 0,75 14 70 II 2 Склад (лесотаски, пилы) 0,7 0,85 12 400 II 3 Цех бумажных машин № 1 0,8 0,8 16 2500 I 4 Трепковарка 0,6 0,75 14 400 II 5 Цех бумажных машин № 2 0,8 0,85 16 2600 I 6 Кислородный цех (насосы) 0,8 0,85 14 1000 II 7 Цех бумажных машин № 3 0,8 0,8 16 2600 II 8 Дереворубка 0,7 0,9 20 800 II 9 Отбельный цех 0,5 0,8 16 400 II 10 Пожарное депо 0,4 0,75 10 80 III 11 лаборатория 0,7 0,85 12 150 II 12 Административный корпус 0,5 0,8 10 100 III 13 Насосная 0,8 0,85 14 300 II Насосная (6 кв 2х400) 0,8 -0,9 1200 14 Учебные мастерские 0,6 0,8 14 400 II 15 Варочное отделение 0,5 0,7 16 500 II 16 Склад 0,4 0,8 10 100 II 17 Ремонтно-механический цех 0,5 0,8 18 120 III 18 Склад 0,6 0,75 16 60 II 19 Автобаза 0,5 0,8 14 300 II 20 Кислородная станция 0,8 0,85 12 800 I Кислородная станция (6 кв 2х315) 0,8 -0,9 1400 21 Цех бумажных машин № 4 0,8 0,85 14 2200 II 22 Цех бумажных машин № 5 0,8 0,8 14 2500 II 23 Склад огнеопасных грузов 0,3 0,75 10 100 II
Генеральныйплан фабрики
/>
Рисунок 2Генеральный план фабрики
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
2.1 Метод коэффициента спроса
Расчетный максимум,необходимый для выбора почти всех элементов системы электроснабжения: сечения проводников,трансформаторов ППЭ, отключающей аппаратуры, измерительных приборов и такдалее, определяемый сначала для отдельных цехов, а затем и для всей фабрики в целом,находится по коэффициенту спроса по выражению:
/> /> (2.1.1),
где: /> расчётный максимумсоответствующего цеха без учёта освещения, кВт;
/>коэффициент спроса соответствующего цеха.
Расчёт силовойнагрузки для цеха №13 состоящей из нагрузки выше 1000В и ниже 1000В:
/>/>/> кВт;
/> квар;
/> кВт;
/>квар.
Для остальных цехов расчёт представлен в таблице №2.
Кроме того,необходимо учесть нагрузку искусственного освещения цехов и территории фабрики.
Эта нагрузка определяетсяпо удельной мощности освещения, по выражению:
/> (2.1.2),
где: F– освещаемая площадь, />;
δ – удельная плотностьосветительной нагрузки, Вт/м2,
КСО – коэффициент спросаосветительной нагрузки;tgφ – коэффициент мощностиосветительной нагрузки.
Для освещенияскладов и цехов используем люминесцентные лампы с cosφ=0,75(tgφ=0,88), для территории предприятия используютсядугоразрядные лампы (ДРЛ) с cosφ=0.5 и (tgφ=1,73).Расчет освещения для цеха №1
/>кВт
/>кварДля остальных цехов расчёт приведён втаблице № 2.
Полнаянагрузка цеха напряжением до 1000В представляет собой сумму силовой иосветительной нагрузки:
/> />/> (2.1.3)
Для цеха №1 />кВт,
/> квар.
Дальнейший расчёт нагрузок по цехам приведён втаблице № 2.
Таблица№2№
Рн
cosφ
tgφ
Кс
Рм кВт
Qм квар
F,
м2
δ,
Вт/м2
Ксо
Ро
кВт
Qо
квар
Рм
кВт
Qм
квар
Sм
кВА
1 70
0,75
0,88 0,6 42 36,96 800 14 0,9 10,08 45,83 52,08 82,79 97,81
2 400
0,85
0,62 0,7 280 173,6 2800 12 0,9 30,24 18,75 310,24 192,35 365,03
3 2500
0,8
0,75 0,8 2000 1500 2100 16 0,9 30,24 22,68 2030,24 1522,6 2537,8
4 400
0,75
0,88 0,6 240 211,2 800 14 0,9 10,08 45,83 250,08 257,03 358,61
5 2600
0,85
0,62 0,8 2080 1289,6 1600 16 0,9 23,04 14,28 2103,04 1303,8 2474,4
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
6 1000
0,85
0,62 0,8 800 496 4700 14 0,9 59,22 36,72 859,22 532,72 1010,9
7 2600
0,8
0,75 0,8 2080 1560 7800 16 0,9 112,32 84,24 2192,32 1644,2 2740,4
8 800
0,9
0,48 0,7 560 268,8 3000 20 0,9 54 2592 614 294,72 681,07
9 400
0,8
0,75 0,5 200 150 1900 16 0,9 27,36 20,52 227,36 170,52 284,2
10 80
0,75
0,88 0,4 32 19,4 1200 10 0,9 10,8 9,5 42,08 29,34 51,29
11 150
0,85
0,62 0,7 105 65,1 600 12 0,9 6,48 4,02 111,48 69,12 131,17
12 100
0,8
0,75 0,5 50 37,5 170 10 0,9 15,3 11,47 65,3 48,97 81,62
13 300
0,85
0,62 0,8 240 148,8 600 14 0,9 7,56 4,69 247,56 153,49 291,28
1200
-0,9
-0,48 0,8 960 -460,8 600 ––– ––– ––– ––– 960 -460,8 1064,8
14 400
0,8
0,75 0,6 240 180 500 14 0,9 6,3 4,72 246,3 184,72 307,87
15 500
0,7
1,02 0,5 250 255 1400 16 0,9 20,16 20,56 270,16 275,56 385,9
16 100
0,8
0,75 0,4 40 30 300 10 0,9 2,7 2,02 42,7 32,02 53,37
17 120
0,8
0,75 0,5 60 45 1600 18 0,9 25,92 19,44 85,92 64,44 107,4
18 60
0,75
0,88 0,6 36 31,68 1200 16 0,9 17,28 15,21 53,28 46,89 70,97
19 300
0,8
0,75 0,5 150 112,5 800 14 0,9 10,08 7,56 160,08 120,06 200,1
20 800
0,85
0,62 0,8 640 396,8 400 12 0,9 4,32 2,68 644,32 399,48 758,11
1400
-0,9
-0,48 0,8 1120 -537,6 400 1120 -537,6 1242,3
21 2200
0,85
0,62 0,8 1760 1091,2 5500 14
0 0,9
9 69,3 0 42,97 1829,3 1134,1 2152,37
22 2500
0,8
0,75 0,8 2000 1500 5900 14 0,9 74,34 55,75 2074,34 1555,7 2592,92
23 100
0,75
0,88 0,3 30 26,4 200 10 0,9 1,8 1,58 31,8 27,98 42,36
/> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
Осветительная нагрузка территории
Площадьтерритории Fтер=130430м2,
удельнаяплотность освещения δтер=1 Вт/м2,
коэффициентспроса осветительной нагрузки Ксо тер=1[3]
/>/>
Активнаясуммарная нагрузка напряжением до 1000В
/>
Суммарнаяреактивная нагрузка напряжением до 1000В
/>.
Полнаясуммарная мощность напряжением до1000В
/>.
Приопределении суммарной нагрузки по фабрики в целом необходимо учесть коэффициентразновремённости максимумов Крм, значение которого равно 0,925, атакже потери в силовых трансформаторах, которые еще не выбраны, по этому этипотери учитываются приближенно по ниже следующим выражениям.
Приближенныепотери в трансформаторах цеховых подстанций:
/>
Суммарнаяактивная нагрузка напряжением выше 1000В:
/>
Суммарнаяреактивная нагрузка напряжением выше 1000В:
/>
Активнаямощность предприятия:
/>
Реактивнаямощность предприятия без учёта компенсации:
/>
Экономически обоснованная мощность,получаемая предприятием в часы максимальных нагрузок:
/>,
где 0,3-нормативныйtgφэк для ЗападнойСибири и U=110кВ.
Мощностькомпенсирующих устройств, которую необходимо установить в системеэлектроснабжения предприятия:
/>
Полнаямощность предприятия, подведённая к шинам пункта приёма электроэнергии (ППЭ):
/>
Суточныйграфик электрических нагрузок.t.ч
Рзим, %
Рлетн,%
Рmax.раб, кВт
Рраб, зим. кВт
Рр.летн, кВт
Рвых, кВт 82 80 15259,14 12512,5 12207,31 7655,035 1 81 79 15259,14 12359,9 12054,72 7655,035 2 80 78 15259,14 12207,31 11902,13 7655,035 3 80 78 15259,14 12207,31 11902,13 7655,035 4 80 78 15259,14 12207,31 11902,13 7655,035 5 80 78 15259,14 12207,31 11902,13 7655,035 6 78 75 15259,14 11902,13 11444,36 7655,035 7 83 79 15259,14 12665,09 12054,72 7655,035 8 95 91 15259,14 14496,18 13885,82 6124,28 9 100 95 15259,14 15259,14 14496,18 6124,28 10 100 95 15259,14 15259,14 14496,18 6124,28 11 95 93 15259,14 14496,18 14191 6124,28 12 93 91 15259,14 14191 13885,82 6124,28 13 95 93 15259,14 14496,18 14191 6124,28 14 96 94 15259,14 14648,77 14343,59 6124,28 15 96 93 15259,14 14648,77 14191 6124,28 16 90 87 15259,14 13733,23 13275,45 6124,28 17 93 88 15259,14 14191 13428,04 6124,28 18 95 91 15259,14 14496,18 13885,82 6124,28 19 97 93 15259,14 14801,37 14191 7655,035 20 95 93 15259,14 14496,18 14191 7655,035 21 97 94 15259,14 14801,37 14343,59 7655,035 22 90 88 15259,14 13733,23 13428,04 7655,035 23 85 83 15259,14 12970,27 12665,09 7655,035
3. ПОСТРОЕНИЕГРАФИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
По даннымтаблицы 3 построен суточный график нагрузки для рабочего дня, которыйпредставлен на рисунке 3. График нагрузки выходного дня также приведён нарисунке 3.
/>
Рисунок 3.Суточный график электрических нагрузок
Дляпостроения годового графика используется суточный график для рабочих и выходныхдней, принимаем, что в году 127 зимних,127 летних и 111 выходных дней. Годовойграфик электрических нагрузок показан на рис.4.
/>
Рисунок 4.Годовой график электрических нагрузок
Число часовиспользования максимальной нагрузки определяется по выражению:
/>, (3.1)
TMAX=/> ч.
4.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
Для построениякартограммы нагрузок как наглядной картины территориального расположениямощностей цехов необходимы центры электрических нагрузок (ЦЭН) этих цехов. Вданной работе предполагается, что ЦЭН каждого цеха находится в центре тяжестифигуры плана цеха, так как данных о расположении нагрузок в цехах нет. Нагрузкицехов представляются в виде кругов, площадь которых равна нагрузке этих цехов,а радиус определяется по выражению:
/>, (4.1)
где m –выбранный масштаб, кВт/мм.
Выбираеммасштаб m=1,7 кВт/мм. Расчет радиусов сведён втаблицу 5.
Осветительнаянагрузка на картограмме представлена в виде секторов кругов, площадь которыхсоотносится с площадью всего круга как мощность освещения ко всей мощности цехадо 1000 В. Углы секторов определяются по выражению
/>, (4.2)
Расчёт этих угловпредставлен в таблице 5.
Окружности беззакрашенных секторов обозначают нагрузку напряжением выше 1000 В.
Координаты центраэлектрических нагрузок фабрики в целом определяются по выражению:
/>, /> (4.3),
где Рмi – активная нагрузка i-того цеха;
Xi, Yi – координаты ЦЭН i-того цеха;
n — число цехов предприятия.
Для определения ЦЭНцехов, конфигурация которых на плане отлична от прямоугольной, используетсяследующий алгоритм:
1. цех iразбивается на j таких частей, что каждая из них является прямоугольником;
2. погенплану определяются ЦЭН этих частей Xi,j, Yi,j и их площади Fi,j;
3. находитсяактивная мощность, приходящаяся на единицу площади этого цеха />;
4.определяется активная мощность, размещенная в каждой из прямоугольных частейрассматриваемого цеха Рм i,j;
5. сиспользованием выражения (4.3) находятся координаты ЦЭН цеха в целом.
Согласно генеральногоплана предприятия по вышеизложенной методике, определяются ЦЭН цеха №5, цеха №6, цеха №11, цеха №12, цеха №16, цеха №20, цеха №21 и цеха №22.
Рассмотримрасчёт для цеха №5:
1. разбиваемцех на три прямоугольные части;
2. ихкоординаты ЦЭН равны соответственно: X5.1=97; Y5.1=202; X5.2=95;Y5.2=186; F5.1=400 м2; F5.2=1200 м2
3. удельнаяактивная мощность цеха №5 />кВт/м2;
4. /> кВт; />кВт;
5./> />.
Координаты ЦЭН цеховопределены непосредственно при помощи генплана и сведены в таблицу 5.
Таблица 5.Картограмма электрических нагрузок№ цеха.
Xi, мм.
yj, мм.
Рm, кВт.
Ri, мм. Ро, кВт. а, град. 1. 14 219 52,08 0,9 10,08 69,7 2. 36 211 310,244,9 2,2 30,24 35,1 3. 65 211 2030,24 5,6 30,24 5,4 4. 97 220 250,08 1,9 10,08 14,5 5. 95,5 190 2103,04 5,8 23,04 4 6. 116 192 859,22 3,7 59,22 24,8 7. 158 198 2192,32 5,9 112,32 18,4 8. 20 147 614 3,1 54 31,7 9. 46 157 227,36 1,9 27,36 43,3 10 76 136 42,08 0,8 10,8 92,4 11. 95 132 111,48 1,3 6,48 21 12. 123 143 65,3 1 15,3 84,3 13. 45 126 247,56 2 7,56 11 14. 60 94 246,3 2 6,3 9,2 15. 76 76 94 270,16 2,1 20,16 26,9 16. 95 93 42,7 0,8 2,7 22,8 17. 137 88 85,92 1,2 25,92 108,6 18. 170 85 53,28 0,9 17,28 116,7 19. 167 144 10,68 1,6 10,08 22,7 20. 91,5 88 644,32 3,2 4,32 2,4 21. 60,5 34,5 1829,3 5,4 69,3 13,6 22. 139 38 2074,34 5,7 74,34 13 23. 25 45 31,8 0,7 1,8 20,4
Координатыцентра электрических нагрузок фабрики в целом, определённые на основе данныхтаблицы 5 с помощью выражения (4.3):
/>; />.Центры электрических нагрузок приведены на рисунке 5
/>
Рисунок 5.Центры электрических нагрузок
5. ВЫБОРСИСТЕМЫ ПИТАНИЯ
В системупитания входят питающие линии электропередачи и ППЭ. Канализация электрическойэнергии от источника питания до ППЭ осуществляется двухцепными воздушнымилиниями напряжением 110 кВ. В качестве ППЭ используем унифицируемую комплектнуюподстанцию блочного исполнения типа КТПБ-110/6-104.
5.1 Выборустройства высшего напряжения ППЭ
Вследствиемалого расстояния от подстанции энергосистемы до фабрики (3 км) можнорассмотреть следующих два вида устройства высшего напряжения (УВН):
1. блок«линия–трансформатор»;
2. выключатель.
В первомварианте УВН состоит только из разъединителя наружной установки. Отключающийимпульс от защит трансформатора (дифференциальной или газовой) подается навыключатель системы, называемый головным выключателем, по контрольному кабелю.
Во второмварианте УВН состоит из выключателя наружной установки. Отключающий импульс отзащит трансформатора подается на выключатель, который и отключает поврежденныйтрансформатор.
Сравниваемые варианты представлены нарисунке 6. Выбираем УВН второго варианта (выключатель) так как этот вариантобладает большей надежностью и имеет меньшее время восстановления питания.
/>
Рисунок 6.Варианты УВН
5.2 Выбортрансформаторов ППЭ
Выбортрансформаторов ППЭ осуществляется согласно ГОСТ 14209–85. Поскольку напроектируемом предприятии есть потребители I и IIкатегории, то на ПГВ устанавливаем два трансформатора. Мощность трансформаторовдолжна обеспечить потребную мощность предприятия в режиме работы послеотключения повреждённого трансформатора, при чём нагрузка трансформаторов недолжна снижать естественного их срока службы.
Так каксреднеквадратичная мощность Pср.кв.=13752,85 кВт (согласно пункту 2.2), то намечаем к установке трансформаторытипа ТДН – 10000/110.
Наэксплуатационную перегрузку трансформатора проверять не будем, т.к. Sср.кв.
Проверим ихна послеаварийную перегрузку:
Коэффициентмаксимума:
/>/>/>.
Средневзвешенныйcosφ:
/>/>.
Коэффициентпослеаварийной перегрузки:
/> (5.2.1),
где Pi– мощность, превышающая мощность PTP, кВт;
∆ti – время перегрузки, ч.
/>.
/>
Рисунок 7.Выбор трансформаторов ППЭ.
Так как />=1,552 > 0,9·Kmax=0.9·1,721 = 1,549, то тогдакоэффициент перегрузки К2=/>=1,552.
Для системыохлаждения «Д» и времени перегрузки 24 часа и среднегодовой температуры региона+8,4ºС из [8] К2ДОП=1,6.
К2ДОП=1,6> К2=1,552 следовательно, трансформаторы ТДН–10000/110удовлетворяют условиям выбора.
5.3 ВыборВЛЭП
Так как висходных данных не оговорены особые условия системы питания, то согласно [6],питание фабрики осуществляется по двухцепной воздушной ЛЭП. При этом выбираютсямарка проводов и площадь их сечения.
В данномслучае в качестве питающей линии примем провода марки АС, что допустимо поусловиям окружающей среды.
Выбор сечений проводовдля напряжений 35 кВ и выше согласно [2], производится по нагреву расчётнымтоком. Затем выбранные провода проверяются по экономической плотности тока и поусловиям короны.
Принимаетсябольшее из полученных значений. При этом проводники любых назначений согласно[2] должны удовлетворять условиям выбора по нагреву, как в нормальных, так и впослеаварийных режимах, а также в период ремонта и возможных неравномерностейраспределения токов между линиями (например, когда одна из линий отключена).
Кроме указанных условийвыбора существуют так называемые «условия проверки», такие, как термическая иэлектродинамическая стойкость к коротким замыканиям, потери о отклонениянапряжения на границе балансовой принадлежности (ГБП) сетей, механическаяпрочность.
В тех случаях, еслисечение проводника, выбранное по первым трём условиям, оказалось меньше, чем подругим, то принимается большее сечение, полученное по условиям проверки.
Для воздушныхЛЭП напряжением выше 1 кВ и при ударном токе КЗ 50 кА и более дляпредупреждения схлестывания проводов делается проверка на динамическое действиетоков КЗ. Если ЛЭП оборудована быстродействующим автоматическим выключателем,то делается проверка проводов на термическую стойкость к токам КЗ [2].Расчетный ток послеаварийного режима:
/>, (5.3.1) />А.
Принимаемпровод сечением F=16 мм2 с допустимым током IДОП=111 А.
Экономическоесечение провода:
/> , (5.3.2),
где Iр — расчётный ток послеаварийногорежима, А;
jэ— экономическая плотность тока, А/мм2.
Экономическаяплотность тока jэ для неизолированных алюминиевых проводов при числечасов использования максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 (Тmax=3952,08 ч) согласно [2] равна 1,1.
/>мм2.
Принимаемпровод сечением 95 мм2 с допустимым током IДОП=330 А.
Согласно [2] проверкапроводов по образованию короны определяется в зависимости от среднегодовыхзначений плотности и температуры воздуха на высоте (над уровнем моря) даннойместности, по которой будет проложена ЛЭП, а также приведённого радиуса(диаметра) и коэффициента негладкости проводника. В данном проекте будемпользоваться для этой цели упрощённой эмпирической формулой определениякритического напряжения, при котором возникает общая корона при хорошей погоде:
/>, (5.3.3),
где d –расчётный диаметр витого провода, см;
Dcp– среднегеометрическое расстояние между фазными проводами, см.
Если Uкр> Uн, то сечение провода выбрано верно, в противном случаенеобходимо принять большее сечение и сделать перерасчёт.
Для принятогоранее сечения 95 мм2 согласно [7] d=13,5мм=1,35см; Dcp=5м=500см для ЛЭП 110 кВ, тогда по выражению (5.3.3) получим:
/>кВ.
Uкp=147,2кВ > Uн =110кВ, следовательно, окончательно принимаем проводмарки АС сечением Fp=95мм2.
Проверкувыбранных проводов ЛЭП на термическую стойкость не производим, так как взадании нет данных об устройствах быстродействующих АПВ линий.
Необходимостьпроверки на электродинамическую стойкость определяется после расчёта токовкороткого замыкания.
Согласно ГОСТ13109-87 на границе раздела (ГБП) трансформаторных подстанций 110/10-6 кВ,питающих цеховые КТП, освещение, асинхронные и синхронные электродвигателинапряжением до и выше 1000 В, нижняя граница отклонений напряжения VH110=-5%от номинального, верхняя граница VB110=+12%. Тогда расчётныйдиапазон отклонении напряжения на зажимах 110 кВ УВН ППЭ в любом режименагрузки d110= VB110– VH110=12%–(–5%)=17%.Проверим потерю напряжения в ЛЭП
/>, (5.3.4)
где Р, Q —расчётные нагрузки на провода, МВт, Мвар;
г, х —активное и индуктивное сопротивления проводов на 1 км длины, Ом/км;
1 — длинапроводов, км;
ΔU% — расчётные потери напряжения, %.
/>.
Такимобразом, выбранные провода ВЛЭП-110 сечением 95 мм2 с допустимымтоком Iдоп=330 А удовлетворяют и условиямнижней границы отклонений напряжения на ГБП в режиме наибольших(послеаварийных) нагрузок.
6. ВЫБОРСИСТЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ
В системураспределения СЭС предприятий входят РУНН пунктов приём электроэнергии (ПГВ),комплектные трансформаторные (цеховые) подстанции (КТП), распределительныепункты (РП) напряжением 6-10 кВ и линии электропередачи (кабели, токопроводы),связывающие их с ПГВ [2].
6.1 Выборрационального напряжения системы распределения
Согласнометодических указаний [5] для дипломного (учебного) проектирования, еслинагрузка ЭП напряжением 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее15%, то можно принять без технико-экономического расчёта (ТЭР) рациональноенапряжение системы распределения 10 кВ. Когда нагрузка 6 кВ составляет 40% иболее от суммарной мощности, можно без ТЭР принять Upaц=6 кВ. Винтервале 20-40% технико-экономическое сравнение вариантов системы с 6 или 10кВ обязательно.
Процентноесодержание нагрузки 6 кВ в общей нагрузке предприятия:
/>, (6.1.1),
где SM–полная мощность предприятия согласно пункту 2.1, кВА;
/>– полная нагрузка напряжением выше1000 В, кВА.
Сиспользованием данных пункта 2. 1 получим, что
/>кВА.
Тогда />.
Такимобразом, окончательно без ТЭР принимаем Upaц=10 кВ.
6.2 Выборчисла РП, ТП и мест их расположения
Прежде чемопределять место расположения и число РП и ТП, произведём расчёт среднихнагрузок цехов за наиболее загруженную смену на напряжении до 1000 В поформулам:
/>, (6.2.1),
/>, (6.2.2),
/>, (6.2.3),
/>, (6.2.4).
Пример расчета для цеха№1:
коэффициентмаксимума: />;
средняяактивная нагрузка за наиболее загруженную смену:
/>кВ;
средняяреактивная нагрузка за наиболее загруженную смену:
/>квар;
средняяполная нагрузка этого цеха:
/>кВА.
Расчёт дляостальных цехов сведён в таблицу 7.
Таблица 7.Средние нагрузки цехов за наиболее загруженную смену
№
цеха
Pм,
кВт
QM,
квар
Кс,
о.е.
Ки,
о.е.
Км,
о.е.
Рср,
кВт
Qcp,
квар
Sср,
кВА 1 52,08 82,79 0,6 0,5 1,2 43,4 68,99 81,5 2 310,24 192,35 0,7 0,6 1,17 265,16 164,4 311,99 3 2030,24 1522,68 0,8 0,7 1,14 1780,91 1335,68 2226,14 4 250,08 257,03 0,6 0,5 1,2 208,4 214,19 298,84 5 2103,04 1303,88 0,8 0,7 1,14 1844,77 1143,75 2170,5 6 859,22 532,72 0,8 0,7 1,14 753,7 467,3 886,81 7 2192,32 1644,24 0,8 0,7 1,14 1923,09 1442,31 2403,86 8 614 294,72 0,7 0,6 1,17 524,79 251,8 582,11 9 227,36 170,52 0,5 0,4 1,25 181,89 136,42 227,36 10 42,08 29,34 0,4 0,3 1,33 31,64 22,06 38,57 11 111,48 69,12 0,7 0,6 1,17 95,28 59,08 112,11 12 65,3 48,97 0,5 0,4 1,25 52,24 39,18 65,3 13 247,56 153,49 0,8 0,7 1,14 217,16 134,64 255,51 13(6кВ) 960 -460,8 0,8 0,7 1,14 842,1 -404,21 934,09 14 246,3 184,72 0,6 0,5 1,2 205,25 153,94 256,56 15 270,16 275,56 0,5 0,4 1,25 216,13 220,45 308,72 16 42,7 32,02 0,4 0,3 1,33 32,1 24,07 40,12 17 85,92 64,44 0,5 0,4 1,25 68,74 51,55 85,92 18 53,28 46,89 0,6 0,5 1,2 44,4 39,075 59,14 19 160,08 120,06 0,5 0,4 1,25 128,06 96,05 160,08 20 644,32 399,48 0,8 0,7 1,14 565,19 350,42 665,01
20(6кВ)
0)))) 1120 -537,6 0,8 0,7 1,14 982,46 -471,58 1089,78 21 1829,3 1134,17 0,8 0,7 1,14 1604,65 994,88 1888,04 22 2074,34 1555,75 0,8 0,7 1,14 1819,6 1364,69 2274,49 23 31,8 27,98 0,3 02 1,5 21,2 18,65 28,23
ТП в цехепредусматриваются, если Scp > 200 кВА.
6.3Размещение БСК в электрической сети предприятия
Согласно [5]для компенсации реактивной мощность используются только низковольтные БСК(напряжением до 1000 В) при выполнении следующего условия:
Qэ+Qсд>Qa, (6.3.1),
где Qэ– реактивная мощность, предаваемая из энергосистемы в сеть потребителя, квар;
Qсд —реактивная мощность, выдаваемая в электрическую сеть синхронными двигателями,квар;
Qa— мощность потребителей реактивной мощности на шинах 6 кВ, квар.
Qэ+Qсд= 4577,74+(-998,4)=3579,34 квар >Qa=(-998,4)квар.
Следовательно,будем использовать БСК только на 0,4 кВ. Размещение БСК будем производитьпропорционально реактивной мощности узлов нагрузки. БСК не следуетустанавливать на силовых пунктах, на подстанциях, где мощность нагрузки менее150 квар (это экономически нецелесообразно). Величина мощности БСК в i-том узленагрузки определяется по выражению:
/>, (6.3.2),
где Qмi – реактивная нагрузка в i-том узле, квар;
QмS– сумма реактивных нагрузок всех узлов, квар.
Qку=5327,09 квар; QмS=9863,36 квар.
Затемполученные расчётным путём Qкi округляются до ближайших стандартных значений БСК Qбiстанд, взятых из [3]. Результатыпредставлены в таблице 8. Типы используемых стандартных БСК приведены в таблице9.
В заключенииделаем следующую проверку:
/>, (6.3.3),
/>Условие (6.3.3) выполняется.
6.4 Выборчисла и мощности трансформаторов цеховых ТП
Выборпроводится в следующее и последовательности:
1.Определяется тип КТП. Для цехов I и П категории применяются двухтрансформаторныеКПТ. Если в цехе имеются ЭП только ПТ категории и общая мощность цеха непревышает 1000 кВА, то применяются однотрансформаторные КТП.
2.Определяются средние нагрузки цехов за наиболее нагруженную смену с учетом БСК:
/> (6.4.1).
3. Задаёмсямаксимальной мощностью трансформаторов. Если Scpi1500 кВА, то рассчитываетсяплотность нагрузки: />, кВА/м2.Если 0,3>ri>0,2 кВА/м2, то Smaxтр=1600 кВА, если же ri>0,3 кВА/м2 то Smaxтр=2500 кВА.
4.Определяется предварительная мощность трансформаторов ST приусловии, что в цехе установлена одна КТП: />,где b=0,7 при N=2 и b=0,95 при N=1.
5.Определяется число КТП Nктп и стандартные мощности ихтранформато -ров Sт.ст. Если Sтi,/>
6.Определяются коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном режиме /> и в послеаварийном режиме />. При этом /> не должен превышать 1,5.
Рассмотримрасчёт для цеха №3:
1. цех первойкатегории, следовательно, устанавливается двухтрансформаторная КТП;
2. />кВА;
3. /> кВА/м2,следовательно, Smaxтр3=1600кВА;
4. /> кВА;
5. так как Sт3=1328,38кВА
6./>;/>.
Расчёт дляостальных цехов представлен в таблице 8
Таблица8. Выбор числа мощности БСК и КТП.
№
цеха
Рср ,
кВт
Qср ,
квар
Qм ,
квар
Qкi,
квар
Qбi станд
квар
Sсрi,
кВА
r, кВА/м2 Число КТП, число и мощность трансформаторов
Кзнр
Кзпар 1 43,4 68,99 82,79 44,53 –– 81,5 –– –– –– –– 2 265,16 164,4 192,35 103,45 –– 311,99 –– 1КТП2х400 0,49 1 3 1780,91 1335,68 1522,68 818,24 800 1859,73 0,88 1КТП2х16000–– 0,58 1,16 4 208,4 214,19 257,03 138,24 –– 298,84 –– 1КТП2х250 0,59 1,19 5 1844,77 1143,75 1303,88 701,26 750 1886,32 1,18 1КТП2х1600 0,62 1,24 6 753,7 467,3 532,72 286,51 300 772,04 –– 1КТП2х630 0,64 1,28 7 1923,09 1442,31 1644,24 884,32 900 1998,09 0,26 1КТП2х1600 0,67 1,35 8 524,79 251,8 294,72 158,31 –– 582,11 –– 1КТП2х630 0,49 1 9 181,89 136,42 170,52 91,71 –– 227,36 –– 1КТП2х250 0,53 1,06 10 31,64 22,06 29,34 15,78 –– 38,57 –– –– –– –– 11 95,28 59,08 69,12 37,17 –– 112,11 –– –– –– –– 12 52,24 39,18 48,97 26,24 –– 65,3 –– –– –– –– 13 217,16 134,64 153,49 82,55 –– 255,51 –– 1КТП2х250 0,51 1,02 14 205,25 153,94 184,72 99,35 –– 256,56 –– –– –– –– 15 216,13 220,45 275,56 148,03 –– 308,72 –– 1КТП2х400 0,71 1,41 16 32,1 24,07 32,02 17,22 –– 40,12 –– –– –– –– 17 68,74 51,55 64,44 34,66 –– 85,92 –– –– –– –– 18 44,4 39,075 46,89 25,22 –– 59,14 –– –– –– –– 19 128,06 96,05 120,06 64,55 –– 160,08 –– –– –– –– 20 565,19 350,42 399,48 214,85 200 584,86 –– 1КТП2х630 0,56 1,12 21 1604,65 994,88 1134,17 609,99 600 1652,52 0,3 1КТП2х1600 0,52 1,05 22 1819,6 1364,69 1555,75 836,72 800 1905,21 0,32 1КТП2х1600 0,59 1,19 23 21,2 18,65 27,98 15,05 –– 28,23 –– –– –– ––
Таблица 9. Стандартные БСК№ цеха
Qбiстанд, квар Тип БСК 3 4x200 4хУКНТ-0,4-200 1/3 УЗ 5 10х75 2хУКЗ-0,38-75УЗ 6 2х150 2хУКБ-0,38-150УЗ 7 2х450 2хУКМ-0,38-450-150 УЗ 20 2х100 2хУКЧ-0,38-100 УЗ 21 2х300 2хУКЛН-0,38-300-150У3 У3 22 4х200 4хУКБ-0,4-200 1/3 У3
Генеральныйплан со схемой разводки кабелей представлен на рисунке 8.
/>
Рисунок 8Схема разводки кабелей
6.5 Расчёт потерьв трансформаторах цеховых КТП
Для данного расчётанеобходимы каталожные данные трансформаторов КТП. Они взяты из [3] ипредставлены в таблицу 10.
Таблица 10.Каталожные данные трансформаторов КТПТип трансформатора
Uк,
%
ΔРх,
кВт
ΔРк,
кВт
Iх,
%
ΔQх,
квар ТМЗ-250 4,5 0,74 3,7 2,3 5,7 ТМЗ-400 4,5 0,95 5,5 2,1 8,35 ТМЗ-630 5,5 1,31 7,6 1,8 11,26 ТМЗ-1600 6 2,7 16,5 1 15,77
Расчётпроводится в следующей последовательности: определяются реактивные потерихолостого хода:
/> (6.5.1)
где /> – ток холостого хода, %;
/>– номинальная мощностьтрансформатора, кВА;
/> – активные потери холостого хода,кВт;
рассчитываютсяактивные потери мощности трансформаторах:
/> (6.5.2),
где n – число параллельно работающих трансформаторов. шт.;
/> – активные потерикороткого замыкания, кВт;
/> – мощность, проходящаячерез трансформатор, кВА;
находятся реактивные потери мощности в трансформаторах:
/> (6.5.3),
где /> — напряжение короткогозамыкания, %.
Расчет дляКТП цеха №3
/> квар;
/>кВА;
/>кВт;
/>квар;
/>квар.
Результатырасчета для остальных КТП представлены в таблицу 11.
Таблица 11.Потери в трансформаторах цеховых КТП № цеха
nxSтр
Рм, кВт
Qм.реальн, квар
Sм, кВА
ΔPтр, кВт
ΔQтр, квар
Pmax, кВт
Qmax, квар
Smax, кВА 1 –– 52,08 82,79 97,81 –– –– –– –– –– 2 2x400 310,24 192,35 365,03 4,19 24,19 314,43 216,54 381,78 3 2x1600 2030,24 722,68 2155,03 29,93 118,62 2060,17 841,13 2225,27 4 2x250 250,08 257,03 358,61 5,29 22,97 255,37 280 378,96 5 2x1600 2103,04 553,72 2174,71 16,61 120,21 2123,68 673,93 2228,05 6 2x630 859,22 232,72 890,18 10,23 57,11 859,45 289,83 907 7 2x1600 2192,32 744,24 2315,2 22,67 132,04 2214,99 876,28 2382,02 8 2x630 614 294,7 681,06 7,06 42,77 621,06 337,47 706,82 9 2x250 227,36 170,52 284,2 3,58 18,67 230,94 189,19 298,54 10 –– 42,08 29,34 51,29 –– –– –– –– –– 11 –– 111,48 69,12 131,17 –– –– –– –– –– 12 –– 65,3 48,97 81,62 –– –– –– –– –– 13 2x250 247,56 153,49 291,28 3,99 19,03 251,55 405,04 476,79 14 –– 246,3 184,72 307,87 –– –– –– –– –– 15 2x400 270,16 257,56 373,26 4,29 41,24 274,45 298,8 405,71 16 –– 42,7 32,02 53,37 –– –– –– –– –– 17 –– 85,92 64,44 107,4 –– –– –– –– –– 18 –– 53,28 46,86 70,97 –– –– –– –– –– 19 –– 160,08 120,06 200,1 –– –– –– –– ––- 20 2x630 644,32 198,48 674,2 6,97 42,36 651,29 240,84 694,39 21 2x1600 1829,3 534,17 1905,69 17,11 99,63 1846,41 633,38 1952,02 22 2x1600 2074,34 755,75 2207,72 21,11 122,93 2095,45 878,68 2272,22 23 –– 31,8 27,98 42,36 –– –– –– –– ––
6.6 Выборспособа канализации электроэнергии
Так какпередаваемые в одном направлении мощности незначительны, то для канализацииэлектроэнергии будем применять КЛЭП.
Выбор сеченияКЛЭП производится в соответствии с требованиями [2] с учётом нормальных ипослеаварийных режимов работы электросети и перегрузочной способности КЛЭПразличной конструкции. Кабели будем прокладывать в земле, время перегрузкипринимаем равным 5 часам. Допускаемая в течение 5 суток на время ликвидацииаварии перегрузка для КЛЭП с бумажной изоляцией составляет 30% [2]. Планканализации электроэнергии был намечен ранее и представлен на рисунке 7.
Кабельвыбирается по следующим условиям:
1)пономинальному напряжению;
2)по токуноминального режима;
3)поэкономическому сечению.
Кабельпроверяется по следующим условиям:
1)по токупосле аварийного режима;
2)по потерямнапряжения;
3)на термическуюстойкость к токам короткого замыкания.
Выберемкабель от ПГВ до ТП 3.
Максимальнаяактивная мощность:
/> кВт
Максимальнаяреактивная мощность:
/> квар.
Полнаямощность:
/> кВА.
Расчетный токкабеля в нормальном режиме определяется по выражению:
/>А.
Расчётный токпослеаварийного режима: />А.
Экономическоесечение:
/>мм2,
гдеэкономическая плотность тока jэ, для кабелей с бумажной изоляцией салюминиевыми жилами при числе часов использования максимума нагрузки в год от3000 до 5000 (Тmax=3972,08ч) согласно [2] равна 1,4 А/мм2.
Предварительнопринимаем кабель марки ААШв сечением 95 мм с допустимым током Iдоп=205А.
Допустимыйток при прокладке кабеля в земле определяется по выражению:
/> (6.6.1)
где к1— поправочный коэффициент для кабеля, учитывающий фактическое тепловоесопротивление земли, для нормальной почвы и песка влажностью 7-9%, дляпесчано-глинистой почвы влажностью 12-14% согласно [2] к1=l, О;
к2— поправочный коэффициент, учитывающий количество параллельно проложенныхкабелей в одной траншее из [2];
к3— поправочный коэффициент, учитывающий допустимую перегрузку кабелей на периодликвидации послеаварийного режима, для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажнойизоляцией при коэффициенте предварительной нагрузки 0,6 и длительностимаксимума перегрузки 5 часов согласно [2] к3=1,3.
/> А.
/>А > />А.
Проверку на термическуюстойкость и по потерям напряжения проводить не будем, так как неизвестны токкороткого замыкания и допустимые потери напряжения.
Выборостальных кабелей сведён в таблицу 12.
Таблица 12.Выбор КЛЭП U=10 кВНаименование КЛЭП
Smax,
кВА
Iрнр,
А
Iрпар,
А
Fэк,
мм2
К1
К2
К3
Iднр,
А
Iдпар,
А
Количество, марка
и сечение кабелей ПГВ-РП1 5944,73 171,61 343,22 122,58 1 0,85 1,3 355 392,27 2хААШв-10-Зх240 РП1-ТП1 454,95 13,13 26,26 9,38 1 0,85 1,3 75 82,87 2хААШв-10-Зх16 РП1-ТП2 2225,27 64,24 128,48 45,88 1 0,85 1,3 140 154,7 2хААШв-10-Зх50 РП1-ТП3 378,76 10,24 20,48 7,31 1 0,85 1,3 75 82,87 2хААШв-10-3х16 РП1-ТП4 2605,61 75,22 150,44 53,73 1 0,85 1,3 165 149,32 2хААШв-10-3х70 ПГВ-РП2 3571,26 103,09 206,18 74,21 1 0,85 1,3 205 226,52 2хААШв-10-3х95 РП2-ТП5 988,62 28,54 57,08 20,38 1 0,85 1,3 90 99,45 2хААШв-10-3х25 РП2-ТП6 2582,12 74,54 149,08 53,24 1 0,85 1,3 165 182,32 2хААШв-10-3х70 ПГВ-ТП7 706,82 20,4 40,8 14,57 1 0,85 1,3 75 82,87 2хААШв-10-3х16 ПГВ-ТП8 335,47 9,68 19,36 6,91 1 0,85 1,3 75 82,87 2хААШв-10-3х16 ПГВ-ТП9 476,79 13,76 27,52 9,83 1 0,85 1,3 75 82,87 2хААШв-10-3х16 ПГВ-ТП10 691,8 19,97 39,94 14,26 1 0,85 1,3 75 82,87 2хААШв-10-3х16 ПГВ-ТП12 2194,15 63,34 126,68 45,24 1 0,85 1,3 140 154,7 2хААШв-10-3х50 ПГВ-РП3 3198,21 92,32 184,64 65,94 1 0,85 1,3 205 226,52 2хААШв-10-3х95 РП3-ТП11 747,76 21,58 43,16 15,41 1 0,85 1,3 75 82,87 2хААШв-10-3х16 РП3-ТП13 2130,26 58,57 117,13 41,83 1 0,85 1,3 140 154,7 2хААШв-10-3х50 ПГВ-ТП14 1064,86 97,59 — 69,71 1 0,85 1,3 165 — ААШв-10-3х70 ПГВ-ТП15 1242,54 113,85 — 81,32 1 0,85 1,3 205 — ААШв-10-3х95 ТП1-СП1 97,81 141,18 — — 1 1 — 165 — ААШв-04-(3х50+1х16) ТП4-СП3 358,61 517,61 — — 1 1 — 270 — 2хААШв-04-(3х120+1х50) ТП5-СП4 81,62 117,81 — — 1 1 — 135 — ААШв-04-(3х35+1х10) ТП6-СП5 200,1 288,82 — — 1 1 — 305 — ААШв-04-(3х150+1х70) ТП8-СП2 350,43 505,8 — — 1 1 — 207 — 2хААШв-04-(3х120+1х50) ТП10-СП6 307,87 444,37 — — 1 1 240 — 2хААШв-04-(3х95+1х35) ТП11-СП7 53,37 77,03 — — 1 1 90 — ААШв-04-(3х16+1х6) ТП12-СП8 42,36 61,14 — — 1 1 65 — ААШв-04-(3х10+1х6) ТП13-СП9 217,37 313,75 — — 1 1 345 — ААШв-04-(3х185+1х95) СП9-СП10 70,97 102,44 — — 1 1 115 — ААШв-04-(3х25+1х6)
Согласно [2] сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до1000 В при числе часов использования максимума нагрузки 4000-5000 проверке поэкономической плотности тока не подлежат.
Выбор кабелей для потребителей напряжением 6 кВ рассмотрим на примере ЭД6кВ цеха №13:
Из [8] выберем стандартный ЭД: СДН-2-16-56-10У3 со следующими параметрамиРн=1000 кВт, Sн=1170 кВА, Uн=6кВ, ŋн =95,3%.
Для остальных цехов выбраныестандартные ЭД представлены в таблице 13.
Расчетный ток нормального режима:
/> А.
Экономическое сечение:
/> А.
Выберем кабель марки ААШв сечением 95 мм2 с Iдоп=225 А.
Таблица 13. Каталожные данные ЭД 6 кВ№цеха Тип двигателя
Sн, кВА
Рн, кВт Соsφ
ŋн 13 СДН-2-16-56-10У3 1000 1170 –– 95.3 20 СТД-1250-23-УХЛ4 1450 1250 –– 96,5
7. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Токи КЗрассчитываются на линейных вводах высшего напряжения трансформатора ГШЭ (К-1),на секциях шин 10 кВ ППЭ (К-2), на шинах 0,4 кВ ТП-11 (K-3). Исходная схема длярасчёта токов КЗ представлена на рисунке 9, а схемы замещения — на рисунке 10для расчёта токов КЗ выше 1000 В, на рисунке 11 для расчёта токов КЗ ниже 1000В.
Расчёт токовКЗ в точке К-1 и К-2 проводим в относительных единицах. Для точки К-3 расчётбудем проводить в именованных единицах без учёта системы, так как системабольшой мощности и её можно считать источником питания с неизменной э.д.с. инулевым внутренним сопоставлением. Для точки К-2 будем учитывать подпитку отэлектродвигателей.
/>
Рис. 11
7.1 Расчёттока. КЗ в точке К-1
За базиснуюмощность примем мощность системы: Sб=Sс=1000MBA. Базисное напряжение: Uб1=l 15 кВ.
Базисный ток:/>кА
Параметры схемызамещения:
Хс=0,6о.е. согласно исходных данных:
/>о.е.,
где Х0=0,42— удельное сопротивление ВЛЭП, Ом/км;
l – длина ВЛЭП, км.
Сопротивление петли КЗв точке К-1:
/>о.е.
Периодическаясоставляющая тока трёхфазного КЗ в точке К-1:
/>кА.
Периодическаясоставляющая тока двухфазного КЗ в точке К-1:
/>кА.
Постояннаявремени цепи КЗ Та=0,05 с, ударный коэффициент куд=1,8 [3], Ударныйток в точке К-1 :
/>кА.
7. 2. Расчёттока КЗ в точке К-2
Базисноенапряжение. Uб2=10,5 кВ.
Базисный ток:/>кА;
Сопротивлениетрансформатора ТДН-10000/110:
/>о.е.
Сопротивлениепетли КЗ в точке К-2:
/>о.е.
Периодическаясоставляющая тока трёхфазного КЗ от системы в точке К-2:
/>кА.
Двухфазныйток КЗ в точке К-2:
/>кА.
Постояннаявремени цепи КЗ Та=0,12 с, ударный коэффициент куд=1,92[3].
Ударный ток вточке К-2:
/>кА.
7.3 Расчёттока КЗ в точке К-3
Расчёт ТКЗ вточке К-3 проведём в именованных единицах.
Определимпараметры схемы замещения. Сопротивления трансформатора ТМЗ-630: RТ=3,4 мОм; ХТ =13, 5 мОм[3].
Расчётный ток
/>А (7.3.1),
где /> – загрузка трансформаторав послеаварийном режиме.
Выбираемтрансформаторы тока типа ТШЛП-10 УЗ с nт=1000/5Сопротивления трансформаторов тока: RТА=0,05 мОм;ХТА=0,07 мОм [3].
По условиямвыбора UH ≥ Uсети=0,38 кВ; />А выбираем автомат типаАВМ10Н, UH=0,38 кВ; Iн=1000 А; Iн откл=20 кА [8]. Сопротивление автомата RА=0,25 мОм; ХА=0,1 мОм [3]. Переходноесопротивление автомата Rк=0,08 мОм [3].
Сопротивленияалюминиевых шин 80x6 с IДОП=1150 А, 1=3 м, аср=60 мм:/>мОм; />мОм.
/>мОм;
/>мОм.
Сопротивлениецепи КЗ без учёта сопротивления дуги:
/>
Согласно [3] сопротивление дуги RД месте КЗ принимаетсяактивным и рекомендуется определять отношением падения напряжения на дуге UД током КЗ Iк0 в месте повреждения, рассчитаннымбез учёта дуги.
/>, (7.3.2),
где UД=Ед·1д,
где Ед– напряжённость в стволе дуги, В/мм;
1Д— длина дуги, мм;
Iк0 — ток КЗ в месте повреждения,рассчитанный без учёта дуги, кА.
При Iк0>1000 А Ед=1,6 В/мм.
Длина дуги определяется в зависимости от расстояния, а между фазамипроводников в месте КЗ:
Iк0=/>
Из [3] для КТП с трансформаторами мощностью 630 кВА а=60 мм.
/> кА >1000 A, следовательно ЕД=1,6 В/мм.
Тогда сопротивление дуги /> мОм.
/>мОм.
Полное сопротивление цепи КЗ:
/>мОм.
Тогда периодическая составляющая тока трёхфазного КЗ в точкеК-3:
/>кА.
/>с.
/>; />кА.
Результаты расчёта токов КЗ сведены в таблицу 13.
Таблица 13 -Результаты расчёта токов КЗточка КЗ
/>, кА
/>, кА
Та, с
куд
Iуд К-i, кA К-1 7,22 6,25 0,05 1,8 18,38 К-2 8,45 7,31 0,12 1,92 19,87 К-3 12,87 — 0,0043 1,098 19,98
8. ВЫБОРЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ
8.1 Выбор аппаратов напряжением 110 кВ
Выберем выключатель ПО кВ.
Условия его выбора:
1. по номинальному напряжению;
2. по номинальному длительному току.
Условия проверки выбранного выключателя:
1. проверка на электродинамическую стойкость:
1.1. по предельному периодическому току;
1.2. по ударному току КЗ;
2. проверка на включающую способность:
2.1. по предельному периодическому току;
2.2. по ударному току КЗ;
3. проверка на отключающую способность:
3.1. номинальному периодическому току отключения;
3.2. номинальному апериодическому току отключения;
4. проверка на термическую стойкость.
Расчётные данные сети::
-расчётный ток послеаварийного режима IР=164,86 А был найден впункте 5.3. по формуле (5-3.1);
-расчётное время:
/> (8.1.1),
где tрз— время срабатывания релейной защиты (обычно берётся минимальное значение); вданном случае для первой ступени селективности 1рз=0,01, с;
tсв— собственное время отключения выключателя (в данный момент пока неизвестно);
-действующеезначение периодической составляющей начального тока короткого замыкания Iпо=8,43 кА было рассчитано в пункте7.1.;
-периодическаясоставляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактоввыключателя Iпt вследствие неизменности во временитока КЗ принимается равной периодической составляющей начального тока КЗ: Iпо= Iпt=7,22кА;
-апериодическаясоставляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателяопределяется по выражению:
/> (8.1.2)
и будетопределено позже;
-расчётноевыражение для проверки выбранного выключателя по апериодической составляющейполного тока КЗ:
/>, (8.1.3)
-расчётныйимпульс квадратичного тока КЗ:
/> (8.1.4)
будет такжеопределён позже.
Согласноусловиям выбора из [8] выбираем выключатель ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1 со следующимикаталожными данными: UHOM=110 кВ; IHOM=1000 A; Iн откл=20 кА; b=25%; iпрскв=52 кА; Iпр скв=20 кА; iнвкл=52 кА; Iн вкл=20 кА; IТ=20 кА; tt=3 с; tсв=0,05 с.
Определим оставшиесяхарактеристики сети:
Расчётноевремя по формуле (8.1.1): />с;
Апериодическаясоставляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя поформуле (8.1.2): />кА;
Расчётноевыражение согласно формуле (8.1.3): />кА;
Расчётныйимпульс квадратичного тока. КЗ по формуле (8.1.4): />/>кА2·с.
Расчётныеданные выбранного выключателя:
-проверкавыбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:
/> (8.1.5)/>кА.
Х проверка потермической стойкости:
/> (8.1.6) />кА2·с.
Выбор ипроверка выключателя представлены в таблице 14.
Выберемразъединитель 110 кВ.
Условия еговыбора:
1. пономинальному напряжению;
2. пономинальному длительному току.
Условияпроверки выбранного разъединителя:
1. проверкана электродинамическую стойкость;
2. проверкана термическую стойкость.
Длякомплектной трансформаторной подстанции блочного типа КТПБ-110/6-104 типразъединителя согласно [8] — РНДЗ.2-110/1000 или РНДЗ-16-110/1000.
Согласноусловиям выбора с учётом вышесказанного из [8] выбираем разъединительРНДЗ.2-110/1000 У1 со следующими каталожными данными: Uном=110 кВ; Iном=1000 А; Iпрскв=80кА; Iт=31,5кА; tт=4с.
Расчётныеданные выбранного разъединителя: термическая стойкость: BK=IT2·tT=31,52·4=3969 кА2·с.
Выбор ипроверка разъединителя представлены в таблице 14.
Таблица 14.Выбор аппаратов напряжением 110 кВУсловие выбора (проверки) Данные сети Выключатель Разъединитель
/> 110 кВ 110 кВ 110 кВ
/> 90,35 А 1000 A 1000 A
/> 7,22 кА 20 кA —
/> 18,38 кА 52 кА —
/> 7,22 кА 20 кА —
/> 18,38 кА 52 кА 80 кА
/> 7,22 кА 20 кА —
/> 13,47 кА 35,35 кА —
/>
5,89 кA2-c
1200 кА2-с
3969кА2-с
8.2 Выбораппаратов напряжением 10 кВ
Выберем ячейкираспределительного устройства 10 кВ.
Так как РУННпринято внутреннего исполнения, будем устанавливать перспективныемалогабаритные ячейки серии «К» с выкатными тележками
/> А.
Выбираеммалогабаритные ячейки серии К-104 с параметрами: Uном=10 кВ, Iном=630А, Iн откл =31,5 кА; iпрскв=81 кА; типвыключателя ВК-10.
Выберемвводные выключатели 10 кВ.
Расчётныеданные сети:
расчётный токпослеаварийного режима IР= 437,56 А;
расчётноевремя/> с;
действующеезначение периодической составляющей начального тока КЗ Iп0=8,45кА было рассчитано в пункте 7.2.;
периодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя Iаt=Iп0=8,45 кА;
апериодическаясоставляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя /> кА;
расчётноевыражение для проверки выбранного выключателя по апериодической составляющейполного тока КЗ: /> кА; а
расчётныйимпульс квадратичного тока КЗ: /> кА2·с.
Выбираемвыключатель ВК-10-630-20У2 со следующими каталожными данными:
Uном=10кВ; Iном=630А; Iн откл=25 кА; b=20%; iпрскв=52 кА; Iпр скв=20 кА; iнвкл=52 кА; Iн вкл=20 кА; IТ=20 кА; tt=4 с; tсв=0,05 с.
Расчётныеданные выбранного выключателя:
/>кА;
проверка выбранноговыключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:
проверка потермической^ стойкости: /> кА2·с.
Выбор ипроверка выключателя представлены в таблице 16.
Выберемвыключатель на отходящей линии 10кВ.
Расчётныеданные сети:
расчётный токпослеаварийного режима /> А;
расчётноевремя />с;
остальныевеличины имеют те же значения, что и для выключателя ввода.
Выбираем выключательUном=10 кВ; Iном=630А; Iн откл=25 кА; b=20%; iпрскв=52 кА; Iпр скв=20 кА; iнвкл=52 кА; Iн вкл=20 кА; IТ=20 кА; tt=4 с; tсв=0,05 с.
Расчётныеданные выбранного выключателя:
/>кА;
Выбор ипроверка выключателя представлены в таблице 15.
Таблица 15.Выбор выключателей 10 кВ.Условие выбора (проверки)
Данные сети
для ввода
Выключатель
ввода
Данные сети для
отходящей линии
Выключатель
отходящей линии
/> 10 кВ 10 кВ 10 кВ 10 кВ
/> 437,56А 630 A 41,12 630 A
/> 8,45 кА 20 кA 8,45 кА 20 кA
/> 19,87кА 52 кА 19,87кА 52 кА
/> 8,45 кА 20 кА 8,45 кА 20 кА
/> 19,87кА 52 кА 19,87кА 52 кА
/> 8,45 кА 20 кА 8,45 кА 20 кА
/> 19,2 кА 33,94 кА 19,2 кА 33,94 кА
/>
12,85кA2·c
1600 кА2·с
12,85кA2·c2,85
1600 кА2·с
Выберемтрансформаторы тока.
Условия ихвыбора:
1. пономинальному напряжению;
2. пономинальному длительному току.
Условияпроверки выбранных трансформаторов:
1. проверкана электродинамическую стойкость (если требуется);
2. проверкана термическую стойкость;
3. проверкапо нагрузке вторичных цепей.
Расчётныеданные сети:
расчётный токIр=437,56 А;
ударный токКЗ Iуд=19,87 кА;
расчётныйимпульс квадратичного тока КЗ Вк=12,85кА2·с.
Согласноусловиям выбора из [8] выбираем трансформаторы тока типа ТПЛК–10 со следующимикаталожными данными: Uном=10 кВ; Iном=600А; z2н=1,2 Ом; IТ=28,3 кА; tT=3 с.
Расчётныеданные выбранного трансформатора тока:
так каквыбран шинный трансформатор тока, то проверка на электродинамическую стойкостьне требуется; проверка по термической стойкости: />кА2·с.
/>
Рисунок 12.Схема соединения приборов
Трансформаторытока (ТТ) включены в сеть по схеме неполной звезды на разность токов двух фаз.Чтобы трансформатор тока не вышел за пределы заданного класса точности,необходимо, чтобы мощность нагрузки вторичной цепи не превышала номинальной: z2н≥z2. Перечень приборов во вторичной цепи ТТ приведён в таблице16, схема их соединения — на рисунке 12.
Таблица 16.Приборы вторичной цепи ТТНаименование Количество Мощность фаз, ВА А В С Амперметр Э335 1 0,5 — — Ваттметр ДЗ 35 1 0,5 — 0,5 Варметр Д335 1 0,5 — 0,5. Счетчик активной мощности СА4У-И672М 1 2,5 — 2,5 Счетчик реактивной мощности СР4У-И673М 2 2,5 — 2,5 Итого: 6 9 — 8,5
Наиболеенагруженной является фаза А.
Общеесопротивление приборов:
/> (8.2.1)
где /> – мощность приборов, В А;
/> – вторичный токтрансформатора тока, А
/> Ом.
Допустимоесопротивление проводов:
/>Ом;
Минимальноесечение проводов:
/> (8.2.2)
где/>=0,286 – удельноесопротивление проводов согласно [3], Ом/м.
lрасч=50 – расчетная длина проводовсогласно [3], м.
/> мм2.
Принимаемконтрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм2, тогда
/>Ом. Полное расчётное сопротивление:
/>Ом. Выбор и проверка ТТпредставлены в таблице 17
Таблица 17.Выбор трансформаторов токаУсловие выбора (проверки) Расчётные данные Каталожные данные
/> 10 кВ 10 кВ
/> 437,56 А 600А
/> 19,87 кА не проверяется
/>
12,85 кА2·с
2402,67 кА2·с 3675
z2н 1,03 Ом 1,2 Ом
Выберемтрансформаторы напряжения.
Условия ихвыбора: 1. по номинальному напряжению.
Условияпроверки выбранных трансформаторов: 1. проверка по нагрузке вторичных цепей.
Согласноусловиям выбора из [8] выбираем трансформаторы напряжения типа НТМИ-10-66УЗ соследующими каталожными данными: Uном=10 кВ; Iном=600А; S2н=200 ВА. Схема соединения приборовприведена на рисунке 13, перечень приборов – в таблице 18.
/>
Рисунок 13.Схема соединения приборов
Таблица 19. Прибрры вторичной цепи ТННаименование Количество Мощность катушки Число катушек Полная мощность Вольтметр Э335 4 2 1 8 Ваттметр Д335 1 1,5 2 3 Варметр Д335 1 1,5 2 3 Частотомер Э337 1 3 1 3 Счетчик активной мощности СА4У-И672М 6 8 2 96 Счетчик реактивной мощности СР4У-И673М 2 8 2 32
Номинальнаямощность трансформатора напряжения НТМИ-10 S2н=200 ВА. Расчётная мощность вторичной цепи S2=145 ВА. ТН будет работать в выбранном классе точности1.
Выберем шинына ПГВ.
Условия ихвыбора:
1. пономинальному длительному току;
2. поэкономическому сечению. Условия проверки выбранных шин:
1. проверкана термическую стойкость;
2. проверкана электродинамическую стойкость.
Расчётный токIР=437,56А был определён ранее.
Так как этосборные шины, то согласно [2] по экономической плотности тока они непроверяются. Выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения 40x4 с допустимымтоком Iдоп=480 А.
Проверка натермическую стойкость:
Вк=12,85 кА2·с;минимальное сечение шин:
/>, (8.2.3)
где с=95 –термический коэффициент для алюминиевых шин 6 кВ согласно [3], А·с2мм2.
/>мм2;
так как Fmin=37,73мм2
Проверим шинына механическую стойкость.
Для этогоопределим длину максимального пролёта между изоляторами при условии, чточастота собственных колебаний будет больше 200 Гц, так как при меньшей частотеможет возникнуть механический резонанс:
/> , (8.2.4)
где W –момент сопротивления поперечного сечения шины относительно оси,перпендикулярной направлению силы F, м3;
/> – сила взаимодействия между фазамина 1 м длины при трёхфазном КЗ с учётом механического резонанса, Н/м;
/>=70·106 – допустимоенапряжение в материале для алюминиевых шин [2], Па;
/> – коэффициент, равный 10для крайних пролётов и 12 для остальных пролётов.
Согласно [3]сила взаимодействия между фазами на 1 м длины при трёхфазном КЗ с учётоммеханического резонанса определяется по формуле:
/>, (8.2.5)
где а=60·10–3– расстояние между осями шин смежных фаз для напряжения 10 кВ [3], м;
iуд – ударный ток трёхфазного КЗ, А.
По выражению(8.2.5) /> Н/м.
Моментсопротивления поперечного сечения шины при расположении их плашмя определяетсяпо выражению:
/>, (8.2.6)
где b=4·10-3 – высота шин, м;
h=40·10-3– ширина шин, м.
/>м3;
Длина пролетапо формуле (8.2.4) />м. Вследствиетого, что ширина шкафа КРУ 750 мм, и опорные изоляторы имеются в каждом из них,принимаем длину пролёта l=0,75м.
Максимальноерасчётное напряжение в материале шин, расположенных в одной плоскости,параллельных друг другу, с одинаковыми расстояниями между фазами:
/> (8.2.7)
/> МПа.
Так как />= 2,036 МПа =70 МПа, то шинымеханически стойкие.
Выберемопорные изоляторы на ПГВ.
Опорныеизоляторы выбираются по номинальному напряжению и проверяются на механическуюпрочность.
Допустимаянагрузка на головку изолятора:
/>, (8.2.8)
где Fразр – разрушающее усилие на изгиб, Н.
Расчётноеусилие на изгиб:
/>, (8.2.9)
где Kh – коэффициент, учитывающийрасположение шин на изоляторе.
Прирасположении шин плашмя Кh=1[3].
/>H.
Из [8]выбираем опорные изоляторы ИО–10–3,75 УЗ со следующими каталожными данными: Uном=10 кВ; Fразр=3750 H.
Допустимаянагрузка: />Н.
Так как Fдоп=2250Н>Fрасч=868,6 Н,то изоляторы проходят по допустимой нагрузке.
Выберемпроходные изоляторы на ПГВ.
Проходныеизоляторы выбираются по номинальному напряжению, номинальному току ипроверяются на механическую прочность.
Расчетный токIр=437,56А был определён ранее в пункте 8.2.
Расчётноеусилие на изгиб:
/> (8.2.10)
/>Н.
Из [8] выбираемпроходные изоляторы, ИП–10/630–750УХЛ1 со следующими каталожными данными:: Uном=10 кВ; Iном=630 А; Fразр=750 H.
Допустимаянагрузка: />Н.
Так как Fдоп=450Н> Fpacч=434,3Н, то изоляторы проходят по допустимой нагрузке.
Выберемвыключатель нагрузки.
Условия еговыбора:
1. пономинальному напряжению;
2. пономинальному длительному току.
Условияпроверки выбранного выключателя нагрузки:
1. проверкана отключающую способность;
2. проверкана электродинамическую стойкость:
2.1. попредельному периодическому току;
2.2. поударному току КЗ;
3. проверкана термическую стойкость (если требуется).
Согласно [2]по режиму КЗ при напряжении выше 1000 В не проверяются:
1. аппаратыи проводники, защищённые плавкими предохранителями с вставками на номинальныйток до 60 А – по электродинамической стойкости;
2. аппаратыи проводники, защищённые плавкими предохранителями независимо от ихноминального тока и типа, – по термической стойкости.
Проверку навключающую способность делать нет необходимости, так как имеетсяпоследовательно включенный предохранитель.
Расчётныеданные сети:
Расчётный токпослеаварийного режима Iр=41,12А был определён ранее привыборе выключателя на отходящей линии;
Действующеезначение периодической составляющей начального тока КЗ Iпо=8,45 кА было рассчитано ранее в пункте 7.2.;
ДляКТП-630-81 тип коммутационного аппарата на стороне 6(10) кВ согласно [8] —выключатель нагрузки типа ВНРу-10 или BНРп-10.
Согласноусловиям выбора с учётом вышесказанного из [8] выбираем выключатель нагрузкиВНРп-10/400-10зУЗ со следующими параметрами: Uном=10 кВ; Iном=400 А; Iн откл=400 А; iпрскв=25 кА; Iпр скв=10 кА; IТ=10 кА, tT=l с.
Iпо=8,45 кА
iуд=19.87 кА
Iр=41,12 А
Выберемпредохранитель.
Условия еговыбора:
1. пономинальному напряжению;
2. пономинальному длительному току.
Условия проверкивыбранного предохранителя:
1. проверка наотключающую способность.
Расчётный токIр=41,12 А был определён ранее.
Согласноусловиям выбора из [8] выбираем предохранитель ПКТ103-10-100-12,5УЗ соследующими каталожными данными: Uном=10 кВ; Iном=100 А; Iноткл=12,5 кА.
Iпо=8,45 кА
8.3 Выбораппаратов напряжением 0,4 кВ
Выберемавтоматический выключатель.
Условия еговыбора:
1. пономинальному напряжению;
2. пономинальному длительному току.
Условияпроверки выбранного автомата:
1. проверкана отключающую способность.
Ранее в 7.3.был выбран автомат типа АВМ10Н с Uн=0,38 кВ; Iн=1000 А; Iн откл=20кА.
Проверка наотключающую способность:
Iпt=12,87 А ≤ Iн откл=20 А.
Выбранныйавтомат проходит по условию проверки.
9. ПРОВЕРКАКЛЭП НА ТЕРМИЧЕСКУЮ СТОЙКОСТЬ
Согласно [2]выбранные ранее кабели необходимо проверить на термическую стойкость при КЗ вначале кабеля. Проверять будем кабели, от–ходящие от ПГВ, РП, т.к. для остальныхКЛЭП неизвестны токи КЗ.
Проверкапроизводится по условию:
/> , (9.1)
где с=94-термическийкоэффициент для кабелей с алюминиевыми однопроволочными жилами и бумажнойизоляцией согласно [8], А·с2/мм2;
tоткл. — время отключения КЗ, с;
tа — постоянная времени апериодической составляющей токаКЗ, с;
F- сечение КЛЭП, мм2.
Рассмотримрасчет на примере РП1-ТП1.
/>кА
Увеличимсечение до 95 мм2, тогда
/>кА, что допустимо
Результаты провеликабелей на термическую стойкость представлены в таблице 18.
Таблица 18.Результаты проверки КЛЭП на термическую стойкость.Наименование КЛЭП
F, мм2
Iтер, кА
Iкз, кА ПГВ-РП1 240 25,22 8,45 РП1-ТП1 16 1,68 8,45 РП1-ТП2 50 5,25 8,45 РП1-ТП3 16 1,68 8,45 РП1-ТП4 70 7,36 8,45 ПГВ-РП2 95 9,98 8,45 РП2-ТП5 25 2,63 8,45 РП2-ТП6 70 7,36 8,45 ПГВ-ТП7 16 1,68 8,45 ПГВ-ТП8 16 1,68 8,45 ПГВ-ТП9 16 1,68 8,45 ПГВ-ТП10 16 1,68 8,45 ПГВ-ТП12 50 5,25 8,45 ПГВ-РП3 95 9,98 8,45 РП3-ТП11 16 1,68 8,45 РП3-ТП13 50 5,25 8,45
10. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
Распределительные сети6-220 кВ промышленных предприятий обычно имеют простую; конфигурацию ивыполняются, как правило, радиальными или магистральными. Силовыетрансформаторы подстанций на стороне низшего напряжения обычно работаютраздельно. Поэтому промышленные электросети и электроустановки для своей защитыот повреждений и анормальных режимов в большинстве случаев не требуют сложныхустройств релейной защиты. Вместе с тем особенности технологических процессов исвязанные с ними условия работы и электрические режимы электроприёмников и распределительныхсетей могут предъявлять повышенные требования к быстродействию,чувствительности и селективности устройств релейной защиты, к их взаимодействиюс сетевой автоматикой: автоматическим включением резервного питания (АВР),автоматическим повторным включением (АПВ), автоматической частотной разгрузкой(АЧР).
Исходнымиданными определено произвести расчёт релейной защиты трансформаторов ПГВ.
Согласно [3]для трансформаторов, устанавливаемых в сетях напряжением 6 кВ и выше, должныпредусматриваться устройства релейной защиты от многофазных коротких замыканийв обмотках и на выводах, однофазных коротких замыканий в обмотке и на выводах,присоединённых к сети с глухозаземлённой нейтралью, витковых замыканий вобмотках, токов в обмотках при внешних КЗ и перегрузках, понижений уровня маслав маслонаполненных трансформаторах и в маслонаполненных вводах трансформаторов.
10.1 Защитаот повреждений внутри кожуха и от понижений уровня
масла
Тип защиты —газовая, реагирующая на образование газов, сопровождающих повреждение внутрикожуха трансформатора, в отсеке переключателя отпаек устройства регулированиякоэффициента трансформации (в отсеке РПН), а также действующая при чрезмерномпонижении уровня масла. В качестве реле защиты в основном используются газовыереле. При наличии двух контактов газового реле защита действует в зависимостиот интенсивности газообразования на сигнал или на отключение.
Типовымисхемами защиты предусматривается в соответствии с требованиями ПУЭ возможностьперевода действия отключающего контакта газового реле (кроме реле отсека РПН)на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающегоконтактов реле. Газовое реле отсека РПН должно действовать только наотключение.
Привыполнении газовой защиты с действием на отключение принимаются меры дляобеспечения надёжного отключения выключателей трансформатора прикратковременном замыкании соответствующего контакта газового реле.
Газоваязащита установлена на трансформаторах ПГВ и на внутрицеховых трансформаторахмощностью 630 кВА и более. Применяем реле типа РГУЗ-66.
Защита отповреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа,может быть выполнена и с помощью реле давления, а защита от понижения уровнямасла — реле уровня в расширителе трансформатора.
10.2 Защитаот повреждений на выводах и от внутренних повреждений
трансформатора
Для этой целибудем использовать продольную дифференциальную токовую защиту, действующую безвыдержки времени на отключение повреждённого трансформатора от неповреждённойчасти электрической системы с помощью выключателя. Данная защита осуществляетсяс применением реле тока, обладающих улучшенной отстройкой от бросковнамагничивающего тока, переходных и установившихся токов небаланса. Согласнорекомендациям [3] будем использовать реле с торможением типа ДЗТ-11.Рассматриваемая защита с реле ДЗТ-11 выполняется так, чтобы при внутреннихповреждениях трансформатора торможение было минимальным или совсемотсутствовало. Поэтому тормозная обмотка реле обычно подключается к трансформаторамтока, установленным на стороне низшего напряжения трансформатора.
Произведёмрасчёт продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторов ПГВ,выполненной с реле типа ДЗТ- 11.
Для этогосначала определим первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора,соответствующие его номинальной мощности:
/> (10.2.1)
где Sном — номинальная мощность защищаемоготрансформатора, кВА;
Uном ср— номинальное напряжениесоответствующей стороны, кВ.
Ток длявысшей стороны напряжения:
/>А
для низшейстороны напряжения:
/>
Применяемтрансформаторы тока с nт вн=50/5 и nт нн.=1000/5. Схемы соединениятрансформаторов тока следующие: на высшей стороне Δ, на низшей стороне —Y. Определим соответствующие вторичные токи в плечах защиты:
/> (10.2.2)
где Ксх— коэффициент схемы включения реле защиты, который согласно [3] для ВН равен />, для НН – 1.
Тогда сиспользованием выражения (10.2.2):
/>А
/>А.
Первичныйминимальный ток срабатывания защиты определяется из условия отстройки от броскатока намагничивания:
/> (10.2.3)
где Котс=1,5–– коэффициент отстройки.
/>А.
Расчётный токсрабатывания реле, приведённый к стороне ВН:
/>А.
Расчётноечисло витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны ВН:
/> (10.2.4)
где Fcp=100— магнитодвижущая сила срабатывания реле, А.
/>А
Согласноусловию WВН ≤WВН.pаcч принимаем число витков WВН=7, что соответствует минимальному току срабатывания защиты:
/>А
Расчётноечисло витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны НН:
/>, (10.2.5)
/>
Принимаемближайшее к />целое число, то />.
Определимрасчётное число витков тормозной обмотки, включаемых в плечо защиты со стороныНН:
/>, (10.2.6)
где e=0,1 — относительное значение полнойпогрешности трансформатора тока;
Δu — относительная погрешность,обусловленная РПН, принимается равной половине суммарного диапазонарегулирования напряжения;
a – угол наклонакасательной к тормозной характеристике реле типа ДЗТ-11, tg a=0,75.
ДляТДН-1000/110 Δu=0,5·2·9·0,0178=0,16
/>
Согласностандартного ряда, приведённого в [3], принятое число витков тормозной обмоткидля реле ДЗТ-11 wT=9.
Определимчувствительность защиты при металлическом КЗ в защищаемой зоне, когдаторможение отсутствует. Для этого определим ток КЗ между двумя фазами настороне НН трансформатора:
/>кА; />.
Коэффициентчувствительности:
/>, (10.2.7)
/>,
чтоудовлетворяет условиям.
Определимчувствительность защиты при КЗ в защищаемой зоне, когда имеется торможение.
Вторичныйток, подводимый к рабочей обмотке реле:
/> (10.2.8)
/>А.
Вторичныйток, подводимый к тормозной обмотке:
/>А
Рабочая МДСреле:
/>, (10.2.9)
/>Н.
Тормозная МДСреле:
/> (10.2.10)
/>Н.
Похарактеристике срабатывания реле, приведённой в [10], графически определяемрабочую МДС срабатывания реле: Fc.p=102 Н. Тогда коэффициентчувствительности:
/>, (10.2.11)
/>, что удовлетворяет условиям.
10.3Максимальная токовая защита
На стороне ННток срабатывания защиты МТЗ–1:
/>, (10.3.1)
где К0=1,2– коэффициент отстройки;
Кв=0,85– коэффициент возврата реле РТ–40.
/> А.
На стороне ВН(110 кВ) ток срабатывания защиты МТЗ–2:
/>, (10.3.2)
/>А.
Токсрабатывания реле на стороне ВН:
/>, (10.3.3)
/>А.
Коэффициентчувствительности МТЗ–2
/>, (10.3.4)
/>, что удовлетворяет условию.
Токсрабатывания реле на стороне НН:
/>, (10.3.5)
/>А.
Коэффициентчувствительности в основной зоне:
/>, (10.3.6)
/>, что удовлетворяет условию.
Коэффициентчувствительности в резервной зоне:
/>, (10.3.7)
/>, что удовлетворяет условию.
Защита отперегрузки:
/>, (10.3.8)
/>А.
/> А.
10.4 Защитаот токов внешних многофазных КЗ
Защитапредназначена для отключения внешних многофазных КЗ при отказе защиты иливыключателя смежного повреждённого элемента, а также для выполнения функцийближнего резервирования по отношению к основным защитам трансформатора(дифференциальной и газовой). В качестве защиты трансформатора от токов внешнихКЗ используются:
1 токовыезащиты шин секций распределительных устройств низшего и среднего напряжений,подключенных к соответствующим выводам трансформатора;
2 максимальнаятоковая защита с пуском напряжения, устанавливаемая на стороне высшегонапряжения защищаемого трансформатора.
Защита,установленная на стороне ВН, выполняется на двухобмоточных трансформаторах сдвумя, а на трёхобмоточных с тремя реле тока. Реле присоединяются ко вторичнымобмоткам ТТ, соединённым, как правило, в треугольник.
Непосредственноевключение реле защиты от токов внешних КЗ в токовые цепи дифференциальнойзащиты не допускается.
10.5 Защитаот токов внешних замыканий на землю на стороне ВН
Защитапредусматривается для трансформаторов с глухим заземлением нейтрали обмоткивысшего напряжения при наличии присоединений синхронных электродвигателей вцелях резервирования отключения замыканий на землю на шинах питающей подстанциии для ускорения отключения однофазного КЗ в питающей линии выключателяминизшего напряжения трансформатора. Реле максимального тока защиты подключаетсяк трансформатору тока, встроенному в нулевой вывод обмотки ВН трансформатора.
10.6 Защитаот токов перегрузки
Согласно [3]на трансформаторах 400 кВА и более, подверженных перегрузкам, предусматриваетсямаксимальная токовая защита от токов перегрузки с действием на сигнал свыдержкой времени. Устанавливается на каждой части расщеплённой обмотки.Продолжительность срабатывания такой защиты должна быть выбрана примерно на 30%больше продолжительности пуска или самозапуска электродвигателей, получающихпитание от защищаемого трансформатора, если эти процессы приводят к егоперегрузке.
11. ЗАЩИТАПОДСТАНЦИИ ОТ ГРОЗОВЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
И ПРЯМЫХУДАРОВ МОЛНИИ
Перенапряжения- это такие повышения напряжения, которые представляют опасность для изоляцииэлектрических установок.
Основнымаппаратом защиты от набегающих волн является вентильный разрядник. Для ПГВпредприятия, выполненной по упрощенной схеме с короткозамыкателем иотделителем. Расстояние от разрядника до выводов трансформатора не должнопревышать допустимого значения. Эти значения приведены в ПУЭ в зависимости оттипа опор, длины подхода, группы разрядников и числа подключенных к подстанциилиний. Вентильные разрядники подключают к контуру заземления подстанции по кратчайшемупути.
Дляуменьшения токов однофазного КЗ нейтрали трансформаторов 110 кВ, реже 220 кВ,могут быть временно или постоянно разземлены. При воздействии волн атмосферныхперенапряжений на линейные вводы трансформаторов на нейтрали могут развитьсяколебания, приводящие к значительному повышению напряжении над уровнем изоляциинейтрали. Для ограничения этих перенапряжений в нейтраль трансформаторавключают вентильный разрядник с номинальным напряжением на класс ниже, чемкласс изоляции трансформатора.
Подстанцииотносятся к 1 категории зданий и сооружений по устройству молниезашиты.Согласно [10] рис.2.5.14 для защищаемой подстанции ожидаемое число поражениймолнией в год колеблется от 40 до 60 часов.
Всоответствие с ПУЭ в данном случае обязательной молниезащите подлежат как ОРУ110 кВ, так и ЗРУ 6 кВ. Зона защиты должна обладать степенью надежности 99.5% ивыше (зона защиты типа А).
Защиту отпрямых ударов молнии на ПГВ выполняем стержневыми молниеотводами,установленными на линейных порталах и на опорах возле здания ЗРУ. При установкемолниеотводов на порталах необходимо выполнить следующие условия:
— отмолниеотвода обеспечено растекание тока молнии по магистралям заземления неменее чем в 3-4 направлениях;
— нарасстоянии 3-5м от молниеотвода установлены 2-3 вертикальных электрода длиной5м;
— заземляющиепроводники вентильных разрядников и трансформаторов присоединены к заземляющемуустройству подстанции вблизи друг друга.
Произведемрасчет внешних очертаний зоны защиты четырех молниеотводов. При этом используемте же приемы, что и для двойных молниеотводов, взятых попарно в определеннойпоследовательности.
Для расчетапринимаем: -высота защищаемого объекта hx=11м;
-высотамолниеотводаh=25м; -расстояния междумолниеотводами L1=28,85M; L2=4 1,75м; L3=38,14м;
Определяемпараметры зоны защиты, учитывая, что L>h.
Высотарасположения минимальной зоны
/> м.
Радиус зонызащиты на уровне земли
/> м.
Радиус зонызащиты на уровне hx
/> м.
Параметры hc, гс определим,рассматривая молниеотводы попарно
/> м.
/>м.
/> м.
Рассчитаемзаземляющее устройство подстанции 110/6кВ. В целях обеспечения требований ПУЭзаземлитель выполняем сложным, состоящим из многих взаимно пересекающихсягоризонтальных электродов и контура из вертикальных электродов.
Продольныезаземлители прокладываем вдоль осей электрооборудования на глубине 0,7 м нарасстоянии 1 м от фундаментов или оснований электрооборудования.
Поперечныезаземлители прокладываем в удобных местах между оборудованием на глубине 0,7 ми расстоянием между проводниками не более 12 м. В углах каждой ячейки сеткипересекающиеся проводники должны быть надежно сварены.
Вертикальныеэлектроды располагаем по периметру подстанции. Расстояние от границ заземлителядо ограды электроустановки принимаем Зм. Ограда в этом случае не заземляется.Длина электродов из круглой стали диаметром 20 мм — 5 м, глубина погружениявершины ниже уровня земли -0.7м.
Горизонтальныеэлектроды — полосы 40х4 мм2 глубиной заложения 0,7м.
Для стороны110 кВ при эффективно заземленной нейтрали требуется сопротивление заземления0,5 Ом. Для стороны 10 кВ — 10 Ом. Т.о. в качестве расчетного принимаемсопротивление R3=0,5 Ом.
Подстанциязанимает площадь S=792 м2.Удельное сопротивление земли r0=40 Ом·м.
Длинагоризонтальных полос с учетом продольных и поперечных
/>/>м.
Действительныйсложный заземлитель заменяем квадратной расчетной моделью со стороной
/>м.
Число ячеекпо сторонам модели равно
/>
Принимаемm=14. Тогда
/>м.
Длина стороныячейки
/>
Принимаем длявертикальных электродов а/1=2. Тогда число электродов
/>
Относительнаяглубина погружения вертикальных электродов
Lb =5·12 = 60 м.
Посколькуполученное значение находится в пределах 0,1–0,5, то
/>
/>Ом.
Полученноеудовлетворяет необходимым требованиям.
12. РАСЧЕТЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА
Защитноезаземление необходимо для обеспечения безопасности персонала при обслуживанииэлектроустановок. К защитному заземлению относятся заземления частей установки,нормально не находящиеся под напряжением, но которые могут оказаться под нимпри повреждении изоляции. Заземление позволяет снизить напряжение прикосновениядо безопасного значения.
Произведёмрасчёт заземляющего устройства подстанции ПГВ.
Установимнеобходимое допустимое сопротивление заземляющего устройства. В данном случаезаземляющее устройство используется одновременно для установок выше 1000 В сзаземлённой нейтралью и изолированной нейтралью. Согласно [12] сопротивлениерастекания Rз для установок выше 1000 В с заземлённой нейтралью R3≤ 0,5 Ом, а для установок выше 1000 В с изолированной нейтралью R3≤/>, но не более 10 Ом. Издвух сопротивлений выбираем наименьшее, то есть R3
Определимнеобходимое сопротивление искусственного заземлителя Rн. Так как данных о естественных заземлителях нет, то Rн = Rз=0,5 Ом.
Выберем формуи размеры электродов, из которых будет сооружаться групповой заземлитель. Вкачестве вертикальных электродов выбираем прутки диной 5 м диаметром 14 мм. Этизаземлители наиболее устойчивы к коррозии и долговечны. Кроме того, ихприменение приводит к экономии металла. Прутки погружаем в грунт на глубину 0,7м с помощью электрозаглубителей. В качестве горизонтальных электродов применяемполосовую сталь сечением 4x40 мм. Во избежание нарушения контакта при возможныхусадках грунта укладываем её на ребро. Соединение горизонтальных и вертикальныхэлектродов осуществляем сваркой.
Размерыподстанции 37x28 метров. Тогда периметр контурного заземлителя равенр=2·(37-4+28-4)=114 м, а среднее значение расстояния между электродами:
/> м, (12.1)
где na=60 – предварительное числовертикальных электродов.
Отношение а/l=1,9/5=0,38, тогда из [12]коэффициент использования вертикальных электродов Ки.верт=0,29.
Определимрасчётное удельное сопротивление грунта отдельно для горизонтальных ивертикальных электродов с учётом повышающих коэффициентов Кс, учитывающихвысыхание грунта летом и промерзание его зимой. Расчётное удельноесопротивление грунта для вертикальных электродов:
rрасч.верт=Кс.в·rо, (12.2)
где Кс.в=1,3– коэффициент сезонности для вертикальных электродов и климатической зоны 2согласно [12];
rо=40 – удельное сопротивление грунтадля глины, Ом·м.
Расчётноеудельное сопротивление грунта для горизонтальных электродов:
rрасч.гор=Кс.в·р0, (12.3)
где Кс.в=3– коэффициент сезонности для горизонтальных электродов и климатической зоны 2согласно [12];
rрасч.верт==1,3·40=52 Ом·м; rрасч.гор=3·40=120 Ом·м.
Определимсопротивление растеканию тока одного вертикального электрода:
/>, (12.4)
где 1=5 –длина вертикального электрода, м;
d=14·10-3– диаметр электрода, м;
t=3,2 –расстояние от поверхности грунта до середины электрода, м;
/>Ом.
Определимпримерное число вертикальных электродов п, при предварительно принятомкоэффициенте использования вертикальных электродов Ки.верт=0,29:
/>, принимаем nв=80.
Определимсопротивление растеканию тока горизонтального электрода:
/>, (12.5)
где 1=114 –длина горизонтального электрода, м;
t=3,2 –глубина заложения, м;
dэ– эквивалентный диаметр электрода, м; dэ=0,5·b=O,5·0,04=0,02 м;
/>Ом
Уточнённыезначения коэффициентов использования: Ки.верт=0,276; Кн.гор=0,161,тогда уточнённое число вертикальных электродов с учётом проводимостигоризонтального электрода:
/> (12.6)
/>, принимаем nву=81.
/>
отличиеменьше 10%, следовательно, окончательное число вертикальных электродов – 81.
Длявыравнивания потенциала на поверхности земли с целью снижения напряженияприкосновения и шагового напряжения на глубине 0,7 м укладываем выравнивающуюсетку с размером ячейки 6,6x6 метров. План подстанции с контурным заземлителемпредставлен на рисунке 21.
/>
Рисунок 14.Заземление ПГВ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Спроектированнаясистема электроснабжения бумажной фабрики имеет следующую структуру.Предприятие получает питание от энергосистемы по двухцепной воздушной линииэлектропередачи длиной 3 км напряжением 110 кВ. В качестве пункта приёмаэлектроэнергии используется двухтрансформаторная подстанция глубокого ввода странсформаторами мощностью 10000 кВА. Вся электроэнергия распределяется нанапряжении 10 кВ по кабельным линиям.
В результатепроделанной работы были определены следующие параметры электроснабжения. Расчетныенагрузки цехов определены по методу коэффициента спроса и статистическимметодом. В качестве расчётной нагрузки по фабрике в целом приняли нагрузку,определённую методом коэффициента спроса Sм=15931,01 кВА. Былапостроена картограмма электрических нагрузок, по которой было определено месторасположения пункта приёма электроэнергии. На основании технико-экономическогорасчёта было выбрано устройство высокого напряжения типа «выключатель». Быливыбраны силовые трансформаторы типа ТРДН-1000/110. Питающие линии марки АС-150,которые прокладываются на железобетонных опорах. Вследствие большогопроцентного содержания нагрузки 10 кВ в общей нагрузке предприятия, без ТЭРбыло выбрано рациональное напряжения распределения электроэнергии 10 кВ. Натерритории фабрики расположены 15 КТП с расстановкой БСК… Питание цеховосуществляется кабельными линиями, проложенными в земле. Для выбора элементовсхемы электроснабжения был проведён расчёт токов короткого замыкания в трёхточках. На основании этих данных были выбраны аппараты на сторонах 110 кВ, 10кВ и 0,4 кВ, а также проведена проверка КЛЭП на термическую стойкость. Былпроизведён расчёт продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторовПГВ. Был рассмотрен расчёт молниезащиты и заземляющего устройства ПГВ.
В целомпредложенная схема электроснабжения отвечает требованиям безопасности,надёжности, экономичности.
ЛИТЕРАТУРА
1. Фёдоров А.А., Вершинина С.И. Сборник заданий для курсовогопроектирования по основам электроснабжения промышленных предприятий. Учебноепособие. Чебоксары, 1968.
2. Правила устройства электроустановок. Москва,Энергоатомиздат, 1986.
3. Справочник по проектированию электроснабжения подредакцией Барыбина Ю.Г., Фёдорова Л.Е., Зименкова М.Т., Смирнова А.Г. Москва,1990.
4. Фёдоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсовогои дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий.Москва, Энергоатомиздат, 1987.
5. Диев С.Г., Сюсюкин А.И. Методические указания длявыполнения курсового проекта по электроснабжению промышленных предприятий.Омск, 1984.
6. Инструкция по проектированию электроснабжения промышленныхпредприятий. СН174-75. Москва, Госстрой СССР, 1976.
7. Справочник по проектированию электроэнергетических системпод редакцией Рокотяна С.С., Шапиро И.М. Москва, Энергоатомиздат, 1985.
8. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая частьэлектростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломногопроектирования. Москва, Энергоатомиздат, 1989.
9. Руководящие указания по релейной защите. Релейная защитапонижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. Выпуск 13Б.Расчёты. Москва, Энергоатомиздат, 1985.
10. Руководящие указания по релейной защите. Релейная защитапонижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. Выпуск 13 А.Схемы. Москва, Энергоатомиздат, 1985.
11. Зайцев А.И. Проектирование электрических подстанцийпромышленных предприятий.Учебное пособие. Томск, 1960.
12. Шкаруба М.В. Изоляция и перенапряжения в электрических системах.Методические указания. Омск, 1995.