Электроснабжение компрессорной станции

Содержание



1. Инновационные технологии в системе электроснабжения

2. Выбор напряжения и рода тока

3. Выбор схемы распределения электроэнергии

4. Расчет электрических нагрузок методом упорядоченных диаграмм

5. Компенсация реактивной мощности

6. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховой подстанции. Выбор типа подстанции

7. Расчет потерь мощности в трансформаторе

8. Расчёт и выбор сетей напряжением выше 1 кВ

9. Расчёт и выбор питающих сетей напряжением до 1 кВ

10. Расчет токов короткого замыкания

11. Выбор электрооборудования и проверка его на действие токов короткого замыкания

12. Релейная защита отдельных элементов электрической цепи

13. Расчет заземляющих устройств

Список литературы






1. Инновационные технологии в системе электроснабжения



Новые трансформаторы тока.

В качестве изоляции завод использует эпоксидные и полиуретановые компаунды.

Преимущества этого вида изоляции: обладает высокими электроизоляционными и физико-механическими свойствами, обеспечивает высокую электрическую прочность изделия, являясь одновременно его несущей конструкцией, полностью герметизирует трансформатор, что повышает надежность изделия и сводит до минимума объем профилактических работ при его эксплуатации. По сравнению с аналогичными изделиями с использованием других видов изоляции (например, масляной) изделия имеют меньший вес и габариты и могут быть установлены в любом пространственном положении. Литая изоляция позволяет придать трансформатору любую форму, удобную для встраивания в электроустановку.

Трансформатор тока ТПОЛ-10М.

Трансформаторы предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам, устройствам защиты и управления, а также для изолирования цепей вторичных соединений от высокого напряжения в электрических установках переменного тока частоты 50 или 60 Гц на класс напряжений до 10 кВ включительно.

Трансформаторы для дифференциальной защиты поставляются по специальному заказу. Трансформаторы предназначены для встраивания в распределительные устройства и токопроводы. Трансформаторы изготовлены в климатическом исполнении «УХЛ» категории размещения 2 по ГОСТ 15150 для работы в следующих условиях: окружающая среда невзрывоопасная, не содержащая пыли, химически активных газов и паров в концентрациях, разрушающих покрытия металлов и изоляцию; рабочее положение - любое. Трансформаторы комплектуются защитными прозрачными крышечками для раздельного пломбирования вторичных выводов.

Сухие трансформаторы

Термостойкие изоляционные материалы в трансформаторах класса F, класса Н (180°С) и выше - до класса R (220°С) обеспечивают существенные преимущества.

Сегодня изготовители располагают материалами, обладающими стойкостью к высоким температурам, в частности, арамидами, эмалями, смолами и лаками, что позволяет им производить системы изоляции, обеспечивающие высокую надежность при высоких температурах эксплуатации. Если предположить: что трансформатор обладает системой изоляции, основанной на таких материалах, как арамидные бумаги, обладающие тепловым показателем 220"С, то это позволяет эксплуатировать такую систему при температуре горячих точек до 220°С. Такой трансформатор сможет работать в непрерывном режиме при среднем превышении температуры до 150° К при температуре окружающей среды 40°С и при допуске в горячих точках в пределах 30°С.

В условиях высоких температур окружающей среды во многих местных стандартах содержится требование к эксплуатации при температуре на уровне 50°С. Поэтому такие системы могут выдержать превышение температуры на 140°С при допуске на горячие точки в пределах ЗСГС. Благодаря высокой термостойкости этой системы изоляции и уменьшению пространства, необходимого для охлаждения, по сравнению с трансформатором равной мощности, но рассчитанным на более низкие температуры, это оборудование будет более компактным и гораздо более легким. Более того, при каждом увеличении температурного класса размеры трансформатора можно будет уменьшать на 10-15%. Например, трансформатор мощностью 500 кВА класса R (220°С) будет до 15% меньше трансформатора класса Н (180°С) и почти на 30% меньше сопоставимого трансформатора класса F (155°С).

Однако, даже несмотря на то что во многих случаях уменьшение размеров и веса представляет большой интерес, чаще всего система изоляции класса R (220°C) применяется в трансформаторах, рассчитанных на работу по характеристикам классов F или Н. Этот выбор позволяет получить пользователям очень компактную установку, обеспечивающую высокую гибкость при эксплуатации, в том числе работу под большими нагрузками при пониженных потерях энергии, и такие установки вызывают во всем мире огромный интерес. Особенно привлекательны для районов, где наблюдается быстрый рост нагрузок и преобладают экстремальные климатические условия.

Аппараты с управляемой коммутацией (самоуправляемые аппараты)

Число выключателей с управляемой коммутацией за рубежом непрерывно растет. Управляемая коммутация решает проблему предотвращения опасных бросков тока и перенапряжений, увеличения ресурса оборудования и его надежности. Применение выключателей с управляемой коммутацией является шагом в направлении совмещения функций управления и защиты оборудования.

Совмещение систем управляемой коммутации с системами диагностики и мониторинга приведет к созданию так называемых умных аппаратов или аппаратов, обладающих «интеллектом». Такие аппараты получат широкое распространение к 2020 году, а к 2030 году все вновь устанавливаемые аппараты будут оснащены такими системами. Применение для управляемой коммутации быстродействующих управляемых коммутаторов (разрядников) расширит возможности «умных» аппаратов.

Источники бесперебойного питания

Источники питания, предназначенные для питания ответственных потребителей электроэнергии, а также потребителей, чувствительных к качеству электроэнергии, составляют особую группу среди значительного количества различных источников, которые классифицируют по таким, например, признакам, как величина напряжения, принцип действия, назначение и др. Сюда относятся агрегаты бесперебойного питания (АБП), источники бесперебойного питания (ИБП), системы бесперебойного питания (СБП), системы гарантированного электроснабжения (СГЭ) и т.д., отличающиеся друг от друга выходным напряжением, выходной мощностью, принципом работы и другими параметрами.

Эти источники не только питают, но и защищают питаемое ответственное оборудование от помех, от внезапного пропадания, повышения, понижения или искажения сетевого напряжения. Ответственными потребителями являются компьютеры, электронные устройства управления, микропроцессорная техника и др.

Новый предохранитель ППНИ

Преимущество новой серии предохранителей по сравнению с ПН-2 становится очевидно, если сравнить их по такому показателя, как потеря мощности при напряжении 380/400В. Очевидна экономичность предохранителей ППНИ по сравнению с ПН-2: потери мощности у новых предохранителей ниже, чем у ПН-2 на 30-50% .

Эффективность новой разработки становится еще более очевидной, если рассматривать не отдельный предохранитель, а собранный распределительный шкаф. Зная, что средняя стоимость электроэнергии в России для населения и предприятий равна 1,5 руб./кВт-час, можно подсчитать экономию не только в киловаттах, но и в рублях. Отметим, что наиболее значительный эффект экономии достигается в щитах собранных на большом количестве предохранителей. Примером таких щитов является всем известные шкафы распределения силовые ШРС и вводные распределительные устройства ВРУ, в которых отходящие линии собраны на предохранителях.

Если ВРУ с отходящими линиями на 250 А собран на новых типах предохранителях, например ППНИ, то экономия электроэнергии составит 2488 кВт-час или 3732 рублей в год. Такая бережливость для экономики России, которая до сих пор характеризуется высокой энергоемкостью, весьма желательна.

Серия предохранителей ППНИ уже поступила в продажу. Однако надеяться, что новая разработка, как и многие другие, будет быстро и активно внедряться, вряд ли стоит. Анализ показывает, что основные принципы энергосберегающей политики государства, определенные статьей 4 Федерального закона «Об энергосбережении», не реализуются в полной мере из-за отсутствия в законе четко определенных практических механизмов проведения энергосберегающей политики и неопределенности полномочий государственных и региональных органов власти в части обеспечения должного контроля за осуществлением проектов и программ, направленных на повышение энергоэффективности.

Широкое использование новых энергосберегающих приборов и технологий - один из шагов, которые надо делать незамедлительно. Но поскольку обязательной нормы об использовании энергосберегающих приборов и технологий нет, остается надеяться на общую информированность, профессиональную адекватность и лояльность инженеров, проектировщиков и снабженцев к провозглашенной энергетической стратегии России.

Пускатели-контроллеры серии TESYS U на токи до 800А

Для управления мощными нагрузками разработан пускатель-контроллер TeSys U. Имея аналогичные размеры и такой же модульный принцип конструктивного исполнения, что и пускатель на токи до 32 А, он в то же время обладает целым рядом принципиальных отличий.

Основное заключается в том, что в пускателе-контроллере отсутствует функция коммутации, а управление электродвигателем осуществляется включением и выключением внешнего контактора (реверсивного или нереверсивного). Данные о режимах работы пускатель-контроллер получает с помощью трансформаторов тока. Для обеспечения обмена данными как о состоянии самого пускателя (готовность к работе, аварийные события, функции возврата и др.), так и управляемого контактора имеется также 10 входов и 5 выходов. Блоки управления предлагаются в двух исполнениях: усовершенствованном и многофункциональном. Они обеспечивают управление нагрузками до 315 кВт.

Возможности пускателей-контроллеров могут быть расширены путем добавления модуля связи Modbus, модуля аналоговой индикации нагрузки электродвигателя 4-20 мА или модуля предварительной сигнализации тепловой перегрузки. Фактически пускатель-контроллер является многофункциональным реле, предназначенным для защиты и управления электродвигателем.



2. Выбор напряжения и рода тока



При выборе номинального напряжения внешнего участка сети принимаются во внимание существующие напряжения возможных источников питания энергосистемы, расстояние от источников до предприятия и нагрузка предприятия в целом.

В питающих и распределительных сетях небольших и средних предприятий и городов применяются номинальные напряжения 6 и 10 кВ. Как правило, следует применять напряжение 10 кВ как более экономичное, чем напряжение 6 кВ. Напряжение 6 кВ применяется при преобладании на объекте электроприемников с напряжение 6 кВ. В ряде случаев электроснабжение электроприемников с напряжением 6 кВ осуществляется по питающим линиям напряжением 10 кВ с последующей трансформацией на напряжение 6 кВ непосредственно для данных электроприемников. В данном курсовом проекте применяется напряжение с высокой стороны U=10 кВ, с низкой стороны U=380 В.

Существуют два вида рода тока: постоянный и переменный. Постоянный род тока применяется, если на предприятии есть электроприемники постоянного тока. Т. к. в данном курсовом проекте нет электроприёмников постоянного тока, то применяется трехфазный переменный род тока промышленной частоты ƒ = 50 Гц.



3. Выбор схемы распределения электроэнергии



Под питающей сетью понимают кабельные линии и магистрали, отходящие от распределительных устройств подстанций для питания цеховых распределительных магистралей, пунктов и щитков, а также кабельные линии, отходящие от цеховых распределительных магистралей, пунктов и щитков к другим цеховым распределительным магистралям, пунктам и щиткам.

Под распределительной сетью понимают линии, отходящие от распределительных устройств подстанций, от питающих магистралей, распределительных магистралей, пунктов и щитов непосредственно к электроприемникам.

Питающие и распределительные сети имеют три вида схем: магистральные; радиальные; смешанные (магистральные и радиальные).

Магистральные схемы имеют несколько меньшую надежность в подаче питания, чем радиальные схемы, т. к. при повреждении магистрали одновременно отключаются все подключенные к ней распределительные магистрали, пункты, щиты и отдельные мощные электроприемники, что нежелательно.

При радиальных схемах питающей сети подстанции выполняются с большими низковольтными распределительными устройствами, предназначенными для распределения всей мощности подстанции. К положительным качествам радиальных схем можно отнести большую надежность питания, т. к. авария на одной линии не отражается на работе электроприемников, питающихся от других радиальных линий.

Для распределения электроэнергии по цеху применить магистральные и радиальные схемы в чистом виде не всегда представляется возможным и в таких случаях находят применение смешанные схемы, сочетающие в себе, как магистральное, так и радиальное питание.

В данном проекте принят смешанный вид схемы распределения электроэнергии, что обусловлено расположением технологического оборудования в цехе, а также категорией по надежности электроснабжения (для наиболее важных потребителей принята радиальная схема распределения).



4. Расчёт электрических нагрузок методом упорядоченных диаграмм



Определение ожидаемых электрических нагрузок на всех ступенях электрических сетей является основной частью проекта электроснабжения объекта. Нагрузки определяют необходимые технические характеристики электрических сетей – сечение жил и марки проводников, мощности и типы трансформаторов, электрических аппаратов и другого электротехнического оборудования.

Завышение нагрузки может привести к перерасходу проводникового материала, удорожанию строительства; занижение нагрузки – к снижению пропускной способности электрической сети и невозможности обеспечения нормальной работы силовых электроприёмников. Правильное определение электрических нагрузок обеспечивает правильный выбор средств компенсации реактивной мощности, устройств регулирования напряжения, а также релейной защиты и автоматики электрических сетей.

В данном курсовом проекте расчёты производим методом упорядоченных диаграмм, т.к. этот метод более точен, погрешность около 10-15%, что на стадии проектирования вполне допустимо. Исходные данные приведены в таблице 1.


Таблица 1-Исходные данные для расчёта электрических нагрузок

Наименование электроприёмника

Номер подгруппы

Номер по плану

Рн,

кВт

n ,

шт

Kи

cosφ

tgφ

ШР1

Насос

I

1

22,00

1

0,80

0,85

0,62

Вентилятор



2,3

0,37

2







Нагревательный прибор

II

4,5

4,50

2

0,80

0,95

0,33

ШР2

Транспортёр

III

6-8

4,00

3

0,60

0,80

0,75

Печь с неавтоматической загрузкой изделий

IV

9,10

7,20

2

0,50

0,95

0,33

Вентилятор

V

11-13

2,20

3

0,80

0,85

0,62

ШР4

Фрезерный станок

VI

14,15

10,00

2

0,16

0,6

1,33

Кран-балка

ПВ-40%

VII

16

12,50

7,90

1

0,10

0,50

1,73

I секция

Сварочный аппарат шовный ПВ=50% 

VIII

17

100,00

49,50

1

0,50

0,70

1,02



Рассчитываем суммарную номинальную активную мощность потребляемую электроприёмниками шкафа ШР1, ∑Рншр1, кВт, по формуле 



∑Рншр1 = ,



где Рнi – активная номинальная мощность одного электроприёмника, кВт;

ni – число электроприёмников, шт.

∑Рншр1 = (22+0,37·2)+4,5·2 = 22,74+9 = 31,74 кВт.

Находим суммарную активную сменную мощность электроприёмников шкафа ШР1, ∑Рсмшр1, кВт


∑Рсмшр1 = ,



где Киi – коэффициент использования, принятый по каталогу [1, таблица 2.1].

∑Рсмшр1 = 22,74·0,8+9·0,8 = 18,19+7,2 = 25,39 кВт.

Определяем групповой коэффициент использования Kи по формуле



Ки = ,

Ки =  = 0,8 >0.2.



Рассчитываем показатель силовой сборки m



m = ,



где Рнmax (Pнmin) – номинальная максимальная (минимальная) активная       мощность одного электроприёмника в подгруппе соответственно, кВт.

     m =  = 59,46 >3.

Т.к. Ки >0,2,m >3, n ≥ 4, Рн ≠const, то эффективное число электроприёмников nэ, шт. определяем по формуле 



nэ = ,



nэ =  = 3 шт. < n = 5шт.

При nэ=3 и Ки=0,8 определяем коэффициент максимума Кm по справочнику [2, таблица 9.1]

Кm = 1,12.

Рассчитываем максимальную активную мощность, потребляемую электроприёмниками шкафа ШР1 Рmшр1, кВт



Рmшр1 = Кm·∑Рсмшр1 ,



Рmшр1 = 1,12·25,39 = 28,4 кВт.

Определяем реактивную сменную мощность электроприёмников , кВар



=  ,



где tgφi – коэффициент реактивной мощности, соответствующий  коэффициенту активной мощности. 

= 18,19·0,62+7,2·0,33 = 11,28+2,38 = 13,66 кВар.

Т.к. nэ ≤10, то суммарная максимальная реактивная мощность, кВар, будет определяться по формуле 



= 1,1·,

= 1.1·13,66=15,03 кВар.



Определяем полную максимальную мощность потребляемую электроприёмниками шкафа ШР1 Smшр1, кВА



Smшр1= ,

Smшр1 =  = 32,13 кВА.


Рассчитываем максимальную величину тока, создаваемую электроприёмниками шкафа ШР1, Imшр1, А, по формуле 



Imшр1 = ,



где Uн –номинальное напряжение сети, кВ.

Imшр1 =  = 48,8 А.

Находим коэффициенты активной (cosφшр1) и реактивной мощности ( tgφшр1) мощности данного узла питания



cosφшр1 = ,



cosφшр1 = = 0,88,



tgφшр1 = ,



tgφшр1 = = 0,53.

Аналогично расчёту электрических нагрузок шкафа ШР1 выполняем расчёт остальных узлов питания

Рассчитываем нагрузки шкафа ШР2

∑РнIII-V = 4·3+7,2·2+2,2·3 = 12+14,4+6,6 = 33 кВт,

∑РсмIII-V = 12·0,6+14,4·0,5+6,6·0,8 = 7,2+7,2+5,3 = 19,7 кВт,

Ки = = 0,6 >0,2,

m = = 3 =3.

Т.к. Ки >0,2, m =3, n ≥4, Pн ≠const, то 

nэ = = 9 шт >8.

Т.к nэ больше n, то принимаем nэ равное n=8 шт. 

При nэ=8, Ки=0,6 определяем коэффициент максимума Кm по справочнику [3, таблица 2.13]

Кm = 1,33,

РmIII-V = 1,33·19,7 = 26,2 кВт,

QсмIII-V = 7,2·0,75+7,2·0,33+5,3·0,62 = 11,06 кВар,

QmIII-V = 1,1·11,06 = 12,17 кВар,

SmIII-V = = 28,9 кВар.

Определяем нагрузки шкафа ШР3

Qmшр3 = 34,5·0,78 = 26,9 кВар,

Smшр3 = = 43,75 кВА,

Imшр3 = = 66,5 А.

Определяем максимальную активную мощность шкафа ШР2 Рmшр2, кВт, с учётом электроприёмников шкафа ШР3



Рmшр2 = Рm3-5+Pmшр3 ,



Рmшр2 = 26,2+34,5 = 60,7 кВт.

Определяем максимальную реактивную мощность электроприёмников шкафа ШР2, кВар



Qmшр2 = Qm3-5+Qmшр3,



Qmшр2 = 12,17+26,9 = 39,07 кВар,

Smшр2 = = 72,2 кВА,

Imшр2 = = 109,8 А,

cosφшр2 = = 0,84,

tgφшр2 = = 0,64.

Рассчитываем нагрузки шкафа ШР4

Рассчитываем номинальную активную мощность кран-балки, приведённую к длительному режиму работы Рн16, кВт



Рн16 = Рн ·,



где ПВ - продолжительность включения, в относительных единицах

Рн16 = 12,5 · = 7,9 кВт, 

∑Рншр4 = 10·2+7,9 = 27,9 кВт,

∑Рсмшр4 = 20·0,16+7,9·0,1 = 3,2+0,79 = 3,99 кВт,

Ки = =0,14 <0,2,

m = = 1,27 <3.

Т.к. Ки <0,2, m < 3, n <4, то эффективное число электроприёмников определяем по формуле



Pmшр4 = Кз·∑Рн ,



где Кз – коэффициент загрузки. Для электроприёмников с продолжительным режимом работы Кз=0,9.  

Рmшр4 = 0,9·27,9 = 25,11 кВт,

∑Qсмшр4 = 3,2·1,33+0,79·1,73 = 5,62 кВар,

∑Qmшр4 = 1,1·5,62 = 6,18 кВар,

Smшр4 = = 25,86 кВА,

Imшр4 =  = 39,3 А,

cosφ =  = 0,97, 

tgφ =  = 0,25.

Рассчитываем нагрузки сварочного аппарата шовного.



РнVIII = Sн · cosφ ·,



РнVIII = 100 · 0,7· = 49,5 кВт,

РсмVIII = 49,5·0,5 = 24,75 кВт,

PmVIII = 0,9·49,5 = 44,55 кВт,

QсмVIII = 24,75·1,02=25,25 кВар,

QmVIII = 1,1·25,25 = 27,78 кВар,

SmVIII =  = 51,2 кВА.

Определяем нагрузки распредилительного шкафа ШР5

Qmшр5 = 40,6·0,72 = 29,2 кВар,

Smшр5 = = 50 кВА,

Imшр5 = = 75,97 А.

Определяем нагрузки осветительного шкафа ЩО

Imщо == 14,89 А.

Определяем активную максимальную мощность дополнительной нагрузки Pmд.н., кВт



Pmд.н. = Smд.н.·cosφд.н.,



Рmд.н.=196,7·0,78=153,4 кВт.


Определяем реактивную максимальную мощность дополнительной нагрузки Qmд.н., кВар



Qmд.н. = ,



Qmд.н. ==123,1 кВар.

Imд.н.= =298,8 A

Рассчитываем нагрузки I секции.



Рm1c =Pmшр1+Pmшр2+Pmшр4+PmVIII+Pmшр5+Pmщо+Pmд.н.,



Рm1c = 28,4+60,7+25,11+44,55+40,6+9,8+153,4=362,56 кВт,



Qm1c = Qmшр1+Qmшр2+Qmшр4+QmVIII+Qmшр5+Qmд.н.,



Qm1с =15,03+39,07+6,18+27,78+29,2+123,1 = 240,36 кВар,

Sm1c = =435 кВА,

Im1c = = 660,9 А.

Находим нагрузки цеха с учётом симметричной нагрузки II секции

Рmц = 2·362,56= 725,12 кВт,

Qmц =2·240,36= 480,72 кВар,

Smц == 870 кВА,

Imц = = 1321,8 А.

Рассчитываем средневзвешанные коэффициенты активной (cosφсрв) и реактивной (tgφсрв) мощности по цеху 

cosφсрв == 0,83,

tgφсрв == 0,66.

Итак, по полной максимальной мощности Smц =870 кВА выбираем число и мощность силовых трансформаторов. По максимальному току Imц =1321,8 А выбираем питающие сети и защитную аппаратуру, по средневзвешенному коэффициенту активной мощности будем решать вопрос о необходимости компенсации реактивной мощности.



5. Компенсация реактивной мощности



Компенсация реактивной мощности, или повышение коэффициента мощности электроустановок имеет большое народнохозяйственное значение и является частью общей проблемы повышения КПД работы систем электроснабжения и улучшения качества отпускаемой потребителям электроэнергии.

Реактивная мощность, потребляемая электроприемниками производственных предприятий распределяется между отдельными видами электроприемников следующим образом: 65-70% приходится на асинхронные двигатели, 20-25% - трансформаторы и около 10% - воздушные электросети и другие электроприемники.

Увеличение потребления реактивной мощности электроустановокой вызовет рост тока в проводниках любого звена системы электроснабжения и снижение величины коэффициента мощности электроустановки.

Повышение коэффициента мощности зависит от снижения потребления реактивной мощности.

В результате расчёта электрических нагрузок максимальная реактивная мощность, потребляемая электроприёмниками цеха составила Qmц=480,72 кВар, при средневзвешанном коэффициенте мощности сosφсрв=0,83 (tgφсрв=0,66).

Т.к. данный коэффициент мощности не отвечает требованиям энергосистемы сosφэ=0,94 (tgφэ=0,36),то выполняем компенсацию реактивной мощности путём установки конденсаторных батарей (КБ)

Т.к. электроприёмники проектируемого объекта относятся к 1 категории по надёжности электроснабжения, то согласно [4, пункты 1.2.17, 1.2.18] принимаем двухсекционную схему распределения электрической энергии, согласно рисунку 1. 





Рисунок 1 – Упрощённая однолинейная схема



Определяем максимальную реактивную мощность, подлежащую компенсации Qmкб, кВар, по формуле 



Qmкб = Pmц · (tgφсрв – tgφэ),



Qmкб = 725,12 · (0,66-0,36) = 217,5 кВар.

Принимаем к предварительной установке две КБ типа УКБН-0,38-135 Т3 по каталогу [5, таблица 2.192]

Определяем максимальную реактивную мощность после компенсации Qmц', кВар



Qmц' = Qmц – Qкб · nкб,



где Qкб – мощность генерируемая одной КБ, кВар;

nкб – число КБ, шт.

Qmц’ = 480,72 – 135 · 2 = 210,72 кВар.

Находим максимальную полную мощность цеха после компенсации Smц', кВА



Smц' = ,



Smц' = = 755,1 кВА.

Находим коэффициенты мощности после компенсации 

сosφ' =  = 0,96 > сosφэ=0,94,

tgφ' =  = 0,29 < tgφэ=0,36.

Итак, т.к. полученные значения не превышают требуемого коэффициента реактивной мощности энергосистемы, то КБ принимаем к окончательной установке, все полученные данные сводим в таблицу 2.



Таблица 2 Компенсация реактивной мощности

до компенсации

после компенсации

PPm, кВт

QQm, квар

SSm, кВА

IIm(10)

А

ccos φ

ttg φ

PPm′, кВт

QQm′, квар

SSm′, кВА

IIm(10)

А

ccos φ′

ttg φ′

725,12

480,72

870

550,2

00,83

00,66

725,12

210,72

755,1

443,6

00,96

00,29



Im(10) = ,



Im(10) = = 50,2 А,

Im(10) = = 43,6 А.


Таким образом, в результате установки двух КБ, с мощностью по QКБ = 135 квар получили снижение полной максимальной мощности на величину 113,66 кВА, что позволяет выбирать трансформатор меньшей мощности и питающие сети высокого напряжения меньшего сечения. Увеличение коэффициента активной мощности дает снижение потерь активной мощности при транспортировании электроэнергии. 



6. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховой подстанции. 

Выбор типа подстанции



Однотрансформаторные цеховые подстанции напряжением 6…10 кВ можно применять при наличии складского резерва для потребителей всех категорий по надёжности электроснабжения, даже для потребителей первой категории, если величина их не превышает 15…20% общей нагрузки и их быстрое резервирование обеспечено при помощи автоматически включаемых резервных перемычек на вторичном напряжении.

Двухтрансформаторные подстанции применяются в тех случаях, когда большинство электроприёмников относится к первой или второй категориям. Также эти подстанции целесообразно применять при неравномерном графике нагрузки.

Применение подстанций с числом трансформаторов более двух экономически невыгодно.

Мощности трансформаторов и их количество зависит от: величины и характера графика нагрузки; длительности нарастания нагрузки по годам; числа часов работы объекта электроснабжения; стоимости энергии и других факторов.

В результате компенсации реактивной мощности в сетях низкого напряжения полная мощность цеха составила Smц' = 764,6 кВА. Т.к. электроприёмники данного цеха относятся к 1 категории по надёжности электроснабжения то согласно [4, пункты 1.2.17, 1.2.18] принимаем к установке два силовых трансформатора с полной номинальной мощностью Sн = 630 кВА по каталогу [6, приложение 12]

Проверяем выбранный трансформатор по коэффициенту загрузки в нормальном режиме работы Kзн



Kзн =  ,



где nтр – число трансформаторов, шт.

Kзн = = 0,60 < 0,75. 

Проверяем выбранный трансформатор по коэффициенту загрузки в аварийном режиме работы Kз.ав. 



Kз.ав. =  ,



Kз.ав. = = 1,2 < 1,4.

Т.к. коэффициент загрузки не превышает рекомендуемых правилами эксплуатации значений, то принимаем трансформаторы к окончательной установке, его технические параметры сводим в таблицу 3. 



Таблица 3 – Параметры силового трансформатора 

Тип трансформатора

Sном, кВА

Uв.н., кВ

Uн.н., кВ

Pк.з., кВт

Uк.з., %

Iх.х., %

Pх.х., кВт

Kз.н

Kз.ав

ТСЗ-630/10

630

10

0,4

7,3

5,5

3

2

0,6

1,2



Выбранная компоновка электрооборудования должна обеспечить: пожаробезопасность и взрывобезопасность, действие окружающей среды на оборудование, безопасность обслуживания оборудования в нормальном режиме работы установки, максимальную экономию площади, возможность удобного транспортирования оборудования, безопасный осмотр, смену, ремонт аппаратов, со снятием напряжения не нарушив нормальной работы аппаратов под напряжением.

Т.к. среда в помещении нормальная, площадь цеха позволяет расположить трансформаторную подстанцию, то принимаем к установке двухтрансформаторную комплектную подстанцию внутрицехового исполнения. 



7. Расчёт потерь мощности в трансформаторе



Потери мощности в трансформаторах состоят из потерь активной и реактивной мощности.

Потери активной мощности состоят из двух составляющих: потерь, идущих на нагрев обмоток трансформатора, зависящих от тока нагрузки и потерь, идущих на нагревание стали, зависящих от тока нагрузки. 

Потери реактивной мощности состоят из двух составляющих: потерь, вызванных рассеянием магнитного потока в трансформаторе, зависящих от квадрата тока нагрузки и потерь, идущих на намагничивание трансформатора, независящих от тока нагрузки, которые определяются током холостого хода. 

Расчёт потерь мощности в трансформаторе необходим для более точного выбора сетей высокого напряжения, а также для определения стоимости электроэнергии.

Определяем потери активной мощности в трансформаторе ΔP, кВт, по формуле



ΔP = Pкз · Kзн2+Рхх,




где Pкз – потери активной мощности в трансформаторе при проведении опыта короткого замыкания   

Рхх – потери активной мощности в трансформаторе при проведении опыта холостого хода, кВт.

ΔP = 7,3 · 0,62+2 = 4,6 кВт.

Рассчитываем потери реактивной мощности в трансформаторе ΔQ, кВар

ΔQ = 0,01 · (Uкз · Kзн2 + Iхх) · Sн,

где Uк.з. – напряжение при опыте короткого замыкания в процентах от номинального

	Iх.х. – ток при опыте холостого хода в процентах от номинального

	ΔQ = 0,01 · (5,5 · 0,62+3) · 630 = 31,4 кВар.

	Определяем потери полной мощности в трансформаторе ΔS, кВА

	

	ΔS = ,

	

	ΔS = = 31,7 кВА.

Все полученные данные сводим в таблицу 4.



Таблица 4 – Потери мощности в трансформаторе

Тип трансформатора

Sm, кВА

Uв.н., кВ

Uн.н., кВ

ΔP,кВт

ΔQ,кВар

ΔS,кВА

ТСЗ-630/10

630

10

0,4

4,6

31,4

31,7



Итак, потери мощности в трансформаторе будут зависеть от коэффициента загрузки трансформатора, от его конструктивного исполнения и полной номинальной мощности. Для уменьшения потерь необходимо правильно выбрать трансформатор и оптимально загрузить его.




8. Расчёт и выбор сетей напряжением выше 1 кВ



Критерием для выбора сечения кабельных линий является минимум приведённых затрат. В практике проектирования линий массового строительства выбор сечения производится не по сопоставительным технико-экономическим расчётам в каждом конкретном случае, а по нормируемым обобщённым показателям.

Т.к. сети напряжением выше 1 кВ не входят в перечень [4, пункта 1.3.28], то выбор сетей до цеховой трансформаторной подстанции осуществляем по экономической плотности тока jэк, .Рассчитываем максимальную активную мощность, проходящую по высоковольтному кабелю, Рm(10), кВт с учётом потерь мощности в трансформаторе



Рm(10) = Рmц+nтр · ΔP,



Рm(10) = 725,12+2·4,6=734,32 кВт.

Определяем максимальную реактивную мощность, проходящую по кабелю U=10 кВ с учётом потерь мощности в трансформаторе Qm(10), кВар, по формуле



Qm(10)=Qm'+ nтр · ΔQ,



Qm(10)=210,72+2·31,4=273,52 кВар.

Определяем полную мощность в сетях высокого напряжения Sm(10), кВА

Sm(10)= =783,6 кВА.

Рассчитываем коэффициенты активной (cosφ(6)) и реактивной (tgφ(6)) мощности высоковольтной линии

cosφ(10)= = 0,94,

tgφ(10)= = 0,37.

Рассчитываем силу тока, проходящую по линии напряжением U=10 кВ Im(10), A

Im(10)= =22,6 А.

По справочнику [4, таблица 1.3.36] определяем экономическую плотность тока, учитывая, что число часов использования максимума нагрузки в год Тm=3000-5000 тысяч час/год и прокладываемый кабель марки ААШв

jэк = 1,4 А/мм2

Определяем экономически целесообразное сечение кабеля Fэк, мм2



Fэк=,



Fэк= =16,14 мм2.

Принимаем к прокладке кабель ближайшего стандартного сечения 16 мм2, т.е.  ААШв 3х16 с допустимым током Iд, А, определяемым по каталогу [4, таблица 1.3.16]

Iд=80 А.

Определяем допустимую величину тока с учётом поправочных коэффициентов 



Iд'=Iд·Kп·Kт,



где Kп – поправочный коэффициент на параллельную прокладку двух кабелей    

в траншее, принимаемый по каталогу по [4, таблица 1.3.26], Kп=0,9;

Kт – поправочный коэффициент на температуру земли, принимаемый по каталогу [4, таблица 1.3.3], Kт=1, т.к. принята температура t=15 ºC.

Iд'=80·0,9·1=72 А > Im(10)=22,6 А.

По справочнику [7, таблица 4-79] определяем активное (r0) и реактивное (х0) сопротивления кабельной линии, Ом/км

r0=1,95 Ом/км,

х0=0,113 Ом/км.

Проверяем выбранный кабель по потере напряжения ∆U, %, которые согласно [8] не должны превышать 5%



∆U=,



∆U==0,59% . 

Параметры кабеля заносим в таблицу 5.



Таблица 5 – Параметры кабеля

Uн, кВ

Im(10), А

Марка и сечение кабеля

Iд′, А

r0, Ом/км

x0, Ом/км

l, км 

ΔU, %

10

22,6

ААШв 3×16

72

1,95

0,113

0,8

0,59



ААШв – кабель с алюминиевыми жилами, с бумажной изоляцией, алюминиевая оболочка, в поливинилхлоридном шланге.

Итак, кабель выбранный по экономической плотности тока обеспечивает снижение сопротивления кабеля, возможность расширения производства, а также запас по току, что ведет к снижению эксплуатационных затрат, т.к кабель нагревается значительно меньше, обеспечивая, тем самым, меньший физический износ изоляции, а как следствие меньшее число повреждений и пробоев.


9. Расчёт и выбор питающих сетей напряжением до 1 кВ



Согласно [4, пункт 1.3.20] проверке по экономической плотности тока не подлежат: сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1 кВ при числе использования максимума нагрузки предприятий до 4000-5000; сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых распределительных устройств всех напряжений; ответвления к отдельным электроприёмникам напряжением до 1 кВ, а также осветительные сети промышленных предприятий, жилых и общественных зданий.

Т.к. шины не входят в перечень [4, пункт 1.3.28], то выбор осуществляем по току с условием, что Iд≥Imц с проверкой по потере напряжения и на действие токов короткого замыкания.

В результате расчёта электрических нагрузок максимальный ток Imц=1321,8 А.Т.к. ток проходящий по одной секции Im1с=660,9 А, то принимаем к предварительной установке шину алюминиевую сечением 50×6 с Iд=740А по каталогу [6,таблица 1.3.31].

Согласно [4, пункт 1.3.23] при расположении шин плашмя ток, указанный в справочнике [4, таблица 1.3.31], должен быть уменьшен на 5 %, если ширина шины до 60 мм и на 8 %, если ширина шины больше 60 мм.

Iд′ = 740-0,05·740 = 703 А > Im1с=660,9 А.

По справочнику [7, таблица 4-79] определяем активное (r0) и реактивное (х0) сопротивления шины, Ом/км

х0=0,137 Ом/км,

r0=0,119 Ом/км.

Проверяем выбранную шину по потере напряжения ∆U, %, при длине шины l =0,005 км



∆U= Im1c·l·( r0·cosφсрв+ х0·sinφсрв),

∆U%=·100%,


∆U= 660,9·0,005·(0,119·0,83+0,137·0,55) =0,57 В,

∆U%=·100=0,3 % ≤ 1,8%.

Т.к. Iд′ = 703 А > ImIс = 669,9 А; ΔU% = 0,5 % < 1,8 %, то принимаем шину к предварительной установке. Окончательное решение будет принято после проверки шины на термическое и динамическое действие токов короткого замыкания.

Выбор кабельных сетей, идущих к силовым шкафам.

В результате расчёта электрических нагрузок шкафа ШР1 Imшр1= 48,8 А. Т.к. согласно [4, пункт 1.3.28] сети напряжением до 1 кВ не подлежат проверке по экономической плотности тока при Tm ≤ 5 тыс. час/год, то выбор осуществляем по току с условием, что Iд ≥ Imшр1, с проверкой по потере напряжения и на установленную защитную аппаратуру. 

Определяем ток расцепителя автоматического выключателя Iрасц, А



Iрасц = Kп1·Imшр1,



где Кп1 – поправочный коэффициент учитывающий неточность калибровки  расцепителя и одновременный запуск всех потребителей шкафа, принимаем Кп1 = 1,25.

Iрасц = 1,25·48,8 = 61 А.

Принимаем к установке автоматический выключатель ВА 13-29  по каталогу [9]

Принимаем к предварительной прокладке кабель АВВГ 4×25 с   Iд = 75·0,92 = 69 А по справочнику [4, таблица 1.3.7]

Проверяем кабель на установленную защитную аппаратуру по условию



Iд′ ≥ Iз · Кз ,



где Iз – ток срабатывания защиты, равный току расцепителя, А,  

принимаем Iз = 63 А;

Кз – коэффициент защиты, зависящий от вида защитной аппаратуры, изоляции кабеля, среды в помещении и необходимости защиты кабеля от перегрузки, принимаем Кз = 1по [3, таблица 2.10].

Iд′ = 69 А > (63 · 1) А,

r0 = 1,25 Ом/км,

x0 = 0,0662 Ом/км. 

Проверяем выбранный кабель по потере напряжения ∆U, %, при длине кабеля l=0,015 км



,



∆U=· 28,4 · 0,015 · (1,25 + 0,0662 · 0,53) = 0,38% ≤ 5%

Т.к. Iд′ ≥ Imшр1, Iд′ ≥ Iз · Кз, ∆U ≤ 5%, то кабель принимаем к окончательной прокладке. Аналогичным образом выбираем кабели, идущие к остальным шкафам. Все полученные данные сводим в таблицу 7.

Выбор кабелей идущих к одиночным электроприёмникам

Т.к. сети, идущие к одиночным электроприёмникам, не подлежат проверке по экономической плотности тока, то выбор ведём по номинальному току электроприёмника Iн, А.

Определяем номинальную силу тока двигателя компрессора, позиция 1 Iн1, А



Iн1 = ,



где η – коэффициент полезного действия двигателя.

Iн1 = = 41,27 А.

Определяем ток расцепителя автоматического выключателя Iрасц, А



Iрасц = Kп2 · Iн1,



где Kп2 – коэффициент, учитывающий неточность калибровки расцепителя и пусковые токи двигателя, принимаем Kп2 = 1,15

Iрасц = 1,15 · 41,27 = 47,5 А.

Принимаем к установке автоматический выключатель ВА 13-29  [8]

Принимаем к прокладке кабель АВВГ 4×16 с Iд′= 60 · 0,92 = 55 А по каталогу [4, таблица 1.3.7]

Iд′ = 55 А ≥ Iн = 41,27 А.

Проверяем кабель на установленную защитную аппаратуру по условию



Iд′ ≥ Iз · Kз,



Iд′ = 55 А ≥ (50 · 1) А. r0 = 1,95 Ом/км;

x0 = 0,0675 Ом/км [7, таблица 4-79],

∆U = ·22·0,01·(1,95+0,0675·0,48) = 0,3% ≤ 5% .

Т.к. Iд′ ≥ Iн, Iд′ ≥ Iз · Kз, ∆U ≤ 5%, то кабель принимаем к окончательной прокладке.

Аналогичным способом выбираем кабели идущие к остальным электроприёмникам. Полученные данные сводим в таблицу 8.

Выбираем кабель идущий к вентилятору, позиция 2, защищаемому предохранителем

Рассчитываем силу тока двигателя вентилятора Iн2, А

Iн2 = = 1,2 А.

Определяем ток плавкой вставки предохранителя, А


,



где kп – кратность пускового тока, 

принимаем kп =5;

 α – коэффициент снижения пускового тока,

   принимаем α =2,5 (при легких пусках).

 Iвст =  = 2,4 А.

Для защиты двигателя вентилятора принимаем к установке предохранитель ПП 21  по каталогу [3,таблица 2.21].

Принимаем к предварительной прокладке кабель АВВГ 4×2,5 с  Iд′= 19 · 0,92 = 18 А [4, таблица 1.3.7].

Iд′ = 18 А ≥ Iн = 1,2 А

Проверяем кабель на установленную защитную аппаратуру по условию



Iд′ ≥ Iз · Kз,



Iд′ = 18 А ≥ (5 · 0,33)=1,65 А,

ro = 12,5 Ом/км,

xo = 0,104 Ом/км, 

∆U =  · 0,37 · 0,011 · (12,5 + 0,104 · 1,04) = 0,04% ≤ 5%.



Т.к. Iд′ ≥ Iн, Iд′ ≥ Iз · Kз, ∆U ≤ 5%, то кабель принимаем к окончательной прокладке.




10. Расчёт токов короткого замыкания



В электроустановках могут возникать различные виды коротких замыканий, сопровождающиеся резким увеличением тока. Поэтому электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения, должно быть устойчивым к токам короткого замыкания и выбираться с учётом величин этих токов. Основными причинами возникновения коротких замыканий в сети могут быть: повреждение изоляции отдельных частей электроустановки; неправильные действия обслуживающего персонала; перекрытие токоведущих частей.

Вычисление токов короткого замыкания производится для определения условий работы потребителей при аварийных режимах; выбора электроаппаратов, шин, изоляторов, силовых кабелей; проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики; проектирования защитных заземлений; подбора характеристик разрядников для защиты от перенапряжений.

При расчёте токов КЗ принимают, что источниками питания места КЗ являются: синхронные генераторы, синхронные компенсаторы и двигатели, асинхронные двигатели в начальный период времени.

До начала расчётов токов короткого замыкания составляем упрощённую схему согласно рисунку 2. Затем строим схему замещения, согласно рисунку 3, на ней указываем все точки наиболее вероятных возникновений токов короткого замыкания. Расчёт ведём в именованных единицах.






Рисунок 2 – Упрощённая однолинейная схема



		

		Рисунок 3 – Схема замещения



Пересчитываем удельные сопротивления высоковольтной линии в мОм


r1′ = r1 ∙ l,



r1′ = 1,95 ∙ 800 = 1560 мОм;

х1′ = х1 ∙ l,

		х1′ = 0,113 ∙ 800 = 90,4 мОм.

		Определяем ток периодической составляющей тока кз в начальный момент времени Iпо, кА

		

		Iпо =  = ,

		

		где Uср – среднее напряжение в точке расчёта тока кз, В;

		  z – полное сопротивление участка сети, мОм.

		Iпо = = 3,88 кА.

		Находим соотношение реактивного и активного сопротивлений

		 =  = 0,06.

По [1, рисунок 7.4] определяем ударный коэффициент Ку

Ку = 1.

Рассчитываем ударный ток, iу, кА



iу = ∙ Iпо ∙ Ку,



iу = ∙ 3,88 ∙ 1 = 5,49 кА.

Пересчитываем сопротивления всех остальных участков сети аналогично точке 1

Пересчитываем сопротивления трансформатора, мОм


rтр =  ,



rтр =  = 2,94 мОм , 

xтр = ,

xтр =  = 13,65 мОм.

По максимальному току первой секции ImIc=660,9 А выбираем выключатель с низкой стороны трансформатора по каталогу [10] ВА 62 .

По каталогу [11, таблицы 14.4, 14.5] определяем активное сопротивление катушек расцепителей Rа=0,12 мОм, и переходное сопротивление контактов Rк=0,25 мОм и индуктивное сопротивление катушек Xа=0,094 мОм.

Пересчитываем сопротивления шины 50×6, мОм

rш′ = 0,119 ∙ 5 = 0,595 мОм,

xш′ = 0,137 ∙ 5 = 0,685 мОм.

Находим сопротивление кабельной линии, идущей к шкафу ШР1, мОм

rшр1′ = 1,25 ∙ 15 = 18,75 мОм,

xшр1 = 0,0662 ∙ 15 = 0,99 мОм.

Определяем сопротивление кабельной линии, идущей к двигателю, мОм

r2′ = 1,95 ∙ 10 = 19,5 мОм,

x2′ = 0,0675 ∙ 10 = 0,675 мОм.

Принимаем, что напряжение на шинах U=10 кВ при возникновении тока кз остаётся неизменным и сопротивление энергосистемы не учитываем.

Аналогично точке К – 1 выполняем расчёт тока кз в оставшихся намеченных точках.


К – 2 

rк-2 = rтр + Ra + Rк ,



rк-2 = 2,94 + 0,12 + 0,25 = 3,31 мОм,



xк-2 = xтр + Хa,



xк-2 = 13,97 + 0,094 = 14,06 мОм,

		Iпок-2 = = 16,01кА,

		 =  = 4,24

Ку = 1,40,

iу = ∙ 1,40 ∙ 16,01 = 31,60 кА.

К – 3 



rк-3 = rк-2 + rш′ + Rа1 + Rк1 + rшр1′ ,



rк-3 = 3,31 + 0,595 + 1,8 + 0,75 + 18,75 = 25,21 мОм,

xк-3 = хк-2 + хш′ + Xа1 + xшр1′,

xк-3 = 13,74 + 0,685 + 0,86 + 0,99 = 16,275 мОм,

		Iпок-3 = = 7,7 кА,

		 =  = 0,65,

Ку = 1,02,

iу = ∙ 7,7 ∙ 1,02 = 11,11 кА.

К – 4 




rк-4 = rк-3 + Rа2 + Rк2 + r2′,



rк-4 = 25,21 + 1,8 + 0,75 + 19,5 = 47,26 мОм,



хк-4 = хк-3 + Xа2 + x2′,



хк-4 = 16,275 + 0,86 + 0,675 = 17,81 мОм,

		Iпо = = 4,57 кА,

		 =  = 0,38,

Ку = 1,

iу = ∙ 4,57 ∙ 1 = 6,46 кА.



11. Выбор элекрооборудования и проверка его на действие токов 

короткого замыкания



Токи короткого замыкания вызывают нагрев токоведущих частей, значительно превышающий нормальный. Чрезмерное повышение температуры может привести к выжигании изоляции, разрушению контактов и даже их расплавлению, несмотря на кратковременность процесса короткого замыкания.

Проверка аппаратов на термическую стойкость производится по току термической стойкости Iт и времени термической стойкости tт. Аппарат термически стоек, если тепловой импульс Вк < Iт2 ∙ tт.

Выбранные шины или кабель термически стойки, если принятое сечение больше минимального Fmin, то есть Fmin < Fпр .

При коротком замыкании по токоведущим частям проходят токи переходного режима, вызывая сложные усилия в шинных конструкциях и аппаратах электроустановок. Эти усилия изменяются во времени и имеют колебательный характер. Проверка аппаратов по электродинамической стойкости производится по условию:



iу ≤ iпр.скв (iдин),



где iпр.скв (iдин) – предельный сквозной ток, указанный заводом-изготовителем.

Проверку шин на динамическую стойкость проводят по условию:

σрасч ≤ σдоп

В качестве защитной аппаратуры с высокой стороны трансформатора принимаем к предварительной установке вакуумный выключатель серии ВВ/TEL-10-12,5/1000-У2-41 по каталогу [11, таблица ].



Расчетные данные



Справочные данные

U = 10 кВ

=

UH = 10 кВ

Im = 22,6 А

<

Iн = 630 А

Iп.о = 3,88 кА

<

Iн.откл = 12,5 кА

iу = 5,49 кА

<

iдин = 50 кА

Вк = 7,9 кА2 ∙ с

<

It2 ∙ tt = 12,52 ∙ 3 = 468,75 кА2 ∙с



Определяем время отключения короткого замыкания tоткл , с



tоткл = tв + tз,



где tв – полное время отключения выключателя, с,

принимаем tв = 0,025 с;

tз – время действия основоной защиты, с,

принимаем tз = 0,5 с. 

tоткл = 0,025 + 0,5 = 0,525 с.

Находим время затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания Тa, с по формуле


Та = ,



Та =  = 0,00018 с.

Определяем тепловой импульс Вк, с



Вк = Iп.о.к-12 · (tв + tз + Tа),



Вк = 38802 · (0,025 + 0,5 + 0,00018) = 7906269,79 А2 · с.

Т.к. расчётные данные не превышают справочные, то вакуумный выключатель ВВ/TEL-10-12,5/1000-У2-41 принимаем к окончательной установке. Для видимого разрыва цепи выбираем разъединитель внутренней установки с заземляющими ножами типа РВЗ-10/400I по каталогу [12, таблица ]



U = 10 кВ

=

UH = 10 кВ

Im = 22,6 А

<

Iн.раз = 400 А

iу = 5,49 кА

<

iдин = 50 кА

Вк = 7,9 кА2 ∙ с

<

It2 ∙ tt = 162 ∙ 4 = 1024 кА2 ∙с



Для подключения катушек измерительных приборов выбираем по каталогу [12, таблица 5.9] трансформатор тока проходной с литой изоляцией для КРУ типа ТПЛ-10К с классом точности 0,5, с номинальным током вторичной обмотки Iн2 = 5 А, с номинальной нагрузкой в классе точности 0,5 Rн0,5 = 0,4 Ом.



U = 10 кВ

=

UH = 10 кВ

Im = 22,6 А

<

Iн = 30 А

iу = 5,49 кА

<

iдин = 175 кА

Вк = 7,9 кА2 ∙ с

<

It2 ∙ tt = 452 ∙ 4 = 8100 кА2 ∙с


Выбираем по справочнику [12, таблица 5.13] однофазный трансформатор напряжения с естественным масляным охлаждением типа НОМ-10 с номинальным напряжением вторичной обмотки U2н = 100 В, с номинальной мощностью в классе точности 0,5 Sн0,5 = 75 ВА



U = 10 кВ

 =

UH = 10 кВ



Проверяем кабель ААШв 3×16 на термическое действие токов кз.

Определяем минимальное сечение кабеля Fmin, мм2



Fmin = ,



где Ст – коэффициент, зависящий от допустимой температуры при коротком замыкании и материала проводника, 

принимаем по справочнику [1] Ст = 85: для кабельной линии с U=10кВ, алюминиевыми жилами, без изоляции

Fmin =  = 33 мм2 > Fпр = 16 мм2

Т.к. условие не соблюдается, то принимаем к окончательной установке кабель ААШв 3×35 с Iд′ = 115 А по каталогу [4, таблица 1.3.16].

Проверяем шину алюминиевую с размерами 50×6 на термическое действие токов кз.

Так-2 =  = 0,013 с,

Вкк-2 = 163402 · ( 0,04 + 0,1 + 0,013) = 40850326,8 А2 · с,

Fmin =  = 73 мм2 < Fпр = 50 · 6 = 300 мм2.

Т.к. расчётные данные не превышают принятых, то шина термически стойка.

Проверяем шину алюминиевую сечением 50×6 на динамическое действие токов кз.

Определяем максимальное усилие на шинную конструкцию F(3), Н



F(3) = · iy2 · 10-7,



где l – расстояние между изоляторами, м,

принимаем l = 0,9 м;

а – расстояние между фазами, м

принимаем а = 0,07 м.

Определяем изгибающий момент М, Н · м



М = ,



М =  = 218,79 Н · м.

Определяем момент сопротивления сечения шины при расположении шины плашмя W, см3







где b и h – размеры поперечного сечения шины, см

W =  = 2,5 см3.

Находим напряжение в материале шин от изгиба σрасч, МПа



σрасч = ,


σрасч =  = 87,5 МПа > σдоп Al = 75 МПа.

Т.к. условие не выполняется , то принимаем к установке шину большего сечения 60×6 с Iд′ = 870 – 870 · 0,05 = 827 А по каталогу [4]. 



12. Релейная защита отдельных элементов электрической цепи



В условиях эксплуатации возможны повреждения отдельных элементов системы электроснабжения. В ряде случаев повреждение должно быть ликвидировано в течение долей секунды, совершенно очевидно, что человек не в состоянии справиться с такой задачей. Поэтому для определения места повреждения и подачи сигнала на отключение соответствующих выключателей устанавливаются специальные автоматические устройства. Это и есть релейная защита, действующая на отключение. 

Иногда в условиях эксплуатации возникают ненормальные режимы, существование которых допустимо в течение некоторого времени. Нарушение нормального режима в этих случаях может быть ликвидировано действием оперативного персонала. При этом нецелесообразно немедленное отключение элемента электрической сети, а достаточно дать сигнал персоналу. Это осуществляется релейной защитой, действующей на сигнал.

Релейная защита и автоматика должны удовлетворять ряду требований, основными из которых являются: селективность, чувствительность, быстродействие, надежность.

Под селективностью понимается свойство релейной защиты, действующей на отключение, избирать поврежденный участок и отключать только его. Для релейной защиты, действующей на сигнал, под селективностью понимается способность однозначно указывать место возникновения ненормального режима и конкретный элемент системы электроснабжения, требующий вмешательства персонала.

Под чувствительностью релейной защиты понимается ее способность реагировать на возможные повреждения в минимальных режимах системы электроснабжения, когда изменение воздействующей величины (величина, на которую реагирует защита) будет минимальным. Обычно стремятся сделать защиту возможно более чувствительной, сохраняя, однако, ее селективность. Это требование и ставит практический предел возможной чувствительности защиты.

Чувствительность защиты оценивается коэффициентом чувствительности. Он регламентирует отношение между значением воздействующей величины при повреждении в защищаемой зоне и установленным на защите значением параметра ее срабатывания.

Чувствительность - одно из основных требований, предъявляемых к устройствам автоматики. Высокой чувствительностью должны обладать, например, автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) и автоматические регуляторы частоты (АРЧ), реагирующие на изменения напряжения и частоты в системе.

Быстродействие защиты необходимо в большинстве случаев по следующим соображениям:

1) при кз мощность, отдаваемая генераторами станций, вблизи которых произошло КЗ, резко снижается. В результате скорость вращения генераторов возрастает. Если КЗ отключается защитой, имеющей выдержку времени, то к моменту его отключения генераторы этой станции выйдут из синхронизма по отношению к другим станциям. Быстрое отключение КЗ может предотвратить нарушение синхронизма, представляющее собой наиболее тяжелую аварию в системе.

2) кз в любом элементе системы приводит к понижению напряжения, снижению вращающего момента синхронных и асинхронных двигателей и их торможению. При быстром отключении КЗ двигатели немедленно возвращаются к нормальному режиму, их торможение не является опасным. Отключение КЗ с выдержкой времени может привести к полной остановке и необходимости отключения синхронных и некоторых асинхронных двигателей.

3) быстрое отключение КЗ уменьшает размеры нарушения изоляции и токоведущих частей в месте повреждения, уменьшает вероятность несчастных случаев.

4) ускорение отключения повреждений повышает эффективность АПВ и АВР, так как чем меньше разрушения в месте КЗ, тем меньше вероятность успешного действия автоматики.

Время отключения повреждения складывается из времени действия защиты и времени действия выключателя. Следовательно, для ускорения отключения повреждений необходима не только быстродействующая защита, но и быстродействующие выключатели. Защиты, действующие со временем, не большим 0,1 ...0,2 с, считаются быстродействующими. Время отключения наиболее распространенных выключателей не превышает 0,06...0,15 с.

Для повышения надежности электроснабжения недостаточно только быстрого отключения поврежденного элемента, необходимо также быстро включить этот элемент повторно в работу или заменить его резервным. Таким образом, быстродействием должны обладать также устройства АПВ и АВР.

Применительно к релейной защите и автоматике под надежностью понимают свойство этих устройств выполнять заданные функции, сохраняя свои эксплуатационные показатели в заданных пределах в течение требуемого промежутка времени.

Для обеспечения надежности релейная защита и автоматика должны выполняться при помощи высококачественных и надежно работающих реле и других элементов. Их монтаж должен быть надежным, т. е. таким, при котором исключается обрыв проводов, замыкание между ними, ложное срабатывание от механических сотрясений и др. Существенное значение для надежности имеет правильная эксплуатация защиты и автоматики. Состояние всех устройств защиты и автоматики должно периодически проверяться. Так как каждый элемент может оказаться неисправным, то надежность защиты и автоматики тем выше, чем меньшее число элементов они содержат. Особенно важно уменьшение числа наименее надежных элементов, которыми являются контакты реле. Поэтому для увеличения надежности устройства следует стремиться к его упрощению. Существенное повышение надежности устройств релейной защиты и автоматики может быть достигнуто применением бесконтактных элементов.

Для предупреждения повреждений необходим свой вид релейной защиты, в соответствии с чем, для отдельных элементов электроустановок рекомендуются следующие наборы защит:

1) для генераторов - от внешних коротких замыканий, перегрузок, многофазных замыканий, однофазных замыканий на землю, замыканий между витками одной фазы в обмотке статора, замыканий на корпус в цепи возбуждения и повышения напряжения в обмотке статора;

	2) для силовых трансформаторов - от внешних коротких замыканий, перегрузок, многофазных замыканий, однофазных замыканий на землю, витковых замыканий в обмотках, понижения уровня масла в кожухе трансформатора;

	 для воздушных и кабельных линий - от многофазных замыканий, однофазных замыканий на землю и внешних коротких замыканий;

	 для синхронных и асинхронных электродвигателей - от многофазных замыканий, однофазных замыканий на землю, перегрузок, снижения напряжения и асинхронного режима для синхронного двигателя;

	 для конденсаторных установок - от коротких замыканий, повышения напряжения и перегрузок токами высших гармоник при наличии в сети вентильных преобразовательных и выпрямительных установок.

Для защиты ряда электроустановок вместо автоматических выключателей и релейной защиты следует применять предохранители или открытые плавкие вставки. Если они выбраны с требуемыми параметрами, то обеспечивают селективность и чувствительность и не препятствуют применению автоматики.

Предохранители и устройства релейной защиты от многофазных замыканий являются основными средствами защиты, однако, в случае выхода их из строя в качестве резервной для сетей, трансформаторов и генераторов предусматривается защита от внешних коротких замыканий. Такая защита осуществляет отключение только с определенной выдержкой времени, так как предназначена для работы только при отказе основной защиты.

	Для отключения тока внешнего короткого замыкания в сетях напряжением выше 1 кВ применяется максимальная токовая защита. Ток, проходящий по защищаемому элементу системы, через трансформатор тока подводится к максимальной токовой защите, которая при соответствии нормальному режиму работы на него не реагирует. При возникновении короткого замыкания ток резко возрастает, защита срабатывает и подает сигнал на отключение выключателя.

	Максимальная токовая защита обладает достаточной селективностью, определенной чувствительностью; широко применяется в радиальных сетях всех уровней напряжения с одним источником питания, а в системах электроснабжения промышленных предприятий напряжением 10 кВ и ниже она является основной защитой.

Токовая отсечка, являясь разновидностью максимальной токовой защиты, имеет ограниченную зону действия и в большинстве случаев реагирует мгновенно.

Токовая отсечка устанавливается обычно для защиты электродвигателей мощностью менее 5000 кВт, трансформаторов мощностью менее 6300 кВА, нереактированных линий, конденсаторных установок мощностью более 400 кВар.

	Защита от многофазных замыканий требует селективного и быстрого отключения элементов электроустановки, предотвращая тем самым ее раз рушение.

Наиболее распространенными видами защит всех элементов электрической системы являются токовая отсечка и дифференциальные защиты. Помимо этих защит используют дистанционную защиту и направленную защиту с высокочастотной блокировкой (высокочастотная защита). Выбор той или иной определяется требованиями защиты конкретной установки и схемы электроснабжения.

Дифференциальная защита подразделяется на продольную и поперечную. Продольная используется в основном для элементов с сосредоточенными нагрузками (электродвигатели, трансформаторы и др.), а также для линий относительно небольшой длины. Поперечная дифференциальная защита применяется для защиты параллельных линий.

Для силовых трансформаторов предусматривается релейная защита от следующих повреждений и анормальных режимов работы: междуфазных КЗ в обмотках и на выводах; однофазных КЗ в обмотке и на выводах; витковых замыканий в обмотках; скачков токов в обмотках при внешних КЗ; перегрузок; понижения уровня масла в маслонаполненных трансформаторах и в маслонаполненных вводах.

Газовая защита устанавливается на трансформаторах, автотрансформаторах, преобразовательных агрегатах и реакторах с масляным охлаждением, имеющих расширители. Основным элементом газовой защиты является газовое реле. Широкое распространение получили реле типа ПГ-22 и РГЧЗ-66.

Защита от перегрузки выполняется одним реле тока, включенным в цепь трансформатора тока защиты от внешних коротких замыканий. Для отстройки от кратковременных перегрузок и коротких замыканий предусмотрено реле времени, рассчитанное на длительное прохождение тока в его обмотках.

Для защиты трансформаторов мощностью 6300 кВА и выше от междуфазных замыканий, витковых и замыканий на землю используют дифференциальную токовую защиту, действующую без выдержки времени на отключение всех выключателей трансформаторов.

Для защиты трансформаторов мощностью ниже 6300 кВА, работающих одиночно, и трансформаторов мощностью менее 4000 кВА, работающих параллельно, устанавливается токовая отсечка.

Для секций сборных шин напряжением (6-35) кВ предусматривается защита от многофазных коротких замыканий, а также сигнализация о замыканиях на землю.

Определяющим для типа защиты является конструктивное исполнение и расположение шин: внутри и вне комплектных распределительных устройств (КРУ).

Для сборных шин КРУ применяется дуговая защита и быстродействующая неполная дифференциальная токовая защита. Сборные шины вне КРУ защищаются максимальной токовой защитой, установленной на выключателе ввода в РУ или на выключателе в начале питающей линии, а также максимальной токовой защитой - на секционном выключателе.

Для конденсаторных установок, предназначенных для компенсации реактивной мощности, применяется защита от многофазных коротких замыканий, от сверхтоков перегрузки и от повышения напряжения. Однако [5] не требует защиты от повышения напряжения, если конденсаторная установка выбрана по максимально возможному напряжению.

В качестве защиты от многофазных коротких замыканий рекомендуется максимальная токовая защита без выдержки времени. На батареях, состоящих из нескольких секций конденсаторов, если они не защищены предохранителями, может устанавливаться, помимо общей, собственная защита от многофазных коротких замыканий.

Защита от повышения напряжения выполняется одним реле максимального напряжения с высоким коэффициентом возврата и действует на отключение всей установки.

Любое отключение должно сопровождаться запретом на повторное включение прежде, чем пройдет время, достаточное для разряда батареи (5с).



13. Расчёт заземляющих устройств



Согласно [4, п. 1.7.70] для заземления электроустановок в первую очередь рекомендуется использовать естественные заземлители. В их качестве рекомендуется использовать водопроводные и другие металлические трубопроводы, за исключением трубопроводов горючих жидкостей; обсадные трубы скважин; металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, находящихся в соприкосновении с землей и другое.

В данном курсовом проекте в качестве естественного заземлителя принимаем железобетонный фундамент здания.

Согласно [4, п. 1.7.62] сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены нейтрали трансформаторов и генераторов в любое время года не должно превышать 4 Ом при напряжении 380 В.

Определяем сопротивление растеканию тока, через арматуру железобетонного фундамента здания Rф



Rф = ρ · ,



где ρ – удельное сопротивление грунта с учётом коэффициента сезонности,  определяемое по формуле

ρ = ρсправ · Ксез,

где ρспр – рекомендуемое справочное значение удельного сопротивления грунта, Ом ∙м, принимаем ρспр = 100 Ом∙м – для суглинка [13, таблица 6-4];

kсез – коэффициент сезонности, учитывающий промерзание и просыхание грунта, принимаем kсез = 1,45 [13, таблица 6-5].

ρ = 100 ∙ 1,45 = 145 Ом ∙ м.

Sф – площадь, ограниченная периметром здания на уровне поверхности  земли, м2 , Sф = 540 м2.

Rф = 145 ∙  = 3,12 Ом.

Т.к. Rф = 3,12 Ом < R = 4 Ом, что соответствует [4, пункт 1.7.62], то выбранный тип естественного заземлителя принимаем к предварительной установке. Окончательное решение будет принято после проведения реальных технико-эксплуатационных замеров.






Список литературы



1 Коновалова Л.Л., Рожкова Л.Д. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. – М.: Энергоиздат, 1989

2 Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов. – М.: Мастерство, 2001.

3 Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. – М.: Высшая школа, 1990.

	4 Правила устройства электроустановок (ПУЭ). – М.: Издательство ДЕАН, 2001.

	5 Барыбин Ю.Г. Справочник по проектированию электроснабжения. – М.: Энергоиздат, 1986.

	6 Постников Н.П., Рубашов Г.М. Электроснабжение промышленных предприятий. Л.: Стройиздат, 1989.

	7 Большам Я.М., Крупович В.И. Справочник по проектированию электроснабжения, линий электропередач и сетей. – М.: Энергия, 1975.

	8 ГОСТ 13109-99. Качественные показатели электроэнергии.

9 Справочник. Автоматические выключатели общего применения до 630 А. М.: Информэлектро, 1996

10 Крупович В.И., Барыбина Ю.Г., Самовера М.Л. М Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования под редакцией.: Энергоиздат, 1981

11 Каталог. Таврида Электрик., 2002

12 Крючков И.П., Кувшинский Н.Н., Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций. – М.: Энергия, 1978.

13 Крупович В.И., Барыбина Ю.Г. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования под редакцией – М.: Энергоиздат, 1981.