Электроснабжение завода ферросплавов

Кл = kуд. l ;

где kуд - стоимость сооружения 1 км линии, тыс. руб./км;

l - длина линии, км.

При определении капитальных затрат используем УПС электрооборудования приведённых в прилож. 4 [7].

Ежегодные эксплуатационные расходы Сэ складываются из стоимости электроэнергии, расходуемой на потери в линии Сп и амортизационных отчислений на линии Са.л и комплектные трансформаторные подстанции Са.пс. Потери электроэнергии в питающих линиях определяем по формуле

тыс. кВт*ч;

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в линиях равна

Сп1 = Эа1* С0,п = 0,012*861140*10-3 = 10,33 тыс. руб/год;

где С0,п - стоимость 1 кВт*ч электроэнергии, руб/кВт*ч.

Амортизационные отчисления на линии равны

Са.л1 = Ка.л* Кл = 0,024*214,8= 5,24 тыс. руб/год;

где Ка.л - норма амортизационных отчислений для воздушных линий на железобетонных опорах напряжением 110 кВ, принятая по табл. 10.2 [6].

Определяем амортизационные отчисления на ГПП 110/10 кВ

Са.пс1 = Ка.пс* Кпс = 0,064*376.3= 24.08 тыс. руб/год;

где Ка.пс = 6,3 % - норма амортизационных отчислений для силового электрооборудования и РУ по табл. 10.2 [6].

Суммарные эксплуатационные расходы

Сэ1 = 10,33+5,24+24,08 = 39.66 тыс. руб/год.

Таким образом первый вариант для обеих подстанций имеет меньшие эксплуатационные расходы и требует меньших капиталовложений (Сэ1< Сэ2, К1< К2), следовательно он является экономически более выгодным, все дальнейшие расчеты выполняются по этим вариантам.

Таблица 3.6

Номер варианта, номинальное напряжение	Ip, А	?U, В	?U, %	марка и сечение питающих линий	Кпс, тыс. руб.	Кл, тыс. руб.	К?, тыс. руб.	?Pл, тыс. кВт	?Эа?л, тыс. кВт*ч/год	Cа?л, тыс. руб/год	Cпс, тыс. руб/год	Cп, тыс. руб/год	Cэ, тыс. руб/год
ГПП-1	Вариант 1 110 кВ	179	2567	2,33	АС 2(3х150/24)	376,3	218,4	594,7	246,1	861473	5,24	24,0832	10,34	39,66
	Вариант 2 220 кВ	89,3	1008	0,46	АС 2(3х240/32)	629	327,6	956,6	37,6	131614	7,8624	40,256	1,58	49,70
ГПП-2	Вариант 1 110 кВ	277	1108	1,01	АС 2(3х240/32)	510,3	92,16	602,5	132,8	464719	2,21	32,6592	5,58	40,45
	Вариант 2 220 кВ	139	554,2	0,25	АС 2(3х240/32)	733,6	121	854,6	33,19	116180	2,90	46,9504	1,39	51,25

Выбор схемы внешнего электроснабжения завода ферросплавов

На проектируемом заводе ферросплавов основными потребителями являются электродуговые печи, которые согласно ПУЭ относятся ко второй категории по условию надёжности электроснабжения, поэтому для питания используем двухцепную воздушную ЛЭП. ГПП выполним на двух блоках: линия 110 кВ - трансформатор ГПП с неавтоматической перемычкой на стороне высокого напряжения. На стороне низкого напряжения для повышения надёжности электроснабжения предприятия установим секционный выключатель между секциями низкого напряжения. На предприятии присутствуют потребители с номинальным напряжением 6, 10 и 35 кВ, поэтому на ГПП-1 применены трансформаторы с расщеплённой обмоткой НН, на ГПП-2 трёхобмоточные трансформаторы 110/35/6 кВ. В качестве коммутационных аппаратов на стороне высокого напряжения ГПП используем отделители, имеющие низкие показатели надёжности, но зато дешевле при покупке и эксплуатации. Определение числа и мощности цеховых трансформаторов и компенсирующих устройств

Выбор числа трансформаторов и мощности цеховых трансформаторных подстанций ТП 10(6)/0,4 кВ определяется в зависимости от полной расчётной нагрузки цеха, плотности нагрузки, типа внутрицеховых сетей и возможности взаимного резервирования подстанций по внутренним сетям. Для потребителей первой и второй категорий используем двухтрансформаторные подстанции, третьей категории - однотрансформаторные. Для цеховых ТП применим коэффициенты загрузки (кЗАГР), согласно [1]:

цеха с нагрузкой первой категории, кЗАГР =0.65…0.7;

цеха с нагрузкой второй категории, кЗАГР =0.7…0.8;

цеха с нагрузкой третьей категории, кЗАГР =0.9…0.95.

ТП-1 Цех электрических печей (1) по надежности электроснабжения относится к II категории, поэтому запитаем нагрузки потребителей цеха от двухтрансформаторной подстанции, с этой же подстанции запитаны потребители 0,4 кВ склада кварцита и кокса (2).

Суммарная расчетная мощность (2) и (1):

кВт;

кВАр;

Номинальная мощность трансформатора (по 2.13):

кВА

Принял к установке двухтрансформаторную подстанцию типа 2КТП-1600М/10/0,4-УЗ

Проверка выбранных трансформаторов на перегрузочную способность:

Условие выполняется, следовательно, выбранный трансформатор может обеспечить питание цеховых потребителей на время ремонта второго транс-форматора. Произведем компенсацию реактивной мощности по формулам (2.21…2.23)

кВАр;

кВАр;

кВАр

Принимаем 2 конденсаторные установки типа УКН-0,38-150У3, Qн = 150 кВАр.

Аналогично рассчитаем остальные подстанции, и результаты сведём в табл. 3.7. В ряде цехов перегрузочная способность трансформаторов не удовлетворяет требуемой. В этих цехах предусмотрим отключение потребителей III категории в аварийной ситуации. Защитная и коммутационная аппаратура цеховых подстанций выбирается исходя из комплектации КТП.

Таблица 3.7

№ТП	№ цеха	Pр, кВт	Qр, кВАр	Sр, кВА	КТП	1.4*Sном	Кз	Qнк1, кВАр	Qнк2, кВАр	БКУ
					Тип	Мощ-ть кВА					Тип	Qн, кВАр	n, шт
1	1,2	1748,90	1705,38	2198,46	2КТП-1600М/10/0,4	2х1600	2240	0,69	305,75	-136,4	УКН-0,38-150	150	2
2	3,5	669,30	613,16	816,93	2КТП-630С/10/0,4	2х630	882	0,65	38,74	-30,4
3	6,7,8	753,74	630,14	884,21	2КТП-630С/6/0,4	2х630	882	0,70	172,11	-146,8	УКН-0,38-108	108	2
4	9, 10	1264,63	1208,15	1574,08	2КТП-1000М/6/0,4	2х1000	1400	0,79	607,57	-359,4	УКЛ(Н)-0,38-300-150У3	300	2
5	4,9	1756,59	1712,27	2207,75	2КТП-1600М/6/0,4	2х1600	2240	0,69	322,31	-146,0	УКН-0,38-150	150	2

Выбор схемы внутреннего электроснабжения.

При построении общей схемы внутризаводского электроснабжения необходимо принимать варианты, обеспечивающие рациональное использование ячеек распределительных устройств, минимальную длину распределительной сети, максимум экономии коммутационно-защитной аппаратуры.

С целью создания рациональной схемы распределения электроэнергии требуется всесторонний учёт многих факторов, таких как конструктивное исполнение сетевых узлов схемы, способ канализации электроэнергии, токи КЗ при разных вариантах и др.

В общем случае схемы внутризаводского распределения электроэнергии имеют ступенчатое построение. Считается нецелесообразным применение схем с числом ступеней более двух-трёх, так как в этом случае усложняется коммутация и защита сети.

Схема распределения электроэнергии должна быть связана с технологической схемой объекта. Питание приёмников электроэнергии разных параллельных технологических потоков должно осуществляться от разных подстанций, РП, разных секций шин одной подстанции. Это необходимо для того, чтобы при аварии не останавливались оба технологических потока. В то же время взаимосвязанные технологические агрегаты должны присоединяться к одному источнику питания, чтобы при исчезновении питания все приёмники электроэнергии были одновременно обесточены.

Внутризаводское распределение электроэнергии выполняют по магистральной, радиальной или смешанной схеме. Выбор определяется категорией надёжности потребителей электроэнергии, их территориальным размещением, особенностями режимов работы. Исходя из этих соображений, на предприятии применена преимущественно радиальная схема питания электроприемников и отдельных цехов.

Выбор сечения и способа прокладки кабельных линий 10 (6) кВ

Сечение проводов и жил кабелей выбирают по техническим и экономическим условиям.

К техническим условиям относят выбор сечений по нагреву расчетным током, механической прочности, нагреву от кратковременного выделения тепла током КЗ, потерям напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Экономические условия выбора заключаются в определении сечения линии, приведённые затраты на сооружения которой будут минимальны.

Выбор сечения по нагреву осуществляется по расчетному току (3.4) для параллельно работающих линий в качестве расчетного тока принимают ток послеаварийного режима, когда одна питающая линия вышла из строя. По справочным данным [5] в зависимости от расчетного тока определяют ближайшее стандартное сечение. Это сечение приводиться для конкретных условий среды и способа прокладки кабелей указанных в табл. 3.1 [7].

При выборе сечений кабельных линий учитывают допустимые кратковременные перегрузки. Для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией, несущих нагрузки меньше номинальных, допустимые кратковременные перегрузки приведены в табл. 3.2. на время ликвидации аварий для таких кабелей допускаются перегрузки в течении 5 суток в пределах, указанных в табл. 3.3.

Выбор экономически целесообразного сечения по ПУЭ производят по экономической плотности тока в зависимости от материала провода и числа часов использования максимума нагрузки в соответствии с выражением [3.5].

Выбранные сечения проверяются по потере напряжения по [3.7]. Выбор кабелей внутризаводской сети приведён в табл. 3.8.

В основном линии выполнены кабелями марки ААШвУ - кабель с алюминиевыми жилами, изоляция бумажная пропитанная нестекающим составом с улучшенными изоляционными свойствами, наружный покров в виде шланга из поливинилхлоридного пластика. Выбор способа прокладки сделан с учетом рекомендаций в табл. 21.16-21.19 [3]. Применены прокладка в земляных траншеях, в кабельных каналах, по кабельным эстакадам.

Выбор токопровода

Правила устройства электроустановок рекомендуют для передачи в одном направлении суммарной мощности более 20 МВА при напряжении 6 кВ применять токопроводы. Применение кабельных линий для передачи указанной мощности допускается только при их явном технико-экономическом преимуществе или при технической невозможности использования токопроводов.

Таблица 3.8

Участок	Sр,кВА	Iр,А	Fэ, мм2	Sп, мм2	тип	L, м	Iдоп, А	rуд, мОм/м	xуд, мОм/м	U, В	U, %
от ГПП-1 до ТП-1	2198,5	126,93	115,39	3х120	ААБлГУ	75	240	0,153	0,08	3,04	0,0304
от ТП-1 до ПР-2 (0,4кВ)	208,8	301,38		3х185+1х50	АВВГ	50	385	0,18	0,21	7,021	1,7554
от ГПП-1 до РП-5	14400	831,38	251,93	3(3х240)	ААШвУ	100	3x355	0,0257	0,025	3,58	0,0358
от ГПП-1 до ТП-2	816,9	47,17	42,88	3х50	ААШвУ	90	140	0,37	66,6	369,757	3,70
от ТП-2 до ПР-3 (0,4кВ)	241,42	348,46		3х185+1х50	ААШвУ	100	385	0,18	0,21	16,42	4,1054
от ГПП-2 до ТП-3	884,2	85,08	77,35	3х95	ААШвУ	160	225	0,122	0,074	3,70	0,0616
от ТП-3 до ПР-8 (0,4кВ)	77,7	112,26		3х70+1х25	АВВГ	130	210	0,48	0,24	13,43	3,3569
от ГПП-2 до РП-4	24034,7	2312,74	2102,49	кр140х10	токопровод	200	3950	0,857	0,1637	2,07	0,0345
от РП-4 до ТП-5	2207,7	212,44	193,13	3х240	ААШвУ	50	290	0,077	0,071	1,53	0,0254
от ТП-5 до РП-9I (0.4кВ)	278,3	401,73		2(3х240+1x50)	АВВГ	100	2х295	0,14	0,11	12,38	3,10
от ГПП-2 до ТП-4	2207,7	212,44	193,13	3х240	ААШвУ	70	390	0,077	0,071	0,34	0,0057
от ТП-4 до РП-9I (0.4кВ)	278,3	401,73		2(3х120+1x35)	АВВГ	150	2х295	0,14	0,11	17,33	4,33
от ГПП-2 до РП-9	3420	329,09	149,59	2(3х150)	ААШвУ	70	2х300	0,103	0,037	4,17	0,0696

Для электроснабжения цеха электрических печей №2 применён симметричный токопровод из шин из алюминиевого сплава АД31-Т трубчатого профиля. Шины работают как балки, закреплённые с двух концов.

Токопроводы по сравнению с линиями, выполненными из большого числа параллельно проложенных кабелей, имеют преимущества по надёжности, перегрузочной способности и возможности индустриализации электромонтажных работ. Вместе с тем токопроводы характеризуются большими, чем у кабелей индуктивными сопротивлениями и большими потерями мощности при одинаковой плотности тока. Большое индуктивное сопротивление токопровода может привести к недопустимым потерям напряжения. Однако если падения напряжения находятся в допустимых пределах, то повышенная индуктивность положительно сказывается на ограничении токов КЗ.

Выбор токопровода производят:

по допустимому нагреву максимальным расчетным током по формуле

по экономической плотности тока в нормальном рабочем режиме по формуле (3.5), где значение экономической плотности тока для токопровода профиля "круглая труба" определено по формуле

(3.10)

где С0 = Сп.0.Тп - стоимость потерь, руб/(кВт.год);

Сп.0 - стоимость 1 кВт.ч, руб/(кВт.ч)

Тп - годовое число часов использования максимума потерь, ч.

Экономическую целесообразность передачи электроэнергии симметричным токопроводом по сравнению с другими способами передачи выявляют сопоставлением приведённых затрат, определяемых по

З=КнК+Сэ,(3.11)

где Кн - нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,125;

К - единовременные капитальные вложения, тыс. руб/год;

Сэ - ежегодные эксплуатационные расходы, тыс. руб/год.

Потери активной мощности в одной цепи двухцепного токопровода при равномерной нагрузке фаз и равных сопротивлениях определяют из выражения, кВт

(3.12)

где Кд - коэффициент добавочных потерь в шинах из алюминия или его сплавов симметричного подвесного токопровода, как с опорными, так и с подвесными изоляторами; для шин профиля "труба круглая" Кд = 1,1.

R0 - сопротивление токопровода постоянному току.

Потери реактивной мощности в этом же токопроводе составят, кВАр

(3.13)

где x- среднее значение индуктивного сопротивления фазы.

Произведём расчет: в соответствии с (3.6) принимаем к установке токопровод трубчатого сечения сечением s=140х10 допустимый ток токопровода выбранного сечения Iдоп=4180 А.

Экономическая плотность тока для выбранного профиля шин из сплава АД31Т1 составит

А/мм2

здесь С0 = 0,012*3500 = 42 руб/(кВт*год).

Определим сечение токопровода с учётом экономической плотности тока

мм2

На основании приведённых расчётов окончательно принимаем к установке токопровод сечением 140х10 (площадь сечения sп= 4080 мм2). Выбранный токопровод следует проверить при известных значениях тока КЗ на электродинамическую стойкость.

Приведённые затраты на токопровод определяем в соответствии с (3.11). При этом капитальные затраты составят

К=L(k1+2k2. sп)=0.2(64700+2*14.1*4180).10-3=36.51 тыс. руб,

где коэффициенты k1 и k2 приняты по табл. 5.2 [7];

L - длина токопровода.

Ежегодные эксплуатационные расходы определяем по формуле

Сэ=Са+Сп+Сэк ,(3.14)

где Са - амортизационные отчисления на реновацию и капитальный ремонт;

Сп - стоимость потерь электроэнергии;

Сэк - расходы на эксплуатацию, включающие в себя текущий ремонт, заработную плату и общецеховые расходы.

Учитывая, что ежегодные эксплуатационные расходы можно представить в виде

Сэ=(Ка+Ктр)К +Сп,(3.15)

запишем (3.11) следующим образом

З=(Ка+Ка+Ктр)К +Сп,(3.16)

где Кн - нормативный коэффициент эффективности, равный 0,125;

Ка и Кт.р - нормы отчислений на амортизацию и текущий ремонт;

Согласно табл. 1.1 [8] принимаем их соответственно 2,5 и 0,5 %.

Потери мощности в токопроводе

кВт

Стоимость потерь

Сп1 = P* С0 = 0,012*28241*10-3 = 0.34 тыс. руб/год.

З=(0,125+0,005+0,025)36,51 +0,34 = 6 тыс. руб.

Потери напряжения в токопроводе в нормальном режиме работы (при работе двух цепей токопровода) составят:

В

где rуд.0 и xуд - удельное электрическое и индуктивное сопротивление токопровода принятое по табл. 5.1.[7].

В аварийном режиме - при питании всей нагрузки через один токопровод - потери напряжения удваиваются, и напряжение на шинах РП-4 составит

В

Компенсация реактивной мощности в сети выше 1 кВ.

Расчётная реактивная нагрузка в сети 6 (10) кВ промышленных предприятий Qв состоит из расчётной нагрузки приёмников 6 (10) кВ Qр.в, нескомпенсированной нагрузки Qmax.т сети напряжением до 1 кВ, питаемой через цеховые ТП, потерь реактивной мощности Q (состоят из потерь в сети 6 (10) кВ, в трансформаторах и реакторах)

;(3.17)

Расчёт оптимальной мощности КУ производится для режима наибольших нагрузок. Баланс реактивной мощности в узле 6 (10) кВ предприятия имеет вид

;(3.18)

Входная реактивная мощность Qэ1 задаётся энергосистемой как экономически оптимальная реактивная мощность, которая может быть передана предприятию в период наибольшей нагрузки энергосистем.

3.11.1 Компенсация реактивной мощности с учетом электродуговых печей

На проектируемом предприятии присутствую нагрузки с резкопеременным графиком работы - дуговые печи. Частота колебаний реактивной мощности, а следовательно, и колебаний напряжения для различных дуговых печей составляют 100-1000 колебаний в час. Кроме того, нагрузки дуговых печей из-за неравномерности потребления тока по фазам могут вызвать значительную несимметрию напряжения.

Всё изложенное обусловливает применение принципов компенсации реактивной мощности, существенно отличающихся от принятых в сетях с так называемой спокойной нагрузкой.

Особенности компенсации реактивной мощности в сетях с резкопеременной несимметричной нагрузкой заключатся в следующем:

резкопеременный характер нагрузки вызывает необходимость осуществлять компенсацию переменной составляющей реактивной мощности для уменьшения колебания напряжения в питающей сети;

из-за быстрых изменений потребляемой мощности (реактивной) необходимо применение быстродействующих статических компенсирующих устройств с минимальным запаздыванием по отработке колебаний реактивной мощности;

неравномерное потребление реактивной мощности по фазам требует применения пофазного управления компенсирующим устройством.

Для дуговых печей при отсутствии графиков реактивной мощности рекомендуется определять размах эквивалентного колебания напряжения, %, по следующим формулам:

для группы одинаковых печей

ферросплав замыкание трансформатор электродвигатель

;(3.19)

где Sп.т. - мощность печного трансформатора, МВА; Sк - мощность короткого замыкания, МВА; N - количество печей.

для группы печей разной мощности

;(3.20)

где Sп.т. - мощность наибольшего печного трансформатора, МВА.

Эквивалентные колебания напряжения для практических расчётов считают допустимыми, если они не превышают 1%.

Для резкопеременных нагрузок для снижения до необходимого уровня влияние толчковой нагрузки, рекомендуется предусматривать устройства динамической и статической КРМ.

Параметры СТК косвенной компенсации для ДСП при отсутствии графиков потребляемой реактивной мощности рекомендуется определять:

для группы одинаковых печей

(3.21)

для группы печей разной мощности

(3.22)

Пример определения компенсирующих устройств для схемы с четырьмя электродуговыми печами РКЗ 16,5 (цех электрических печей №1), для остальных цехов с электродуговыми печами результаты расчетов приведены в табл. 3.9.

Колебания напряжения на шинах 110 кВ подстанции по (3.10) равны:

%

т.е. превышают Vt, экв = 1%. На этом основании предполагается установить на шинах 10 кВ СТК реактивной мощности с тиристорно-реакторной группой

параметры СТК определяем по формулам (3.12):

МВАр;

МВАр,

где Кср=1 - tgдоп/tgср - доля компенсации постоянной составляющей (средней) реактивной мощности;

tgдоп, tgср=Qср/Pср - соответственно допустимое и среднее значения коэффициента реактивной мощности резкопеременной нагрузки.

Таблица 3.9

3.11.2 Определение реактивной мощности, генерируемой СД

На предприятии по технологии установлены синхронные электродвигатели, поэтому их следует в первую очередь полностью использовать для компенсации реактивной мощности. Каждый СД является источником реактивной мощности, минимальная величина которой по условию устойчивой работы СД определяется по формуле

;(3.23)

где Pном.СД - номинальная активная мощность двигателя;

КСД - коэффициент его загрузки по активной мощности;

tgном - номинальный коэффициент реактивной мощности.

Для синхронных электродвигателей номинальной активной мощностью меньше приведённой в табл. 9.4 [7], необходимое экономически целесообразное значение используемой реактивной мощности должно, как правило, определяться на основе технико-экономического расчёта. Без технико-экономического расчёта загрузку указанных двигателей допускается принимать равной 0,8-0,85 номинальной реактивной мощности [9].

В цехе №9 - насосная станция установлены синхронные электродвигатели Ру =800 кВт, в количестве 4 шт, для группы электродвигателей принято Qн = 407 кВАр. Экономически целесообразную реактивную мощность СД принимаем равной

QСД,э= Qном.СД=0,8*407=325,6 кВАр.

Суммарная располагаемая мощность всех СД на РП-9, при условии 3 в работе + 1 резервный

QСД. р=n QСД,э=3*325,6 = 976,8 кВАр.

3.11.3 Определение мощности ВБК

Для определения мощности ВБК на каждой цеховой ТП определяем нескомпенсированную реактивную нагрузку Qнс,т на стороне 6 (10) кВ каждого трансформатора

;(3.24)

где Qр.т - наибольшая расчётная реактивная нагрузка трансформатора;

Qнк.ф - фактическая принятая мощность НБК;

Qт - суммарные реактивные потери в трансформаторе при его коэффициенте загрузки с учётом компенсации (табл. 9.5) [7].

Для РП нескомпенсированную реактивную нагрузку Qнс.в определяют как сумму реактивных мощностей цеховых ТП и других потребителей.

Суммарная расчётная мощность ВБК для всего предприятия определяется из условия баланса реактивной мощности

;(3.25)

где Qр,вi - расчетная реактивная нагрузка на шинах 6 или 10 кВ i-го РП;

QСД,р - располагаемая мощность СД;

n - количество РП (или ТП) на предприятии;

Qэ1 - входная реактивная мощность, заданная энергосистемой на шинах 6 или 10 кВ.

В качестве примера приведён расчет высоковольтных конденсаторных батарей для электроприёмников ГПП-1.

Определяем нескомпенсированную реактивную нагрузку на шинах 10 кВ всех РП и на ГПП-I 110/10 кВ, значения реактивных нагрузок взяты из табл. 3.1, 3.7, 3.9.

Реактивная нагрузка ТП-1 с учетом потерь в трансформаторах при Кз=0,69

Qр.в1=Qр.тп-1-Qнк.ф+Qтп-1=1705,38 - 300+2*62=1529.38 кВАр.

ТП-2

Qр.в2=Qр.тп-2-Qнк.ф+Qтп-2=613,16+2*25.5=663.16 кВАр.

Суммарная реактивная нагрузка на шинах 10 кВ ГПП, кВАр

QР.В=Qр.в1+Qр.в2+Qр.вЦ1+Qр.вЦ3=1529,38+664,16+(27330+5330-11470)+8640=32023,54

Определяем потери мощности в трансформаторах ГПП-I мощностью 63 МВА, считая, что потери в каждом трансформаторе составили 3100 кВАр:

Qт=Nт*Qт=2*3100=6200 кВАр.

Определяем суммарную реактивную нагрузку предприятия на границе балансовой принадлежности (вводы 110 кВ в ГПП-I)

32023,54+6200=38229,74 кВАр

Определяем суммарную мощность ВБК из условия баланса реактивной мощности реактивной мощности по (3.16)

QВК= Qр.в - Qэ1=38229,74 - 21242,6 = 16987,14 кВАр.

Распределяем суммарную расчетную мощность QВК = 17000 кВАр между РП и ГПП пропорционально их нескомпенсированным реактивным нагрузкам, использованы данные табл. 3.1, 3.7, 3.9.

РП-1 (55,4 %) - 9420 кВАр

РП-5 (22,6 %) - 3840 кВАр

ГПП-I (22 %) - 3740 кВАр

Определяем необходимую фактическую ВБК для каждой секции шин 10 кВ РП и ГПП. Выбираем мощность ККУ, одинаковую для каждой секции шин:

РП-1 1-я секция - 9450 кВАр (2700+1125+900), то же для 2-й секции.

РП-5 1-я секция - 3600 кВАр (1350+450), то же для 2-й секции.

ГПП-I 1-я секция - 3600 кВАр (1350+450), то же для 2-й секции.

Аналогично рассчитаны ВБК для ГПП-II, результаты представлены в табл. 3.10.

Таблица 3.10

Выбор и проверка коммутационных аппаратов и аппаратов защиты

При выборе коммутационных аппаратов использованы данные расчёта токов КЗ из табл.4.1 и 4.2.

3.12.1 Выбор вводных выключателей ГПП-I и ГПП-II.

Выбор выключателей производится по следующим параметрам

по напряжению установки ;

по длительному току ;

по отключающей способности, в первую очередь производиться проверка на симметричный ток отключения по условию

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ

где iа,ном - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключающем токе для времени ; н - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, % (по каталогам или по рис. 4.54 [9]); iа,ном - апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов ; - наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов.

По включающей способности проверка производиться по условию

где iу - ударный ток КЗ в цепи выключателя; - начальное значение периодической составляющей тока КЗ в цепи выключателя; - номинальный ток включения (действующее значение периодической составляющей); - наибольший пик тока включения (по каталогу).

Заводами-изготовителями соблюдается условие

где k = 1.8 - ударный коэффициент, нормированный для выключателей.

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ:

;

где iдин - наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу; - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

где Вк - тепловой импульс тока КЗ по расчету; - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу;

tтер - длительность протекания тока термической стойкости по каталогу, с.

Расчетные и каталожные данные сведены в табл. 3.11-3.13.

Выключатель вводной ГПП-I: ВБЧЭ-10-31,5/3150-УХЛ2

Таблица 3.11

Условие выбора	Расчетные параметры	Параметры выключателя
	10 кВ	12 кВ
	1870,4 А	3150 А
	8,147 кА	31,5 кА
	22,636 кА	кА

Ток рассчитаем исходя из наибольшего тока отходящих линий.

А

Выключатель вводной 6 кВ ГПП-II: ВБЧЭ-10-31,5/3150-УХЛ2

Таблица 3.12

Условие выбора	Расчетные параметры	Параметры выключателя
	10 кВ	12 кВ
	2545,29 А	3150 А
	14,71 кА	31,5 кА
	39,837 кА	кА

А

Выключатель вводной 35 кВ ГПП-II: ВВЛ-35-31,5/2500-УХЛ3

Таблица 3.13

Условие выбора	Расчетные параметры	Параметры выключателя
	35 кВ	40,5 кВ
	1567,09 А	3150 А
	2,77 кА	31,5 кА
	7,47 кА	кА

А

Выключатели отходящих линий от ГПП выбираются также как и вводной.

для питания ЦТП применены вакуумные выключатели ВВ/TEL-10-12,5/630 УХЛ2;

для питания РП-3 (цех электрических печей №3) - ВВ/TEL-10-12,5/1000 УХЛ2

для питания РП-4 (цех электрических печей №2) - ВБЧЭ-10-31,5/2500-УХЛ2

для питания РП-9 (насосная станция) - ВВ/TEL-10-12,5/630 УХЛ2

Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

Выбор разъединителей и отделителей производится:

по напряжению установки

по току установки

по конструкции, роду установки;

по электродинамической стойкости

где iпр.с, Iпр.с - предельный сквозной ток КЗ (амплитуда и действующее значение);

по термической стойкости

,

где Bk - тепловой импульс по расчёту, кА2*с;

Iтер - предельный ток термической стойкости;

tтер - время протекания предельного тока термической стойкости.

Короткозамыкатели выбираются по тем же условиям, но без проверки по току нагрузки

3.13.1 ГПП-I

Таблица 3.14

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		Разъединитель РНДЗ-2-110/1000	Отделитель ОД-110	Коротко-замыкатель КЗ-110УХЛ1
	115	126
	307,4 А	1000 А	-
	1,399 кА	80 кА	42 кА
	3,062 кА	80 кА	42 кА
	1,3992(0,07+0,016)=0,168		202.3=1200

А

3.13.2 ГПП-II

Таблица 3.15

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		Разъединитель РНДЗ-2-110/1000	Отделитель ОД-110	Короткозамыкатель КЗ-110УХЛ1
	115	126
	477,26А	1000 А	-
	1,318 кА	80 кА	42 кА
	2,533 кА	80 кА	42 кА
	8,88(0,05+0,32)=3,3		202.3=1200

А

Выбор трансформаторов тока

Условия выбора и проверки трансформаторов тока в табл. 3.16

Таблица 3.16

Параметр	Условие
Номинальный напряжение, кВ
Номинальный длительный ток, кА
Кратность допустимого тока внутренней электродинамической стойкости

Сравнение расчётных и допустимых данных трансформаторов тока ТВТ-110-I-600/5У3, ТBT-35-I-3000/5, ТШЛК-10-0,5/10Р-3000/5 разместим в таблице 3.17

Таблица 3.17

ТШЛК-10-0,5/10Р-3000/5
Расчётные данные	Данные справочника	Условие
кВ	кВ	выполняется
кА	кА	выполняется
		выполняется
ТBT-35-I-3000/5
кВ	кВ	выполняется
А	А	выполняется
		выполняется
ТВТ-110-I-600/5У3
Расчётные данные	Данные справочника	Условие
кВ	кВ	выполняется
кА	кА	выполняется
		выполняется

Сравнение расчётных данных и данных справочника подтверждает возможность использования трансформаторов тока.

Выбор измерительных трансформаторов напряжения.

Выбираем трансформаторы напряжения для 10кВ НАМИТ-10УХЛ2 - трансформатор напряжения, трехфазный, антирезонансный, с естественной циркуляцией воздуха и масла, 10кВ, для 35 кВ ЗНОМ-35-65 - трансформатор напряжения, заземляемый(заземляется конец обмотки ВН), однофазный, с естественной циркуляцией воздуха и масла, 35 кВ, 1965 г. разработки), для 110 кВ НКФ-110-83У1 - трансформатор напряжения, каскадного типа, в фарфоровой покрышке. Технические данные трансформаторов напряжения в табл. 3.18

Таблица 3.18

	10 кВ	35 кВ	110 кВ
Номинальное напряжение, кВ	10	35	110
Номинальное напряжение первичной обмотки, В	10000
Номинальное напряжение основной вторичной обмотки, В	100
Номинальное напряжение дополнительной вторичной обмотки, В			100
Предельная мощность, ВА	960	1200	2000

4. РАСЧЁТ ТОКОВ КЗ В СЕТИ ВЫШЕ 1 кВ

4.1 Расчет токов КЗ в сети выше 1 кВ ГПП-1

Допущения и расчетные условия:

ЭДС всех источников считают совпадающими по фазе;

ЭДС источников, значительно удаленных от места КЗ (храсч.*>3) считают неизменными;

не учитывают поперечные емкостные цепи КЗ (кроме воздушных линий 330 кВ и выше и кабельных линий 110 кВ и выше) и токи намагничивания трансформаторов;

активное сопротивление цепи КЗ учитываю только при соотношении r ? 0.3x, где r и х - эквивалентные активные и реактивные сопротивления короткозамкнутой сети;

в ряде случаев не учитывают влияние нагрузок (или учитывают приближенно), в частности влияние мелких асинхронных и синхронных двигателей.

пренебрегаем различием значений сверхпереходных индуктивных сопротивлений по продольной и поперечной осям синхронных машин.

Для выбора электрооборудования и проводников по условиям КЗ должны быть определены наибольшие возможные значения токов КЗ в данной установке. Для этих целей достаточно определить ток трёхфазного короткого замыкания. Предполагается, что во всех случаях подстанция имеет связь с энергосистемой только на стороне высшего напряжения. Расчётная схема для определения токов короткого замыкания представлена на рис. 4.1:



Рисунок 4.1

Расчет будем производить в относительных единицах: Sб=40 МВА; Uб1=115 кВ; Uб2=10.5 кВ

4.1.1 Параметры системы

4.1.2 Трансформатор на подстанции системы

4.1.3 ВЛ - 110 кВ

rл - активное сопротивление линии:

;

xл - реактивное сопротивление линии:

;

4.1.4 Параметры трансформатора на ГПП-1:

Где

Рассмотрим расчет тока КЗ в точке К1.



Рисунок 4.2 Схема замещения для расчета токов КЗ

кА

кА.

Рассмотрим расчет тока КЗ в точке К2.

кА

кА.

Расчет токов КЗ в сети ГПП-1 сведены в табл.4.1

Таблица 4.1 Расчет токов КЗ в сети выше 1 кВ ГПП-1

Точка КЗ	Периодическая составляющая тока КЗ , кА	Постоянная времени, с	Ударный коэффициент	Ударный ток, кА
К1	1,399	0.0166	1.547	3,062
К2	8,147	0,0278	1,965	22,636

Расчет токов КЗ в сети выше 1 кВ ГПП-2

Рисунок 4.3 Исходная схема к расчету токов КЗ ГПП-2

Расчет будем производить в относительных единицах: Sб=63 МВА; Uб1=115 кВ; Uб2=6,3 кВ, Uб3=37 кВ.

4.2.1 Параметры ТЭЦ:

4.2.2 Трансформатор на подстанции ТЭЦ:

4.2.3 ВЛ - 110 кВ:

rл* - активное сопротивление линии:

;

xл* - реактивное сопротивление линии:

;

Параметры трансформатора на ГПП-2:

4.2.5 Параметры синхронных двигателей:

;

4.2.6 Параметры кабельной линии:

;

;

Рисунок 4.4 Схема замещения для расчета токов КЗ ГПП-2

Расчет тока КЗ точка К-3:

кА

кА.

Расчет тока КЗ точка К-4:

Периодическая составляющая ТКЗ от ТЭЦ

кА

Постоянная времени затухания апериодической составляющей ТКЗ от ТЭЦ

Поскольку синхронные двигатели подключены короткими кабелями, их внешним сопротивлением можно пренебречь, т.е. xвн =0.

Начальное значение периодической составляющей ТКЗ от синхронных двигателей составляет, кА

здесь Iн - номинальный ток двигателей, А,

Начальное значение периодической составляющей в точке К-4

кА

Ударный ток в точке К-4 вычисляется арифметическим суммированием ударных токов двигателей и ТЭЦ

кА.

Расчет тока КЗ точка К-5:

кА

кА.

Расчет токов КЗ в сети ГПП-2 сведены в табл.4.2.

Таблица 4.2 Расчет токов КЗ в сети выше 1 кВ ГПП-2

Точка КЗ	Периодическая составляющая тока КЗ , кА	Постоянная времени, с	Ударный коэффициент	Ударный ток, кА
К-3	1,317	0.123	1.922	3,579
К-4	14,577	0,124	1,923	39,497
К-5	2,827	0,102	1,907	7,624

5. РАСЧЁТ И ВЫБОР УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ

В разделе производится выбор устройств и расчет параметров срабатывания релейной защиты силового трансформатора ТП-5 и синхронного двигателя 6 кВ на РП-9.

5.1 Выбор источника оперативного тока и комплектного устройства защиты

Для питания оперативных цепей, принята независимая система питания напряжением 220 В постоянного тока. Она предназначена для обеспечения оперативным током приводов вакуумных выключателей, устройств релейной защиты и автоматики и осуществления всех видов сигнализации. Упрощённая структурная схема системы питания приведена на рис. 5.1.

Рисунок 5.1 Структурная схема независимой системы питания оперативных цепей напряжением 220 В постоянного тока

Релейную защиту выполняем с использованием устройства SEPAM 1000+ 20-й серии, в состав которой входят:

блок защиты линий S20;

блок защиты трансформаторов Т20;

блок защиты двигателей М20;

блок защиты присоединений по напряжению В21;

блок защиты присоединений по частоте В22.

Блок цифровой защиты серии SEPAM 1000+ выполняет следующие функции:

релейной защиты и автоматики присоединения;

самодиагностику, диагностику присоединения и коммутационной аппаратуры;

аварийного регистратора событий и цифрового осциллографа;

местное и дистанционное управление выключателем;

устройства нижнего уровня АСУ ТП.

Особенностью защит данной серии является модульность конструкции и программное формирование защит (изменение логической части путем загрузки программного обеспечения), что позволило сократить число модификаций до пяти.

Модульность конструкции позволяет заказывать любую конфигурацию устройства исходя из его дальнейшего использования и финансовых возможностей. Так, на пример, в наиболее дешевой комплектации устройство не имеет графического дисплея, и все управление осуществляется дистанционно, также данный дисплей может быть совмещен с основным блоком или вынесен на фасад ячейки.

Базовое микропроцессорное устройство SEPAM 1000+ имеет 4 логических выхода. Количество логических выходов может быть увеличено за счет использования дополнительных модулей:

MES 108 (4 входа, 4 выхода),

MES 114 (10 входов, 4 выхода).

При необходимости могут быть добавлены также:

модуль АСЕ 949 - интерфейс связи для АСУ ТП,

модуль аналогового выхода для телеуправления,

модуль температурных датчиков.

Кроме того в устройстве SEPAM 1000+ типа S20, Т20, М20 предусмотрены аналоговые входы для реализации основных функций защиты и измерение тока. SEPAM 1000+ типа В21 имеет аналоговые входы напряжения, что дает возможность осуществлять функции защиты по напряжению, частоте и измерение напряжения.

Для реализации управления существует возможность использования стандартной функции управления с жестко определенными логическими входами и выходами либо индивидуального параметрирования логических входов, выходов и назначения сигнальных ламп с помощью пакета программ SFT 2841.

Протокол обмена данными SEPAM (протокол MODBUS) является открытым, что дает широкие возможности независимым разработчикам программного обеспечения (ПО) свободно разрабатывать и развивать ПО для работы с РЗиА и интеграции ее в существующие АСУ ТП.

Устройства РЗиА серии SEPAM 1000+ способны исполнять функции телеизмерения и телесигнализации, что позволяет использовать их в качестве вторичных датчиков ТИ, ТС в составе системы мониторинга параметров электрической сети, за исключением системы технического учета электроэнергии.

Стоимость рассматриваемых блоков определяется заказом дополнительных модулей и конфигураций, но при сравнении базовых конфигураций несколько дешевле оказывается SEPAM 1000+ 20-й серии, оборудованный выносным интерфейсом, блоками логических входов-выходов и температурных датчиков.

5.2 Расчёт токов короткого замыкания

5.2.1 Параметры расчётной схемы

Расчёт сопротивления системы в максимальном и минимальном режимах произведён в относительных единицах : Sб=63 МВА; Uб1=115 кВ; Uб2=6,3кВ. Сопротивления элементов для простоты обозначим без индексов: z1 - сопротивление системы (ТЭЦ); z2 - сопротивление трансформатора на подстанции ТЭЦ; z3 - сопротивление линии электропередачи (ВЛ); z4 - сопротивление трансформатора на ГПП-II; z5, z6, z7 и z9 - сопротивления кабельных линий КЛ1, КЛ2, КЛ3 и КЛ4; z8 - сопротивление трансформатора ТП-5. Учитываем регулирования напряжения на трансформаторах системы и ГПП. Расчётная схема и схема замещения представлены на рис. 5.2.

5.2.2 Параметры ТЭЦ

5.2.3 Трансформатор на подстанции ТЭЦ

;

;

;

;

.

5.2.4 ВЛ - 110 кВ

r3* - активное сопротивление линии:

;

x3* - реактивное сопротивление линии:

;

Рисунок 5.2 Расчётная схема (а), и схема замещения (б)

5.2.5 Параметры трансформатора на ГПП-II:

;

.

5.2.6 Определение тока КЗ на шинах 6 кВ ГПП-II

5.2.6.1 Максимальное значение ТКЗ в точке К1

Вычисляется при наименьшем сопротивлении питающей системы в максимальном её режиме

x1.min = x1* + x2* min + x3* + x4B*min +x4H*min = 0,126 + 0,0732 + 0,0091 + 0,0647+0.0452 = 0,3182 ;

rк1 = r2* + r3* + r4* = 0,004 + 0,0022 + 0,0036= 0,0098 .

А.

5.2.6.2 Минимальное значение ТКЗ в точке К1

Вычисление минимального тока КЗ в точке К1 производится при наибольшем сопротивлении системы в минимальном её режиме

x1.min = x1* +x2* max + x3* + x4B*max+x4H*max=0,126+0,1428+0,0091+0,114+0.0452= 0,4344 ;

rк1 = 0,0098 .

А.

5.2.7 Сопротивления до точки К1 в именованных единицах

Все остальные расчеты произведены в именованных единицах

5.2.8 Кабельная линия КЛ1 - ААШвУ 2(3х150)

Ом;

Ом;

5.2.9 Кабельная линия КЛ2 - ААШвУ 3х50

Ом;

Ом;

5.2.10 Кабельная линия КЛ3 - ААШвУ 3х240

Ом;

Ом;

5.2.11 Кабельная линия КЛ4 - АВВГ 2(3х120+1x35)

Ом;

Ом;

5.2.12 Трансформатор ТП-5

Ом;

Ом;

Oм;

5.2.13 Параметры синхронных электродвигателей

;

5.2.14 Ток КЗ на выводах статорной обмотки электродвигателя (точка К2)

xk2 = xк1.max + x5+ x6 =0,2737+ 0,00259 + 0,004= 0,414 Ом;

rк2 = rk1 + r5 + r6 = 0,0062 + 0,0721 + 0,031= 0,1093 Ом.

5.2.15 Периодическая составляющая ТКЗ от системы

А

5.2.16 Периодическая составляющая ТКЗ от второго СД подключенного к той же секции составляет

А

здесь Iн - номинальный ток двигателя, А.

5.2.17 Начальное значение периодической составляющей в точке К2

А

5.2.18 Ток КЗ на выводах ВН трансформатора ТП-5 (точка К3)

5.2.18.1 Максимальное значение

xk3.min = xk1.min + x7 = 0,2 + 0,005= 0,115 Ом;

rк3 = rk1 + r7 = 0,0062 + 0,009= 0,0152 Ом.

А.

5.2.18.2 Минимальное значение

xk3.max = xk1.max + x7 = 0,2737 + 0,005= 0,2787 Ом;

rк3 = 0,0152 Ом.

А.

5.2.19 Ток КЗ на РУ НН ТП-5 приведённый к стороне 6 кВ (точка К4)

5.2.19.1 Максимальное значение

xk4.min = xk1.min + x8 = 0,2 + 2,183 = 2,283 Ом;

rк4 = rk1 + r8 = 0,0062 + 0,4366= 0,4428 Ом.

А.

5.2.19.2 Минимальное значение

xk4.max = xk1.max + x8 = 0,2737 + 2,183= 2,457 Ом;

rк4 = 0,4428 Ом.

А.

5.2.20 Ток КЗ на шинах ПР-9I

5.2.20.1 Минимальное значение

xk5.max = xk4.max + x9 = 2,457 + 0,0033 = 2,46 Ом;

rк5 = rк4 + r9 = 0,4428 + 0,042 = 0,4848 Ом.

А.

5.2.20.2 Ток однофазного КЗ на шинах ПР-9 (точка К5)

При большой мощности питающей системы (xc< 0,1xт) ток однофазного металлического КЗ находится по выражению рекомендованному Инструктивными материалами Главгосэнергонадзора:

;(5.1)

где Uф - фазное напряжение сети, В;

zпт - полное сопротивление петли фаза-нуль от трансформатора до точки КЗ.

Для кабеля АВВГ 2(3х120+1x35) zпт = 1,37 мОм/м.

- полное сопротивление понижающего трансформатора токам однофазного КЗ.

Для трансформатора с Sном = 1000 кВА и схемой соединения , мОм.

A

Защита электродвигателя

5.3.1 Выбор комплектного устройства защиты

На синхронных электродвигателях напряжением выше 1000 В устанавливают релейную защиту от следующих видов повреждений и ненормальных режимов [5]:

многофазных КЗ в обмотке статора и на её выводах;

замыканий на землю в обмотке статора;

от асинхронного режима;

токов перегрузки;

потери питания.

релейную защиту реализуем с использованием цифрового реле SEPAM 1000+ типа M20 которая предусматривает:

МТЗ (ANSI 50/51).

Защиту от замыканий на землю с действием на отключение (ANSI 50N/51N).

Защиту от фазного небаланса (ANSI 46).

Защиту от тепловой перегрузки с действием на отключение (ANSI 49RMS).

Минимальную токовую защиту (ANSI 37).

Защиту двигателей с затянутым пуском/блокировкой ротора (ANSI 48/51LR).

Защиту от перегрева, вызванного частыми пусками(ANSI 66).

Внешнее отключение от АЧР и защиты минимального напряжения

Внешнее отключение от технологических неисправностей и от ЗДЗ в отсеке ввода-вывода.

5.3.2 Токовая отсечка

5.3.2.1 Ток срабатывания отсечки

Ток срабатывания отсечки отстраивается от пускового тока электродвигателя по выражению

Iс.з.отс = kн .kп .Iд.ном;(5.2)

где kн = 1.15 коэффициент надёжности;

kп - кратность пускового тока, kп = 7;

Iд.ном - номинальный ток электродвигателя.

A

A

Уставки в реле SEPAM-1000+ серии 20 выставляются в первичных токах.

Б

5.3.2.2 Вторичный ток срабатывания

;(5.3)

где - коэффициент трансформации ТТ. Трансформатор тока типа ТЛМ-10,.

А.

Уставки срабатывания защит по току для блока SEPAM 1000+ выставляются программным способом в первичных токах, путем задания номинального первичного тока трансформатора тока - , первичного тока срабатывания защиты (далее ток срабатывания) - , выраженного в амперах или килоамперах с точностью до сотых долей и базисного тока присоединения - , представляющего собой номинальный ток присоединения, приведенный к напряжению той стороны, где установлена защита, и округленный до целого значения, А.

5.3.3 Оценка чувствительности

Чувствительность токовой отсечки проверяется при двухфазном КЗ на вывода статорной обмотки электродвигателя в минимальном режиме работы энергосистемы, по выражению

,(5.4)

где - ток двухфазного КЗ точка К2, в минимальном режиме энергосистемы

А;

Согласно ПУЭ коэффициент чувствительности отсечки должен быть не менее 2, следовательно отсечка удовлетворяет требованиям чувствительности.

5.3.3 Максимальная токовая защита электродвигателя

В соответствии с ПУЭ защита от перегрузки устанавливается не на всех электродвигателях, а только на тех, которые подвержены перегрузке по технологическим причинам и на двигателях с тяжёлыми условиями пуска и самозапуска (длительность прямого пуска непосредственно от сети 20 с и более), перегрузка которых возможна при чрезмерном увеличении длительности пускового периода вследствие понижения напряжения в сети.

На электродвигателях подверженных по технологическим причинам, защита должна выполняться с действием на сигнал и автоматическую разгрузку, при невозможности разгрузки или отсутствии дежурного персонала допускается действие защиты на отключение.

Электродвигатель насосной станции является ответственным и подвержен технологической перегрузке, поэтому принимается МТЗ.

5.3.3.1 Первичный ток срабатывания

Ток срабатывания защиты от перегрузки выбирается по условию отстройки от номинального тока электродвигателя:

(5.4)

где kотс - коэффициент отстройки, равный 1,05 при действии защиты на сигнал и 1,1-1,2 при действии защиты на отключение;

kв - коэффициент возврата, для SEPAM kв = 0,93;

Iдлит.дв. - длительно допустимый ток электродвигателя.

В соответствии с ПУЭ номинальная мощность электродвигателей должна сохраняться при отклонении напряжения до %, т.е.

Iдлит.дв. = 1,1. Iном.дв

Таким образом, максимально возможное значение тока срабатывания защиты от перегрузки составит:

А

5.3.3.2Вторичный ток срабатывания

А

5.3.3.3Выбор времени срабатывания

Выдержка времени защиты от перегрузки выбирается из условия надёжного несрабатывания при пуске и само запуске:

;(5.5)

где kзап - коэффициент запаса, принимаемый равным 1,3;

tпуск - время пуска для электродвигателей, не подлежащих самозапуску, или время самозапуска для двигателей, которые участвуют в самозапуске после исчезновения, а затем восстановления напряжения.

Для рассчитываемого электродвигателя привода насоса принято tпуск = 10 с.

с.

Коэффициент чувствительности защиты от перегрузки не определяется, поскольку она не предназначена для действия при КЗ.

5.3.4 Защита от асинхронного режима

Защиту от асинхронного режима устанавливают на всех синхронных двигателях. Защиту от асинхронного режима синхронных двигателей со "спокойной" нагрузкой можно осуществить с помощью реле реагирующего на увеличение тока в обмотке статора. При этом защита, как правило, должна выполняться с независимой от тока характеристикой выдержки времени. Защита с зависимой от тока характеристикой выдержки времени допускается при отношении короткого замыкания электродвигателя более 1.

Для предотвращения отказа защиты от асинхронного режима с независимой от тока характеристикой выдержки времени при биениях тока асинхронного режима в схему защиты включают промежуточное реле с замедлением на возврат. Время возврата промежуточного реле по условию асинхронного режима, возникающего в результате обрыва цепи возбуждения, определяют по выражению

(5.5)

где sн - скольжение в процентах при номинальной нагрузке и снятом возбуждении;

mmax - момент нагрузки.

Выдержка времени защиты от работы в асинхронном режиме должна быть примерно в 1,5 раза больше tв. При этом время срабатывания может оказаться недопустимо большим. В этом случае предусматривается отдельная защита, фиксирующая выпадение возбуждённого электродвигателя из синхронизма tв = 1,5-2 с.

И отдельная защита для фиксации потери возбуждения, имеющая выдержку времени равную 3-5 с.

5.3.4.1 Ток срабатывания защиты от асинхронного режима

;(5.6)

5.3.4.2 Ток срабатывания защиты от потери возбуждения

;(5.7)

где Iв.х - ток возбуждения при холостом ходе, номинальном напряжении минимальном токе статора двигателя, Iв.х = 150 А.

А

Защиту от асинхронного режима рекомендуется выполнять совмещённой с защитой от перегрузки, если она предусматривается. Допускается применение других способов защиты, например с помощью устройства защиты, реагирующего на наличие переменного тока в цепи обмотки ротора или на сдвиг фаз между током статора и напряжением при асинхронном режиме .

Защита от асинхронного режима должна действовать на одну из схем предусматривающих:

ресинхронизацию;

ресинхронизацию с автоматической кратковременной разгрузкой механизма до такой, при которой обеспечивается втягивание электродвигателя в синхронизм (при допустимости кратковременной разгрузки по условиям технологического процесса);

отключения электродвигателя и повторный автоматический пуск;

отключение электродвигателя.

Действие защиты по п. 4 предусматривается при невозможности разгрузки или ресинхронизации электродвигателя или при отсутствии необходимости авто-матического повторного пуска и ресинхронизации.

5.3.5 Защита от замыкания на землю в обмотке статора

Защита электродвигателей мощностью до 2000 кВт от однофазных замыканий на землю должна предусматриваться при значениях тока однофазного замыкания или остаточного тока замыкания на землю (при наличии компенсации) 10 А и более. Асинхронные двигатели напряжением 6 кВ как правило, работают в сетях с малыми токами замыкания на землю, поэтому защиты от замыкания на землю в обмотке статора выполняются в виде максимальных токов защит, подключенных к кабельным трансформаторам тока нулевой последовательности. Вне зависимости от аппаратного исполнения защит первичный ток срабатывания рассчитывается одинаково. Защиту от однофазных замыканий на землю выполняют, как правило, без выдержки времени, она действует на отключение электродвигателя и также на устройство АГП, если оно предусмотрено.

5.3.5.1 Расчет первичного тока срабатывания защиты

Первичный расчётный ток срабатывания защиты от замыкания на землю в обмотке статора электродвигателя определяется по условию отстройки от броска собственного емкостного тока присоединения при внешнем замыкании на землю:

;(5.8)

где kн - коэффициент надёжности, равный 1,2;

kб - коэффициент учитывающий бросок собственного емкостного тока электродвигателя при внешних перемежающихся замыканиях на землю, (kб =3-4 - для защиты без выдержки времени и kб =1,5-2 - для защиты с выдержкой времени 1-2 с.);

Ic - сумма собственного емкостного тока электродвигателя и питающих его кабелей, А.

Значение собственного емкостного тока присоединения определяется следующим образом:

;(5.9)

где f - частота тока, Гц;

С - емкость фазы электродвигателя, Ф;

Uном - номинальное напряжение электродвигателя, В;

Iск - емкостной ток кабельной линии, А/км, (Iск = 0,68 А/км для кабеля ААШвУ 3х50);

Значение емкости фазы электродвигателя принимается по данным завода-изготовителя. При отсутствии данных завода-изготовителя значение Сдв, мкФ, можно определить по приближённой формуле:

;(5.10)

где S ном - номинальная мощность двигателя, кВА;

n - часта вращения, мин-1.

Произведём расчёт по формулам (5.8)-(5.10)

кВА;

мкФ;

А

А

5.3.6 Защита минимального напряжения

Для защиты электродвигателей от потери питания используют защиту минимального напряжения, выполняемую одно- или двухступенчатой; защиту минимальной частоты с блокировкой по направлению активной мощности.

Защиту от потери питания применяют:

для облегчения восстановления напряжения после отключения КЗ и обеспечения самозапуска электродвигателей ответственных механизмов (защита действует на отключение неответственных электродвигателей суммарной мощностью, определяемой возможностями питающей сети по обеспечению самозапуска);

для отключения части ответственных механизмов с автоматическим повторным пуском по окончании самозапуска не отключаемой группы электродвигателей;

для отключения электродвигателей ответственных механизмов, когда их самозапуск недопустим по технологическим причинам или по условиям безопасности;

для обеспечения надёжности пуска АВР электродвигателей взаиморезервируемых механизмов;

в целях ускорения АВР и АПВ;

для предупреждения несинхронного включения отключенных двигателей, если токи включения превышают допустимые значения;

для ограничения или ликвидации подпитки места КЗ в питающей сети.

Защита реализована на устройстве SEPAM 1000+ типа В21.

Защита минимального напряжения является общей для всех электродвигателей секции и устанавливается в релейном отсеке КРУ трансформатора напряжения. Защита имеет две ступени по напряжению и выдержкам времени.

5.3.6 Первая ступень защиты минимального напряжения

Выдержку времени защиты минимального напряжения, предназначенной для облегчения условий пуска электродвигателей ответственных механизмов и предотвращения несинхронного включения синхронных электродвигателей на сеть, выбирается на ступень больше времени действия быстродействующих защит от многофазных КЗ, т.е. уставки срабатывания этой ступени выбираются по формулам

;(5.11)

5.3.6.1 Вторая ступень защиты минимального напряжения

Уставки срабатывания второй ступени выбираются по выражениям

;(5.12)

Список электродвигателей, отключаемых от первой и второй ступеней защиты минимального напряжения, должен быть утверждён главным инженером предприятия.

5.3.6.2 Защита минимальной частоты

Уставку по частоте отстраивают от минимального возможного значения частоты в сети.

;(5.13)

Двигатель насоса является ответственным, поэтому для него принимаем уставки срабатывания защиты минимального напряжения по формулам (5.12), т.е.

кВ;

с.

Для контроля исправности вторичных цепей трансформатора напряжения устанавливается фильтр-реле обратной последовательности, которое одновременно может использоваться для запрета действия чувствительной резервной защиты от трёхфазных КЗ на стороне 0,4 кВ рабочего и резервного трансформатора собственных нужд 6/0,4 кВ.

5.3.7 Защиту от тепловой перегрузки

Функция используется для защиты двигателей от перегрузок и основана на измерении потребляемого тока. Защита даёт команду на отключение, когда подъём температуры Е, вычисленный по измерению эквивалентного тока Ieq, превысит уставку Es. Время отключения устанавливается с помошью постоянной времени Т. При расчёте недостаточно данных по защищаемому электродвигателю, его технологической принадлежности, условий эксплуатации. Поэтому приведены примеры параметрирования защиты от тепловой перегрузки.