Электроснабжение цементно-шиферного завода

Тема: «Электроснабжение цементно-шиферного завода»

Исходные данные на проектирование

1. Схема генерального плана завода.

2. Сведения об электрических нагрузках по ценам завода.

3. Питание завода может быть осуществлено от ТЭЦ соседнего завода. На ТЭЦ установлены четыре турбогенератора по 25 МВт, напряжением 10,5 кВ. Генераторы работают параллельно. На ТЭЦ имеется повышающая подстанция с двумя трансформаторами мощностью по 25 МВ А, напряжением 11/38,5/115 кВ.

4. Расстояние от ТЭЦ до завода 9,6 км.

5. Завод работает в две смены.

РЕФЕРАТ В дипломном проекте были проработаны следующие разделы: расчет электрических нагрузок по заводу в целом и по механическому цеху; выбор схемы высшего электроснабжения; выбор числа и мощности трансформаторных подстанций; выбор и расчет схемы внутреннего электроснабжения; расчет токов КЗ; выбор аппаратов защиты и кабелей; расчет релейной защиты и автоматики; расчет внутрицеховой электрической сети; безопасность и экологичность; экономика.

В ходе выполнения дипломного проекта были проведены расчеты реактивной мощности подлежащее компенсации, был проведен выбор выключателей, разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов собственных нужд подстанции, ОПН, средств релейной защиты.

В данном дипломном проекте рассмотрим электроснабжение цементно-шиферного завода, расположенного в девяти километрах от источника электроэнергии.

На территории завода имеется девятнадцать цехов, несущие определенные силовые и осветительные нагрузки.

Особенностью данного дипломного проекта является наличие синхронных двигателей (дымососов), записывающихся непосредственно от главной понизительной (распределительной) подстанции завода, напряжением 10 кВ. остальные электроприемники завода имеют номинальное напряжение 380/220 В. На территории завода нет особо — опасных — взрыво, пожароопасных или химических производств, следовательно, при проектировке можно выбирать трансформаторы с масляным охлаждением, осуществлять прокладку кабелей в алюминиевой оболочке.

Внешнее электроснабжения завода можно осуществить тремя способами:

— напряжение 110 кВ — воздушной линией на железобетонных опорах;

— напряжением 35 кВ — воздушной линией на железобетонных опорах;

— напряжением 10 кВ — кабельной линией, проложенной в земле.

Из трех вариантов выбирается наиболее экономичный, и устанавливается ГПП (ГРП) с учетом розы ветров — для уменьшения загрязнения подстанции.

В проекте необходимо обеспечить высокую надежность электроснабжения потребителя, надлежащее качество напряжения и наименьшее потери электроэнергии при капитальных минимальных затратах. Для этого потребители I категории напитываются отдельными линиями, а на шинах ГПП (ГРП) и отдельных цеховых ТП устанавливаются компрессирующие устройства.

Необходимо рассчитать релейную защиту оборудования, защиту низковольтной сети, выполнить условия безопасности и экологичность, а также обеспечить обслуживание энергохозяйства завода квалифицированным персоналом.

1. Краткая характеристика потребителей электроэнергии. Роза ветров

Таблица 1 — Краткая характеристика потребителей

Электрические нагрузки завода:

Электроприёмники механического цеха:

Генеральный план цементно-шиферного завода

Рисунок 1 — Роза ветров

2. Расчет электрических нагрузок

2.1 Расчет электрической нагрузки механического цеха

Определение расчетных нагрузок производим методом порядочных диаграмм, то есть с мощью коэффициентов использования Ки и расчетной мощности Кр. Для этого, используя генплан цеха, производим предварительное распределение всех электроприемников по питанию от распределительных пунктов (силовых шкафов). Так как в цехе 45 приемников, то устанавливаются 4РП, питание к которым подводится по двум магистралям от двух секций шин (т.к II категория).

Покажем определение расчетной мощности на примере РП-1.

Соотношения между номинальными, средними и расчетными мощностями следующие:

Рс = Ки * Рном, кВт; (1)

Qc = Pc*tg ц, квар; (2)

кВа. (3)

где Ки — коэффициент использования, о. е,

tgц — тангенс угла ц, соответствующий cos ц

Pc = 0,13*11,4 = 1,428 кВа;

Qс = 1,482*2,29 = 3,39 квар;

кВа.

Групповой коэффициент использования определяем по формуле:

(4)

Групповой коэффициент мощности определим:

(5)

(6)

Рр = Рс * Кр, кВт, (7)

где Кр — коэффициент расчетной нагрузки.

Qp = l, lQc, если n0?10, (8)

Qp = Qc, если nэ > 10, (9)

Для РП-1 определим:

Для каждого распределительного пункта определяем эффективное число приемников:

(10)

Зная nэ и Ки, гр, определяем Кр.

Для РП-1:

Кр = 1,96;

Рр = 23,447* 1,96=45,96 кВт.

Для других электроприемников результаты расчетов сводим в таблицу 2. После вычисления расчетных нагрузок сравниваем нагрузки по магистралям. Разница не должна превышать 30%.

Таблица 2 — Определение расчетных нагрузок по цеху

Сравнение нагрузок по магистралям:

(11)

<30%.

Рисунок 2 — Электрические нагрузки механического цеха

2.2 Расчет электрической нагрузки завода

Расчет электрической нагрузки завода аналогичен расчету электрической нагрузки цеха.

Расчет nэ:

если n? 4 и отношение (12)

то nэ = n

если m >3 и Ки > 0,2, то (13)

Результаты расчетов сведены в таблицу 3.

Таблица 3 — Расчетная нагрузка завода

Далее определим осветительную нагрузку завода Ро по удельной мощности на единицу площади со, площади цехов F (м2) и коэффициенту спроса освещения Ксо:

Po=со*Kco*F*l0−3. (14)

Принимаем Ксо=0,8, люминесцентные лампы, коэффициент мощности которых:

cosц = 0,8, tgц = 0,75.

Находим реактивную мощность люминесцентных ламп:

Qo = Po * tgц. (15)

Для первого цеха:

Ро = 2812,5* 15*0,8* 10−3 = 33,75 кВт;

Qo = 33,75*0,75 = 25,31 квар;

кВа.

Полученную осветительную нагрузку складываем со средней и расчетной нагрузками:

(16)

(17)

кВа

кВа

Данные для других цехов занесем в таблицу 4.

Таблица 4 — Нагрузка завода с освещением

Для представления о значениях нагрузок по цехам и их структуре (силовой и осветительной) построим картограмму нагрузок.

Картограмма нагрузок строится на основе выражений:

(18)

где Ri — радиус круга для i-ro цеха, см;

S’piрасчетная мощность i-ro цеха, включая освещение, кВа;

m — масштаб изображения,

(19)

где, а — угол для сектора, площадь которого пропорциональна осветительной нагрузке,

So — полная мощность осветительной нагрузки, кВа. Данные для цехов приведены в таблице 5.

Вычислим нахождение центра электрических нагрузок, используя формулы:

где Xi, Yi — координаты соответствующих центров цеховых нагрузок, см.

см

Аналогично получаем Уо = 6,14 см.

Таблица 5 — Построение картограммы нагрузок

Рисунок 3 — Картограмма нагрузок

3. Выбор количества и мощности цеховых трансформаторов. Компенсация реактивной мощности

Для питания внутризаводской сети выбираем напряжение 10 кВ, так как имеются электроприемники (синхронные двигатели) данного напряжения.

Согласно ПУЭ для электроснабжения цехов I и II категорий принимаем двухтрансформаторные подстанции (двухсекционные распредпункты), а для цехов III категории — однотрансформаторные (односекционные).

Если нагрузка цеха превышает 250 кВа, то будем выбирать трансформаторы, иначе — распределительные пункты.

Условия выбора трансформаторов:

1) (20)

где Sc — среднесменная нагрузка цеха;

вн — номинальный коэффициент нагрузки трансформаторов, принимаемый:

— для I категории вн = 0,55 — 0,7;

— для II категории вн = 0,7 — 0,8;

— для III категории вн = 0,9 — 0,95.

2) (21)

— условие надежной работы в послеаварийном режиме.

Далее проверяется загрузка трансформатора

трансформатор электрический мощность цех

(22)

Для I категории должно выполняться условие в? 0,5, а для II категории в? 0,55.

Затем проверяем необходимость установки компенсирующих устройств на стороне 0,4 кВ. для этого определяем величину наибольшей реактивной мощности, которая может быть передана со стороны 10 кВ без увеличения числа и мощности применяемых трансформаторов по формуле:

(23)

где в — коэффициент загрузки, принимаемый равным 0,7 для потребителей I категории, 0,8 — для II категории, 0,93 — III категории.

Тогда количество реактивной мощности, которое нужно скомпенсировать:

Q0,4 = Q’р-Q1 (24)

Для первого цеха:

кВа

Выбираем 2 * ТМ — 630/10

кВа

.

Так как трансформаторы оказываются недогруженными, то выберем трансформаторы

ТМ-400/10 и произведем компенсацию реактивной мощности.

квар;

Q0,4 = 418 — 371,8 = 46,2 квар.

Выбираем 2БК*25 квар: ККT (H)-0,38-Q УЗ;

QБК = 2*25 = 50 квар;

Q" р = Qр' - QБК = 418−50 = 368 квар; (25)

(26)

кВа.

Вновь проверим условие:

кВа; (27)

Расчеты для других цехов сведем в таблицу 6. Для других цехов устройства компенсации не устанавливаются (Q0,4< 0).

Таблица 6 — Выбор трансформаторов

Вычислим реактивную мощность, которую необходимо скомпенсировать на стороне 10 кВ, установив батареи конденсаторов на ГПП. Их мощность для одной секции шин определяется:

(28)

где С-количество секций шин;

— реактивная мощность, определяемая по формуле

(29)

— потери реактивной мощности в силовых трансформаторах, квар:

(30)

QB — реактивная мощность приемников, подключенных к сети 6−10 кВ в (для данного дипломного проекта QB = 0);

Qсист — реактивная мощность, получаемая из энергосистемы;

(31)

Qсист = 0,33 * 8535,13 = 2816,59 квар.

ДQ’Т — потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП:

ДQ’Т = 0, l *SнтГПП. (32)

ТП-1: квар.

Qв-н = 418 — 50 + 23,1 = 391,1 квар;

ТП-2: ДQТ = 34,728 квар;

Qв-н = 512,7 квар;

ТП-3: ДQТ = 14,875 квар;

Qв-н = 228 квар;

ТП-4: ДQТ =45,55 квар;

Qв-н = 753,32 квар;

ТП-5: ДQТ = 36,288 квар;

Qв-н = 553,378 квар;

ТП-6: ДQТ = 21,93 квар;

Qв-н = 297,37 квар;

ТП-7: ДQТ =15,156 квар;

Qв-н = 234,896 квар;

ТП-8: ДQТ =23,55 квар;

Qв-н = 441,51 квар;

ТП-9: ДQТ =15,213 квар;

Qв-н = 212,013 квар;

ТП-10: ДQТ =34,382 квар;

Qв-н = 431,882 квар;

ТП-11: ДQТ = 24,96 квар;

Qв-н = 282,46 квар;

ТП-12: ДQТ = 50,425 квар;

Qв-н = 874,425 квар;

УQв-н = 5213,063 квар;

(33)

квар.

Предварительно выберем трансформаторы на ГПП:

(34)

кВа

2 * ТДН-10 000

Принимаем ДQТ =2*0,1*10 000=2000 квар;

квар.

Выбираем 2 комплектные КУ: У — 10 — 1125УЗ (1125 квар);

Qку = 2250 квар.

Получим суммарную нагрузку по заводу:

; (35)

кВа.

4. Сравнение вариантов и выбор схемы внутризаводской сети

По эксплуатационным и техническим соображениям все цехи, кроме 18, запитываются однозначно по радиальной схеме. Так, к примеру, цехи № 1, 2, 15, 16, 19 имеют I категорию, а следовательно запитываются непосредственно от ГПП (ГРП); дымососы (№ 13) являются единственными электроприемниками на 10 кВ; цехи № 3, 7 находятся в непосредственной близости от ГПП (ГРП) и целесообразней запитывать их отдельно. Сравнение вариантов производим по данным цен учебного пособия и справочника .

1) Радиальная схема

ГПП (ГРП) — административное здание 18

По условиям допустимого нагрева и экономической плотности тока производим выбор кабельной линии:

(36)

где n-количество кабелей (для I, II категорий n = 2, для III категории n = 1).

A

Экономическое сечение:

(37)

где j — экономическая плотность тока (для КЛ);

мм2

Выбираем Fcт = 16 мм², Iдоп = 15А

Потери электроэнергии в линии:

ДА = 3 * I2р * R * фм * 10−3,ф = 5000 ч. (38)

Сопротивление линии:

R = 1995 * 0,325 = 0,634Oм;

Х = 0,11 * 0,325 = 0,036 Ом;

Стоимость кабельной линии:

К = 1,76 * 0,325 = 0,572 тыс. руб.

Вычислим потери напряжения в линии:

(39)

(40)

В

ДU% = 0,18%.

ГПП (ГРП) — 9 цех

A

мм2

Выбираем Fст = 16 мм², Iдоп = 75А.

Проверяем по нагреву:

Iав? I’доп (41)

Iав = 2 * Ip = 2 * 9,34 = 18,68А; (42)

I’доп = Кп * Кaв * Iдоп, (43)

где Кп — коэффициент снижения нагрузки, учитывающий дополнительный нагрев кабеля при совместной прокладке;

Кав — коэффициент допустимой аварийной перегрузки кабеля;

I’доп = 0,9 * 1,25 * 75 = 84,375А.

Условие Iав? I’доп выполняется.

R = 1,95 * 0,225 = 0,439Oм;

Х = 0,11 * 0,225 = 0,025 Ом.

К = 2 * 1,76 * 0,225 = 0,792 тыс. руб.;

В

ДU% = 0,045%.

Издержки на возмещение потерь для радиальной схемы:

Ином = С*Д4У, (44)

где С — стоимость 1 кВт*ч (данное в задании);

Издержки на амортизацию кабельной линии:

(45)

Издержки на амортизацию выключателей:

(46)

КВУ = n * Кя, (47)

где KBУ — стоимость выключателей,

n-количество выключателей,

Кя — стоимость одной ячейки КРУ с выключателем.

Кя =2,65 тыс. руб.

КВУ = 3 * 2,65=7,95 тыс. руб.

И = Иа, л + Иа, в + Ином; (48)

К = КУ + КBУ; (49)

К = 0,572 + 0,792 + 7,95 = 9,314 тыс. руб.

Тогда приведенные затраты для данного варианта:

З = Еn * К + И, (50)

где Еn — нормативный коэффициент эффективности;

Рисунок 4 — Радиальная схема внутреннего электроснабжения завода

2) Смешанная схема

Цех № 9 — административное здание 18

Ip =21,2A; Fст = 16 мм²; Fэ = 5,14 мм²;

R = 1,95 * 0,163 = 0,318Oм;

Х = 0,11 * 0,163 = 0,018Ом;

К = 1,76 * 0,163 = 0,287 тыс. руб.;

В

ДU% = 0,09%.

ГПП (ГРП) — цех № 9

A

мм2

Выбираем Fст = 16 мм², Iдоп = 75А.

Проверяем по нагреву:

Iав = 2 * 19,95 =39,9А;

I’доп = 0,9 * 1,25 * 75 = 84,375А;

39,9 < 84,375А

R = 1,95 * 0,225 = 0,439Ом,

Х = 0,11 * 0,225 = 0,25Ом,

; К = 0,792 тыс. руб.;

ДU = 11В; ДU% = 0,11%.

KBУ = 2 * 2,65 = 5,3 тыс. руб.;

И = 0,032 + 0,334 + 0,17 = 0,536

К = 0,287 + 0,792 + 5,3 = 6,379 тыс. руб.;

З = 0,12 * 6,379 + 0,536 = 1,3

Сравним варианты:

(51)

Выбираем смешанную схему, как экономически выгодную.

Вычислим потери напряжения на других участках внутризаводской сети.

ГПП (ГРП) — 1 цех

A

мм2; Fст = 16 мм²; Iдоп = 75А.

R = 0,39Ом; Х = 0,22Ом,

ДU = 9В; ДU% = 0,09%.

ГПП (ГРП) — 2 цех

A

мм2; Fст = 16 мм²; Iдоп = 75А.

R = 0,49Ом; Х = 0,0028Ом,

ДU = 1В; ДU% = 0,01%.

ГПП (ГРП) — 3 цех

A

мм2; Fст = 16 мм²; Iдоп = 75А.

R = 0,39Ом; Х = 0,0022Ом,

ДU = 0,4В; ДU% = 0,004%.

ГПП (ГРП) — 5 цех

A

мм2; Fст = 25 мм²; Iдоп = 90А.

R = 0,329Ом; Х = 0,026Ом,

ДU = 14В; ДU% = 0,14%.

ГПП (ГРП) — 7 цех

A

мм2; Fст = 16 мм²; Iдоп = 75А.

R = 0,117Ом; Х = 0,0066Ом,

ДU = 4В; ДU% = 0,04%.

ГПП (ГРП) — 8 цех

A

мм2; Fст = 16 мм²; Iдоп = 75А.

R = 0,878Ом; Х = 0,05Ом,

ДU = 17В; ДU% = 0,17%.

ГПП (ГРП)-12цех

A

мм2; Fст = 16 мм²; Iдоп = 75А.

R = 0,659Ом; Х = 0,037Ом,

ДU = 15В; ДU% = 0,15%.

ГПП (ГРП)-15 цех

A

мм2; Fст = 16 мм²; Iдоп = 75А.

R = 0,858Ом; Х = 0,048Ом,

ДU = 12В; ДU% = 0,12%.

ГПП (ГРП)-16 цех

A

мм2; Fст = 16 мм²; Iдоп = 75А.

R = 0,99Ом; Х = 0,056Ом,

ДU = 27В; ДU% = 0,27%.

ГПП (ГРП)-19 цех

A

мм2; Fст = 25 мм²; Iдоп = 90А.

R = 0,475Ом; Х = 0,038Ом,

ДU = 28В; ДU% = 0,28%.

ГПП (ГРП) — РП 10 кВ (13 цех)

A

мм2; Fст = 95 мм²; Iдоп = 205А.

R = 0,066Ом; Х = 0,016Ом,

ДU = 8В; ДU% = 0,08%.

Рисунок 5 — Смешанная схема внутреннего электроснабжения завода

5. Выбор внешнего напряжения и расчет питающих линий

Сравнение вариантов производим по данным цен учебного пособия и справочника .

1 вариант- 110 кВ

Стоимость РУ Ко=120 тыс. руб.

Питание осуществляется по одной двухцепной воздушной линии со сталеалюминиевыми проводами и железобетонными опорами.

Jэ = 1,1 А/мм2.

Расчетный ток одной цепи:

(52)

A

мм2

Iав = 2 * Ip (53)

Iав = 2 * 23,526 = 47А.

По условию возможного коронирования принимаем минимально допустимое сечение:

АС-70/11, Iдоп = 265А, Kуд = 13,5

Rо = 0,428; Х = 0,444,

47А > 265А; ДU = 0,19%.

Стоимость линии:

Кл = Куд * l, (54)

Кл = 13,5 * 9,6 = 129,6 тыс. руб.

Стоимость трансформаторов ТДН-10 000/110:

Кт = 2 * 36,5 = 73 тыс. руб.

Суммарные капитальные затраты:

КУ = Кo + Кл + Кт; (55)

K У = 120 + 129,6 + 73 = 322,6 тыс. руб.

Издержки на амортизацию ВЛ:

Издержки на амортизацию трансформаторов:

Издержки на амортизацию ОРУ:

Потери электроэнергии в линии:

ДАл = n * ДРном * К23 * l*ф (56)

где n-количество линий,

ДРном — удельные потери в одной цепи;

К3 -коэффициент загрузки линии,

l — длина линии;

(57)

Потери электроэнергии в трансформаторах:

(58)

ТДН-10 000/110:

ДРх = 8кВт, ДРк = 68 кВт;

Издержки на возмещение потерь:

Ином = С * ДАУ (59)

Суммарные издержки:

И = 3,629 + 4,599 + 7,56 + 2,718 = 18,5

З = 0,12 * 322,6 + 18,5 = 57,212

2 вариант — 35 кВ

Стоимость РУ Ко=13 тыс. руб.;

А

мм2

Iав = 2 * 73,94 = 147,88А

Принимаем воздушную линию с проводами

АС-70/11, Iдоп = 265А, Kуд = 10,7

Хо = 0,423; Rо = 0,428,

Потери напряжения в линии ДU =1,9%;

Iав < Iдоп

Стоимость двухцепной линии:

Кл = 10,7 * 9,6 = 102,72 тыс. руб.

Стоимость трансформаторов:

Кт = 2 * 28,3 = 56,6 тыс. руб.

КУ = 13 + 102,72 + 56,6 = 172,32 тыс. руб.

Издержки:

ТДН-10 000/35:

ДРх = 14,5 кВт, ДРк = 65 кВт;

И = 2,876 + 3,566 + 0,819 + 28,08 = 35,341

З = 0,12 * 172,32+ 35,341 = 56,019

3 вариант — 10 кВ

Стоимость РУ Ко=6,3 тыс. руб.

А

Iав = 2 * 258,788 = 517,576А

Принимаем кабельную линию с медными жилами:

мм2

Выбираем Fст = 240 мм², Iном = 570А, Куд = 10,86

Rо = 0,077; Хо = 0,075;

ДU =4,12%;

517,576 < 570 A;

Kл =10,86 * 2 * 9,6 = 208,512 тыс. руб.;

KУ = Kо + Kл, (60)

KУ = 208,512 + 6,3 = 214,812 тыс. руб.

Издержки:

И = 5,838 + 0,397 + 42,78 = 49,015

З = 0,12 * 214,812+ 49,015 = 74,79

Зз >З1 > З2

(61)

Так как варианты 35 и 110 кВ оказываются равноэкономичными (ДЗ<5%), то по условию дальнейшего расширения производства выбираем номинальное напряжение внешней сети 110 кВ (ГПП-110/10 кВ).

6. Проект ГПП

6.1 Расчет токов КЗ

Расчет токов короткого замыкания необходим для выбора силовых выключателей, разъединителей, а также для проверки кабелей на термическую стойкость.

Для расчета токов КЗ построим схему замещения эл. сети и приведем параметры элементов схемы к базисной ступени напряжения Uб = 11кВ.

Сопротивление системы:

Ом, (62)

ЭДС системы Ес = 11кВ.

Сопротивление двухцепной линии АС-70/11:

R = 4,1Ом; Х = 4,26Ом;

Ом, (63)

Ом, (64)

Сопротивление трансформаторов системы:

Ом (65)

Сопротивление трансформаторов ГПП

Ом (66)

Сопротивления линий:

ГП — ТП1

Хкл = Хо * l (67); Rкл = rо * l (68)

Rкл = 0,39Ом; Хкл = 0,022Ом.

Сопротивление нагрузки:

(69)

Ом.

Так как, то, (70)

Ом

ЭДС нагрузки:

Ен = 0,85* Uн = 0,85 * 11 = 9,35 кВ

Данные других линий занесем в таблицу 7.

Таблица 7 — Сопротивления линий

Сворачиваем схему замещения

Х* = Хс + Хтс + Хвл + ХГПП = 0,88 + 0,315 + 0,019 + 1,27 = 1,605 (72)

R* = Rвл = 0,0188Ом (73)

Расчет тока КЗ в точке К1

X’l = X1 + Xтп + Xкл1 = 71,66 + 0,017 + 0,022 = 71,7 Ом (74)

R'1 = R1 + Rкл1 = 0,39 + 28,66 = 29,05 Ом (75)

X'2 = 62,756 Ом;

R'2 = 25,049 Ом;

X'3= 140,26 Ом;

R'2 = 56,04 Ом;

X'3 = 39,5 Ом;

R'4 = 16,12 Ом;

X'5 = 52,69 Ом;

R'5 = 21,187 Ом;

X'6 = 92,337 Ом;

R'6 = 37,778 Ом;

Х'7=ХТП7 + Х7 = 0,027 + 131 = 131,027 Ом; (76)

R'7 = R7 = 52,45 Ом;

X'11 = X11 + Xтп11 + Xкл11 = 115,035 (77)

Ом (78)

Х"У = Х’У + Хкл7 =61,281 Ом (79)

Ом (80)

R"7 = R’У + Rкл7 = 25,036 Ом (81)

X'8 = 70,284 Ом;

R'8 = 28,76 Ом;

X'9 = 129,175 Ом;

R'9 = 52,508 Ом;

X'10 = 63,95 Ом;

R'10 = 25,54 Ом;

X'12 = 30,887 Ом;

R'12 = 12,815 Ом;

X'13 = 13,978Ом;

R'13 = 5,68Ом;

Суммарные по заводу:

ХУ = 4 Ом;

RУ = 1,626 Ом;

ХУ = 9,35 Ом;

Ом (82)

Ом (83)

кВ (84)

Действующее значение периодической составляющей тока КЗ за первый период:

кА. (85)

Ударный коэффициент

(86)

где Та — электромагнитная постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ

(87)

(88)

Ударный ток КЗ:

кА (89)

Действующее значение полного тока КЗ за первый период

кА (90)

Расчет тока КЗ в точке К2

Расчет тока КЗ для точки К2 ведем без учета тока подпитки от нагрузки.

Сопротивление системы:

Ом (91)

Ес = 115кВ.

Сопротивление ВЛ:

Ом (92)

Ом (93)

Сопротивление трансформаторов системы:

Ом (94)

Сворачиваем схему:

X1 = Хс + Хтс + Хвл = 10,58+34,385+2,13=47,095 Ом (95)

R1 = Rвл = 2,05 Ом (96)

Действующее значение периодической составляющей тока КЗ:

кА (97)

кА (98)

Ку = 1,87

Ударный ток КЗ:

iу = 3,129кA.

Действующее значение полного тока:

Iу = 2,22кА.

Расчет тока КЗ в точке К3

(99)

Х’полн = 1,166 Ом

(100)

R’полн = 0,0186Ом

Х*10 = Х’полн + Хкл10 = 1,166 + 0,056 = 1,222 Ом (101)

R*10 = R’полн + Rкл10 = 0,0186 + 0,99 = 1,0086 Ом (102)

Х"10 = Х'10 + Хкл10 = 63,894 Ом (103)

R"10 = R'10 + Rкл10 = 24,55 Ом (104)

Ом (105)

Ом (106)

кВ

кА (107)

Та = 0,0039

(108)

Ударный ток КЗ:

iу = 3,028кA

Iу = 3,955кА

Данные других точек КЗ занесем в таблицу 8.

Таблица 8 — Расчет токов КЗ

Примечание: при расчете токов КЗ в местах с номинальным напряжением 0,4 кВ (КЗ в конце проводов идущих к РП) не учитывалось индуктивное сопротивление, так как оно было более чем в три раза меньше активного. Переходное сопротивление в местах присоединения низковольтных проводов учитывалось добавкой активного сопротивления равной 30 мОм. Активное сопротивление трансформаторов системы очень мало из-за их большой мощности, поэтому оно не учитывается. Расчет тока трехфазного КЗ ведется по максимальному режиму, при включенном секционном выключателе и вышедшей из строя второй питающей лини от подстанции системы. При расчете двухфазного тока КЗ принимается, что вторая линия остается в работе, а секционный выключатель выключен.

Рисунок 6 — схема замещения эл. сети завода для расчета КЗ

Проверка кабелей на термическую стойкость

Проверяем кабели внутризаводской сети по току КЗ в точке К1

Iкз = 5300А

(109)

где Стемпературный коэффициент (для алюминия С=95, для меди С=165), tпp — время приведения (время процесса КЗ); tпp = 0,1с;

мм2

Выбираем кабели для питания цехов минимальным сечением 25 мм².

Таблица 9 — Окончательный выбор кабелей внутризаводской сети

6.2 Выбор аппаратуры Выбор выключателей и разъединителей

Выбор выключателей производим по условиям:

Uном? Uуст (110)

Iном? Iрmax (111)

IОТКном? I" (112)

iдин? iуд (113)

Выбираем разъединители аналогично (кроме условия IОТКном? I").

Таблица 10 — Выбор выключателей и разъединителей для РУ-10кВ

Таблица 11 — Выбор выключателей и разъединителей для РУ-110кВ

Выбор разрядников

Для защиты трансформаторов на ГПП на стороне 110 кВ устанавливаются ограничители перенапряжений ОПН-110 У1, а на стороне 10 кВ — ограничители перенапряжений ОПН-10 У1, которые устанавливаются в ячейках КРУ.

Выбор шин ГПП

В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. Сечения гибких шин выбираются по условиям:

(114)

Ipmax? Iдоп, (115)

Ipmax = 320,2А

мм2

Принимаем для гибких шин

Fст = 240 мм², Iдоп = 610А

320,2 < 610А.

Согласно ПУЭ при I (3)к < 20 кА гибкие шины не проверяются на электродинамическую стойкость к токам КЗ, а также шины, выполненные голыми проводами на открытом воздухе, на термическое действие не проверяются.

Для РУ 10кВ с Ipmax = 311,55А выбираю однополюсные алюминиевые шины прямоугольного сечения размером 40*5, Iдоп = 540А;

311,5 < 540А.

Проводим проверку на термическую стойкость:

(116)

где С = 95.

мм2

Так как 17,6 < 200 мм², то шина проходит по условию термической стойкости.

Проверка на электродинамическую стойкость:

(117)

где (118) — момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия.

МПа

ддоп = 82,3 МПа

2 < 82,3 — шина проходит по условию механической прочности.

Частота собственных колебаний:

(119)

где (120) — момент инерции поперечного сечения шины, см4.

см4

Гц

Так как fo > 200 Гц, то механический резонанс исключен.

Выбор изоляторов

Выбор осуществляется по допускаемой нагрузке:

Fдоп = 0,6 * Fразр (121)

Fpacч < Fдоп (122)

(123)

где (124)

(125)

Выбираем изолятор ИО-10−3,75 УЗ:

Квз = 120 мм, Fразр = 3,75кН, Uном = 10кВ,

мм

Fдоп = 0,6 * 3,75 = 2,25кН;

;

0,0319 < 2,25 кН.

Условие механической прочности выполняется.

Выбор трансформаторов собственных нужд

На ГПП устанавливаются два трансформатора собственных нужд. Их мощность определяется из условий нагрузки:

— охлаждение силовых трансформаторов 3,5 кВт

— подогрев шкафов КРУ 1кВт

— устройство РПН 3,3кВт

— наружное освещение ОРУ 3кВт

— аппаратура связи и телемеханики 8,7кВт

— маслохозяйство 75кВт

Итого 94,5кВт

кВ*А (126)

кВ*А (127)

Принимаем трансформаторы ТМ-100/10.

Выбор трансформаторов тока

Определим вторичную нагрузку трансформаторов тока. Результаты определения вторичной нагрузки представим в таблице 12.

Таблица 12 — Определение вторичных нагрузок трансформаторов тока

Трансформаторы тока на отходящие линии

Для установки в КРУ предварительно принимаем трансформаторы тока ТПЛК-10 УЗ. Допустимая нагрузка при необходимом классе точности 0,5 Zдоп =1,2 Ом.

Определяем возможность работы трансформатора в выбранном классе точности по условию

rприбор + rпров + rк? Zдоп (128)

где rк — сопротивление контактов (0,05 Ом).

Сопротивление провода:

rпроб = Zдоп — rприб — rк (129)

rпроб = 1,2 — 0,028 — 0,05 = 1,122 Ом.

Сечение провода определяем по формуле:

(130)

мм2

Принимаем контрольный кабель АКВРГ сечением 4 мм².

Проверка на электродинамическую стойкость осуществляется по условию

(131)

где Кэд — кратность электродинамической стойкости по каталогу,

I1ном — номинальный первичный ток трансформатора тока.

Проверка ТПЛК-10 УЗ по данному условию не производится.

Проверка на термическую стойкость производится по условию

ВКрас? (Кт * I1ном)2*tт, (132)

где Кт — кратность термической стойкости по каталогу,

tт — время термической стойкости по каталогу.

Вк = (70*2000)2 — 1 = 19 600кА2*С;

ВКрасч = 5,32 * 1 = 28кА2*С;

28 кА2 * С < 19 600 кА2 *С — условие выполняется.

Выбор трансформаторов тока для ВН ГПП

Принимаем ТПОЛ-110, Iном = 600А, Iном2 = 5А, класс точности 0,5, Zдоп = 0,8 Ом, iдин = 100 кА, Кт = 40, tт =4 с.

Принимаем контрольный кабель АКВРГ сечением:

rпров = 0,8 — 0,028 — 0,05 = 0,722 Ом;

мм2

Fст = 4 мм²;

Вк = (40 * 600)2 * 4 = 2304 кА2 *С.

28 кА2 * С < 2304 кА2 * С — условие выполняется.

Выбор трансформаторов тока на секционный выключатель

Принимаем ТПЛК-10 УЗ, Iном1 = 4000 А, Iном2 = 5А, класс точности 0,5, Zдоп = 1,2 Ом, Кт = 70, tт = 1с.

rпров = 1,2 — 0,02 — 0,05 = 1,13 Oм;

мм2

Принимаем контрольный кабель АКВРГ сечением 4 мм².

Проверка по условию:

28 кА2 * С < 19 600 кА2 *С выполняется.

Таким образом, принимаем:

— на отходящие линии ТПЛК-10 УЗ;

— на ВН ГПП ТПОЛ-110−600/5 У1;

— на секционный выключатель ТПЛК-10 У3.

Выбор трансформаторов напряжения

Выбор трансформаторов напряжения осуществляем по напряжению установки, по классу точности и вторичной нагрузке

S2У? Sном (133)

Выбор трансформатора напряжения на 110 кВ

К трансформатору напряжения будет подключен трехфазный универсальный счетчик ЦЭ 6812, потребляемая мощность параллельной обмотки которого S = 6В*А.

Принимаем НАМИ-110 УХЛ1, Uном = 110 кВ, класс точности 0,5, Sном = 360 В*А

6 В*А < 360 В*Аусловие выполняется.

Выбор трансформатора напряжения на 10 кВ.

Определяем вторичную нагрузку трансформатора.

Таблица 13 — Вторичная нагрузка трансформатора

Принимаем НАМИ-10−95 УХЛ2, класс точности 0,5, Sном = 95 В*А.

54 В*А < 95 В*А — условие выполняется.

6.3 Компоновка ГПП

Питание завода осуществляется по двухцепной воздушной линии 110 кВ, выполненной проводами АС-70/11. ОРУ-110 кВ ГПП выполняется по схеме мостика с разъединителями РНДЗ-110/630 и выключателями HGF 1012, которая обеспечивает требуемую надежность. На ГПП установлены 2 трансформатора ТДН-10 000/110. ЗРУ-10 кВ ГПП выполняется на основе ячеек K-XXVI, B которых устанавливаются вакуумные выключатели ВВТЭ-10−20/1000, ВВТЭ-10−20/630, трансформаторы напряжения. На вводах и отходящих линиях устанавливаются трансформаторы тока для питания измерительных цепей и целей релейной защиты.

Цеховые трансформаторные подстанции выбираем марки КТП с номинальной мощностью 250−1000 кВА.

7. Релейная защита

7.1 Защита кабельных линий напряжением 10 кВ

Распределительные сети промышленных предприятий на номинальное напряжение 6−35 кВ имеют одностороннее питание и выполняются с изолированной нейтралью. Наиболее распространенным видом защиты таких сетей является максимальная токовая защита (МТЗ). От межфазных замыканий такую защиту рекомендуется выполнять в двухфазном исполнении и включать ее в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения.

Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью не является КЗ. Поэтому защиту выполняют действующей на сигнал и, только когда это необходимо по требованиям безопасности, действующей на отключение.

Обычно токовую защиту от замыкания на землю выполняют с включением на фильтр токов нулевой последовательности. Она приходит в действие в результате прохождения по поврежденному участку токов нулевой последовательности, обусловленных емкостью всей электрически связанной сети без учета емкости поврежденной линии.

Индивидуальную защиту кабелей напряжением 10 кВ применим только для линий ГПП — ТП7 — ТП11 и ГПП — РП1. Для других линий, имеющих глухое соединение с цеховыми трансформаторными подстанциями, применим защиту «Блок трансформатор — магистраль» (БТМ).

Защита от многофазных КЗ

На одиночных линиях с односторонним питанием для защиты от многофазных коротких замыканий устанавливают двухступенчатую токовую защиту:

1-я ступень — токовая отсечка мгновенного действия;

2-я ступень — максимальная токовая защита (МТЗ).

Токовая отсечка выполняется на реле РТ-80. Ток срабатывания токовой отсечки выбирается исходя из двух условий:

1) Iсз? kотс * IУтр (134)

где kотс = 5 — коэффициент отстройки,

IУтp — суммарный номинальный ток трансформаторов, питающихся от защищаемой линии.

2) Iсз? Кп * I (3)k2max (135)

где kн = 1,2 — коэффициент надежности.

Коэффициент чувствительности находим по выражению

(136)

где I (2)k — ток двухфазного КЗ в точке К;

kч должен быть не меньше 1,2.

Расчеты приведены в таблице 14.

Таблица 14 — Расчет тока срабатывания и коэффициента чувствительности ТО

МТЗ выполняется на реле РТ-80. Ток срабатывания МТЗ выбирается исходя из условий отстройки от максимального рабочего тока линии и обеспечения возврата пускового органа защиты в начальное положение после его срабатывания.

(137)

где kн = 1,2 — коэффициент надежности;

kв = 0,85 — коэффициент возврата реле;

ксзп — коэффициент самозапуска нагрузки после отключения внешнего КЗ;

Iраб макс — максимальный рабочий ток линии.

Расчетный ток срабатывания реле определяется по выражению:

(138)

где kcx = 1 — коэффициент схемы;

nт — коэффициент трансформации трансформаторов тока.

Коэффициент чувствительности находим по выражению:

(139)

Он должен быть не меньше 1,5.

Результаты расчетов приведены в таблице 15.

Таблица 15 — Расчет тока срабатывания и коэффициента чувствительности

Защита от замыканий на землю

Защита выполняется с помощью одного токового реле РТЗ-51, которое подключается к трансформатору тока нулевой последовательности.

Ток срабатывания защиты определяется из условия ее надежной отстройки от броска собственного емкостного тока, проходящего в месте установки защиты при внешнем замыкании на землю.

Iсз? Iсз. расч = kотс * kБ * Iс (140)

где kотс = 1,2 — коэффициент отстройки;

kБ = 2,5 — коэффициент, учитывающий бросок собственного емкостного тока;

Iс — собственный емкостный ток присоединения;

Iс = Iсд + Iсл (141)

При номинальной мощности двигателя, не превышающей 2,5−3 МВт, значением Iсд можно пренебречь. Тогда:

Iс = Iсл = Iсо * L * m (142)

где Ico — значение собственного емкостного тока на 1 км кабеля, А/км;

L — длина линии, км;

Коэффициент чувствительности находим по выражению:

(143)

где kч — наименьшее реальное значение емкостного тока сети I’с = 5А

kч должен быть не меньше 1,25.

Результаты расчетов приведены в таблице 16 для всех участков.

Таблица 16 — Расчет защиты от замыканий на землю

7.2 Защита блоков «Трансформатор — магистраль»

Согласно ПУЭ должны быть установлены следующие виды защит:

1) защита от многофазных КЗ;

2) защита от сверхтоков перегрузки (устанавливается для трансформаторов мощностью 400 кВА и более, действующая на сигнал, если на подстанции есть дежурный персонал, или на автоматическую разгрузку или выключение, если персонала нет);

3) защита от замыканий на землю;

4) температурная сигнализация;

5) газовая защита.

Защита от многофазных КЗ

Защита от многофазных КЗ выполняется двухступенчатой:

1) токовая отсечка мгновенного действия;

2) МТЗ.

1) Iсз? Кн * I (3)k2max, (144)

где Кн = 1,2,

IК2(1) — ток трехфазного КЗ на стороне НН трансформатора.

(145)

где Iк1(2) — ток двухфазного КЗ на стороне ВН.

Данные занесем в таблицу 17.

2) (146)

где kн =1,2- коэффициент надежности;

kв = 0,85 — коэффициент возврата реле;

kсзп — коэффициент самозапуска нагрузки после отключения внешнего КЗ;

Iраб.max — максимальный рабочий ток.

(147)

где Iк2(1) — ток однофазного КЗ на стороне НН трансформатора.

Данные занесем в таблицу 17.

Таблица 17 — Расчет защиты от многофазных КЗ

Защита от сверхтоков перегрузки

Защита устанавливается для трансформаторов > 400 кВА и выполняется в виде МТЗ с действием на сигнал.

(148)

где kн = 1,2 — коэффициент надежности;

kв = 0,85 — коэффициент возврата реле.

Данные занесем в таблицу 18.

Таблица 18 — Расчет защиты от перегрузки

Защита от многофазных КЗ и перегрузки трансформаторов, запитанных по магистральной схеме (ТП7, ТП11) выполняется предохранителями типа ПК1−10−20/16−20УЗ.

Iвс.ном > Кз * Ipmax, (149)

где Кз = 1,1 — 1,25

Таблица 19 — Выбор предохранителей

Защита от замыканий на землю

Результаты расчетов сведены в таблицу 16.

Температурная сигнализация

Температурная сигнализация срабатывает при повышении температуры в баке трансформатора, что происходит в результате его перегрузки. Устанавливается на трансформаторах, к которым есть свободный доступ обслуживающего персонала. Или выполняется в качестве тепловых реле, которые отключают трансформатор при превышении его максимально допустимой температуры.

Газовая защита

Применение газовой защиты является обязательным на трансформаторах мощностью 6300 кВ*А и более, а также на трансформаторах мощностью 1000−4000 кВ*А, не имеющих дифференциальной защиты или отсечки и если максимальная токовая защита имеет выдержку времени 1с и более.

Действие защиты основано на том, что всякие, даже незначительные, повреждения, а также повышенные нагревы внутри бака трансформатора вызывают разложение масла и органической изоляции, что сопровождается выделением газа.

Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому защита выполняется так, чтобы при медленном газообразовании подавался предупредительный сигнал, о бурном газообразовании, что имеет место при К.З., происходило отключение поврежденного трансформатора. Кроме того, газовая защита действует на сигнал при опасном понижении уровня масла в баке трансформатора.

7.3 Защита кабельных линий напряжением 0,38 кВ

Низковольтные кабели, прокладываемые в земле от цеховых трансформаторных подстанций до распределительных пунктов, защищаем предохранителями.

Таблица 20 — Расчет защиты низковольтных кабелей

7.4 Защита трансформаторов ГПП

Дифференциальная защита трансформаторов

Дифференциальная защита применяется в качестве основной быстродействующей защиты трансформаторов. Ввиду ее сравнительной сложности дифференциальная защита устанавливается в следующих случаях:

— на одиночно работающих трансформаторах мощностью 6300 кВ*А и выше,

— на параллельно работающих трансформаторах мощностью 4000 кВ*А и выше,

— на трансформаторах мощностью 1000 кВ*А и выше, если токовая отсечка не обеспечивает необходимой чувствительности при КЗ на выводах низшего напряжения.

При параллельной работе трансформаторов дифференциальная защита обеспечивает не только быстрое, но и селективное отключение поврежденного трансформатора.

1. Определим ток срабатывания защиты на реле РНТ-565 отстройкой от броска тока намагничивания:

Iсз? Кн * Iном. т (150)

Кнкоэффициент отстройки защиты от броска тока намагничивания предварительно для защиты РНТ равен 1,3.

Iном.т — номинальный ток трансформатора с высокой стороны.

(151)

А

А

Iсз? 1,3 * 50,204 = 65,265А.

2. Определим ток срабатывания защиты отстройкой от тока небаланса:

Iсз? kн * IНБ (152)

Кн = 1,3

Ток небаланса

IНБ = I? НБ + I" НБ + I" 'НБ, (153)

I’НБ — ток учитывающий погрешности трансформаторов тока.

I’НБ = Ка * Кодн * е * IВНк. max? (154)

Ка — коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую, принимает значение 1.

Кодн — коэффициент однотипности ТТ (0,5 или 1).

Со стороны питания установлены ТТ с Iном.1 = 100А (Iном.т = 50,204 А ВН), а со стороны 10 кВ выбираю ТТ с Iном.1 =1000А (Iном.т = 549,857 А НН).

Вторичный ток в плечах дифференциальной защиты при номинальной нагрузке силового трансформатора:

(155)

А.

(156)

А.

Из-за небольшого отличия токов протекающим по ТТ принимаем Кодн = 0,5.

е — полная погрешность ТТ (0,1).

Iвнк.max = I3к. max * Кт, (157)

А

I’НБ = 1*0,5*0,1*483,9=24,196А

I" НБучитывает наличие у силового трансформатора устройства РПН.

I" НБ = ДN*IВНК.max, (158)

ДN — половина регулировочного диапазона РПН, ДН = 0,06;

I" НБ = 0,06 * 483,9 = 29,034А.

I" 'НБ — учитывает дискретность шкалы уставок.

IНБ = 24,196 + 29,034 = 53,23А.

Iсз > 1,3 * 53,23 = 69,199А.

Выбираю наибольший ток срабатывания защиты равный Iсз = 69,2А.

3.Чувствительность защиты.

(159)

Iвнк.min = I2к. min * Кт, (160)

А

4. Определение вторичного тока срабатывания защиты с наибольшим вторичным током.

Наибольший вторичный ток наблюдается на ТТ со стороны питания, т. к ТТ соединены в треугольник.

(161)

А

5. Определим расчетное количество витков для основной стороны

(162)

где щср — магнитодвижущая сила срабатывания реле РНТ-565, Fcp=100;

щосн — суммарное число витков рабочей и первой уравнительной обмоток с основной стороны.

щосн = щраб + щур1 (163)

На основной обмотке имеются отпайки для регулирования числа витков, принимаем ближайшее меньшее целое значение к щосн, которое можно установить на рабочей и первой уравнительной обмотках. Принимаем щосн =16 виткам.

6. Определяем количество витков с неосновной стороны

(165)

I1, I2 — вторичный ток в плечах защиты при номинальной мощности трансформатора.

I1 =4,348A, I2 = 2,749А.

Принимаем щнеосн = 25.

7. Уточнение тока небаланса.

(166)

А

А

Полный ток небаланса

Iнк = 24,196 + 29,034 +15,175 = 68,405А.

8. Уточнение первичного тока срабатывания защиты

Iсз? kн * IНБ (170)

Iсз = 1,3 * 68,405 = 88,927А.

9. Определение чувствительности защиты

(171)

Коэффициент чувствительности превышает 1,5. Следовательно защита на реле РНТ-565 является пригодной.

Максимальная токовая защита от внешних многофазных КЗ

Защита устанавливается со стороны источника питания непосредственно у выключателя, при этом в зону действия защиты входят трансформатор и его присоединения с выключателями. Срабатывая, защита действует на отключение выключателей.

1. Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального рабочего тока:

(172)

где Кн — коэффициент надежности, принимаемый равным 1,2;

Kв — коэффициент возврата, принимаем 0,85;

Ксз — коэффициент самозапуска нагрузки после отключения внешнего КЗ, определяемый для обобщенной нагрузки по кривым [1];

Iраб.max — максимальный рабочий ток.

Iраб.max = 517.56A.

Определение коэффициента самозапуска:

(173)

По кривой зависимости находим Кcз = 2,25 [1];

Расчетный ток срабатывания реле

(174)

где Ксх — коэффициент схемы, равный 1.

Чувствительность защиты:

(175)

Кч > 1,5.

Токовая защита от перегрузок

Защита от перегрузок устанавливается на трансформаторах 400 кВА и более с действием на сигнал (на автоматическую разгрузку) или отключение (на подстанциях без дежурного персонала). Защита выполнена с помощью МТЗ, установленной со стороны питания.

Ток срабатывания защиты:

(176)

где Кн = 1,05, Кв = 0,85;

Газовая защита

Применение газовой защиты является обязательным на трансформаторах мощностью 6300 кВА и более, а также на трансформаторах мощностью 1000−4000 кВ-А, не имеющих дифференциальной защиты или отсечки и если максимальная токовая защита имеет выдержку времени 1с и более.

Действие защиты основано на том, что всякие, даже незначительные, повреждения, а также повышенные нагревы внутри бака трансформатора вызывают разложение масла и органической изоляции, что сопровождается выделением газа.

Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому защита выполняется так, чтобы при медленном газообразовании подавался предупредительный сигнал, а при бурном газообразовании, что имеет место при К.З., происходило отключение поврежденного трансформатора. Кроме того, газовая защита действует на сигнал при опасном понижении уровня масла в баке трансформатора.

7.5 Защита конденсаторных установок

Для конденсаторных установок, предусматривается защита от следующих видов повреждений и ненормальных режимов:

1) многофазных К.3.;

2) сверхтоков перегрузки;

3) повышение напряжения в установке;

4) однофазных замыканий на землю.

Защита конденсаторных установок от многофазных КЗ

Для защиты конденсаторных установок напряжением выше 1000 В от многофазных К.З. предусматривается токовая отсечка. Ток срабатывания токовой отсечки определяется в соответствии со следующей формулой:

Iсз = kотс * Iк.у.ном, (177)

где kотс = 2,5 — коэффициент отстройки от бросков емкостного тока при ее включении или перенапряжениях в сети;

Iк.у.ном — номинальный ток конденсаторной установки.

(178)

Iсз = kотс * Iк.у.ном= 2,5*61,859=154,647А (179)

Чувствительность отсечки проверяется по номинальному току двухфазного К.З. на выводах конденсаторной установки:

(180)

В сетях напряжением до 1 кВ защита выполняется плавкими предохранителями или автоматическими выключателями.

Находим ток КЗ:

ТП1: Sн = 400кВА, соединение обмоток Д — Y0−11;

Rт = 5,6 мОм; Хт =17,1мОм;

XУ = Xт =17,1 мОм; (181)

RУ =Rт + Rпер.1 + Rпер.2 = 5,6 + 15 + 20 = 40,6 мОм, (182)

мОм, (183)

(184)

(185)

(186)

Iсз = kотс * Iк.у.ном= 2,5*75,967=189,9А (187)

Выбираем автоматический выключатель ВА52−31: Iном. вык = 100А.

Защита конденсаторных установок от сверхтоков перегрузки

Защита конденсаторных установок от сверхтоков перегрузки предусматривается в тех случаях, когда возможна перегрузка конденсаторов токами высших гармоник. Защита имеет выдержку времени (порядка 9 с.) и отключает конденсаторную установку при действующем значении тока, превышающем 1,31к.у.ном.

Для конденсаторных установок 10 кВ:

Icз1 = 1,3 * Iк.у.ном = 1,3 * 61,859 = 80,417А. (188)

Для конденсаторных установок 0,4 кВ:

Iсз1 = 1,3 * Iк.у.ном = 1,3 * 75,967 = 98,757А. (189)

Защита конденсаторных установок от повышения напряжения

Для защиты конденсаторной установки от повышения напряжения в тех случаях, когда уровень напряжения в сети в месте присоединения конденсаторной установки может превышать 1,1* Uк.у.ном (при включенных конденсаторах), предусматривается защита от максимального напряжения, действующая на отключение с выдержкой времени 3−5 мин. При этом применяется специальная автоматика, осуществляющая включение конденсаторной установки после восстановления нормального (номинального) уровня напряжения, но не ранее, чем через 5 минут после отключения.

Для конденсаторных установок 10кВ:

Uсз = 1,1 * Uк.у.ном. = 1,1 * 10 = 11кВ. (190)

Для конденсаторных установок 0,4кВ:

Uсз = 1,1 * Uк.у.ном = 1,1 * 0,38 = 0,418кВ. (191)

Защита конденсаторных установок от замыканий на землю

Для защиты конденсаторной установки напряжением выше 1000 В от однофазных замыканий на землю (при токах замыкания на землю 20 А и выше) предусматривается максимальная токовая защита с действием на отключение без выдержки времени.

Токовое реле защиты включается на трансформатор тока нулевой последовательности. Защита от замыканий на землю может не устанавливаться на конденсаторной установке, соединяемой со сборными шинами без кабельной вставки. В этом случае для защиты от замыканий на землю используется устройство контроля изоляции на шинах подстанции.

7.6 Защита синхронных двигателей 10 кВ

Согласно ПУЭ защита высоковольтных синхронных двигателей включает в себя:

1) токовую отсечку;

2) токовую защиту от перегрузок;

3) защиту от потери питания и понижения напряжения;

4) защиту от асинхронного хода.

Токовая отсечка

1. Отстройка от пускового тока

Iсз = КнIпуск; (192)

Iпуск — пусковой ток СД.

Iпуск = Кп * Iном (193)

Iпуск = 7 * 87,6 = 613,2А.

Кн = 1,8 для реле РТ-40.

Iсз =1,8* 613,2 = 1103,76А.

2. Ток срабатывания реле

(194)

Кcx = при однорелейном исполнении.

Коэффициент трансформации ТТ принимаю nт=800/5.

(195)

Чувствительность токовой отсечки

(196)

Токовая защита от перегрузок

Ток срабатывания реле

(197)

где Кн =1,3, Kв = 0,8, Кcx = (однорелейная схема), nт=800/5.

Защита от потери питания и понижения напряжения

Защита электродвигателей от понижения напряжения выполняется двухступенчатой.

Параметры срабатывания первой ступени:

Ucpl? 0,7 * Uном; (198)

Время срабатывания первой ступени защиты выполняется 0,5… 1,5 с.

Параметры срабатывания второй ступени:

Ucpl? 0,5 * Uном; (199)

Ucpl? 0,5 * 10 = 5кВ.

Время срабатывания второй ступени защиты выполняется 5…10 с.

Защита от асинхронного хода

Устанавливается на всех СД и действует на схему, предусматривающую ресинхронизацию или его отключение. Ресинхронизация состоит в том, что с электродвигателя снимается возбуждение, через некоторое время включается возбуждение, и двигатель вновь втягивается в синхронизм.

Ток срабатывания защиты

Iсз = 1,4Iном (200)

Iсз =1,4 * 87,6 = 122,64А

8. Внутрицеховое электроснабжение

8.1 Расчет силовой сети цеха

Для определения расчетного тока используем формулу:

(201)

Для питания силовых пунктов выбираем кабель марки АПВБ и прокладываем непосредственно на поверхности стен и закрепляем при помощи скоб.

Распределительную сеть выполняем проводом марки АПВ и предусматриваем их скрытую прокладку в каналах в полу.

Таблица 21 — Предварительный выбор кабеля силовой сети цеха

8.2 Расчет токов КЗ в цехе

Рисунок 7 — Схема замещения силовой сети цеха

Приведем все сопротивления к стороне 0,4 кВ по формуле

Х = Х' * К2т (202)

Ес = 0,4 кВ.

По данным из расчета КЗ на стороне 10 кВ:

Ом

Ом

Ом

Ом

Ом

Хкл2 = 0,0012Ом;

Rкл2 = 0,004Ом;

Хпер.конт = 0,03 Ом;

Rп.к. = 0,03 Ом;

Хкл3 = 0,0005 Ом;

Rкл3 = 0,0016 Ом;

Хкл4 = 0,0022 Ом;

Rкл4 = 0,0073 Ом;

Хкл5 = 0,0033 Ом;

Rкл5 = 0,034 Ом;

Хкл6 = 0,011 Ом;

Rкл6 = 0,0107Ом.

Рассчитаем периодическую составляющую тока КЗ:

(203)

Точка К1: RУ = 0,0667 Ом, XУ = 0,0644 Ом;

кА

К2: RУ = 0,0724 Ом, XУ = 0,0661 Ом;

I" = 2,36кА;

К3: RУ = 0,1307 Ом, XУ = 0,0977Ом;

I" = 1,4кА;

К4: RУ =0,1131 Ом, XУ = 0,0672 Ом;

I" = 1,76кА.

Проверка на термическую стойкость кабелей внутрицеховой сети по току К1: Iкз = 2490 А.

мм2, (204)

По данным токов короткого замыкания выбираем автоматические выключатели Iном.откл. = 4,5 кА.

Данные занесем в таблицу 22

Таблица 22 — Выбор кабелей и автоматических выключателей силовой сети механического цеха

8.3 Расчет освещения в цехе

Расчет освещения в цехе будем производить методом коэффициента использования:

(205)

где Ен — норма освещенности, Лк;

К3 -коэффициент запаса, К3 -1,5;

S — площадь помещения;

Z — коэффициент минимальной освещенности, Z = 1,1;

n — число светильников;

Кикоэффициент использования.

Коэффициент использования определяется через индекс помещения:

(206)

Рисунок 8 — осветительная сеть цеха

где, А — длина помещения, м, В — ширина помещения, м, h — расчетная высота, м

Освещение в цехе выполнено на основе газоразрядных ламп со светильниками РСП.

Цех подразделяем на участки, имеющие определенную освещенность в зависимости от рода работы:

1) основной участок, на котором располагаются станки и оборудование с нормой освещения Ен = 100 Лк;

2) комната мастеров с освещенностью Ен =300 Лк, так как там будет производится работа с документами;

3) прочие комнаты с освещенностью Ен =50 Лк.

Расчет основного участка

1 площадка (3 участка:1.13 э/п, 14.26 э/п, 34.39 э/п)

S1 = 30 * 6 = 180 м²

Индекс помещения

Kи = 0,06.

Выбираем лампы ДРЛ мощностью Р = 700 Вт, Фл = 35 000 Лм.

Тогда (207)

Применяем 7 светильников по 2 лампы в каждом

Ур = 14 * 700 = 9800Вт.

2 площадка (27.33, 44, 45)

S1 = 36*6=216 м2

Ки = 0,06;

Применяем 9 светильников по 2 лампы

Ер = 18 * 700 = 12 600Вт.

Освещение комнаты мастеров

S1 = 6 * 6 = 36 м²;

Ки = 0,18.

Лампы Р = 700 Вт, Фл = 35 000 Лм;

Применяем 2 светильника

S2 = 6 * 3 = 18 м²;

Ки = 0,67;

Применяем 1 светильник

УРком.мас = 6 * 700 = 4200 Вт.

Гардероб

S = 6 * 3 = 18 м²

i = 0,67

Ки = 0,08.

Выбираем лампы ДРЛ Р = 250 Вт, Фл = 11 000 Лм;

n = 2;

1 светильник РСП

Р = 2 * 250 = 500 Вт.

Комната с электроприемниками 40−41

S = 5 * 3 = 15 м²

Ки = 0,05.

Лампы ДРЛ Р = 250 Вт, Фл = 1 1000 Лм;

n = 2.

1 светильник РСП

Р = 2 * 250 = 500Вт.

Комната с электроприемниками 42−43

S = 5 * 5 = 25 м²

Ки = 0,05.

Лампы Р=250 Вт, Фл = 11 000 Лм;

n = 4.

2 светильника РСП

Р = 4 * 250 = 1000Вт.

8.4 Расчет осветительной сети

Для осветительной сети устанавливаем щит освещения ЩО и щит аварийного освещения ЩАО, запитанные непосредственно от вводного распредустройства ВРУ.

Выбор сечения кабеля для осветительной сети будем производить по допустимой потере напряжения

(208)

где y = 50 * 106 удельная проводимость меди,

Uн — номинальное напряжение, В,

S — сечение проводника, мм2,

ДU = 2,5%,

М — произведение мощности на длину, кВА*м.

Тогда сечение кабеля

(209)

Щит освещения (ЩО)

Группа 1

мм2

Выбираем кабель ВВГ-3*6

Группа 2 S2 = 4,2 мм²;

ВВГ-3*6

Группа 3 S3 =4,8 мм²;

ВВГ-3*6

Группа 4 S4 =3,8 мм²;

ВВГ-3*4

Группа 5 S5 =3,2 мм²;

ВВГ-3*4

Группа 6 S6 = 1,56 мм²;

ВВГ-3*2,5.

Щит аварийного освещения (ЩАО)

мм2

Принимаем кабель ВВГ-3* 1,5 мм².

Аналогично для групп 8 и 9: ВВГ-3* 1,5.

Выбор автоматических выключателей производим по току нагрузки:

(210)

ЩО: Гр.1 — Iном.авт. = 25А;

Гр.2 — Ip = 24А; Iном.авт. = 25А;

Гр.3 — Ip = 17А; Iном.авт. = 25А;

Гр.4 — Ip = 20А; Iном.авт. = 25А;

Гр.5 — Ip = 20А; Iном.авт. =25А;

Гр.6 — Ip = 20А; Iном.авт. =25А;

IУ = 125А.

Вводной — трехфазный автоматический выключатель:

Iном.авт. = 50А.

ЩАО: .

Ставим 3 однофазных автоматических выключателей Iном = 16 А, на вводе — один трехфазный Iном.авт. = 25А.

9. Экономика

9.1 Определение сметной стоимости схемы электроснабжения

Наименование, количество и стоимость основного оборудования схемы электроснабжения представлены в таблице 23.

Таблица 23 — Сметная стоимость оборудования

9.2 Расчет суммы амортизационных отчислений

Все имеющиеся электрическое оборудование разделяем на группы в зависимости от нормы амортизации и для каждой группы находим сумму амортизационных отчислений. Расчеты представлены в виде таблицы 24.

Таблица 24 — Расчет амортизационных отчислений

9.3 Планирование использования рабочего времени

Таблица 25 — Баланс рабочего времени

Коэффициент использования рабочего времени:

о.е. (211)

где Фпол — полезный фонд рабочего времени;

Фном — номинальный фонд рабочего времени.

9.4 Планирование численности персонала

Численность персонала включает рабочих, занятых ремонтом и обслуживанием электротехнического оборудования, высоковольтной линии электропередачи от подстанции энергосистемы до ГГШ предприятия и внутризаводских электрических сетей.

Численность монтеров и мастеров по ремонту и эксплуатации электрических сетей рассчитывается по формуле:

чел. (212)

где rвл1 = 3,3 — норматив численности персонала по обслуживанию ВЛ110.

1i = 9,6 км — протяженность ВЛ110;

Rвл = (3,3 * 9,6/100) = 0,317;

Принимаем Rвл = 1 чел.

Численность оперативного персонала ГПП:

Rгпп = Уrгпп * n, чел, (213)

где Уrгпп = 2,6 — норматив численности оперативного персонала для подстанций с U = 110 кВ;

n = 1 — число подстанций.

Rгпп = 2,6 * 1 = 2,6? 3 чел.

Полная численность эксплуатационного персонала высоковольтной сети равна сумме численности рабочих, занятых ремонтно-эксплуатационным и оперативным обслуживанием линии и подстанции с учетом поправочных коэффициентов:

К1 = 1,25; К2 = 1,1; К3 = 1,1.

Rэ = (1+3) * l, 25 * 1,1 * 1,1 = 6,05? 7 чел.

Явочный состав эксплуатационных рабочих:

чел. (214)

где n = 2 — количество смен;

УР = 981,34 у.е. (из таблицы 27) — сумма единиц ремонтосложности электрооборудования;

Рэ — количество единиц ремонтосложности, приходящего на одного рабочего;

Рэ = 900 у.е./чел — для электрооборудования, работающего в помещениях с нормальной средой.

Rяэ = 2 * 981,34/900 = 2,18? 3 чел.

Структура ремонтного цикла

Количество плановых ремонтов в течение одного ремонтного цикла:

; Рк = 1 (215)

где nк и nт — продолжительность периода в месяцах между текущими и капитальными ремонтами.

Результаты вычислений сводим в таблицу 26.

Таблица 26 — Структура ремонтного цикла

На основании количества электрооборудования и количества ремонтов рассчитаем годовой объем ремонтосложности оборудования и трудоемкости проведения ремонтов. Расчеты заносим в таблицу 27.

Таблица 27 — Годовой объем ремонтосложности оборудования и трудоемкости ремонтов