(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Разработка эскизного проекта электроснабжения горного предприятия
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНОЙ НАГРУЗКИ
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ НАПРЯЖЕНИЯ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ.
3. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ.
4. РАСЧЕТ ВОЗДУШНЫХ И КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ.
4.1 Выбор сечений жил кабеля и проводов ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) по нагреву
4.2 Расчет сети по потере напряжения.
4.3 Расчет проводов на механическую крепкость.
5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
6. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ, ИЗОЛЯТОРОВ И ШИН.
6.1 Выбор и проверка выключателей напряжением выше 1 кВ.
6.2 Выбор и проверка разъединителей.
6.3 Выбор и проверка изоляторов и шин.
6.4 Выбор и проверка трансформаторов тока.
6.5 Выбор и проверка трансформаторов напряжения
7. ВЫБОР И РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ.
7.1 защита трансформаторов.
7.2 Защита от перегрузки.
7.3 Защита ЭД от многофазных КЗ.
7.4 защита ЭД от перегрузки.
8. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ.
9. МОЛНИЕЗАЩИТА ПОДСТАНЦИЙ И ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ.
10. развития, углубления и закрепления познаний по дисциплине «Базы электроснабжения горных компаний», получаемых студентами на лекциях и в процессе самостоятельных занятий. Также эта работа приближает студента к настоящим условиям проектирования электроснабжения, дозволяет получить нужные в дальнейшем проф способности.
Содержание дисциплины «Базы электроснабжения горных компаний» служит базой для профилирующих курсов квалификационной специализации по электрификации горного производства (при открытом и подземном методах добычи полезного ископаемого), городского подземного строительства, управлению энергохозяйством компаний.
Главными задачками курсового проектирования являются: закрепление и развитие пройденного материала, приобретенного в процессе исследования дисциплины; формирование проф способностей решения инженерных задач, связанных с будущей проф Деятельностью спеца; развитие основ творческого мышления и способностей отыскивать обоснованные технико-экономические решения; привитие практических способностей внедрения норм и правил проектирования; развитие способностей внедрения современных способов расчета.
Беря во внимание специфику отраслевого нрава, горный инженер по обозначенной специальности должен владеть познаниями, способностями и умениями проектировщика, электромонтажника и наладчика при новеньком строительстве и техническом перевооружении работающего компании, как специалист-эксплуатационник обеспечивать развитие систем электроснабжения и их безаварийную работу.
Система электроснабжения, используя выработанную и получаемую электроэнергию, эксплуатируя различное электротехническое оборудование, обеспечивает хоть какой технологический процесс достаточной и высококачественной электроэнергией, содействуя росту производства.
Особенное внимание в данной работе уделено расчетам, на которых базируется выбор электрооборудования, защите электроустановок от перенапряжений, повреждений и анормальных режимов работы и защиты персонала от поражения электронным током, также технико-экономической оценке рассматриваемых схемных и конструктивных решений.
В процессе использования сетей и электроустановок появляются повреждения и анормальные режимы работы, приводящие к резкому повышению тока и снижения напряжения в элементах системы электроснабжения. В особенности небезопасны недлинные замыкания.
Для обеспечения надежного электроснабжения, предотвращения разрушения оборудования электроустановок и сохранения установочной работы частей нужна возможность резвого отключения покоробленного участка. Для этих целей употребляют особые автоматические устройства в виде релейной защиты, отключающей выключатели.
Одним из главных видов анормальных режимов являются перегрузки. защита от перегрузок осуществляется с выдержкой по времени больше, чем у защиты от КЗ.
При проектировании релейной защиты и автоматики должны учитываться: схемы первичных соединений сетей и подстанций, нужный уровень надежности электроснабжения электроприемников, их режимы работы, включая переходные процессы, технические требования к защите электрооборудования.
Курсовой проект состоит из расчетно-пояснительной записки и графической части, оформляемой в виде чертежа и схем.
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНОЙ НАГРУЗКИ
Расчетная перегрузка компании определяется суммированием расчетных нагрузок отдельных групп электропотребителей с учетом коэффициента разновременности максимумов перегрузки:
где — сумма расчетных активных нагрузок, кВт;
где — суммарная установленная мощность отдельных групп приемников, определяемая перегрузкой на шинах ЦПП (ТП, ГРП) и мощностью всех электропотребителей напряжением до 1кВ; — коэффициент спроса; — коэффициент разновременности максимумов перегрузки отдельных групп приемников, .
Величина коэффициента спроса принимается зависимо от коэффициента использования активной мощности и коэффициента включения приемников . Для (соответствующего для горных компаний) значения приводятся в табл. 1.1.
Таблица 1.1
Кв = 0,8
Ки
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
Кс
0,5
0,6
0,65-0,7
0,75-0,8
0,85-0,9
0,92-0,95
Для группы приемников коэффициент использования активной мощности Ки определяется по формуле:
где n — число электропотребителей в группе приемников;
— средняя мощность группы приемников за более загруженную смену, кВт; — номинальная мощность группы приемников, кВт.
Величине коэффициента использования активной мощности Ки соответствует
— сумма расчетных реактивных нагрузок, квар;
где — тангенс угла сдвига фаз, соответственный средневзвешенному коэффициенту мощности.
Из приобретенных значений находим расчетную нагрузку компании Sp:
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ НАПРЯЖЕНИЯ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Для воздушных линий, питающих горное предприятие, величина напряжения, кВ, определяются по выражению:
где — полная передаваемая мощность компании, кВ•А; — длина ВЛ, км; — число цепей воздушных линий.
Избираем одноцепную ВЛ и рассчитываем напряжение для обеих линий.
С учетом развития компании избираем наиблежайшее большее обычное
3. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Для горных компаний как потребителей первой группы главные понизительные подстанции производятся с 2-мя силовыми трансформаторами. 2-ух трансформаторная подстанция экономна исходя из убеждений обеспечения резервирования.
Производим выбор числа, мощности и типа силового трансформатора:
1. Устанавливаем два трансформатора, т.к. горное предприятие является пользователем I группы.
2. Исходя из общей расчетной перегрузки принимаем установленную мощность трансформатора. Номинальная мощность всякого из их определяется по условию
При всем этом нужно иметь ввиду, что допустимая периодическая перегрузка не обязана превосходить 30%.
Принимаем к установке два трансформатора по 10000 кВ•А типа ТДТН-10000-115/38,5/6,6 (Т — трехфазный; Д — принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла; Т — трехобмоточный; Н — регулирование напряжения под перегрузкой).
Тип
Мощность, кВ•А
Напряжение, кВ
Утраты, кВт
Uкз, %
Ixx, %
ВН
СН
НН
ДPxx
ДPм
ТДТН
10000
115
38,5
6,6
17,0
76,0
10,5; 17,5; 6,5
1,0
Проверяем трансформатор на допустимую перегрузку с учетом вероятного отключения потребителей III группы, т.е.:
Как следует, избранные трансформаторы (ТДТН, 2Ч10000) обеспечивают электроснабжения шахты, как в обычном, так и в аварийном режиме.
Определяем годичные утраты активной и реактивной мощности в силовых трансформаторах ГПП:
где ?Pxx и ?Pм — активные утраты холостого хода и утраты в меди при номинальной перегрузке, кВт, соответственно; — коэффициент загрузки трансформатора; ?Qxx — реактивные утраты холостого хода, величина которых равна току холостого хода трансформатора; ?Qм — реактивные утраты меди, величина которых численно равна напряжению КЗ трансформатора.
Утраты активной и реактивной энергии:
где Тп.а , Тп.р — соответственно число максимумов утрат активной и реактивной мощности.
Тп.а = (0,124 + Тmax.a•10-4)2 •8760, ч;
Тп.р = (0,124 + Тmax.p•10-4)2 •8760, ч,
где Тmax.a ,Тmax.p — соответственно годичное число часов использования максимумов активной и реактивной перегрузки.
Тmax.a = 305•3•6 = 5490 ч; Тmax.p = Тг = 8760 ч.
Тп.а = (0,124 + 5490•10-4)2 •8760 = 3968 ч;
Тп.р = (0,124 + 8760•10-4)2 •8760 = 8760 ч.
?Wa = 17•8760 + 0,562•76•3968 = 209987,52 кВт•ч;
?Wрв = 100•8760 + 0,562•1050•8760 = 2738595 квар•ч;
?WрС = 100•8760 + 0,562•1750•8760 = 3980325 квар•ч;
?WрН = 100•8760 + 0,562•650•8760 = 2029035 квар•ч.
Выбор трансформаторов для питания компании без учета мощности ЦПП, делается аналогично выбору силовых трансформаторов устанавливаемых на вводе компании:
С учетом развития компании устанавливаем два трансформатора типа ТМН-6300-35/6.3 (Т — трехфазный 2-ух обмоточный трансформатор; М — остывание с естественной циркуляцией воздуха и масла; Н — регулирование напряжения под перегрузкой).
Тип
Мощность, кВА
Напряжение, кВ
Утраты, кВт
Uкз, %
Ixx, %
ВН
НН
ДPxx
ДPм
ТМН
6300
35
6,3
8,0
46,5
7,5
0,8
Определяем коэффициент загрузки трансформатора:
Для питания потребителей напряжением U = 0,4 кВ нужно установить трансформаторы с трансформацией напряжения 6/0,4 кВ.
где (для 0,4 кВ).
Избираем два трансформатора ТМ-4000-6/0,4.
Тип
Мощность, кВА
Напряжение, кВ
Утраты, кВт
Uкз, %
Ixx, %
ВН
НН
ДPxx
ДPм
ТМ
4000
6
0,4
5,2
33,5
7,5
0,9
Определяем коэффициент загрузки трансформатора:
4. РАСЧЕТ ВОЗДУШНЫХ И КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
При расчете воздушных и кабельных линий определяют:
Sн — мало допустимое сечение по нагреву;
Sэ — допустимое сечение по экономической плотности тока;
St.c — мало допустимое сечение по тепловой стойкости токам КЗ;
S?U — мало допустимое сечение по потере напряжения;
Sмех — допустимое сечение по механической прочности.
4.1 Выбор сечений жил кабеля и проводов ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) по нагреву
Выбор сечений линий, питающих ГПП, осуществляется по расчетной мощности трансформатора, определяемой на стороне ВН ГПП.
Для выбора сечений жил кабелей либо проводов ВЛ по нагреву определяем расчетный ток:
Определив величину расчетного тока, избираем обычное сечение, соответственное наиблежайшему большему току, зависимо от величины напряжения. Избираем провод марки АС-70 ().
Утраты активной и реактивной мощности в проводах определяются соответственно:
где и — соответственно активное и индуктивное сопротивления полосы.
где и — соответственно активное и индуктивное сопротивление полосы, Ом/км. Зависимо от среднегеометрического расстояния меж проводами фаз (для 110 кВ) избираем .
Сечение, выбранное по нагреву, проверяется по экономической плотности тока, главным аспектом оценки которой является минимум годичных приведенных издержек (МГПЗ), определяемый стоимостью каждогодних утрат электроэнергии в сети; каждогодними расходами на текущий ремонт и сервис сетей, также амортизационными отчислениями.
Финансовая плотность тока выбирается зависимо от материала провода и числа часов использования максимума перегрузки.
Принимаем экономическую плотность тока jэк по ПУЭ-7 для 5000 — 8760 часов использования наибольшей перегрузки и дюралевого провода равной jэк =1,0 А/мм2.
Избираем по таблице большее сечение 70 мм2 (провод марки АС-70).
Производим выбор кабеля для питания ЦПП:
Избираем кабель ЦСКн 3х185-6.
4.2 Расчет сети по потере напряжения
значения утрат напряжений должны быть не наиболее допустимого:
-для ВЛ1:
Данная линия удовлетворяет условию утраты напряжения
1,186 кВ < 5,5 кВ.
-для ВЛ2:
Данная линия удовлетворяет условию утраты напряжения
2,37 кВ < 5,5 кВ.
Таковым образом, обе полосы проходят по потере напряжения, как следует, провод АС-70 подступает для последующих расчетов.
4.3 Расчет проводов на механическую крепкость
Расчет проводов на механическую крепкость делается: а) при большей наружной перегрузке; б) при низшей температуре и отсутствии наружных нагрузок; в) при среднегодовой температуре и отсутствии наружных нагрузок.
Последовательность расчёта на механическую крепкость последующая.
1) Определяются начальные данные для расчёта.
Все данные избираем по ПУЭ — 6, 7:
— регион: Белгородская область;
— номинальное напряжение ВЛ: ;
— марка провода: АС — 70/11;
— район по толщине стены гололёда: III;
— район по высокоскоростному напору ветра: II;
— длина просвета (большая допустимая): lпр =430 м; принимаем l = 180 м;
— температуры: t_= -7,7°С; t+ = 18,4°С; tэ = 10,6°С; tг= -5°С;
— приведенная перегрузка от собственного веса
(для АС-70/11): 1 = даН/(м?мм2);
— высокоскоростной напор ветра (повторяемость 1 раз в 5 лет) q=35 (v=24 м/с);
— толщина стены гололеда с = 10 мм;
— допустимое напряжение в материале провода при гололеде tг
— напряжение при большей перегрузке удоп=27,2 даН/мм2
— допустимое напряжение в материале провода при малой температуре t_:
— допустимое напряжение в материале провода при среднегодовой температуре tЭ:
— модуль упругости: Е=13,4 ? 103 даН/мм2;
— температурный коэффициент линейного удлинения:
б =14,5 ?10-6 1/градус;
— коэффициент неравномерности высокоскоростного напора: б = 0,91;
— поперечник провода АС-70/11: d = 11,4 мм;
— коэффициент лобового сопротивления: Сх = 1,2 — для проводов и тросов
d<20 мм;
— коэффициент упругого удлинения: в = 1/Е =1/(13,4? 103)= 74,6? 10-6
2) Определяются погонные и приведенные перегрузки для принятых сочетаний погодных критерий.
1. Погонная перегрузка от собственного веса:
Суммирование осуществляется по всем проводам и тросам полосы.
2. Погонная перегрузка на провод поперечником d при толщине стены гололёда c определяется:
где с — толщина стены гололёда, м; d — поперечник провода, м.
3. Результирующая погонная перегрузка:
4. Погонная ветровая перегрузка на провод без гололеда:
где Ь — коэффициент неравномерности высокоскоростного напора; — коэффициент лобового сопротивления; сх = 1,1 — для проводов и тросов при d > 20 мм; сх = 1,2 — для проводов и тросов при d < 20 мм; q — высокоскоростной напор, даН/м.
5. Погонная ветровая перегрузка на провод с гололёдом:
6. Погонная перегрузка от веса провода, при действии ветра на провод и отсутствии гололёда:
7. Погонная перегрузка от веса провода, при действии ветра и наличии гололёда:
Приведенные перегрузки:
3) Определяем длины критичных пролетов.
При определении критичных пролетов напряжения в проводах и тросах ВЛ не должны превосходить допустимых значений для последующих режимов:
режим большей перегрузки, имеющий пространство при пятой либо 6-ой композициях расчетных погодных критерий (его характеристики — );
режим низшей температуры при отсутствии наружной перегрузки, соответствующий для третьей композиции погодных критерий ();
режим среднегодовой температуры при отсутствии наружной перегрузки (4-ая композиция — ).
Для всякого из этих режимов определяется критичный просвет.
1-ый критичный просвет — просвет таковой длины, при котором напряжение провода при среднегодовой температуре равно допускаемому значению , а в режиме низшей температуры :
где — приведенная перегрузка от собственного веса проводов;
б — температурный коэффициент линейного удлинения провода; = 1/Е;
E — модуль упругости; иэ — среднегодовая для данного региона температура;
и_ — начальная низшая для данного региона температура; иг — температура образования гололеда (-5 °С); г — приведенная перегрузка от гололеда г = 7
4) По таблице соотношений, определяющих начальные условия, устанавливаем начальный режим.
Начальным для расчета ВЛ на механическую крепкость является режим, при котором напряжение в материале провода равно допускаемому, а в других режимах напряжение меньше допускаемого. Начальный режим зависит от соотношения меж длинами 3-х критичных пролетов и соотношения меж настоящим и критичным просветом.
Соотношение критичных пролётов: l1k — надуманный, ;
соотношение настоящего пролёта с критичным lР > l3k;
характеристики начального режима: .
5) Зная начальный режим, определяем напряжение в материале
провода и допустимую стрелу провеса.
где и — напряжения в низшей точке провода в исходном (до конфигурации погодных критерий) и разыскиваемом (опосля их конфигурации) состояниях, даН/м2, соответственно; l — длина просвета, м; и — надлежащие перегрузки на провод, даН/м2; и — соответственная температура, °С.
Произведем подстановку:
Таковым образом, получаем тока, утрату напряжения в полосы, механическую крепкость получили, что за ранее избранный провод АС — 70/11 проходит по всем условиям, как следует, совсем принимаем провод АС — 70/11.
Рис.1. Стрела провеса и длина просвета.
5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Горное предприятие получат питание от 2-ух источников:
1. Подстанция № 1 ЭС;
2. Подстанция № 2 ЭС.
Энергосистема (ЭС), которая представляет собой комплекс связанных меж собой компаний, производящих, модифицирующих и передающих электронную энергию. ЭС, как правило, является источником неограниченной мощности. Напряжение на шинах такового источника питания фактически остается постоянным в течение всего периода КЗ.
Уровень напряжения наружного электроснабжения компании 110 кВ.
В связи с тем, что горное предприятие является пользователем первой группы, для преобразования напряжения установлены 2 схожих силовых трансформатора марки ТДТН-10000-115/38,5/6,6 с параметрами:
Тип
Мощность, кВА
Напряжение, кВ
Утраты, кВт
Uкз, %
Ixx, %
ВН
СН
НН
ДPxx
ДPм
ТДТН
10000
115
38,5
6,6
17,0
76,0
10,5; 17,5; 6,5
1,0
На сторонах СН трансформаторов ТДТН-10000-115/38,5/6,6 установлены 2 трансформатора ТМН-4000-35/6.3 с техническими чертами:
Тип
Мощность, кВА
Напряжение, кВ
Утраты, кВт
Uкз, %
Ixx, %
ВН
НН
ДPxx
ДPм
ТМН
4000
35
6,3
5,6
33,5
7,5
0,9
Главными пользователи компании являются:
— 4 асинхронных мотора типа АК-13-59-4У4 с параметрами:
Марка
Активная мощность, кВт
Номинальное
напряжение, кВ
Сosцном
АК-13-59-4У4
1000
6
0,9
— 3 синхронных мотора типа СДВ-15-64-10У3 с параметрами:
Марка
Активная мощность, кВт
Номинальное
напряжение, кВ
Сosцном
СДВ-15-64-10У3
1250
6
0,9
— пользователи на 0,4 кВ мощностью Р0.4 = 3100 кВт;
— ЦПП мощностью РЦПП = 9000 кВт.
Структурная схема электроснабжения компании представлена на рис. 2.
Рис 2. Структурная схема электроснабжения.
При расчете токов КЗ определяются последующие величины:
— изначальное
— ударный ток КЗ, нужный для проверки электронных аппаратов, изоляторов, шин на динамическую стойкость;
— наибольшее действующее
—
— действующее
— мощность КЗ при с для проверки выключателей по отключаемой мощности.
Произведем расчет токов КЗ.
1. Избираем базовые величины.
— базовая мощность Sб = 1000 МBA;
— базовое напряжение Uб1 = 115 кB, Uб2 = 38,5 кB, Uб3 = 6,6 кB, Uб4 = 6,3 кB (в качестве базовых напряжений следует выбирать напряжение холостого хода силового трансформатора в точке недлинного замыкания, данные уровни базовых напряжений принимаются для каждой точки КЗ).
2. Составляем первичную схему замещения (рис. 3) и определяем относительные сопротивления её частей.
— сопротивление энергосистемы.
— сопротивление воздушных линий.
где х0 = 0,3 для воздушных одноцепных линий напряжением выше 1 кВ;
— сопротивление понизительных трансформаторов.
Для трехобмоточного трансформатора
;
;
.
1. ;
2. ;
3. .
Находим сопротивление двухобмоточного понижающего трансформатора:
— сопротивление асинхронных движков.
где сверхпереходное сопротивление мотора,
МВ.А.
— сопротивление синхронных движков.
где
Рис. 3. Первичная схема замещения.
3. Расчёт тока КЗ в точке К1.
Преобразуем схему замещения.
Рис. 4. Перевоплощенная схема замещения для точки К1.
Определяем возможность объединения источников питания.
Источники можно соединить, если итог лежит в границах 0,4..2,5.
Источники можно соединить, т.к. 0,558 попадает в пределы 0,4..2,5 .
Получаем схему замещения:
Потому что , пользуемся расчётными кривыми.
Определяем базовый ток:
Повторяющаяся слагающая тока КЗ для всех моментов времени:
Токи трёхфазного недлинного замыкания.
Повторяющаяся составляющая:
Ударный ток КЗ:
где = 1,8 — ударный коэффициент.
Наибольшее действующее
ток отключения:
где по кривым для
Установившийся ток КЗ:
где по кривым для
Мощность КЗ:
4. Расчёт тока КЗ в точке К2.
Для расчёта тока КЗ в точке К2 преобразуем схему (рис. 5).
Преобразуем схему замещения трехобмоточного трансформатора из звезды в треугольник:
;
;
.
Сопротивление воздушных линий:
Рис. 5. Схема замещения для точки К2.
Сопротивление цепи со стороны п/с ЭС:
где
Рис. 6. Перевоплощенная схема замещения для точки К2.
Так как сопротивление потребителей, питаемых от шин ГПП больше трёх, то можно соединить эти источники, подпитывающие точку КЗ К2.
Суммарное сопротивление цепи со стороны питания:
Базовый ток:
Потому что >3, то токи КЗ в точке К2:
Мощность КЗ в точке К2:
5. Расчёт токов КЗ в точке К3.
Сопротивление воздушных линий:
Сопротивление цепи со стороны п/ст ЭС:
где
Рис. 7. Перевоплощенная схема замещения для точки К3.
Так как сопротивление потребителей, питаемых от шин ГПП больше трёх, то можно соединить эти источники, подпитывающие точку КЗ (К3).
Суммарное сопротивление цепи со стороны питания:
Базовый ток
Потому что >3, то ток КЗ в точке К3:
Мощность КЗ в точке КЗ:
6. Расчёт токов КЗ в точке К4.
Для расчёта тока КЗ в точке К4 преобразуем схему (рис. 8).
Сопротивление воздушных линий:
Сопротивление двухобмоточных трансформаторов:
Сопротивление цепи со стороны п/ст ЭС:
где
Так как сопротивление потребителей, питаемых от шин ГПП больше трёх, то можно соединить эти источники, подпитывающие точку КЗ (К4).
Их общее сопротивление:
Рис. 8. Схема замещения для точки К4.
Так как сопротивление веток и больше 3-х, то может быть объединение источников питания.
Суммарное сопротивление цепи со стороны питания:
Суммарное сопротивление движков:
Проверим, можно ли пренебречь источниками наименьшей мощности.
Условия проверки:
Движками третировать недозволено.
Потому что и больше 3, то источники можно соединить. В этом случае:
Базовый ток:
Потому что >3, то ток КЗ в точке К4:
Мощность КЗ в точке К4:
7. Итоговые значения расчетов токов КЗ.
Точки КЗ
It=0, кА
It=0.2, кА
It=?, кА
iу, кА
Iу, кА
S0.2, МВА
К1
6,33
5,52
6,93
16,06
10,2
1098,2
К2
1,79
1,79
1,79
4,54
2,88
119,22
К3
0,943
0,943
0,943
2,39
1,52
10,76
К4
4,8
4,8
4,8
12,18
7,74
52,32
напряжение электроснабжение ток замыкание
6. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ, ИЗОЛЯТОРОВ И ШИН
Все электронные аппараты, изоляторы, шины выбираются по номинальному напряжению, номинальному току и проверяются на электродинамическую и тепловую стойкость.
6.1 Выбор и проверка выключателей напряжением выше 1 кВ
Выбор выключателей осуществляем исходя из критерий:
Избираемая и проверяемая величина
Обозначение
Формулы для выбора и проверки
Номинальное напряжение, кВ
Uном.а
Uном.а ? Uном.у
Номинальный ток, А
Iном.а
Iном.а ? Ip.max
Номинальный ток отключения, кА
Iном.от
Iном.от ? Ip.от
Номинальная мощность отключения, кВ-А
Sном.от
Sном.от ? S0.2
Допустимый ударный ток КЗ, кА
iдин
iдин ? I(3)у.расч
ток тепловой стойкости, кА
Iтc
It ? I?
Избираем для установки на ОРУ-110 кВ выключатели
типа МКП-110Б-630-20У1.
Избираем для установки на ОРУ-35 кВ выключатели типа С-35М-630-10.
На стороне 6,6 кВ (на стороне ЦПП) принимаем КРУ
типа КМ1Ф-6-20У3.
На стороне 6,3 кВ (на стороне потребителей поверхности) принимаем КРУ типа КМ1Ф-6-20У3.
6.2 Выбор и проверка разъединителей
Выбор разъединителей осуществляем исходя из критерий:
Избираемая и проверяемая величина
Обозначение
Формулы для выбора и проверки
Номинальное напряжение, кВ
Uном.а
Uном.а ? Uном.у
Долгий номинальный ток, А
Iном.а
Iном.а ? Ip.max
Допустимый ударный ток КЗ, кА
iдин
iдин ? I(3)у.расч
ток тепловой стойкости, кА
Iтc
It ? I?
Избираем для установки на ОРУ-110 кВ разъединители типа РНД(3)-110/1000.
Избираем для установки на ОРУ-35 кВ разъединители
типа РНД(3)-35/1000.
6.3 Выбор и проверка изоляторов и шин
Все изоляторы выбираются по номинальному напряжению, роду установки и допустимой механической перегрузки. Проходные изоляторы добавочно выбирают по номинальному току, проверяются на электродинамическую и тепловую стойкость.
Выбор шин и изоляторов на стороне потребителей поверхности.
Определим ударную нагрузку при трехфазном токе КЗ:
где — длина просвета меж изоляторами, см; — расстояние меж шинами, см.
Избираем опорный изолятор типа ОФ-6-375.
Избираем проходной изолятор типа П-10/630-750.
Сечение шин выбирают по нагреву, долгим наибольшим токам перегрузки и инспектируют на электродинамическую и тепловую стойкость к токам КЗ, также на устойчивость к механическим усилиям, возникающим в шинах от собственных колебаний.
За ранее принимаем дюралевые шины 100×8 однополосные.
Проверка на продолжительно допустимый ток:
где — поправочный коэффициент при расположении шин плашмя, принимается равным 0,95; — поправочный коэффициент для многополосных шин, принимаем равным 1 для однополосных шин; — поправочный коэффициент для шин при температуре окружающей среды, хорошей от +25°С (для t = +20°С, ); — продолжительно допустимый ток для одной полосы при температуре шины , температуре окружающей среды .
Проверка на динамическую стойкость:
где — расчетное напряжение в шине; — допустимое напряжение в шине.
порядок определения :
а) определим ударную нагрузку при трехфазном токе КЗ:
б) определим изгибающий момент (при числе пролётов больше 2-ух):
в) определим момент сопротивления (при установке шин плашмя):
где b и h — соответственно толщина и ширина шины, см;
г) определяем расчетное сопротивление на извив:
Сравниваем приобретенное ток:
Проверка на динамическую стойкость:
Порядок определения :
а) определим ударную нагрузку при трехфазном токе КЗ:
б) определим изгибающий момент (при числе пролётов больше 2-ух):
в) определим момент сопротивления (при установке шин плашмя):
г) определяем расчетное сопротивление на извив:
Сравниваем приобретенное 25,19 < 65 (алюминий АТ).
Определим малое сечение шин по условию тепловой стойкости:
Проверяем шины на тепловую стойкость по условию:
6.4 Выбор и проверка трансформаторов тока
Трансформаторы тока выбирают:
1) по номинальному напряжению
2) по первичному номинальному току ;
при питании от массивных энергосистем для обеспечения стойкости к динамическим действиям тока КЗ принимают ;
3) по роду установки;
4) по классу точности: при всем этом учитываются тип и предназначение присоединяемых устройств;
5) по вторичной перегрузке
где — допустимая (номинальная) перегрузка вторичной обмотки ТТ;
— расчетная перегрузка вторичной обмотки ТТ в обычном режиме;
где — номинальный ток вторичной обмотки (по каталогу); — полное допустимое сопротивление наружной цепи;
где — сумма сопротивлений поочередно включенных обмоток устройств и реле; — допустимое сопротивление соединительных проводов; — сопротивление контактов, .
Рассчитаем допустимое сопротивление соединительных проводов. Наибольшая длина соединительных проводов ; малое рекомендуемое сечение для дюралевого провода , удельное сопротивление .
Для ТТ, расположенных при понизительных силовых трансформаторах, во вторичной цепи употребляются амперметр, ваттметр, варметр, счетчик активной энергии. Сопротивления устройств: амперметра — 0,02 Ом; вольтметра — 0,08 Ом; ваттметра — 0,08 Ом; варметра — 0,32 Ом; счетчика ватт-часов — 0,48 Ом.
Определим полное допустимое сопротивление цепи понизительных силовых трансформаторов:
Для напряжения 110 кВ.
Избираем трансформатор тока ТФНД-110-100/5.
Для напряжения 35 кВ.
Избираем трансформатор тока ТФЗМ35Б-I.
Для напряжения 6 кВ (на стороне ЦПП).
Избираем трансформатор тока ТПОЛ-10. Для обеспечения номинальной мощности во вторичной цепи нагрузку распределяем по двум обмоткам ТТ.
Для напряжения 6 кВ (на стороне потребителей поверхности).
Избираем трансформатор тока ТПОЛ-10. Для обеспечения номинальной мощности во вторичной цепи нагрузку распределяем по двум обмоткам ТТ.
Проверка избранных трансформаторов осуществляется в последующей последовательности.
1. Определяется расчетный первичный ток.
где — наибольший ток, проходящий через ТТ при КЗ в таковых точках защищаемой сети, где повышение погрешности ТТ сверх допустимой может вызвать срабатывание защиты; — коэффициент, учитывающий воздействие переходных действий на быстродействующие защиты.
Для токовой отсечки и очень токовых защит с независящей выдержкой времени:
где — вторичный ток срабатывания защиты; — коэффициент трансформации ТТ; 1,1 — коэффициент, учитывающий вероятное уменьшение вторичного тока на 10% из-за погрешностей ТТ; — коэффициент схемы.
Коэффициент принимается для дифференциальных защит с БНТ (быстронасыщающийся трансформатор) .
ток срабатывания защиты определяется как:
где — коэффициент надёжности отстройки; — номинальный ток силового трансформатора;
где — расчётный ток небаланса;
где — ток небаланса, определяемый погрешностями ТТ;
где — коэффициент однотипности работы, при токах хороших от номинальных , а при токах, близких к номинальным ; =0,1 — погрешность ТТ;
— расчетный ток небаланса, определяемый конфигурацией коэффициента трансформации защищаемого трансформатора:
2. Определяется расчётная кратность первичного тока.
3. По кривым 10%-ной кратности для данного типа ТТ и данного коэффициента трансформации по расчётной кратности определяется допустимая перегрузка на вторичную обмотку ТТ.
4. Сравниваются фактическая и допустимая перегрузки.
Для напряжения 110 кВ.
Трансформатор тока ТФНД-110 избран верно.
Для напряжения 35 кВ.
Трансформатор тока ТФЗМ35Б-I избран верно.
Для напряжения 6 кВ (на стороне ЦПП).
Трансформатор тока ТПОЛ-10 избран верно.
Для напряжения 6 кВ (на стороне потребителей поверхности).
Трансформатор тока ТПОЛ-10 избран верно.
6.5 Выбор и проверка трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения выбирают:
1. по номинальному напряжению;
2. по классу точности: класс точности ТН описывает питаемый от него устройство с высшим классом точности;
3. по роду установки и конструкции;
4. по схеме соединения обмоток.
Инспектируют ТН по вторичной перегрузке присоединенных устройств:
где — номинальная мощность ТН в принятом классе точности;
— расчетная вторичная перегрузка ТН.
где — полная суммарная мощность устройств, присоединенных к ТН. Мощность устройств: вольтметр — 2 ВА, ваттметр — 2 ВА, варметр — 2 ВА, фазометр — 5 ВА, счетчик ватт-часов — 2,5 ВА.
В случае незначимого расхождения устройств можно принять
Для установки на напряжение 110 кВ принимаем трансформатор типа НКФ-110-57 с техническими чертами:
класс точности 0,5.
Для установки на напряжение 35 кВ принимаем трансформатор типа ЗНОМ-35-65 с техническими чертами:
класс точности 0,5.
Принимаем трансформатор для установки на напряжение 6 кВ типа НТМИ-6-66У3 с техническими чертами:
класс точности 0,5.
7. ВЫБОР И РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
7.1 защита трансформаторов
Действие токовой отсечки трансформатора определяется тем, что при КЗ со стороны источника питания ток КЗ существенно больше, чем при КЗ со стороны перегрузки:
где — наибольший ток КЗ за трансформатором;
— коэффициент надежности отстройки (для реле типа РТ — 40 ).
Коэффициент чувствительности отсечки:
Коэффициент чувствительности должен быть . Трансформатор не проходит по токовой отсечке, потому рассчитаем продольную дифференциальную защиту силового трансформатора ТМН-4000-35/6,3.
Принимаем в качестве исполнительного реле ДЗТ-11. В качестве устройства регулирования напряжения РПН ±8×1,25% в нейтрали ВН.
Произведем расчет.
1. Первичные токи со стороны ВН и НН защищаемого трансформатора:
2. Вторичные токи в плечах защиты:
3. Определяем первичный ток срабатывания реле защиты из условия отстройки от броска тока намагничивания:
4. Расчётный ток срабатывания реле, приведенный к стороне ВН:
5. Число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны ВН:
Принимаем .
6. Число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны НН:
Принимаем число витков .
7. Число витков тормозной обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны НН:
Из ряда чисел 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13, 18, 24 избираем по условию число витков тормозной обмотки .
8. Малое согласовании с уровнем напряжения на отпайках РПН.
При нулевой отпайке РПН трансформатора:
Потому что спектр регулирования РПН ±8×1.25%, то напряжение на последней отпайке
9. Малое 7.2 защита от перегрузки
Так как перегрузка трансформаторов обычно симметричная, то защиту делают при помощи очень токовой защиты, включенной на ток одной фазы — со стороны основного питания.
ток срабатывания защиты (ТДТН — 10000 — 115/38,5/6,6):
где — коэффициент надежности (1,05); — коэффициент схемы; — коэффициент возврата реле (0,8); — номинальный ток обмотки трансформатора, где установлена защита; — коэффициент трансформации трансформатора тока.
Ток срабатывания защиты (ТМН — 4000 -35/6,3):
7.3 защита ЭД от многофазных КЗ
Для защиты ЭД мощностью до 5000 кВт употребляется наибольшая токовая отсечка, выполняемая реле прямого деяния, интегрированным в привод выключателя. Отсечка производится с независящими токовыми реле.
защита АД от многофазных КЗ.
Ток срабатывания отсечки:
где — для схем с 2-мя ТТ и токовыми реле прямого деяния;
— для реле типа РТ-40, работающего через промежуточное реле;
— пусковой ток АД.
Защита СД от многофазных КЗ.
ток срабатывания отсечки:
7.4 Защита ЭД от перегрузки
Предприятие, к которому осуществляется расчет электроснабжения, является горным и в собственном технологическом процессе может содержать перегрузки, потому, рассчитаем ток срабатывания защиты.
Защита АД от перегрузки:
где — коэффициент надежности; — коэффициент возврата реле.
защита СД от перегрузки:
8. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ
1. Сопротивление заземляющего устройства без компенсации ёмкость токов:
где — расчетное напряжение на заземляющем устройстве по отношению к земле, В. Принимается равным 125 В, если заземляющее устройство употребляется для установок напряжением до и выше 1 кВ. Для заземляющих устройств, к которым не присоединены компенсирующие аппараты, расчетный ток можно принять .
2. Сопротивление центрального заземляющего контура рассчитывается из условия, что сопротивление заземляющей сети .
3. Определим сопротивление растеканию одиночного заземлителя:
а) трубчатого
где — удельное сопротивление грунта (принимаем для чернозема); — повышающий коэффициент для разных погодных зон, ; — длина трубы либо стержня, см; — поперечник длины либо стержня, заглубленного в грунт, см; — расстояние от поверхности земли до середины заземлителя, см.
Принимаем длину вертикального заземлителя (трубы) равной 300 см, поперечник — 1,5 см.
где — расстояние от поверхности земли до заземлителя.
б) сопротивление растеканию полосового заземлителя, уложенного на глубину :
где — ширина полосы, м; — глубина заложения полосы:
— длина полосы:
где — расстояние меж электродами, — число электродов.
4. Определяется нужное число трубчатых заземлителей:
где — сопротивление растеканию одиночного заземлителя; — сопротивление заземляющего контура; — коэффициент экранирования.
5. Определяется общее сопротивление заземляющего контура
где и — коэффициенты использования вертикальных и горизонтальных заземлителей соответственно (7 вертикальных электродов по контуру c отношением ).
6. Определяем напряжение прикосновения при расчетном сопротивлении заземления:
При времени деяния защиты наименее 0,2 с допустимое напряжение прикосновения:
9. МОЛНИЕЗАЩИТА ПОДСТАНЦИЙ И ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ
Разрядники служат для ограничения атмосферных и внутренних перенапряжений.
Вентильные разрядники предусмотрены для защиты от перенапряжений изоляции трансформаторов и аппаратуры напряжением выше 1 кВ, подстанций и электронных машин. Защитные свойства разрядников должны соответствовать уровням изоляции защищаемого оборудования. Трубчатые разрядники предназначаются для защиты линейной изоляции и являются вспомогательными в схемах защиты подстанций.
Избираем вентильные разрядники.
Для ОРУ — 110 кВ избираем разрядник РВС-110М.
Ном.
напряж., кВ
Доп.
напряж., кВ
Пробивное напр., кВ
Импульсное напряж., кВ
Остающ. напр., кВ при импульсн. токе с ампл.
не наименее
не наиболее
3000
5000
10000
110
100
200
250
285
315
335
367
Для напряжения 35 кВ избираем разрядник РВС-35.
Ном.
напряж., кВ
Доп.
напряж., кВ
Пробивное напр., кВ
Импульсное напряж., кВ
Остающ. напр., кВ при импульсн. токе с ампл.
не наименее
не наиболее
3000
5000
10000
35
40,5
78
98
125
122
130
143
Для напряжения 6 кВ избираем разрядник РВС-15.
Ном.
напряж., кВ
Доп.
напряж., кВ
Пробивное напр., кВ
Импульсное напряж., кВ
Остающ. напр., кВ при импульсн. токе с ампл.
не наименее
не наиболее
3000
5000
10000
15
18
38
48
67
57
61
67
Выбор трубчатых разрядников создают по номинальному напряжению и по пределам токов отключения:
где и — верхний и нижний пределы токов, отключаемых разрядников данного тока; — действующее значение трехфазного тока КЗ, умноженное на коэффициент , учитывающий апериодическую слагающую тока ( — для понизительных подстанций; — для генерирующих станций); — действующее
Для напряжения 110 кВ:
Избираем разрядник типа РТВ-110-2,5/12,5У1.
Ном. напряж., кВ
Наибольшее
доп. напр., кВ
ток откл., кА
Размеры искрового промежутка, мм
Нижний предел
Верхний предел
Внешн. S2
Внутр. S1
110
100
2,5
12,5
300
350
Для защиты площади ОРУ либо открытой подстанции используют четыре молниеотвода, зона защиты которых определяется выражением
где — диагональ четырехугольника, по углам которого инсталлируются молниеотводы; — высота молниеотвода; — высота защищаемого объекта.
Принимаем для молниезащиты молниеотводы типа СМ-20 по углам открытого распредустройства 110 кВ. Высоту ОРУ принимаем 6,0 м, длину — 70 м, ширину — 50 м, тогда диагональ будет равна
Принимаем молниеотвод СМ-20 высотой 20 м, тогда
При молниезащите ВЛ 110 кВ используем тросовые молниеотводы. В качестве грозозащитного троса используем металлической трос марки ТК сечением 50 мм2. Зона защиты одиночного тросового молниеотвода определяется по формуле:
Зона защиты перекрывает расстояние меж проводами 5 м.
Рис. 9. Схема расположения молниеотводов.
10. компании; , — тангенс угла до компенсации, соответственный средневзвешенному коэффициенту мощности за год, и опосля компенсации.
Избираем конденсаторы типа УКЛ56-6,3-450У3.
Тип
Номинальная мощность, квар
Номинальное напряжение, кВ
количество ступеней
Габаритные размеры, мм
Масса, кг
Основание
высота
длина
ширина
УКЛ56-6,3-450У3
450
6,3
1
2210
820
1600
570
Определяем количество конденсаторов:
где — мощность 1-го
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Плащанский Л.А.. Базы электроснабжения горных компаний. Пособие по курсовому и дипломному проектированию. — М.: Издательство МГГУ, 2005.
2. Плащанский Л.А.. Базы электроснабжения горных компаний. Учебник для вузов. — М.: Издательство МГГУ, 2005.
3. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электронная часть элекстростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.: ил.
5. Правила устройства электроустановок. ПУЭ./Москва. — 7-е издание. Энергоатомиздат, 2010. — 746 с.: ил.
]]>