Продолжение таблицы 3.3
4. Выбор элементов внешнего электроснабжения промышленного предприятия.
4.1. Выбор напряжения внешнего электроснабжения.
Комплекс главных вопросов при проектировании системы электроснабжения промышленного предприятия, наряду с выбором общей схемы питания и определением целесообразной мощности силовых трансформаторов включает в себя выбор рационального напряжения, поскольку его значением определяются параметры линий электропередачи и выбираемого электрооборудования подстанций и сетей, а следовательно - весь технико - экономический расчет.
Выбор напряжения внешнего электроснабжения промышленных предприятий производится путем сравнения величин приведенных затрат, рассматриваемых двух и более вариантов, когда:
1. Имеется возможность получения энергии от источника питания при двух и более напряжениях;
2. Предприятие с большой электрической мощностью нуждается в сооружении или значительном расширении существующих районных подстанций, электростанций или сооружении собственной электростанции;
3. Имеется связь электростанций предприятий с районными сетями. Собственные электростанции сооружаются при значительной удаленности или недостаточной мощности энергосистем или при наличии специальных групп электроприемников, требующей высокой бесперебойности питания. Мощность собственного источника зависит от его назначения и может колебаться в очень широких пределах.
Сооружение заводских электростанций (ТЭЦ) целесообразно на предприятиях со значительным теплопотреблением. В этом случае электроэнергия передается потребителям на генераторном напряжении 6 - 10 кВ, для чего предусматривается генераторное распределительное устройство (ГРУ).
Цеховые ТП и РП присоединяются к линиям 6 -10 кВ к токоограничивающим реакторам. Количество линий 6 - 10 кВ и число токоограничивающих реакторов, присоединенным к шинам ГРУ, зависит от мощности предприятия и других потребителей.
При снижении нагрузки промышленного предприятия (праздничные и выходные дни) избыток мощности генераторов может быть передан через трансформатор связи в сеть энергосистемы для других потребителей.
4.2. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП, их схем и сечений проводов питающих линий.
4.2.1. Выбор числа трансформаторов ГПП и схемы на стороне высокого напряжения.
Правильный технически и экономически обоснованный выбор числа и мощности силовых трансформаторов главных понизительных подстанций (ГПП) промышленных предприятий имеет существенное значение для рационального построения схемы электроснабжения этих предприятий.
Число трансформаторов определяется требованиями надежности электроснабжения потребителей. С этих позиций наилучшим является вариант с установкой двух трансформаторов, обеспечивающий достаточный уровень надежности электроснабжения предприятия в целом.
Однотрансформаторные ГПП применяют редко и их можно проектировать в следующих случаях:
- при возможности осуществления автоматического резервирования от других источников питания потребителей 1 категории, в том числе электроприемников особой группы;
- при наличии резервного источника для питания всех основных потребителей предприятия при длительною выводе из работы питающей линии или трансформатора ГПП;
- при возможности быстрой замены или ремонта повременного трансформатора ГПП для восстановления нормальной схемы электроснабжения предприятия.
На ГПП может быть установлено три и более трансформаторов с целью обеспечения надежного электроснабжения всех основных потребителей предприятия. Такое решение принимают:
- при наличии крупных резкопеременных и ударных нагрузок и необходимости выделения их питания (прокатное производство, кузнечнопрессовые цехи и т.д.);
- при концентрированных нагрузках, когда двухтрансформаторные ГПП невозможно применить по схемным, либо конструктивным соображениям;
при явных экономических преимуществах выполнения трехтрансформаторных ГПП обусловленных, например, упрощением схемных решений или условиями дальнейшего роста нагрузок и развития ГПП предприятия.
На крупных предприятиях может быть установлена не одна, а несколько ГПП. Такое решение определяется на основе технико-экономических расчетов и его целесообразно рассматривать, как правило, при полной расчетной нагрузку предприятия более 90 ... 100 МВА.
Промышленные предприятия получают электрическую энергию, как правило, от районных понижающих подстанций энергетической системы на напряжении 220, 110, 35 и сравнительно редко 10 или 6 кВ. В схему внешнего электроснабжения входит главная понизительная подстанция или центральный распределительный пункт, воздушные или кабельные линии электропередачи от районной подстанции энергосистемы до предприятия и коммутационные аппараты отходящих линий этой подстанции.
При рассмотрении вариантов внешнего электроснабжения необходимо выбрать схемы на два напряжения, отвечающие требованиям надежности электроснабжения проектируемого предприятия, его технологическим особенностям и условиям окружающей среды. Для каждого варианта рисуются однолинейные электрические схемы, на которых показывается коммутационная аппаратура подстанции энергосистемы, воздушные или кабельные линии электропередач, элементы ГПП или ЦРП, а именно: коммутационная защитная аппаратура на стороне внешнего напряжения, силовые трансформаторы, вводные и секционные выключатели на стороне низшего напряжения. Около каждого элемента схемы указывается его тип со всеми основными номинальными данными, а для разъединителей и выключателей - тип привода.
4.2.2. Выбор мощности трансформаторов ГПП.
Выбор номинальной мощности трансформаторов ГПП производится на основании полной расчетной мощности предприятия.
(4.4)
где - реактивная мощность, передаваемая энергосистемой.
Реактивная мощность, передаваемая энергосистемой, определяется по расчетному коэффициенту мощности, устанавливаемому энергосистемой, кВАр.
Qэн = Рр∙tgωэн, (4.5)
где tgω: 0.27 при 35 кВ 0.31при 110 кВ. 0.42 при 220 кВ.
Если после компенсации реактивной мощности на стороне 0,4 кВ то компенсацию реактивной мощности надо производить и на шинах 6-10 кВ. Мощность трансформатора ГПП определяется по условию.
Sн.т ≥ Sр∙0,7(N-1) (4.6)
где Sн.т - номинальная мощность трансформатора [П.9];
N - количество трансформаторов ГПП.
В аварийном режиме оставшийся в работе трансформатор необходимо проверить на допустимую перегрузку при условии ограничения нагрузки потребителей.
1.4∙Sн.т ≥ S'p.(4.7)
где S'p - расчетная нагрузка предприятия с учетом возможного ограничения потребителей третьей категории.
4.2.3. Выбор сечений проводов питающей линии
Передача электроэнергии от источника Питания до ГПП осуществляется воздушными или кабельными линиями.
Выбор сечений линии осуществляется по расчетному току в нормальном режиме: (4.8)
где Uh - номинальное напряжение ГПП;
Sp - расчетная мощность ГПП со стороны питающей линии;
N - количество цепей линии;
(4.9)
ΔРт - активная составляющая потерь в трансформаторах ГПП, кВт;
(4.10)
ΔQт - реактивная составляющая потерь в трансформаторах ГПП, кВАр;
(4.11)
Выбор сечений проводов и кабелей производится по экономической плотности тока:
(4.12)
где fэк - экономическое сечение проводов [П.7];
Jэк - экономическая плотность тока;
По [П.7] выбирается ближайшее большее стандартное сечение с учетом минимального сечения по условиям короны для данного напряжения и проверяется на нагрев
4.2.4. Технико-экономические расчеты.
В силу того, что величина рационального напряжения, определенного по (4.1) практически всегда отличается от, то к рассмотрению целесообразно принять варианты со значениями номинальных напряжений ближайших большего и меньшего рациональному. Если рациональное напряжение отличается от ближайшего номинального не более чем на 10%, то выполняется технико-экономический расчет только для одного варианта.
При рассмотрении нескольких вариантов электроснабжения выбор рабочего варианта основывается на минимуме приведенных затрат.
З = Ен∙К + И + У(МО), (4.13)
где Ен - нормативный коэффициент экономической эффективности, принимается равным 0,12;
К - единовременные капитальные вложения, тыс. р.;
И - ежегодные издержки в тыс. р. ;
У(МО) - математическое ожидание от недоотпуска электроэнергии, тыс. р.
Так как ущерб в вариантах одинаков, в технико-экономических расчетах его можно не учитывать.
Капитальные вложения (К) - это основные затраты на строительство новых электроэнергетических объектов, расширение и реконструкция действующих, приобретение электрооборудования, затрат на его доставку и монтаж.
Ежегодные эксплутационные расходы (И) (тыс.р./год.), определяются затратами на потери электроэнергии (И1), на амортизацию (ИА), на текущий ремонт и содержание обслуживающего персонала (ИЭ):
И = И1 + ИА+ ИЭ, (4.14)
Стоимость потерь электроэнергии в рассматриваемой сети определяется из:
Ип = Со∙ΔWа, (4.15)
где Со - стоимость электроэнергии (принимаем 0,016 руб/кВт.ч) или задается преподавателем; ΔWа - годовые потери электроэнергии, кВт.ч.;
ΔWа = ΔWтр + ΔWлэп, (4.16)
ΔWтр = N∙ΔPxx∙8760 + (1/N)∙ΔРкз∙(Sрп/Sномт)2∙τа (4.17)
ΔWлэп = N∙Ιр2∙Ro∙L∙ τа∙3∙10-6, (4.18)
τа = (0,124 + Тм/1000)2∙8760, (4.19)
где τа - число часов максимальных потерь, часов;
Тм - число часов использования максимума нагрузки, часов.
Ro - расчетное активное сопротивление 1 км проводника линии Ом/км [П. 7];
L - длина линии, км;
Одним из факторов, влияющих на уменьшение потерь от короны, является увеличение сечения провода воздушной линии. Поэтому при выборе проводов воздушных линий напряжением 35 кВ и выше из условия допустимых потерь на корону следует принимать сечение не ниже: АС=70/4 - для линий напряжением 35 и 110 кВ;
АС - 240/21,6 - для линий 220 кВ;
Ежегодные амортизационные расходы определяются из:
ИА = αа∙К/100, (4.20)
где αа - нормативный коэффициент амортизационных отчислений на оборудование (%) [П. 10];
Издержки на обслуживание оборудования определяются из:
ИЭ = αэ∙К/100 (4.21)
Если рассматриваемые варианты экономически одинаковы (приведенные затраты отличаются менее чем на 5%) то, следует отдать предпочтение варианту с лучшими качественными техническими показателями, т.е. у принятого варианта должно быть:
- более высокое номинальное напряжение сети для учета перспективного развития;
- меньшее число ступеней трансформации с меньшими потерями электроэнергии и напряжения, более высокое качество электроэнергии и т.д.
Выбираем трансформатор
ТМН – 4000/35
5. Расчет токов короткого замыкания в сетях СЭС ПП.
5.1. Основные условия и допущения.
Основной причиной нарушения нормального режима роботы системы электроснабжения является возникновение КЗ в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала.
При возникновении КЗ имеет место увеличение токов в фазе системы электроснабжения или электроустановок по сравнению с их значением в нормальном режиме работы. В свою очередь, это вызывает снижение напряжений в системе, которое особенно велико вблизи места КЗ.
Расчет токов КЗ с учетом реальных характеристик и действительных режимов работы всех элементов системы электроснабжения сложен. Поэтому для решения большинства практических задач вводят допущения, которые не вносят в результаты расчетов существенных погрешностей, а именно:
- не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчетную схему;
- трехфазная сеть считается симметричной;
- не учитываются токи нагрузки элементов сети;
- не учитываются емкости, а следовательно, и емкостные токи в воздушной и кабельной сетях;
- не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи;
- не учитываются токи намагничивания трансформаторов;
- не учитывают активное сопротивление сети, если выполняется условие где и суммарное активное и реактивное сопротивления элементов систем от источника питания до точки КЗ.
- при определении тока КЗ учитывают подпитку от двигателей высокого напряжения: подпитку от синхронных двигателей учитывают как в ударном, так и в отключаемом токе КЗ; подпитку от асинхронных двигателей – только в ударном токе КЗ.
5.2. Точки расчета тока короткого замыкания.
В зависимости от мощности источника питания предприятия при расчетах токов КЗ выделяют два характерных случая:
- КЗ в цепи, питающейся от системы бесконечной мощности:
- КЗ вблизи генератора ограниченной мощности.
Системой бесконечной мощности условно считают источник, напряжение на шинах которого остается практически неизменным при любых изменениях тока в подключенной к нему цепи.
Расчетными точками КЗ в данной работе принимаются шины высокого напряжения и шины низкого напряжения ГПП предприятия.
5.3. Схемы для расчета токов короткого замыкания.
Для расчета КЗ составляют расчетную схему системы электроснабжения (рис. 5.1)и на ее основе схему замещения (рис. 5.2). Расчетная схема представляет собой упрощенную однолинейную схему, на которой указывают все элементы системы внешнего электроснабжения и их параметры, учитываемые при расчетах тока КЗ. Здесь же указывают точки, в которых необходимо определить ток КЗ. Схема замещения представляет собой электрическую схему, соответствующую расчетной схеме, в которой все элементы системы внешнего электроснабжения представлены сопротивлениями.
Все сопротивления подсчитывают в именованных (Ом) или относительных единицах. Для расчета сопротивлений задаются базовыми величинами: напряжением и мощностью.
В качестве базисного напряжения принимают номинальное напряжение той ступени, на которой имеет место КЗ (= 6.3, 10.5, 21, 37, 115, 230 кВ ).
За базисную мощность принимают мощность одного трансформатора ГПП или некоторую условную единицу мощности, например 100 или 1000 МВА.
Хс - задается в задании на курсовой проект приведенная к мощности энергосистемы (Sc).
5.4. Последовательность расчета токов КЗ.
- Выбираются базисные мощность и напряжение;
- Выполняется расчет сопротивления линии (о.е.);
Хл*=Худ∙L∙(Sб/Uб), (5.1)
- Выполняется расчет сопротивления трансформатора (о.е.):
Хт=(Uk∙Sб)/(100∙Sн), (5. 2)
- Рассчитывается ток короткого замыкания:
Iкз=Iб∙I*nk, (5.3)
Iб = Sб/(), (5.4)
I*nk=Е*с/Х*∑, (5,5)
Е*с =1
Расчёт токов в точке К1
Расчёт токов в точке К2
;
Системы электроснабжения современных промышленных предприятий характеризуются разветвленной сетью 6-10 кВ с двигательной нагрузкой при расчете ток КЗ в подобных установках токи подпитки от двигателей могут быть значительными и в ряде случаев происходить ток КЗ от системы.
При расчете тока КЗ с учетом двигателей определяются лишь начальные значения периодических составляющих тока КЗ без учета их сдвига по фазе.
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ синхронного двигателя без учета его внешнего сопротивления, когда за базисные условия принимаются его номинальный ток и напряжение, рассчитывается по формуле:
Igo=E′′o∙Iн/Х′′d, (5.6)
где X"d - сверхпереходное сопротивление, отн.ед.;
Е′′о - сверхпроводная ЭДС в начальный момент КЗ, отн.ед.;
IН - номинальный ток двигателя.
Величина Е"о определяется с учетом того, что, двигатель работал в номинальном режиме с перевозбуждением.
Е′′о=, (5.7)
где cosF - номинальный коэффициент мощности двигателя в режиме перевозбуждения.
Ударный ток КЗ синхронного двигателя:
iyд = ∙ Куд∙Igo, (5.8)
где Куд - ударный коэффициент можно принять равным 1,8.
Ударный ток в точке КЗ вычисляется арифметическим суммированием ударных токов двигателей и ударного тока короткого замыкания.
iуд = ∙ Kyд ∙ Igoi + ∙ Куд ∙Ino, (5.9)
Расчеты токов короткого замыкания и выбор аппаратуры на напряжение менее 1 кВ подробно описаны в [6].
В сети напряжением до 1000 В на величину тока КЗ весьма существенное влияние оказывает активное сопротивление таких элементов как сборные шины, трансформаторы тока, отключающие токовые катушки автоматов и других аппаратов, а также сопротивление различных контактных соединений.
Так как величины активного сопротивления соизмеримы с реактивным, то расчет токов КЗ в установках до 1000 В производится по полному сопротивлению.
В курсовом проекте расчет токов КЗ ведется для одной наиболее мощной ЦТП и выбирается аппаратура и шины на стороне до 1000 В.
5.5 Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанций энергосистемы и на вводе ГПП и ЦТП.
Выбор и проверка выключателей производится по следующим параметрам: по номинальному напряжению
Uуст ≤ Uном, (5.10)
по длительному току Iраб.утяж ≤Iном, (5.11)
где Iраб.утяж - рабочий ток выключателя в наиболее тяжелом режиме.
Iраб.утяж =(1,4∙Sн.т.)/(∙Uном) (5.12)
по номинальному току электродинамической емкости
- симметричному Iпо ≤ Iдин, (5.13)
- асимметричному Iуд.макс = (5.14)
по номинальному току отключения
- симметричному Inτ≤Iотк.ном (5.15)
Если условие Inτ≤Iотк.ном соблюдается, а Iаτ >IaH0M, то допускается проверка по отключающей способности производить по полному току КЗ: Inτ+Iаτ ≤iOTK/HOM(1 + βH/100) (5.16)
где βH - процентное содержание апериодической составляющей в токе короткого замыкания. Определяется по зависимости βH = f (τ) (рис. 5.3), здесь τ= tз.мин+tв - время от начала короткого замыкания до отключения выключателя; tз.мин = 0.01 с - минимальное время действия релейной защиты; tв - собственное время отключения выключателя по каталогу;
по номинальному импульсу квадратичного тока (термической стойкости).
Bk = Int2 (t3 + tB + ta) ≤Iтер2 , tтер = Вв.доп, (5.17)
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6
