Разработка проекта электроснабжения

U_ном = 10 кВ

10=10 кВ

I_max < I_ном

I_max = 70,495 A

I_ном = 100 А

70,495<100 А

i_уд < i_дин

i_уд = 30,747 кА

i_дин = 102 кА

30,747<102 кА

В_к < I²_пр.т · t_т

В_к = 39,269 кА²·с

I²_пр.т · t_т = 1600 кА²·с

39,269<1600 кА²с

Трансформатор тока отходящих линий к СД-9.1-СД-9.5 ТОЛ-10-У3 1000/5

U_с.ном < U_ном

U_с.ном = 10 кВ

U_ном = 10 кВ

10=10 кВ

I_max < I_ном

I_max = A

I_ном = 1000 А

<1000 А

i_уд < i_дин

i_уд = 30,747 кА

i_дин = 102 кА

30,747<102 кА

В_к < I²_пр.т · t_т

В_к = 39,269 кА²·с

I²_пр.т · t_т = 1600 кА²·с

39,269<1600 кА²с

Трансформатор напряжения НТМИ-10-У3

U_с.ном < U_ном

U_с.ном = 10 кВ

U_ном = 10 кВ

10=10 кВ

Предохранитель для защиты ТН ПКН 001-10У3

U_с.ном < U_ном

U_с.ном = 10 кВ

U_ном = 10 кВ

10=10 кВ

Предохранитель для защиты ТСН ПКТ 101-10-8-31,5У3

U_с.ном < U_ном

U_с.ном = 10 кВ

U_ном = 10 кВ

10=10 кВ

I_max < I_ном

I_max = 3,706 A

I_ном = 8 А

3,706<8 А

I_п < I_{откл.ном}

I_п = 15,221 кА

I_{откл.ном} = 31,5 кА

15,221<31,5 кА

Ограничитель перенапряжения ОПН-КР/TEL-10/11,5 УХЛ1

U_с.ном < U_ном

U_с.ном = 10 кВ

U_ном = 10 кВ

10=10 кВ

9.2 Выбор сечения кабельных линий 10 кВ

Выбор сечений кабелей 10 кВ производится по трем критериям, окончательное сечение выбираем по наибольшему из трех:

Выбор кабельных линий 10 кВ осуществляется по трём критериям:

· по нагреву;

· по экономической плотности тока;

· по термической устойчивости к токам КЗ.

1) По экономической плотности тока:



где - расчётный ток КЛ в нормальном режиме, А;

- нормированная экономическая плотность тока, А/мм².

- коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;

- номинальная мощность трансформатора, кВА;

При длине кабеля менее 100 метров выбор по экономической плотности не производится.

2) По нагреву:

где - расчётный ток КЛ в послеаварийном режиме, А;

- длительно допустимый ток КЛ, А;

- коэффициент, учитывающий возможность перегрузки кабеля с бумажной изоляцией на 30 %.

- коэффициент, учитывающий возможность перегрузки кабеля с пластмассовой изоляцией на 10 %. Для выбора кабелей питающих синхронные двигатели коэффициент перегрузки равен .



- допустимый коэффициент перегрузки трансформатора в аварийном или ремонтном режимах;

- номинальная мощность трансформатора, кВА;

3) По термической стойкости к токам КЗ:

Минимальное сечение кабеля по термической стойкости к токам КЗ:

где - тепловой импульс тока КЗ, кА²/с;

С - коэффициент, зависящий от марки кабеля, вида его жил и напряжения;

- расчётный коэффициент ( для кабелей с алюминиевыми жилами, для кабелей с медными жилами);

- установившийся ток КЗ, кА;

- время прохождения тока КЗ через кабель, с;

где - время действия основной релейной защиты на стороне 110 кВ ГПП.

Для РУ 10 кВ ГПП - .

- полное время отключения выключателя ВВ/TEL-10.

Время прохождения тока КЗ через кабель для РУ 10 кВ ГПП:

Пример: Выбор кабельной линии от ГПП до ТП-8.

1) По экономической плотности тока:

Расчётный ток КЛ питающей ТП-8 в нормальном режиме:

- коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;

- номинальная мощность трансформатора ТП-1.

Экономическая плотность тока зависит от годового числа часов использования максимума нагрузки предприятия - и материала проводника. Для заводов приборостроительной отрасли промышленности .

Для кабелей с алюминиевыми жилами при .

Для питания ТП-8 принимаем кабель трехжильный марки ААШв (с алюминиевыми жилами, в алюминиевой оболочке, с подушкой из одного слоя пластмассовых лент, бронированный в защитной оболочке) сечением , с длительно допустимым током . Прокладка кабелей осуществляется в траншее.

2) По нагреву:

Расчётный ток КЛ питающей ТП-8 в аварийном режиме:

- допустимый коэффициент перегрузки трансформатора в аварийном или ремонтных режимах;

Проверка условия:

Условие выполняется.

3) По термической стойкости к токам КЗ:

- расчётный коэффициент зависящий от материала кабеля ( для кабелей с алюминиевыми жилами);

- установившийся ток КЗ, кА;

Время прохождения тока КЗ через кабель для РУ 10 кВ ГПП:

Минимальное сечение кабеля по термической стойкости к токам КЗ:

Окончательно для питания ТП 3 принимаем кабель трехжильный марки ААШв сечением , с длительно допустимым током . Прокладка кабелей осуществляется в траншее.

Результаты выбора кабелей и их характеристики для трансформаторных подстанций и синхронных двигателей приведены в таблицах 9.5, 9.6.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 9.6 - Выбор сечения кабелей 10 кВ

№ линии	Кабель в цепи	Imax, A	Iнорм, А	Выбор сечения по экономической плотности, мм2	Выбор сечения по нагреву	Выбор сечения по термическоской стойкости к ТКЗ	Оконча-тельное сечение, мм2	Iд.д, А
	откуда	куда			Расчётное значение Fэ.расч, мм2	Стандартное значение Fэ, мм2	F, мм2	Iд.д, А	tп, с	Fmin, мм2
1, 2	ГПП	КТП-3	387,979	221,703	158,36	150	185	390	0,275	95	185	390
3, 4	КТП-3	КТП-2	258,653	147,802	105,57	95	120	260	0,275	95	120	260
5, 6	КТП-2	КТП-1	129,326	73,901	52,79	50	50	155	0,275	95	95	225
7, 8	ГПП	КТП-4	80,829	46,188	32,99	35	25	105	0,275	95	95	225
9, 10	ГПП	КТП-5	80,829	46,188	32,99	35	25	105	0,275	95	95	225
11, 12	ГПП	КТП-6	161,658	92,376	65,98	70	70	190	0,275	95	95	225
13, 14	КТП-6	КТП-7	80,829	46,188	32,99	35	25	105	0,275	95	95	225
15, 16	ГПП	КТП-8	129,326	73,901	52,79	50	50	155	0,275	95	95	225
17, 18	ГПП	КТП-9	258,653	147,802	105,57	95	120	260	0,275	95	120	260
19, 20	КТП-9	КТП-10	129,326	73,901	52,79	50	50	155	0,275	95	95	225
21, 22	ГПП	КТП-11	387,979	221,703	158,36	150	185	390	0,275	95	185	390
23, 24	КТП-11	КТП-12	258,653	147,802	105,57	95	120	260	0,275	95	120	260
25, 26	КТП-12	КТП-13	129,326	73,901	52,79	50	50	155	0,275	95	95	225
27	ГПП	КТП-14	80,829	46,188	32,99	35	25	105	0,275	95	95	225
28, 29	ГПП	КТП-15	80,829	46,188	32,99	35	25	105	0,275	95	95	225
30, 31	ГПП	РП	311,769	161,658	115,47	120	185	390	0,275	95	185	390
32, 33	РП	КТП-16	80,829	46,188	32,99	35	25	105	0,275	95	95	225
34 - 38	ГПП	СД 5.1	92,376	92,376	65,98	50	25	105	0,275	95	95	225
39 - 43	РП	СД 9.1	57,735	57,735	41,24	35	25	105	0,275	95	95	225
44, 45	ГПП	ДСП	462,428	462,428	330,31	2х185	2х150	560	0,275	95	2х185	640

Таблица 9.7 - Характеристики кабелей 10 кВ

№ линии	Кабель в цепи	Сечение кабеля, мм2	Iд.д, А	Марка кабеля	Кол-во, шт	Длина, км	R0, Ом/км	X0, Ом/км	Способ прокладки
	откуда	куда
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1, 2	ГПП	КТП-3	185	390	ААШв (3х185)	2	0,48	0,162	0,077	В траншее
3, 4	КТП-3	КТП-2	120	260	ААШв (3х120)	2	0,13	0,245	0,081	В траншее
5, 6	КТП-2	КТП-1	95	225	ААШв (3х95)	2	0,2	0,312	0,083	В траншее
7, 8	ГПП	КТП-4	95	225	ААШв (3х95)	2	0,41	0,312	0,083	В траншее
9, 10	ГПП	КТП-5	95	225	ААШв (3х95)	2	0,385	0,312	0,083	В траншее
11, 12	ГПП	КТП-6	95	225	ААШв (3х95)	2	0,4	0,312	0,083	В траншее
13, 14	КТП-6	КТП-7	95	225	ААШв (3х95)	2	0,16	0,312	0,083	В траншее
15, 16	ГПП	КТП-8	95	225	ААШв (3х95)	2	0,09	0,312	0,083	В траншее
17, 18	ГПП	КТП-9	120	260	ААШв (3х120)	2	0,065	0,245	0,081	В траншее
19, 20	КТП-9	КТП-10	95	225	ААШв (3х95)	2	0,06	0,312	0,083	В траншее
21, 22	ГПП	КТП-11	185	390	ААШв (3х185)	2	0,29	0,162	0,077	В траншее
23, 24	КТП-11	КТП-12	120	260	ААШв (3х120)	2	0,1	0,245	0,081	В траншее
25, 26	КТП-12	КТП-13	95	225	ААШв (3х95)	2	0,1	0,312	0,083	В траншее
27	ГПП	КТП-14	95	225	ААШв (3х95)	2	0,36	0,312	0,083	В траншее
28, 29	ГПП	КТП-15	95	225	ААШв (3х95)	2	0,27	0,312	0,083	В траншее
30, 31	ГПП	РП	185	390	ААШв (3х185)	2	0,725	0,162	0,077	В траншее
32, 33	РП	КТП-16	95	225	ААШв (3х95)	2	0,11	0,312	0,083	В траншее
34 - 38	ГПП	СД 5.1 - СД 5.5	95	225	ААШв (3х95)	5	0,22	0,312	0,083	В траншее
39 - 43	РП	СД 9.1	95	225	ААШв (3х95)	5	0,08	0,312	0,083	В траншее
44, 45	ГПП	ДСП	2х185	640	ААШв (3х185)	4	0,1	0,162	0,077	По констр.

10. Расчет показателей качества электроэнергии

Электрическая энергия, вырабатываемая источниками питания и предназначенная для работы электроприёмников, должна иметь такие качественные показатели, которые определяют надёжность и экономичность их работы. Качественные показатели электроэнергии нормируются государственными стандартами; на эти нормы ориентированы технические условия работы электроприёмников, выпускаемых промышленностью.

Расчет производится для таких показателей качества электроэнергии как отклонение напряжения, колебания напряжения и несинусоидальность напряжения. Проведение расчета необходимо для того, чтобы установить, насколько эти показатели соответствуют установленным на них нормам. Нормирование показателей необходимо вследствие негативного влияния на работу других электроприемников:

- отклонение напряжения может привести к изменению производительности данной установки или агрегата, к браку продукции в данной установке или агрегате, к изменению потребления активной и реактивной мощности, к изменению потерь активной мощности, а так же к изменению срока службы самого электроприемника и изоляции проводников, питающих его;

- колебания напряжения наибольшее влияние оказывает на освещение и на различную электронную технику (ПК, телевизоры,и т.д.). На электродвигатели и электротехнологические установки колебание напряжения практически не оказывает влияния, т.к. длительность колебаний небольшая. Колебание напряжения сказывается на релейной защите;

- несинусоидальность напряжения вызывает дополнительные потери мощности за счет протекания высших гармоник, уменьшается срок службы изоляции, из-за высших гармоник в системах управления могут быть сбои.

10.1 Расчет уровней напряжения на шинах 0,4 кВ цеховых ТП

В зависимости от режима нагрузки промышленного предприятия напряжение на зажимах электроприёмников не остаётся постоянным и может отличаться от номинального. При изменении напряжения меняются также показатели самой сети, в основном за счёт изменения потерь мощности и электроэнергии.

Показатели качества электрической энергии нормируются ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения». Согласно этому стандарту уровни напряжения должны находиться в пределах 5% от номинального. Если уровень не соответствует ГОСТ, необходимо использовать средства регулирования напряжения.

Цеховые трансформаторы оборудованы устройствами переключения без возбуждения (ПБВ). Эти устройства позволяют регулировать напряжение в пределах 5 (5 ступеней по 2,5). Чтобы переключить отпайку устройства ПБВ на другую ступень, необходимо отключить трансформатор от сети, поэтому регулирование напряжения на цеховых подстанциях производится только при сезонных изменениях нагрузки.

На ГПП регулирование напряжения осуществляется под нагрузкой (РПН) в пределах 16 (9 ступеней по 1,78 ).

Для расчета задаем уровни или отклонения напряжения в точке 1 раздела сетей промышленного предприятия и энергосистемы:

- в период максимума нагрузки предприятия.

- в период минимума нагрузки предприятия.

Целью расчета является определение отклонений напряжения в период максимума нагрузки и минимума нагрузки на шинах 0,4 кВ всех трансформаторных подстанций завода.

Они определяются по следующим выражениям:

где - потери напряжения в трансформатре ГПП в период максимума и минимума нагрузок, %;

- добавки напряжения создаваемые переключателем РПН трансформатора ГПП в период максимума и минимума нагрузок, %;

- потеря напряжения в кабельной линии от ГПП до i-й ТП в период максимума и минимума нагрузок, %;

- потери напряжения в трансформаторе i-й ТП в период максимума и минимума нагрузок, %;

- добавки напряжения создаваемые ПБВ трансформатором i-й ТП, %;

При первоначальном расчете отклонений напряжения все отпайки трансформаторов на ГПП и ТП ставим на нулевую ступень, то есть имеем и .

Для расчета уровней напряжения составляем упрощенную расчётную схему электроснабжения (рисунок 10.1).



Рисунок 10.1 - Расчетная схема

Расчёт уровней напряжения в период максимальных нагрузок

Потери напряжения в трансформаторах ГПП и ТП в режиме максимальных нагрузок определяются по выражению:

где - активная и реактивная расчетная нагрузка трансформатора, кВт и кВар;

- активное и индуктивное сопротивление трансформатора, Ом.

Активное сопротивление трансформатора ГПП:

где - мощность короткого замыкания трансформатора, кВт;

- номинальное напряжение трансформатора, кВ;

- номинальная мощность трансформатора, кВА.

Индуктивное сопротивление трансформатора ГПП:

где - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

- коэффициент расщепления.

Активное сопротивление трансформатора ТП:

где - мощность короткого замыкания трансформатора, кВт;

- номинальное напряжение трансформатора, кВ;

- номинальная мощность трансформатора, кВА.

Полное сопротивление трансформатора ТП:

Индуктивное сопротивление трансформатора ТП:



Активное сопротивление трансформатора ГПП:

Индуктивное сопротивление трансформатора ГПП:

.

Потеря напряжения в трансформаторе ГПП в режиме максимальных нагрузок:

где ;

.

Активное сопротивление трансформатора КТП-1:

Полное сопротивление трансформатора КТП-1:

Индуктивное сопротивление трансформатора КТП-1:

Результаты расчета потерь напряжения в режиме максимальных нагрузок в трансформаторных подстанциях приведены в таблице 10.1.

Таблица 10.1 - Расчёт потерь напряжения в ТП 10 кВ в режиме максимальных нагрузок

№ КТП	, кВт	, кВар	, кВА	, о.е.	, Ом/км	, Ом/км	, о.е.	, о.е.	, %
КТП-1	900,0	718,2	1600	0,567	0,711	3,723	0,992	0,126	0,966
КТП-2	1050,0	787,5	1600	0,643	0,711	3,723	0,987	0,162	1,412
КТП-3	1050,0	787,5	1600	0,634	0,711	3,723	0,986	0,165	1,210
КТП-4	600,0	108,0	1000	0,634	2,361	9,331	0,986	0,165	1,210
КТП-5	641,7	214,2	1000	0,634	2,361	9,331	0,986	0,165	1,210
КТП-6	641,7	214,2	1000	0,593	2,361	9,331	0,983	0,182	1,184
КТП-7	641,7	214,2	1000	0,593	2,361	9,331	0,983	0,182	1,184
КТП-8	1000,0	479,9	1600	0,593	0,711	3,723	0,983	0,182	1,184
КТП-9	1000,0	479,9	1600	0,621	0,711	3,723	0,981	0,192	1,273
КТП-10	1000,0	479,9	1600	0,621	0,711	3,723	0,981	0,192	1,273
КТП-11	933,3	529,8	1600	0,666	0,711	3,723	0,985	0,173	1,300
КТП-12	933,3	529,8	1600	0,666	0,711	3,723	0,985	0,173	1,300
КТП-13	933,3	529,8	1600	0,782	0,711	3,723	0,999	0,049	1,014
КТП-14	800,0	131,3	1000	0,550	2,361	9,331	0,994	0,105	0,877
КТП-15	750,0	26,5	1000	0,573	2,361	9,331	0,969	0,246	1,502
КТП-16	762,5	24,6	1000	0,573	2,361	9,331	0,969	0,246	1,502

Потеря напряжения в кабельных линиях в режиме максимальных нагрузок определяется по выражению:

где - длина i-й кабельной линии, км;

- расчетный ток протекающий по i-й кабельной линии, А;

где - активная и реактивная расчетная нагрузка i-го цеха, кВт и кВар;

- активное и индуктивное сопротивление единицы длины кабеля, Ом/км.

Коэффициенты мощности i-й кабельной линии:

;

Результаты расчета потерь напряжения в кабельных линиях в режиме максимальных нагрузок приведены в таблице 10.2.

Таблица 10.2 - Расчёт потерь напряжения в кабельных линиях 10 кВ в режиме максимальных нагрузок

Кабель в цепи	, кВт	, кВар	,А	, км	, Ом/км	, Ом/км	, о.е.	, о.е.	, %
ГПП	КТП-3	3000,0	2293,2	49,88	0,48	0,162	0,077	0,992	0,126	0,058
КТП-3	КТП-2	1950,0	1505,7	22,29	0,13	0,245	0,081	0,987	0,162	0,024
КТП-2	КТП-1	900,0	718,2	55,75	0,2	0,312	0,083	0,986	0,165	0,035
ГПП	КТП-4	600,0	108,0	55,75	0,41	0,312	0,083	0,986	0,165	0,019
ГПП	КТП-5	641,7	214,2	55,75	0,385	0,312	0,083	0,986	0,165	0,024
ГПП	КТП-6	1283,3	428,4	52,19	0,4	0,312	0,083	0,983	0,182	0,042
КТП-6	КТП-7	641,7	214,2	52,19	0,16	0,312	0,083	0,983	0,182	0,015
ГПП	КТП-8	1000,0	479,9	52,19	0,09	0,312	0,083	0,983	0,182	0,019
ГПП	КТП-9	2000,0	959,8	54,63	0,065	0,245	0,081	0,981	0,192	0,118
КТП-9	КТП-10	1000,0	479,9	54,63	0,06	0,312	0,083	0,981	0,192	0,026
ГПП	КТП-11	2800,0	1589,3	58,62	0,29	0,162	0,077	0,985	0,173	0,059
КТП-11	КТП-12	1866,7	1059,6	58,62	0,1	0,245	0,081	0,985	0,173	0,028
КТП-12	КТП-13	933,3	529,8	68,82	0,1	0,312	0,083	0,999	0,049	0,061
ГПП	КТП-14	800,0	131,3	48,38	0,36	0,312	0,083	0,994	0,105	0,031
ГПП	КТП-15	750,0	26,5	19,86	0,27	0,312	0,083	0,969	0,246	0,004
ГПП	РП	2762,5	29,6	812,37	0,725	0,162	0,077	0,904	0,428	0,327
РП	КТП-16	762,5	24,6	48,38	0,11	0,312	0,083	0,994	0,105	0,031

Для выбора положения ответвлений трансформаторов ГПП и КТП составляем таблицу 10.3.

Таблица 10.3 - Расчет отклонения напряжения на шинах 0,4 кВ КТП в режиме максимальных нагрузок

КТП	,%	, %	, %	,%	, %	, %	,%
КТП-1	0	2,49	5	0,058	0,966	5	6,484
КТП-2	0	2,49	5	0,024	1,412	5	6,072
КТП-3	0	2,49	5	0,035	1,210	5	6,263
КТП-4	0	2,49	5	0,019	1,210	5	6,280
КТП-5	0	2,49	5	0,024	1,210	5	6,275
КТП-6	0	2,49	5	0,042	1,184	5	6,282
КТП-7	0	2,49	5	0,015	1,184	5	6,308
КТП-8	0	2,49	5	0,019	1,184	5	6,304
КТП-9	0	2,49	5	0,118	1,273	5	6,118
КТП-10	0	2,49	5	0,026	1,273	5	6,209
КТП-11	0	2,49	5	0,059	1,300	5	6,149
КТП-12	0	2,49	5	0,028	1,300	5	6,180
КТП-13	0	2,49	5	0,061	1,014	5	6,434
КТП-14	0	2,49	5	0,031	0,877	5	6,600
КТП-15	0	2,49	5	0,331	1,502	5	5,675
КТП-16	0	2,49	5	0,031	1,502	5	6,175

В период максимальных нагрузок отклонения напряжения на шинах 0,4 кВ превышают допустимые во всех цехах. Поэтому необходимо встречное регулирование напряжения на ГПП с помощью РПН.

До доведения напряжения до допустимого уровня ставим регулятор РПН на третью ступень, что даёт нам добавку

В итоге получаем следующие уровни напряжения на шинах 0,4 кВ ТП:

	КТП 1	КТП 2	КТП 3	КТП 4	КТП 5	КТП 6	КТП 7	КТП 8	КТП 9	КТП 10	КТП 11	КТП 12	КТП 13	КТП 14	КТП 15	КТП 16
,%	1,144	0,732	0,923	0,940	0,935	0,942	0,968	0,964	0,778	0,869	0,809	0,840	1,094	1,260	0,335	0,835

Расчёт уровней напряжения в период минимальных нагрузок

Уровень напряжения в период минимума нагрузки определяется аналогично. Минимальную нагрузку принимаем равной 25 % от максимальной.

Потери напряжения в трансформаторах ГПП и ТП в режиме минимальных нагрузок определяются по выражению:

Потеря напряжения в трансформаторе ГПП в режиме минимальных нагрузок:

Результаты расчета потерь напряжения в режиме максимальных нагрузок в трансформаторных подстанциях приведены в таблице 10.4.

Таблица 10.4 - Расчёт потерь напряжения в ТП 10 кВ в режиме минимальных нагрузок

№ КТП	, кВт	, кВар	, кВА	, о.е.	, Ом/км	, Ом/км	, о.е.	, о.е.	, %
КТП 1	225,0	179,5	1600	0,567	0,711	3,723	0,992	0,126	0,241
КТП 2	262,5	196,9	1600	0,643	0,711	3,723	0,987	0,162	0,353
КТП 3	262,5	196,9	1600	0,634	0,711	3,723	0,986	0,165	0,302
КТП 4	150,0	27,0	1000	0,634	2,361	9,331	0,986	0,165	0,302
КТП 5	160,4	53,5	1000	0,634	2,361	9,331	0,986	0,165	0,302
КТП 6	160,4	53,5	1000	0,593	2,361	9,331	0,983	0,182	0,296
КТП 7	160,4	53,5	1000	0,593	2,361	9,331	0,983	0,182	0,296
КТП 8	250,0	120,0	1600	0,593	0,711	3,723	0,983	0,182	0,296
КТП 9	250,0	120,0	1600	0,621	0,711	3,723	0,981	0,192	0,318
КТП 10	250,0	120,0	1600	0,621	0,711	3,723	0,981	0,192	0,318
КТП 11	233,3	132,4	1600	0,666	0,711	3,723	0,985	0,173	0,325
КТП 12	233,3	132,4	1600	0,666	0,711	3,723	0,985	0,173	0,325
КТП 13	233,3	132,4	1600	0,782	0,711	3,723	0,999	0,049	0,253
КТП 14	200,0	32,8	1000	0,550	2,361	9,331	0,994	0,105	0,219
КТП 15	187,5	6,6	1000	0,573	2,361	9,331	0,969	0,246	0,375
КТП 16	190,6	6,1	1000	0,573	2,361	9,331	0,969	0,246	0,375

Потеря напряжения в кабельных линиях в режиме минимальных нагрузок определяется аналогично как для режима максимальных нагрузок.

Полная расчётная нагрузка i-го цеха в режиме минимальных нагрузок

Результаты расчета потерь напряжения в кабельных линиях в режиме максимальных нагрузок приведены в таблице 10.5.

Таблица 10.5 - Расчёт потерь напряжения в кабельных линиях 10 кВ в режиме минимальных нагрузок

Кабель в цепи	, кВт	, кВар	,А	, км	, Ом/км	, Ом/км	, о.е.	, о.е.	, %
ГПП	КТП-3	750,0	573,3	12,47	0,22	0,162	0,077	0,992	0,126	0,014
КТП-3	КТП-2	487,5	376,4	5,57	0,20	0,245	0,081	0,987	0,162	0,006
КТП-2	КТП-1	225,0	179,5	13,94	0,22	0,312	0,083	0,986	0,165	0,009
ГПП	КТП-4	150,0	27,0	13,94	0,08	0,312	0,083	0,986	0,165	0,005
ГПП	КТП-5	160,4	53,5	13,94	0,08	0,312	0,083	0,986	0,165	0,006
ГПП	КТП-6	320,8	107,1	13,05	0,28	0,312	0,083	0,983	0,182	0,010
КТП-6	КТП-7	160,4	53,5	13,05	0,07	0,312	0,083	0,983	0,182	0,004
ГПП	КТП-8	250,0	120,0	13,05	0,07	0,312	0,083	0,983	0,182	0,005
ГПП	КТП-9	500,0	240,0	13,66	0,51	0,245	0,081	0,981	0,192	0,029
КТП-9	КТП-10	250,0	120,0	13,66	0,09	0,312	0,083	0,981	0,192	0,007
ГПП	КТП-11	700,0	397,3	14,65	0,24	0,162	0,077	0,985	0,173	0,015
КТП-11	КТП-12	466,7	264,9	14,65	0,09	0,245	0,081	0,985	0,173	0,007
КТП-12	КТП-13	233,3	132,4	17,20	0,17	0,312	0,083	0,999	0,049	0,015
ГПП	КТП-14	200,0	32,8	12,10	0,12	0,312	0,083	0,994	0,105	0,008
ГПП	КТП-15	187,5	6,6	4,96	0,04	0,312	0,083	0,969	0,246	0,001
ГПП	РП	690,6	7,4	203,09	0,35	0,162	0,077	0,904	0,428	0,082
РП	КТП-16	190,6	6,1	4,96	0,04	0,312	0,083	0,969	0,246	0,001

Для выбора положения ответвлений трансформаторов ГПП и КТП составляем таблицу 10.6.

Таблица 10.6 - Расчет отклонения напряжения на шинах 0,4 кВ КТП в режиме минимальных нагрузок

КТП	,%	, %	, %	,%	,%	, %	,%
КТП 1	0	0,623	5	0,014	0,241	5	9,121
КТП 2	0	0,623	5	0,006	0,353	5	9,018
КТП 3	0	0,623	5	0,009	0,302	5	9,066
КТП 4	0	0,623	5	0,005	0,302	5	9,070
КТП 5	0	0,623	5	0,006	0,302	5	9,069
КТП 6	0	0,623	5	0,010	0,296	5	9,071
КТП 7	0	0,623	5	0,004	0,296	5	9,077
КТП 8	0	0,623	5	0,005	0,296	5	9,076
КТП 9	0	0,623	5	0,029	0,318	5	9,029
КТП 10	0	0,623	5	0,007	0,318	5	9,052
КТП 11	0	0,623	5	0,015	0,325	5	9,037
КТП 12	0	0,623	5	0,007	0,325	5	9,045
КТП 13	0	0,623	5	0,015	0,253	5	9,108
КТП 14	0	0,623	5	0,008	0,219	5	9,150
КТП 15	0	0,623	5	0,083	0,375	5	8,919
КТП 16	0	0,623	5	0,008	0,375	5	9,019

В период минимальных нагрузок отклонения напряжения на шинах 0,4 кВ превышают допустимые во всех цехах. Поэтому необходимо встречное регулирование напряжения на ГПП с помощью РПН.

До доведения напряжения до допустимого уровня ставим регулятор РПН на шестую ступень, что даёт нам добавку .

В итоге получаем следующие уровни напряжения на шинах 0,4 кВ ТП:

	КТП 1	КТП 2	КТП 3	КТП 4	КТП 5	КТП 6	КТП 7	КТП 8	КТП 9	КТП 10	КТП 11	КТП 12	КТП 13	КТП 14	КТП 15	КТП 16
,%	3,781	3,678	3,726	3,730	3,729	3,731	3,737	3,736	3,689	3,712	3,697	3,705	3,768	3,810	3,579	3,679

Расчет колебания напряжения

Ряд электроприемников промышленного предприятия создают колебания напряжения, в основном это электроприемники с резко переменным режимом работы (дуговые печи, прокатные станы), электроприемники с импульсным режимом работы (электросварка), электроприемники с электродвигателями (при частых пусках электродвигателей).

В нашем случае источником колебаний напряжения являются дуговые печи.

Расчет колебаний напряжения от дуговых печей производится в следующей последовательности:

Определяется размахи колебаний напряжения ?U_t на шинах, где подключены ДСП:

для группы ДСП:

, %;

где - мощность наибольшего печного трансформатора в группе, МВА;

- мощность 3-х фазного короткого замыкания на шинах где подключены ДСП, МВА;

k_п- коэффициент учитывающий одновременность работы печей в группе из n печей.

Для печей одинаковой мощности .

Колебания напряжения от ДСП считается допустимым, если соблюдается следующее неравенство:

 %.

Определяем размахи колебаний напряжения ?U_t на шинах, где подключены ДСП:

%,

где: ;

МВА.

Как видно, получается более 1%, т.о. необходимо предусмотреть мероприятия по снижению размахов напряжения. Эти мероприятия следующие:

1) разделение питания ДСП и других электроприемников чувствительных к колебаниям напряжения;

2) увеличение мощности питающих трансформаторов;

3) присоединение электроприемников создающих колебания и чувствительных к колебаниям на разные ветви трансформаторов с расщепленными обмотками;

4) применение специальных технических средств (быстродействующих статических компенсирующих устройств, сдвоенных реакторов, продольной компенсации и т.п.).

Расчет коэффициента несинусоидальности кривой напряжения

На промышленных предприятиях есть большое количество электроприемников с нелинейными вольтамперными характеристиками. К ним относятся полупроводниковые преобразователи, установки контактной и дуговой сварки, дуговые электрические печи, газоразрядные лампы.

Характерной особенностью этих устройств является потребление ими несинусоидальных токов при подведения к их зажимам синусоидального напряжения. Токи высших гармоник проходя по элементам сети, вызывают потери напряжения в сопротивлениях этих элементов, которые, накладываясь на основную синусоиду напряжения, приводят к искажению формы кривой напряжения.

Протекание по элементам системы электроснабжения токов высших гармоник и искажение синусоиды напряжения приводит к ускоренному старению изоляции электрических машин, кабелей, трансформаторов; увеличиваются погрешности индукционных счетчиков активной и реактивной энергии; могут происходить ложные срабатывания релейной защиты, устройств телемеханики, автоматики и ЭВМ.

Расчет несинусоидальности напряжения от дуговых печей производится в следующей последовательности.

Электродуговые печи являются источниками гармоник порядков n=2,3,4,5,…,7, и т.д.

При расчетах достаточно учитывать гармоники до 7-й, так как остальные гармоники малы.

Ток нечетных гармоник одной ДСП определяется по выражению:

;

где n- номер нечетной гармоники.

Ток второй гармоники можно принять равным току третьей гармоники.

Для группы печей одинаковой мощности:

;

где N- число печей в группе.

Фазные напряжения n-й гармоники в расчетной точке:

;

Коэффициент искажения синусоиды напряжения на шинах от которых питаются ДСП определяется по выражению, %:

;

Расчетный коэффициент искажения синусоиды напряжения сравнивается с допустимым по ГОСТ 13109-97 k_Uд.

Для сетей с U_ном=6-20 кВ к_Uд=5%.

Если расчетный коэффициент искажения синусоиды получается более допустимого, то необходимо применять фильтры высших гармоник.

Рассчитаем ток 2-й гармоники одной ДСП:

кА.

Для группы печей:

кА.

Рассчитаем фазное напряжение 2-й гармоники в расчетной точке:

кВ.

Таблица 10.7 - Расчет гармоник

n	2	3	5	7
I(2)	0,115	0,057	0,014	0,004
I(2)?	0,137	0,068	0,016	0,005
U(2)	0,102	0,076	0,063	0,045

Определим коэффициент искажения синусоиды напряжения на шинах от которых питаются ДСП:

%

Как видно, коэффициент искажения синусоиды не более допустимого значения, 2,147% < 5%.

11. Канализация электрической энергии по заводу

Питание всех ТП и синхронных двигателей, расположенных на территории завода осуществляется кабельными линиями напряжением 10 кВ марки ААШв.

Основным достоинством кабельной канализации является то, что она не требует больших площадей на территории предприятия и может быть выполнена в любых природных и атмосферных условиях: на воздухе, в загрязненной среде, при сильных ветрах и гололеде.

Недостатком является большая стоимость и трудоемкость сооружения. Трасса кабельных линий выбирается с учетом наименьшего расхода кабелей и наиболее дешевого обеспечения их защиты от механических повреждений, коррозии, перегрева и от повреждений при возникновении дуги в соседнем кабеле.

При размещении кабелей, по возможности нужно избегать перекрещивания их друг с другом, с трубопроводами и другими всевозможными коммуникациями. Способ прокладки выбирается в зависимости от количества кабелей, от условий трассы, от степени загрязненности почвы и т.п.

В зависимости от этих условий кабели по территории предприятия прокладываются в земляных траншеях или кабельных сооружениях: туннелях, блоках, эстакадах, галереях, каналах и др.

При проектировании кабельных сетей должны соблюдаться нормированные максимально-допустимые разности уровней установки их концевых заделок согласно СН 85-74. При изгибах кабеля следует соблюдать минимально-допустимые кратности радиусов внутренней кривой изгиба кабелей по отношению к их наружному диаметру. Кратность радиуса изгиба зависит от конструкции кабелей, для выбранной марки

R_изг = 2,5 · d

где d - наружный диаметр кабеля.

При проектировании необходимо строго соблюдать мероприятия по экономии силовых и контрольных кабелей и не допускать завышения потребности в них. Спецификации и заявки на кабели должны составляться по очередям ввода отдельных цехов и производств предприятия, во избежании длительного неиспользования кабелей и хранения их на складах. В тоже время кабельные сооружения необходимо рассчитывать на дополнительную прокладку кабелей (не менее 20 %) на случай роста электрических нагрузок и присоединений дополнительных потребителей электроэнергии. Кабельные линии для потребителей I-й категории, идущие от разных источников, прокладываются по отдельным трассам, изолированным одна от другой (на случай пожара).

На проектируемом предприятии используется один способ кабельной канализации: прокладка в земляной траншее.

Прокладка кабелей в траншее

Прокладка кабелей в траншее является наиболее простой и дешевой. Она экономичнее также и по расходу цветного металла, так как пропускная способность кабелей наибольшая при прокладке в земле (если не считать прокладки в воде).

Кабели, проложенные в земляных траншеях на промышленных предприятиях, при выполнении земляных работ часто повреждаются, и перерыв в питании наносит значительный ущерб предприятию. Поэтому прокладку больших потоков кабелей в траншеях всемерно ограничивают. Согласно ПУЭ не следует прокладывать в одной траншее более 6 кабелей на напряжение 10 кВ. При большом числе кабелей предусматриваются две параллельно идущие траншеи с расстоянием между ними 1,2 м, если условия трассы это позволяют.

На территории проектируемого предприятия прокладка кабельных линий в траншеях предусмотрена от КРУ 10 кВ ГПП до корпусов производственных цехов, где расположены ТП.

Для защиты от механических повреждений кабели прокладывают на кабельной подушке: просеянная земля или песок и покрывается кирпичом или бетонными плитами. Глубина прокладки кабеля от поверхности земли равна 0,7 м. При прокладке кабеля на меньшей глубине 0,5 м, например, при вводе в здание, кабель должен иметь надежную защиту от механических повреждений, то есть в виде металлической трубы. Расстояние между силовыми кабелями 10 кВ равно 100 мм. Расстояние от силовых кабелей, прокладываемых вдоль различного рода зданий равно 0,6 м до фундамента, 0,5 м до трубопроводов, 2 м до тепловых трасс. Кабели в траншеях укладываются волнообразно, вследствие температурных деформаций и возможных смещений почвы.

12. Релейная защита

В процессе эксплуатации системы электроснабжения возникают повреждения отдельных ее элементов. Наиболее опасными и частыми видами повреждений являются короткие замыкания между фазами электрооборудования и однофазные короткие замыкания на землю в сетях с большими токами замыкания на землю. В электрических машинах и трансформаторах наряду с междуфазными КЗ и замыканиями на землю имеют место межвитковые замыкания в обмотках.

Вследствие возникновения КЗ нарушается нормальная работа системы электроснабжения, что создает ущерб для промышленного предприятия. При протекании токов КЗ элементы системы электроснабжения подвергаются термическому и динамическому воздействию.

Для уменьшения размеров повреждений и предотвращения развития аварии устанавливают систему автоматических устройств, называемых релейной защитой, обеспечивающих с заданной степенью быстродействия отключение поврежденного элемента или сети.

К релейной защите предъявляют следующие основные требования:

- надежное отключение всех видов повреждений - это правильная и безотказная работа релейной защиты при всех повреждениях и ненормальных режимов работы элементов, которая обеспечивается применением наименьшего числа устройств с наиболее простыми схемами, наименьшим количеством реле, цепей и контактов;

- чувствительность защиты - это способность защиты отключать участки электрической цепи, которые она защищает в самом начале их повреждения;

- избирательность (селективность) действия - это способность защиты отключать только поврежденный участок;

- простота схем;

- быстродействие - это способность защиты отключать поврежденный участок электрической цепи за наименьшее возможное время;

- наличие сигнализации о повреждениях.

12.1 Выбор защиты трансформаторов ГПП

Согласно ПУЭ для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

2) однофазных замыканий на землю в обмотке, присоединенной к сети с глухозаземленной нейтралью;

3) витковых замыканий в обмотках;

4) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

6) защита от понижения уровня масла.

Для трансформаторов должна быть предусмотрена газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождаемых выделением газа и от понижения уровня масла.

Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

Установка газовой защиты обязательна для всех трансформаторов номинальная мощность которых 6,3 МВА и более.

Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должны быть предусмотрены:

1) продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени;

2) токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита.

Указанные защиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора.

Продольная дифференциальная токовая защита должна осуществляться применением специальных реле тока, отстроенных от бросков тока намагничивания, переходных токов и установившихся токов небаланса (например реле типа ДЗТ-11).

Продольная дифференциальная токовая защита должна быть выполнена так, чтобы в зону ее действия входили соединения трансформатора со сборными шинами.

На понижающем трансформаторе в качестве защиты от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, должны быть предусмотрены следующие защиты с действием на отключение:

1) максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него;

2) на мощных понижающих трансформаторах при наличии двухстороннего питания можно применять токовую защиту обратной последовательности от несимметричных КЗ с минимальным пуском и от симметричных КЗ.

Необходимо применять защиту трансформатора от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ со стороны питания и со стороны секций.

12.2 Выбор защиты отходящих линий 10 кВ

Для воздушных и кабельных линий 6-35 кВ должны предусматриваться:

1) защита от многофазных замыканий;

2) защита от однофазных замыканий на землю.

Защита от многофазных замыканий выполняется в двухфазном, двух- или трехрелейном исполнении.

Для защиты отходящих линий применяем защиту с отсечкой, выполненной с использованием реле типа РТ-40. В выходную цепь защиты включается промежуточное реле, обеспечивающее отключение выключателя, а также некоторую отстройку от возможного броска апериодической составляющей тока КЗ, от бросков намагничивающих токов силовых трансформаторов, получающих питание по защищаемой линии.

Защита от однофазных замыканий на землю устанавливается на всех линиях 10 кВ, отходящих от шин ГПП, работающих в сетях с изолированной и заземленной через дугогасящий реактор нейтралью и действующей на сигнал, за исключением тех случаев, когда по условиям техники безопасности требуется действие защиты на отключение. Применяем защиту с реле типа РТЗ-51, в сочетании с устройством типа УСЗ-ЗМ. Если по условиям безопасности или из-за недостаточной чувствительности реле типа РТЗ-51 требуется обеспечить минимальный ток срабатывания защиты, следует предусматривать направленную токовую защиту нулевой последовательности типа ЗЗП-1.

В двухступенчатых защитах I ступень выполняется в виде защиты типа ЗЗП-1, а II- в виде защиты максимального напряжения нулевой последовательности (с помощью реле напряжения серии РН-50 и реле времени).

Для сетей, в которых не требуется установка двухступенчатых защит с действием на отключение, независимо от способа токовой защиты обязательно применение устройства контроля изоляции, которое обычно выполняется с использованием реле напряжения, включенного на разомкнутый треугольник дополнительной вторичной обмотки шинного трансформатора напряжения, и вольтметра с переключателем.

12.3 Выбор защиты синхронных двигателей напряжением выше 1000 В

Релейная защита синхронного двигателя (СД) должна реагировать на внутренние повреждения и опасные ненормальные режимы. На синхронных электродвигателях предусматривается защита от многофазных КЗ на линейных вводах и в обмотке статора, однофазных замыканий на землю на линейных выводах и в обмотке статора, витковых замыканий, защита от перегрузки, защита от потери и понижения напряжения, и защита от асинхронного режима. Важно чтобы синхронный двигатель не отключался защитой при неопасных ненормальных режимах, и обеспечивалась возможность самозапуска. На СД должен устанавливаться автомат гашения поля. Защита СД от асинхронного режима должна действовать с выдержкой времени и выполнять ресинхронизацию, а если её осуществить не удаётся, то защита должна отключить двигатель от сети и произвести пуск двигателя.

Защита от многофазных замыканий устанавливается на всех без исключения синхронных электродвигателях и предназначена для отключения СД при многофазных КЗ в его обмотке статора и на линейных выводах (то есть тех выводах, к которым подключена питающая линия, соединяющая СД с выключателем).

Для ЭД мощностью до 4000 кВт применяем токовую двухрелейную отсечку без выдержки времени с реле, включёнными на фазные токи.

Для токовых отсечек электродвигателей применяем реле серии РТ-40, имеющие встроенные насыщающиеся трансформаторы и обладающие улучшенной отстройкой от токов переходного процесса при пуске и самозапуске.

На СД с прямым пуском от сети в зону защиты кроме самого электродвигателя входят также его соединения с распределительным устройством, от которого он получает питание.

Защита от однофазных замыканий на землю выполняется в виде однорелейной токовой отсечки нулевой последовательности без выдержки времени. Ток срабатывания защиты выбирается из условия несрабатывания защиты от броска ёмкостного тока, проходящего в месте установки защиты при внешних КЗ на землю.

Защита от замыканий на землю действует на автоматическое гашение поля, если оно предусмотрено и на отключение электродвигателя от сети. Применяем токовую защиту нулевой последовательности с реле типа РТЗ-51.

Защита от токов перегрузки выполняется с действием на сигнал. Тип защиты - МТЗ с независимой от тока выдержкой времени в однолинейном исполнении с реле тока РТ-40 и реле времени типа ВЛ-34.

Реле тока защиты включается на разность тока двух фаз.

Защита синхронных электродвигателей от асинхронного режима устанавливается на всех синхронных электродвигателях и действует на схему, предусматривающую ресинхронизацию с автоматической разгрузкой механизма до такого уровня, при котором обеспечивается втягивание электродвигателя в синхронизм, отключение электродвигателя при неуспешной ресинхронизации, при невозможности осуществления разгрузки или ресинхронизации при отсутствии необходимости по условиям технологического процесса в ресинхронизации электродвигателя.

Для синхронных электродвигателей со спокойной нагрузкой на валу независимо от других видов защит от асинхронного режима, входящих в состав возбудительных устройств, предусматриваем защиту, реагирующую на увеличение тока статора и на снижение тока возбуждения. Защита по току статора представляет собой двухступенчатую (по времени действия) максимальную токовую защиту в однорелейном исполнении от токов перегрузки, возникающих в асинхронном режиме. В схеме используется промежуточное реле типа РП-252, имеющее замедление при возврате, для предотвращения отказа защиты при биениях тока асинхронного режима.

Защита от потери питания и понижения напряжения предусматривается для предотвращения повреждений электродвигателей, которые могут возникнуть после того, как на затормозившиеся в результате потери питания, кратковременного или длительного снижения напряжения электродвигатели будет вновь подано напряжение нормального уровня. Это может привести к непредусмотренному самозапуску или повторному пуску электродвигателей, для которых эти режимы либо недопустимы по условиям завода-изготовителя или технологического процесса, либо запрещены техникой безопасности.

Защита от потери питания выполняется групповой, то есть общей для всех электродвигателей, присоединенных к одной секции сборных шин распределительного устройства. Защита действует на отключение электродвигателей, которые по тем или иным причинам не участвуют в самозапуске, и на гашение поля синхронных электродвигателей, подлежащих самозапуску.

В качестве защиты от потери питания используем двухступенчатую защиту минимального напряжения, защита минимального напряжения и минимальной частоты с блокировкой по направлению мощности. Реле направления мощности, входящие в состав защиты, блокируют ее действие при направлении активной мощности к шинам.

13. Расчет релейной защиты трансформаторов ГПП

Расчет продольной дифференциальной защиты трансформаторов ГПП

Для защиты от повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора ГПП применяем устройства продольной дифференциальной токовой защиты, действующей без выдержки времени на отключение поврежденного трансформатора.

Трансформаторы тока для продольной дифференциальной токовой защиты устанавливаются со всех сторон трансформатора. Для двухобмоточных трансформаторов ГПП вторичные обмотки трансформаторов тока на стороне высшего напряжения соединяются в треугольник, а на стороне низшего - в звезду.

Первичный ток на стороне защищаемого трансформатора определяется по формуле:

- номинальная мощность трансформатора, кВА;

- номинальное напряжение трансформатора соответствующей стороны, кВ;

Коэффициент схемы включения реле защиты:

На стороне ВН:

На стороне НН:

Расчетный коэффициент трансформации трансформаторов тока определяется по формуле:

где - номинальный вторичный ток трансформаторов тока, А;

Принятые коэффициенты трансформации трансформаторов тока ВН и НН:

; .

Продольная дифференциальная токовая защита осуществляется с применением реле тока отстроенных от бросков тока намагничивания, переходных токов и установившихся токов небаланса. Для этого используется реле с торможением типа ДЗТ-11. Дифференциальная защита с реле ДЗТ-11 выполняется так, чтобы при внутренних повреждениях трансформатора торможение было минимальным или совсем отсутствовало. Поэтому тормозная обмотка реле обычно подключается к трансформаторам тока, установленным на стороне низшего напряжения трансформатора.

Первичный ток срабатывания защиты из условия отстройки от броска тока намагничивания определяется по формуле:



Расчетный ток срабатывания реле, приведенный к стороне ВН определяется по формуле:

Число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны ВН:

Расчетное:

Принятое:

Число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны НН:

Расчетное:



Принятое:

Число витков тормозной обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны НН:

Расчетное:

где ;

- относительная погрешность, обусловленная РПН, принимается равной половине суммарного диапазона регулирования напряжения;

- угол наклона касательной к тормозной характеристике реле типа ДЗТ-11;

;

Принятое:

Минимальное значение тока в реле при трёхфазном КЗ на выводах НН:

На среднем ответвлении РПН:



где - минимальное значение тока на стороне ВН при КЗ на стороне НН, соответствующее требованиям чувствительности на среднем ответвлении РПН.

На крайнем ответвлении РПН:

где - минимальное значение тока на стороне ВН при КЗ на стороне НН, соответствующее требованиям чувствительности на крайнем ответвлении РПН.

Чувствительность дифференциальной защиты проверяется при КЗ на выводах с учетом влияния регулирования напряжения (РПН) на ток, протекающий в реле.

Минимальное значение коэффициента чувствительности защиты при трёхфазном КЗ на выводах НН:

На среднем ответвлении РПН:



На крайнем ответвлении РПН:

Расчет максимальной токовой защиты трансформаторов ГПП

Защиту от токов внешних многофазных КЗ выполняем в виде:

1) максимальной токовой защиты с пуском напряжения, устанавливаемой на стороне низшего напряжения (НН) защищаемого трансформатора.

2) максимальной токовой защиты, устанавливаемой на стороне высшего напряжения (ВН) защищаемого трансформатора;

Защиту от токов перегрузки устанавливаем на стороне ВН в виде максимальной токовой защиты с действием на сигнал с выдержкой времени.

Защиту от многофазных КЗ и от токов перегрузки выполняем на реле типа РТ-40.

1) Ток срабатывания реле максимальной токовой защиты с комбинированным пуском напряжения от внешних КЗ с включением реле тока на стороне НН трансформатора:

где - номинальный ток трансформатора на стороне НН, где включены соответствующие реле тока, А;

- коэффициент схемы включения реле защиты на стороне НН;

- коэффициент отстройки;

- коэффициент возврата реле РТ-40;

- коэффициент трансформации трансформатора тока НН;

Напряжение срабатывания максимальной токовой защиты с комбинированным пуском напряжения от внешних КЗ:

где - номинальное напряжение трансформатора на стороне НН, где включено реле напряжения;

Напряжение срабатывания реле напряжения вторичных цепей:

2) Ток срабатывания реле максимальной токовой защиты от внешних КЗ на стороне ВН трансформатора:

где - номинальный ток трансформатора на стороне ВН, где включены соответствующие реле тока, А;

- коэффициент схемы включения реле защиты на стороне НН;

- коэффициент отстройки;

- коэффициент возврата реле РТ-40;

- коэффициент трансформации трансформатора тока ВН;

3) Ток срабатывания реле максимальной токовой защиты от перегрузки на стороне ВН трансформатора:

где - номинальный ток трансформатора на стороне ВН, где включены соответствующие реле тока, А;

- коэффициент схемы включения реле защиты на стороне НН;

- коэффициент отстройки;

- коэффициент возврата реле РТ-40;

- коэффициент трансформации трансформатора тока ВН;

Таблица 13.1 - Токи срабатывания реле токовых защит трансформатора

Тип защиты	Расчетная формула	Значение коэффициентов	Номинальный ток трансформатора ВН, НН	Ток и напряжение срабатывания реле
Максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения от внешних КЗ на стороне НН трансформатора с включением реле тока		1	1,2	0,85
Максимальная токовая защита трансформатора от перегрузки на стороне ВН			1,05	0,85
Максимальная токовая защита трансформатора от внешних КЗ на стороне ВН			1,2	0,85

14. Измерение и учет электроэнергии

Система учета и измерений определяется схемой электроснабжения предприятия, характером присоединенных потребителей и схемой коммутации.

Система учета на промышленных предприятиях должна давать возможность:

- определения количества энергии, полученной от энергосистемы;

- производства внутризаводского межцехового расчета за электроэнергию, израсходованную различными хозрасчетными потребителями предприятия;

- установления, уточнения и контроля удельных норм расхода электроэнергии на единицу продукции;

- контроля потребления и выработки реактивной мощности по всему предприятию в целом и по отдельным потребителям.

Учет электроэнергии делится на коммерческий и технический. Первый служит для расчета предприятия с энергоснабжающей организацией, второй - для осуществления хозрасчета и контроля расходования электроэнергии внутри предприятия.

Счетчики для расчета энергоснабжающей организации с потребителями устанавливаются на границе раздела сети организации и потребителя.

Классы точности счетчиков активной мощности и измерительных трансформаторов согласно ПТЭ должны быть не ниже указанных в таблице 14.1

Таблица 14.1 - Класс точности приборов учета

Трансформатор ГПП	Счетчики	Измерительные трансформаторы
40 МВА	1,0	0,5

Для технического учета могут применяться трансформаторы тока класса точности 1,0 и счетчики любого класса точности, которые выпускаются промышленностью с классом точности не выше 2,5.

На предприятии действует двухставочный тариф на электроэнергию с оплатой заявленного по величине максимума нагрузки электросистемы.

На рисунке 14.1 приведена упрощенная схема электроснабжения инструментального завода. Схема включает в себя двухтрансформаторную главную понизительную подстанцию (ГПП), трансформаторные подстанции (ТП и КТП).

Цифрами обозначены точки установки приборов учета электрической энергии (счетчиков):

- Уровень учета 1: счетчики, установленные во вводных ячейках РУ 10 кВ ГПП - трехфазные счетчики электрической энергии, включенные через трансформаторы тока и трансформаторы напряжения. По этим счетчикам промышленные предприятия производят расчет за потребленную электроэнергию с энергоснабжающей организацией (энергосистемой). Данные счетчики могут быть также включены через трансформаторы тока и напряжения, установленные на вводах 110 кВ трансформаторов ГПП;

- Уровень учета 2: счетчики, установленные в ячейках отходящих линий РУ 10(6) кВ, эти счетчики используются, как правило, только для технического учета электрической энергии внутри предприятия;

- Уровень учета 3: счетчики, установленные на вводных присоединениях и присоединениях отходящих линий 0,4 кВ, трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ;

- Уровень учета 4: счетчики, устанавливаемые на вводных присоединениях крупных потребителей электрической энергии на предприятии (печи, выпрямительные агрегаты большой мощности, электролизные установки и т.п.). Некоторые из них могут быть использованы как потребители-регуляторы.

Для учёта электроэнергии принимаем счётчики - ПСЧ-3ТА и ПСЧ-4ТА.

Контрольный учет реактивной энергии осуществляется на всех компенсирующих устройствах (конденсаторных батареях). Учет потребляемой реактивной энергии производится на всех линиях к ТП. Все линии напряжением до 1000 В и выше на ТП, ГПП снабжены амперметрами.

Для контроля напряжения на всех секциях сборных шин устанавливаются вольтметры. В цеховых ТП вольтметры устанавливаются только на шинах вторичного напряжения.

Ваттметры устанавливаются на выходе трансформаторов ГПП для контроля нагрузки предприятия в целом.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 14.1 - Схема электроснабжения завода с обозначением точек учета

Все контрольно-измерительные приборы подстанции приведены в таблице 14.2

Таблица 14.2 - Контрольно-измерительные приборы на подстанции

Наименование	Место установки	Перечень приборов
Понизительный трансформатор ГПП	ВН	Ваттметр
	НН	Амперметр, ваттметр, варметр, счетчики активной и реактивной энергии
Сборные шины 10 кВ	На каждой секции	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения, вольтметр для измерения линейного напряжения
Секционный выключатель		Амперметр
Линии 10 кВ к потребителям		Амперметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии для линий, принадлежащих потребителю
Трансформатор собственных нужд	ВН	Амперметр, ваттметр, счетчик активной энергии
Конденсаторные установки		Амперметр, варметр

При проектировании системы электроснабжения встаёт задача экономии затрат на оплату за электропотребление предприятий. Экономия достигается за счет установки новых счетчиков с более высоким классом точности и установки автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) для схемы расчетов за потребление электроэнергии (такие меры приносят экономию от 0,5 % до 5 - 7 %). Эта экономия получается за счет увеличения точности учета, локализации потерь, хотя при этом никак не рассматривается эффективность потребления электроэнергии.

Задачи, решаемые АСКУЭ:

- Комплексный, автоматизированный коммерческий и технический учёт электроэнергии по предприятию.

- Контроль электропотребления по точкам учёта в заданных временных интервалах (3 минуты, 30 минут, смена, сутки, неделя, месяц и.т.д).