Электроснабжение корпуса промышленного предприятия содержащего компрессоры и сварочные выпрямители

Электроснабжение корпуса промышленного предприятия содержащего компрессоры и сварочные выпрямители

КУРСОВАЯ РАБОТА

Электроснабжение корпуса промышленного предприятия содержащего компрессоры и сварочные выпрямители

Студент ______________ ( )

Руководитель _________( )

Задание

на курсовую работу по направлению – Электроэнергетика

Тема Электроснабжение корпуса промышленного предприятия содержащего компрессоры и сварочные выпрямители.

Студент _ ________________________

фамилия, и., о.                           подпись

Группа _ ______________________________________________

Научный руководитель _ _______

должность                                 фамилия, и., о.  подпись

Консультант _ _____

должность                                 фамилия, и., о.  подпись

Н. контроль _ ________

должность                                 фамилия, и., о.  подпись

Приказ по университету ________________________________________

Содержание задания

Спроектировать электроснабжение корпуса, который находится на расстоянии l от ГПП предприятия. В корпусе имеются низковольтные потребители, а также высоковольтные потребители – компрессоры и сварочные выпрямители.

Содержание

Введение  6

1 Исходные данные  7

2 Схема электроснабжения корпуса  9

3 Выбор мощности высоковольтных синхронных двигателей компрессоров по заданной производительности  11

4 Расчет электрической нагрузки в сети напряжение 1кВ и выше 1кВ  13

4.1 Методика расчета электрических нагрузок  13

4.2 Исходные данные  14

4.3 Расчет электрических нагрузок РП   14

5 Выбор плавких предохранителей для защиты асинхронного двигателя и распределительного пункта  24

5.1 Общие сведения  24

5.2 Исходные данные для расчета  24

5.3 Выбор предохранителя и плавкой вставки  25

5.4 Проверка предохранителя по отключающей способности  27

5.5 Согласование плавкой вставки с защищаемым проводником  27

5.6 Согласование по селективности с предыдущей плавкой вставкой  28

6 Выбор автоматических воздушных выключателей для защиты асинхронных двигателей и распределительного пункта  32

6.1 Общие сведения  32

6.2 Выбор и проверка автоматического воздушного выключателя  33

6.2.1 Вспомогательный расчет нагрузок  33

6.2.2 Выбор автоматического воздушного выключателя по условиям нормального режима  34

6.2.3 Проверка автомата в пиковом режиме  35

6.2.4 Проверка автоматического воздушного выключателя на предельную коммутационную способность  36

6.2.5 Согласование расцепителя с защищаемым проводником  37

7 Компенсация реактивной мощности в электрической сети напряжением до 1 кВ  39

7.1 Расчетная схема  39

7.2 Исходные данные  39

7.3 Вспомогательные расчеты   41

7.4 Распределение реактивной мощности между источниками  43

7.5 Пересчет в зависимости от изменения входных параметров  46

8 Выбор сечений проводников на первом, втором и четвертых уровнях  52

8.1 Выбор сечения проводников на первом уровне  52

8.2 Выбор сечения проводников на втором уровне  53

8.3 Выбор сечения проводников на четвертом уровне  54

9 Выбор цехового трансформатора  58

10 Расчет токов короткого замыкания  59

10.1 Основные положения  59

10.2 Расчетная схема  59

10.3 Исходные данные  60

10.4 Расчет токов трехфазного короткого замыкания  62

10.5 Автоматический расчет токов трехфазного КЗ  67

11 Оценка влияния вентильного преобразователя на систему электроснабжения  70

11.1 Основные положения  70

11.2 Исходные данные  70

11.3 Расчетная схема  72

11.4 Вспомогательный расчет  72

12 Определение потерь и отклонений напряжения в сети до 1 кВ  81

12.1 Основные положения  81

12.2 Исходные данные  81

12.3 Расчетная схема  83

12.4 Расчет отклонений и потерь напряжений  83

12.4.1 Расчет для первого участка  83

12.4.2 Расчет для второго участка  84

13 Определение коэффициентов несимметрии напряжений по обратной и нулевой последовательностям  88

13.1 Общие положения  88

13.2 Расчет коэффициентов несимметрии  89

13.3 Построение векторных диаграмм  92

Литература  96

Введение

Рационально выполненная современная система электроснабжения промышленного предприятия должна удовлетворять ряду требований: экономичности и надёжности, безопасности и удобство эксплуатации, обеспечение надлежащего качества электроэнергии, уровней напряжения, стабильности частоты и кратчайшие сроки выполнения строительно-монтажных  работ и необходимая гибкость системы, обеспечивающая возможность расширения при развитии предприятия без существенного усложнения и удобства первоначального варианта. При этом должны по возможности применяться решения, требующие минимальных расходов цветного металла и электроэнергии.

При построении системы электроснабжения необходимо учитывать многочисленные факторы, к числу которых относятся потребляемая мощность, категории надёжности питания отдельных приёмников, графики нагрузок крупных потребителей, характер нагрузок на генеральном плане. При построении системы электроснабжения нужно учитывать также требования ограничения токов короткого замыкания, а так же условия выполнения простой и надёжной релейной защиты.

1 Исходные данные

Напряжение на главной понизительной подстанции (ГПП):

-      Номинальное напряжение на высшей стороне ГПП 220 кВ.

-      Номинальное напряжение на низшей стороне ГПП 6 кВ.

Мощность короткого замыкания (КЗ) на секции распределительного устройства (РУ) низшего напряжения (НН) ГПП  200 МВА.

Расстояния:

-      от ГПП до корпуса промышленного предприятия, 0,87 км;

-      от РУ 0,4 кВ трансформаторной подстанции (ТП) до распределительного пункта (РП),  90 м;

-      от РП до электроприемника (ЭП),  13м.

Высоковольтные потребители:

-      Синхронные двигатели – компрессоры: производительность, ; давление, .

-      Источник высших гармоник (ИВГ) – сварочные выпрямители: мощность одного ИВГ, = 0,75 МВ∙А.; количество ИВГ 2.

Низковольтные потребители напряжением 0,38 кВ.

Параметры низковольтных потребителей приведены в таблицах 1.1 и 1.2, а значения междуфазных и фазных напряжений фаз А В С на РУ 0,4 кВ при несимметрии в таблице 1.3.

Таблица 1.1 - Исходные данные ЭП цеха

Таблица 1.2 – Исходные данные ЭП подключенных к РП

Таблица 1.3 – Значения междуфазных и фазных напряжений на РУ 0,4 кВ при несимметрии

2 Схема электроснабжения корпуса

Схема электроснабжения промышленного предприятия  состоит из источников питания и линий электропередачи, осуществляющих подачу электроэнергии к предприятию, связывающих кабелей (KЛ) и проводов. Через трансформаторную подстанцию (ТП), где трансформаторы Т1 и Т2 понижают напряжение с 220 кВ до 6 кВ, для питания высоковольтных потребителей СД1, СД2, СД3, ИВГ1 обеспечивается подвод электроэнергии к её потребителям на требуемом напряжении.

Трансформаторы Т3 и Т4 понижают напряжение с 6 кВ до 0,4 кВ для питания низковольтных потребителей.

Выключатели Q1...Q13 предназначены для оперативного переключения и вывода в ремонт элементов схемы.

Секционные выключатели QB1, QB2 выполняют функцию автоматического ввода резерва (АВР).

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

Конденсаторные батареи (БК) вырабатывают реактивную мощность, тем самым уменьшают передачу полной мощности через трансформаторы Т3 и Т4, вследствие чего потери в трансформаторе уменьшаются.

Предохранитель FU защищает АД от токов короткого замыкания.

Для повышения надёжности электроснабжения применяется двухтрансформаторная подстанция с раздельной работой трансформаторов в нормальном режиме, что позволяет значительно снизить уровни токов короткого замыкания, упростить схему коммутации и релейной защиты.

Рисунок 1 – Схема электроснабжения корпуса

3 Выбор мощности высоковольтных синхронных двигателей компрессоров по заданной производительности

К шинам РУ – 6 кВ подключены высоковольтные синхронные двигатели компрессоров. На рисунке 3.1 приведена схема присоединения высоковольтных синхронных двигателей компрессоров.

Рисунок 3.1 – Схема присоединения синхронных двигателей компрессоров к РУ 6 кВ

Примечание – СД1 и СД2 рабочие двигатели, СД3 резервный двигатель.

Для СД компрессора мощность

,                                                                             (3.1)

где                                    - коэффициент запаса, =1,1 … 1,2 /13/;

 - производительность насоса, м3/с; =105 м3/мин с. 3

 - работа на сжатие, Дж/м3, смотри примечание;

 - коэффициент полезного действия компрессора, =0,7 /13/;

 - коэффициент полезного действия передачи (при соединении компрессора с двигателем =0,9 с.156 /13/);

Примечание - Работа на сжатие () – это работа, затрачиваемая на сжатие 1 м3 воздуха до заданных рабочих давлений (), для  с.3,     по таблице на с.156 /8/ определяем .

.

По таблице 4.27 /8/ выбираем двигатель серии СДН 15-26-16У3 со следующими номинальными параметрами:

-          номинальная мощность СД,  400 кВт;

-          номинальное напряжение СД,  6 кВ;

-          номинальная частота вращения ротора,  375 об/мин;

-          коэффициент полезного действия СД,  90 %.

Определим коэффициент загрузки () синхронного двигателя:

;                                                                                (3.2)

, примем 0,97,

так как коэффициент загрузки () синхронного двигателя находится в пределах 0,7 … 1, то его мощность выбрана правильно.

4 Расчет электрической нагрузки в сети напряжение 1кВ и выше 1кВ

4.1 Методика расчета электрических нагрузок

Расчет электрических нагрузок необходим для выбора и проверки проводников и трансформаторов по пропускной способности и экономической плотности тока, расчета потерь и отклонений напряжений, колебания напряжения, выбора защиты и компенсирующих устройств.

Электрическая нагрузка рассчитывается методом упорядоченных диаграмм (смотри /6/). Электроприемники (ЭП) имеют либо постоянный график нагрузки (группа Б),  либо переменный график нагрузки (группа А), это зависит от коэффициента использования ()

- группа А;

-­ группа Б.

С учетом групп определяется расчетная активная () и расчетная реактивная () мощности через соответствующие средние активные () и реактивные () мощности.

Далее определяется эффективное число ЭП () по формуле

,                                                                              (4.1)

где                                                         - суммарная номинальная мощность ЭП;

- номинальная активная мощность i-го ЭП, кВт;

- количество групп ЭП;

  - количество ЭП i-ой группы.

Коэффициент максимума () определяется по таблице 2.6 /6/ в зависимости от эффективного числа ЭП () и коэффициента использования (). Коэффициент максимума принимается равным единице в случае, если >200 или >0,8. Коэффициент максимума по реактивной мощности () определяется по /6/ в зависимости от эффективного числа ЭП (). 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 (). Если расчетная мощность окажется меньше, то за расчетную принимается .

4.2 Исходные данные

При подготовке исходных данных к расчету на компьютере все ЭП объекта делятся на группы, в каждую группу входят ЭП имеющие одинаковые номинальную мощность (), коэффициент мощности (), коэффициент использования (), независимо от местоположения и назначения ЭП. Каждой группе и всем ее ЭП присваивается номер от 1 до 100. Распределение ЭП приведено в исходных данных с.

4.3 Расчет электрических нагрузок РП

Произведем расчет электрических нагрузок для цеха, трансформатора и распределительного пункта.

Определим общее количество электроприемников ЭП ():

,                                                                                           (4.2)

где - количество групп электроприемников (=3 по таблице 1.2 на с.     ).

3+3+3 = 9.

По коэффициенту использования  (смотри таблицу 1.2) определяем группы ЭП:

Таблица 4.1 – Данные ЭП подключенных к РП с определенными группами

Примечание - В таблице 4.1  – коэффициент реактивной мощности i-ого ЭП.

Номинальная активная мощность РП :

;                                                                            (4.3)

 кВт.

Номинальная реактивная мощность РП :

,                                                                  (4.4)

где  - коэффициент реактивной мощности ЭП, соответствующий  , берем из таблицы 4.1.

 квар.

Средняя активная мощность РП :

;                                                                          (4.5)

 кВт.

Средняя реактивная мощность РП :

;                                                                 (4.6)

квар.

Средний коэффициент мощности :

;                                                                        (4.7)

.

Найдем долю ЭП группы Б в суммарной нагрузке РП :

,                                                              (4.8)

где                                 – номинальная мощность ЭП группы Б;

,

так как , то производим расчет электрической нагрузки для каждой группы в отдельности.

Для группы А:

Номинальная активная мощность ЭП группы А :

;                                                                             (4.9)

 кВт.

Номинальная реактивная мощность ЭП группы А :

;                                                                  (4.10)

 квар.

Средняя активная мощность ЭП группы А :

;                                                                        (4.11)

 кВт.

Средняя реактивная мощность ЭП группы А :

;                                                               (4.12)

 квар.

Определим коэффициент использования:

;                                                                                      (4.13)

.

Определим эффективное число приемников (4.1)

.

Определим коэффициент максимума . Используя полученные значения  и  выпишем из таблицы 2.6 /6/ ближайшие значения коэффициента максимума (смотри таблицу 4.2).

Таблица 4.2 – Значения коэффициента максимума

Рассчитаем  методом кусочно-линейной интерполяции. Для этого составим уравнение прямой (вида ), которое можно выразить формулой

.                                                                      (4.14)

Обозначим через =0,2 (=0,2). Этому значению  соответствует =2,24 (=2,24). Аналогично =0,3; =1,88.

;

.

Найденное значение  соответствует =0,225  при эффективном числе электроприемников  равным =6, что соответствует значению  =0,215.

Определим коэффициент максимума по реактивной мощности используя данные на с. 48 /6/, для =6 < 10

=1,1.

Определим расчетную активную и реактивную мощность ЭП группы А:

;                                                                                 (4.15)

 кВт;

;                                                                               (4.16)

 квар.

Для группы Б:

Номинальная активная мощность ЭП группы Б :

;                                                                           (4.17)

.

Номинальная реактивная мощность ЭП группы Б :

;                                                                  (4.18)

 квар.

Средняя активная мощность ЭП группы Б :

;                                                                        (4.19)

.

Средняя реактивная мощность ЭП группы Б :

;                                                               (4.20)

.

Определим число ЭП группы Б

.                                                                                      (4.21)

Так как число приемников группы Б не превышает трех, то расчетная нагрузки приемников группы Б будет равна сумме номинальных мощностей приемников группы Б:

;                                                                             (4.22)

 кВт;

;                                                                   (4.22)

 квар.

Окончательно, расчетная активная и реактивная нагрузка РП:

 кВт;

 квар.

Полная расчетная мощность ЭП РП

. (4.23)

Определяем расчетный ток ЭП РП

 А.                                     (4.24)

Правильность ручного расчета подтверждается результатами, полученными в распечатке на с. Аналогично проводим автоматизированный расчет цеха и трансформаторной подстанции, результаты приводятся в распечатке на с.

PАСЧЕТ ЭЛЕКТPИЧЕСКИХ НАГPУЗОК

Нагрузки измеряются в кВт , квар , кВА , кА .

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Объект расчета - РП

Номинальное напряжение =   0.38 кВ

----------------------------------------------------------

Номер  Количество    Pном     Коэффициент   Коэффициент

группы      ЭП     одного ЭП  мощности(СОS) использования

----------------------------------------------------------

1         3         5.50       0.600        0.150

2         3         5.50       0.510        0.300

3         3         7.50       0.700        0.750

PЕЗУЛЬТАТЫ PАСЧЕТА

Гpуппа А (ЭП с переменным графиком нагрузки)

N        Pном      Qном       Pсpед     Qсpед

6        33.000    49.829     7.425    11.649

Nэфф     Кисп      Кмакс     Кмакс1    Ppас      Qpас

6.000     0.225     2.150     1.100    15.964    12.814

Гpуппа Б (ЭП с постоянным графиком нагрузки)

N        Pном      Qном      Pсpед      Qсpeд

3        22.500    22.955    16.875    17.216

Всего по объекту:

Количество электpопpиемников     N             9

Номинальная активная мощность    Pном     55.500

Номинальная реактивная мощность  Qном     72.784

Средняя активная мощность        Pc       24.300

Средняя реактивная мощность      Qc       28.865

Средний коэффициент мощности     COS       0.644

Расчетная активная мощность      Pp       38.464

Расчетная реактивная мощность    Qp       35.768

Полная расчетная мощность        Sp       52.525

Расчетный ток                    Ip      0.07981

__________________________________________________________

PАСЧЕТ ЭЛЕКТPИЧЕСКИХ НАГPУЗОК

Нагрузки измеряются в кВт , квар , кВА , кА .

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Объект расчета - ЭП цеха

Номинальное напряжение =   0.38 кВ

----------------------------------------------------------

Номер  Количество    Pном     Коэффициент   Коэффициент

группы      ЭП     одного ЭП  мощности(СОS) использования

----------------------------------------------------------

1        90         5.50       0.600        0.150

2       100         5.50       0.510        0.300

3        98         7.50       0.700        0.750

PЕЗУЛЬТАТЫ PАСЧЕТА

Гpуппа А (ЭП с переменным графиком нагрузки)

N        Pном      Qном       Pсpед     Qсpед

190      1045.000  1587.639   239.250   377.292

Nэфф     Кисп      Кмакс     Кмакс1    Ppас      Qpас

190.000     0.229     1.089     1.000   260.594   377.292

Гpуппа Б (ЭП с постоянным графиком нагрузки)

N        Pном      Qном      Pсpед      Qсpeд

98       735.000   749.850   551.250   562.387

Всего по объекту :

Количество электpопpиемников     N           288

Номинальная активная мощность    Pном   1780.000

Номинальная реактивная мощность  Qном   2337.489

Средняя активная мощность        Pc      790.500

Средняя реактивная мощность      Qc      939.679

Средний коэффициент мощности     COS       0.644

Расчетная активная мощность      Pp      811.844

Расчетная реактивная мощность    Qp      939.679

Полная расчетная мощность        Sp     1241.808

Расчетный ток                    Ip      1.88679

__________________________________________________________

PАСЧЕТ ЭЛЕКТPИЧЕСКИХ НАГPУЗОК

Нагрузки измеряются в кВт , квар , кВА , кА .

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Объект расчета – Трансформаторная подстанция

Номинальное напряжение =   0.38 кВ

----------------------------------------------------------

Номер  Количество    Pном     Коэффициент   Коэффициент

группы      ЭП     одного ЭП  мощности(СОS) использования

----------------------------------------------------------

1        45         5.50       0.600        0.150

2        50         5.50       0.510        0.300

3        49         7.50       0.700        0.750

PЕЗУЛЬТАТЫ PАСЧЕТА

Гpуппа А (ЭП с переменным графиком нагрузки)

N        Pном      Qном       Pсpед     Qсpед

95       522.500   793.820   119.625   188.646

Nэфф     Кисп      Кмакс     Кмакс1    Ppас      Qpас

95.000     0.229     1.118     1.000   133.712   188.646

Гpуппа Б (ЭП с постоянным графиком нагрузки)

N        Pном      Qном      Pсpед      Qсpeд

49       367.500   374.925   275.625   281.194

Всего по объекту :

Количество электpопpиемников     N           144

Номинальная активная мощность    Pном    890.000

Номинальная реактивная мощность  Qном   1168.745

Средняя активная мощность        Pc      395.250

Средняя реактивная мощность      Qc      469.840

Средний коэффициент мощности     COS       0.644

Расчетная активная мощность      Pp      409.337

Расчетная реактивная мощность    Qp      469.840

Полная расчетная мощность        Sp      623.142

Расчетный ток                    Ip      0.94679

__________________________________________________________

5 Выбор плавких предохранителей для защиты асинхронного двигателя и распределительного пункта

5.1 Общие сведения

Плавкие предохранители устанавливаются во всех нормально незаземленных фазах. Однако их установка  в нулевых проводниках запрещена. Защита плавкими предохранителями осуществляется или только от коротких замыканий или от коротких замыканий и перегрузок.

Защита только от коротких замыканий применяется в тех случаях, когда перегрузка защищаемого элемента невозможна по технологическим причинам или функция защиты от перегрузки передана другому аппарату, например, магнитному пускателю.

5.2 Исходные данные для расчета

Выбор плавкого предохранителя производим для схемы, показанной на рисунке 5.1

Рисунок 5.1 – Расчётные схемы для выбора предохранителя

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

Защищаемым потребителем является наибольший по номинальной активной мощности асинхронный двигатель - смотри таблицу 1.1.

Номинальная активная мощность защищаемого асинхронного двигателя . Номинальное напряжение асинхронного двигателя . По этим данным выбираем АД типа 4А112М2У3, номинальные параметры которого приведенные  в таблице 5.1, взяты из /8/.

Таблица 5.1 – Номинальные параметры асинхронного двигателя

Примечание:

 - номинальная активная мощность АД, кВт;

 - номинальное напряжение АД, кВ;

 – пусковой ток АД;

 - номинальный ток АД;

 – номинальный коэффициент мощности АД;

 – коэффициент полезного действия АД, о.е.

5.3 Выбор предохранителя и плавкой вставки

Выбор предохранителя плавкой вставки проводится для защиты АД.

Номинальный ток асинхронного двигателя :

;                                                       (5.1)

.

Пусковой ток асинхронного двигателя :

;                                                                                (5.2)

.

Определи номинальный ток плавкой вставки исходя из условий:

-          ;                                                                                (5.3)

-          .                                                                                (5.4)

2,5 – коэффициент кратковременной перегрузки плавкой вставки при легком пуске асинхронного двигателя, /3/.

 А;

.

Из таблицы 6.4 /8/ выбираем предохранитель типа ПН2-100 с ближайшим большим током плавкой вставки, номинальные параметры которого приведены в таблице 5.2.

Таблица 5.2 – Номинальные параметры предохранителя

Примечание – Условные обозначения, принятые в таблице:

 – номинальное напряжение предохранителя, кВ;

 – номинальный ток предохранителя, А;

 – номинальный ток плавкой вставки, А;

 – предельный ток отключения предохранителя, кА.

5.4 Проверка предохранителя по отключающей способности

Предельный ток отключения предохранителя должен быть больше периодической составляющей тока короткого замыкания произошедшего непосредственно за предохранителем. Должно выполняться условие

,                                                                                         (5.5)

где                                                                        , смотри с.

50 кА >  кА, следовательно, предохранитель ПН2-100 проходит по отключающей способности.

5.5 Согласование плавкой вставки с защищаемым проводником

Выберем защищаемый проводник по условию

,                                                                                     (5.6)

где – допустимый ток защищаемого проводника ().

По таблице 1.3.5 /3/ выбираем изолированный провод в трубе с алюминиевыми жилами сечением 2,5 мм2 с допустимым током .

Условие согласования плавкой вставки с защищаемым проводником только от короткого замыкания

;                                                                                    (5.7)

 <  – номинальный ток плавкой вставки согласуется с допустимым током защищаемого проводника.

5.6 Согласование по селективности с предыдущей плавкой вставкой

Согласование по селективности с предыдущей плавкой вставкой производится для схемы на рисунке 5.2.

Рисунок 5.2 Схема согласования по селективности

На рисунке использованы следующие обозначения:

FU1 – предыдущий предохранитель;

FU2 – выбираемы предохранитель;

 – номинальный ток плавкой вставки предыдущего предохранителя;

 – номинальный ток плавкой вставки выбираемого предохранителя, .

При коротком замыкании в точке  должен сработать только выбираемый предохранитель для локализации повреждения, для этого необходимо соблюдение условия

.                                                                                                (5.8)

Ток  плавкой вставки выбирается из соотношения .

.                                                                               (5.9)

По полученному соотношению из таблицы с. 163 /7/ определяем ток плавкой вставки предыдущего предохранителя (=100 А).

Выбираемый предохранитель согласуется во всем условиям, поэтому выбираем предохранитель ПН2-100.

Автоматизированный выбор плавкой вставки и предохранителя производится с помощью программы WSTAWKA. Результаты приведены в распечатке с.

ВЫБОР ПЛАВКОЙ ВСТАВКИ ПРЕДОХРАНИТЕЛЯ

Исходные данные

Защищаемый потребитель : Асинхронный электродвигатель

Номинальная активная мощность двигателя Рн (кВт):   7.500

Кратность пускового тока Iп/Iн :    7.50

Коэффициент мощности cos fн  :   0.880

Коэффициент полезного действия  КПДн ( o.e.) :   0.875

Пуск двигателя : легкий

Расчет

Номинальный ток двигателя Iн =   14.799 A

Пусковой    ток двигателя Iп =  110.991 A

Отношение    Iп / 2.5        =   44.396 A

Номинальный ток плавкой вставки Iном.в >=   44.396 A

ДАННЫЕ ВЫБРАННЫХ ПРЕДОХРАНИТЕЛЕЙ :

Тип предохранителя                  НПН2-60       ПН2-100

Номинальное напряжение (В)              500           380

Номинальный ток предохранителя (А)       60           100

Номинальный ток плавкой вставки (А)      60            50

Предельный ток отключения (кА)            6            50(100)

ПРОВЕРКА ПРЕДОХРАНИТЕЛЯ ПО ОТКЛЮЧАЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ:

Наибольший ток  КЗ  за предохранителем

Iк должен быть меньше пpедельного тока отключения пpедоханителя

6 кА - для  НПН2-60  ,

50(100) кА - для  ПН2-100  .

CОГЛАСОВАНИЕ ПЛАВКОЙ ВСТАВКИ С ЗАЩИЩАЕМЫМ ПРОВОДНИКОМ:

НПН2-60

Допустимый ток защищаемого проводника Iдоп (А) :    22.00

(Изолированный провод в трубе, алюминиевые жилы,   3.0 мм2)

Защита только от КЗ.

I ном.в  <  3*I доп

Плавкая  вставка  согласуется с защищаемым проводником.

ПН2-100

Допустимый ток защищаемого проводника Iдоп (А) :    19.00

(Изолированный провод в трубе, алюминиевые жилы,   2.5 мм2)

Защита только от КЗ.

I ном.в  <  3*I доп

Плавкая  вставка  согласуется с защищаемым проводником.

CОГЛАСОВАНИЕ ПО СЕЛЕКТИВНОСТИ С ПРЕДЫДУЩЕЙ ПЛАВКОЙ ВСТАВКОЙ :

НПН2-60

Наибольший ток КЗ за Номинальный ток плавкой вставки выбранным предохранителем предыдущего предохранителя

Iк ( кА ) :                      Iв1 ( А ) :

Если      Iк <=  2.1   ,  то         Iв1 >=   80

2.1 < Iк <=  4.5                 Iв1 >=  100

4.5 < Iк <=  7.5                 Iв1 >=  120

Iк >   7.5                 Iв1 >=  120

ПН2-100

Наибольший ток  КЗ  за        Номинальный ток плавкой вставки

выбранным предохранителем     предыдущего предохранителя

Iк ( кА ) :                      Iв1 ( А ) :

Если      Iк <=  1.8   ,  то         Iв1 >=   60

1.8 < Iк <=  3.8                 Iв1 >=   80

3.8 < Iк <=  6.3                 Iв1 >=  120

Iк >   6.3                 Iв1 >=  120

ВЫБОР ПЛАВКОЙ ВСТАВКИ ПРЕДОХРАНИТЕЛЯ

Исходные данные

Защищаемый потребитель : Группа электроприемников

Номинальная активная мощность группы ЭП Pн (кВт) :    55.500

Коэффициент  использования  группы  ЭП  Ки  :     0.438

Коэффициент  максимума  группы  ЭП  Км      :     1.583

Расчетный коэффициент мощности группы ЭП cos fр  :     0.732

Данные мощного двигателя с наибольшим пусковым током :

Номинальная активная мощность двигателя Рн (кВт) :     7.500

Кратность пускового тока    Iп/Iн        :     7.50

Коэффициент  мощности      cos fн        :     0.880

Коэффициент полезного действия ( o.e.)   :     0.875

Расчет

Номинальный ток двигателя Iн =    14.799 A

Пусковой    ток двигателя Iп =   110.991 A

Коэффициент спроса группы Кс =     0.693

Расчетная активная мощность группы Pp =    38.481 кВт

Расчетный  ток  группы    Ip =    79.872 A

Пиковый    ток  группы  Iпик =   180.602 A

Отношение         Iпик / 2.5 =    72.241 A

Номинальный ток плавкой вставки Iном.в >=   79.872 A

ДАННЫЕ ВЫБРАННЫХ ПРЕДОХРАНИТЕЛЕЙ :

Тип предохранителя                  ПН2-100       ПН2-250

Номинальное напряжение (В)              380           380

Номинальный ток предохранителя (А)      100           250

Номинальный ток плавкой вставки (А)      80            80

Предельный ток отключения (кА)           50(100)       40(100)

ПРОВЕРКА ПРЕДОХРАНИТЕЛЯ ПО ОТКЛЮЧАЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ :

Наибольший ток  КЗ  за предохранителем

Iк должен быть меньше

пpедельного тока отключения пpедоханителя

50(100) кА - для  ПН2-100  ,

40(100) кА - для  ПН2-250  .

CОГЛАСОВАНИЕ ПЛАВКОЙ ВСТАВКИ С ЗАЩИЩАЕМЫМ ПРОВОДНИКОМ :

Допустимый ток защищаемого проводника Iдоп (А) :    95.00

(Кабель в воздухе, алюмин. жилы, бумажная изол.,  35.0 мм2)

Защита от перегрузки и КЗ.

I ном.в  <  I доп

Плавкая  вставка  согласуется с защищаемым проводником.

CОГЛАСОВАНИЕ ПО СЕЛЕКТИВНОСТИ С ПРЕДЫДУЩЕЙ ПЛАВКОЙ ВСТАВКОЙ :

Наибольший ток  КЗ  за        Номинальный ток плавкой вставки

выбранным предохранителем     предыдущего предохранителя

Iк ( кА ) :                      Iв1 ( А ) :

Если      Iк <=  2.8   ,  то         Iв1 >=  100

2.8 < Iк <=  6.0                 Iв1 >=  120

6.0 < Iк <= 10.0                 Iв1 >=  120

Iк >  10.0                 Iв1 >=  150

6 Выбор автоматических воздушных выключателей для защиты асинхронных двигателей и распределительного пункта

6.1 Общие сведения

К распределительному пункту подключены электроприемники суммарной номинальной мощностью , с.     , номинальное напряжение сети . Данные электродвигателя, имеющего наибольший пусковой ток, приведены в таблице 5.1 раздела 5. Ток короткого замыкания за автоматом для защиты распределительного 13,124 кА , смотри с.

Каждый электродвигатель имеет магнитный пускатель, защищающий его от перегрузки, так автоматический воздушный выключатель защищает только от короткого замыкания. Выберем автомат, который защищает линию питающую распределительный пункт, смотри рисунок 6.1.

Рисунок 6.1 – Расчетная схема для выбора автоматов

6.2 Выбор и проверка автоматического воздушного выключателя

6.2.1 Вспомогательный расчет нагрузок

Определим:

-          расчетный коэффициент мощности группы электроприемников

,                                                  (6.1)

где                                                - взяты из раздела 4 с.       ;

-          коэффициент использования группы  электроприемников

                                                             (6.2)

где                                                   - взяты из раздела 4 с. ;

-          коэффициент максимума группы электроприемников

;                                                        (6.3)

-          коэффициент спроса группы электроприемников

;                                           (6.4)

-          расчетная мощность РП

;                            (6.5)

-          расчетный ток группы электроприемников

;              (6.6)

пиковый ток группы электроприемников

,                                                 (6.7)

где           - пусковой ток асинхронного двигателя,

 раздел 5 с.;

 -  номинальный ток асинхронного двигателя, раздел 5 с.      .   

.

6.2.2 Выбор автоматического воздушного выключателя по условиям нормального режима

Автоматический воздушный выключатель не должен срабатывать в нормальном режиме, так если требуется выполнение условия

,                                                                          (6.8)

где                                                - номинальный ток расцепителя.

В данном случае . По этому условию выберем ближайший больший ток расцепителя = 80 А, с. 260 /7/. По определенному току расцепителя выпишем в таблицу все возможный типы автоматических воздушных выключателей, таблица 6.1.

Таблица 6.1 – Номинальные параметры автоматических воздушных выключателей

В таблица 6.1 приняты следующие обозначения:

 – номинальный ток автоматического воздушного выключателя, А;

 – номинальный ток расцепителя, А;

 – ток отсечки, А;

 – ток отключения, кА.

При выборе автоматических воздушных выключателей следует учитывать, что рекомендуется выбирать автомат ВА51, а автомат ВА52 следует применять, если требуется повышенная коммутационная способность.

6.2.3 Проверка автомата в пиковом режиме

При пуске двигателя не должна сработать токовая отсечка автомата, так если должно выполняться условие

.                                                                                  (6.9)

По таблице 6.1  = 7, так  - условие выполняется.

Также, тепловой расцепитель не должен сработать при пуске двигателя, так если должно выполняться условие

                                                                                  (6.10)

где  - время пуска асинхронного двигателя, =1,5 с., смотри с.

 - время срабатывания, определяется по времятоковой характеристике для соответствующего значения  на с. 164 /7/.

Определим  методом кусочно-линейной интерполяции. Для этого составим уравнение прямой (вида ), которое можно выразить формулой:

.                                                                      (6.11)

По данной характеристики находим для , смотри таблицу 6.2

Таблица 6.3 – Времятоковая характеристика автомата

Обозначим через =2 (=2). Этому значению  соответствует =50 (=16). Аналогично =3; =16. Тогда:

;

, т.е.

 (2,257) = 72,524 с.

Проверим выполнение условия,  - условие (6.10) выполняется.

6.2.4 Проверка автоматического воздушного выключателя на предельную коммутационную способность

Для выбранного автоматического воздушного выключателя должно выполняться условие

                                                                                          (6.12)

где                                      = 25 кА  для автомата ВА 52-31, таблица 6.1;

 - ток короткого замыкания за выбранным автоматом, , 10 с.     .

,

Следовательно автомат ВА 52-31 проходит по предельной коммутационной способности.

6.2.5 Согласование расцепителя с защищаемым проводником

При согласовании расцепителя с проводником должно выполняться условие

,                                                                                 (6.13)

где  - допустимый ток для кабеля с бумажной пропитанной изоляцией с алюминиевыми жилами, проложенного в земле, сечение  35 мм2 , следовательно

 - расцепитель согласуется с защищаемым проводником.

Автоматизированный выбор автоматических воздушный выключателей производиться с помощью программы AVTOMAT. Используя данную программу были получены следующие результаты, которые приведены в распечатке на с.

ВЫБОР АВТОМАТИЧЕСКИХ ВОЗДУШНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ

Исходные данные

Защищаемый потребитель : Группа электроприемников

Номинальная активная мощность группы ЭП Pн (кВт) :    55.500

Коэффициент  использования  группы  ЭП  Ки  :     0.438

Коэффициент  максимума  группы  ЭП  Км      :     1.583

Расчетный коэффициент мощности группы ЭП cos fр  :     0.732

Данные мощного двигателя с наибольшим пусковым током :

Номинальная активная мощность двигателя Рн (кВт) :     7.500

Кратность пускового тока    Iп/Iн        :     7.50

Коэффициент  мощности      cos fн        :     0.880

Коэффициент полезного действия ( o.e.)   :     0.875

Длительность пуска t п ( с )             :     1.50

Расчет

Номинальный ток двигателя Iн =    14.799 A

Пусковой    ток двигателя Iп =   110.991 A

Коэффициент спроса группы Кс =     0.693

Расчетная активная мощность группы Pp =    38.481 кВт

Расчетный  ток  группы    Ip =    79.872 A

Пиковый  ток  группы    Iпик =   180.602 A

- АВТОМАТЫ С КОМБИНИРОВАННЫМ РАСЦЕПИТЕЛЕМ СЕРИИ ВА51 И ВА52 -

Данные выбранных автоматов при U сети = 380 В :

Тип автомата                              ВА51-31  ВА52-31 *)

Номинальный ток автомата I ном (А)           100      100

Номинальный ток расцепителя I ном.р (А)     80.0     80.0

Ток отсечки I отс / I ном.р (о.е.)             7        7

Предельная коммутац. способн. I откл (кА)    7.0     25.0

При отсутствии выбранных можно использовать автоматы :

Тип автомата   I ном   I ном.р   I отс / I ном.р   I откл

А        А           о.е.           кА

ВА51-33       160      80.0          10           12.5

ВА52-33       160      80.0          10           28.0

ВА51-35       250      80.0          12           15.0

ВА52-35       250      80.0          12           30.0

*) ВА52 следует применять вместо ВА51, если требуется

повышенная коммутационная способность.

ПРОВЕРКА АВТОМАТА НА КОММУТАЦИОННУЮ СПОСОБНОСТЬ:

Наибольший ток к.з. за автоматом

I к должен быть меньше I откл

пpедельной коммутационной способности автомата

7.0 кА - для ВА51-31

25.0 кА - для ВА52-31

CОГЛАСОВАНИЕ РАСЦЕПИТЕЛЯ С ЗАЩИЩАЕМЫМ ПРОВОДНИКОМ :

Допустимый ток защищаемого проводника Iдоп (А) :    95.00

(Кабель в воздухе, алюмин. жилы, бумажная изол.,  35.0 мм2)

I ном.р  <  I доп

Расцепитель автомата согласуется с защищаемым проводником.

7 Компенсация реактивной мощности в электрической сети напряжением до 1 кВ

7.1 Расчетная схема

Рисунок 7.1 – Расчетная схема

Источниками реактивной мощности являются энергосистема, высоковольтные синхронные двигатели (СД), и конденсаторные батареи (БК).

7.2 Исходные данные

Для данного расчета исходными данными являются:

-Расчетная активная нагрузка на один трансформатор ()

,                                                    

где  - средняя активная нагрузка на один цеховой трансформатор,

, смотри с.

-Расчетная реактивная нагрузка на один трансформатор ()

,                                                                            

где   - средняя активная нагрузка на один цеховой трансформатор,

 , смотри с.

-Номинальная мощность трансформатора

, с

-Номинальное высшее напряжение трансформатора

, с.

-Номинальное низшее напряжение трансформатора

, с.

-      Мощность КЗ трансформатора

, с.

-      Напряжение КЗ трансформатора

, с.

-Коэффициент загрузки трансформатора

, /5/.

-Плата за 1 кВт максимальной нагрузки

, данные ОАО «Чувашэнерго».

-Стоимость одного кВт∙ч электроэнергии

, данные ОАО «Чувашэнерго».

-Удельная стоимость конденсаторных батарей

, данные ОАО «Чувашэнерго».

-Данные высоковольтных двигателей-компрессоров с

1)                                   Номинальное напряжение СД .

2)                                   Номинальная мощность СД .

3)                                   Коэффициент загрузки по активной мощности .

-Индексы 1,2,3,4 применяются при расчетах на соответствующих этапах.

7.3 Вспомогательные расчеты

Удельная стоимость потерь мощности :

,                                                                          (7.1)

где                           = 2400 ч. – время максимальных потерь, с.80 /6/;

=4000 ч/год – число часов использования максимума нагрузки, с.80 /7/.

.

Затраты первые БК 0,38 кВ :

,                                                                         (7.2)

где                             = 0,203 - ежегодное отчисление для БК, с.79 /6/;

 = , удельные потери активной мощности в конденсаторных батареях, /6/.

.

Затраты первые СД :

,                                                                              (7.3)

где                                  = 5,31 - коэффициент аппроксимации, с.     ;

=204,0  - номинальная реактивная мощность СД, с.

.

Затраты вторые СД ():

,                                                              (7.4)

где                                  = 4,27 - коэффициент аппроксимации, с.     ;

 = 1 – количество СД в группе, рисунок 7.1.

.

Переменные затраты СД на генерацию реактивной мощности:

;                                                   (7.5)

.

Располагаемая мощность СД ():

,                                                                      (7.6)

где  - наибольший коэффициент загрузки по реактивной мощности.

Зависит от : , .     (7.7)

.

Экономическая реактивная мощность энергосистемы ():

,                                                                                    (7.8)

где  - экономическое значение коэффициента реактивной мощности.

,                                                                                        (7.9)

где              =0,6 - базовый коэффициент реактивной мощности /4/;

 = 0,9 - коэффициент отличия стоимости электроэнергии /4/.

.

.

Допустимая через трансформатор мощность :

,                                                             (7.10)

где  - максимальный коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме, , /6/.

.

7.4 Распределение реактивной мощности между источниками

Рисунок 7.2 – Блок-схема распределения реактивной мощности

1 этап. На первом этапе достигается минимум затрат на производство реактивной мощности, используя оптимизационный метод Лагранжа (согласно рисунку 7.2, а).

Примечание – индекс внизу обозначает этап расчета.

Определим множитель Лагранжа ()

.                                                  (7.11)

Для синхронного двигателя определяем реактивную мощность

.                        (7.12)

Определим реактивную мощность, которую необходимо скомпенсировать с помощью конденсаторных батарей

.                           (7.13)

Так как  > 0, то переходим на третий этап.

3 этап. Находим распределение реактивной мощности с учетом  энергосистемы. Расчетная реактивная мощность через трансформатор при учете высоковольтных синхронный двигателей

.                            (7.14)

Так как  < , то реактивная мощность от системы , реактивная мощность конденсаторных батарей . Переходим на четвертый этап.

4 этап. Выполняется в случае, если трансформатор не может пропустить необходимую мощность со стороны высшего напряжения на сторону низшего напряжения, так необходимо выполнение условия

.                                                                              (7.15)

Проверим выполнение условия

;

.

Следовательно, трансформатор не может пропустить необходимую мощность. В этом случае установка конденсаторных батарей необходима.

В данном случае . (7.16)

Так как  < , то  не измениться, а реактивная мощность от системы

.                          (7.17)

Таким образом, получили результаты.

Реактивная мощность источников:

-Синхронные двигатели .

-Энергосистема .

-Конденсаторные батареи 0,38 кВ .

Итого: .

Правильность ручного расчета подтверждается автоматизированным расчетом, произведенным по программе KRM пакета прикладных программ PRES1, приведенных на с.     . По полученным данным составляется таблица, где приводятся изменения расчетных параметров в зависимости от изменения исходных параметров.

7.5 Пересчет в зависимости от изменения входных параметров

а) Рассмотрим случай, когда исходные данные такие же, как и в исходных данных (пункт 7.2), но номер группы энергосистемы 10, таблица 7.1, тогда , , коэффициент отличия стоимости электроэнергии . Параметры принимают индекс (7) согласно таблице 7.1.

Расчет проводим по формулам (7.1) … (7.13).

;

;

;

;

;

;

,

где                                                            .

.

1 этап.

.

.

Так как .

Определим баланс мощности в узле

.

Так как  > 0, то переходим на третий этап.

3 этап.

.                          (7.14)

Так как  < , то реактивная мощность от системы , реактивная мощность конденсаторных батарей  . Переходим на четвертый этап.

4 этап.

.

Проверим выполнение условия

;

.

Следовательно, трансформатор не может пропустить необходимую мощность. В этом случае установка конденсаторных батарей необходима.

В данном случае  .

Так как  < , то  не измениться, а реактивная мощность от системы

.

Таким образом, получили результаты.

Реактивная мощность источников:

-Синхронные двигатели .

-Энергосистема .

-Конденсаторные батареи 0,38 кВ .

Итого: .

б) Рассмотрим случай, когда исходные данные такие же, как и в исходных данных (пункт 7.2), но мощность АД . Параметры принимают индекс (8) согласно таблице 7.1.

Расчет проводим по формулам (7.1) ­… (7.13).

;

;

;

;

;

;

,

где                                               .

.

1 этап.

.

.

Определим баланс мощности в узле

.

Так как  > 0, то переходим на третий этап.

3 этап.

.              (7.14)

Так как  < , то реактивная мощность от системы , реактивная мощность конденсаторных батарей  . Переходим на четвертый этап.

4 этап.

.

Проверим выполнение условия

;

.

Следовательно, трансформатор не может пропустить необходимую мощность. В этом случае установка конденсаторных батарей необходима.

В данном случае  .

Так как  > , то , а реактивная мощность от системы

.

Таким образом, получили результаты.

Реактивная мощность источников:

-Синхронные двигатели .

-Энергосистема .

-Конденсаторные батареи 0,38 кВ .

Итого: .

КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Расчетная нагрузка 0.4 кВ: Pp =   434.7 кВт, Qp =   469.8 квар

Номинальная мощность трансформаторов  6/0.4 кВ Sт =   630 кВ*А

Максимальный коэффициент загрузки Т в нормальном режиме = 0.70

Высшее напpяжение п/ст, питающей сеть  6 кВ = 220 кВ и выше

Режим работы - двухсменный

Число часов использования максимума нагрузки Тм = 4000 ч/год

Число часов использования максимума  потерь  tм = 2400 ч/год

Тариф на электроэнергию - двухставочный

Плата за 1 кВт максимальной нагрузки = 188.00 руб/кВт*мес

Плата  за  1 кВт*ч   электроэнергии  =   0.42 руб/кВт*ч

Удельная стоимость конденсаторов 0.38 кВ =  350.00 руб/квар

Номер группы энергосистемы =  4

Коэффициент отличия стоимости электроэнергии k =  0.9

Высоковольтные синхронные двигатели   6 кВ

Номер Колич.  Рном   Qном    D1    D2   Кзагр.

кВт   квар    кВт   кВт

1     1      400    204    5.31  4.27  0.97

РАСЧЕТЫ

Удельная стоимость потерь Со =    2.36 т.руб/кВт*год

Затраты первые БК 0.38 кВ З1бк =   80.50 т.руб/Мвар*год

Затраты первые СД (т.руб/Мвар*год)

61.47

Затраты вторые СД (т.руб/Мвар**2*год)

242.31

Располагаемая реактивная мощность СД (квар)

217.5

Экономический коэффициент реактивной мощности

Tg(fi)э = 0.67

Экономическая реактивная мощность энергосистемы

Qэ =   291.2 квар

Допустимая через трансформаторы мощность Qдоп =    74.3 квар

Этапы распределения Qp (квар) между источниками :

Этап   СД1     C      БК

1     39      0    431

3     39    291    139

4     39     35    396

РЕЗУЛЬТАТЫ

Реактивная мощность источников (квар)

Синхронные двигатели

39.3

Энергосистема  Конденсаторы 0.38 кВ

35.0      395.5

Итого :     469.8

8 Выбор сечений проводников на первом, втором и четвертых уровнях

8.1 Выбор сечения проводников на первом уровне

Сечение проводов и жил кабелей выбирают по техническим и экономическим условиям в /6/.

На первом уровне линия электрической сети связывает электроприемники с РП, к которым они присоединены. В качестве проводника используются провода с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией, алюминиевыми жилами, три одножильных в одной трубе. К РП подсоединен асинхронный двигатель (АД). Провод выбираем по нагреву из условия

,                                                                                  (8.1)

где                                – допустимый ток проводника перед АД;

   – номинальный ток АД, , c.Кроме фазных проводов используется нулевой защитный проводник, который в расчет не принимаем (п. 1.3.10 /3/), так как в нормальном режиме он не обтекается током, так если не участвует в тепловом процессе. По данным подраздела 1.3 /3/ выбираем провод сечением 2,5 мм2 с.     .

.

Условие согласования предохранителя защищающего АД только от короткого замыкания

                                                                                 (8.2)

где        – номинальный ток плавкой вставки, , с. .

Получаем, что , то есть номинальный ток плавкой вставки согласуется с допустимым током проводника перед асинхронным двигателем.

Окончательно на первом уровне выберем провод сечение 2,5 мм2 с , марки АПВ (4х2,5) мм2.

8.2 Выбор сечения проводников на втором уровне

На втором уровне линия распределительной сети до 1 кВ обеспечивает связь РП с щитами управления магистральных шинопроводов, связанных с шинами НН трансформаторной подстанции. На данном уровне выбираем проводник из условия согласования теплового расцепителя автомата с допустимым током проводника

,                                                                                   (8.3)

где                                 – допустимый ток для кабеля перед РП;

 – номинальный ток расцепителя, , с.     .

Здесь следует использовать совмещенный нулевой рабочий и защитный проводник. По таблице на с. 402 /8/ выбираем четырехжильный кабель с бумажной пропитанной изоляцией, с алюминиевыми жилами, проложенный в воздухе сечением 35 мм2 с  и сечением нулевого защитного проводника 16 мм2 с допустимым током  из таблицы 1.7.5 /3/. Тип кабеля выбирается на с. 141 /7/ ААШвУ или ААШпУ.

Получаем, что  > ? Следовательно расцепитель согласуется с защищаемым проводником.

Выберем кабель ААШвУ (3х35 мм2 + 1х16 мм2).

8.3 Выбор сечения проводников на четвертом уровне

На четвертом уровне выбираем высоковольтный кабель, соединяющий шины РП 6 кВ и линии, подходящие к ним, по которым питаются высоковольтные двигатели. Выбираем кабель по трем условиям, изложенным в /6/:

- По экономической плотности тока

,                                                                                       (8.4)

где                                              – расчетное сечение кабеля, мм2;

 ­­­­– рабочий ток кабеля, определяется по формуле (8.5);

 – экономическая плотность тока, для кабелей с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами , из таблицы 1.3.36 /3/, при .

,                                                                          (8.5)

где                        – активная мощность, протекающая по кабелю;

 – реактивная мощность, протекающая по кабелю;

 – номинальное напряжение на низшей стороне ГПП, , с.      .

Определим активную мощность, протекающую по кабелю

,                                      (8.6)

где   – средняя мощность на один трансформатор, с.   ;

 – коэффициент использования СД, с. 325 /6/;

 – активная мощность СД, кВт с.     ;

 – коэффициент использования ИВГ, с. 327 /6/;

 – активная мощность ИВГ, кВт.

Определим активную и реактивную мощности источника высших гармоник (ИВГ), в качестве которого используется сварочный выпрямитель мощностью  , с.     ;

, с. 40 /6/;

, с. 40 /6/.

;                                           (8.7)

.                                     (8.8)

Тогда, с учетом вышеуказанных значений получим

Определим реактивную мощность, протекающую по кабелю

,                                                                     (8.9)

где               – реактивная мощность системы, , с.     .

.

Рабочий ток кабеля  по (8.5)

.

Расчетное сечение кабеля  по (8.4)

.

Из /6/ выбираем ближайшее большее стандартное сечение 70 мм2 с допустимым током 190 А.

- По нагреву током рабочего утяжеленного режима.

В утяжеленном режиме должно выполняться условие

,                                                                        (8.10)

где                     – допустимый ток кабеля по условию нагрева;

  – коэффициент перегрузки;

 – рабочий утяжеленный ток.

Определим ток рабочего утяжеленного режима

                                               (8.11)

Коэффициент перегрузки находим исходя из пункта 2.4.8 /5/: «На период ликвидации аварии допускается перегрузка по току для кабеля с бумажной пропитанной изоляцией напряжение до 10 кВ на 30% с продолжительностью не более 6 часов в сутки, в течение 5 суток, но не более 100 часов в году, если в остальные периоды суток нагрузка не превышает длительно допустимой». На основании этого используем =1,3.

Получаем , откуда .

Выбираем кабель сечением 50 мм2 для которого ближайший больший стандартный допустимый ток 155 А.

- По термической стойкости к токам короткого замыкания.

Определим минимальное сечение по термической стойкости

                                                                                       (8.12)

где                                                              – ток трехфазного КЗ, кА;

 – приведенное время отключения,  с. 43 /3/;

 – тепловой коэффициент, для кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной изоляцией напряжением до 10 кВ из таблицы 8.3 /2/ принимаем .

,                             (8.13)

где   – мощность короткого замыкания системы, с.     .

Тогда сечение кабеля по термической стойкости

Из /6/ выбираем ближайшее большее стандартное сечение 120 мм2.

По результатам трех условий окончательно выбираем кабель сечением 120 мм2 с допустимым током , марки ААШвУ (3х120 мм2), /6/.

9 Выбор цехового трансформатора

Мощность цехового трансформатора выбираем по средней активной мощности цеха , смотри с.     , так проверка показала, что при выборе мощности трансформаторов по расчетной максимальной нагрузке, мощность трансформатора оказывается завышено.

Проверим перегрузочную способность трансформатора по формуле

 ,                                                                                       (9.1)

где                            1,1 – коэффициент, учитывающий нагрузку освещения;

1,4 – коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, п.2.1.21 /5/

.

Из /8/ выбираем трансформатор марки ТМ-630/6 с номинальными параметрами:

-      Номинальная мощность трансформатора .

-      Номинальное высшее напряжение трансформатора .

-      Номинальное низшее напряжение трансформатора .

-      Мощность КЗ трансформатора .

-      Напряжение КЗ трансформатора .

-      Мощность холостого хода трансформатора .

10 Расчет токов короткого замыкания

10.1 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 воcстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определять токи КЗ и по ним выбирать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.

10.2 Расчетная схема

В выпускной работе рассматриваются две расчётные схемы.

Согласно ПУЭ в электроустановках до 1 кВ расчётное напряжение каждой ступени принимается на 5 % выше номинального напряжения сети; кроме того если электрическая сеть питается от понижающих трансформаторов, при расчёте токов КЗ необходимо исходить из условия, что подведённое к трансформатору напряжение неизменно и равно его номинальному напряжению.

Учитывая вышесказанное получаем расчетную схему показанную на рисунке 10.1.

Рисунок 10.1 – Расчетная схема

Кроме первой расчётной схемы в ВР рассматривается  схема с учётом активного сопротивления переходных контактов, схема показанна

на рисунке 10.2

Рисунок 10.2 – Расчетная схема с учетом активного сопротивления переходных контактов

На рисунке 10.2 обозначены  - номер узла.

10.3 Исходные данные

Исходные данные для первой расчетной схемы:

-Номинальные параметры трансформатора, данные из раздела 9:

1)                 Номинальная мощность .

2)                 Номинальное высшее напряжение .

3)                 Номинальное низшее напряжение .

4)                 Мощность КЗ .

5)                 Напряжение КЗ .

6)                 Мощность холостого хода .

-Номинальные параметры автомата (QF1), рисунок 10.3:

1)                  - номинальный ток вводного автомата, примечание 3.

2)                  - активное сопротивление автомата, с.139 /6/.

3)                  - реактивное сопротивление автомата, с.139 /6/.

-Сопротивление контактов автомата (QF1 и QF2), рисунок 10.3:

1)                  - активное сопротивление контактов, с. 159 /6/.

2)                  - реактивное сопротивление контактов, с. 159 /6/.

-Номинальные параметры автомата (QF2), рисунок 10.3:

1)                  - номинальный ток вводного автомата, с.     .

2)                  - активное сопротивление автомата, с.139 /6/.

3)                  - реактивное сопротивление автомата, с.139 /6/.

-Параметры кабеля:

1)                  - номинальное сечение кабеля, приложенного к РП, с.

2)                 , с. 139 /6/.

3)                 , с. 139 /6/.

4)                 , с.    .

5)                 Материал – алюминий.

-Параметры провода:

1)                  - номинальное сечение изолированного провода в трубе, с.     .

2)                 , с. 139 /6/.

3)                 , с. 139 /6/.

4)                 , с.     .

5)                 Материал – алюминий.

Примечания:

1  - фазное напряжение системы.

2 Система является источником бесконечной мощности.

3 Номинальный ток вводного автомата  для трансформатора ТМ-630/6, с. 435 /6/, в программе TKZ берется 1600 А.

4 Индексы 2, 3, 4, 5, 6, 7 принимаются в нумерациях соответствующих узлов схемы, рисунок 10.2.

10.4 Расчет токов трехфазного короткого замыкания

В выпускной работе ручной расчёт проводится только для второй схемы. (рисунок 10.2) Составим её схему замещения, рисунок 10.3.

Рисунок 10.3 – Расчетная схема замещения

Активное сопротивление трансформатора

.                         (10.1)

Полное сопротивление трансформатора

.                              (10.2)

Индуктивное сопротивление трансформатора

.                    (10.3)

Активное сопротивление кабеля, проложенного к РП

.                                          (10.4)

Индуктивное сопротивление кабеля, проложенного к РП

.                                         (10.5)

Активное сопротивление изолированного провода

.                                           (10.6)

Индуктивное сопротивление изолированного провода

.                                       (10.7)

Периодическая составляющая тока КЗ в i-ом узле

,                                                                              (10.8)

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 схемы

,                                                                            (10.9)

где                      - ударный коэффициент в i-ом узле, смотри ниже.

Ударный коэффициент в i-ом узле

,                                                                                 (10.10)

где                        - постоянная времени затухания i-го узла, равная

,                                                                           (10.11)

где                                      - промышленная частота сети, /3/.

Используя формулы (10.8), (10.9), (10.10), (10.11), проведем расчет для всех узлов КЗ.

Расчет тока короткого замыкания в узле 2:

;

;

;

;

;

.

Расчет тока короткого замыкания в узле 3:

;

;

;

;

;

.

Расчет тока короткого замыкания в узле 4:

;

;

;

;

;

.

Расчет тока короткого замыкания в узле 5:

;

;

;

;

;

.

Расчет тока короткого замыкания в узле 6:

;

;

;

;

;

.

Расчет тока короткого замыкания в узле 7:

;

;

;

;

;

.

Результаты расчетов сведем в таблицу 10.1.

Таблица 10.1 – Токи трехфазного КЗ в узлах сети 380 В

10.5 Автоматический расчет токов трехфазного КЗ

Автоматизированный расчет проводится с помощью программы TRZ. В выпускной работе расчет выполняется для обеих схем, показанных на рисунках 10.1 и 10.2. Результаты работы программы для первой схемы показаны в распечатке на с.     , а для второй схемы на с.     .

РАСЧЕТ ТОКОВ ТРЕХФАЗНОГО КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ ДО 1 КВ

Исходные данные элементов схемы

1) Система бесконечной мощности

2) Трансформатор масляный,

Sном (кВ.А)    Uном (кВ)    Uк (%)    Pк (кВт)

630          6/0.4       5.50       7.60

3) Автомат,       Iном (А)     Rа (Ом)    Xа (Ом)

1600       0.00014    0.00008

4) Автомат,       Iном (А)     Rа (Ом)    Xа (Ом)

100       0.00215    0.00120

5) Линия кабельная, материал - алюминий,

Fном (мм2)   Rуд (Ом/км)  Xуд (Ом/км)  L (км)

35          0.894       0.064      0.090

6) Линия - провод, материал - алюминий,

Fном (мм2)   Rуд (Ом/км)  Xуд (Ом/км)  L (км)

2.5         12.500       0.116      0.013

Токи трехфазного короткого замыкания в узлах сети  380 В

┌─────┬─────────────┬─────────────┬───────────┬───────────┐

│Номер│   Элемент   │    Ток КЗ   │   Ток КЗ  │  Ударный  │

│ узла│    схемы    │периодический│  ударный  │коэффициент│

│     │             │      кА     │     кА    │           │

├─────┼─────────────┼─────────────┼───────────┼───────────┤

│  1  │   Система   │             │           │           │

│  2  │Трансформатор│   16.533    │  34.924   │   1.494   │

│  3  │   Автомат   │   16.405    │  34.337   │   1.480   │

│  4  │   Автомат   │   14.579    │  27.294   │   1.324   │

│  5  │    Линия    │    2.616    │   3.700   │   1.000   │

│  6  │    Линия    │    0.926    │   1.310   │   1.000   │

└─────┴─────────────┴─────────────┴───────────┴───────────┘

───────────

РАСЧЕТ ТОКОВ ТРЕХФАЗНОГО КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ ДО 1 КВ

Исходные данные элементов схемы

1) Система бесконечной мощности

2) Трансформатор масляный,

Sном (кВ.А)    Uном (кВ)    Uк (%)    Pк (кВт)

630          6/0.4       5.50       7.60

3) Автомат,       Iном (А)     Rа (Ом)    Xа (Ом)

1600       0.00014    0.00008

4) Другой элемент,             Rд (Ом)    Xд (Ом)

0.01500    0.00000

5) Автомат,       Iном (А)     Rа (Ом)    Xа (Ом)

100       0.00215    0.00120

6) Линия кабельная, материал - алюминий,

Fном (мм2)   Rуд (Ом/км)  Xуд (Ом/км)  L (км)

35          0.894       0.064      0.090

7) Линия - провод, материал - алюминий,

Fном (мм2)   Rуд (Ом/км)  Xуд (Ом/км)  L (км)

2.5         12.500       0.116      0.013

Токи трехфазного короткого замыкания в узлах сети  380 В

┌─────┬─────────────┬─────────────┬───────────┬───────────┐

│Номер│   Элемент   │    Ток КЗ   │   Ток КЗ  │  Ударный  │

│ узла│    схемы    │периодический│  ударный  │коэффициент│

│     │             │      кА     │     кА    │           │

├─────┼─────────────┼─────────────┼───────────┼───────────┤

│  1  │   Система   │             │           │           │

│  2  │Трансформатор│   16.533    │  34.924   │   1.494   │

│  3  │   Автомат   │   16.405    │  34.337   │   1.480   │

│  4  │Другой (R,X) │   10.134    │  14.554   │   1.015   │

│  5  │   Автомат   │    9.154    │  13.123   │   1.014   │

│  6  │    Линия    │    2.244    │   3.174   │   1.000   │

│  7  │    Линия    │    0.874    │   1.236   │   1.000   │

└─────┴─────────────┴─────────────┴───────────┴───────────┘

───────────

11 Оценка влияния вентильного преобразователя на систему электроснабжения

11.1 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.

Высшие гармоники тока и напряжения оказываю отрицательной воздействие на электрооборудование системы электроснабжения, потребителей электроэнергии, системы автоматики, релейной защиты, телемеханики и связи. Протекание несинусоидального тока в линии 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, иногда разрывов.

11.2 Исходные данные

Источником высших гармоник (ИВГ) является сварочный выпрямитель. Он генерирует пятую, седьмую, одиннадцатую, тринадцатую гармоники тока, .

Исходные данные элементов схемы:

-Напряжение системы () – 6,3 кВ, смотри примечание.

-Мощность КЗ системы () – 200 МВ∙А.

-Материал жил кабельной линии (КЛ) – алюминий.

-Сечение кабеля () – 120 мм2, с.     .

-Длина кабельной линии () – 0,87 км.

-Удельное реактивное сопротивление КЛ () – 0,076 Ом/км, с. 139 /6/.

-Удельное активное сопротивление КЛ () – 0,258 Ом/км, с. 139 /6/.

-Полная мощность трансформатора () – 0,630 МВ∙А.

-Высшее напряжение трансформатора () – 6,0 кВ.

-Низшее напряжение трансформатора () – 0,4 кВ.

-Напряжение КЗ трансформатора () – 5,5 %.

-Потери КЗ в трансформаторе () – 7,6 кВт.

-Расчетная мощность ИВГ () – 2∙0,75 МВ∙А.

-Номинальное напряжение сети в точке подключения ИВГ то же, что и номинальное напряжение на низшей стороне ГПП = 6 кВ.

-Номинальное напряжение нагрузки принимается, как и  .

Примечание – напряжение системы берется на 5% выше номинального,

11.3 Расчетная схема

Схема для расчета несинусоидальности показана на рисунке 11.1.

Рисунок 11.1 – Расчетная схема

На рисунке 11.1 обозначены –   – номер узла,  –  тип элемента.

11.4 Вспомогательный расчет

Найдем ток ИВГ  гармоники

,                                                                   (11.1)

где – номинальное напряжение сети в точке подключения ИВГ;

 – номер гармоники.

Определим ток ИВГ для пятой гармоники

.

Определим ток ИВГ для седьмой гармоники

.

Определим ток ИВГ для одиннадцатой гармоники

.

Определим ток ИВГ для тринадцатой гармоники

.

Расчет проводим в относительных единицах (о.е.). За базисные величины примем:

-Базисная мощность .

-Базисное напряжение со стороны ВН

-Базисный ток со стороны ВН

                                               (11.2)

-Базисное напряжение со стороны ВН

                                       (11.3.)

Рассчитаем параметры схемы:

Реактивное сопротивление системы

                                                (11.4)

Активное сопротивление системы

                                 (11.5)

Реактивное сопротивление кабельной линии

                          (11.6)

Активное сопротивление кабельной линии

                           (11.7)

Реактивное сопротивление трансформатора

                       (11.8)

Активное сопротивление трансформатора

       (11.9)

Реактивная мощность нагрузки

,                                                                             (11.10)

где     – расчетная реактивная мощность на один трансформатор,

 , с.      .;

 – мощность батарей конденсаторов, , с.     .

.

Активная мощность нагрузки

,                                                                                       (11.11)

где          – расчетная активная мощность на один трансформатор,

, с.     .

.

Определим полную мощность нагрузки

.                          (11.12)

Определим активное сопротивление нагрузки

(11.13)

Определим активное сопротивление нагрузки

    (11.14)

Определим коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения .

Для каждой гармоники с номером  составляется и рассчитывается схема замещения, показанная на рисунке 11.2.

Рисунок 11.2 – Расчетная комплексная схема замещения

На рисунке 11.2 приняты следующие обозначения:

- - напряжение -ой гармоники в первом узле относительно нулевого, о.е.;

- - напряжение -ой гармоники во втором узле относительно нулевого, о.е.;

-- напряжение -ой гармоники в третьем узле относительно нулевого, о.е.;

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

-- ток -ой гармоники в второй ветви, о.е.;

- - ток -ой гармоники ИВГ, о.е.

Комплексное сопротивление в первой ветви для пятой гармоники

                                                                  (11.15)

Модуль комплексного сопротивления в первой ветви для пятой гармоники

    (11.16)

Комплексное сопротивление во второй ветви для пятой гармоники

                                                         (11.17)

Модуль комплексного сопротивления во второй ветви для пятой гармоники

(11.18)

Суммарное комплексное сопротивление в первой и во второй ветви для пятой гармоники :

                                                                                                                  (11.19)

Модуль суммарного комплексного сопротивления в первой и во второй ветви для пятой гармоники

Комплексное сопротивление системы для пятой гармоники

                   (11.20)

Модуль комплексного сопротивления системы

Комплексное сопротивление нагрузки для пятой гармоники

  (11.21)

Модуль комплексного сопротивления нагрузки

Ток ИВГ для пятой гармоники

                                           (11.22)

Токи в первой и второй ветвях определяются по методу чужого сопротивления.

Ток в первой ветви

               (11.23)

Ток для второй ветви

               (11.24)

Рассчитаем напряжения в каждом узле относительно нулевой точки для пятой гармоники:

;              (11.25)

;             (11.26)

               (11.27)

Для седьмой, одиннадцатой, тринадцатой гармоник расчеты проводятся аналогично. Результаты расчетов сведем в таблицу.

Таблица 11.4 – Результаты расчетов токов и напряжений

Определяем коэффициенты искажения синусоидальности кривой напряжения.

Найдем коэффициент искажения для первого узла

.                                                                                                                  (11.28)

Найдем коэффициент искажения для второго узла

.                                                                                                                  (11.29)

Найдем коэффициент искажения для третьего узла

.                                                                                                                  (11.30)

По результатам формул (11.28), (11.29), (11.30) построили диаграмму коэффициентов искажения, которая представлена на рисунке 11.3.

Рисунок 11.3 – Диаграмма коэффициентов искажения синусоидальности кривой напряжения

На рисунке 11.3 2 узел ИВГ, соответствующий наибольшему значению коэффициента искажения.

Сравним полученные значения коэффициентов искажения синусоидальности кривой напряжения с нормально допустимыми значениями по ГОСТу 13109-97 /1/.

Нормально допустимое значение коэффициента искажения  при :

 > ;

 > .

Нормально допустимое значение коэффициента искажения  при

 > ,

То есть полученные значения коэффициентов искажения синусоидальности кривой напряжения , ,  проходят по ГОСТу /1/.

Ручной расчет подтверждается автоматизированным расчетом, выполненным по программе NESIN пакета прикладных программ PRES2, приведенными на с.     .

РАСЧЕТ НЕСИНУСОИДАЛЬНОСТИ НАПРЯЖЕНИЙ

Типы последовательных элементов :

1 Система (генеpатоp)

2 Pеактоp

3 Тpансфоpматоp

4 Воздушная линия

5 Кабельная линия

6 Нагpузка

7 Дpугой элемент ( X и R , Ом )

Номеpа элементов:  1  2  3  4

Типы элементов:    1  5  3  6

Исходные данные для элементов схемы:

1)   Система (генеpатоp) :

U =   6.30 кВ , Sкз = 200.000 МВА

2)   Кабельная линия :

Алюминий        Fном =  120 мм2

X =  0.076 Ом/км , R =  0.258 Ом/км , L =  0.870 км

3)   Тpансфоpматоp :

Sтp (МВА)  ,  Uв (кВ)  ,  Uн (кВ)  ,  Uк (%) 

0.630        6.000       0.400      5.500

Pкз =  7.600 кВт

4)   Нагpузка :

P =  0.435 МВт , Q =  0.074 Мваp

Тип источника высших гаpмоник:

Сваpочный выпpямитель

Номеp узла,к котоpому подключен ИВГ:  2

Расчетная мощность ИВГ: Sp =  0.750 МВА

Данные по гаpмоникам ИВГ:

Номеp      Ток(А)    Напpяжение(% от Uном)

5         2.8868        0.1108

7         1.4729        0.0784

11         0.5965        0.0495

13         0.4270        0.0419

Коэффициенты искажения синусоидальности кривой напряжения

в узлах схемы (% от Uном):

К u[ 1]=  0.112  К u[ 2]=  0.150  К u[ 3]=  0.138

12 Определение потерь и отклонений напряжения в сети до 1 кВ

12.1 Основные положения

Основными причинами отклонений напряжений в системах электроснабжения предприятий являются изменения режимов работы приемников электроэнергии, изменения режимов питающей энергосистемы, значительные индуктивные сопротивления линий 6-10 кВ.

В распределительных и питающих сетях уровни напряжений в различных точках влияют на потери активной мощности и энергии, обусловленные перетоками реактивных мощностей.

Из всех показателей качества электроэнергии отклонения напряжения вызывают наибольший ущерб.

12.2 Исходные данные

-Номинальное напряжение сети .

-Начальное напряжение сети .

Данные по первому участку

-Длина первого участка () – 0,09 км, с.     .

-Вид линии: кабель с бумажной изоляцией.

-Материал проводника – алюминий.

-Номинальное сечение кабеля () – 35 мм2, с.     .

-, , с.     .

-Активная мощность нагрузки  на первом участке

,                                     (12.1)

где  - расчетная активная мощность РП, , с.     ;

 - активная мощность нагрузки на втором участке, смотри ниже.

-Реактивная мощность первой нагрузки

,                             (12.2)

где    - расчетная реактивная мощность РП, , с.     ;

 - реактивная мощность второй нагрузки, смотри ниже.

Данные по второму участку:

-Длина первого участка () – 0,013 км, с.     .

-Вид линии: изолированный провод в трубе.

-Материал проводника – алюминий.

-Номинальное сечение кабеля () – 4 (2,5) мм2, с.     .

-, , с. 139 /6/.

-Активная мощность нагрузки  на втором участке

,                                                  (12.3)

где                 - номинальная мощность АД, , с.     ;

 - коэффициент полезного действия АД, , с.     .

-Реактивная мощность второй нагрузки

,                           (12.4)

где - коэффициент мощности АД, , с.     5, тогда .

12.3 Расчетная схема

Расчет отклонений и потерь напряжений проводится для схемы, показанной на рисунке 12.1

Рисунок 12.1 –  Расчетная схема для расчета отклонений и потерь напряжения

12.4 Расчет отклонений и потерь напряжений

12.4.1 Расчет для первого участка

Определим активное сопротивление первого участка

.                                              (12.5)

Определим индуктивное сопротивление первого участка

.                                             (12.6)

Определим активную мощность, протекающую по первому участку

,                                      (12.7)

где                                                      , смори ниже.

Определим реактивную мощность, протекающую по первому участку

,                                      (12.8)

где                                                    , смори ниже.

Потери напряжения на первом участке :

;                                                                         (12.9)

.

Найдем напряжение в конце первого участка

,                                      (12.10)

где                                                                             .

Отклонение напряжения в конце первого участка :

;                                                               (12.11)

.

12.4.2 Расчет для второго участка

Определим активное сопротивление первого участка

.                                            (12.12)

Определим индуктивное сопротивление первого участка

.                                        (12.13)

Определим активную мощность, протекающую по первому участку

.                                                 (12.14)

Определим реактивную мощность, протекающую по первому участку

.                                               (12.15)

Потери напряжения на первом участке :

;                                                                     (12.16)

.

Найдем напряжение в конце первого участка

,                                (12.17)

где                                                                          .

Отклонение напряжения в конце первого участка :

;                                                              (12.18)

.

Нормально допустимое значение отклонения напряжения  на выводах приемников электроэнергии по ГОСТ 13109-97 равны 5% от номинального напряжения сети.

Сравним полученные значения отклонения напряжения с нормально допустимыми значениями  из ГОСТа:

 > ;

 > ,

то есть значения отклонения напряжения , , проходят по ГОСТу /7/.

Построим векторную диаграмму фазных напряжений второго участка, рисунок 12.2. Для построения векторной диаграммы требуются следующие вычисления:

-Фазное напряжение в конце второго участка

.

-Ток протекающий по второму участку

.

-Угол между  и  

.

Перемножим:

;

.

Определим фазные потери напряжения на втором участке

.

Рисунок 12.2 – Векторная диаграмма фазных напряжений второго участка

Автоматизированный расчет отклонений и потерь напряжений проводится с помощью программы RPN. Результаты работы программы приведены в распечатке на с.     .

РАСЧЕТ ОТКЛОНЕНИЙ И ПОТЕРЬ НАПРЯЖЕНИЯ

U номинальное =  0.38  кВ

U начальное   =  0.40  кВ

┌───────┬──────────┬───────────┬────────────┬───────┬───────┬────────┬───────┬───────┬─────────┬─────┐

│       │          │           │            │       │       │        │       │       │         │     │

│Участок│    U     │    U      │  Потеря    │   P   │   Q   │        │       │       │         │     │

│       │ начала   │  конца    │ напpяжения,│нагpуз-│нагpуз-│  U отк │   R   │   Х   │    F    │  I  │

│ номеp │ участка, │  участка, │            │  ки,  │  ки,  │        │       │       │         │     │

│       │   кB     │   кB      │   кB       │ MBт   │ Mвар  │    %   │  Oм   │  Oм   │  мм*мм  │  А  │

├───────┴──────────┴───────────┴────────────┴───────┴───────┴────────┴───────┴───────┴─────────┴─────┤

│                                                                                                    │

│        ВИД ЛИНИИ :       Кабель                            ДЛИНА 0.090 км                          │

│                                                                                                    │

├───────┬──────────┬───────────┬────────────┬───────┬───────┬────────┬───────┬───────┬─────────┬─────┤

│       │          │           │            │       │       │        │       │       │         │     │

│     1 │   0.4000 │    0.3912 │     0.0088 │ 0.030 │ 0.031 │   2.94 │ 0.0812│ 0.0054│    35   │     │

├───────┴──────────┴───────────┴────────────┴───────┴───────┴────────┴───────┴───────┴─────────┴─────┤

│        ВИД ЛИНИИ :      Изолированный провод в трубе       ДЛИНА 0.013 км                          │

│                                                                                                    │

├───────┬──────────┬───────────┬────────────┬───────┬───────┬────────┬───────┬───────┬─────────┬─────┤

│       │          │           │            │       │       │        │       │       │   (2,5) │     │

│     2 │   0.3912 │    0.3887 │     0.0024 │ 0.009 │ 0.005 │   2.30 │ 0.1017│ 0.0013│    4    │     │

├───────┴──────────┴───────────┴────────────┴───────┴───────┴────────┴───────┴───────┴─────────┴─────┤

13 Определение коэффициентов несимметрии напряжений по обратной и нулевой последовательностям

13.1 Общие положения

В системах электроснабжения различают кратковременные (аварийные) и длительные (эксплуатационные) несимметричные режимы.

Кратковременные несимметричные режимы обычно связаны с аварийными процессами.  Длительная несимметрия обусловлена применением в промышленности, в быту, на транспорте несимметричных потребителей электроэнергии, то есть таких потребителей электроэнергии, симметричное исполнение которых невозможно или нецелесообразно по технико-экономическим показателям.

Несимметрия нагрузок может иметь место и при работе трехфазных нагрузок, например, дуговые печи, что обусловлено неустойчивостью горения дуги  и изменением ее сопротивления в каждой фазе в процессе горения.

Наиболее простыми и эффективными методами симметрирования являются: равномерное распределение однофазных нагрузок, подключение симметричных нагрузок на участках сети с большой мощностью коротких замыканий.

Ухудшение качества электроэнергии в результате внедрения новых технологий должно учитываться как на этапе проектирования систем электроснабжения, так и при их эксплуатации. Так, неучет отрицательных последствий от несимметрии напряжений при подключении к энергосистеме тяговых подстанций может привести к снижению срока службы всех двигателей региона более чем в два раза. Поэтому этот процесс необходимо контролировать, а коэффициент несимметрии не должен быть больше 2%.

13.2 Расчет коэффициентов несимметрии

Исходные данные напряжений, таблица 1.3:

 0,43 кВ – действующее значение междуфазного напряжения между фазами A и B основной частоты;

 0,38 кВ – действующее значение междуфазного напряжения между фазами B и C основной частоты;

 0,41 кВ – действующее значение междуфазного напряжения между фазами C и A основной частоты;

 0,24 кВ – действующее значение напряжения фазы A;

 0,29кВ – действующее значение напряжения фазы B.

Определим действующее значение напряжения прямой последовательности ( ) основной частоты по формуле (Б.18) /1/:

;  (13.1)

.

Определим действующее значение напряжения обратной последовательности ( ) основной частоты по формуле (Б.18) /1/:

;            (13.2)

Определим действующее значение напряжения нулевой последовательности ( ) основной частоты по формуле (Б.23) /1/:

  ;                                                               (13.3)

.

Определим коэффициент несимметрии по обратной последовательности :

;                                                                                  (13.4)

.

Определим коэффициент несимметрии по нулевой последовательности :

;                                                                              (13.5)

.

Примечание – Допускается вычислять коэффициенты несимметрии обратной и нулевой последовательности  по формуле:

;

;                                                          (13.6)

;

.                                                   (13.7)

Полученные значения коэффициентов несимметрии сравним с нормально допустимыми и предельно допустимыми значениями  и .

Значения  в точке общего присоединения к электрическим сетям:

- нормально допустимое 2%;

- предельно допустимое 4%.

Значения  в точке общего присоединения к четырехприводным электрическим сетям с номинальным напряжение 0,38 кВ:

- нормально допустимое 2%;

- предельно допустимое 4%.

В  исследуемом случае значения коэффициентов несимметрии не проходят по ГОСТу, следовательно, необходимо принять меры по симметрированию напряжения.

Данный ручной расчет подтверждается автоматизированным расчетом приведенным на с.

13.3 Построение векторных диаграмм

Располагая значениями фазных напряжений (0,43 кВ; 0,29 кВ) и междуфазных напряжений (0,43 кВ; 0,38 кВ; 0,41 кВ) построим векторную диаграмму, рисунок 13.1

Рисунок 13.1 – Векторная диаграмма междуфазных и фазных напряжений

Для построения векторных диаграмм напряжения прямой, обратной и нулевой последовательности представим в комплексной форме. За основное междуфазное напряжение примем напряжение между фазами А и В (, , ):

       ;(13.8)

 кВ;

;         (13.9)

 кВ;

 ;                                                               (13.10)

.

Рисунок 13.2 – Векторная диаграмма напряжения прямой последовательности

Рисунок 13.3 – Векторная диаграмма напряжения обратной последовательности

Рисунок 13.4 – Векторная диаграмма напряжения нулевой последовательности

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ:

УСТАНОВИВШЕГОСЯ ОТКЛОНЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ ,КОЭФФИЦИЕНТА НЕСИММЕТРИИ НАПРЯЖЕНИЙ ПО ОБРАТНОЙ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТИ, КОЭФФИЦИЕНТА НЕСИММЕТРИИ НАПРЯЖЕНИЙ ПО НУЛЕВОЙ  ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТИ

Объект РУ 0.4 кВ

Дата                                   " 24 "   февраля  2005  г.

Время                                    11  час  30  мин.

Исходные данные

Действующие значения междуфазных напряжений ( кВ ) :

Uном =   0.380,  U АB =   0.430,  U ВC =   0.380,  U CА =   0.410

Для  трехфазной  четырехпроводной  системы   

Действующие значения фазных напряжений ( кВ ) :

Uном.ф = 0.21939,  U А = 0.24000,  U В = 0.29000,  U С = 0.18608

Результаты

Действующие значения напряжений:

прямой  последовательности  ( междуфазное ) U1 =    0.406 кВ,

обратной последовательности ( междуфазное ) U2 =    0.029 кВ,

нулевой последовательности  ( фазное )      U0 =   0.0592 кВ.

Показатели качества электроэнергии :

╔═════════════ Установившееся отклонение напряжения ══════════════╗

║ Полученное значение бUу (%)    Допустимое значение бUу (%)  *   ║

║                                нормальное       предельное  **  ║

║          6.88                от - 5 до + 5   от - 10 до + 10    ║

╚═════════════════════════════════════════════════════════════════╝

╔Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности╗

║ Полученное значение К2u (%)    Допустимое значение K2u (%)  *** ║

║                                нормальное       предельное  **  ║

║     7.12 (   7.61 )            не более 2       не более 4      ║

╚═════════════════════════════════════════════════════════════════╝

╔ Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности╗

║ Полученное значение К0u (%)    Допустимое значение К0u (%)  *** ║

║                                нормальное       предельное  **  ║

║    25.26 (  27.00 )            не более 2       не более 4      ║

╚═════════════════════════════════════════════════════════════════╝

*   Допустимые бUу нормируются на выводах электроприемников.

**  Показатели КЭ, определяемые в течение 24 ч, не должны выходить за предельно допустимые значения, а с вероятность 95 % не должны выходить за нормально допустимые значения.

*** Допустимые К2u и К0u нормируются в точках общего присоединения  к электрическим сетям, причем К0u  нормируется  для Uном = 0.38 кВ.

Класс точности вольтметра 2%

Измерения провел

______________________________                   ( О. Капитонов )

Литература

1 ГОСТ 13109-97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.– Взамен ГОСТ 15109-87: Ввел.  01.01.99. – Минск: Изд-во стандартов, 1998

2 Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования / Под ред. Б.Н. Неклепаева. – М. : Изд-во НЦ ЭНАС, 2001

3 Правила устройства электроустановок. – 6-е изд. – М.: Главгосэнергонадзор России, 1998

4 Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии. – Промышленная энергетика, 1998 ; № 10

5 Правила эксплуатации электроустановок потребителей / Госэнергонадзор Минтопэнерго РФ. – М. : Энергосервис, 2003

6 Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред.  Ю.Г. Барыбина, - М. : Энергоатомиздат, 1990

7 Справочник по проектированию электрических сетей и электрообору-дования / Под ред. Ю.Г. Барыбина. - М. : Энергоатомиздат, 1991

8 Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989

9 Электроснабжение промышленных предприятий. Применение пакета прикладных программ ПРЭС – 1: Методические указания. – Чебоксары: Чуваш. ун-т, 1993

10 Электроснабжение промышленных предприятий. Применение пакета прикладных программ ПРЭС – 2: Методические указания. – Чебоксары: Чуваш. ун-т, 1993

11 Электроснабжение промышленных предприятий.  Применение пакета прикладных программ ПРЭС – 5: Методические указания. – Чебоксары: Чуваш. ун-т, 1995

12 Электроснабжение промышленных предприятий. Применение пакета прикладных программ ПРЭС – 7: Методические указания. – Чебоксары: Чуваш. ун-т, 1995

13 Дьяков В.И. Типовые расчеты по электроснабжению: Практическое пособие. – М.: Высшая школа, 1991