(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование электрооборудования смолоперерабатывающего цеха
Введение
Работа всех отраслей индустрии в истинное время неразрывно связана с внедрением электроэнергии, получаемой от электронных станций. Все обширнее применяется электроэнергия на транспорте, в сельском хозяйстве, в быту — для освещения, кондиционирования воздуха и др.
Остановимся на неких принципиальных особенностях электроэнергетики применительно к системам электроснабжения промышленных компаний.
1. Одновременность действий производства, распределения и употребления электроэнергии приводит к тому, что недозволено произвести электроэнергию, не имея потребителей для нее: выработка электроэнергии агрессивно определяется потреблением и напротив. При всем этом необходимо подчеркнуть, что преобразование, распределение и потребление электроэнергии на всех уровнях системы электроснабжения происходит с потерями, которые нужно учесть.
2. Быстрота протекания переходных действий просит неотклонимого внедрения в системе электроснабжения особых автоматических устройств. Основное предназначение этих устройств — обеспечение функционирования системы электроснабжения, заключающееся в передаче электроэнергии от источника к месту употребления в нужном количестве и соответственного свойства.
3. Технологические индивидуальности промышленных компаний разных отраслей индустрии заключаются в неравномерности процесса производства, развитии и изменении технологического процесса, увеличении электроемкости, обуславливают различия в принимаемых проектных решениях по системам электроснабжения, к примеру, в части обеспечения надежности электроснабжения, гибкости схемы, внедрения определенных изделий электротехнической индустрии.
Приведенные индивидуальности разрешают разглядывать электроснабжение компании как самостоятельную подсистему в системе производства.
1. Определение расчетных электронных нагрузок
1.1 Определение расчетной электронной перегрузки отделения кристаллизации нафталина
Расчетная силовая перегрузка определяется по способу упорядоченных диаграмм. Для этого электроприемники разбиваются на две соответствующие группы:
а) электроприемники с переменным графиком перегрузки (Ки<0,6).
б) электроприемники с фактически неизменным графиком перегрузки (Ки ? 0,6).
При расчетах электронных нагрузок будем употреблять таблицу 1.1.
Средняя активная перегрузка за более загруженную смену для личного электроприемника определяется по формуле:
Pсм = Ки· Рном, [кВт]; (1.1)
Pсм = 0,14 · 27,8 = 4 (кВт); (1.2)
Средняя реактивная перегрузка за более загруженную смену для личного электроприемника определяется по формуле:
Qсм = Pcм · tgj, [кВАр];
Qсм = 4· 1,33 = 5,32 (кВАр);
где Рном — суммарная номинальная активная мощность рабочих электроприемников;
Ки — коэффициент использования активной мощности;
tgj — принимается по соответственному значению коэффициента мощности.
Средневзвешенный коэффициент использования определяется по формуле:
Ки ср = (1.3)
где ?Рсм — суммарная средняя активная перегрузка за более загруженную смену группы электроприемников, кВт;
?Рном — суммарная установленная мощность группы электроприемников, кВт.
Для приемников группы А определим действенное число электроприемников n э:
а) при быть может определено по формуле:
, (1.4)
где — номинальные активные мощности большего и меньшего электроприемников в группе;
б) при действенное число ЭП определяется при помощи кривых либо таблицы [3];
в) при m3 и любом значении допускается принимать = n, где n — начальное число ЭП. При определении величины могут быть исключены из расчета те меньшие ЭП группы, суммарная номинальная мощность которых не превосходит 5% суммарной мощности всей группы (при всем этом число исключенных ЭП не учитывается также и в величине n).
Для нашего варианта nэ = 4.
Коэффициент максимума активной мощности определяется по кривым зависимо от средневзвешенного коэффициента использования ки. ср и действенного числа электроприемников nэ. При Ки.ср = 0,22 и n э = 4 коэффициент максимума равен Км = 2,32.
Расчетная активная Рм и реактивная Qм мощности группы электроприемников с переменным графиком перегрузки определяется из выражений:
Рм = Км · Рсм = 2,32 · 19 =44,8, [кВт] (1.5)
Qм =1,1 Qсм = 1,1 · 35,02 =38,5, [кВар], при nэ <10;
Для электроприемников группы Б с фактически неизменным графиком перегрузки расчетная активная и реактивная мощность принимается равной средней за более загруженную смену.
Рм = Рсм = 647, [кВт]
Qм = Qсм = 468,7, [кВар]
Расчетная перегрузка осветительных приемников цеха определяется по установочной мощности и коэффициенту спроса:
Рро = Ксо · Рно = 0,95 · 92 = 88,3, [кВт] (1.6)
Рно = Руд.о Fц = 0,017 ·2734,4 · 2 = 92, [кВт] (1.7)
где Ксо = 0,95 — коэффициенту спроса для производственных спостроек состоящих из отдельных больших пролетов;
Руд.о = 0,017, [кВт/м2] — удельная плотность осветительной перегрузки;
Fц = 2734,4, [м2] — площадь цеха (определяется по генплану).
1.2 Определение расчетной перегрузки смолоперерабатывающего цеха
Расчет электронных нагрузок завода определяем по способу коэффициента спроса.
Расчетная полная мощность цеха определяется по расчетным активным и реактивным перегрузкам цехов (до и выше 1000 В) с учетом расчетной перегрузки освещения цехов и местности компании, утрат мощности в трансформаторах цеховых подстанций и ГПП и утрат в высоковольтных линиях.
Расчетная перегрузка (активная и реактивная) силовых приемников отделений (не считая рассмотренного) определяются из соотношений:
Рр = КсРн; (1.8)
Qp = Pptgj, (1.9)
где Рн — суммарная установленная мощность всех приемников отделения;
Кс — коэффициент спроса, принимаемый по справочным данным табл (л);
tgj — принимается по соответственному значению коэффициента мощности.
Расчет осветительной перегрузки схож расчету осветительной перегрузки отделения. Но в данном случае плотность перегрузки на единицу площади берется 10 — 20 Вт/м2, а коэффициент спроса по осветительной перегрузке Ксо = 0,6 — 1,0, зависимо от производственного строения.
Приемники напряжением выше 1000В учитываются раздельно. Расчетная активная и реактивная мощности групп приемников выше 1000В определяется по выше приведенным формулам.
1.3 Определение суммарной перегрузки смолоперерабатывающего цеха в целом
Электроприемники до 1000 В: Электроприемники выше 1000 В:
=7048,5 кВт; =1200 кВт;
=6676 кВАр; =600 кВАр;
=470,96 кВт.
Расчетная мощность компании на шинах напряжением до 1000 В за очень загруженную смену:
(1.10)
Потому что трансформаторы цеховых подстанций и распределительная сеть 10 кВ еще не выбраны, то приближенно утраты мощности в их можно найти из выражений:
кВт; (1.11)
кВар; (1.12)
кВт. (1.13)
Суммарные расчетные активная, реактивная и полная мощности, приведенные к шинам 10 кВ ГПП, определяются из выражений:
(1.14)
кВар, (1.15)
где kp.м — коэффициент разновременности максимумов перегрузки отдельных групп электроприемников, характеризующий смещение максимума отдельных ЭП во времени, что вызывает понижение суммарного графика перегрузки по сопоставлению с суммой максимумов отдельных ЭП либо групп ЭП, принимаемый в границах 0,9-0,95;
кВА. (1.16)
Потому что трансформаторы главной понизительной подстанции еще не выбраны, то приближенно утраты мощности в их можно найти из выражений:
кВт; (1.16)
кВар. (1.17)
Наибольшее сеть компании в режиме больших активных нагрузок энергосистемы:
кВар, (1.18)
где б — расчетный коэффициент, соответственный средним условиям передачи реактивной мощности по сетям системы к пользователям, с учетом издержек на утраты мощности и энергии в разных объединенных энергетических системах:
для Сибири a = 0,24 при Uном = 35 кВ;
a = 0,29 при Uном = 110 кВ;
a = 0,40 при Uном = 220 кВ.
Мощность компенсирующих устройств:
кВар. (1.19)
Полная расчетная мощность компании со стороны высшего напряжения трансформаторов ГПП определяется:
(1.20)
Рис. 1.1. Схема компенсации реактивной мощности
2. Картограмма нагрузок и определение центра электронных нагрузок
Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генплане цеха площади, ограниченные кругами, которые в определенном масштабе соответствуют расчетным перегрузкам отделений.
Радиусы окружностей для всякого отделения определяются из выражения:
, (2.1)
где Spi — расчетная полная мощность i-го отделения с учетом освещения, кВА;
m — масштаб для определения площади круга, кВА/мм2 (неизменный для всех отделений).
Принимаем m=4, кВА/мм2.
Осветительная перегрузка наносится в виде сектора круга, изображающего нагрузку до 1000 В. Угол сектора (б) определяется из соотношения полных расчетных (Spi) и осветительных нагрузок (Рр.о.) отделений:
(2.2)
Для построения картограммы нагрузок употребляется таблица 2.1, приведенная ниже.
к примеру:
==5,7 мм;
На генплане произвольно наносятся оси координат и определяются значения Xi и Yi для всякого отделения.
Координаты центра электронных нагрузок месторождения X0 и Y0 определяются по формуле:
(2.3)
км;
км.
Генплан цеха с картограммой нагрузок показан на рисунке 2.1.
Таблица 2.1. Расчетные данные для построения картограммы нагрузок
N цеха по генплану
Spi,
кВА
Рро,
КВт
r,
мм
a,
град
xi,
мм
yi,
мм
SpiЧxi,
кВАЧм
SpiЧyi,
кВАЧм
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Пользователи 0,38 кВ
1
409,5
11,793
5,7
10,368
22,5
130
9213,661
53234,48
2
315,18
21,216
5
24,232
22,5
150
7091,694
47277,96
3
332,74
51,105
5,1
55,29
42,5
178
14141,85
59229,39
4
407,9
9,828
5,6
8,6737
97
180
39566,79
73422,9
5
265,65
3,9312
4,5
5,3273
120
182
31878,65
48349,29
6
610,23
12,729
6,9
7,5097
135
177
82381,25
108011
7
778,4
39,936
7,8
18,469
165
179
128436,7
139334,3
8
448,8
26,208
5,9
21,018
71
150
31870,43
67331,9
9
383,46
27,846
5,5
26,142
128
150
49083,02
57519,16
10
406,77
8,424
5,6
7,4554
123
134
50032,78
54507,26
11
822,5
31,824
8,09
13,928
76
104
62510,87
85541,19
12
87,46
11,79
2,6
48,539
128
105
11196,03
9184,242
13
371,7
26,676
8,7
25,837
70
75
26017,99
27876,42
14
953,5
27,846
5,43
10,513
130
90
123958
85817,09
15
304,7
5,8968
4,9
6,9661
115
70
35044,87
21331,66
16
1076,7
35,802
9,25
11,970
70
49
75368,22
52757,75
17
305,9
7,4256
4,9
8,7367
115
54
35186,89
16522,54
18
771,15
39,78
7,8
18,570
150
53
115673
40871,14
19
273,9
3,6855
4,67
4,8423
55
36
15069,65
9863,771
20
344,2
11,793
5,23
12,335
58
24
19962,26
8260,244
21
312,3
20,475
4,98
23,605
25
97
7806,351
30288,64
22
116,5
34,944
3,04
108,03
128
23
14904,94
2678,231
Пользователи 10 кВ
22
848.5
—
8,21
—
128
23
108608
19515,5
Итого
10947,85
—
—
—
—
—
1095004
1118726
3. Схема наружного и внутрипроизводственного электроснабжения цеха
3.1 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций
При установке на больших промышленных предприятиях группы цеховых трансформаторов их номинальная мощность определяется плотностью перегрузки и выбирается, как правило, схожей для всей группы. Удельная плотность перегрузки определяется по формуле:
(3.1)
Примем Sном тр = 1600 кВА (табл. 2. 5,3).
Мало вероятное число трансформаторов цеховых ТП:
(3.2)
где bТ — коэффициент загрузки трансформаторов в обычном режиме (принимается 0,7).
Полученную величину округляем до наиблежайшего большего целого числа, принимаем N = 8 трансформаторов. Опосля выбора числа и мощности цеховых трансформаторов распределяют активные перегрузки цехов меж ними умеренно.
Активная перегрузка на один трансформатор:
(3.3)
Определим число трансформаторов для установки в цехах компании:
; (3.4)
Для классификации расчётов, представим приобретенные числа трансформаторов, устанавливаемые в любом цехе в виде таблицы 3.1.1.
Пример:
Потому что получаются дробные числа, то нужно соединить перегрузки ближайших цехов:
Таблица 3.1.2. Распределение электронных нагрузок по пт питания
№ п/п
Наименование пт питания
Пользователи электроэнергии
пространство расположения пт питания на генплане
Примечание
1
2
3
4
5
1
ТП-1
Цеха №1, №2, №3
Цех №1
2
ТП-2
Цеха №4, №5, №6, №7, №8, №9
Цех №4
3
ТП-3
Цеха №10, №11, №12, №13, №14
Цех №14
4
ТП-4
Цеха №15, №16, №17,
№18, №19, №20, №22
Цех №22
7
РУ-4
Цех №22
Цех №22
Пользователи выше 1 кВ
3.2 Сравнение вариантов и выбор рационального числа трансформаторов на цеховых трансформаторных подстанциях с учетом компенсации реактивной мощности
электронный перегрузка смолоперерабатывающий трансформатор
Мероприятия, проводимые по компенсации реактивной мощности эксплуатируемых либо проектируемых электроустановок потребителей, могут быть разбиты на последующие три группы:
* не требующие внедрения компенсирующих устройств;
* связанные с применением компенсирующих устройств;
* допускаемые в виде исключения.
Крайние два мероприятия должны обосновываться технико-экономическими расчетами и используются при согласовании с энергосистемой.
Мероприятия, не требующие внедрения компенсирующих устройств:
1. упорядочение технологического процесса, ведущее к улучшению энергетического режима оборудования и к увеличению коэффициента мощности;
2. переключение статорных обмоток АД напряжением до 1000 В с треугольника на звезду, если их перегрузка составляет наименее 40%;
3. устранение режима работы АД без перегрузки методом установки ограничителей холостого хода;
4. подмена, перестановка и отключение трансформаторов, загружаемых в среднем наименее чем на 30% от их номинальной мощности;
5. подмена малонагруженных движков наименьшей мощности при условии, изъятие лишней мощности тянет за собой уменьшение суммарных утрат активной энергии в энергосистеме и движке;
6. подмена АД на СД той же мощности, где это может быть по технико-экономическим суждениям;
7. применение СД для всех новейших установок электропривода, где это приемлемо по технико-экономическим суждениям.
Мероприятия, связанные с применением компенсирующих устройств:
1. установка статических конденсаторов;
2. внедрение СД в качестве компенсаторов.
Мероприятия по увеличению коэффициента мощности, допускаемые в виде исключения:
1. внедрение имеющихся на предприятиях синхронных генераторов в качестве синхронных компенсаторов;
2. синхронизация асинхронных движков, при этом она допускается при перегрузке на валу не выше 70% от номинальной мощности и соответственном технико-экономическим обоснованием.
Электронная сеть представляет собой единое целое, и верный выбор средств компенсации для сетей промышленного компании напряжением до 1000 В, также в сети 6-10 кв., можно выполнить лишь при совместном решении задачки. На промышленных предприятиях главные пользователи реактивной мощности присоединяются к сетям до 1000 В.
сеть до 1000 В со стороны сети напряжением 6-10 кВ от СД, БК, от генераторов ТЭЦ либо сети энергосистемы. Источники реактивной мощности (ИРМ) напряжением 6-10 кВ экономичнее соответственных ИРМ до 1000 В, но передача мощности в сеть до 1000 В может привести к повышению числа трансформаторов и повышению утрат электроэнергии в сети и трансформаторах. Потому ранее следует избрать лучший вариант компенсации реактивной мощности на стороне до 1000 В.
*К секции РП — 10 кВ присоединена перегрузка мощностью Рн =1200 кВт.
*Потребляемая реактивная мощность в сети 10 кВ; Qа= 600 кВАр.
*В сети 0.4 кВ расчётные перегрузки за очень загруженную смену составляют: Qp=6676 кВАр, Рр=7519,46 кВт.
Наибольшее сеть компании в режиме активных больших нагрузок энергосистемы определяем как наименьшее из значений приобретенных по формулам:
0,29·8239,8= 2389,5 кВАр (3.5)
где: Рм: — активная перегрузка на шинах 10 кВ в режиме активной большей перегрузки энергосистемы
б=0,29 — расчетный коэффициент для Сибири, при высшем напряжении понизительной подстанции 110 кВ.
7917,7-600=7317,7 кВАр (3.6)
Qм — реактивная перегрузка на шинах 10 кВ в режиме большей активной перегрузки энергосистемы
Qсм — реактивная мощность, которую вырабатывают СД
Принимается наименьшее
К секции РП 10 кВ подключены 2 синхронных мотора типа СДН—15—30—10
Реактивная мощность, которую производит СД в режиме перевозбуждения:
=1•300•2=600 кВАр (3.7)
где: Qн — номинальная реактивная мощность СД;
бм = 1 — коэффициент большей допустимой перегрузки СД по реактивной мощности, зависящий от типа мотора, относительного напряжения на его зажимах и коэффициента загрузки по активной мощности.
Условие баланса реактивной мощности:
(3.8)
т.к. то установка высоковольтных БК не требуется. отсюда располагаемая реактивная мощность:
= 7317,7+600-600= 7317,7 кВАр
Вариант 1. Принимаем: 8 трансформаторов + 12 конденсаторных батарей
количество реактивной мощности, которую могут передать трансформаторы:
==
== 4872 кВАр. (3.9)
Мощность компенсирующих устройств на стороне 0,4 кВ:
Qку=6676-4872=1803 кВАр.
Избираем УК (Уголовный Кодекс — система нормативных правовых актов, принимаемых уполномоченными органами государственной власти) — 0,38-150 в количестве 12 штук комплектных конденсаторных установок общей мощностью 1800 кВАр.
U= 380 В,
Q= 150 кВАр,
Qкб= 150·12 = 1800 кВАр.
Издержки:
З=
= 85 (6,65/300+6,8/(3002 ·2)·600)+0,12•6,2•1800+
+85•1800•4,5•10-3=3236,826. у.д.е. (3.10)
где:
Е =0,12 — нормативный коэффициент эффективности для КУ
Стоимость утрат электроэнергии
Со — удельная стоимость утрат активной мощности
(для Сибири Со=85 руб./кВт)
?Р — утраты активной мощности на выработку реактивной мощности
Удельная стоимость БК для U? 1000В: Ку=6,2 тыс. руб./МВАр
Удельные утраты активной мощности в БК на выработку реактивной мощности для U? 1000В: Рбк=4,5*10-3 кВт/ кВАр;
Отношение номинальной мощности конденсатора к номинальной мощности сети для U? 1000В: Uбк=1;
Относительная величина напряжения сети в точке подключения БК:U=1
Вариант 2. Принимаем: 9 трансформаторов + 0 конденсаторных батарей
количество реактивной мощности, которую могут передать трансформаторы:
=== 6712,9 кВАр. (3.11)
Мощность компенсирующих устройств на стороне 0,4 кВ:
Qку=6676-6712,9=-36,1 кВАр.
Избираем УК (Уголовный Кодекс — система нормативных правовых актов, принимаемых уполномоченными органами государственной власти) — 0,38-150 в количестве 0 штук комплектных конденсаторных установок общей мощностью 0 кВАр.
U= 380 В,
Q= 150 кВАр,
Qкб= 150*0 = 0 кВАр.
Издержки:
З=
= 85 (6,65/300+6,8/(3002)·600)+0,12•6,2•1800+85•1800•4,5•10-3+0,12·35000=4200 у.д.е.
где:
Е =0,12 — нормативный коэффициент эффективности для КТП;
К =35000 у.д.е — стоимость КТП (Sн=1600 кВА)
Принимаем
Вариант 1 с установкой 8 трансформаторов и мощностью КБ на стороне 0,4 кВ 1800 кВАр (12*УКБ — 0,38-150)
3.3 Технико-экономический расчет схемы наружного электроснабжения
Для выбора напряжения питающей полосы, пригодной к ГПП цеха, располагающейся на расстоянии 15 км от подстанции энергосистемы, рассчитаем два варианта: 35 и 110 кВ.
Вариант 1. Напряжение питающей полосы 35 кВ.
Выбор сечения провода делается по экономической плотности тока:
(3.12)
А.
в аварийном режиме:
А;
где для Тмакс>5000 часов, jэконом=1А/мм2.
мм2. (3.13)
Избираем наиблежайшее сечение АС-95 с продолжительно допустимым током 320 А.
Верно выбранное сечение удовлетворяет последующим условиям:
1) по нагреву:
1,3• Iдоп ? Iр макс;
1,3•320 ? 161.5
2) по допустимой потере напряжения:
lдоп = lДU1%•ДUдоп %•Кз ? lфакт, lфакт = 15 км, (3.14)
где lДU1% — длина полосы при полной перегрузке на 1% утраты напряжения, км;
lДU1% = 1,34 км для U = 35 кВ;
ДUдоп% = 5% — допустимая утрата напряжения, %;
ДUдоп ав % = 10%;
Кз= — коэффициент загрузки полосы; (3.15)
lдоп — допустимая длина полосы, км;
lфакт — фактическая длина полосы, км;
lдоп = 1,34•5•3,9 = 26.13 км.
Беря во внимание утраты на «корону», и ограничения по механической прочности, совсем избираем провод АС с сечением токопроводящей жилы Sэк = 95 мм2 с очень допустимым током 320 А.
Вариант 2. Напряжение питающей полосы 110 кВ.
Выбор сечения провода делается по экономической плотности тока:
А.
в аварийном режиме:
А;
где для Тмакс > 5000 часов, jэконом = 1 А/мм2.
мм2.
Избираем наиблежайшее сечение АС-70 с максимально допустимым током 265 А.
Верно выбранное сечение удовлетворяет последующим условиям:
1) по нагреву:
1,3• Iдоп?Iр макс;
1,3•265 ? 52;
344,5 ? 52.
2) по допустимой потере напряжения:
lдоп = lДU1%•ДUдоп %•Кз ? lфакт, lфакт = 15 км,
где lДU1% — длина полосы при полной перегрузке на 1% утраты напряжения, км;
lДU1% = 5,17 км для U = 110 кВ;
ДUдоп% = 5% — допустимая утрата напряжения, %;
ДUдоп ав % = 10%;
Кз= — коэффициент загрузки полосы;
lдоп — допустимая длина полосы, км;
lфакт — фактическая длина полосы, км;
lдоп= 5,17•5•10.2 = 263.7 км.
Беря во внимание утраты на «корону», и ограничения по механической прочности, совсем избираем провод АС с сечением токопроводящей жилы Sэк = 70 мм2 с очень допустимым током 265 А.
Проведем технико-экономическое сопоставление вариантов.
Вариант 1. Напряжение питающей полосы 35 кВ.
Стоимость утрат электроэнергии рассчитаем по формуле:
С = 2•?Руд•К•ф•?Трибунал, (3.16)
где утраты активной мощности на 1 км полосы при Iдоп = 320 А,
? Руд35 = 130 кВт/км,
коэффициент загрузки полосы:
Кз = ,
где Ф = 6200 — наибольшее время утрат, стоимость 1-го киловатта электроэнергии ДСэ=0,58 у.д.е./кВТ*ч.
С35 = 2•?Руд•К•ф•?Трибунал = 2•130•0,0625•6200•0,58 = 58.435 тыс. у.д.е.
Издержки рассчитаем по формуле:
З = Ен•К+И, (3.17)
где для ВЛЭП Ен = 0,152, для силового оборудования Ен = 0,193, для ВВ (то есть внутренние войска) 35 кВ = 4,6 тыс. у.д.е., коммутационное оборудование на 35 кВ 2,46 тыс. у.д.е., стоимость 1-го километра двуцепной ВЛЭП напряжением 35 кВ на ж/б опорах = 19,1 тыс. у.д.е./км, З = Ен•К+И = 2•0,193•(4,6+2,46)+15•(0,152•19,1+58.435) =922.8 тыс. у.д.е.
Вариант 2. Напряжение питающей полосы 110 кВ.
С = 2•?Руд•К•ф•?Трибунал,
где утраты активной мощности на 1 км полосы при Iдоп = 265 А, ? Руд110 = 125 кВт/км, коэффициент загрузки полосы:
Кз = ,
где Ф=6200 — наибольшее время утрат, стоимость 1-го киловатта электроэнергии ДСэ = 0,58 у.д.е./кВТ•ч.
С110 = 2•?Руд•К•ф•?Трибунал = 2•125•0,0096•6200•0,58 = 8.65 тыс. у.д.е.
Издержки рассчитаем по формуле:
З = Ен•К+И,
где для ВЛЭП Ен = 0,152, для силового оборудования Ен = 0,193, для ВВ (то есть внутренние войска) 110 кВ = 16 тыс. у.д.е., коммутационное оборудование на 110 кВ 2,84 тыс. у.д.е., стоимость 1-го километра двуцепной ВЛЭП напряжением 110 кВ на ж/б опорах = 24,4 тыс. у.д.е./км, З110 = Ен•К+И = 2•0,193•(16+2,84)+15•(0,152•24,4+8.65) =192.683 тыс. у.д.е.
Окончательное решение по выбору напряжения питающей полосы цеха будем принимать опосля выбора трансформаторов на ГПП.
Избираем мощность трансформаторов на ГПП:
кВА.
Вариант 1-1. Напряжение питания 35 кВ, Sтр = 10000 кВА.
Принимаем два трансформатора ТДН — 10000/35 мощностью 10000 кВт, с коэффициентом загрузки =0,35.
Паспортные данные трансформатора ТД — 10000/35:
ДРхх = 14,5 кВт;
ДРкз = 65 кВт;
Кт = 12,35 тыс. у.д.е.
Рассчитаем стоимость утрат в трансформаторах:
Стр. = 2• (ДРхх•Т+ДРкз•К•ф) •ДСуд = 2 (14,5•8760+65•0,1225•6200) •0,58 = 204,61 тыс. у.д.е.
Рассчитаем Издержки на трансформаторы:
Зтр = Ен•К+И = 2•0,193•12,35+204,61 = 209,4 тыс. у.д.е.
Полные Издержки по варианту 1-1:
Зполн = З35+Зтр = 922,8+209,4 = 1132,18 тыс. у.д.е.
4. Схема наружного электроснабжения цеха
Электроснабжение СПЦ осуществляется от подстанции энергосистемы, которая находится на расстоянии 15 км от ГПП. При наличии 1-го источника в целях резервирования принимается схема наружного электроснабжения по двум круговым линиям напряжением 110 кВ (ГПП с 2-мя трансформаторами связи). Питающие полосы производятся воздушными. В обычном режиме работы пропускная способность каждой из питающих линий составляет не наименее половины расчетной перегрузки цеха. В аварийном режиме работы неважно какая из питающих линий с учетом перегрузки (до 30%) обязана обеспечить электроэнергией потребителей 2-ой группы.
На ГПП установлены два двухобмоточных трансформатора ТДН — 10000/110. ГПП располагается на местности цеха, в согласовании с расчетным центром электронных нагрузок, со смещением в сторону источника питания.
На стороне 110 кВ принята схема с высоковольтным выключателем.
Оборудование 10 кВ в ГПП установлено в закрытом помещении (ЗРУ). На стороне 10 кВ принята одинарная система шин, секционированная масляным выключателем с устройством АВР.
На ТП установлены трансформаторы номинальной мощностью 1600 кВА. Питание электроприемников делается через распределительные пункты, перегрузка распределена умеренно. РУ 10 кВ производится из шифанеров КРУ с выключателями на выкатных телегах.
Мощность трансформаторов на ГПП определяется по формуле:
Расчетное значения:
Избираем трансформаторы с Sном = 10000 кВА, ТД — 10000/110.
В обычном режиме коэффициент загрузки трансформаторов ГПП принимается равным 0,7, в аварийном режиме хоть какой из трансформаторов с учетом допустимой перегрузки (до 40%) обеспечит вполне нужную мощность цеха, т.к. S‹ 1.4•Sн.тр;
9775,5‹1,4•10000 = 14000 кВА.
Потому что Тм> 5000 ч и предприятие работает в три смены
jэ = 1, А/мм2
Принимаем наиблежайшее обычное сечение:
АС — 70
Iдоп = 265, А
Проверим выбранное сечение
1. По аварийному току при выключении одной из линий
Iр.а 1,3 Iдоп
52 А < 1,3265 = 795, А
2. По условию коронирования
,
наибольшее
,
где m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (m=0,82); rпр — радиус провода, мм;
· напряженность электронного поля около поверхности нерасщепленного провода (ф. 4.32, 1)
,
где — среднегеометрическое расстояние меж проводами фаз, см; D — расстояние меж примыкающими фазами, D = 400 см (табл. 8.2, 3);
кв/см;
кВ/см;
кВ/см;
11,1 ? 31,37 кВ/см.
3. По условию механической прочности: 70 мм2 > 25 мм2.
4. По потере напряжения:
5.Схема электронной сети 10 кВ смолоперерабатывающего цеха
Распределительная сеть выше 1000 В по местности завода производится кабельными линиями, проложенными в траншеях.
Сечения кабельных линий выбирается по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение F, мм2, определяется из выражения:
где Iр — расчетный ток установки, А;
jэк — нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2, принимается по справочным данным.
Приобретенное сечение округляется до наиблежайшего обычного сечения. Расчетный ток должен соответствовать условиям обычной работы, при его определении не следует учесть повышение тока при аварийных ситуациях. Расчетным током полосы для питающих цеховых трансформаторов, преобразователей, высоковольтных электродвигателей и трансформаторов электропечей является их номинальный ток, независимо от фактической перегрузки.
Расчетный ток определяем на одну линию
ГПП — ТП1 (Л — 1)
Принятое сечение S = 95, мм2, удовлетворяет условиям обычного и аварийного режимов работы.
ГПП — ТП2 (Л — 2)
Принятое сечение S = 95 мм2, удовлетворяет условиям обычного и аварийного режимов работы.
ГПП — ТП-3 (Л — 3)
Принятое сечение S = 95, мм2, удовлетворяет условиям обычного и аварийного режимов работы.
ГПП — РУ-14 (Л — 4)
Принятое сечение S = 120, мм2, удовлетворяет условиям обычного и аварийного режимов работы.
РУ-4 — ТП-4 (Л — 5)
Принятое сечение S = 95, мм2, удовлетворяет условиям обычного и аварийного режимов работы.
6. Расчет токов недлинного замыкания в сети напряжением выше 1000 В
Расчет токов недлинного замыкания как во время проектирования системы и частей электроснабжения, так и при анализе боты системы преследует две цели:
Определение очень вероятных токов к.з. для проверки проводников и аппаратов на тепловую и электродинамическую стойкость во время к.з., а так же подборка мер по ограничению токов к.з. либо времени их деяния.
Определение мало вероятных токов к.з. для проверки чувствительности защиты.
Все электронные аппараты и токоведущие части электроустановок должны быть выбраны таковым образом, чтоб исключить их разрушение при прохождении по ним больших вероятных токов К.З., в связи с чем возникает необходимость расчета этих величин.
Расчет токов К.З. ведем в относительных единицах. Для этого все расчетные данные приводятся к базовому напряжению и базовой мощности.
Для расчетов токов к.з. составляют расчетную схему системы электроснабжения и на её базе схему замещения. Схема представляет собой облегченную однолинейную схему, на которой указывают все элементы системы электроснабжения и их характеристики, действующие на ток к.з. Тут же указывают точки, в каких нужно найти ток к.з.
Расчет токов К.З. ведем на участке ГПП — ТП 3.
Для расчета токов кз составляется схема — облегченная однолинейная схема электроустановки, в какой учитывают все источники питания (подстанции, трансформаторы, полосы).
Расчет токов к.з. приводим к базовому напряжению и базовой мощности:
Uб1=10,5 кВ; Uб2=115 кВ; Sб=100 МВА; базовые сопротивления в о.е. определяются:
1. Сопротивление системы:
, принимаем Sс=?, Xc=0. (6.1)
2. Сопротивление воздушных линий:
0,034 о.е.; (6.2)
3. Индуктивное сопротивление трансформатора:
о.е. (6.3)
4. Сопротивление КЛ от ГПП до ТП-3:
о.е.; (6.4)
0,095 о.е.; (6.5)
о.е. (6.6)
Базовый ток:
кА; (6.7)
кА;
Действующее значение установившегося тока:
; (6.8)
для точки К1: 0,5 кА; (6.9)
действующее
14,7 кА;
0+0,034=0,034 о.е.
ударный ток к.з.:
37,4 кА, (6.10)
где Ку — ударный коэффициент. В цепи, когда рассматривается к.з. меж воздушными линиями напряжением 110 кВ Ку=1,8.
2941,2 МВА;
для точки К2:
5,5 кА;
Действующее
5,07 кА;
0+0,034+1,05=1,084 о.е.
ударный ток к.з.:
12,9 кА,
92,3 МВА;
для точки К3:
5,5 кА;
Действующее
5 кА;
0+0,034+1,05+0,016=1,1 о.е.
90 МВА;
Расчетные значения токов к.з. сведем в таблицу 6.1.
Таблица 6.1. Расчетные значения токов к.з.
Точка К.З.
UБ, кВ
IБ, кА
Z?
КУ
IК, кА
iУ, кА
K1
115
0,5
0,034
1,8
14,7
37,4
K2
10,5
5,5
1,084
1,8
5,07
12,9
К3
10,5
5,5
1,1
1,8
5
12,7
Приобретенное по jэк сечение кабеля нужно проверить на тепловую стойкость при к.з. сначала полосы.
Термически стойкое сечение равно:
, (6.11)
где — термический импульс тока к. з., .
ток к. з. На данном участке, кА.
+ Tа — время отключения к.з., с.
полное время отключения выключателя.
время деяния главный защиты.
Tа = 0,01, сек — апериодическая составляющая затухания Iкз.
С — коэффициент, зависящий от допустимой температуры при к. з. и материала проводника — для кабелей до 10 кВ с дюралевыми жилами
По результатам расчетов токов К.З. проводим проверку корректности выбора сечения кабеля питающего ТП — 3 от ГПП:
Определяем термически стойкое сечение:
Приобретенное сечение:
Выбранное сечение F=95 мм2 удовлетворяет условию тепловой стойкости.
7. Выбор электрооборудования в сетях напряжением 110 и 10 кВ
7.1 Выбор коммутационных аппаратов
Выбор выключателей 110 и 10 кВ произведем по последующим характеристикам:
1. По напряжению установки: Uуст ? Uном;
2. По долговременному току: Iр ? Iн;
3. По отключающей возможности: I0 ? Iн.откл;
4. По электродинамической стойкости: iу ? iдин;
5. По тепловой стойкости: Bk ? I2тер•tтер.
Выбор выключателя 110 кВ осуществим в виде таблицы 7.1.
Выбор выключателя 10 кВ, установленного на низкой стороне силового трансформатора ГПП, сведем в таблицу 7.2.
Выбор выключателя в распределительной сети 10 кВ сведем в таблицу 7.5.
Выбор разъединителя 110 кВ
осуществим по последующим условиям:
1. По напряжению установки: Uуст ? Uном;
2. По долговременному току: Iр ? Iн;
3. По электродинамической стойкости: iу ? iдин;
4. По тепловой стойкости: Bk ? I2тер•tтер.
Выбор разъединителя сведем в таблицу 7.3.
Таблица 7.1.1 Выбор выключателя 110 кВ.
Расчетные данные
Выключатель МКП-110Б-630-20У1
Uуст = 110 кВ
Uн = 110 кВ
Imax = 60 А
Iн = 630 А
I0 = 14,7 кА
Iн.откл = 20 кА
iу = 37,4 кА
iу = 52 кА
Bk = 14,72•1,33 = 287,4 кА2с
I2тер•tтер = 202•3 = 1200 кА2с
Таблица 7.1.2. Выбор выключателя на низкой стороне силового трансформатора ГПП
Расчетные данные
Выключатель ВМПЭ-10-1600-20У3
Uуст = 10 кВ
Uн = 10 кВ
Imax = 1000 А
Iн = 1600 А
I0 = 5,07 кА
Iн.откл = 20 кА
iу = 12,9 кА
iу = 52 кА
Bk = 6,74 кА2с
I2тер•tтер = 3200 кА2с
Таблица 7.1.3. Выбор разъединителя 110 кВ
Расчетные данные
Разъединитель РНДЗ.2-110/630Т1
Uуст = 110 кВ
Uном = 110 кВ
Imax = 60 А
Iном = 630 А
iу = 37,4 кА
iдин = 80 кА
Вк = 14,72•1,33 = 287,4 кА2с
I2терм•tтерм = 31,52•4 = 3969 кА2с
Таблица 7.1.4. Выбор выключателя и разъединителя 10 кВ
Расчетные данные
Каталожные данные
Выключатель ВМПЭ-10-630-31,5У3
Разъединитель РЛНД.2-10/400У1
Uуст = 10 кВ
Uном = 10 кВ
Uном = 10 кВ
Imax = 364 А
Iном = 630 А
Iном = 400 А
iу = 12,7 кА
iдин = 80 кА
iдин = 25 кА
Iо = 5 кА
Iн.откл = 20 кА
—
Вк=52•1,33=6,65 кА2с
I2терм•tтерм=31,52•4=3969 кА2с
I2терм•tтерм=102•4=400 кА2с
Принимаем к установке разрядник РТФ-110-1/БУХЛ1 с Uном=110, кВ.
7.2 Выбор трансформаторов тока
Осуществляем выбор по последующим условиям:
1. По напряжению установки: Uуст ? Uном;
2. По долговременному току: Iнорм ? Iном; Imax ? Iном;
3. По электродинамической стойкости: iу ? iдин;
4. По тепловой стойкости: Bk ? I2тер•tтер;
5. По вторичной перегрузке:
Z2 ? Z2 ном; r2 = Z2 ? Z2 ном,
где Z2 — вторичная перегрузка трансформатора тока;
Z2 ном — номинальная допустимая перегрузка трансформатора тока в избранном классе точности.
Выбор трансформатора тока сведем в таблицу 7.5.
Таблица 7.5. Выбор трансформатора тока 110 кВ
Расчетные данные
Каталожные данные ТФЗМ-110Б-1-ХЛ1
Uуст = 110 кВ
Uном = 110 кВ
Imax = 60 А
Iном = 100 А
iу = 37,4 кА
iдин = 41 кА
Вк = 287,8 кА2с
I2терм*tтерм = 102*3 = 300 кА2с
r2 = z2 = 1,2 Ом
z2 = 1,2 Ом
Проверим избранный трансформатор тока по вторичной перегрузке.
Таблица 7.6. Вторичная перегрузка трансформатора тока
Устройство
Тип
Перегрузка, ВА, фазы
А
В
С
Счетчик активной энергии
СА4-И 682
2,5
—
2,5
Счетчик реактивной энергии
СР4-И 682
2,5
—
2,5
Амперметр регистрирующий
Н-344
—
10
—
Ваттметр
Д-335
0,5
—
0,5
Итого
5,5
10
5,5
Более загружен трансформатор тока фазы В.
Ом.
Допустимое сопротивление проводов:
rпр=z2ном-rприб-rк=1,2-0,4-0,1=0,7 Ом,
где rк=0,1 Ом — принимается при числе устройств, большем 3-х (сопротивление контактов).
Зная rпр, можно найти сечение соединительных проводов:
где с=0,0283 — удельное сопротивление провода, Ом/м.
lрасч=2•l=2•75=150 м.
мм2.
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 6 мм2.
Выбор трансформатора тока 10 кВ сведем в таблицу 7.7.
Таблица 7.7. Выбор трансформатора тока 10 кВ
Расчетные данные
Каталожные данные ТШЛ-10-У3
Uуст = 10 кВ
Uном = 10 кВ
Imax = 1100 А
Iном = 2000 А
iу = 12,9 кА
iдин = 25 кА
Вк = 6,8 кА2с
I2терм•tтерм = 3675 кА2с
r2 = z2 = 1,2 Ом
z2 = 1,2 Ом
Проверка делается аналогично трансформатору тока 110 кВ ТФЗМ.
7.3 Выбор трансформаторов напряжения
Осуществляем выбор трансформаторов напряжения по последующим условиям:
1. По напряжению установки: Uуст ? Uном;
2. По конструкции и схеме соединения обмоток;
3. По классу точности;
4. По вторичной перегрузке:
S2? ? Sном,
где Sном — номинальная мощность в избранном классе точности;
S2? — перегрузка всех измерительных устройств.
Избираем трансформатор напряжения НТМИ-10-71У3:
Uном=10 кВ;
класс точности: 0,5.
Проверим по вторичной перегрузке:
Sном — номинальная мощность в избранном классе точности, для трансформаторов, соединенных по схеме открытого треугольника следует взять удвоенную мощность 1-го трансформатора;
S2? — перегрузка всех измерительных устройств и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА.
(7.1)
Таблица 7.8. Вторичная перегрузка трансформатора напряжения
Устройство
Тип
Мощность одной обмотки, ВА
Число обмоток
cos ц
sin ц
число устройств
Общая потребляемая мощность
Р, Вт
Q, ВАр
Вольтметр (сборные шины)
Э-335
2
1
1
0
1
2
—
Счетчик активной энергии
Ввод 6 кВ от трансформатора
И-674
3 Вт
2
0,38
0,925
1
6
14,5
Счетчик реактивной энергии
И-673
3 Вт
2
0,38
0,925
1
6
14,5
Счетчик активной энергии
Полосы 6 кВ
И-674
3 Вт
2
0,38
0,925
7
42
102
Счетчик реактивной энергии
И-673
3 Вт
2
0,4
0,93
7
42
102
Итого
96
233
Вторичная перегрузка трансформатора напряжения первой секции:
ВА.
Трансформаторы, соединенные по схеме открытого треугольника имеют мощность: 2•75=150 ВА.
Sном < S2?, потому предусматриваем добавочно установку 2-ух трансформаторов НТМИ-10-71У3, общей мощностью 2•75=150 ВА.
Полная мощность всех установленных на первой секции трансформаторов напряжения: 150+150=300 ВА.
Таковым образом, трансформаторы напряжения будут работать в избранном классе точности 0,5.
Выбор трансформаторов напряжения 2-ой секции шин делается аналогично.
Избираем трансформаторы НТМИ-10-71У3.
7.4 Выбор шин и изоляторов
Сечение шин выбирают по нагреву продолжительно проходящим наибольшим током перегрузки и по экономической необходимости.
Проверку шин создают: на устойчивость к электродинамическому действию токов к.з. и доп механическим усилиям, возникающим в шинах от собственных колебаний и на тепловую устойчивость к токам к.з.
1. Выбор шин по продолжительно допустимому току (по нагреву).
Imax раб ? Iдоп;
Imax раб = 1100 А;
, (7.2)
где Iдоп — допустимый ток на шины избранного сечения;
Iдоп ном — допустимый ток по таблицам при температуре воздуха V0 ном=250С;
V0 — действительная температура воздуха;
Vдоп — допустимая температура нагрева длительного режима, Vдоп=700С (ПУЭ).
=1159,5А,
1159,5 < 1425 А,
по условию нагрева шины проходят.
Принимаем шины прямоугольного сечения, дюралевые (100*6) мм.
2. Проверка сборных шин на тепловую стойкость:
мм2, (7.3)
что меньше принятого сечения.
С=91 — для дюралевых шин,
3. Проверяем шины на механическую крепкость.
, (7.4)
где l — длина просвета меж изоляторами, м;
J — момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см4;
q — поперечное сечение шины, см2.
Изменяя длину просвета и форму сечения шин, достигают того, чтоб механический резонанс был исключен, другими словами 200<f0<30, Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ).
,
где l=2 м — приблизительно принятая длина просвета меж изоляторами.
Если шины на изоляторах размещены плашмя, то
см4; (7.5)
=176.8 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ).
Потому что f0<200 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ), принимаем решение прирастить l до 5 м:
=28,3 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ)<30 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ),
другими словами механический резонанс не возникнет.
q=10*0,6=6 см2 — поперечное сечение шины.
Принимаем размещение шин плашмя; просвет 5 м; расстояние меж фазами а=0,8 м.
Наибольшее удельное усилие при трехфазном к.з.:
Н/м, (7.6)
где Кф=1, потому что а >> 2 (b+h);
80 см >> 2 (10+0,6) = 21,2 см.
Напряжение в материале полосы, возникающее при действии изгибающего момента:
0.9 МПа, (7.7)
где см3-момент сопротивления шины.
Шины механически высокопрочны, если =0.9?=42,
где =0,7•60=42 МПа,
где — допустимое механическое напряжение в материале шин;
— разрушающее напряжение для дюралевой шины марки АДО.
Таковым образом, шины механически высокопрочны.
7.5 Выбор опорных изоляторов
Осуществляем выбор опорных изоляторов по последующим условиям:
1. По номинальному напряжению: Uуст ? Uном;
2. По допустимой перегрузке:
Fрасч ? Fдоп;
где Fрасч — сила, работающая на изолятор;
Fдоп — допустимая перегрузка на головку изолятора;
Fдоп=0,6•Fразр,
где 0,6 — коэффициент припаса;
Fразр — разрушающая перегрузка на извив.
, (7.8)
где Кh — поправочный коэффициент на высоту шины, Кh=1 — при расположении шин плашмя.
, Н < Fдоп= = 0,6*4000 = 2400 Н.
Избираем опорные изоляторы И4-80УХЛ3 с Uн = 10 кВ; Fразр = 4 кН.
7.6 Выбор шифанеров КРУ 10 кВ
Принимаем к установке в РУ шкафы выкатного выполнения на базе маломасляных выключателей серии КМ-1.
характеристики шкафа:
Номинальное напряжение, кВ: 10.
Номинальный ток, А: 1600 — сборных шин;
630 — шкафа.
Количество и сечение
силовых кабелей в шкафах
отходящих линий, мм2: 4 (3*240).
Номинальный ток
отключения, кА: 20.
Электродинамическая
стойкость, кА: 51.
Тип выключателя ВМПЭ — 10.
Тип привода к выключателю: интегрированный пружинный и электромагнитный.
8. Молниезащита
защиту распределительных устройств (РУ) от прямых ударов молнии производят с помощью стержневых молниеотводов.
Молниеотвод состоит из железного молниеприемника, который высится над защищаемым объектом и принимает удар молнии и токопроводящего спуска с заземлением, через которые ток молнии отводится в землю.
Место поблизости молниеотвода, в границах которого поражение защищаемого объекта маловероятно, именуют зоной защиты молниеотвода.
8.1 Выбор высоты молниеотводов
защиту открытого распределительного устройства (ОРУ) 110/10 кВ осуществляем 4-мя молниеотводами, расположенными по углам ОРУ. Предельные расстояния меж молниеотводами:
Нужным условием защищенности всей площади, заключенной снутри прямоугольника:
— для молниеотводов высотой м;
— для молниеотводов высотой от 30 до 100 м,
где D — диагональ прямоугольника, в верхушках которого размещены молниеотводы.
Принимаем — превышение высоты молниеотвода над высотой защищаемого объекта (активная высота молниеотвода). — рассматриваемый уровень над поверхностью земли (высота опорных конструкций ГПП).
Полная высота молниеотвода:
Проверка:
49 м < 56,2 м
Принимаем ha = 0,92 м как следует D = 57,4 м
8.2 Определение границ зоны защиты
Зона защиты 4 стержневых молниеотводов существенно превосходит сумму зон защиты одиночных молниеотводов.
Наружная часть зоны защиты строится для каждой пары молниеотводов.
Радиус защиты rx для наружных областей зоны защиты определяется как для одиночного стержневого молниеотвода:
;
Меньшая ширина защиты bx меж молниеотводами на уровне hx определяется по приближенной формуле:
,
где а — расстояние меж молниеотводами
Из этого следует, что защищаемый объект находится снутри зоны зашиты.
9. Релейная защита и автоматика частей систем электроснабжения промышленных компаний
9.1 Назначение РЗ и А
Устройства защиты и автоматики должны делать определенные функции. Для релейной защиты таковыми функциями являются ее срабатывания при повреждении защищаемого элемента и несрабатывания при кз за пределами этого элемента (наружные кз, также в обычных режимах). С целью ограничения отказов функционирования защите придаются определенные характеристики. Главные из их — селективность, устойчивость и надежность функционирования.
Главные условия надежной работы релейной защиты:
· Обеспечение селективности, т.е. отключение лишь покоробленных участков. время срабатывания защиты характеризуется выдержкой времени, обеспечивающей селективность.
· чувствительность ко всем видам повреждений на защищаемой полосы и на линиях, питаемых от нее, также к изменению в связи с сиим характеристик, что оценивается коэффициентом чувствительности.
· Наибольшая простота схем с минимальным числом аппаратов и достаточная надежность и быстродействие.
· наличие сигнализации о дефектах в цепях, питающих аппараты релейной защиты.
Релейная защита производится на реле разных типов. Реле, используемые в релейной защите, классифицируются по последующим признакам:
· по способу действия на отключение — прямого и косвенного деяния;
· по принципу деяния — электромагнитные, электродинамические, термо, электрические и остальные;
· по параметру деяния — ток, напряжение, мощность, термо и остальные.
На схемах релейных защит положение контактов реле, как правило, указываются для так именуемых, обычных критерий, когда катушки реле не обтекаются током положение блок — контактов выключателя обозначено для его отключенного состояния.
ток питания цепей релейной защиты, автоматики, сигнализации именуется оперативным током. Надежность источника оперативного тока и исправность его сети обеспечивают неопасную работу всех частей, входящих в устройство релейной защиты.
одной релейной защиты бывает недостаточно для обеспечения надежного и бесперебойного электроснабжения. Потому добавочно предугадывают устройства АВР, которые разрешают подключать запасный источник питания при выходе из строя основного источника питания.
Токовые защиты
Наибольшая и дифференциальная токовые защиты достаточно ординарны и потому обширно используются для защиты линий электропередач, трансформаторов и электродвигателей при маленьких замыканиях и токовых перегрузках.
Токовыми именуются защиты, для которых воздействующей величиной является ток, проходящий в месте их включения.
В общем случае токовые защиты производятся трехступенчатыми. Быстродействующая 1-ая ступень защиты — токовая защита без выдержки времени — токовая отсечка имеет лишь измерительный орган, а 2-ая и 3-я ступени — токовая отсечка с выдержкой времени и наибольшая токовая защита — содержит два органа: измерительный и с выдержкой времени.
Токовая отсечка является более обычной и надежной защитой, она работает на отключение при резком увеличении тока, которое возникает при маленьком замыкании в защищаемой полосы.
Главными плюсами токовой отсечки без выдержки времени являются: селективное действие и в сетях сложной конфигурации с хоть каким числом ИП, резвое отключение более томных кз, возникающих поблизости шин подстанций. Токовые отсечки без выдержки времени используются в виде доп защит, для сокращения времени отключения более томных повреждений.
Наибольшая токовая защита применяется для защиты трансформаторов, электродвигателей и линий электропередач с однобоким питанием при кз. В отличие от токовой отсечки МТЗ выбирается из условия селективного деяния.
защита от перегрузки работает при превышении тока перегрузки полосы больше установленной величины. Перегрузка может работать на сигнал либо на отключение.
9.2 Защиты трансформатора
Устройства релейной защиты для силовых трансформаторов предугадывают защиту от последующих видов повреждений и ненормальных режимов работы: многофазных замыканий в обмотках и на выводах, однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью, витковых замыканий в обмотках, токов в обмотках, обусловленных наружными кз, токов в обмотках, обусловленных перегрузкой, снижения уровня масла.
Виды защит трансформатора определяются его мощностью, предназначением, режимом работы, местом установки, схемой включения.
Защита силовых трансформаторов обязана обеспечивать отключение силового трансформатора при междуфазных и витковых замыканиях, также при кз на землю либо подавать сигнал о ненормальном режиме работы трансформатора. Ненормальные режимы работы трансформаторов обоснованы наружными маленькими замыканиями и перегрузками. В этих вариантах в обмотках трансформатора возникают огромные токи (сверхтоки). В случае долгого протекания тока (что быть может при маленьких замыканиях на шинах либо при неотключившемся повреждении на отходящем присоединении) вероятны интенсивный нагрев изоляции обмоток и ее повреждение. Потому на трансформаторе обязана предусматриваться защита, отключающая его при возникновении сверхтоков.
Перегрузка трансформаторов не влияет на работу системы электроснабжения в целом, т. к. она обычно не сопровождается понижением напряжения. В связи с сиим защита трансформатора от перегрузки при наличии дежурного персонала производится с действием на сигнал. На подстанциях без дежурного персонала защита трансформатора от перегрузки обязана действовать на разгрузку либо отключение.
К ненормальным режимам относится также недопустимое понижение уровня масла.
9.3 Токовые защиты трансформатора от маленьких замыканий
Для защиты трансформатора маленький и средней мощности от маленьких замыканий в его обмотках на выводах и в соединениях употребляют токовую отсечку без выдержки времени и токовую защиту со ступенчатой чертой выдержки времени. Защита устанавливается со стороны источника питания конкретно у выключателя. При всем этом в зону деяния защиты входят трансформатор и его соединения с выключателем. Срабатывая, защита действует на отключение выключателей.
Недочетом отсечки без выдержки времени является неполная защита трансформатора. В её зону деяния заходит лишь часть обмотки. Защита не реагирует на замыкания на выводах и в соединениях с выключателем со стороны низшего напряжения. Для устранения этого недочета токовую отсечку без выдержки времени дополняют наибольшей токовой защитой, которая является совместно с тем защитой трансформатора от сверхтоков наружных маленьких замыканий. При установке на трансформаторе защита действует на отключение выключателя со стороны высшего напряжения. Для увеличения чувствительности к повреждениям снутри бака защита со ступенчатой чертой дополняется газовой защитой.
Газовая защита
Баки трансформаторов заполняются маслом, которое употребляется как для изоляции, так и для остывания. ток недлинного замыкания, проходящий через пространство установки токовой защиты при повреждении снутри бака трансформатора, к примеру при витковых замыканиях, определяется числом замкнувшихся витков и потому может оказаться недостающим для ее деяния. Но витковые замыкания представляют опасность для трансформатора и должны отключаться. Небезопасным внутренним повреждением является также «пожар стали» магнитопровода, который возникает при нарушении изоляции меж листами магнитопровода, что ведет к повышению утрат на перемагничивание и вихревые токи. Токовая и дифференциальная защиты на этот вид повреждения не реагируют. Отсюда возникает необходимость в использовании газовой защиты, фиксирующей возникновение в баке покоробленного трансформатора газа. Образование газа является следствием разложения масла и остальных изолирующих материалов под действием электронной дуги либо недопустимого нагрева. Интенсивность газообразования зависит от нрава и размеров повреждения. Главным элементом газовой защиты является газовое реле. Корпус газового реле врезается в маслопровод меж крышкой бака и расширителем, так чтоб не препятствовать циркуляции масла меж ними. Элементы выполнены в виде плоскодонных дюралевых чашек, крутящихся совместно с подвижными контактами 4 вокруг осей 3. Эти контакты замыкаются с недвижными контактами 5 при опускании чашек. В обычном режиме при наличии масла в кожухе реле чашечки удерживаются пружинами 6 в положении, обозначенном на рисунке. Система отрегулирована так, что масса чашечки с маслом является достаточной для преодоления силы пружины при отсутствии масла
в кожухе реле. Потому снижение уровня масла сопровождается опусканием чашек и замыканием соответственных контактов. Поначалу опускается верхняя чашечка и реле действует на сигнал. При интенсивном газообразовании возникает мощный поток масла и газов из бака в расширитель через газовое реле. На пути потока находится лопасть 7, работающая совместно с нижней чашечкой на общий контакт. Лопасть поворачивается и замыкает контакт в цепи отключения трансформатора.
]]>