Схема электроснабжения корпуса

Исходные данные

Напряжение на главной понизительной подстанции (ГПП):

- номинальное напряжение на высшей стороне ГПП U_гпп.вн = 35 кВ;

- номинальное напряжение на низшей стороне ГПП U_гпп.нн = 6 кВ.

Мощность короткого замыкания (КЗ) на секции распределительного устройства (РУ) низшего напряжения (НН) ГПП S_к = 220 МВА.

Расстояния:

· от ГПП до корпуса промышленного предприятия, l = 1,8 км;

· от РУ 0,4 кВ трансформаторной подстанции (ТП) до распределительного пункта (РП), l₁= 100 м:

· от РП до электроприемника (ЭП), I уровень, l₂= 17 м.

Высоковольтные потребители:

а) Синхронные двигатели - компрессоры:

§ Производительность. Q = 85 м³/мин.

§ Давление, р = 10·10⁵ Па

б) Источник высших гармоник (ИВГ) – вентильные преобразователи:

§ Мощность ИВГ, S_{ном ИВГ} = 1,5 МВА.

§ Число фаз выпрямления -12.

в) Низковольтные потребители при напряжении сети U_ном.с = 0,38 кВ состоят из трех групп: 1 – станки; 2 – насосы: 3 – насосы.

Параметры низковольтных потребителей приведены в таблицах 1.1 и 1.2.

 

Таблица 1.1

 

Исходные данные цеха

Тин установки	Количество ЭП (ni), шт.	Рномi, кВт	cosφi	Kиi
1 станки		20,0	0,5	0,25
2 насосы		18,0	0,7	0,6
3 насосы		18,0	0,8	0,8

 

 

Таблица 1.2

Исходные данные РП

Тин установки	Количество ЭП (ni), шт.	Рномi, кВт	cosφi	Kиi
1 станки		20,0	0,5	0,25
2 насосы		18,0	0,7	0,6
3 насосы		18,0	0,8	0,8

 

Примечание: В таблицах 1.1 и 1.2 приняты следующие обозначения:

Р_номi – номинальная активная мощность i -го ЭП;

cosφ_i – коэффициент мощности i -го ЭП;

K_иi – коэффициент использования i -го ЭП;

n_i – количество Э11 в i -го группе.

 

Исходные данные для расчета несимметрии напряжений приведены в таблице 1.3.

 

Таблица 1.3

Действующие значения междуфазных и фазных напряжений

на РУ - 0,4 кВ при несимметрии фаз А, В, С

Междуфазные напряжения, кВ	Фазные напряжения, кВ
UАВ	UВС	UАС	UА	UВ	UС
0,394	0,395	0,982	0,237	-	0,227

Схема электроснабжения корпуса

 

Схема электроснабжения предприятия состоит из источников питания и линий электропередачи, осуществляющих подачу электроэнергии к предприятию, через трансформаторную подстанцию (ТП), где трансформаторы Т1 и Т2 понижают напряжение с 35 кВ до 6 кВ, для питания высоковольтных потребителей МG1, МG2, МG3, ИВГ1 и связывающих кабелей (КЛ) и токопроводов, обеспечивающих на требуемом напряжении подвод электроэнергии к ее потребителям.

Трансформаторы Т3 и Т4 понижают напряжение с 6 кВ до 0,4 кВ для питания низковольтных потребителей (АД – асинхронный двигатель (М)).

Выключатели Q1 … Q15 предназначены для оперативного переключения и вывода в ремонт элементов схемы.

Секционные выключатели QВ1 и QB2 выполняют функцию автоматического ввода резерва (АВР).

Автоматы QF1 … QF9 предназначены для оперативного переключения и вывода в ремонт элементов схемы.

Конденсаторные батареи (СВ) вырабатывают реактивную мощность для уменьшения потерь в трансформаторе.

Предохранитель FU защищает АД от токов короткого замыкания.

Для повышения надёжности электроснабжения применяется двухтрансформатор­ная подстанция с раздельной работой трансформаторов в нормальном режиме. Раздельная работа трансформаторов позволяет значительно снизить уровни токов короткого замыкания, упрощаются схема коммутации и релейной защиты.

На рисунке 2.1 приведена схема электроснабжения корпуса.

 

Рисунок 2.1. Схема электроснабжения корпуса

Расчет электрических нагрузок в сети напряжением до 1 кВ и выше 1кВ

 

Метод расчета

Значение электрических нагрузок необходимо для выбора и проверки проводников и трансформаторов но пропускной способности и экономической плотности тока, а также для расчета потерь и отклонений напряжений, колебания напряжения, выбора защиты, и компенсирующих устройств.

Электрическая нагрузка рассчитывается методом упорядоченных диаграмм, который изложен в [6]. Электроприемники (ЭП) имеют либо постоянный график нагрузки (группа Б), либо переменный график нагрузки (группа А). Отнесение данного ЭП к группе А или группе Б производится по его коэффициенту использования (К _иi):

К _иi < 0,75 – группа А;

К _иi > 0,75 – группа Б.

С учетом групп А и Б определяется расчетная активная (Р_Р) и расчетная реактивная (Q_р) мощности через соответствующие средние активные (Р_с) и реактивные (Q_с) мощности.

Далее определяется эффективное число ЭП (n_э) по формуле 2.29 [6]:

 

где m – количество групп ЭП;

– количество ЭП в i -ой группе;

– номинальная активная мощность i -го ЭП при i = 1... m.

Коэффициент максимума (К_м) определяется по таблице 2.6 [6] в зависимости от К_и и . Коэффициент максимума по реактивной мощности () определяется по [6] в зависимости от . Если >10, то = 1, если <10, то = 1,1.

После определения расчетной мощности группы она сравнивается с суммарной номинальной мощностью трех наиболее мощных ЭП группы (Р_{3 мах}). Если она окажется меньше, то за расчетную мощность принимается Р_{3 мах}.

 

Исходные данные

При подготовке исходных данных к расчету на компьютере все ЭП объекта делятся на группы однотипных ЭП. Каждой группе присваивается номер от 1 до 100. В группу входят ЭП. которые имеют одинаковые номинальные мощности Р_ном.i, коэффициенты мощности cosφ_i и К _иi, независимо от местоположения и назначения. Распределение ЭП РП по группам приведено в исходных данных.

 

Группа Б

Номинальная активная мощность группы ЭП (Р_номБ, кВт)

Номинальная реактивная мощность группы ЭП (Q_номБ, квар)

Определим среднюю активную мощность группы ЭП (Р_сБ, кВт):

Определим среднюю реактивную мощность группы ЭП (Q_сБ, квар)

Определяем расчетную активную мощность группы ЭП (Р_Р, кВт):

После определения расчетной мощности Р_р группы ЭП сравниваем ее с Р_3max

Расчетная реактивная мощность группы ЭП (Q_p, квар)

Полная расчетная мощность (S_Р, кВА):

Определяем расчетный ток (I_р, А)

где – номинальное напряжение сети, = 0,38 кВ, с. 7.

 

Автоматизированный расчет электрических нагрузок для РП, трансформатора и цеха производится с помощью программы RELNA. Используя исходные данные на с.7 были получены следующие результаты, которые приведены в распечатке на с.21...23.

 

 

 

 

 

 

Общие сведения

 

Плавкие предохранители устанавливаются во всех нормально незаземленных фазах. Запрещается их установка в нулевых проводниках. Защита плавкими предохранителями осуществляется или только от коротких замыканий (КЗ), или от КЗ и перегрузок.

Защита только от КЗ устанавливается в тех случаях, когда перегрузка невозможна по технологическим причинам или функция защиты от перегрузки передана другому аппарату, например магнитному пускателю, установленному последовательно в этой же цепи.

 

Исходные данные для расчёта

Рассматриваем выбор плавкого предохранителя для схемы, показанной на рисунке 5.1.Автоматизированный расчет делаем для рисунков 5.1 и 5.2.

Плавкий предохранитель осуществляет защиту только от КЗ, поскольку функция защиты передана магнитному пускателю КМ.

Из таблицы 1.1 выбираем максимальную мощность Р_номi = 20 кВт при U_ном.с = 0,38 кВ.

Защищаемым потребителем является асинхронный двигатель (АД). Его данные взяты из раздела 1 и занесены в таблицу 5.1.

 

 

 

Таблица 5.1

Исходные данные АД

Номинальная активная мощность на валу АД (), кВт	Кратность пускового тока	Коэффициент мощности , о.е.	Коэффициент полезного действия (), о.е	Пуск двигателя
	7,0	0,92	0,885	легкий

 

 

Общие сведения

 

К распределительному пункту подключено 12 ЭП с. 14 суммарной номинальной мощностью Р_ном = 224 кВт с. 15. Данные мощного двигателя, имеющего наибольший пусковой ток, представлены в таблице 5.1. Ток КЗ I_к,4 =39,175 кА с.71.

Выбираем автоматы, которые защищают линию, питающую РП и линию, питающую АД.

 

Расчетная схема

 

Рисунок 7.1. Расчетная схема для компенсации реактивной мощности

 

На рисунке 7.1 приняты следующие обозначения:

Q_C – реактивная мощность, передающаяся от системы, квар;

Q_СД – реактивная мощность, вырабатываемая СД, квар;

Q_БК - реактивная мощность, выдаваемая батареей конденсаторов (БК), квар.

 

Исходные данные

- высшее напряжение подстанции, питающей сеть 6 кВ (U_{ГПП, ВН}) – 35 кВ, с.7;

- стоимость за 1 кВт ч электроэнергии (β) – 0,187 руб./(кВт·ч) для Чувашэнерго;

- стоимость за 1 кВт максимальной нагрузки (α) – 569,5 руб/(кВт·мес) для Чувашэнерго;

- удельная стоимость батарей конденсаторов 0,38 кВ (k_у) – 450 руб/квар для Чувашэнерго;

- номинальное напряжение СД (U_ном.СД) – 6 кВ, с. 12;

- номинальная активная мощность СД (P_ном.СД) – 400 кВт, с. 12;

- коэффициенты аппроксимации: (D₁) – 3,88 кВт, (D₂) – 2,97 кВт (вычислены по программе КRМ), с.53;

- коэффициент загрузки СД (k_з) – 0,88, с. 12;

- индексы 1, 2, 3, 4 обозначают этапы расчета.

 

Вспомогательные расчеты

Расчет ведем поэтапно, но сначала выполним вспомогательные расчеты.

Удельная стоимость потерь мощности

где число часов использования максимума нагрузки, = 2000 ч/год с.80 [6];

число часов использования максимума потерь, = 920 ч/год с.80 [6].

Затраты первые БК

где усредненные удельные потери активной мощности в конденсаторах 0,38 кВ, с.79 [6];

Е – ежегодные отчисления от капиталовложений для БК, с. 79 [6];

где нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, с.79 [6];

ежегодные отчисления от капиталовложений на амортизацию, с.79 [6];

ежегодные отчисления от капиталовложений на обслуживание, с.79 [6].

Затраты первые СД

 

где номинальная реактивная мощность СД, квар.

 

где средневзвешенный тангенс для , с. 12,

усредненное значение КПД СД, [8].

Затраты вторые СД ,

где количество одинаковых СД в группе, , рисунок 7.1.

Располагаемая реактивная мощность СД Q_м, квар):

где наибольший коэффициент загрузки по реактивной мощности. определяется следующим образом:

Экономический коэффициент реактивной мощности ()

где базовый коэффициент реактивной мощности, = 0,4 [4] для U_{ГПП, ВН} = 35 кВ;

коэффициент отличия стоимости электроэнергии, из распечатки КRМ, = 0,9 для Чувашэнерго, с.52.

Экономическая реактивная мощность энергосистемы (, квар):

где

Примечание: В формуле (7.11) 1,1 - коэффициент, учитывающий осветительную нагрузку ( 10%); средняя активная нагрузка на один трансформатор, из распечатки на с.22.

Допустимая через трансформатор мощность (, квар)

где = 0,7 – максимальный коэффициент загрузки трансформатора для двухтрансформаторной подстанции в нормальном режиме, п. 2.1.21 [5];

номинальная мощность трансформатора Т2.

Расчетная мощность трансформатора (, кВА)

где

Примечание; В формуле (7.14) средняя активная нагрузка по цеху, из распечатки на с.21.

Из [8] выбираем трансформатор с

Рассчитаем по формуле (7.12)

Расчетная реактивная нагрузка на один трансформатор (, квар)

где средняя реактивная нагрузка на один трансформатор, = 887,2 квар с.22.

Основные положения

 

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение короткого замыкания (КЗ) в сети или элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определять токи КЗ и по ним выбирать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.

 

Расчетная схема

В выпускной работе рассматриваются две расчетные схемы.

Согласно ПУЭ в электроустановках до 1 кВ расчетное напряжение каждой ступени принимается на 5 % выше номинального напряжения сети; кроме того, если электрическая

сеть питается от понижающих трансформаторов, при расчете токов КЗ необходимо исходить из условия, что подведенное к трансформатору напряжение неизменно и равно его номинальному напряжению.

Учитывая вышесказанное, получаем расчетную схему, показанную на рисунке 10.1.

Кроме первой расчетной схемы в выпускной работе рассматривается схема с учетом активного сопротивления переходных контактов, схема показана на рисунке 10.2.

На рисунках 10.1и 10.2 приняты следующее обозначение - номера узлов

Исходные данные

 

Исходные данные для первой расчетной схемы:

Номинальные параметры трансформатора (Т), таблица 9.1 с.62:

v = 1600 кВА;

v =Ь кВ;

v =0,4 кВ;

v 16,5 кВт;

v = 5,5%.

Номинальные параметры вводного автомата (QF1):

v номинальный ток вводного автомата, = 4000 А примечание

v активное сопротивление автомата, = 0,00010 Ом с. 139 [6];

v реактивное сопротивление автомата, = 0,00005 Ом с. 139 [6].

Номинальные параметры автомата для защиты РП (0Р2):

v номинальный ток вводного автомата, = 400 А, примечание 2;

v активное сопротивление автомата, =0,00065 Ом с. 139 [6];

v реактивное сопротивление автомата, =0,00017 Ом c.139 [6].

Параметры кабеля:

v номинальное сечение кабеля, = 95*2 мм² с.56;

v Материал — алюминий;

· активное сопротивление кабеля, = 0,329 Ом/км с.139 [6];

· реактивное сопротивление кабеля, = 0,081 Ом/км с. 139 [6];

· длина кабельной линии, = 0,050 км с.7.

 

Параметры провода:

v номинальное сечение изолированного провода в трубе, = 10 мм² с.55;

v Материал - алюминий;

v активное сопротивление провода, =3,120 Ом/км с. 141 [6];

v реактивное сопротивление провода, = 0,099 Ом/км с.141 [6];

v длина кабельной линии, 0,017 км с.7.

 

Примечание:

1. Номинальный ток вводного автомата = 4000 А для трансформатора ТМ 1600/6, с.435 [6];

2. Номинальный ток автомата = 400 А таблица 6.2 с.35 в программе ТKZ берется 400 А;

3. Система является источником бесконечной мощности;

4. фазное ЭДС системы;

5. Сечение провода на первом уровне = 8 мм² раздела 8, а в программе ТKZ берется =10 мм².

6. Индексы 1,2,3,4,5,6 принимаются в нумерациях соответствующих узлов схемы, рисунок 10.2.

 

Расчет токов трехфазного КЗ

В выпускной работе ручной расчет проведем только для первой схемы (рисунок 10.1). Составим ее схему замещения (рисунок 10.3).

Рисунок 10.3 Расчетная схема замещения

 

Активное сопротивление трансформатора (, Ом):

Полное сопротивление трансформатора (, Ом):

Индуктивное сопротивление трансформатора (, Ом):

Реактивное сопротивление кабельной линии (, Ом):

Активное сопротивление кабельной линии ( Ом):

Реактивное сопротивление изолированного провода (, Ом):

Активное сопротивление изолированного провода (, Ом):

Периодический ток КЗ в i- ом узле схемы, (, кА)

где суммарное индуктивное сопротивление от начала схемы до i- го узла;

суммарное активное сопротивление от начала схемы до i- го узла.

 

Ударный ток КЗ в i- ом узле (, кА)

где ударный коэффициент в i- ом узле

где постоянная времени затухания i- го узла

где промышленная частота сети, = 50 Гц 3].

 

Воспользовавшись формулами (10,8), (10.9), (10.10), (10.11), проведем расчет для всех узлов.

Расчет тока КЗ в узле 2:

Расчет тока КЗ в узле 3:

Расчет тока КЗ в узле 4:

Расчет тока КЗ в узле 5:

Расчет тока КЗ в узле 6:

Результаты расчетов сведем в таблицу 10.1

Таблица 10.1

Результаты расчетов токов КЗ

Номер i-го узла	Периодический ток КЗ (), кА	Ударный ток КЗ (), кА	Ударный коэффициент (), кА
	42,01	92,02	1,54947
	41,491	89,277	1,5215
	39,175	75,784	1,3679
	11,190	15,868	1,0027
	3,2	4,525	1,000

 

Основные положения

В процессе выработки, преобразования, распределения и потребления электроэнергии имеют место искажения формы синусоидальных токов и напряжений.

Главной причиной искажений являются вентильные преобразователи, электродуговые сталеплавильные и рудно-термические печи, установки дуговой и контактной электросварки.

Токи высших гармоник, проходя по элементам сети, вызывают падения напряжения в сопротивлениях этих элементов, которые, накладываясь на основную синусоиду напряжения, приводят к искажению формы кривой напряжения.

Высшие гармоники тока и напряжения оказывают отрицательное воздействие на электрооборудование системы электроснабжения, потребителей электроэнергии, системы автоматики, релейной защиты, телемеханики и связи. Протекание несинусоидального тока в линиях электропередачи, трансформаторах и электрических машинах вызывает дополнительные потери активной мощности, уровень которых может достигать нескольких процентов от потерь при синусоидальном токе. Несинусоидальные токи перегружают конденсаторные батареи, емкостное сопротивление которых обратно пропорционально порядку гармоник. В результате этого конденсаторные батареи не работают: они или отключаются вследствие перегрузки по току или за короткий срок выходят из строя в результате вспучивания, а иногда взрывов.

Исходные данные

 

Источником высших гармоник (ИВГ) является вентильный преобразователь, который генерирует 11-ую и 13-ую гармоники тока, с.89 [6].

Исходные данные для элементов схемы:

- Система (генератор):

§ напряжение системы (U_ср) – 6,3 кВ, с.58;

§ мощность КЗ системы (S_к) – 220 МВА, с.7.

- Кабельная линия (КЛ):

§ материал жил КЛ – алюминий;

§ сечение КЛ (F_ном) – 150 мм², с.61;

§ длина КЛ1 (l₁) – 1,8 км, с.7;

§ удельное реактивное сопротивление КЛ1 (x_уд) – 0,074 Ом/км, с.421 [8];

§ удельное активное сопротивление КЛ1 (r_уд) – 0,206 Ом/км, с.421 [8].

- Трансформатор, таблица 9.1:

§ номинальная мощность трансформатора (S_{ном, Т}) – 1600 кВА;

§ высшее напряжение трансформатора (U_ном.ВН) – 6,0 кВ;

§ низшее напряжение трансформатора (U_ном.НН) – 0,4 кВ;

§ напряжение КЗ трансформатора (U_K) – 5,5%;

§ мощность КЗ трансформатора (ΔP_K) – 16,5 кВт.

- ИВГ – вентильный преобразователь:

§ расчетная мощность ИВГ (S_{р, ИВГ} = S_{ном, ИВГ}) – 1,5 МВА.

- Нагрузка, с.53:

§ активная мощность нагрузки (Р_нг = 1,1 Р_с,Т) – 971 кВт;

§ реактивная мощность нагрузки (Q_нг).

Расчетная схема

 

Схема для расчета несинусоидальности показана на рисунке 11.1

Рисунок 11.1 Расчетная схема

 

Примечание: На рисунке 11.1 обозначены i – номер узла, N – тип элемента.

 

Вспомогательный расчёт

Определим ток ИВГ п -ой гармоники

где расчетная мощность ИВГ;

номинальное напряжение сети в точке подключения ИВГ;

п_г – номер гармоники.

Определим ток ИВГ для 11-ой гармоники

Расчет будем вести в относительных единицах. Базисные величины выписываем с экрана при расчете несинусоидальности напряжения в программе NЕSIN:

• базисная мощность (S_б) – 100 МВА;

• базисное напряжение со стороны ВН () – 6,3 кВ;

• базисный ток со стороны ВН (, кА):

• базисное напряжение со стороны НН (, кВ):

Параметры схемы:

Реактивное сопротивление системы (, о.е.)

Активное сопротивление системы (, о.е.)

Реактивное сопротивление кабельной линии (, о.е.)

Активное сопротивление кабельной линии (, о.е.)

Реактивное сопротивление трансформатора (, о.е.)

Активное сопротивление трансформатора (, о.е.)

Определим полную мощность нагрузки (, МВА)

Определим активное сопротивление нагрузки (, о.е.)

Реактивное сопротивление нагрузки (, о.е.)

Определим коэффициент искажения кривой напряжения (К_U) (коэффициент несинусоидальности).

На рисунке 11.2 показана схема замещения для n - ой гармоники.

Рисунок 11.2 Расчетная комплексная схема замещения

 

На рисунке 11.2 приняты следующие обозначения:

ток в первой ветви n -ой гармоники, о.е.;

ток во второй ветви n -ой гармоники, о.е.;

ток от ИВГ n -ой гармоники, о.е.

Все расчеты будут показаны для 11-ой гармоники, остальные гармоники рассчитывается аналогично. Далее результаты для всех гармоник будут занесены в таблицу 11.1.

Комплексное сопротивление системе для n -ой гармоники (, о.е.)

Модуль комплексного сопротивления системы для n -ой гармоники (, о.е.)

Комплексное сопротивление системы для 11-ой гармоники (, о.е.)

Модуль комплексного сопротивления системы для 11 -ой гармоники (, о. е.)

Комплексное сопротивление нагрузки для n -ой гармоники (, о.е.)

Модуль комплексного сопротивления нагрузки для n -ой гармоники (, о.е.)

Комплексное сопротивление нагрузки для 11 -ой гармоники (, о.е.)

 

Модуль комплексного сопротивления нагрузки для 11 -ой гармоники

Комплексное сопротивление в первой ветви для n -ой гармоники (, о.е.)

Модуль комплексного сопротивления в первой ветви для n -ой гармоники (, о.е.)

Комплексное сопротивление в первой ветви для 11 -ой гармоники (, о.е.)

Модуль комплексного сопротивления в первой ветви для 11-ой гармоники (, о.е.)

Комплексное сопротивление во второй ветви для n -ой гармоники (