Электроснабжение промышленных предприятий 2 скачать бесплатно на Диплом IQ

–PAGE_BREAK–

Цех №2 Рр=1350 кВт
cosφ
=0.8 I категория

Цех №3 Рр=1400 кВт
cosφ
=0.7 II категория

Цех №4 Рр=2400 кВт
cosφ
=0.9 II категория

Цех №5 Рр=2810 кВт
cosφ
=0.6 II категория
3.Данные об источнике питания.

ЛЭП — 110 кВ на расстоянии 5 км от предприятия.

ЛЭП – 35 кВ на расстоянии 5 км от предприятия.

S
” = 1500 МВ·А, 2 трансформатора ТДТГ – 63 МВ·А,
U
кз
=10,5%.

ВВЕДЕНИЕ
Проблема обеспечения украинской экономики энергоносителями – одна из самых болезненных проблем нашего времени. Газ, нефть, уголь и даже электроэнергию приходится экспортировать. Ежегодно на это затрачиваетсяоколо 8млрд. долларов, что соответствует 2/3 всего товарного экспорта. Дефицит энергоносителей влечет за собой шлейф тяжких последствий: недобор урожая, систематическое отключение населенных пунктов от электроснабжения и т.д. Поэтому проблема требует кардинального решения.

В производстве электроэнергии создалось тяжелое положение. Главные производители электроэнергии – теплоэлектростанции страдают из-за чрезмерной стоимости отечественного угля и не меньшей дороговизны газа. Затраты на производство электроэнергии выше, чем цена продажи потребителям. Не все в порядке с обеспечением атомных станций ядерным топливом. Уранового сырья вполне достаточно, но реакторные кассеты приходится импортировать из России, т.к. у нас их изготовление еще не налажено. Относительно невысокие модули стока рек ограничивают использование гидроресурсов. Доля ГЭС в общем производстве электроэнергии составляет только 4 %; эту величину обеспечивают преимущественно 8 самых больших станций на Днепре.

В связи свышеизложенным, устранение дефицита производства электроэнергии видится в создании миниэлектростанций на карпатских реках, что помогло бы одновременно с решением проблемы электроснабжения в Западном регионе предотвратить разрушительные наводнения и наладить надежное водоснабжение населенных пунктов. Наверное, следует также возродить построенные в 50 — 60-е годы миниэлектростанции, а также всемерно использовать возможность производства электроэнергии в двигателях-электрогенераторах для обеспечения собственных потребностей семейных или перерабатывающих хозяйств, а также жилья, энергоносителями для которых могут являться побочные продукты промышленного и сельскохозяйственного производства или энергия природного происхождения (например, шахтный метан, био-газ, ветер и солнце).

Дополнительное количество топлива можно получить также внедрением современных технологий при добыче и переработке нефти, угля и газа.

Как видим, существует много путей для решения энергетической проблемы: увеличение собственной добычи топлива и энергии, значительное расширение круга контрагентов – поставщиков энергоносителей, применение альтернативных видов топлива, внедрение современных технологий. Но есть еще один путь – рациональное использование, экономия топлива и энергии. Здесь незаменимы счетчики. Дело в том, что плата за энергоресурсы начисляется большей частью не по фактическим затратам. Это приводит к перерасходу средств предприятиями, углубляет платежно-расчетный кризис, что приводит к еще большему углублению энергетического кризиса.

1. Общая часть
1.1. Характеристика потребителей электроэнергии
Для более надёжного снабжения электроэнергией все потребители делятся на IIIгруппы. Данный завод является потребителем Iкатегории так как в его состав входят цеха Iкатегории.

Согласно [1, с.15] для более надёжного снабжения электроэнергией все потребители делятся на 3 группы. Данный завод является потребителем первой категории так как в его состав входят цеха первой категории.

К электроприемникам Iкатегории относят те электроприемники перерыв в электроснабжении которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, большой ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции. Электроприемники Iкатегории должны питаться от 2 независимых взаиморезервирующих источников питания, перерыв в электроснабжении которых может допускаться только на время включения АВР.

В Iцехе основными потребителями электроэнергии являются:

· Задвижки

· Прессы

· Компрессоры

· Конвейеры

1.2.Расчёт электрических нагрузок

Расчетные нагрузки определяем методом коэффициента максимума, положенным в основу «Указаний по определению электрических нагрузок в промышленных установках».

Рассмотрим ряд понятий данного метода:

Определяем номинальную мощность электроприемников по формуле

Рн.общ =N·Pmax+ N·Pmin (1)

где N-максимальное и минимальное значение электроприемников, работающие в разные смены.

Pmax-максимальное значение мощности в наиболее загруженную смену, кВт

Pmin-минимальное значение мощности в наиболее разгруженную смену, кВт

Определяем m по формуле

m=Pmax/ Pmin (2)

где Pmax-максимальное значение мощности в наиболее загруженную смену, кВт

Pmin-минимальное значение мощности в наиболее разгруженную смену, кВт

Определяем коэффициент использования

Kи=Pср/ Рн (3)

где Рср – средняя мощность за единицу времени,

Рн — номинальная мощность электроприемника

Данные коэффициенты просчитаны для разных видов электроприемников и определяются по [ ]

Определение nэпо данной формуле рекомендуется производить при числе электроприемников в группе до пяти. При большем числе приемников в связи с возникающими техническими трудностями рекомендуется пользоваться следующими упрощенными способами вычисления nэ, допустимая погрешность которых лежит в пределах 10%.

Для электроприемников в группах 2 – 4, где n≥ 5 допускается принимать nэравным действительному числу электроприемников nпри условии, что отношение номинальной мощности наибольшего приемника к номинальной мощности наименьшего приемника меньше трех:

m=Рн/Рнмин

при n≤ 5; m3; Ки

nэ= n,

гдеn – количество электроприёмников данной группы.

Коэффициент максимума Км– определяется по кривым Км=f(nэ) или таблицам, приведенным в [ ]

Суть метода коэффициента максимума заключается в следующем:

Определяем сменную активную и реактивную нагрузки за наиболее загруженную смену по формулам:

Рсм=км*Рн (4)

где Рн — активная номинальная мощность, кВт;

ки — коэффициент использования электроприемника

Qсм= Рсм*tg (5)
Определяем расчетную активную и реактивную мощность

Рр= Км* Рсм.кВА (6)

где Км — коэффициент максимума,

Рсм — сменная активная нагрузка

Qр=Км*Qсм, кВАР (7)

Определяем расчетную полную мощность

кВА (8)

Определяем полную суммарную расчетную мощность по цеху №1

кВА (9)

Определяем расчетные токи

А, (10)

где -номинальное напряжение, кВ.

Определяем суммарный расчетный ток по цеху №1

, А (11)

Определяем для цеха №1

(12)
Расчет нагрузок выполняем по вышеприведенным формулам сводим в таблицу 1

Найдём Рн.общ по формуле(1)

Рн.общ =

Найдём m по формуле (2)

m = 32/4,5=4

Найдём Ки по формуле (3)

Ки=0,15

Найдем nэ

nэ= n≥5; Кис

nэ=n

nэ=55

Найдём Км по справочной литературе

Км=1,3

Найдём Рср по формуле(4)

Рсм=0,15·720=108 кВт

Найдём Qср по формуле(5)

Qсм=108·1,02=110 кВАр

Найдём Pp по формуле(6)

Pp=1,3·108=140 кВт
Найдём Qp по формуле(7)

Qp=1,1·110=121 кВАр

Найдём полную мощность для одного приёмника по формуле(8)

Sp=√1402+1212=√19600+14641 =√34241=185 кВА

Найдём ток для 1 приёмника (10)

Iр=185/√3*0,4=267А

Найдём полную мощность для завода цеха по формуле(9)

Sp=√9432+8672=√889249+751689=√1640938=1291 кВА

Рассчитаем ток по цеху № 1 (10)

Iр макс = 1291/√3*0.4= 1866А

Остальные данные по электроприёмникам сводим в таблицу (2)
Таблица.2 Данные по электроприёмникам первого цеха

№

Сменная мощность

Nэ

Км

Расчетная мощность

Iр

Рсм

Qсм

108

110

1,3

140

121

185

267

417

555

1,21

505

555

750

1084

1,15

192

144

1,3

250

144

289

418

759

852

943

867

1291

1866
продолжение
–PAGE_BREAK–

Далее производим расчет нагрузок по заводу в целом:
Сначала определяю реактивную расчётную мощность каждого цеха по формуле:

Qц=Pц/tgц (13)

где Qц— расчётная реактивная мощность цеха, кВАр

tgц— тангенс угла сдвига фаз данного цеха.

Qц=1700*0,72=1224кВАр

Полную расчётную мощность каждого цеха определяем из выражения:

Sц=Pц/cosц (14)

где Sц — расчётная полная мощность данного цеха, кВА

cosц — косинус угла сдвига фаз данного цеха.

Sц=1700/0,81=2099кВА

Определяемрасчётнуюактивнуюмощностьзаводаизвыражения:

Рр з=Рц (15)

где Рр з — расчётная активная мощность завода, кВт;

Рр з=9643кВт

Определяемрасчётнуюреактивнуюмощностьзаводаизвыражения:

Qр з=ΣQц (16)

где Qр з— расчётная реактивная мощность завода, кВАр;

Qр з=10510кВАр

Определяемрасчётнуюполную мощностьзавода по формуле:

Sр з=Pр з2+Qр цз2 (17)

где Sр з— расчётная полная мощность завода, кВА;

Sр з=96432+ 105102 =203447549=14263кВА

Определяем приблизительные активные потери в трансформаторах по формуле:

Рт=0,02Sр з (18)

где Рт — приблизительные активные потери в трансформаторах, кВт;

Рт=0,02.14263=285кВт

Определяем приблизительные реактивные потери в трансформаторах по формуле:

Qт=0,1Sр з (19);

где Qт— приблизительные реактивные потери в трансформаторах, кВАР;

Qт=0,1.14263=1426кВАР

Определяем расчётную активную мощность завода с учётом приблизительных потерь в трансформаторах из выражения:

Рр=Рр з+Рт (20);

где Рр — расчётная активная мощность завода с учётом приблизительных потерь в трансформаторах, кВт;

Рр=9643+285=9928кВт

Определяем расчётную реактивную мощность завода с учётом приблизительных потерь в трансформаторах из выражения:

Qр=Qр з+Qт (21);

где Qр— расчётная реактивная мощность завода с учётом приблизительных потерь в трансформаторах, кВАР;

Qр=10510+1426=11936кВАр

Вычисляем полную расчётную мощность завода с учётом приблизительных потерь в трансформаторах по формуле:

Sр=Pр2+Qр2 (22)

где: Sр— расчётная полная мощность завода с учётом потерь в трансформаторах, кВА;

Sр=99282+119362=241033280=15525кВА

Расчётную активную мощность каждого цеха берем из[приложение А].

Данные по каждому цеху заносим в таблицу (1.3)

Таблица 3.Данные расчёта нагрузок по заводу

1.3. Компенсация реактивной мощности
Большая часть промышленных приемников в процесс работы потребляет из сети, помимо активной мощности Р, реактивную мощность Q. Основными потребителями реактивной мощности являются асинхронные двигатели (60-65% общего потребления реактивной мощности), трансформаторы (20-25%). В зависимости от характера электрооборудования его реактивная нагрузка может составлять до 130% по отношению к активной. Передача значительной реактивной мощности по линиям и через трансформаторы невыгодна по следующим причинам: возникают дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения, возникают дополнительные потери напряжения.

Загрузка реактивной мощностью линий электропередачи и трансформаторов уменьшает их пропускную способность и требует дополнительных мероприятий по увеличению пропускной способности сети (увеличение сечений проводов воздушных и кабельных линий, увеличение номинальной мощности и количества трансформаторов подстанций и т.п.)

Энергосистема устанавливает лимит реактивной мощности для каждого предприятия, а ее дефицит покрывает само предприятие.

Повышение коэффициента мощности на предприятии достигается применением различных компенсирующих устройств: статических конденсаторов, синхронных двигателей, синхронных компенсаторов.

Высокая удельная стоимость синхронных компенсаторов небольших мощностей и большие потери активной мощности в них обуславливает их применение лишь значительных мощностей (от 5000 кВАр и выше) на крупных подстанциях.

Наиболее распространенный способ компенсации реактивной мощности в цехах промышленных предприятий – конденсаторы. Мощность конденсаторов в одном элементе составляет 4 – 10 квар. Из этих элементов собираются батареи требуемой мощности. Обычно батареи конденсаторов включаются в сеть трехфазного тока по схеме треугольника.
Выполним выбор мощности компенсирующего устройства:

Общая величина реактивной мощности Qропределена в разделе 1.2(Расчёт электрических нагрузок).

Производим расчёт компенсирующего устройства. Средневзвешенный тангенс угла сдвига фаз завода определяю из выражения

tgз=Qр/Pр (23);

где tgз–тангенс угла сдвига фаз завода;

tgз=11936/9928=1,2

Мощность компенсирующего устройства определяю из формулы:

Qк у=Pр*(tgз-tgс) (24)

где Qк у— мощность компенсирующего устройства завода, кВАр;

tgс— тангенс угла сдвига фаз энергосистемы.

tgс для энергосистемы Донбасса равен 0,05.

Qк у=9928*(1,2-0,05)=11417,2 кВАР
По справочнику [ ] принимаем тип батарей статконденсаторов. Определяем количество батарей статконденсаторов по формуле:

n=Qк у/q (25);

где n— количество батарей статконденсаторов;

q— мощность одной батареи, кВАр;

n=11417,2/50≈229

Округляю количество батарей статконденсаторов до ближайшего целого числа.

Определяю фактическую мощность компенсирующего устройства по формуле:

Qк у’=n’*q (26);

где: Qк у’- фактическая мощность компенсирующего устройства, кВАр;

n’- округлённое число батарей статконденсаторов.

Qк у’=228*50=11450 кВАр

Определяю расчётную полную мощность завода с учётом компенсации реактивной мощности из выражения:

Sp’=Pp2+(Qp-Qк у’)2 (27);

Sp’=99282+(11936-11450)2=98801380=9939,16 кВА
Окончательно к установке в цеховой ТП принимаю батарею статконденсаторов типа КС – 6,3/75, схема соединения которых приведена на рис. 1, а схема подключения к шинам 10кВ приведена в графической части курсового проекта.

Рисунок.1 Присоединение батареи стат.конденсаторов к шинам
1.4. Выбор места расположения ГПП
С целью определения места расположения ГПП предприятия, а также цеховых ТП при проектировании строят картограмму электрических нагрузок. Картограмма представляет собой размещенные на генеральном плане предприятия или плане цеха окружности, площадь которых соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам. Целесообразно строить картограммы отдельно для активной и реактивной нагрузок, так как питание потребителей активной и реактивной мощностью может осуществляться от разных источников

Проводим две диагонали из углов цеха, место их пересечения и будет центром цеха. Переводим центр на координатную плоскость определяем X, Y.

Находим координату Xцентра завода.

X=Ppi·X/∑Ppi (24)

где – Ppi– Рр активная нагрузка цеха, кВт

X– координата центра цеха по X, мм

∑Ppi– активная мощность завода.

Находим координату Yцентра завода

Y= Qpi·Y/∑Qpi (25)

где – Qpi– Qр активная нагрузка цеха, кВАр

Y– координата центра цеха по Y, мм

∑Qpi– активная мощность завода, мм
Находим радиус нагрузок в цехах по формуле

(26)
где – Рр – расчётная активная мощность цеха, кВт

m– масштаб по чертежу m=0,1

π = 3.14
Таблица 4. Координаты центра цехов

Применяя вышеперечисленные формулы получаем следующие данные

Находим координату X0 по формуле (24)

X=943*87+1700*256+2200*578+1500*155+1400*408+1900*650/(943+1700+

+2200+1500+1400+1900)= 3827541/9643=395 мм

Находим координату Y0 по формуле (25)

Y=943*317+1700*317+2200*320+1500*110+1400*110+1900*112/(943+1 700+2200+1500+1400+1900)=215 мм

Находим радиусы нагрузок 1 цеха по формуле (26)

r1=√943/3,14·0,15=√943/0,471= 54,8 мм

Данные по радиусам остальных цехов сводим в таблицу 5.
Таблица 5. Радиусы нагрузок цехов

1.5 Выбор числа и мощности трансформаторов

На цеховых подстанциях устанавливается, как правило, два трансформатора. Установка одного трансформатора допускается только при наличии потребителей лишь третьей категории.

Установка трёх трансформаторов возможна в виде исключения при наличии специального обоснования.

Отечественной промышленностью выпускаются трансформаторы для цеховых трансформаторных подстанций 6/0,4 кВ до 1600 кВА. При необходимости подачи большей мощности строят несколько ТП, но не увеличивают мощность трансформаторов на ТП.

Для двухтрансформаторной ТП выбор мощности трансформатораосуществляется по формуле: рекомендуется принимать следующие коэффициенты загрузки трансформаторов:

— при преобладании нагрузок Ι категории для двухтрансформаторных ТП ;

— при преобладании нагрузок ΙΙ категории для однотрансформаторных ТП ;

— при преобладании нагрузок ΙΙ категории для однотрансформаторных ТП, а также при нагрузках 3 категории .

Производим расчет числа и мощности трансформаторов для ГПП.

Определяем необходимую мощность трансформатора

кВА, (27)

где — полная расчетная мощность по цеху, кВА;

N — число трансформаторов;

— коэффициент нагрузки.

Определим номинальную мощность трансформатора

Sнтр = 0,7 Sр (28)
Производим проверку загрузки трансформаторов в нормальном и аварийном режиме работы.

Кзнорм.р = Sp/2Sнт

Кзав.р = Sр/Sнт≤ 1,4 (30)

Определяем потери мощности в трансформаторе:

∆ Рт = ∆Рхх + К2з.нт. ·∆ Ркз кВт (31)

∆Qт = Sнт + Iхх/100 +. К2з.нт ∆Qкз* Sнт·Uкз/100 кВА (32)
Применяя вышеперечисленные формулы получаем следующие данные
Определим номинальную мощность трансформатора по формуле (1.32)

Sнт = 9939,16*0,7=6957,4 кВА

По [ ] выбираем трансформатор типа ТМН-10000/110 со следующими данными: Рхх =14 кВт, Ркз =60 кВт, Iхх= 0,9%, Uкз =10,5%.

Данные по остальным трансформаторов сводим в таблицу (6)

Таблица 6. Данные выбранных трансформаторов

Наименование

Выбранный

трансформатор

Кол-во

кВт

Цех №1

ТМ 1000/10

2.1

11,6

1,4

5,5

0,45

0,9

Цех №2

ТМ 400/10

0,92

5,5

2,1

4,5

0,45

0,91

Цех №3

ТМ 1000/10

2.1

11,6

1,4

5,5

0,52

1,04

Цех №4

ТМ 1600/10

2,8

1,3

5,5

0,45

0,9

Цех №5

ТМ1600/10

2,8

1,3

5,5

0,35

0,71

Цех №6

ТМ 1600/10

2,8

1,3

5,5

0,46

0,93

ГПП

ТМН 10000/110

0,9

10,5

0,49

0,99

.
Производим проверку загрузки трансформаторов в нормальном и аварийном режиме работы по формуле (29)

Кзнорм.=9939,16/2*10000=0,49

Кзавр.=9939,16/10000=0,99

Коэффициент загрузки удовлетворяет аварийному режиму работы трансформатора.

Определяем потери мощности в трансформаторе по формуле(31 — 32).

∆ Рт = 2,1+0,452*11,6=4,5 кВт

∆Qт = 14+11 = 25 кВАр

Данные по остальным цехам сводим в таблицу (7)
Таблица 7. Погрешности трансформаторов

продолжение
–PAGE_BREAK–
Рассчитаем нагрузки цехов с учетом потерь в трансформаторах
Определяем сумму потерь мощности в трансформаторах:

Δ Qт=∑Δ Qт (33)

∆ Рт=∑∆ Рт (34)

Определяем нагрузки с учетом потерь в трансформаторах:

Рр=Рр.з+∆ Рт (35)

Qр= Qр.з+ Δ Qт (36)

Определяем полную расчетную нагрузку завода с учетом потерь и компенсацией реактивной мощности:

Sр”= Рр2+( Qр-Qку’)2 (37)

Согласно вышеизложенных формул произведем расчет

Определяем суммарную потерю мощности в трансформаторах согласно формулам (33 — 34):

Δ Q=25+12,2+28,9+38,6+31,6+39,4+342,1=517,8 кВАР

∆ Рт=4,5+2,1+5,24+6,45+5+6,6+28,4=58,29 кВт

Определяем нагрузки с учетом потерь в трансформаторах согласно формулам (35 — 36):

Рр=9643+58,29=9701,29 кВт

Qр=10510+517,8=11027,8 кВАР

Определяем полную расчетную нагрузку завода с учетом потерь и компенсацией реактивной мощности по формуле (37):

Sр”= 9701,292+(11027,8-11450)2 =94293280=9710 кВА

1.6. Выбор схемы внешнего энергоснабжения
Широкое применение получили схемы внешнего электроснабжения без выключателей на стороне высшего напряжения. Вместо выключателей применяют отделитель и короткозамыкатель, что уменьшает стоимость установленного электрооборудования.

При к.з. на ЛЭП отключается выключатель главного участка. При повреждениях трансформатора, наиболее частыми из которых являются межвитковые замыкания, срабатывает газовая защита, которая дает импульс на короткозамыкатель. Последний, включаясь, создает искусственное к.з. и отключается главного участка. В бестоковую паузу отключается отделитель и выключатель низкой стороны трансформатора ГПП. При этом секция шин низкого напряжения теряет питание, которое восстанавливается включением выключателя между секциями (АВР).

Питание электроэнергией ГПП осуществляется посредством воздушной линии с напряжением 110кВ.

Выбор сечения линий, питающих ГПП предприятия

Определяем расчетный ток линии:

Iр=Sр”/3*Uн (38)

Определяемэкономически целесообразное сечение линии

Sэк=Iр/jэк, мм2, (39)

где jэк – экономическая плотность тока, jэк=1.2 А/мм2

Определяем величину тока в аварийном режиме:

Iав=2* Iр (40)

Условие проверки по нагреву

Iав≤ Iдоп

Условие проверки по потере напряжения

ΔU=(P*R+Q*X)/ Uн ≤ 5% (41)

где R=r*l– активное сопротивление линии, Ом (42)

X=xl– реактивное сопротивление линии, Ом (43)

ΔU%=100*ΔU/Uн (44)
Согласно вышеизложенных формул произведем расчет

Определяем расчетный ток линии:

Iр=9710/23*110=26 А

Определяемэкономически целесообразное сечение линии

Sэк=26/1,2=22 мм2

Принимаем по сталеалюминевый провод марки АС –25, Iдоп=130 А, r=1,27 Ом/км, x=0,38 Ом/км

Определяем величину аварийной токовой нагрузки по формуле (40)

Iав=2*26=52 А

52А ≤ 130А

Проверим данный провод по потерям согласно формулам (41,42,43) и (44)

R=1,27*14=17,78 Ом

X=0,38*14=5,32 Ом
ΔU=(9701,29*17,78+422,2*5,23)/110=1588,5 В

ΔU%=1,44% ≤ 5%, следовательно условие проверки провода по потерям напряжения выполняется.

Окончательно принимаем провод марки АС – 25.

1.7 Выбор схемы внутреннего энергоснабжения
Система внутреннего электроснабжения представляет собой распределительные линии от ГПП до цеховых трансформаторных подстанций. Схемы внутреннего электроснабжения выполняются с учетом особенностей режима работы потребителей, возможностей дальнейшего расширения производства, удобства обслуживания и т.д. Для питания цеховых ТП применяют радиальные, магистральные и смешанные схемы.

Радиальные схемы — это схемы, в которых электрическая энергия от источника питания передается прямо к цеховой подстанции.

Магистральные схемы применяются в том случае, когда потребителей достаточно много и радиальные схемы нецелесообразны.

В нашем случае применяем смешанные схемы электроснабжения.

Для участка ГПП – ТП2.1; ГПП – ТП2.2; ГПП – ТП1.1; ГПП – ТП3.1; ГПП – ТП 3.2; ГПП – ТП5.1; ГПП – ТП6.1 применяем магистральную схему электроснабжения.

Для участка ГПП – ТП4.1; применяем радиальную схему электроснабжения. Цеховые ТП запитываем напряжением 10 кВ.
Выбираем сечения линий питающих кабелей.

Сечение проводов и жил кабеля должны выбираться в зависимости от ряда факторов — технических и экономических.

Технические факторы:

· нагрев от длительного выделения тепла рабочим (расчетным) током

· нагрев от кратковременного выделения тепла током короткого замыкания

· потери (падение) напряжения в жилах кабеля от проходящего по ним тока в нормальном и аварийном режимах

· механическая прочность – устойчивость к механической нагрузке (собственный вес, гололед, ветер и т.д.)

· коронирование – фактор, зависящий от величины применяемого напряжения, сечения провода и окружающей среды

После определения минимально допустимого сечения провода по техническим условиям, производят сравнение его с экономически целесообразным сечением — выбор сечения кабеля по экономической плотности тока. Данная методика применяется для проводов и кабелей высокого напряжения.

В основу данного метода берется следующее обстоятельство: при увеличении сечения сверх определенной величины стоимости провода или кабеля возрастают за счет повышения расхода цветного металла, однако при этом уменьшается сопротивление провода или кабеля, а следовательно и величина потерь. Проведенные исследования и расчеты позволили получить следующие графики (рис. 2):

Рисунок 2 — Зависимость затрат от сечения кабеля

Определим полную мощность подводимую к рассчитываемому участку

Sр=Pр2+Qр2 (45)

где Pp= Pp2 + Pp1 + 4∆Pтп2.1 + 2∆Pтп1.1, кВт (46)

Qp= Qp2+ Qp1+ 4∆Qтп2.1 + 2∆Qтп1.1, кВАр (47)

Применяя вышеперечисленные формулы и формулы из предыдущего раздела получаем следующие данные
Определяем активную и реактивную нагрузку с учётом потерь в трансформаторе по формулам (46 — 47):

Рр=1700+943+4*2,1+2+4,5=2660,4 кВт

Qр=861+1224+4*12,2+2*25=2183,8 кВАР
Определяем полную нагрузку по формуле (45):

Sр=2660,42+2183,82=3441,9 кВА

Найдём расчётный ток по формуле (38)

Iр=3441,9/(2 3*10)=99,36 А

Определяем сечение кабеля по экономической плотности тока по формуле (39)

Sэк=99,36/1,2=82,8 мм2

По принимаю к установке кабель с алюминиевыми жилами, изоляцией из пропитанной бумаги, в свинцовой оболочке, бронированной двумя стальными лентами, с наружным покровом типа ААБ сечением 95 мм2, трехжильный (Iдоп=205 А).

Выбранный кабель проверяю по току аварийного режима по формуле (40)

Iдоп > Iав

Iав = 2Iр = 2·99,36 =198,72 А

Т.к. 205 А > 198,72 А, то выбранный кабель по нагреву проходит.

Определяем активное сопротивление в линиипо формуле (42)

R=0,329*0,101=0,033 Ом,

Определяем индуктивное сопротивление в линиипо формуле (43)

X=0,081*0,101=0,0082 Ом,

Определяем потери напряжения в проводепо формуле (41)

ΔU=(2660,4*0,033+2183,8*0,0082)/10=10,57 В

Определяем потери напряжения в кабеле в процентахпо формуле (44)

ΔU%=(100*10,57)/10000=0,106

Аналогично произвожу расчёт и выбор сечений кабелей для остальных линий и данные заношу в таблицу 8
Таблица 8. Выбор питающих кабелей

№ КТП

Мощность КТП Sр, кВА

Расчетный ток Iр, А

Аварийный ток Iав, А

Сечение жил кабеля, мм2

Марка и сечение кабеля.

1.1

1321,8

38,16

76,32

ААБ-3х35мм2

2.1

3441,9

99,36

198,72

ААБ-3х95 мм2

2.2

2382,31

68,77

137,54

ААБ-3х70 мм2

3.1

3053,56

88,15

176,3

ААБ-3х95 мм2

3.2

1526,78

44,08

88,16

ААБ-3х50 мм2

4.1

2121,47

61,24

122,48

ААБ-3х70 мм2

5.1

3323,2

111,25

222,5

ААБ-3х95 мм2

6.1

2181,33

62,97

125,94

ААБ-3х70 мм2

2. Специальная часть
2.1. Расчет токов короткого замыкания
Эксплуатация электроустановок обязательно сопровождается различными повреждениями, наиболее опасными из которых являются короткие замыкания.

Короткие замыкания обязательно должны отключаться защитными аппаратами. Однако токоведущие части и электрооборудование некоторое время находятся под воздействием токов короткого замыкания.

Различают термическое и электродинамическое воздействие токов короткого замыкания.

Основная проблема расчетов в том, выдержат ли токоведущие части электрооборудования воздействие токов короткого замыкания до момента отключения.

Рассмотрим возможные случаи короткого замыкания.

Рисунок 2. Короткие замыкания в электрических сетях
При напряжении до 1000 В все показанные виды замыканий называются короткими. В сети с изолированной нейтралью однофазное замыкание на землю не является коротким. В этом случае ток замыкания не велик и допускается работа на сигнал.

При напряжениях 110кВ и выше однофазное замыкание на землю является коротким.

Расчет токов короткого замыкания обычно ведется в относительных единицах, при этом в различных случаях пользуются понятиями как номинальных, так и фазных напряжений.

продолжение
–PAGE_BREAK–
Таблица 9. Номинальные и средние напряжения

Uн, кВ

0,38

110

220

330

Uср, кВ

0,4

6,3

10,5

115

230

345

При расчетах в относительных единицах задаются некоторые базисные величины, а остальные величины определяют в зависимости от них.

В наших расчетах мы задаемся двумя базисными величинами: полной мощностью Sб и напряжением Uб. За базисную мощность принимается Sб =100 МВА.
За базисное напряжение принимается среднее напряжение той ступени, где имеет место короткое замыкание (кВ).

Рисунок 3. Схема системы электроснабжения
Найдём токи КЗ по точкам схемы системы электроснабжения

Рассчитаем токи КЗ в точке К 1.

Выбираем базисное напряжение по таблице 9

Uб=Uср= 115 кВ

Мощность генератора энергосистемы Sб= 40 МВА

Найдём базисный ток

Iб= Sб/√3·Uб (48)

Найдём сопротивление энергосистемы

х*1= Sб/S” (49)

Трансформатор

х*2=Uк.3·Sб/100·Sн.т (50)

Воздушная линия

х*3= х*4=х0l·Sб/ Uср2 (51)

Найдём суммарное сопротивление в точке К1

х*резК1 = хх1+ хх2+ хх3/2 (52)

Ток в точке К1

IК1= Iб/ ххрез (53)

Найдём ударный ток в точке К1

iуд=Куд·√2·Iк (54)

Найдём мощность в точке К1

Sк1=√3 ·Uср· IК1 (55)

Рассчитаем токи КЗ в точке К 2.

Выбираем базисное напряжение согласно таблице 9

Uб=Uср=115кВ

Мощность генератора энергосистемы Sб=40 МВА

Найдём базисный ток согласно (48)

При расчётах на напряжениях 10 кВ и ниже нужно проверять необходимость учёта активных сопротивлений элементов (при Ххрез/3>r*рез) необходимо учитывать активные сопротивления элементов

Воздушные линии (r=0,625Ом/км)

r*3=r*4=rl·Sб/ Uср2 (56)

Трансформатор ГПП

r*5=r*6=ΔPк.з·Sб/ Sн.т2 (57)

Найдём индуктивное сопротивление
(58)

Суммарное сопротивление до точки К2

r*рез= r*3=r*4/2+ r*5=r*6/2 (59)

х*резК2= х*резК1+х*5= х*6/2 (60)

Ток короткого замыкания в точке К2 по формуле (53)

Определяем ударный ток КЗ в точке К2 определяем по (54)

Куд=1,7 при х*рез/ r*рез=10,16
Мощность короткого замыкания в точке К3 определяем по (55)

Рассчитаем токи КЗ в точке К 3.

Базисные единицы такие же как и при расчёте точки короткого замыкания К2

Определяются сопротивления элементов схемы замещения в базисных величинах. Сопротивление энергосистемы, трансформатора, воздушных линий, и трансформаторов ГПП такие же, как и при расчёте точки К2
r*7 = r*8= rl·Sб/ Uср2 (61)

х*7= х*8= х0l·Sб/ Uср2 (62)
Суммарное сопротивление до точки К3

r*рез= r*3=r*4/2+ r*5=r*6/2+ r*7 = r*8/2 (63)

х*резК3= х*резК1+ х*5= х*6/2+ х*7= х*8/2 (64)

Ток короткого замыкания в точке К3по формуле (53)

Определяем ударный ток КЗ в точке К2 определяем по (54)

Куд=1,7 при х*рез/ r*рез=8,66

Мощность короткого замыкания в точке К3 определяем по (55)
Рассчитаем токи КЗ в точке К 4.

Рассчитываем активное сопротивление трансформатора в относительных единицах.

r*m= ΔPк.з/ Sн.т (65)

Рассчитываем активное сопротивление трансформатора в именованных единицах:

rm= r*mU2н.т/ Sн.т, (66)

где U2н.т– номинальное напряжение трансформатора, В

Sн.т– номинальная мощность трансформатора, кВА

r*m– активное сопротивление обмоток трансформатора, мОм

Рассчитываем индуктивное сопротивление трансформатора в относительных единицах.
(67)

(6.18)
Рассчитываем индуктивное сопротивление трансформатора в именованных единицах
хm = х*m U2н.т/ Sн.т (68)

где х*m – индуктивное сопротивление обмоток трансформатора, мОм

Для предварительного определения сечения шин ТП определяем значение тока при номинальной нагрузке трансформатора.

Iн.т= Sн.т/√3 Uн. (69)

Находим активное сопротивление шины

rш= rш0l (70)

где rш0– удельное сопротивление шины,

Находим реактивное сопротивление шины

хш= хш0l (71)

Находим суммарное сопротивление цепи короткого замыкания

rрез= rm+ rш+ rк (72)

где rк — переходное сопротивление контактов отключающих аппаратов, Ом

rш– активное сопротивление шины, Ом

rm– активное сопротивление трансформатора, Ом.

хрез= хм+ хш (73)

Найдём ток КЗ в точке К4

IК4= U/√3·Zр (74)

Ударный ток короткого замыкания рассчитывается аналогично точкам К3, К4.по формуле (54).
При использовании выше перечисленных формул получаем следующие данные.

Расчёт токов КЗ в точке К1:

Базисное напряжениеUб=Uср=115кВ

Мощность генератора энергосистемы Sб = 40МВА

Найдём базисный ток по формуле (48)

Iб= 40/1,73·115=0,2кА

Найдём сопротивление энергосистемы по формуле (49)

х*1= 40/1400=0,0285Ом

Найдём сопротивление трансформатор по формуле (50)

х*2=10,5·115/100·40=0,301Ом

Найдём сопротивление воздушной линии по формуле (51)

х*3= х*4=0,38·14·40/1152=0,16 Ом

Найдём суммарное сопротивление в точке К1 по формуле (52)

х*резК1 =0,0285+0,301+0,16/2=0,41Ом
Ток в точке К1 по формуле (53)

IК1= 0,2/0,41=0,48 кА

Найдём ударный ток в точке К1 по формуле (54)

iуд=1·√2·0,48=0,68 кА

Найдём мощность в точке К1 по формуле (55)

Sк1=√3·115·0,16=31,87 МВА
Расчёт тока КЗ в точке К2:

Выбираем базисное напряжение согласно таблице 9

Uб=Uср=10,5кВ

Мощность генератора энергосистемы Sб= 40МВА

Найдём базисный ток согласно (48)

Iб= 40/1.73·10,5=2,2 кА

Найдём сопротивление трансформатор по формуле (50)

х*2=(10,5·100)/(115/40)=0,301.Ом

Найдем сопротивление воздушная линии по формуле (50)

х*3= х*4=0.38·14·40/1152=0,16 Ом
При расчётах на напряжениях 10 кВ и ниже нужно проверять необходимость учёта активных сопротивлений элементов (при Ххрез/3>r*рез) необходимо учитывать активные сопротивления элементов

Воздушные линии (r=1,27Ом/км)по формуле (56)

r*3=r*4=1,27·14·40/1152=0,05

Трансформатор ГПП по формуле (57)

r*5=r*6=60·10-3·40/102=0,024 Ом

Найдём индуктивное сопротивления по формуле (58)

Ом

Суммарное сопротивление до точки К2 по формуле(59 — 60).

r*рез=0,05/2+0,024/2=0,037 Ом

х*рез=0,0285+0,301+0,05/2+0,042/2=0,376 Ом

Так как Ххрез/3

Находим полное сопротивление по формуле:

z*рез=

Ток короткого замыкания в точке К2 по формуле(53)

IК2= 2,2/0,376=5,85 кА

Определяем ударный ток КЗ в точке К2 определяем по формуле (54)

Куд=1,7 при хрез/ r*рез=10,16

iуд=1,7·√2·5,85=14,07 кА

Мощность короткого замыкания в точке К3 определяем по формуле (55)

Sк2=√3·10,5·5,85=106,4МВА
Расчёт тока КЗ в точке К3

Выбираем базисное напряжение согласно методичке

Uб=Uср=10,5кВ

Мощность генератора энергосистемы Sб= 40МВА

Найдём базисный ток согласно (48)

Iб= 40/1,73·10,5=2,2 кА
Определяем сопротивления элементов схемы замещения в базисных величинах. Сопротивления энергосистемы, трансформатора, воздушных линий и трансформатора ГПП такие же, как и при расчете точки К2

Ом; Ом;

Определяем сопротивление кабельных линий от ГПП до ближайшей цеховой ТП ( участок ГПП-ТП5.1., l=0,081 км, кабель ААБ 3×95мм2) по формуле (2.13)

Ом

r*рез=0,287/2+0,0738/2+0,07/2=0,2154 Ом

х*рез=0,042+0,105+0,16/2+0,412/2+0,01/2=0,438 Ом

Так как Ххрез/3>r*резто активные сопротивления можно не учитывать

Ток короткого замыкания в точке К3по формуле (48)

IК3= 2,2/0,433=5,1 кА

Определяем ударный ток КЗ в точке К3 определяем по формуле (49)

Куд=1,7 при хрез/ r*рез=8,66

iуд=1,7·√2·5,1=12,26 кА

Мощность короткого замыкания в точке К3 определяем по формуле (50)

Sк3=√3·10,5·5,1=92,75МВА

Расчет токов короткого замыкания в точке К4

Определяем активное сопротивление трансформатора в относительных единицахпо формуле (66)

, (65)

где — потери мощности в трансформаторах, кВт;

— номинальная мощность трансформатора, кВА.
В именованных единицах по формуле (66)

мОм

Определяем индуктивное сопротивление по формулам (68 — 69)

мОм
мОм

Для предварительного определения сечения шин ТП определяем значение тока при номинальной загрузке трансформатора по формуле (69)

Принимаем сечение шин ( 2 полосы 80×10мм2) 1600мм2

мм и м;

Определим активное и индуктивное сопротивление шин(69 — 70).

мОм

мОм;

Определяем суммарное сопротивление цепи КЗ формуле(71 — 72).

мОм

Определяем ток короткого замыкания

кА (48)

Определяем ударный ток по формуле (49)

Куд=1,5 при хрез/ r*рез=3,84

кА.

Выбор и проверка шин на стороне 10кВ
В РУ с напряжением более 1000 В шины изготавливают из алюминия и меди. Они могут иметь круглое, прямоугольное и коробчатое сечение. В закрытых электроустановках устанавливают медные жилы только в особых случаях. В открытых – при агрессивной среде. Обычно в распределительных устройствах применяют алюминиевые шины. В закрытых установках напряжением до 35 кВ устанавливают шины прямоугольного сечения из алюминия, в открытых – круглые, многопроволочные, сталеалюминевые. Для токов более 3000 А применяют шины коробчатого сечения.

При монтаже жилы каждой фазы делят на отдельные участки, соединяемые гибкими перемычками – компенсаторами.

Среднюю точку каждого пролёта шин между двумя компенсаторами глухо крепят на соответствующем изоляторе. На других изоляторах на шинодержателях ставят приспособления для продольного перемещения шин вызываемого их

температурой. Для предохранения контактных соединений от окисления температура окружающей среды не должна превышать 700С.

Шины выбирают по максимальному рабочему току, а проверяют на электродинамическую и термическую устойчивость.

Выбор шин произвели при расчете токов короткого замыкания. Производим проверку шин на электродинамическую устойчивость.

При протекании больших токов токоведущие части и конструкции испытывают большие механические усилия, которые могут привести к разрушению электрических аппаратов.

Рисунок 4 — Схема расположения шин

Определяем силу, действующую на фазу “b”, которая находится в наиболее тяжёлых условиях.
Определяем расчетный ток для выбора шин

А (75)

Выбираем шины сечением и допустимый ток А.

Электродинамическое воздействие ударного тока короткого замыкания при трехфазном коротком замыкании определяется силой взаимодействия между проводниками при протекании по ним ударного тока .

Определяем наибольшую силу действующую на шину средней фазы при условии расположения шин в одной плоскости

H, (76)

где: а – среднегеометрическое расстояние между фазами, см.

l – расстояние между изоляторами, см.

l=1000мм, а = 350мм.

Определяем изгибающий момент:

(77)

Определяем момент сопротивления

см2. (78)

где b – высота шины, см;

h – ширина шины, см.

Определяем напряжение в металле:

, мПа (79)

Если δрасч меньше δдоп, то по электродинамическому действию токов короткого замыкания шины проходят.

Производим проверку шин на термическое воздействие токов короткого замыкания.

Допустимый нагрев шин составляет τ = 2000С.

Определяем температуру нагрева шин рабочим током

ºС (80)

По графику кривых находим значение интеграла Джоуля

А·см/мм2

Определяем конечное значение интеграла Джоуля

А2∙с/мм2 (81)

где s— сечение шины, мм2.
По графику определяем конечное значение интеграла Джоуля

ºС

По кривым находим температуру нагрева. τк =С. Поскольку τк

При использовании выше перечисленных формул получаем следующие

данные.
Определяем расчетный ток для выбора шин по формуле (75)

А
Выбираем шины сечением 40×4 с А.
Определяем наибольшую силу действующую на шину средней фазы при условии расположения шин в одной плоскости по формуле (76)

Определяем изгибающий момент по формуле(77)

Определяем момент сопротивления по формуле(78)

см2

Определяем напряжение в металле по формуле (79)

мПа

Поскольку δрасч меньше δдоп (41,3

Производим проверку шин на термическое воздействие токов короткого замыкания.

Допустимый нагрев шин составляет τ = 2000С.

Определяем температуру нагрева шин рабочим током по формуле (80)

ºС

По графику кривых находим значение интеграла Джоуля:

А·см/мм2

Определяем конечное значение интеграла Джоуля по формуле (81)

А2∙с/мм2
По графику определяем конечное значение интеграла Джоуля

ºС

По кривым находим температуру нагрева. τк = 850С. Поскольку τк

продолжение
–PAGE_BREAK–
2.2 Выбор электрооборудования
Основными целями выбора электрооборудования являются: обеспечение надежности работы электрических установок, безопасности в обслуживании, экономичности в монтаже и эксплуатации оборудования. При передаче и распределении электроэнергии напряжением свыше1000 В включение, отключение и переключения электрических цепей производится под нагрузкой при помощи высоковольтных выключателей. Выключатель должен включать и отключать токи как в нормальном, так и в аварийном режиме работы установки, который обычно сопровождается большим увеличением токов. Следовательно, выключатель является наиболее ответственным элементом распределительного устройства.

В зависимости от применяемой дугогасительной среды выключатели бывают: жидкостные и газовые; из них наиболее распространены соответственно масляные и воздушные.
В масляных дугогасительной средой выступает трансформаторное масло; контактная система находится в баках или в сравнительно небольших бачках – горелках. В воздушных выключателях в качестве дугогасительной среды применяется сжатый воздух; контактная штанга перемещается в изоляционной камере.

Включается и отключается выключатель вручную, дистанционно или автоматически. Механизм для включения и отключения называют приводом. У большинства выключателей он представляет собой отдельный аппарат – электромагнитный, пружинный, грузовой или пневматический, соединённый с приводным валом выключателя. При ручном управлении, применяемом для выключателей малой мощности, воздействуют вручную на маховик или штурвал, связанный с валом.

Трансформаторы тока предназначены для пропорционального снижения тока вплоть до величины, допускающей непосредственное измерение амперметром.

У всех трансформаторов тока вторичный номинальный ток составляет 5 А.

Вторичная обмотка трансформаторов тока всегда заземляется из соображений техники безопасности.

Различают соединение трансформаторов тока в одну, две или три фазы. Соединение в одну фазу целесообразно только при строго симметричной нагрузке.

В других случаях применяют схему соединения в две фазы (неполная звезда) или в три фазы (полная звезда).

При замене прибора вторичную обмотку трансформатора в целях безопасности необходимо заземлить.

Трансформаторы напряжения предназначены для пропорционального снижения напряжения до уровня, допускающего измерение вольтметром. Номинальное вторичное напряжение 100 В. Вторичные обмотки заземляются.
Разъединители предназначены для создания видимого разрыва высоковольтной цепи, что необходимо по условиям техники безопасности при проведении ремонтных работ.

Разъединитель не имеет устройств для гашения дуги, поэтому включения и отключения его выполняются вручную в обесточенных схемах, т. е. сначала выключается высоковольтный выключатель, а затем разъединитель. На включение порядок обратный.

Опорные изоляторы в основном служат для жёсткого закрепления на них шинных конструкций. При коротких замыканиях сила, действующая на шину, воздействует и на тело самого изолятора.

Допустимое усилие на изоляторы не должно превышать 60% от разрушающего.

Выбор выключателя на стороне 35кВ

Выбираем высоковольтный выключатель ВМК-35Б.
Таблица 10 — Проверка выключателя на стороне 35кВ

Проверяемая величина

Условие

Данные аппарата

Расчетные данные

Номинальное напряжение, кВ

Номинальный ток, А

Динамическая стойкость, кА

Номинальный ток отключения, кА

Номинальная мощность отключения, кВА

Термическая стойкость, кА2/с

262·4=2704

2,62·1,8=33,7

Выбранный выключатель по всем показателям проходит.

Выбор разъединителя на стороне 35кВ
Выбираем разъединитель РЛНД-35/600.

Таблица 11 — Проверка разъединителя на стороне 35кВ

Проверяемая величина

Условие

Данные аппарата

Расчетные данные

Номинальное напряжение, кВ

Номинальный ток, А

Динамическая стойкость, кА

Термическая стойкость, кА2/с

122·10=1440

4,332·1,8=33,7

Выбранный разъединитель по всем показателям проходит.

Выбор отделителя на стороне 35кВ
Выбираем отделитель ОД-35-600.
Таблица 12 -Проверка отделителя на стороне 35кВ

Проверяемая величина

Условие

Данные аппарата

Расчетные данные

Номинальное напряжение, кВ

Номинальный ток, А

Динамическая стойкость, кА

Термическая стойкость, кА2/с

122·10=1440

4,332·1,8=33,7

Выбранный отделитель по всем показателям проходит.

Выбор короткозамыкателя на стороне 35кВ
Выбираем короткозамыкатель КЗ-35.
Таблица 13 — Проверка короткозамыкателя на стороне 35кВ

Проверяемая величина

Условие

Данные аппарата

Расчетные данные

Номинальное напряжение, кВ

Динамическая стойкость, кА

Термическая стойкость, кА2/с

14,72·3=648

4,332·1,8=33,7

Выбранный короткозамыкатель по всем показателям проходит.

Выбор трансформатора тока
К трансформаторам тока подключается амперметр, токовые обмотки ваттметра, счетчиков активной и реактивной энергии.
Определяем сопротивление проводов

Ом, (81)

где — коэффициент схемы соединения трансформаторов;

— удельное сопротивление меди, Ом;

— длина провода, м.

Определяем сопротивление приборов

Ом (82)

Определяем сопротивление переходных контактов

Ом

Определяем расчетное сопротивление измерительной цепи

Ом (83)
Выбор трансформатора тока на стороне 35кВ
Выбираем трансформатор тока ТФНД-35.
Таблица 14 — Проверка трансформатора тока на стороне 35кВ

Проверяемая величина

Условие

Данные аппарата

Расчетные данные

Номинальное напряжение, кВ

Номинальный ток, А

Динамическая стойкость, кА

Термическая стойкость, кА2/с

6,752·4=182

4,332·1,8=33,7

Нагрузка вторичных цепей, Ом

Выбранный трансформатор тока по всем показателям проходит.

Таблица 15 — Перечень приборов, подключаемых к трансформатору тока

Приборы

Тип

Фаза А

Амперметр

Э-378

0,05

Ваттметр

Д-305

0,125

Счетчик активной энергии

И-675

1,25

Счетчик реактивной энергии

И-673М

1,25

Итого

2,68

Выбор трансформатора напряжения на стороне 35кВ
Выбираем трансформатор напряжения ЗНОЛТ-35.
Таблица 16 — Проверка трансформатора напряжения на стороне 35кВ

Проверяемая величина

Условие

Данные аппарата

Расчетные данные

Номинальное напряжение, кВ

Нагрузка вторичных цепей, В·А

Выбранный трансформатор напряжения по всем показателям проходит.
Выбираем измерительные приборы и определяем мощность катушек

напряжения

Таблица 17 — Перечень приборов, подключаемых к трансформатору напряжения.

Приборы

Тип

Мощность

Вольтметр

Э-378

Ваттметр

Д-305

Счетчик активной энергии

И-675

Счетчик реактивной энергии

И-673М

Итого

Выбор выключателя на стороне 6кВ

Выбираем высоковольтный выключатель ВМЗ – 6 – 200
Таблица 18 – Проверка выключателя на стороне 6 кВ

Проверяемая величина

Условие

Данные аппарата

Расчетные данные

Номинальное напряжение, кВ

Номинальный ток, А

Динамическая стойкость, кА

Номинальный ток отключения, кА

Номинальная мощность отключения, кВА

Термическая стойкость, кА2/с

202·5=1000

9,22·1,8=152

Выбираемый высоковольтный выключатель по всем показателям проходит.

Выбор разъединителя на стороне 6кВ
Выбираем разъединитель РВЗ-6.
Таблица 19 — Проверка разъединителя на стороне 6кВ

Проверяемая величина

Условие

Данные аппарата

Расчетные данные

Номинальное напряжение, кВ

Номинальный ток, А

Динамическая стойкость, кА

Термическая стойкость, кА2/с

262·10=6760

9,22·1,8=152

Выбранный разъединитель по всем показателям проходит.

Выбор трансформатора тока на стороне 6кВ
Выбираем трансформатор тока ТЛМ — 6.
Таблица 20 — Проверка трансформатора тока на стороне 6кВ

Проверяемая величина

Условие

Данные

аппарата

Расчетные данные

Номинальное напряжение, кВ

Номинальный ток, А

Динамическая стойкость, кА

Термическая стойкость, кА2/с

290

152

Нагрузка вторичных цепей, Ом

Выбранный трансформатор тока по всем показателям проходит.

Выбираем измерительные приборы

Таблица 21 -Перечень приборов, подключаемых к трансформатору тока

Приборы

Тип

Фаза А

Амперметр

Э-378

0,05

Ваттметр

Д-305

0,125

Счетчик активной энергии

И-675

1,25

Счетчик реактивной энергии

И-673М

1,25

Итого

2,68

Выбор трансформатора напряжения на стороне 6кВ
Выбираем трансформатор напряжения НОМ — 6 – 77У4.

Таблица 22 -Проверка трансформатора напряжения на стороне 6кВ

Проверяемая величина

Условие

Данные

аппарата

Расчетные данные

Номинальное напряжение, кВ

Нагрузка вторичных цепей, В·А

Выбранный трансформатор напряжения по всем показателям проходит.
Выбираем измерительные приборы
Таблица 23 — Перечень приборов, подключаемых к трансформатору напряжения на стороне 6кВ

Приборы

Тип

Мощность

Вольтметр

Э-378

Ваттметр

Д-305

Счетчик активной энергии

И-675

Счетчик реактивной энергии

И-673М

Итого

Выбор опорных изоляторов на стороне 6кВ
Выбираем изолятор ПК-6/400-750.
Таблица 24 — Проверка опорных изоляторов

Проверяемая величина

Условие

Данные

аппарата

Расчетные данные

Номинальное напряжение, кВ

Разрушающая устойчивость, Н

Выбор выключателя на стороне 0,4кВ
Выбираем выключатель Э – 25 .

Таблица 25 — Проверка выключателя на стороне 0,4кВ

Проверяемая величина

Условие

Данные

аппарата

Расчетные

данные

Номинальное напряжение, кВ

Номинальный ток, А

Номинальный ток отключения, кА

Термическая стойкость, кА2/с

900

470

Выбранный выключатель по всем показателям проходит.

3. Выбор и расчет релейной защиты
Релейная защита необходима для обеспечения автоматического отключения повреждённых частей электроустановки от сети. Если повреждение не представляет собой непосредственной опасности для установки, то релейная защита приводит в действие сигнальное устройство.

Максимально – токовая защита действует при повышении тока на защищаемом участке выше установленного значения. Может действовать и сигнал, и отключение. Применяется на повышающих и понижающих трансформаторах мощностью менее 1 МВА в качестве защиты от токов, обусловленных многофазными короткими замыканиями.

Газовая защита применяется для защиты от повреждения внутри корпуса, сопровождающееся выделением газов и при понижении уровня масла.

Дифференциальная защита применяется в трансформаторах для защиты от внутренних повреждений и повреждений на выводах.

При отключении одного из двух параллельно работающих трансформаторов пуск в действие автоматического включения резерва (АВР) может осуществляться от реле минимального напряжения, контролирующего напряжение на отдельных секциях или совместным действием реле напряжения и реле понижения тока, что обеспечивает действие АВР в пределах 0,2 – 1 после прекращения работы.

Автоматическая работа статконденсаторов обеспечивается автоматическими регулирующими ускорителями мощности. Ускорители обеспечивают экономичную работу компенсирующего устройства. Они бывают выполнены в функции тока нагрузки, времени суток, напряжения, коэффициента мощности.

Токовой отсечкой называется максимально – токовая защита, выполненная с мгновенным действием или выдержкой времени. Для обеспечения селективности в пределах зоны действия токовая отсечка отстраивается от токов короткого замыкания на низкой стороне трансформатора.

Максимально – токовая защита является наиболее простой, и поэтому широко применяется для защиты трансформаторов.

Определяем расчетный максимальный ток

А (84)

Номинальный первичный ток трансформатора тока 200А. У трансформаторов тока вторичный ток всегда составляет 5А.

Определяем коэффициент трансформации трансформатора тока

, (85)

где — первичный ток трансформатора тока, А;

— вторичный ток, А.
Определяем ток срабатывания защиты

А (86)

где — коэффициент запаса учитывает погрешность реле, неточность

расчета ();

— коэффициент самозапуска, учитывает возможность увеличения тока защищаемой линии,();

— коэффициент возврата токового реле,().

Определяем ток срабатывания реле

А (87)

где — коэффициент схемы, зависящий от способа соединения трансформатора тока.

Определяем минимальный ток короткого замыкания в конце защищаемого участка

А (88)

где — ток короткого замыкания в точке К4.

Производим проверку защиты по чувствительности

(89)
При использовании выше перечисленных формул получаем

следующие данные:
Определяем расчетный максимальный ток по формуле (84)

Определяем коэффициент трансформации трансформатора тока по формуле (85)

Определяем ток срабатывания защиты по формуле (86)

А,

Определяем ток срабатывания реле по формуле(87)

А,

Определяем минимальный ток короткого замыкания в конце защищаемого участка по формуле (88)

А,

Производим проверку защиты по чувствительности по формуле (89)

Чувствительность защиты достаточна.

продолжение
–PAGE_BREAK–

Похожие работы