Ток замыкания на землю для сетей с изолированной нейтралью можно определить по приближенной формуле 2 страница

Выбор числа, мощности и типа силовых трансформаторов (автотрансформаторов) для питания нагрузок промышленных предприятий производится согласно ГОСТ 14.209 [19] и ПУЭ [11]. Число трансформаторов на подстанции определяется исходя из обеспечения надёжности питания с учетом категории электроприемников.

Мощность трансформаторов выбирается по полной среднеквадратичной мощности, определённой из суточного графика нагрузки, и проверяется на послеаварийную перегрузку [19].

При выборе типа трансформатора следует рассмотреть возможность использования трансформаторов с расщеплением обмотки НН на 6.3/11 кВ в том случае, если имеются равные заводские нагрузки на стороне и 6 кВ и 10 кВ или с целью ограничения токов кз. Из-за неравномерности графиков нагрузки, трансформаторы должны иметь РПН.

Выбор схемы питания

Схемы электрических соединений на стороне высшего напряжения подстанций рекомендуется выполнять по упрощённым схемам [13].

В учебном проектировании, при наличии электроприемников первой категории, рекомендуется применять схемы с установкой выключателей на стороне высшего напряжения.

Выбор питающих линий электропередачи

Выбор сечения проводов производят в зависимости от ряда технических и экономических факторов.

Технические факторы, влияющие на выбор сечений, следующие:

1) нагрев от длительного выделения тепла рабочим (расчётным) током;

2) нагрев от кратковременного выделения тепла током КЗ;

3) потери напряжения в проводах ВЛЭП от проходящего по ним тока в НР и ПАР;

4) механическая прочность – устойчивость к механической нагрузке (собственная масса, гололед, ветер);

5) коронирование – фактор, зависящий от класса напряжения и окружающей среды.

Выбор экономически целесообразного сечения ВЛЭП необходимо проводить по экономической плотности тока , которая зависит от материала провода и числа часов использования максимума нагрузки [11].

Условия выбора и проверки сечения питающей линии следующие:

– по экономической плотности тока;

– по допустимому току в ПАР;

– по потере напряжения в линии в НР и ПАР;

– по условиям короны;

– по механической прочности.

При проверке сечения по экономической плотности тока должно приниматься стандартное сечение ближайшее к расчетному, в остальных случаях – ближайшее большее стандартное сечение.

Выбор схем распределительных устройств низшего напряжения ППЭ

Схемы РУ НН ППЭ выполняются с одной или двумя секционированными системами сборных шин. При применении двухобмоточных трансформаторов одна секционированная система сборных шин; при использовании трансформаторов с расщеплённой обмоткой – две секционированные системы сборных шин [13].

5.7.6 Расчёт и выбор системы внутризаводского распределения электроэнергии

Выбор напряжения системы распределения

Рациональное напряжение Uрац системы распределения электроэнергии выше 1 кВ на предприятии определяется на основании технико-экономического расчёта и для вновь проектируемых предприятий в основном зависит от доли мощности приёмников электрической энергии напряжением 6 кВ и 10 кВ в общей мощности предприятия.

При учебном проектировании ТЭР можно не проводить при следующих условиях:

– если установленная мощность ЭП 6 кВ составляет менее 10-15 % от суммарной установленной мощности предприятия. В этом случае рациональное напряжение системы распределения принимается равным 10 кВ, а ЭП на напряжение 6 кВ получают питание через понижающие трансформаторы 10/6 кВ;

– если мощность ЭП 6 кВ составляет более 40 % от суммарной мощности предприятия. В этом случае рациональное напряжение системы распределения принимается равным 6 кВ.

Кроме того, при выборе напряжения распределения электроэнергии в сетях выше 1 кВ следует учитывать напряжение распределительной энергии в электрических сетях до 1 кВ. В случае применения последних на напряжении 660 В предпочтение отдаётся напряжению 10 кВ.

Выбор схемы распределения электроэнергии

Внутризаводское распределение электроэнергии выполняется по радиальной, магистральной или смешанной схемам, в зависимости от: территориального размещения нагрузок, их величины, требуемой степени надёжности питания и других характерных особенностей технологического процесса производства проектируемого объекта.

Основные принципы, по которым строится схема электроснабжения на всех её уровнях:

– максимальное приближение источников высокого напряжения к ЭУ потребителей;

– резервирование питания закладывается в самой схеме электроснабжения, с учётом допустимой нагрузочной способности элементов СЭС;

– секционирование всех звеньев СЭС от источника питания до сборных шин, питающих электроприёмники;

– выбор режима работы элементов СЭС;

– обеспечение функционирования основных производств предприятия в ПАР.

При построении общей схемы распределения электроэнергии следует стремиться к рациональному использованию РУ, сокращению количества электрических аппаратов и длин ЛЭП, а также к снижению приведённых затрат.

Радиальные схемы целесообразны для питания ЭП первой категории и особой группы ЭП по надежности питания; мощных РП; удалённых от ППЭ мощных сосредоточенных потребителей с единичной мощностью цехового трансформатора 2500 кВּА.

Магистральные схемы целесообразно применять при распределённых нагрузках и при упорядоченном расположении цеховых подстанций на территории проектируемого объекта. Магистральные схемы выполняются как одиночные, так и двойные, а с точки зрения питания с односторонним и двусторонним питанием.

Одиночные магистральные линии рекомендуется применять для питания неответственных потребителей (третья категория).

Двойные магистральные линии применяются для питания потребителей второй категории, а двойные магистрали с двусторонним питанием и для первой категории.

Число цеховых трансформаторов, подключённых к одной магистральной линии, зависит от их мощности: в пределах двух-трёх при мощности 1500-1000 кВּА и четырёх-пяти при мощности 630-400 кВּА. Подключение трансформаторов к магистрали осуществляется через коммутационно-защитный аппарат.

В практике проектирования и эксплуатации СЭС, как правило, применяются и радиальные и магистральные схемы питания (так называемые смешанные схемы). Такое решение позволяет создать схему внутреннего электроснабжения с наилучшими технико-экономическими показателями.

Выбор силовых распределительных пунктов

Для питания мощных узлов сосредоточенной нагрузки и особенно при наличии нагрузки на напряжении 6 или 10 кВ экономически целесообразно сооружение силовых РП – распределительных устройств без трансформации напряжения.

РП бывают, как правило, двухсекционные. Питание РП осуществляется по радиальной схеме по двум линиям электропередачи Если на РП предусматривается устройство АВР (среди ЭП имеются ЭП 1-ой категории по надежности), то на вводах должны быть предусмотрены выключатели. При отсутствии АВР можно ограничиться установкой на вводе разъединителей.

Сооружение РП считается экономически обоснованным, если от каждой секции РУ питается не менее четырёх-пяти подстанций и другие нагрузки высокого напряжения (высоковольтные ЭД, электропечи и т.п.). На крупных предприятиях может быть несколько РП.

Расчёт питающих линий, шинных конструкций и защитно-коммутационной аппаратуры РП, производится по суммарной расчётной мощности потребителей напряжением до и выше 1 кВ, питающихся от шин РП, с учётом коэффициента одновремённости максимума данной нагрузки. Размещается РП как можно ближе к узлу нагрузок, питание которого осуществляется от данного РП.

Выбор мощности и места размещения цеховых трансформаторных подстанций

Выбор мощности цеховых РП сводится к выбору мощности силовых трансформаторов подстанции. Единичную мощность силового трансформатора можно определить по расчётной мощности цеховой нагрузки и нормированному коэффициенту загрузки трансформатора, который зависит от категории ЭП по надёжности питания, с учётом компенсации реактивной мощности.

Цеховые ТП рекомендуется применять комплектными (КТП). Шкафы высокого напряжения (вводные шкафы) выполняются без сборных шин и комплектуются: разъединителем; разъединителем и предохранителем; выключателем нагрузки и предохранителем. При радиальном питании цеховой ТП по кабельным и коротким линиям (до 3 км), рекомендуется глухое присоединение (без коммутационного аппарата), при питании цеховых ТП по магистральным линиям, установка отключающего аппарата обязательна.

Цеховые ТП по их размещению подразделяются на встроенные, пристроенные и отдельностоящие.

С целью наибольшего приближения подстанции к электропотребителям рекомендуется размещать их внутри цехов (при наличии производственной площади). Однако при выборе места размещения цеховых ТП необходимо дополнительно учитывать множество факторов. Основные из них: наличие химически агрессивных сред, взрыво- и пожароопасных зон.

При наличии указанных факторов ТП выполняются пристроенными к зданию цеха, при соблюдении ряда условий [11].

Отдельностоящие ТП применяются редко, как вынужденное решение, если ТП питает несколько различных, расположенных вблизи, цехов, и отсутствует возможность выполнения её пристроенной.

Цеховую ТП желательно располагать как можно ближе к ЦЭН цеха или той группы цехов, питание ЭП которых она обеспечивает.

Выбор способа канализации электрической энергии

Транспорт (канализация) электрической энергии в СЭС осуществляется:

– воздушными линиями;

– кабельными линиями;

– токопроводами.

По территории промышленных объектов передача электрической энергии по ВЛЭП, как правило, не применяется. Преимущество отдаётся КЛЭП и токопроводам.

При распределении электроэнергии по КЛЭП необходимо произвести выбор трассы, способа прокладки и типа кабеля.

Правильный выбор трассы является одним из основных факторов, определяющих материалоёмкость КЛЭП и удобство её эксплуатации. Рекомендуется избегать пересечения КЛЭП между собой, а также трубопроводами и другими коммуникациями. Трасса должна быть выбрана так, чтобы не было обратных перетоков мощности («петель») в сети одного напряжения.

По территории предприятия КЛЭП прокладываются в блоках, каналах, туннелях, по эстакадам, по стенам зданий, а также в траншеях. Внутри зданий силовые кабели могут прокладываться в каналах, туннелях, блоках и кабельных этажах.

При выборе способа прокладки силовых кабелей необходимо [11] учитывать следующие рекомендации:

– в одной траншее целесообразно прокладывать не боле шести кабелей;

– при числе кабелей более 20 рекомендуется прокладка в каналах, туннелях, по эстакадам и в галереях;

– прокладка кабелей в блоках производится при необходимости пересечения с железобетонными путями, при вероятности разлива металла и т.п.

В сетях 6-35 кВ промышленных предприятий для передачи в одном направлении мощности более 15…20 МВּА при напряжении 6 кВ, более 25…35 МВּА при напряжении 10 кВ и более 35 МВּА – при напряжении 35 кВ следует [11] применять токопроводы.

Выбор сечения и типа проводников системы распределения

При выборе сечения проводников по допустимому нагреву в НР и ПАР, значение допустимой токовой нагрузки для выбранного кабеля необходимо привести к реальным условиям эксплуатации кабеля. С этой целью вводятся коэффициенты, учитывающие способ прокладки, фактическую температуру окружающей среды, количество кабелей в траншее, тепловое сопротивление грунта, коэффициент допустимой перегрузки в ПАР.

Выбор сечения токопроводов производится аналогично выбору шинных конструкций подстанций.

При выборе типа кабеля необходимо учитывать:

– условия прокладки;

– требуемая стойкость к внешним воздействиям (механическая, химическая и т.п.);

– степень пожароопасности;

– экономическую целесообразность.

При выборе типа шинопровода необходимо учитывать вид исполнения, а также вид и уровень защиты от воздействия окружающей среды.

Проверка проводников производится по потерям напряжения и стойкости к воздействию токов КЗ.

5.7.7 Технико-экономические расчёты при проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий

Основной задачей технико-экономического сравнения вариантов является рациональный выбор параметров СЭС. При этом решаются вопросы выбора рациональных напряжений питания и распределения, схемы РУ ВН. Условием оптимальности являются минимальные приведённые затраты, обеспечивающие требуемую мощность и высокое качество электроэнергии у потребителей.

При строительстве в один этап средства на строительство отпускаются однократно. При этом предполагается, что дальнейшая эксплуатация происходит с неизменными годовыми издержками И, т. е. передаваемая мощность, а следовательно, потери энергии DЭ, затраты на ремонт и обслуживание и другие затраты не меняются из года в год в течение рассматриваемого срока эксплуатации.

В соответствии с таким подходом годовые приведенные затраты

, (5.7.34)

где Е_Н – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений 1/год, зависящий от состояния экономики на данном этапе развития, принимается в настоящее время равным 0,12 (для новой техники 0,15);

р_S– отчисления на амортизацию р_а, ремонт р_р и обслуживание р_о, 1/год;

К– капитальные вложения на сооружение линий и подстанций, руб./год;

с_DЭ – стоимость потерь энергии, руб./кВтּч.;

У– математическое ожидание годового ожидаемого ущерба от перерывов в электроснабжении, ухудшения качества энергии и других причин, руб./год.

Современную стоимость оборудования К для сооружения линий и подстанций рекомендуется брать из прайс-листов компаний, занимающихся продажей электротехнического оборудования. Для упрощения расчетов в учебных проектах допускается учитывать только цену оборудования, без учета доставки и монтажа, кроме строительства воздушной линии электропередачи.

Сметы составляются специалистами-сметчиками только для окончательно выбранного варианта в проектных организациях, так как требуют громоздких вычислений и специальных знаний. Студентам, выполняющим курсовой или дипломный проект по реконструкции, рекомендуется учитывать возвратные суммы, получаемые за демонтированное оборудование.

Если выбранного оборудования найти не удается, то современную стоимость необходимо вычислить по следующей формуле:

, (5.7.35)

где – коэффициент пересчёта расчитывается как

(5.7.36)

где – укрупненный показатель стоимости оборудования по справочникам прошлых лет;

– современная стоимость этого оборудования по прайс-листам.

Коэффициент пересчета К_ПСР, определенный по имеющимся данным для одного вида оборудования, может быть использован для расчета современной стоимости другого вида оборудования, где таких данных нет.

Стоимость потерь электроэнергиис_DЭопределяется по тарифам действующим в омской энергосистеме на момент проектирования.

Среднегодовой ожидаемый ущерб У_СГ (руб./год) от нарушения электроснабжения технологических установок определяется с использованием полученных в результате расчета надежности СЭС средних значений параметра потока отказов и времени восстановления электроснабжения для полных и частичных отказов.

(5.7.37)

где – средний параметр потока отказов соответственно для полных и частичных (любой из секций) отказов рассматриваемой подстанции или РУ, 1/год;

– ущерб от полного прекращения электроснабжения установки, подключенной к рассматриваемой подстанции или РУ, определяемый в зависимости от ее среднего времени Т _П восстановления электроснабжения при полных отключениях (рис. 5.7.1), час;

Рисунок 5.7.1 – удельный ущерб руб./кВт для предприятий различных отраслей промышленности.

– ущерб от частичного прекращения электроснабжения установки, подключенной к рассматриваемой подстанции или РУ, определяемый в зависимости от ее среднего времени Т _Ч восстановления электроснабжения при частичных отключениях, час. Значение допускается принять равным половине ущерба данной установки при времени перерыва электроснабжения Т_Ч.

По формуле (5.7.34) производится сравнение вариантов схем РУВН ГПП или ПГВ. При выборе уровня напряжения питания в формуле (5.7.34) не учитывается ущерб У и, следовательно, не производится расчет надежности.

Окончательно принимается вариант с меньшими приведенными затратами. Если разница в затратах не превышает 10-15 %, то выбирается вариант, имеющий более высокий класс напряжения или большую надежность (при выборе схемного решения). Составляющие затрат, входящие во все сравниваемые варианты (величина постоянная) могут не учитываться, так как на выбор варианта не влияют.

5.7.8 Компенсация реактивной мощности

Передача реактивной мощности по электрическим сетям вызывает ряд серьезных отрицательных последствий:

–дополнительные потери мощности и энергии в элементах сети;

–снижение пропускной способности элементов СЭС;

–рост потерь напряжения в элементах сети.

Эти последствия приводят к росту затрат на эксплуатацию СЭС.

Поэтому экономически целесообразно от ИП передавать лишь незначительную часть реактивной мощности, а большую часть вырабатывать в узлах СЭС, приближенных к месту ее потребления.

При этом возникает задача выбора средств, мощности и мест размещения компенсирующих устройств (источников реактивной мощности), обеспечивающих баланс реактивной мощности в режиме максимальных и минимальных нагрузок при минимуме затрат на производство и передачу полной мощности.

Выбор мощности компенсирующих устройств

Вопросы компенсации реактивной мощности регламентируются [21]. На начальной стадии проектирования определяются суммарные расчётные значения потребляемой активной и реактивной мощности электрических нагрузок предприятия при средневзвешенном коэффициенте мощности с учётом потерь в элементах СЭС.

Экономически обоснованный переток реактивной мощности, передаваемый предприятию от энергосистемы, определяется через экономический коэффициент реактивной мощности .

Суммарная мощность компенсирующих устройств по предприятию в целом определяется как разность между суммарной потребляемой реактивной мощностью по предприятию в целом и экономически обоснованной величиной перетока реактивной мощности от источника питания.

Мощность компенсирующих устройств на различных уровнях СЭС определяется пропорционально потребляемой реактивной мощности в рассматриваемом узле нагрузки.

В качестве средств компенсации используются батареи статических конденсаторов и синхронные электрические машины.

Выбор мест размещения компенсирующих устройств

Рекомендуется компенсацию реактивной мощности осуществлять непосредственно в узле потребления, пропорционально их реактивным нагрузкам.

В первую очередь определяется мощность компенсирующих устройств системы потребления (в сетях до 1 кВ).

Если распределительная сеть выполнена КЛЭП, то батареи конденсаторов рекомендуется присоединять к шинам цеховой ТП.

При питании по магистральным шинопроводам к каждому из них присоединяется только по одной батарее низковольтных конденсаторов.

После выбора компенсирующих устройств в электрических сетях до 1 кВ, определяется суммарная мощность компенсирующих устройств в сетях 6-10кВ.

При проектировании в первую очередь рассматривается вопрос об использовании реактивной мощности СД. Если реактивная мощность, вырабатываемая СД, оказывается недостаточной для компенсации, то дополнительно устанавливают конденсаторные батареи.

Более подробно вопросы компенсации реактивной мощности рассматриваются в учебной [12] и методической [14] литературе.

5.7.9 Расчёт токов короткого замыкания

При выполнении дипломного проекта расчёты токов КЗ и остаточных напряжений проводятся для выбора аппаратов, проводников, проектирования и настройки релейной защиты и автоматики.

Расчёт токов КЗ в сетях напряжением выше 1000 В

В учебном проектировании чаще всего применяется метод эквивалентных ЭДС. Данный метод применяется для аналитического расчёта токов трёхфазного КЗ и токов прямой последовательности несимметричных замыканий. В начальный момент периодическая составляющая токов КЗ в произвольный момент времени от генераторов и электродвигателей определяется при необходимости, методом типовых кривых [23].

Расчёт производят, исходя из следующих допущений[22, 23]:

– все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки, работают с номинальной нагрузкой;

– синхронные машины имеют автоматические регуляторы напряжения и устройства быстродействующей форсировки возбуждения;

– КЗ наступает в такой момент времени, при котором ток КЗ имеет наибольшее значение;

– электродвижущие силы всех источников питания совпадают по фазе;

– расчётное напряжение каждой ступени принимают на 5% выше номинального напряжения сети.

– не учитывается влияние активных сопротивлений различных элементов исходной расчётной схемы на амплитуду периодической составляющей тока КЗ, если активная составляющая результирующего эквивалентного сопротивления расчётной схемы относительно точки КЗ не превышает 30 % от индуктивной составляющей результирующего эквивалентного сопротивления.

В ЭУ напряжением выше 1 кВ учитывают сопротивления электрических машин, силовых трансформаторов, реакторов, воздушных и кабельных линий, токопроводов.

Расчёту для выбора и проверки оборудования по условиям КЗ подлежат:

– начальное значение периодической составляющей тока КЗ;

– апериодическая составляющая тока КЗ;

– ударный ток КЗ.

Алгоритм расчёта следующий:

1. Составить схему замещения начального режима.

2. Определить сопротивления элементов и ЭДС.

3. Свернуть схему относительно места КЗ. Определить суммарные ЭДС и сопротивление в начальных момент времени.

4. Найти в начальный момент сверхпереходный ток в месте КЗ.

5. Распределить ток КЗ по ветвям схемы и определить остаточные напряжения.

Рассмотрим подробнее каждый пункт алгоритма.

1. При рассмотрении несимметричных режимов КЗ схема замещения составляется для особой фазы, т.е. фазы, находящейся в условиях, отличных от других фаз. Так, например, при замыкании между собой фаз А и В особой будет фаза С. Расчёт токов несимметричных КЗ выполняют с использованием метода симметричных составляющих. При этом предварительно необходимо составить схемы замещения прямой, обратной и нулевой последовательностей. В схему замещения прямой последовательности должны быть включены все элементы исходной расчётной схемы через которые протекает ток КЗ. Схема замещения обратной последовательности также должна включать те же элементы исходной расчётной схемы. Сопротивления обратной последовательности следует принимать по данным каталогов, а АД – принимать равными сверхпереходным сопротивлениям.

При симметричных КЗ все фазы находятся в одинаковых условиях.

Все источники (генераторы, крупные компенсаторы, синхронные и асинхронные двигатели мощностью 100 кВт и выше, а также обобщённая нагрузка) вводятся в схему замещения своими сверхпереходными параметрами – и . Фазная сверхпереходная ЭДС

, (5.7.38)

где – соответственно фазное напряжение, ток и угол сдвига между ними в предшествующем режиме (для синхронных генераторов, двигателей и компенсаторов берётся знак «+», для асинхронных двигателей – «-»).

Сверхпереходные индуктивные сопротивления принимаются равными .

Если нет полных данных о действительных значениях сверхпереходных сопротивлений, нагрузке и других параметрах источников, то можно принимать средние значения и по [23].

Напряжение в месте подключения достаточно мощных источников, электрически удалённых от места КЗ, остаётся практически неизменным. ЭДС такого источника в относительных единицах принимают равной единице, в именованных – номинальному напряжению, а сопротивление – равным нулю.

Для более близко расположенных источников когда отсутствуют данные о сопротивлениях, но известны ток или мощность КЗ в сети, сопротивление находят по [23].

2. При расчёте сопротивления всех элементов приводят к одному напряжению, как правило, к напряжению ступени КЗ. При расчёте в относительных единицах сопротивления всех элементов приводятся к одним и тем же базисным условиям.

В [24] в выражениях не учитываются реальные коэффициенты трансформации (используются средние номинальные напряжения соответствующих ступеней). Это значительно упрощает расчёт. Приведённое сопротивление:

, (5.7.39)

где – сопротивление рассматриваемого элемента в именованных единицах на той ступени, где находится элемент;

– соответственно средние номинальные напряжения ступени приведения и ступени, на которой находится элемент.

При более точных расчётах учитывают действительные коэффициенты трансформации.

На схемах замещения сопротивления выражаются дробью, числитель которой обозначает порядковый номер сопротивления, а знаменатель – значение сопротивления.

3.Место КЗ выбирается в зависимости от цели расчёта (выбор выключателя, разрядника, схем станций и подстанций, выбор и настройка релейной защиты и т.д.).

При выборе выключателя определяются наибольшие значения тока КЗ, поэтому принимается, что замыкание произошло непосредственно у выводов выключателя. Значительно большее разнообразие в определении места КЗ имеется при выборе и настройке устройств релейной защиты. Так, при выборе защиты линии место КЗ принимается поочерёдно в ряде точек защищаемой линии, а также за ближайшим элементом примыкающей сети.

После составления схемы замещения необходимо провести её преобразование (свернуть относительно места КЗ). При этом определяются эквивалентная ЭДС всей системы суммарная и суммарное эквивалентное сопротивление .

4.Начальный сверхпереходной ток в месте КЗ находится по следующим выражениям:

1) при расчёте в именованных единицах

, (5.7.40)

где и – соответственно линейное и фазное значения эквивалентной ЭДС схемы замещения, кВ;

– суммарное эквивалентное сопротивление, Ом.

Дата добавления: 2015-06-26