Аннотация
В данном дипломном проекте рассматривается задача проектирования системы
электроснабжения автомобильного завода. Завод является предприятием
автомобилестроения. При проектировании решаются задачи, которые
заключаются в определении расчётных электрических нагрузок, в правильном
выборе напряжения распределения по заводу, выборе числа и мощности
трансформаторов, конструкции промышленных сетей. Для выбора элементов
системы производится расчёт токов короткого замыкания, рассматриваются
вопросы , касающиеся релейной защиты и автоматики трансформаторов ГПП, а
также заземляющего устройства пункта приёма электроэнергии.
Введение
Темой данного проекта является проектирование системы электроснабжения
автомобильного завода. Ускорение научно-технического процесса диктует
необходимость совершенствования промышленной электроники, создание
современных надёжных систем электроснабжения промышленных предприятий,
освещения, автоматизированных систем управления электрооборудованием и
технологическим процессом. По этому при проектировании уделено большое
внимание вопросам надёжности, обеспечение качества электроэнергии и
электромагнитной совместимости, быстродействия и селективности релейной
защиты и оперативной автоматики. Произведён выбор, компоновка и
размещение подстанций, в соответствии с ПУЭ.
Основные задачи, решаемые при проектировании системы электроснабжения,
заключается в оптимизации параметров этих систем путём правильного
выбора напряжений, определении электрических нагрузок, высоких
требований к бесперебойности электроснабжения, рационального выбора
числа и мощности трансформаторов, конструкций промышленных сетей,
средств регулирования напряжения, средств симметрирования нагрузки,
подавление высших гармонических составляющих в сетях путём правильного
построения схемы электроснабжения, соответствующей оптимальному уровню
надёжности. В проекте произведён расчёт токов короткого замыкания и
выбор комплектующей аппаратуры, вопросы по релейной защите, а также
заземление ГПП освещены в соответствующих разделах.
Описание технологического процесса
Эффективность работы автомобильного транспорта в значительной степени
зависит от технической готовности подвижного состава, которая
обеспечивается своевременным и качественным выполнением технических
обслуживаний и ремонтов.
Из всех видов транспорта автомобильный является самым трудоёмким и
фондоёмким, то есть необходимо дальнейшее развитие
производственно-технической базы автотранспорта предусматривающее
строительство новых, расширение, перевооружение и реконструкцию
действующих автотранспортных предприятий.
Для успешного решения таких многосторонних задач инженерно-технические
работники автомобильного транспорта должны в совершенстве знать теорию,
методику и практику проектирования, и технологический процесс
производства автомобильного транспорта.
Технологический процесс
В литейном цехе серого чугуна производится отливка деталей и
листовой стали для дверей, крыш, крыльев и т. д. Эти заготовки поступают
в прессово-кузовной и моторный цеха. В прессово – кузовном цехе
производится штамповка кузовных деталей. В цехе топливной аппаратуры
производится сборка и регулировка топливной системы. Гидросистемы
тормозов поступают на завод с другого предприятия – изготовителя и
хранятся на складе. В литейном цехе ковкого чугуна и цветных металлов
отливаются блоки и головки цилиндров. В моторном цехе производится
сборка силовых агрегатов, которые поставляются на склад. В сборочном
цехе происходит установка передних и задних крыльев и буферов,
антикоррозийная обработка кузова, сухая шлифовка, нанесение мастик,
изолирование кузова, вторичная окраска кузова грунтом, покрытие эмалью,
мокрое шлифование и окончательная окраска кузова металлизированными
эмалями и сушка.
Окончательно изготовленный кузов проходит контроль по качеству окраски,
затем он транспортируется на сборку.
Общая сборка автомобилей осуществляется на главных конвейерах, поэтому
технологический процесс сборки максимально дифференцирован,
механизирован и автоматизирован.
Сборку осуществляют на главном конвейере по следующей технологии:
1 Монтаж гидросистемы тормозов и коллектора на кузове, закрепление
топливо провода по днищу кузова.
2 Установка задних амортизаторов.
3 Установка и закрепление маятникого рычага на правом лонжероне.
4 Монтаж механизма управления коробки передач.
5 Установка на днище кузова регулятора давления задних тормозов.
6 Сборка кузова и шасси автомобиля. Выполнение данной операции выполняют
с помощью спаренных конвейеров сборки: кузов транспортируется главным
подвесным конвейером сборки: кузов транспортируется верхним подвесным
главным конвейером сборки, а нижним расположенным под ним и параллельным
ему, транспортируется шасси автомобиля. Согласованное перемещение кузова
и шасси обеспечивает в определённый момент подъём шасси гидроподъёмником
напольного конвейера до совмещения с кузовом. Так происходит
предварительная установка шасси на кузов. Сборка кузова и шасси
начинается с регулирования положения кузова на шасси, а дальнейшее
соединение и крепление шасси с кузовом выполняется на операциях общей
сборки автомобиля.
На втором напольном конвейере производится сборка шасси. Он расположен
параллельно напольному конвейеру подачи готового шасси на главный
сборочный конвейер автомобиля. К напольному конвейеру сборки шасси по
подвижным конвейерам подаются следующие сборочные единицы: моторный
агрегат, задний мост, собранный карданный вал, глушитель выпуска
дополнительной первой ступени, штанга стабилизатора поперечной
устойчивости. Здесь выполняются операции общей сборки шасси автомобиля,
монтаж глушителя выпуска дополнительной первой ступени, монтаж штанги
стабилизатора поперечной устойчивости со стойками, сборка карданного
вала с задним мостом.
10 Установка и закрепление поперечины передней подвески.
11 Монтаж задней опоры двигателя .
12 Прикрепление верхних опор рессор к кузову.
13 Установка гибких рукавов гидротормозов.
14 Крепление верхнего рычага передней подвески.
15 Монтаж пальца шарового шарнира с кронштейном передней подвески.
16 Монтаж рулевой трапеции.
17 Монтаж трубок гидросистемы.
18 Прикрепление задних амортизаторов к заднему мосту.
19 Монтаж основного глушителя в сборе с выпускной трубой.
20 Установка угла поворота передних колёс.
21 Установка гибкого вала спидометра и гибкого троса стояночного
тормоза.
22 Прокачка тормозов.
23 Монтаж топливного бака и датчика уровня бензина в баке.
24 Установка и закрепление водяного радиатора.
25 Монтаж пола и обивка багажника.
26 Установка и закрепление аккумуляторной батареи.
27 Монтаж и регулировка тяг карбюратора.
28 Установка, присоединение и закрепление выключателя зажигания.
29 Установка и закрепление колонки рулевого управления.
30 Монтаж расширительного бака к водяному радиатору.
31 Установка козырька фонаря на заднем буфере.
32 Монтаж колёс на тормозных барабанах.
33 Установка воздушного фильтра и рукава вентиляции картера двигателя.
34 Закрепление брызговиков двигателя к поперечному лонжерону.
35 Монтаж водяных рукавов на двигателе и радиаторе, заправка системы
охлаждения двигателя.
36 Заправка бака автомобиля, карбюратора и топливного насоса бензином.
37 Установка рулевого колеса.
38 Подключение аккумуляторной батареи, регулировка света фар.
39 Установка облицовки радиатора и монтаж системы очистки фар.
40 Пуск двигателя, проверка приборов автомобиля, проверка включения
передач.
В дальнейшем собранные и проверенные автомобили отправляются на склад
готовой продукции.
Технологическая схема
Определение расчетных нагрузок
Ведомость электрических нагрузок завода.
таблица№1
№ Наименование цеха
Кс Cos( (,
ВВт/м2
Pуст, кВт
1 Цех шасси и главный конвейер 0,85 0,75 16 1600
Цех шасси и главный конвейер (6кВ 4X315) 0,85 -0,9
1260
2 Моторный цех 0,7 0,65 16 1600
3 Прессово-кузовной цех 0,4 0,65 14 1900
Прессово-кузовной цех (6кВ 2X500) 0,4 0,85
1000
4 Инструментальный цех 0,5 0,6 14 950
5 Ремонтно-механический цех 0,7 0,7 14 500
6 Конструкторско-эксперементальный цех 0,5 0,75 20 160
7 Экспедиция и склад 0,4 0,8 10 120
8 Деревообрабатывающий цех 0,5 0,75 12 210
9 Модельный цех 0,5 0,8 16 300
10 Литейный цех серого чугуна 0,6 0,65 12 1200
Литейный цех серого чугуна (6кВ 2X600) 0,65 0,9
1200
11 Литейный цех ковкого чугуна и цветных металлов 0,6 0,65 12 1200
Литейный цех ковкого чугуна и цветных металлов (6кВ 2X600)
0,65 0,9
1200
12 Кузнечный цех 0,5 0,65 12 500
13 Арматурно-агрегатный цех 0,6 0,7 14 850
14 Склад масел и химикатов 0,4 0,8 10 80
15 Гараж 0,4 0,8 20 150
16 Заводоуправления 0,5 0,8 20 120
17 Проходная 0,4 0,85 16 20
18 Лаборатория 0,5 0,85 20 170
19 Скрапоразделочная 0,5 0,75 14 620
20 Цех топливной аппаратуры 0,6 0,7 14 540
21 Открытый склад лесоматериалов 0,3 0,85 10 110
22 Компрессорная (6кВ 4X800) 0,8 0,9 10 3200
Генеральный план завода.
Метод коэффициента спроса.
Расчетный максимум, необходимый для выбора почти всех элементов
системы электроснабжения:
Сечения проводников, трансформаторов ППЭ, отключающей аппаратуры,
измерительных приборов и так
далее, определяемый сначала для отдельных цехов, а затем и для
всего завода в целом, находится по коэффициенту спроса по
выражению:
(2.1.1)
расчётный максимум соответствующего цеха без учёта освещения,
кВт.
коэффициент спроса соответствующего цеха;
Расчёт силовой нагрузки для цеха №1 состоящей из нагрузки выше
1000В и ниже 1000В :
кВт;
кВт;
кВт;
квар.
Для остальных цехов расчёт представлен в таблице№
Кроме того , необходимо учесть нагрузку искусственного освещения
цехов и территории завода.
Эта нагрузка определяется по удельной мощности освещения, по
выражению:
;
?– удельная плотность осветительной нагрузки, Вт/м2
КСО– коэффициент спроса осветительной нагрузки;
tg?– коэффициент мощности осветительной нагрузки.
Для освещения складов, гаража, заводоуправления, проходной и
лаборатории используем люминесцентные лампы с cos?=0.9 (tg?=0.48),
для остальных цехов и территории предприятия используются лампы
накаливания с cos?=1 (tg?=0) и дугоразрядные лампы (ДРЛ) с cos?=0.5 и
(tg?=1,73).
Расчет освещения для цеха№1.
кВт
При использовании ламп накаливания потребление реактивной мощности
равно нулю.
Для остальных цехов расчёт приведён в таблице№2
Полная нагрузка цеха напряжением до 1000В представляет собой сумму
силовой и осветительной нагрузки:
кВт,
квар.
Дальнейший расчёт нагрузок по цехам приведён таблице№ 2
Таблица№2
№ Наименование
Цехов Рн cos?
tg? Кс Рм
кВт Qм
квар F,
м2 ?, Вт/м2 Ксо Ро
кВт Qо
квар Рм
кВт Qм
квар Sм
кВА
1 Цех шасси и … 1600 0,75
0,88 0,85 1360 1196,8 28500 16 0,8 364,8 0 1724,8 1196,8 2099
Цех шасси и…
(6 кВ) 1260 -0,9
-0,48 0,85 1071 -514,08 —— —– — —- — 1071 -514,08 1188
2 Моторный цех 1600 0,65
1,16 0,7 1120 1299,2 19200 16 0,8 245,8 0 1365,8 1299,2 1885
3 Прессово-кузовной цех 1900 0,65
1,16 0,4 760 881,6 9052 14 0,8 101,4 0 861,4 881,4 1232,6
Прессово-кузовной цех (6 кВ) 1000 0,85
0,61 0,4 400 248 ——- —– — —– — 400 248 470
4 Инструментальный цех 950 0,6
1,33 0,5 475 633,6 7626 14 0,8 85,4 0 560,4 633,6 845,8
5 РМЦ 500 0,7
1,02 0,7 350 375 4968 14 0,8 55,6 0 405,6 375 552,3
6 Конструкторско-эксперементальный цех 160 0,75
0,88 0,5 80 70,5 4278 20 0,8 68,6 118,6 148,6 189,1 240
7 Экспедиция и склад 120 0,8
0,75 0,4 48 36 690 10 0,6 4,1 2 52,1 38 64,4
8 Деревообрабатывающий цех 210 0,75
0,88 0,5 105 92,4 1748 12 0,8 16,8 0 121,8 92,4 152,8
9 Модельный цех 300 0,8
0,75 0,5 150 112,5 2070 16 0,8 26,5 45,8 176,5 158,3 237
10 Литейный цех серого чугуна 1200 0,65
1,16 0,6 720 835,2 6762 12 0,8 65 112,5 785 947,7 1230,6
Литейный цехсерого чугуна (6 кВ) 1200 0,9
1,16 0,65 780 374,4 —– —– — —- — 780 374,4 865,2
11 Литейный цех ковкого чугуна и цветных металлов 1200 0,65
1,16 0,6 720 835,2 10174 12 0,8 97,7 169 817,7 1004,2 1295
Литейный цех ковкого чугуна и цветных металлов (6кВ) 1200 0,9
0,48 0,65 780 374,4 —– —- — —- — 780 374,4 865,2
12 Кузнечный цех 500 0,65
1,16 0,5 250 290 5975 12 0,8 57,2 99 307,2 389 459,7
13 Арматурно-агрегатный цех 850 0,7
1,02 0,6 510 520,2 2500 14 0,8 28 48,4 538 568,6 782,8
14 Склад масел и химикатов 80 0,8
0,75 0,4 32 24 460 10 0,6 2,8 1,3 34,8 25,3 43
15 Гараж 150 0,8
0,75 0,4 60 45 345 14 0,6 2,9 1,4 62,9 46,4 78
16 Заводоуправления 120
0,85
0,75 0,5 60 45 930 20 0,75 14 6,7 74 51,7 90,2
17 Проходная 20
0,85
0,61 0,4 8 5 150 16 0,75 1,8 0,9 9,8 5,9 11,4
18 Лаборатория
170 0,85
0,61 0,5 85
52,7 930 20 0,75 14
6,7 99 59,4 115,5
19 Скрапоразделоч ная 620 0,75
0,88 0,5 310 273,3 345 14 0,8 3,9 1,9 313,9 275,2 417,5
20 Цех топливной аппаратуры 540 0,7
1,02 0,6 324 330,5 1150 14 0,8 12,9 22,3 336,9 352,8 487,8
21 Открытый склад лесоматериалов 110 0,85
0,61 0,3 33 20,1 2916 10 0,6 17,5 30,2 50,5 50,3 71,3
22 Компрессорная
(6кВ) 3200 -0,9
-0,48 0,8 2560 -1240 874 10 0,75 6,6 0 2560 -1240 2850,4
Примечание: в цехах имеющих металлообрабатывающие станки и оборудование
применяются лампы накаливания, чтобы исключить стробоскопический эффект.
В остальных цехах и на освещение открытых складов и территории
предприятия используются люминесцентные и дугоразрядные лампы типа-ДРЛ.
Осветительная нагрузка территории
Площадь территории Fтер=232825м2,
удельная плотность освещения ?тер=1 Вт/м2,
коэффициент спроса осветительной нагрузки Ксо тер=1[3]
Активная суммарная нагрузка напряжением до 1000В
Суммарная реактивная нагрузка напряжением до 1000В
Полная суммарная мощность напряжением до1000В
При определении суммарной нагрузки по заводу в целом необходимо учесть
коэффициент разновремённости максимумов Крм, значение которого для
машиностроительной отрасли равно 0,95,а также потери в силовых
трансформаторах, которые еще не выбраны, по этому эти потери учитываются
приближенно по ниже следующим выражениям.
Приближенные потери в трансформаторах цеховых подстанций:
Суммарная активная нагрузка напряжением выше 1000В:
Суммарная реактивная нагрузка напряжением выше 1000В:
Активная мощность предприятия:
Реактивная мощность предприятия без учёта компенсации:
Экономически обоснованная мощность, получаемая предприятием в часы
максимальных нагрузок:
где 0,3-нормативный tg?эк для Западной Сибири и U=110кВ
Мощность компенсирующих устройств, которую необходимо установить в
системе электроснабжения предприятия:
Полная мощность предприятия, подведённая к шинам пункта приёма
электроэнергии(ППЭ):
Статистический метод
Принимая, что при расчётах нагрузок можно пользоваться нормальным
законом распределения, расчётная нагрузка может быть определена как:
(2.2.1)
где: Рср–среднее значение нагрузки за интервал времени, кВт;
?–принятая кратность меры рассеяния;
?–среднеквадратичное отклонение, кВт;
Согласно исходных данных ?=2,5.
Среднеквадратичное отклонение определяем по выражению:
(2.2.2)
где: Dp–дисперсия.
Дисперсия находится по формуле:
Dp=Рср.кв2 –Рср2 , (2.2.3)
где: Рср–среднее значение мощности за интервал времени, определяемое по
формуле:
(2.2.4)
где: ?t–интервал времени;
Рi–значение мощности на этом интервале;
Рср.кв–среднеквадратичная мощность, определяемая по выражению:
(2.2.5)
Рср и Рср.кв определяются с помощью графиков нагрузок.
РСР,КВ=11053 кВт.
Тогда дисперсия Dp=РСР.КВ2 – РСР2=122171177,2–97032 =28022968,18 кВт,
5293,7 кВт.
Расчетная мощность:
кВт,
0,3?22937,25=6881,2 квар,
23981,7 кВА.
В качестве расчётной нагрузки по заводу принимается наименьшая. В
данном случае это нагрузка, определённая по методу коэффициента спроса.
Таблица 3. Суточный график электрических нагрузок.
t.ч Рзим, % Рлетн,% Рmax.раб,кВт Рраб, зим. КВт Рр.летн,кВт Рвых,кВт
0 35 32
14199,5
4969,8 4543,8 4260
1 35 32
4969,8 4543,8 4260
2 33 30
4685,8 4259,8 4260
3 35 32
4969,8 4543,8 4260
4 35 32
4969,8 4543,8 4260
5 32 27
5343,8 3833,8 4260
6 27 23
3833,8 3265,8 4260
7 50 41
7099,8 5821,8 4260
8 92 82
13063,5 11643,6 4260
9 100 92
14199,5 13063,5 2982
10 100 92
14199,5 13063,5 2982
11 93 92
13205,,5 13063,5 2982
12 88 85
12495,6 12069 2982
13 97 92
13773,5 13063,5 2982
14 93 88
13205,5 12495,6 2982
15 90 84
12779,6 11927,6 2982
16 85 78
12069,6 11075,6 2982
17 90 81
12779,6 11501,6 2982
18 90 82
12779,6 11243,6 3550
19 88 80
12495,6 11359,6 3550
20 93 88
13205,5 12495,6 3550
21 93 90
13205,5 12779,6 4260
22 86 83
12211,6 11785,6 4260
23 70 67
9939,7 9513,7 4260
Построение графиков электрических нагрузок
По данным таблицы 3 построен суточный график нагрузки для рабочего дня,
который представлен на рисунке 3. График нагрузки выходного дня также
приведён на рисунке 3.
Годовой график электрических нагрузок
Для построения годового графика используется суточный график для рабочих
и выходных дней Принимаем что в году 127 зимних,127 летних и 111
выходных дней.
Число часов использования максимальной нагрузки определяется по
выражению:
, (3.1)
4790 ч.
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
Для построения картограммы нагрузок как наглядной картины
территориального расположения мощностей цехов необходимы центры
электрических нагрузок (ЦЭН) этих цехов. В данной работе предполагается,
что ЦЭН каждого цеха находится в центре тяжести фигуры плана цеха, так
как данных о расположении нагрузок в цехах нет. Нагрузки цехов
представляются в виде кругов, площадь которых равна нагрузке этих цехов,
а радиус определяется по выражению:
(4,1)
где m — выбранный масштаб, кВт/мм.
Выбираем масштаб m=1,7 кВт/мм. Расчёт радиусов сведён в таблицу 5.
Осветительная нагрузка на картограмме представлена в виде секторов
кругов, площадь которых соотносится с площадью всего круга как мощность
освещения ко всей мощности цеха до 1000 В. Углы секторов определяются по
выражению
(4.2)
Расчёт этих углов представлен в таблице 5.
Окружности без закрашенных секторов обозначают нагрузку напряжением выше
1000 В.
Координаты центра электрических нагрузок завода в целом определяются по
выражению.
(4.3)
где pm i— активная нагрузка i-того цеха;
Xi, Yi — координаты ЦЭН i-того цеха;
n — число цехов предприятия.
Для определения ЦЭН цехов, конфигурация которых на плане отлична от
прямоугольной, используется следующий алгоритм:
1. цех i разбивается на j таких частей, что каждая из них является
прямоугольником;
2. по генплану определяются ЦЭН этих частей Xi.j, Yi.j и их площади
Fi . j;
находится активная мощность, приходящаяся на единицу площади этого цеха
4. определяется активная мощность, размещенная в каждой из прямоугольных
частей рассматриваемого цеха Рм i.j;
5. с использованием выражения (4.3) находятся координаты ЦЭН цеха в
целом. Согласно генерального плана предприятия по вышеизложенной
методике определяются ЦЭН цеха №10 (литейный цех), цеха №11 (литейный
цех), цеха №12 (кузнечный цех) . Рассмотрим расчёт для цеха №10:
1 .
разбиваем цех на четыре прямоугольные части;
2. их координаты ЦЭН равны соответственно: X10.1=3,8; Y10.1=4,6;
X10.2=3,1; Y10.2=4; X10.3=3,6; Y10.3=4; X10.4=4,1; Y10.4=4; F10.1=2484
м2; F10.2=1426 м2; F10.3=1426 м2; F10.4=1426 м2;
4. Pм10.1=Рм10уд ·F10.1=231,4·2484=754,798 кВт;
РМ10.2=231,4·1426=329,976 кВт; РM10.3=231,4· 1462=329,976
кВт; Р10,4=231,4·1462=329б976 кВт;
Для цехов №10, 11 и 12 расчёт приведён в таблице 4.
Таблица 4. Расчёт ЦЭН для непрямоугольных цехов
№ цеха
Xi.j, мм
Yi.j мм
Fi.j, М2
F.i,м2
Pмi,кВт
,Вт/м2
Рмi,j,кВт
Xi, мм
Y,, мм
10 3,8 4,6 2484
6762
1565
231,4
574,797
3,6
4,3
3,1 4 1426
329,976
3,6 4 1426
329,976
4,1 4 1426
329,976
11 5,7 4,6 4774
10174
1597,7
157 749,518
5,7
4,3
4,9 4,1 1674
262,818
5,7 4,1
1 2052
332,164
6,5 4,1 1674
262,818
12 7,5 4,1 1955
5975
307,2
51,4 100,487
7,8
4,2
8,1 4,6 1380
70,932
8,1 4,2 1587
81,571
8,1
3,8 1035
53,199
Координаты ЦЭН других цехов определены непосредственно при помощи
генплана и сведены в таблицу 5.
Таблица 5. Картограмма электрических нагрузок
№ цеха
Xi, мм
Yi, мм Рм, кВт
Ri,мм
Ро, кВт
аi, град.
1 9,4 5,6 1724 19 364,8 76
— — 1071 15 —
2 16,8 5,6 1365,8 17 245,8 64
3 11,4 3,8 461,4 14 101,4 42
— — 400 9 —-
4 15,4 3,8 560,4 11 85,4 55
5 19,2 2,6 405,6 9 55,6 49
6 7,2 8,4 184,6 6 68,6 134
7 8,4 1,2 52,1 3 4,6 32
8 3,8 5 121,8 5 16,8 50
9 4,2 7,8 176,5 6 26,5 54
10 7,2 8,4 785 13 65 29,8
— — 780 12,8 —-
11 11,4 8,6 817,7 13 97,7 43
— —- 780 12,8 —-
12 15,6 8,4 307,2 8 57,2 67
13 18,8 7,8 538 11 28 19
14 20 5,6 34,8 3 2,8 30
15 20 4,4 62,9 4 2,9 17
16 12,6 1,2 66,7 4 14 76
17 13,8 1,2 9,8 1,5 1,8 66
18 15 1,2 99 5 14 51
19 2 7,6 313,9 8 3,9 4,5
20 18,6 9,2 336,9 8,5 12,9 14
21 2 5,4 50,5 3 17,5 125
22 20,2 9 6,6 1,2 6,6
Координаты центра электрических нагрузок завода в целом, определённые
на основе данных таблицы 5 с помощью выражения (4.3):
Рисунок 5. Картограмма электрических нагрузок
5. ВЫБОР СИCТЕМЫ
ПИТАНИЯ
В систему питания входят питающие линии электропередачи и ППЭ.
Канализация электрической энергии от источника питания до ППЭ
осуществляется двухцепными воздушными линиями напряжением 110кВ. В
качестве ППЭ используем унифицированную комплектную подстанцию блочного
исполнения типа КТПБ-110/6-104.
5.7. Выбор устройства высшего напряжения ППЭ
Вследствие малого расстояния от подстанции энергосистемы до завода (3
км) рассматриваем следующих два вида устройства высшего напряжения
(УВН):
1. блок «линия—трансформатор»;
2. выключатель.
В первом варианте УВН состоит только из разъединителя наружной
установки. Отключающий импульс от защит трансформатора (дифференциальной
или газовой) подаётся на выключатель системы, называемый головным
выключателем, по контрольному кабелю.
Во втором варианте УВН состоит из выключателя наружной установки.
Отключающий импульс от защит трансформатора подаётся на выключатель,
который и отключает повреждённый трансформатор.
Выбор вида УВН осуществляется на основании технико-экономического
расчёта (ТЭР). Критерием оптимальности решения являются меньшие
расчётные затраты, определяемые по выражению
Зi=Ен·Кi+Иi+Уi, (5.1.1)
где Ен=0,12 — нормативный коэффициент эффективности
капиталовложений, р/год;
К — капитальные вложения, руб.;
И — годовые издержки производства (годовые эксплуатационные расходы),
руб./год;
У — ущерб, руб./год.
Первый вариант.
Капиталовложения:
разъединитель РНДЗ.2-110/1000 У1 Краз=4600 руб. согласно [8];
стоимость монтажа и материалов 1 км контрольного кабеля в траншее с
алюминиевыми жилами сечением 10×2,5 мм2 Kкк=11300 руб.
Суммарные капиталовложения: К1= Краз+Ккк= 4600+4,8·11300=58840руб.
Амортизационные отчисления согласно [8]:
;
где а — норма амортизационных отчислений, %.
Для силового электротехнического оборудования и распределительных
устройств до 150 кВ согласно [8] а=9,4%.
Ущерб определяем в следующей последовательности.
1. Учтём параметр потока отказов ввода для данного варианта:
?а=?ВС+?ЛЭП+?РАЗ+?КК+?ТР;
?а=?ВС+?ЛЭП+?РАЗ+?КК+?ТР0,6+0,033+0,008+0,01=0,345 1/год
где ?вс=0,06 — параметр потока отказов выключателя системы в
соответствии с [3], 1/год;
?лэп=0,033 — параметр потока отказов воздушной линии
напряжением 110 кВ длиной 4,8 км с учётом данных из [3], 1/год;
?раз=0,008 — параметр потока отказов разъединителя в соответствии с [3],
1/год;
?кк=0,234 — параметр потока отказов контрольного кабеля в траншее длиной
4,8 км в соответствии с [3], 1/год;
?тр=0,01 — параметр потока отказов трансформатора ГПП напряжением 110 кВ
в соответствии с [3], 1/год.
Среднее время восстановления после отказа одной линии:
, (5.1.4)
где ?i — параметр потока отказов одного элемента системы
электроснабжения, 1/год;
Твi; — среднее время восстановления элемента после отказа, лет.
Согласно данным [3] Тв.вс=2,3·10 -3 лет, TB,ЛЭП=0,027·10-3 лет,
ТВ,РАЗ=1,7·10-3 лет, Тв.кк=30·10-3 лет, ТВТР=45·10’3лет, тогда:
лет.
Коэффициент планового простоя одной линии:
КП=1,2·КПi.max,
(5.1.5)
где КПi.max — максимальный коэффициент планового простоя, о.е.,
Кп=1,2·7,7·10-3=9,24·10-3 о.е.
4. Коэффициент аварийного простоя одной линии:
Ка=?а·Тв (5.1.6)
Ка=0,345·22,094·10-3=7,622·10-3 о.е.
5. Коэффициент аварийного простоя, когда первая линия отключена для
планового ремонта и в это время вторая отключается из-за повреждения:
К2а,1п=0,5·?2а·(К1п)2, при К1п?Т2в;
(5.1.7)
К2а,1п=К2а·(К1п-0,5·Т1в), при К1п?Т2в;
(5.1.8)
К2а,1п=0,5·0,345·(9,24·10-3)2
=1,473·10-5 о.е.
6. Коэффициент аварийного простоя двух линий:
Ка(2) = Ка2 + 2·Ка, п, (5.1.9)
Ка(2) =(7,622·10-3 )2 +2·1,473·10 -5=8,756·10 -5 о.е.
7. Среднегодовое время перерыва электроснабжения:
Та=Ка(2) · 8760 (5.1.10)
Та=8,756·10 –5·8760=0,767 ч/год.
8. Ущерб от перерыва электроснабжения:
У=У’·?w’, (5.1.11)
где У’=7 — удельная составляющая ущерба от аварийного недоотпуска
электроэнергии в соответствии с [3], руб./кВт-ч;
?w’,— среднегодовая аварийно недоопущенная
электроэнергия, кВт-ч/год;
(5.1.12)
кВт·ч/год
У=7·5955=41685 руб./год.
Общие затраты:
31=0,12·58840+5530+41685=54275,8 руб./год.
Второй вариант.
Капиталовложения:
выключатель ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ1 Кв=90000 руб. согласно [8];
разъединитель РНДЗ. 2-1 10/1000 У1 Краз=4600 руб. согласно [8].
Суммарные капиталовложения: К2=Кв+2·Кр=90000+2·4600=99200 руб.
руб.
Дальнейший расчёт аналогичен предыдущему и проведён с использованием
формул (5.1.1)-(5.1.12).
?a=?вс+?лэп+2·?раз+?в+?тр=0,06+0,03+2·0,008+0,06+0,01=0,179 1/год;
лет;Kn=l,2·7,7·10 -3=9,24·10 -3 o.e.;
Ка=0,179·4,15·10-3 =7,43·10-4 о.е.;
так как K1 n > Т2В, то
К2а,1п= K 2а·(K1n – 0,5·Т1в)=7,43·10 –4·(9,24·10 -3 – 0,5·4,15·10
-3)=5,323·10 -6 о.е.;
Ка(2)=(7,43·10-4)2+2·5,323·10-6=1,12·10-5 о,е.
Та=1,12-10-5 ·8760=0,098 ч/год;
кВт·ч/год;
У=7·761=5326 руб./год. Общие затраты:
32=0,12-99200+9324,8+5326=26554,8 руб./год. Результаты ТЭР
сведены в таблицу 6.
Таблшв 6. Результаты технико-экономического расчёта в системе шггания
Вариант
К;, руб.
Иi, руб./год
Уi,руб/год руб./ГОД
3i, руб./год
Первый
58840 5530 41685 54275,8
Второй
99200
9324,8
5326 26554,8
Выбираем УВН второго варианта (выключатель). Сравниваемые варианты
представлены на рисунке 6.
Блок «линия-трансформатор»
Выключатель
Рисунок 6. Варианты УВН
5.2. Выбор трансформаторов ППЭ
Выбор трансформаторов ППЭ осуществляется согласно ГОСТ 14209-85.
Поскольку на проектируемом предприятии есть потребители I и П категории,
то на ГПП устанавливаем два трансформатора. Мощность трансформаторов
должна обеспечить потребную мощность предприятия в режиме работы после
отключения повреждённого трансформатора, при чём нагрузка
трансформаторов не должна снижать естественного их срока службы.
Так как среднеквадратичная мощность Рср.кв=11053 кВт (согласно пункту
2.2.), то намечаем к установке трансформаторы типа ТДН-10000/110.
На эксплуатационную перегрузку трансформатор проверять не будем, так как
Sср.квгде P.j — мощность, превышающая мощность Ртр,кВт;
?tj — время перегрузки, ч.
=1,36
Рисунок 7. Выбор трансформаторов
ППЭ
Так как К'2=1,36>0,9·Ктах=0,9·1,48=1,33, то тогда коэффициент перегрузки
К2=К’2=1,36. Для системы охлаждения «Д» и времени перегрузки 15 часов и
среднегодовой температуры региона +8,4°С из [8] К2доп=1,4.
К2доп=1,4 > К2=1,36, следовательно, трансформаторы ТДН-2\10000
удовлетворяют условиям выбора.
5.3. Выбор ВЛЭП
Так как в исходных данных не оговорены особые условия системы питания,
то согласно [6] питание завода осуществляется по двухцепной воздушной
НЭП. При этом выбираются марка проводов и площадь их сечения.
В данном случае в качестве питающей линии примем провода марки АС, что
допустимо по условиям окружающей среды.
Выбор сечений проводов для напряжений 35 кВ и выше согласно [2],
производится по нагреву расчётным током. Затем выбранные провода
проверяются по экономической плотности тока и по условиям короны.
Принимается большее из полученных значений. При этом проводники любых
назначений согласно [2] должны удовлетворять условиям выбора по нагреву
как в нормальных, так и в послеаварийных режимах, а также в период
ремонта и возможных неравномерностей распределения токов между линиями
(например, когда одна из линий отключена).
Кроме указанных условий выбора существуют так называемые «условия
проверки», такие, как термическая и электродинамическая стойкость к
коротким замыканиям, потери о отклонения напряжения на границе
балансовой принадлежности (ГБП) сетей, механическая прочность.
В тех случаях, если сечение проводника, выбранное по первым трём
условиям, оказалось меньше, чем по другим, то принимается большее
сечение, полученное по условиям проверки.
Для воздушных ЛЭП напряжением выше 1 кВ и при ударном токе КЗ 50 кА и
более для предупреждения схлёстывания проводов делается проверка на
динамическое действие токов КЗ. Если ЛЭП оборудована быстродействующим
автоматическим выключателем, то делается проверка проводов на
термическую стойкость к токам КЗ [2]. Расчётный ток послеаварийного
режима:
А (5.3.1)
Принимаем провод сечением F=10 мм2 с допустимым током Iдоп=84 А.
Экономическое сечение провода:
(5.3.2)
где Iр — расчётный ток послеаварийного режима, А;
jЭ — экономическая плотность тока, А/мм2.
Экономическая плотность тока jЭ для неизолированных алюминиевых проводов
при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до 5000
(Тmax=4790 ч) согласно [2] равна 1,1.
Принимаем провод сечением 70 мм2 с допустимым током IДОП=265А
Согласно [2] проверка проводов по образованию короны определяется в
зависимости от среднегодовых значений плотности и температуры воздуха на
высоте (над уровнем моря) данной местности, по которой будет проложена
ЛЭП, а также приведённого радиуса (диаметра) и коэффициента негладкости
проводника. В данном проекте будем пользоваться для этой цели упрощённой
эмпирической формулой определения критического напряжения, при котором
возникает общая корона при хорошей погоде:
(5.3.3)
где d — расчётный диаметр витого провода, см;
Dср — среднегеометрическое расстояние между фазными проводами, см. Если
Uкр > UH, то сечение провода выбрано верно, в противном случае
необходимо принять большее сечение и сделать перерасчёт.
Для принятого ранее сечения 70 мм2 согласно [7] d=11,4 мм=1,14 см; Dcp=5
м=500 см для ЛЭП 110 кВ, тогда по выражению (5.3.3) получим:
Uкр= 127 кВ > UH=110 кВ, следовательно, окончательно принимаем провод
марки АС сечением Fp=70 мм2.
«23
Проверку выбранных проводов ЛЭП на термическую стойкость не производим,
так как в задании нет данных об устройствах быстродействующих АПВ линий.
Необходимость проверки на электродинамическую стойкость определяется
после расчёта токов короткого замыкания.
Согласно ГОСТ 13109-87 на границе раздела (ГБП) трансформаторных
подстанций 110/10-6 кВ, питающих цеховые КТП, освещение, асинхронные и
синхронные электродвигатели напряжением до и выше 1000 В, нижняя граница
отклонений напряжения Vн 110=-5% от номинального, верхняя граница Vв 110
=+12%. Тогда расчётный диапазон отклонений напряжения на зажимах 110 кВ
УВН ППЭ в любом режиме нагрузки d 110=VB 110 – VH 110=12%-(-5%)=17%.
Проверим потерю напряжения в ЛЭП
(5.3.4)
где Р, Q — расчётные нагрузки на провода, “МВт, Мвар;
г, х — активное и индуктивное сопротивления проводов на 1 км длины,
Ом/км;
1 — длина проводов, км;
?U% — расчётные потери напряжения, %.
Таким образом, выбранные провода ВЛЭП-110 сечением 70 мм2 с допустимым
током
1ДОП=265 А удовлетворяют и условиям нижней границы отклонений напряжения
на ГБП в ре
жиме наибольших (послеаварийных) нагрузок.
6. ВЫБОР СИСТЕМЫ
РАСПРЕДЕЛЕНИЯ
В систему распределения СЭС предприятий входят РУНН пунктов приём
электроэнергии (ПГВ), комплектные трансформаторные (цеховые) подстанции
(КТП), распределительные пункты (РП) напряжением 6-10 кВ и линии
электропередачи (кабели, токопроводы), связывающие их с ПГВ [2].
6.1. Выбор рационального напряжения системы распределения
Согласно методических указаний [5] для дипломного (учебного)
лраектирования, если нагрузка ЭП напряжением 6 кВ составляет от
суммарной мощности предприятия менее 15%, то можно принять без
технико-экономического расчёта (ТЭР) рациональное напряжение системы
распределения 10 кВ. Когда нагрузка 6 кВ составляет 40% и более от
суммарной мощности, можно без ТЭР принять Uрац=6 кВ. В интервале 15-40%
технико-экономическое сравнение вариантов системы с 6 или 10 кВ
обязательно.
Процентное содержание нагрузки 6 кВ в общей нагрузке предприятия:
(6.1.1)
где SM — полная мощность предприятия согласно пункту 2.1, кВА;
— полная нагрузка напряжением выше 1000 В, кВА. С использованием данных
пункта 2.1 получим, что
40%
Таким образом, окончательно без ТЭР принимаем Upau=6 кВ.
6.2. Выбор числа РП, ТП и мест их расположения
1000 В по формулам:
(6.2.1)
(6.2.2)
(6.2.3)
(6.2.4)
Пример расчёта для цеха №1:
кВт;
989 кВт;
1735 кВА
Расчёт для остальных цехов сведён в таблицу 7,
Таблица 7 средние нагрузки цехов за наиболее загруженную смену
1 2 3 4 5 6
7 8 9
№ цеха РН,кВт QН,квар КС КИ КМ РСР,кВт QCР,квар SСР,кВА
1
1724,8 1196,8 0,85 0,7 1,21 1425,5 989 1735
6 кВ 1071 -514,08 0,85 0,7 1,21 885 -424,9 981,7
2 1365,8 1299,2 0,7 0,7 1 1365,8 1299,2 1885
3 861,4 881,6 0,4 0,3 1,33 647,7 662,9 922,8
6 кВ 400 248 0,4 0,3 1,33 300,8 186,5 353,9
4 560,4 633,6 0,5 0,4 1,25 448,3 506,9 676,7
5 405,6 375 0,7 0,7 1 405,6 375 552,4
6 148,6 189,1 0,5 0,4 1,25 118,9 151,3 552,4
продолжение таблицы№7
1 2 3 4 5 6
7 8 9
7 52,1 38 0,4 0,3 1,33 39,2 28,6 48,5
8 121,8 92,4 0,5 0,4 1,25 97,4 73,9 122,3
9 176,5 158,3 0,5 0,4 1,25 141,2 126,6 189,7
10 785 947,7 0,6 0,5 1,2 654 789,8 1025,4
6 кВ 780 374,4 0,65 0,6 1,08 722,2 346,7 801
11 817,7 1004,2 0,6 0,5 1,2 654 789,6 1025,4
6кВ 780 374,4 0,65 0,6 1,08 722,2 346,7 801
12 307,2 389 0,5 0,4 1,25 245,8 311,2 396,6
13 538 568,8 0,6 0,5 1,2 448,3 473,8 652,3
14 34,8 25,3 0,4 0,3 1,33 26,2 19 32,4
15 62,9 46,4 0,4 0,3 1,33 47,3 34,8 58,7
16 74 51,7 0,5 0,4 1,25 59,2 41,46 72,2
17 9,8 5,9 0,4 0,3 1,33 7,4 4,4 8,6
18 99 59,4 0,5 0,4 1,25 79,2 47,5 92,4
19 313,9 275,2 0,5 0,4 1,25 251,1 220,2 334
20 336,9 352,8 0,6 0,5 1,2 280,8 294 406,6
21 50,5 50,3 ???????????????????????????????????????
б.З. Размещение БСК в электрической сети предприятия
Согласно [5] для компенсации реактивной мощность используются только
низковольтные БСК (напряжением до 1000 В) при выполнении следующего
условия:
;
где QЭ— реактивная мощность, предаваемая из энергосистемы в сеть
потребителя, квар;
Qсд — реактивная мощность, выдаваемая в электрическую сеть
синхронными двигателями, квар;
Qa — мощность потребителей реактивной мощности на шинах 6 кВ, квар.
QЭ+QСД=4259,8+1754,08=6049,88квар>QА=2750,88квар.
Следовательно, будем использовать БСК только на 0,4 кВ. Размещение БСК
будем производить пропорционально реактивной мощности узлов нагрузки.
БСК не следует устанавливать на силовых пунктах, на подстанциях, где
мощность нагрузки менее 150 квар (это экономически нецелесообразно).
Веилчина мощности БСК в i-том узле нагрузки определяется по выражению:
; (6.3.2)
где QMI–мощность реактивной нагрузки итого узла, квар;
QM?–сумма реактивных нагрузок всех узлов, квар.
QКУ=4893,7 квар; QM?=8285,92 квар.
Затем полученные расчётным путём qh округляются до ближайших стандартных
значений БСК Qe; станд, взятых :из [З]. Результаты представлены в
таблице 8. Типы используемых стандартных БСК приведены в таблицу 9. В
заключении делаем следующую проверку:
(6.3.3)
Условие (6.3.3) выполняется.
6.4. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП
Выбор проводится в следующей последовательности;
1. Определяется тип КТП. Для цехов I и II категории применяются
двухтрансформаторные КТП. Если в цехе имеются ЭП только ??? категории и
общая мощность цеха не превышает 1000 кВА, то применяются
однотрансформаторные КТП.
2. Определяются средние .нагрузки цехов за наиболее нагруженную смену
с учётом БСК
кВА/м2. Если 0,3>?i>0,2 кВА/м2, то SMAX.ТР=1600 кВА,если же pi>0,3
кВА/м2, то Smax.TР=2500 кВА.
, где ?=0,7 при N=2 и ? =0,95 при N=1.
6. Определяются коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном
режиме КЗНР и в послеаварийном режиме КЗ. При этом К3тр не должен
превышать 1,5;
Рассмотрим расчет для цеха №1:
1. цех первой категории, следовательно, устанавливается
двухтрансформаторная КТП;
1453,5 кВА
1038,2 кВА;
4. так как Sт1=1038,2 кВА (6.5.3) где uk% — напряжение короткого замыкания, %. Расчёт для КТП цеха №1: QM реальн. - Qбiстанд=1196,8-700=496,8 квар; 1794,9 Ква; 31,8 кВт; квар; квар. Результаты расчёта для остальных КТП представлены в таблицу 11. Таблица 11. Потери в трансформаторах цеховых КТП № цеха n(Sтр Рм,кВт Qм реальн,квар SM, кВА ?Рто,кВт ?Qтр, квар Рmax,кВт Qmax, квар Smax, кВА 1 2(1000 1724,8 496,8 1794,9 31,8 116,15 1756,6 612,95 1860,7 2 2(1000 1365,8 549,2 1472 16,8 87,14 1382,6 636,34 1522 3 2(630 861,4 381,6 942,1 11,1 61,98 872,5 443,5 978,7 4 2(400 560,4 92 568,9 7,46 34,9 567,86 126,9 581,8 5 2(400 405,6 175 441,7 5,25 27,6 410,85 202,7 458,1 6 2(400 148,6 89 173,2 2,4 18,4 151 107,4 185,2 7 - 52,1 38 64,5 - - - - - 8 - 121,8 92,4 152,8 - - - - - 9 - 176,5 158,3 237- - - - - - 10 2(630 785 397,4 879,8 10 56,3 795 453,7 915,3 11 2(630 817 404,2 911,5 10,6 58,8 827,6 463 948,3 12 2(250 307,2 149 341,4 5,3 21,9 312,5 170,9 365 13 2(400 538 218,6 580,7 7,7 35,6 545,7 254,2 602 14 - 34,8 25,3 43 - - - - - 15 - 62,9 46,4 78,1 - - - - - 16 - 66,7 51,7 84,4 - - - - - 17 - 9,8 5,9 11,4 - - - - - 18 - 99 59,4 115,4 - - - - - 19 2(400 313,9 125,2 337,9 4,85 21,6 318,75 146,8 350 20 2(250 336,9 166,6 375,8 5,66 24,1 342,56 191,2 392,3 21 - 50,5 50,3 71,3 - - - - - 22 - - - - - - - - Примечание 1. В вышеприведённой таблице Qм реальн=Qм-Qбi станд. 6.6. Выбор способа канализации электроэнергии Так как передаваемые в одном направлении мощности незначительны, то для канализации электроэнергии будем применять КЛЭП. Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с требованиями [2] с учётом нормальных и послеаварийных режимов работы электросети и перегрузочной способности КЛЭП различной конструкции. Кабели будем прокладывать в земле, время перегрузки принимаем равным 5 часам. Допускаемая в течение 5 суток на время ликвидации аварии перегрузка для КЛЭП с бумажной изоляцией составляет 30% [2]. План канализации электроэнергии был намечен ранее и представлен на рисунке 7. Кабель выбирается по следующим условиям: 1) по номинальному напряжению; 2) по току номинального режима; 3) по экономическому сечению. Кабель проверяется по следующим условиям: 1) по току послеаварийного режима; 2) по потерям напряжения; 3) на термическую стойкость к токам короткого замыкания. Выберем кабель от ГПП до ТП 6. Максимальная активная мощность: Рm=PТП6+РСП7=151+52,1=203,1 кВт, Максимальная реактивная мощность: QM=QТП6 +QСП7 =107.4+38=145.4 квар, кВА. Расчётный ток кабеля в нормальном режиме определяется по выражению: Расчётный ток послеаварийного режима: 1рпар=2-1рнр=2·11,5=23 А. где экономическая плотность тока jЭ для.кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами при числе часов использования'максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 (Тmах =4790 ч) согласно [2] равна 1,4 А/мм2. Предварительно принимаем кабель марки ААШв сечением 10 мм2 с допустимым током Iдоп =60А. Допустимый ток при прокладке кабеля в земле определяется по выражению: IДОП РЕАЛ=К1·К2·К3·IДОП где К1 — поправочный коэффициент для кабеля, учитывающий фактическое тепловое сопротивление земли, для нормальной почвы и песка влажностью 7-9%, для песчано-глинистой почвы влажностью 12-14% согласно [2] Ki=l,0; К2 — поправочный коэффициент, учитывающий количество параллельно проложенных кабелей в одной траншее из [2]; К3 — поправочный коэффициент, учитывающий допустимую перегрузку кабелей на период ликвидации послеаварийного режима, для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией при коэффициенте предварительной нагрузки 0,6 и длительности максимума перегрузки 5 часов согласно [2] кз=1,3. . IДОП РЕАЛ=К1·К2·К3·IДОП=1·1·1,3·60=78А. Проверку на термическую стойкость и по потерям напряжения проводить не будем, так как не известны ток короткого замыкания и допустимые потери напряжения. Выбор остальных кабелей сведён в таблицу 12. Таблица 12. Выбор КЛЭП U=6 кВ Наименование КЛЭП Smax, кВА. Iрнр, А Iрпар, А FЭК, мм2 К1 К2 К3 Iднр, А Iдпар, А Количество, марка и сечение кабеля ГПП-ТП1 1997,5 96 192,2 68 1 0,87 1,3 225 254 2 ААШв-6-3(95 ТП1-СП8 152,8 220 ----- --- 1 1 1.3 240 ААШв-0,4-3(95+1(35 ГПП-ТП2 1522 73,3 146,6 52,3 1 0,92 1,3 155 185,4 2ААШв-6-3(50 ГПП-ТП3 1160,5 55,9 111,8 40 1 0,87 1,3 125 141,4 2ААШв-6-3(25 ТП3-СП16 210,9 152 304,7 108,8 1 1 1,3 305 -- ААШв-0,4-3(150+1(70 СП16-СП17 126,9 91,7 -- --- 1 1 ----- 200 ААШв-0,4-3(70+1(25 СП17-СП18 115,5 83,4 --- ---- 1 1 --- 200 - ААШв-0,4-3(70+1(25 ГПП-ТП4 1032,7 49,6 --- --- 1 1 -- 105 -- 2ААШв-6-3(25 ТП4-ТП5 458,1 22 44 15,7 1 0,92 1,3 60 71,8 2ААШв-6-3(10 ГПП-ТП 247,2 11,5 23 8,6 1 1 1,3 60 78 ААШв-6-3(10 ТП6-СП7 64 93 1 1 115 ААШв-0,4-3(25+1(10 ГПП-РП1 4240 204 408 145 1 1 1,3 225 295 2(2ААШв-6-3(95 РП1-ТП7 915,4 44 88 31,5 1 0,87 1,3 105 118 2ААШв-6-3(25 РП1-ТП8 947 45 91 32,5 1 0,92 1,3 105 125,6 2ААШв-6-3(25 РП1-ТП11 651 31,3 62 22 1 1 1,3 80 104 2ААШв-6-3(16 ТП11-СП9 237 342 1 1 345 ААШв-0,4-3(185+1(95 ТП11-СП21 71,3 103 1 1 115 ААШв-0,4-3(25+1(10 ГПП-РП2 3900 187,8 375 134 1 0,92 1,3 390 466,4 2ААШв-6-3(240 РП2-ТП9 356 17,2 34,3 12,6 1 1 1,3 60 78 2ААШв-6-3(10 РП2-ТП10 717,2 34,5 69 24,7 1 0,87 1,3 80 90,48 2ААШв-6-3(16 ТП10-СП14 121,2 175 1 1 206 ААШв-0,4-3(70+1(25 СП14-СП15 78,2 112,9 1 1 115 ААШв-04-3(25+1(10 РП2-ТП12 392,3 18,9 37,8 13,5 1 1 1,3 60 78 2ААШв-6-3(10 ГПП-цех№1 385 42 1 1 60 2ААШв-6-3(10 ГПП-цех№3 500 60 1 1 60 2ААШв-6-3(10 РП1-цех№10 600 64,2 1 1 80 2ААШв-6-3(16 РП1-цех№11 600 64,2 1 1 80 2ААШв-6-3(16 РП2-цех№22 935 90 1 1 105 2ААШв-6-3(25 Примечание 1. Согласно [2] сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1000 В при числе часов использования максимума нагрузки 4000—5000 проверке по экономической плотности тока не подлежат. Выбор кабелей для потребителей напряжением 6кВ. Из [8] выбираем стандартный ЭД: СДН2-17-26У3, со следующими параметрами Р„=315 кВт, SH=385 кВА, UH=6 кВ, ?=91%, cos?=-0,9. Для остальных цехов выбранные стандартные ЭД представлены в таблице 13. Выбираем кабель марки ААШв сечением 25 мм2 с IДОП=105 А. Расчётный ток нормального режима для АД цеха№3 определяется по выражению: Выбираем кабель марки ААШв сечением 50мм2, с током Iдоп=155А. Для литейных цехов (цех №10 и №11) расчётный ток нормального режима для потребителей 6 кВ будет равен: Для цеха №22 выбираем стандартный ЭД : СТД -800 -23УХЛ4, со сведущими параметрами: PНОМ=800 кВт, SНОМ=935кВА, ?=96%, UH=6кВ, cos. -0,9. Выбираем кабель марки ААШв сечением 25мм2. Таблица 13 Каталожные данные ЭД 6кВ. № цеха тип двигателя SH, кВА Рн,кВт COS ф ?, % 1 СДН2-17-26УЗ 385 315 -0,9 91 3 ДАЗО4-450Х-6У1 500 0,85 94,4 7. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ Токи КЗ рассчитываются на линейных вводах высшего напряжения трансформатора ППЭ (К-1), на секциях шин 6 кВ ППЭ (К-2), на шинах 0,4 кВ ТП4 (К-3). Исходная схема для расчёта токов КЗ представлена на рисунке 9, а схемы замещения — на рисунке 10 для расчёта токов КЗ выше 1000 В, на рисунке 11 для расчёта токов КЗ ниже 1000 В. Расчёт токов КЗ в точке К-1- К-4 проводим в относительных единицах. Для точки К-5 расчёт будем проводить в именованных единицах без учёта системы, так как система большой мощности, и её можно считать источником питания с неизменной эдс, и нулевым внутренним сопротивлением. Для точки К-2, К-3 и К-4 будем учитывать подпитку от электродвигателей. 7.1. Расчёт тока КЗ в точке К-1 За базисную мощность примем мощность системы: Sб= Sc=1500 MBA. Базисное напряжение: Uб1=115 кВ. Параметры схемы замещения: Хс=0,6 о.е. согласно исходных данных; где Хо=0,444 — удельное сопротивление ВЛЭП, Ом/км; L — длина ВЛЭП, км. Сопротивление петли КЗ в точке К-1: XK-1=XС+XВЛ=0,6+0,241=0,841 о.е Периодическая составляющая тока трёхфазного КЗ в точке К-1: Периодическая составляющая тока двухфазного КЗ в точке К-1: Постоянная времени цепи КЗ Та=0,05 с, ударный коэффициент куд=1,8 [3] Ударный ток в точке К-1: 7. 2. Расчёт тока КЗ в точке К-2 Базисное напряжение: Uб2=6,3 кВ. Сопротивление трансформатора ТРДН-10000/1 10: Сопротивление петли КЗ в точке К-2: XK-2=XK-1+XT=0,841+15,75=16,59 о.е. Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-2: Учтём подпитку от двигателей. Сопротивление СД, расположенного в цехе №1: где Х"d=0,2 — сверхпереходное сопротивление двигателя согласно [3], о.е. Сопротивление КЛЭП, питающей СД цеха №1: Cуммарное сопротивление СД и КЛЭП: . Ток подпитки от двигателя: Сопротивление от двигателя расположенного в цехе №3: Сопративление КЛЭП питающего АД: Ток подпитки от двигателя: Сопротивление СД цеха №22: Суммарное сопротивление КЛЭП питающего СД : Сопротивление КЛЭП питающего РП-2, сечением F=240 мм2: сопротивление КЛЭП питающего СД , сечением F=25 мм 2 : Суммарное сопротивление КЛЭП и СД: Ток подпитки от СД: Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-2 с учётом подпитки от ЭД: ; двух фазный ток КЗ в точке К-2: ; Постоянная времени цепи КЗ Та=0,12с, ударный коэффициент куд=1,92 [3]. Ударный ток в точке К-2: . 7.3. Расчёт тока КЗ в точке К-3 Расчёт тока КЗ в точке К-3 с учётом подпитки от электродвигателей. Сопротивление КЛЭП ГПП-РП1: , , суммарное спротивление до точки К-3: Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-3 . Периодическая составляющая тока КЗв точке К-3 с учётом подпитки от ЭД : Двухфазный ток КЗ в точке К-3: . Расчёт токов КЗ в точке К-4 с учётом подпитки от ЭД. Сопротивление КЛЭП ГПП-РП2 : Х=2,8 о.е, r=5,2 о.е. Суммарное сопротивление до точки К-4: Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-4: ; Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-4 с учётом подпитки от ЭД: . . . Расчёт тока КЗ в точке К-5 Расчёт тока КЗ в точке К-5 проведём в именованных еденицах. Определим параметры схемы замещения. Сопротивление трансформатора ТМЗ-400: Rт=5,5Ом; Xт=17,1Ом. Расчётный ток : где : Кзпар–загрузка трансформатора в послеаврийном режиме. . Выбираем трансформаторы тока типа ТШЛП –10 У3 с nт=1000/5. Сопротивление трансформаторов тока: Rта=0,05 мОм; Xта=0,07 мОм [3]. . Выбираем автомат типа АВМ 10Н, Uн=0,38Кв, Iн=1000А, Iн.откл=20кА. Сопротивление автомата RА=0,25мОм, XА=0,1мОм [3]. Переходное сопротивление автомата Rк=0,08мОм [3]. Сопротивления алюминиевых шин 60х6 с Iдоп=870А, l=3м, аср=60мм, Rш=R0·l=0,034·3=0,102мОм, Xш=X0·l=0.016·3=0.048 мОм. R'?=RT+RTA+RA+RK+RШ=5,5+0,25+0,05+0,08+0,102=5,982 мОм; X?=XТ+XТА+XА+XШ=17,1+0,07+0,1+0,048=17,31мОм. Сопротивление цепи КЗ без учёта сопротивления дуги: ; где Uд=Eд·lд где Ед– напряжённость в стволе дуги , В/мм; lд– длина дуги, мм; Iк0–ток КЗ в месте повреждения, рассчитанный без учёта дуги, кА. При Iк0>1000А Ед=1,6 В/м.
Длина дуги определяется в зависимости от расстояния ’а’ между фазами
проводников в месте КЗ.
Из [3] для КТП с трансформаторами мощностью 400 кВА а=60 мм.
>1000А, следовательно ЕД=1,6 В/мм.
Суммарное активное сопротивление будет равно:
;
Переодическая составляющая тока трёхфазного КЗ в точке К-5:
;
.
Результаты рассчётов токов КЗ сведены в таблицу 14
K-1 8,91 7,71 0,05 1,8 22,68
K-2 9,91 8,58 0,12 1,92 26,9
K-3 9,15 7,92 0,12 1,92 24,77
K-4 8,55 7,4 0,12 1,92 23,21
K-5 9,85 – 0,0039 1,079 15,03
8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ
8.1. Выбор аппаратов напряжением 11О кВ
Выберем выключатель 110 кВ.
Условия его выбора:
1. по номинальному напряжению;
2. по номинальному длительному току. Условия проверки выбранного
выключателя:
1. проверка на электродинамическую стойкость:
1.1. по предельному периодическому току;
1.2. по ударному току КЗ;
2. проверка на включающую способность:
2.1. по предельному периодическому току;
2.2. по ударному току КЗ;
3. проверка на отключающую способность:
3.1. номинальному периодическому току отключения;
3.2. номинальному апериодическому току отключения;
4. проверка на термическую стойкость.
Расчётные данные сети:
расчётный ток послеаварийного режима IР=78А был найден в пункте 5.3. по
формуле(5.3.1);
расчётное время:
?=tрз+tсв, (8.1.1)
где tрз — время срабатывания релейной защиты (обычно берётся
минимальное значение); вданном случае для первой ступени селективности
tp3=0,01, с;
tсв — собственное время отключения выключателя (в данный момент пока
неизвестно); действующее значение периодической составляющей начального
тока короткого замыкания 1по=8,91 кА было рассчитано в пункте 7.1.;
периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения
контактов выключателя Iп? вследствие неизменности во времени тока КЗ
принимается равной периодической составляющей начального тока З:
Iп?=Iп0=8,91 кА;
апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения
контактов выключателя определяется по выражению:
(8.1.2)
и будет определено позже;
расчётное выражение для проверки выбранного выключателя по
апериодической составляющей полного тока КЗ:
(8.1.3)
расчётный импульс квадратичного тока КЗ:
(8.1.4)
будет также определён позже.
Согласно условиям выбора из [8] выбираем выключатель
ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1 со следующими каталожными данными: Uном=110 кВ;
IHOM=1000 A; Iн откл= 20 кА; ?=25%; i пр скв= 52 кА; Iпр скв=20 кА; iн
вкл= 52 кА; Iн вкл=20 кА; IТ=20 кА; tT=3 с; tCB=0,05 с. Определим
оставшиеся характеристики сети: Расчётное время по формуле (8.1.1):
?=tp3 + tCB=0,01+0,05=0,06 с;
;
Расчётные данные выбранного выключателя:
(8.1.5) проверка
по термической стойкости:
BK=IT2·tT (8.1.6)
Вк=202·3=1200 кА2·с.
Выбор и проверка выключателя представлены в таблице 15.
Выберем разъединитель 110 кВ.
Условия его выбора:
1. по номинальному напряжению;
2. по номинальному длительному току.
Условия проверки выбранного разъединителя:
1. проверка на электродинамическую стойкость;
2. проверка на термическую стойкость.
Для комплектной трансформаторной подстанции блочного типа КТПБ-110/6-104
тип разъединителя согласно [8] — РНДЗ.2-110/1000 или РНДЗ-16-110/1000.
Согласно условиям выбора с учётом вышесказанного из [8] выбираем
разъединитель РНДЗ.2-110/1000 У1 со следующими каталожными данными:
ином=110 кВ; 1НОМ=1000 А; 1,1рскв= =80 кА; 1Т=31,5 кА; tT=4 с.
Расчётные данные выбранного разъединителя: термическая стойкость:
BK=IT2·tT=31,52·4=3969 кА2·с.
Выбор и проверка разъединителя представлены в таблице 15.
Таблица 15. Выбор аппаратов напряжением 110 кВ
16,34 35,25 –
Вк 8.2. Выбор аппаратов напряжением 6 кВ
Выберем ячейки распределительного устройства 6 кВ.
Так как РУНН принято внутреннего исполнения, будем устанавливать
перспективные малогабаритные ячейки серии «К» с выкатными тележками.
Расчётный ток вторичной обмотки трансформаторов ППЭ:
Выбираем малогабаритные ячейки серии К-104 с параметрами: UHOM=6 кВ,
Iном=1600 А, Iн.откл =31,5 кА, iпр.скв=81 кА; тип выключателя ВК-10.
Выберем вводные выключатели 6 кВ.
Расчётные данные сети:
расчетный ток послеаварийного режима 1Р= 1360,18 А;
расчётное время ?=tp3 + tCB=0,0 1+0,05=0,06 с;
действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ
Iп0=9,91кА было рассчитано в пункте 7.2.;
периодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения
контактов выключателя Iп?=Iп0=9,91кА
расчётное выражение для проверки выбранного выключателя по
апериодической составляю-
кА;
Выбираем выключатель ВК-10-1600-20У2 со следующими каталожными
данными: Uном=10кВ; Iном=1600А; Iн.откл=31,5кА;?=25%;
iпр.скв=80кА; Iпр.скв=31,5кА; iн.вкл=80кА; Iн.вкл=31,5кА; IТ=31,5кА;
tт=4с;tсв=0,05с.Расчётные данные выбранного выключателя:
проверка выбранного выключателя по апериодической составляющей
полного тока КЗ:
кА;
проверка по термической стойкости: BK=IT2·tT=31,52·4=3969 кА2 ·с.
Выбор и проверка выключателя представлены в таблице 16.
Выберем выключатель на отходящей линии 6 кВ.
Расчётные данные сети:
расчётное время ?=tрз+tсв= 0,3 1+0,05=0,36 с;
остальные величины имеют те же значения, что и для выключателя ввода.
Выбираем выключатель ВК-10-630-20У2 со следующими каталожными
данными: Uном=10 кВ; Iном =630 А; Iн.откл =20 кА; ?=20%; inp.скв=52 кА;
Iпр.скв=20 кА; iн вкл=52 кА; Iн вкл =20 кА; IТ=20 кА; tT=4 с; tCB=0,05
с.
Расчётные данные выбранного выключателя:
кА;
BK=IT2·tT=202·4=1600 кА2·с.
Выбор и проверка выключателя представлены в таблице 16.
Таблица 16. Выбор выключателей 6 кВ.
Условия выбора
(проверки) Данные сети
22,5кА 53,46кА 22,5кА 33,94кА
Вк Выберем трансформаторы тока. Условия их выбора:
1. по номинальному напряжению;
2. по номинальному длительному току. Условия проверки выбранных
трансформаторов:
1. проверка на электродинамическую стойкость (если требуется);
2. проверка на термическую стойкость;
3. проверка по нагрузке вторичных цепей.
Расчётные данные сети:
расчётный ток 1Р= 1360 А;
ударный ток КЗ iуд=26,9 кА;
расчётный импульс квадратичного тока КЗ Вк=17,67 кА2-с.
Согласно условиям выбора из [8] выбираем трансформаторы тока типа
ТПШЛ-10 со следующими каталожными данными: UHOM=10 кВ; IHOM=1500 A;
Z2H=1,2 Ом; 1Т=35 кА; tT=3 с.
Расчётные данные выбранного трансформатора тока:
так как выбран шинный трансформатор тока, то проверка на
электродинамическую стойкость не требуется; проверка по термической
стойкости: BK=IT2·tT=352·3=3675 кА2·с.
Рисунок 12. Схема соединения приборов
Трансформаторы тока (ТТ) включены в сеть по схеме неполной звезды на
разность токов двух фаз. Чтобы трансформатор тока не вышел за пределы
заданного класса точности, необходимо, чтобы мощность нагрузки вторичной
цепи не превышала номинальной: z2н.>z2 . Перечень приборов во вторичной
цепи ТТ приведён в таблице 17, схема их соединения — на рисунке 12.
Таблица 17. Приборы вторичной цепи ТТ
Наименование
Количество
Мощность фаз, ВА
А
В
С
Амперметр Э335
1
0,5
—
—
Ваттметр ДЗ 35
1
0,5
—
0,5
Варметр Д335
1
0,5
—
0,5.
Счётчик активной мощности СА4У-И672М
1
2,5
—
2,5
Счетчик реактивной мощности СР4У-И673М
2
2,5
—
2,5
Итого:
6
9
—
8,5
Наиболее нагруженной является фаза А. Общее проводов сопротивление
приборов:
(8.2.1)где Sприб — мощность приборов, ВА;
I2ном — вторичный ток трансформатора тока, А.
Ом
Допустимое сопротивление:
rпров=z2н-rпиб -rконт=1,2-0,36-0,1=0,74Ом.
р=О,0286 — удельное сопротивление проводов согласно [3], Ом/м;
lрасч=50 — расчётная длина проводов согласно [3], м.
мм2.Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм ,
тогда
Ом.
Полное расчётное сопротивление:
r2расч =rприб + rпров + rконт=0,36 + 0,57 + 0,1 = 1,03 ОМ.
Выбор и проверка ТТ представлены в таблице 18.
Таблица 18. Выбор трансформаторов тока
Условие выбора (проверки)
Расчётные данные
Каталожные данные
U сети — U ном
6кВ
10 кВ
Ip
Рисунок 13. Схема соединения приборов Таблица 19. Приборы вторичной цепи ТН Наименование Количество Мощность катушки Число катушек Полная мощность Вольтметр Э335 4 2 1 8 Ваттметр Д335 1 1,5 2 3 Варметр Д335 1 1,5 2 3 Частотомер Э337 1 3 1 3 Счётчик активной мощности СА4У-И672М 6 8 2 96 Счётчик реактивной мощности СР4У-И673М 2 8 2 32 Номинальная мощность трансформатора напряжения НАМИ-6 S2н =150 В А. Расчётная мощность вторичной цепи S2 =145 В А. ТН будет работать в выбранном классе точности 1. Выберем шины на ПГВ. Условия их выбора: 1. по номинальному длительному току; 2. по экономическому сечению. Условия проверки выбранных шин: 1. проверка на термическую стойкость; 2. проверка на электродинамическую стойкость. Расчётный ток 1Р= 1360 А был определён ранее. Так как это сборные шины, то согласно [2] по экономической плотности тока они не проверяются. Выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения 80x10 с допустимым током 1ДОП=1480 А. Проверка на термическую стойкость: Вк=17,67кА2·с; минимальное сечение шин: с=95 - термический коэффициент для алюминиевых шин 6 кВ согласно [3], А·с2/мм2. так как Fmin=44,2 мм2 Fрасч=1193,9 Н, то изоляторы проходят по допустимой нагрузке.
Выберем проходные изоляторы на ПГВ.
Проходные изоляторы выбираются по номинальному напряжению, номинальному
току и проверяются на механическую прочность.
Расчётный ток 1Р= 1360 А. был определён ранее в пункте 8.2.
Расчётное усилие на изгиб:
(8.2.11)
Н.
Из [8] выбираем проходные изоляторы, ИП-ДО/1600-1250УХЛ1 со следующими
каталожными данными: UHOM=10 кВ; Iном=1600 A; Fpaзp=1250 H.
Допустимая нагрузка: Fдоп=0,6·Fразр=0,6-1250=750 Н.
Так как Fдоп=750 Н > Fрасч=596,9 Н, то изоляторы проходят по допустимой
нагрузке.
Выберем выключатель нагрузки. Условия его выбора:
1. по номинальному напряжению;
2. по номинальному длительному току.
Условия проверки выбранного выключателя нагрузки:
1. проверка на отключающую способность;
2. проверка на электродинамическую стойкость:
2.1. по предельному периодическому току;
2.2. по ударному току КЗ;
3. проверка на термическую стойкость (если требуется).
Согласно [2] по режиму КЗ при напряжении выше 1000 В не проверяются:
1. аппараты и проводники, защищённые плавкими предохранителями с
вставками на номинальный ток до 60 А — по электродинамической стойкости;
2. аппараты и проводники, защищённые плавкими предохранителями
независимо от их номинального тока и типа, — по термической стойкости.
Проверку на включающую способность делать нет необходимости, так как
имеется последовательно включенный предохранитель.
Расчётные данные сети:
Расчётный ток послеаварийного режима IР= 94,6 А был определён ранее при
выборе выключателя на отходящей линии;
Действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ
1по=9,91 кА было рассчитано ранее в пункте 7.2.;
Для КТП-400 тип коммутационного аппарата на стороне 6(10) кВ согласно
[8] — выключатель нагрузки типа ВН-11.
Согласно условиям выбора с учётом вышесказанного из [8] выбираем
выключатель нагрузки ВВЭ-10-20-630-УЗ со следующими параметрами:
Uном=10кВ; Iном=630 А; Iн,откл =20 кА, inр.скв =52кА; Iпр.скв=20кА;
IТ=20кА; tT=3с. 1п0=9,91 кА
9. ПРОВЕРКА КЛЭП НА ТЕРМИЧЕСКУЮ СТОЙКОСТЬ
Согласно [2] выбранные ранее кабели необходимо проверить на термическую
стойкость при КЗ в начале кабеля. Проверять будем кабели, отходящие от
ГПП, так как для остальных КЛЭП неизвестны токи КЗ. Проверка
производится по условию:
(9.1)
с=92 — термический коэффициент .для
кабелей с алюминиевыми однопроволочными жилами и бумажной изоляцией
согласно [8], А·с2/мм2;
tотк — время отключения КЗ, с;
?а — постоянная времени апериодической составляющей тока КЗ, с;
F — сечение КЛЭП, мм2.
Рассмотрим расчёт на примере КЛЭП ГПП-РП1.
кА?9,91кА;
Расчёт минимального сечения КЛЭП:
(9.2)
мм2;
Увеличиваем сечение КЛЭП до стандартного, равного 120мм2.
Результаты проверки кабелей на термическую стойкость представлены в
таблице 20.
Таблица 20. Результаты проверки КЛЭП на термическую стойкость
Наименование КЛЭП F,мм2 Iтер, кА Iкз,кА
ГПП-ТП1 70 7,2 9,91
ГПП-ТП2 50 5,14 9,91
ГПП-ТП3 25 2,57 9,91
ГПП-ТП4 25 2,57 9,91
ГПП-ТП5 10 1,02 9,91
ГПП-ТП6 10 1,02 9,91
ГПП-РП1 95 9,77 9,91
РП1-ТП7 25 2,57 9,91
РП1-ТП8 25 2,57 9,91
РП1-ТП11 10 1,02 9,91
ГПП-РП2 240 24,68 9,91
РП2-ТП9 10 1,02 9,91
РП2-ТП10 16 1,64 9,91
РП2-ТП12 10 1,02 9,91
Из таблицы видно, что кабель идущий от ГПП до РП2 термически стойкий.
Остальные КЛЭП увеличиваем до 120 мм2.
10. РАСЧЁТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
Распределительные сети 6-220 кВ промышленных предприятий обычно имеют
простую конфигурацию и выполняются, как правило, радиальными или
магистральными. Силовые трансформаторы подстанций на стороне низшего
напряжения обычно работают раздельно. По этому промышленные электросети
и электроустановки для своей защиты от повреждений и анормальных режимов
в большинстве случаев не требуют сложных устройств релейной защиты.
Вместе с тем особенности технологических процессов и связанные с ними
условия работы и электрические режимы электроприёмников и
распределительных сетей могут предъявлять повышенные требования к
быстродействию, чувствительности и селективности устройств релейной
защиты, к их взаимодействию с сетевой автоматикой: автоматическим
включением резервного питания (АВР), автоматическим повторным включением
(АПВ), автоматической частотной разгрузкой (АЧР).
Исходными данными определено произвести расчёт релейной защиты
трансформаторов ПГВ.
Согласно [3] для трансформаторов, устанавливаемых в сетях напряжением 6
кВ и выше, должны предусматриваться устройства релейной защиты от
многофазных коротких замыканий в обмотках и на выводах, однофазных
коротких замыканий в обмотке и на выводах, присоединённых к сети с
глухозаземлённой нейтралью, витковых замыканий в обмотках, токов в
обмотках при внешних КЗ и перегрузках, понижений уровня масла в
маслонаполненных трансформаторах и в маслонаполненных вводах
трансформаторов.
10.1. Защита от повреждений внутри кожуха и от понижений уровня масла
Тип защиты — газовая, реагирующая на образование газов, сопровождающих
повреждение внутри кожуха трансформатора, в отсеке переключателя отпаек
устройства регулирования коэффициента трансформации (в отсеке РПН), а
также действующая при чрезмерном понижении уровня масла. В качестве реле
защиты в основном используются газовые реле. При наличии двух контактов
газового реле защита действует в зависимости от интенсивности
газообразования на сигнал или на отключение.
Типовыми схемами защиты предусматривается в соответствии с требованиями
ПУЭ возможность перевода действия отключающего контакта газового реле
(кроме реле отсека РПН) на сигнал и выполнения раздельной сигнализации
от сигнального и отключающего контактов реле. Газовое реле отсека РПН
должно действовать только на отключение.
При выполнении газовой защиты с действием на отключение принимаются меры
для обеспечения надёжного отключения выключателей трансформатора при
кратковременном замыкании соответствующего контакта газового реле.
Газовая защита установлена на трансформаторах ГПП и на внутрицеховых
трансформаторах мощностью 630 кВА и более. Применяем реле типа РГУЗ-66.
Защита от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся
выделением газа, может быть выполнена и с помощью реле давления, а
защита от понижения уровня масла — реле уровня в расширителе
трансформатора.
10.2. Защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений
трансформатора
Для этой цели будем использовать продольную дифференциальную токовую
защиту, действующую без выдержки времени на отключение повреждённого
трансформатора от неповреждённой части электрической системы с помощью
выключателя. Данная защита осуществляется с применением реле тока,
обладающих улучшенной отстройкой от бросков намагничивающего тока,
переходных и установившихся токов небаланса. Согласно рекомендациям [3]
будем использовать реле с торможением типа ДЗТ-11. Рассматриваемая
защита с реле ДЗТ-11 выполняется так, чтобы при внутренних повреждениях
трансформатора торможение было минимальным или совсем отсутствовало.
Поэтому тормозная обмотка реле обычно подключается к трансформаторам
тока, установленным на стороне низшего напряжения трансформатора.
Произведём расчёт продольной дифференциальной токовой защиты
трансформаторов ПГВ, выполненной с реле типа ДЗТ-11.
Для этого сначала определим первичные токи для всех сторон защищаемого
трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:
(10.2.1)
где Shom — номинальная мощность защищаемого трансформатора, кВА;
Применяем трансформаторы тока с nтвн=50/5 и nтнн=1000/5. Схемы
соединения трансформаторов тока следующие: на высшей стороне ?, на
низшей стороне — Y.
Определим соответствующие вторичные токи в плечах защиты:
(10.2.2)
, для НН - 1 .
Выберем сторону, к трансформаторам тока которой целесообразно
присоединить тормозную обмотку реле. В соответствии с [9] на
трансформаторах с расщеплённой обмоткой тормозная обмотка включается на
сумму токов трансформаторов тока, установленных в цепи каждой из
расщеплённой обмоток.
Первичный минимальный ток срабатывания защиты определяется из условия
отстройки от броска тока намагничивания:
(10.2.3)
где Котс-1,5 — коэффициент отстройки.
Iс.3=1,5·50,2=75,3 А.
Расчётный ток срабатывания реле, приведённый к стороне ВН:
(10.2.4)
где Fcp=100 — магнитодвижущая сила срабатывания реле, А.
Согласно условию Wbh ? WBHpacn принимаем число витков WBH =8, что
соответствует минимальному току срабатывания защиты :
Принимаем ближайшее к WHHpacч целое число, то есть WHH=13.
Определим расчётное число витков тормозной обмотки, включаемых в плечо
защиты со стороны НН:
(10.2.6)
где ?=0,1 — относительное значение полной погрешности трансформатора
тока;
?u— относительная погрешность, обусловленная РПН, принимается равной
половине суммарного диапазона регулирования напряжения;
? — угол наклона касательной к тормозной характеристике реле типа
ДЗТ-11, tg a=0,75. Для ТДН-10000/110 ?u=0,16
Согласно стандартного ряда, приведённого в [3], принятое число витков
тормозной обмотки для реле ДЗТ-11 wT=7.
Определим чувствительность защиты при металлическом КЗ в защищаемой
зоне, когда торможение отсутствует. Для этого определим ток КЗ между
двумя фазами на стороне НН трансформатора:
Коэффициент чувствительности:
(10.2.7)
> 2, что удовлетворяет условиям.
Определим чувствительность защиты при КЗ в защищаемой зоне, когда
имеется торможение. Вторичный ток, подводимый к рабочей обмотке реле:
Вторичный ток, подводимый к тормозной обмотке:
Рабочая МДС реле:
(10.2.9)
Fраб=70.5·7=493.5А. Тормозная МДС рле:
FТОР=IТОР·WТОР,
(10.2.10)
FТОР=2,1·7=14,7 A.
По характеристике срабатывания реле, приведённой в [10], графически
определяем рабочую МДС срабатывания реле: Fc.p=100 A. Тогда коэффициент
чувствительности:
(10.2.11)
>1,5;что удовлетворяет условиям.
10. 3. Защита от токов внешних многофазных КЗ
Защита предназначена для отключения внешних многофазных КЗ при отказе
защиты или выключателя смежного повреждённого элемента, а также для
выполнения функций ближнего резервирования по отношению к основным
защитам трансформатора (дифференциальной и газовой). В качестве защиты
трансформатора от токов внешних КЗ используются: 1 токовые защиты шин
секций распределительных устройств низшего и среднего напряже-
ний, подключенных к соответствующим выводам трансформатора;
2. максимальная токовая защита с пуском напряжения, устанавливаемая на
стороне высшего напряжения защищаемого трансформатора.
Защита, установленная на стороне ВН, выполняется на двухобмоточных
трансформаторах с двумя, а на трёхобмоточных с тремя реле тока. Реле
присоединяются ко вторичным обмоткам ТТ, соединённым, как правило, в
треугольник.
Непосредственное включение реле защиты от токов внешних КЗ в токовые
цепи дифференциальной защиты не допускается.
Расчёт МТЗ.
Ток срабатывания защиты МТЗ-1 на стороне НН.
(10.3.1)
где Ко =1,2—коэффициент отстройки реле;
Кв=0,85—коэффициент возврата реле РТ-40;
Ксз=2,3—коэффициент самозапуска секции шин потерявшей питание;
Ток срабатывания защиты МТЗ-2 на стороне ВН:
(10.3.2)
Ток срабатывания реле на стороне ВН:
(10.3.4)
Коэффициент чувствительности МТЗ-2
(10.3.5)
Ток срабатывания реле МТЗ на стороне НН:
(10.3.6)
Коэффициент чувствительности защиты в основной зоне:
(10.3.7)
Условие чувствительности выполняется.
Коэффициент чувствительности защиты в резервной зоне:
,
чувствительности защиты в резервной зоне обепечивается.
10.4. Защита от токов внешних замыканий на землю на стороне ВН
Защита предусматривается для трансформаторов с глухим заземлением
нейтрали обмотки высшего напряжения при наличии присоединений синхронных
электродвигателей в целях резервирования отключения замыканий на землю
на шинах питающей подстанции и для ускорения отключения однофазного КЗ в
питающей линии выключателями низшего напряжения трансформатора. Реле
максимального тока защиты подключается к трансформатору тока,
встроенному в нулевой вывод обмотки ВН трансформатора.
10.5. Защита от токов перегрузки
Согласно [3] на трансформаторах 400 кВА и более, подверженных
перегрузкам, предусматривается максимальная токовая защита от токов
перегрузки с действием на сигнал с выдержкой времени. Устанавливается на
каждой части расщеплённой обмотки. Продолжительность срабатывания такой
защиты должна быть выбрана примерно на 30% больше продолжительности
пуска или самозапуска электродвигателей, получающих питание от
защищаемого трансформатора, если эти процессы приводят к его перегрузке.
Расчёт тока срабатывания от перегрузки.
ток срабатывания от перегрузки равен:
(10.5.1)
где kотс=1,05, для реле РТ-40.
Kв=0,85, коэффициент возврата реле РТ-40
ток срабатывания реле равен:
(10.5.2)
11. РАСЧЁТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА
Защитное заземление необходимо для обеспечения безопасности персонала
при обслуживании электроустановок. К защитному заземлению относятся
заземления частей установки, нормально не находящиеся под напряжением,
но которые могут оказаться под ним при повреждении изоляции. Заземление
позволяет снизить напряжение прикосновения до безопасного значения.
Произведём расчёт заземляющего устройства подстанции ГПП.
, но не более 10 Ом. Из двух сопротивлений выбираем наименьшее, то есть
R, ВВЕДЕНИЕ
ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
1.1. Исходные данные на проектирование
1.2. Технологический процесс
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕРАСЧЕТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
2.1. Метод коэффициента спроса
2.2. Статистический метод
3. ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
5. ВЫБОР СИСТЕМЫ ПИТАНИЯ
5.1. Выбор устройства высшего напряжения ППЭ
5.2. Выбор трансформаторов ППЭ
5.3. Выбор ВЛЭП
6. ВЫБОР СИСТЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ
6.1. Выбор рационального напряжения системы распределения
6.2. Выбор числа РП, ТП и мест их расположения
6.3. Размещение БСК в электрической сети предприятия
6.4. Выбор числа и мощности трансформаторных цеховых ТП
6.5. Расчет потерь в трансформаторах цеховых КТП
6.6. Выбор способа канализации электроэнергии
7. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
7.1. Расчет тока КЗ в точке К-1
7.2. Расчет тока КЗ в точке К-2
7.3. Расчет тока КЗ в точке К-3
7.4. Расчет тока КЗ в точке К-4
7.5. Расчет тока КЗ в точке К-5
8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ
8.1. Выбор аппаратов напряжением 110кВ
8.2. Выбор аппаратов напряжением 6 кВ
8.3. Выбор аппаратов напряжением 0,4кВ
9. ПРОВЕРКА КЛЭП НА ТЕРМИЧЕСКУЮ СТОЙКОСТЬ
10. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
10.1. Защита от поврежедний внутри кожуха и от понижения уровня масла
10.2. Защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений
трансформатора
10.3. Защита от токов внешних многофазовых КЗ
10.4. Защита от токов перегрузки
11. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА
12. ОХРАНА ТРУДА
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ЛИТЕРАТУРА
Скрапоразделочная
металлолом
Литейный
цех №11
Литейный
цех №10
Кузнечный
цех
Цех
топливной
аппарату-
ры
Склад №7
Кузовной
цех
Цветной
металл
железо
чугун
ковкий чугун
блоки
силовых
агрегатов
Цех главного конвейера
(основная сборка)
Моторный
цех
ОмГТУ гр-Ээу-537
Листов
Лит.
Элекроснабжение автомобильного завода.
.
.Беспалов
Утвердил
Мальгин
Н.контроль
Кириченко
Рук.проект
Плотников
Разработ.
ДП-0,41-181300-110-ПЗ
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter
