Оценочный расчет системы электроснабжения подстанции ГПП-4 ОАО "НЛМК"

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Оценочный расчет системы электроснабжения

подстанции гпп-4 оао «нлмк»

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОДСТАНЦИИ ГПП-4 ОАО «НЛМК»

1.1 Структурная схема и характеристика производственных помещений

подстанции ГПП-4

1.2 Общие сведения об электрической схеме подстанции

1.3 Основное электрооборудование подстанции

1.4 Требования к электрооборудованию подстанции и окружающая среда

2. ОЦЕНОЧНЫЙ РАСЧЕТ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

ПОДСТАНЦИИ ГПП-4 ОАО «НЛМК»

2.1 Анализ электрических нагрузок

2.2 Выбор силовых трансформаторов

2.3 Оценка оптимальности места расположения подстанции ГПП-4

2.4 Составление схемы распределительных сетей

2.5 Расчет токов короткого замыкания

2.6 Выбор кабелей и шин

2.7 Выбор коммутационной аппаратуры

2.8 Расчет и выбор элементов реле защиты трансформаторов

2.9 Анализ системы контроля и учета распределения электроэнергии и

основных электрических параметров

3. ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОСВЕЩЕНИЕ ПОДСТАНЦИИ ГПП-4

3.1 Расчет искусственного освещения помещений подстанции

3.2 Расчет наружного освещения

3.3 Аварийное и охранное освещение

4. МОЛНИЕЗАЩИТА И ЗАЗЕМЛЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ ГПП-4 ОАО «НЛМК»

4.1 Молниезащита подстанции

4.2 Расчет заземляющего устройства

5. ИССЛЕДОВАНИЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ

МОЩНОСТЕЙ

5.1 Основные положения по составлению электробаланса

5.2 Методика определения потерь электроэнергии

5.3 Составление электробаланса шлаковых печей

5.4 Определение электробаланса прочих потребителей электроэнергии

5.5 Результаты электробаланса конвертерного цеха за сутки

6. ОЦЕНКА УРОВНЯ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ ПОДСТАНЦИИ ГПП-4

ОАО «НЛМК»

7. ЭКОНОМИКА И ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА

7.1 Экономический выбор электрооборудования

7.2 Организация и планирование работы ремонтного персонала

подстанции ГПП-4

7.3 Обоснование работы системы контроля и учета распределения

электроэнергии и основных электрических параметров

8. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНА ТРУДА

8.1 Особенности действия тока на живую ткань

8.2 Электрический удар и его характеристики

8.3 Расчет влияния электростатических потенциалов на человека

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ

ИСТОЧНИКОВ

подстанция электробаланс электрическая

ВВЕДЕНИЕ

Любую развитую страну мира немыслимо представить без мощной электроэнергетики — одной из важнейших сторон отраслей промышленности и сельского хозяйства, охватывающей производство электроэнергии, ее передачу, распределение и потребление. При этом важным звеном в любой системе электроснабжения являются электрические подстанции. Они служат для преобразования электрической энергии в целях ее использования потребителями или дальнейшего перераспределения. Кроме того, они определяют структуру и свойства электрических сетей. Поэтому анализ работы электрических подстанций, с целью выявления оптимального режима их эксплуатации, важен для всей энергетической системы.

В качестве объекта анализа выбрана действительно существующая главная понижающая подстанция напряжением 110/10/6 кВ коксохимического производства ОАО «НЛМК» (далее КХП). Эта подстанция служит для питания потребителей КХП, а также городских потребителей.

При этом необходимо отметить, что с момента пуска подстанции в 1964 году существенно изменились нагрузки потребителей и ее электрооборудование, а полного проверочного расчета режимов работы подстанции в новых условиях не проводилось.

Целью данного проекта является проведение проверочного расчета электрооборудования подстанции ГПП-4. Анализ включает в себя: определение расчетных электрических нагрузок подстанции, построение картограмм; выбор силовых трансформаторов; расчет токов короткого замыкания; выбор коммутационной аппаратуры; проверка надежности работы электрооборудования подстанции. Исследовательская часть работы посвящена анализу работы релейной защиты трансформаторов подстанции.

При проектировании систем электроснабжения нельзя следовать по какому-то примеру, так как каждая подстанция индивидуальна, поскольку индивидуальны исходные условия, и следовательно, технические решения, используемые при построении. При проектировании стараются использовать однородные элементы, что облегчает эксплуатацию данной подстанции. Актуальность проектирования вызвана постоянным ростом мощности потребителей.

Система электроснабжения промышленного предприятия включает в себя сети высоких напряжений, распределительные сети, а иногда сети промышленных ТЭЦ. В настоящее время созданы методы расчета и проектирования электрических систем. Однако главной проблемой является создание рациональных систем, обеспечивающих экономию электрической энергии. Для того, чтобы в правильном направлении развивались системы электроснабжения, необходимо осуществлять правильное проектирование этих систем, которое заключается в наиболее экономичном и рациональном выборе аппаратов высокого напряжения, выборе места расположения станции, подстанции, распределительных пунктов, на которых находятся аппараты высокого напряжения. Важным также является правильный расчет ЛЭП: воздушных или кабельных. Спроектированная система электроснабжения должна обязательно удовлетворять требования учета перспективы развития промышленного предприятия, то есть, проектируя подстанцию, необходимо предусмотреть замену любого электрического оборудования.

Рассматриваемая подстанция ГПП-4 является современной в техническом оснащении по сравнению с другими подстанциями завода, так как постоянно совершенствуется. Она была спроектирована на перспективу глубокой модернизации и развития коксохимического производства, но в сложившихся экономических условиях требуется перерасчет электрооборудования подстанции и проверка его надежности.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОДСТАНЦИИ ГПП-4 ОАО «НЛМК»

1.1 Структурная схема и характеристика производственных помещений подстанции ГПП-4

Рассмотрим структурную схему и характеристики основных производственных помещений главной понизительной подстанции ГПП-4 напряжением 110/10 кВ коксохимического производства ОАО «НЛМК».

Подстанция построена для обеспечения электроэнергией потребителей коксохимического и ранее остановленного азотно-тукового производств. Она представляет собой двухэтажное блочное здание, не включая кабельный подвал, расположенное на отметке 0,00 м согласно проекту постройки. Подстанция состоит из следующих помещений (см. рис. 1. 1): открытое распределительное устройство 110 кВ (ОРУ-110 кВ), на котором установлены два силовых трансформатора, два линейных разъединителя 110 кВ, два шинных разъединителя 110 кВ, два секционных разъединителя 110 кВ, два комплекта разрядников 10 кВ и 110 кВ, два комплекта трансформаторов тока, два высоковольтных масляных выключателя; закрытое распределительное устройство 6 кВ (ЗРУ-6 кВ), с двумя секциями шин, с масляными выключателями, разъединителями, трансформаторами тока и напряжения;; КРУ-6 кВ, которое включает в себя выключатели вводов и нагрузок, камеры реакторов, трансформаторы тока и напряжения; помещения с резервным трансформатором 3200 кВА и трансформатором собственных нужд ТСН 100 кВА; помещение аккумуляторной батареи, которое включает в себя помещение кислотной комнаты и помещение вентиляционной установки; помещение мотор-генераторной; КРУ-0,4 кВ; служебное помещение для ремонтного персонала; помещение для дежурных электромонтеров; главный щит управления. В любое помещение имеется минимум два рабочих доступа — изнутри подстанции и снаружи.

В помещении КРУ-6 кВ установлены выключатели вводов № 1 и 2, через которые запитана вся подстанция. От выключателей вводов получают питание две секции шин ЗРУ-6кВ, посредством которых происходит распределение электроэнергии на подстанции.

На главном щите управления (ГЩУ) находятся панели управления, релейной защиты и автоматики, сигнализации, установлены аппараты контроля и учета распределения электроэнергии.

По кабельным каналам, расположенным на отметке -1,20 м силовые кабели приходят в помещение кабельного подвала (см. рис. 1. 2). Далее, из них силовые кабели отходят непосредственно к своим нагрузкам.

На подстанции установлен резервный трансформатор 3200 кВА, который имеет независимый источник питания, что обеспечивает заданную надежность работы электрооборудования и потребителей внутри подстанции.

В служебном помещении для ремонтного персонала установлено оборудование, позволяющее производить текущий и средний ремонт на подстанции.

В помещении для дежурных электромонтеров установлены приборы контроля и учета распределения электроэнергии. Здесь ведется контроль за потребляемой мощностью, а также ведется учет с записью в оперативном журнале всех оперативных переключений на подстанции. Доступ в это помещение имеет только дежурный электромонтер и начальник участка, т. к. здесь хранятся ключи от всех помещений, жетон-бирки разобранных силовых цепей и схем.

Рис. 1.1 Основные помещения подстанции ГПП-4, этаж № 1,2

Рис. 1.2 Основные помещения подстанции ГПП-4, кабельный подвал

1.2 Общие сведения об электрической схеме подстанции

Подстанция ГПП-4 получает питание с подстанции «Бугор» с помощью воздушных линий напряжением 110 кВ. Для обеспечения собственных нужд подстанции установлен трансформатор типа ТМ-100/6 мощностью 100 кВА который запитывается от КРУ-6 кВ. Закрытое распределительное устройство 6 кВ подстанции ГПП-4 выполнено двухсекционным, обе секции работают раздельно с устройством АВР на секционном выключателе. В нормальном режиме работы обе секции шин ЗРУ питают электроприемники от своих трансформаторов. При выходе из строя одного трансформатора или потере питания на его вводе, он отключается от ЗРУ-6 кВ вводным выключателем, после этого включается система автоматического ввода резерва АВР, включается секционный выключатель — питание потребителей выведенного из строя одной из секций шин ЗРУ-6 кВ будет производиться через второй трансформатор (ЩСУ). Система АВР не включит резерв питания в случае, если вводной выключатель сработал в результате короткого замыкания на шинах ЗРУ или магистральном шинопроводе. Такое резервирование связано с технологическими процессами и особенностями производства продукции.

Потребители, получающие питание от выключателей КРУ-6 кВ, объединены в группы с помощью индивидуальных или групповых реакторов. Такая компоновка КРУ-6 кВ выполнена с целью ограничения токов короткого замыкания на шинах ЗРУ-6 кВ. Практически на каждой секции шин с групповым реактором предусмотрены выключатели для резерва. После всех выключателей установлены защита от замыканий на землю с действием на сигнал и трансформаторы тока для средств релейной защиты и автоматики, а также для учета потребления электроэнергии. От этого распределительного устройства запитаны цеховые подстанции, предназначенные для питания внутрицеховых потребителей. На этих подстанциях предусматривается автоматическое включение резерва на секционном выключателе 6 кВ. Также с подстанции ГПП-4 также получает питание нагрузка напряжением 10 кВ.

В зависимости от схемы электроснабжения и местных условий окружающей среды цеховые электрические сети выполнены шинопроводами, кабельными линиями и проводами. От рассматриваемой подстанции энергией снабжаются:

-высоковольтные подстанции КХП;

-КТП ЦЭлС;

-городские потребители и др.

Электрическая схема подстанции приведена на рис. 1.4. До выключателей вводов установлены трансформаторы тока для учета потребления электроэнергии и для релейной защиты вводов. По одному выключателю ввода на каждом из вводов служат для отключения своей секции шин в случае аварии или для вывода одной из секций шин в ремонт. Компенсирующие устройства на ГПП-4 не установлены.

Передача электроэнергии внутри подстанции ГПП-4 выполняется с помощью шинопроводов и силовых кабелей, а передача электроэнергии потребителям, расположенным в КХП осуществляется только с помощью силовых кабелей по кабельным каналам, шахтам и галереям.

Рис. 1.3 Однолинейная схема подстанции ГПП-4 ОАО «НЛМК»

1.3 Основное электрооборудование подстанции

К основному оборудованию подстанции ГПП-4 относятся: силовые трансформаторы, резервный трансформатор и трансформатор собственных нужд; масляные и вакуумные выключатели; трансформаторы тока и напряжения; разъединители с заземляющими контактами.

На подстанции ГПП-4 установлены два трехфазных трансформатора типа ТДТН-63/110/11/6,6 предназначенных для преобразования электроэнергии напряжением 110 кВ на напряжение 6 и 10 кВ. Основные технические данные трансформаторов представлены в табл. 1.1.

Таблица 1. 1Технические данные трансформатора ТДТН-63/110

Наименование параметров

Значение параметров

Мощность, кВА

63 000

Номинальное напряжение

Uвн, кВ

115

Uсн, кВ

11

Uнн, кВ

6,6

Потери Ркз, кВт

290

Потери Рхх, кВт

56

Ток Iхх, %

0,55

Напряжение к. з.

uкз. вн-сн, %

10,5

uкз. вн-нн ,%

17,5

uкз. сн-нн ,%

7

Система охлаждения

с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла

Цена, млн. руб.

10,4

Трансформатор собственных нужд типа ТМ-100/6 установлен для обеспечения подстанции напряжением 0,4 кВ. От этого трансформатора запитаны сеть освещения подстанции и электрические розетки 220/380 В. Основные технические данные трансформатора представлены в табл. 1.2.

Таблица 1.2 Технические данные трансформатора ТМ-100/6

Наименование параметров

Значение параметров

Мощность, кВА

100

Номинальное напряжение

Uвн, кВ

6

Uнн, кВ

0,4

Напряжение к. з.

uкз, %

4,5

Потери Ркз, кВт

1,97

Потери Рхх, кВт

0,33

Ток Iхх, %

2,6

Система охлаждения

естественное масляное

Для обеспечения питания потребителей аварийного минимума предус-

мотрен кабельный ввод 10кВ с подстанции ПС-1, яч. 34, на трансформатор типа ТМ-3200/10 10/6кВ, подключенный к сборным шинам 6кВ развилкой на I и II секцию через масляные выключатели типа ВМП-10К, 600А (шкафы № 1 и 34). К потребителям аварийного минимума относятся: насосная пожарнопитьевой воды; собственные нужды ГПП-4 и подстанций (п/ст 406, п/ст ВОЦ, п/ст «Синтеза», аварийное освещение. Основные технические данные трансформатора представлены в табл. 1.3.

Таблица 1. 3Технические данные трансформатора ТМ-3200/10

Наименование параметров

Значение параметров

Мощность, кВА

3200

Номинальное напряжение

Uвн, кВ

10

Uнн, кВ

6,3

Напряжение к. з.

uкз, %

5,5

Потери Ркз, кВт

37

Потери Рхх, кВт

11

Ток Iхх, %

4

Система охлаждения

естественное масляное

Для обеспечения потребителей 0,4кВ на ГПП-4 установлены два трансформатора сухого исполнения типа ATS- 792/6-А, которые получают питание от КРУ-6кВ. Каждый трансформатор работает раздельно на свою секцию шин 0,4 кВ щитов RM-1 и RM-2. Между щитами RM-1 и RM-2 предусмотрен секционный автомат и выполнено «АВР» на аварийный случай и при необходимости оперативных переключений. Основные технические данные трансформатора представлены в табл. 1.4.

Таблица 1.4 Технические данные трансформатора ATS-792/6-А

Наименование параметров

Значение параметров

Мощность, кВА

1000

Номинальное напряжение

Uвн, кВ

6

Uнн, кВ

0,4

Напряжение к. з.

uкз, %

5,79

Номинальные токи

96,3/1444

Система охлаждения

естественное воздушное

В качестве выключателей на стороне 110 кВ используются масляные колонковые выключатели с электромеханическим приводом наружной установки типа ВМТ-110Б. Для отключения и защиты силовых трансформаторов и в качестве секционного выключателя на стороне 10 кВ используются колонковые маломасляные выключатели с усиленным исполнением внешней изоляции типа МГ-20−6000/3000 и один выключатель, для коммутации всех остальных потребителей используются масляные выключатели типа ВМП-10К.

Таблица 1.5 Наименование выключателей

Наименование выключателей

Количество

ВМП-10К-1500

8

ВМП-10К-1000

2

ВМП-10К-600

22

Нагрузку на стороне 10 кВ коммутируют 2 вакуумных выключателя типа ВБЭК-10−40/3150, установленные на подстанции ПС-5. Основные технические данные выключателей представлены в табл. 1.6.

Таблица 1.6 Технические данные выключателей

Тип выключателя

Номинальное напряжение, кВ

Номинальной ток, А

Ток отключения, кА

Номинальная мощность

отключения, МВ·А

Ток динамической устойчивости, кА

Ток термической устойчивости, кА2с

ВМП -10К -600

10

1500

31,5

200

52

30

ВМП -10К -1000

10

1000

29

300

52

30

ВМП -10К -1500

10

1500

29

350

52

30

МГ-20−6000/3000

20

6000

87

3000

300

70

ВМТ-110Б

110

1250

25

5500

52

25

ВБЭК-10−40/3150

10

3150

40

750

128

40

Для понижения высоких напряжений до стандартной величины 100 и 100/3 с целью безопасного измерения напряжения, а также для отделения цепей измерения и релейной защиты от цепей высокого напряжения, используются два трансформатора напряжения типа НТМИ-6 с дополнительной вторичной обмоткой для контроля изоляции сети, установленные на I и II секциях шин ЗРУ-6 кВ и два трансформатора напряжения типа НОМ-6, установленные в КРУ-6 кВ. Основные технические данные трансформаторов напряжения представлены в табл. 1.7.

Таблица 1. 7Технические данные трансформатора напряжения НТМИ-10

Тип трансформатора

Номинальное напряжение

Ном. мощность, ВА, в классе точности

Максимальная мощность, ВА

ВН

НН

0,5

1

3

НТМИ-6

6000

100/100: 3

75

150

300

640

НОМ-6

6000

100

50

75

200

400

В качестве трансформаторов тока на подстанции используются трансформаторы типа ТПОЛ-10(Т) и ТПЛ-10, установленные на всех нагрузках, ТШЛ-10 и ТФЗМ-110Б, установленные перед силовыми трансформаторами и на вводах 6−10 кВ. Они предназначены для уменьшения первичного тока, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. Основные технические данные трансформаторов тока представлены в табл. 1.8.

Таблица 1. 8Технические данные трансформаторов тока

Тип

Ном. напряжение, кВ

Ном. первичный ток, А

Нагрузка втор. цепи

Кратность термической стойкости

Кратность электродинамической стойкости

Количество, шт

Ом

ВА

ТФЗМ-110Б

110

600

-

30

20

-

6

ТПОЛ-10

10

1500

0,4

10

36

90

44

ТПОЛ-10

10

1000

0,4

10

55

140

4

ТПЛ-10

10

300

-

-

90

175

42

ТШЛ-10

10

5000

-

-

35

-

12

ТШЛ-10

10

3000

-

-

35

-

6

Для вывода высоковольтного оборудования в ремонт на подстанции используются разъединители типа РДЗ-1−110Б (6 шт) с заземляющимим контактами, РАВ III-10/2000 с приводом ПР-3 (14 шт), РВК-10/3000 с приводом ПР-3 (4 шт), РВК-20/6000 с приводом ПН-50 (6 шт), РВ-10/1000 с приводом ПР-3 (4 шт), РВРЗ-2−10/4000 (2 шт) с заземляющими контактами. Основные технические данные разъединителей представлены в табл. 1.6.

Таблица 1. 6Технические данные разъединителей

Тип

Предельный сквозной ток к. з., кА

Десятисекундный ток термической устойчивости, кА

Амплитуда

Действующее значение

РДЗ-1−110Б

80

-

31,5

РАВ III-10/2000

85

50

28

РВК-10/3000

200

120

60

РВК-20/6000

250

145

75

РВ-10/1000

120

71

40

РВРЗ-2−10/4000

125

-

45

1.4 Требования к электрооборудованию подстанции и окружающая среда

Согласно ПУЭ [1] к основному электрооборудованию подстанции ГПП-4 применяются следующие требования: из-за агрессивной воздушной среды, содержащей вещества, которые могут ухудшить работу изоляции или разрушающе воздействовать на оборудование и шины, должна быть применена усиленная изоляция оборудования, а шины должны быть покрашены защитной краской. Кроме того, подстанция должна быть закрытого исполнения для защиты от проникновения пыли, вредных газов или паров в помещение.

Выключатели и разъединители должны быть оборудованы оперативной блокировкой, исключающей возможность их включения на заземляющие ножи, т. к. класс напряжения на подстанции более 3 кВ. Их приводы должны иметь видимые и надежно работающие указатели положения «включено-отключено».

Размещение любого маслонаполненного оборудования на подстанции ГПП-4 может быть допущено только по согласованию Государственного пожарного надзора, т. к. помещения подстанции относятся к категории В по противопожарным требованиям.

Указатели уровня и температуры масла силовых трансформаторов и других маслонаполненных аппаратов, характеризующие состояние оборудования, должны быть расположены таким образом, чтобы были обеспечены удобные и безопасные условия для доступа к ним и наблюдения за ними без снятия напряжения. Для отбора проб масла расстояние от уровня пола или поверхности земли до крана трансформатора должно быть не менее 0,2 м, т. к. наличие приямка недопустимо из-за близости расположения КХП.

При массе масла в одном баке более 600 кг (для ТДТН-63/110 масса масла в одном баке составляет 30,02 т) должен быть устроен порог из несгораемого материала, рассчитанный на удержание 20% масла трансформатора. Т. к. установленные трансформаторы имеют естественное охлаждение масла с принудительной циркуляцией воздуха, то они должны быть снабжены устройствами для автоматического пуска и останова устройства системы принудительной циркуляции воздуха.

Рассмотрим воздействие климатических факторов окружающей среды на исполнение, категорию, условия эксплуатации машин, приборов и других технических изделий согласно СТ СЭВ 6136−87 (взамен ГОСТ 15 150–69) [2]. Все электрические машины и другие электротехнические изделия конструируются и выпускаются промышленностью в климатических исполнениях, предназначенных для работы в определенных макроклиматических районах. Конструктивное выполнение электрических сетей определяется условиями окружающей среды.

При проектировании системы электроснабжения необходимо правильно установить характер среды, которая оказывает решающее влияние на степень защиты применяемого электрооборудования. Помещениям подстанции ГПП-4, где установлено оборудование, свойственны следующие признаки [3]:

1. Электротехнические помещения — помещения или отгороженные части помещений, доступные только для квалифицированного персонала, в которых расположены электроустановки.

2. Жаркие помещения, в которых под воздействием различных тепловых излучений температура превышает постоянно или периодически 35С.

3. Пыльные помещения, в которых по условиям производства выделяется технологическая пыль в таком количестве, что она может оседать на проводах и проникать внутрь машин, аппаратов и т. п.

4. Пожароопасные зоны. Определение границ и класса производится совместно с технологами. Для помещений подстанции ГПП-7 класс зоны П-IIа — зоны, расположенные в помещениях, где образуются твердые горючие вещества.

Со стороны подстанции ГПП-4 особым фактором влияния на обслуживающий персонал является сильная генерация электромагнитных полей электрическими установками из-за высоких напряжений и мощностей.

Окружающей средой для подстанции ГПП-4 является окружающая среда коксохимического производства. Для нее характерны следующие характеристики:

— амплитуда температурных колебаний высока и в течение года составляет 20−30С;

— среднегодовая температура воздуха составляет 7С;

— агрессивная атмосфера, содержащая продукты побочного действия процессов коксования угля;

— токопроводящая пыль с высоким содержанием графита, коксового газа и твердых частиц.

На основании этого к установленному оборудованию предъявляются следующие требования, конкретные для каждого вида оборудования. Для силовых кабелей и шин максимальная допустимая температура нагрева жил не должна превышать 60С; расстояние между кабелями в кабельных каналах не должно быть менее 50 мм. Запрещена открытая прокладка силовых кабелей, питающих подстанций производства. Высоковольтные выключатели должны быть выполнены для условий интенсивной загрязненности атмосферы с усиленным исполнением внешней изоляции по категории Б. Установленные ячейки типа КРУ-2−10 служат дополнительной защитой от попадания пыли и окисления контактных частей электрооборудования.

Силовые трансформаторы типа ТДТН-63/110 из-за тяжелых условий эксплуатации должны осматриваться каждую смену оперативным дежурным персоналом и выводиться из работы для осмотра в соответствии с принятым графиком плановых осмотров для предотвращения аварийных ситуаций.

2. ОЦЕНОЧНЫЙ РАСЧЕТ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ ГПП-4 ОАО «НЛМК»

2.1 Анализ электрических нагрузок

Электрические нагрузки являются исходными данными для решения сложного комплекса технических и экономических вопросов, возникающих при проектировании электроснабжения современного промышленного предприятия. Определение электрических нагрузок составляет первый этап проектирования любой системы электроснабжения и производится с целью выбора и проверки токоведущих элементов и трансформаторов по нагреву и экономическим соображениям, расчета отклонений и колебания напряжения, выбора компенсирующих установок, защитных устройств и т. д. От правильной оценки электрических нагрузок зависит рациональность выбора схемы и всех элементов системы электроснабжения и ее технико-экономические показатели.

Для правильного выбора оборудования подстанции, сечения проводов и кабелей необходимо знать величину номинального тока, который будет воздействовать на указанные объекты. Величина этого тока будет определяться мощностью электроприемников подстанции, т. е. ее электрическими нагрузками. В качестве электрических нагрузок для подстанции ГПП-4 выступают следующие потребители: высоковольтные подстанции КХП, КТП ЦЭлС, городские потребители и др. Мощность, потребляемая этими нагрузками, приведена в табл. 2.1.

Проведем расчет с использованием коэффициентов по установленной мощности потребителей.

Определим максимальную активную мощность из выражения [4]:

, (2. 1)

где Км — коэффициэнт максимума; по данным документов подстанции ГПП-4 берётся равным 1,11

Ки — коэффициэнт использования, равный для всех электроприёмников 0,9;

Рном — суммарная номинальная мощность электроприёмников.

Таблица 2. 1Электрические нагрузки подстанции ГПП-4

Нагрузка

Потребляемая мощность, кВА

Расстояние от подстанции до нагрузки, м

П/ст № 406

Ввод № 1

1200+j654

400

Ввод № 2

1440+ j785

П/ст РУ-6 кВ

Ввод № 1

190+j104

950

Ввод № 2

220+ j120

ПС-5, 10 кВ

Ввод № 1

10 000+j4980

370

Ввод № 2

13 000+j7670

П/ст «Синтез»

Ввод № 1

80+j44

50

Ввод № 2

110+ j60

П/ст «ВОЦ»

Ввод № 1

200+j109

800

Ввод № 2

330+ j180

ЦРП ЦПШДП

Ввод № 1

900+j491

1100

Ввод № 2

700+ j382

КТП-1000 КОШ

Ввод № 1

40+j22

700

РП-6кВ аспирации ДП-5

Ввод № 1

4700+j2562

1300

Ввод № 2

1900+ j1036

ЦОСВ

Ввод № 1

160+j87

2500

Ввод № 2

1000+ j545

ТСН 100 кВА

Тр-р

35+j19

70

1 Т 1000 кВА

Тр-р

8+j4,4

80

2 Т 1000 кВА

Тр-р

3,6+j2

80

Значение суммарной номинальной мощности электроприёмников Рном определяется из выражения:

, (2. 2)

где Рном, i — мощности отдельных электрических приемников подстанции ГПП-7, из данных таблицы 2.1.

Подставляя значения в (2. 2), получим:

Согласно (2. 1) получим:

кВА;

кВА.

Средние активные и реактивные нагрузки за наиболее нагруженную смену определяются из выражений (2. 3) и (2. 4) соответственно:

Рсм-6 кВ = Ки · Рном = 0,9 · 13 236,6 = 11 912,94, кВА; (2. 3)

Рсм-10 кВ = Ки · Рном = 0,9 · 23 000 = 20 700, кВА;

Qсм-6 кВ = Рсм-6 кВ · tg = 11 912,94 · 0,545 = 6492,55, кВар; (2. 4)

Qсм-10 кВ = Рсм-10 кВ · tg = 20 700 · 0,545 = 11 281,5, кВар.

где tg = 0,545 — по данным документации подстанции ГПП-4.

Определим максимальную реактивную мощность подстанции [4]:

Qм-6 кВ = Км · Qсм = 1,11 6942,55 = 7706,2, кВар. (2. 5)

Qм-10 кВ = Км · Qсм = 1,11 · 11 281,5 = 12 522,46, кВар.

Полную расчётную мощность подстанции определим из выражения [4]:

(2. 6)

Суммарную мощность подстанции ГПП-4 определяем по выражению (2. 7):

(2. 7)

Максимальный ток подстанции ГПП-4 по выражению (2. 8) составит:

; (2. 8)

Рассчитанные значения мощностей и тока послужат исходными данными для дальнейшего выполнения расчетов.

2.2 Выбор силовых трансформаторов

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для подстанций должен быть правильным, технически и экономически обоснованным, так как он оказывает существенное влияние на рациональное построение схем промышленного электроснабжения.

При выборе числа и мощности силовых трансформаторов важными критериями являются надежность электроснабжения, расход цветного металла и потребляемая трансформаторная мощность. Оптимальный вариант выбирается на основе сравнения капиталовложений и годовых эксплуатационных расходов.

Объективная оценка при выборе числа трансформаторов должна быть произведена с учетом фактора надежности. Под надежностью системы понимается свойство объекта выполнять заданные функции, сохраняя во времени значения установленных эксплуатационных показателей в заданных пределах, соответствующих заданным режимам и условиям использования.

Основная задача силовых трансформаторов — это преобразование электрической энергии с одной ступени напряжения на другую. Если сравнивать три однофазных трансформатора с одним трехфазным трансформатором при равных мощностях, то потери в первых будут на 10−15% выше, а расход цветных металлов на 20−25% больше, чем во втором. Для расчетов рекомендуется выбирать трехфазные трансформаторы. Тогда, когда сделать это невозможно, нельзя изготовить трехфазный трансформатор большой мощности или имеются ограничения по транспортировке, допускается использование групп из двух трехфазных или трех однофазных трансформаторов.

Выбор силовых трансформаторов заключается в определении их числа, типа и мощности. К основным параметрам трансформатора относятся номинальные мощность, напряжение, ток, а также напряжение короткого замыкания, ток холостого хода, потери холостого хода и короткого замыкания.

При выборе числа трансформаторов необходимо учитывать требование резервирования потребителей, исходя из следующих соображений: потребители 1-й категории должны получать питание от двух независимых источников электроэнергии. При питании этих потребителей от двух подстанций на них можно устанавливать по одному трансформатору. Обеспечивая питание потребителей 1-й категории от одной подстанции, необходимо иметь по одному трансформатору на каждую секцию шин. Но в связи с технологическими особенностями производства и схемой электроснабжения подстанции ГПП-4 в этом нет необходимости, так как сама подстанция уже запитана в соответствии с этими требованиями.

Проведем расчет числа трансформаторов, которое будет наиболее подходящим для данной подстанции. Так как каждый силовой трансформатор должен питать только свою секцию шин, то возможен следующий вариант установки трансформаторов — два трансформатора меньшей мощности. Из двух вариантов установки — одного или двух трехфазных трёхобмоточных трансформаторов определим лучший вариант.

Проведем технический расчет трансформаторов. Так как два трансформатора и их нагрузки являются одинаковыми, то проведем расчет только для одного из трансформаторов. Сравним эффективность работы уже установленного трансформатора и двух менее мощных трансформаторов, которые могли бы заменить его. Из справочника [5] определяем каталожные данные уже установленного трансформатора типа ТДТН-63 000/110. Номинальная мощность этого трансформатора Sн.т. 1 = 63 000, кВА.

Определим при использовании двух трансформаторов меньшей мощности номинальную мощность одного трансформатора. Она будет определяться из выражения [6] с учетом перегрузки на 40% в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов:

, (2. 9)

где Sм — максимальная передаваемая мощность, кВ·А;

n — число трансформаторов.

После подстановки значений в выражение (2. 8) получим:

, кВА.

На основании полученной мощности из справочника [5] выбираем два трансформатора ТДТН-25 000/110. Номинальная мощность каждого их них равна Sн.т. 2 = 25 000, кВА.

Проверим, подходят ли выбранные мощности трансформаторов с учетом их допустимых перегрузочных способностей в нормальном режиме при максимальной нагрузке потребителей. Определим коэффициент заполнения графика нагрузки из выражения (по данным ГПП-4) [5]:

.

Определяем допустимую систематическую перегрузку трансформаторов в часы максимума:

, кВА;

, кВА.

В нормальном режиме трансформаторы работают с неполной нагрузкой. Коэффициент загрузки их в часы максимума равен:

;

Теперь определим коэффициент допустимой перегрузки Кд трансформаторов для зимнего периода:

Kд1 = 1 — Кз.т.1. = 1 — 0,658 = 0,342;

Kд2 = 1 — Кз.т.2. = 1 — 0,83 = 0,17.

Перегрузка трансформатора не должна превышать 15%, поэтому примем Кд= 0,15. Суммарный коэффициент кратности допустимой перегрузки будет равен:

;

.

Тогда можно определить допустимую перегрузку на трансформаторах с учетом допустимой систематической перегрузки в номинальном режиме:

, кВА;

, кВА.

Таким образом, после анализа данных, полученных в ходе технического расчета, можно сделать вывод о том, что оба варианта приемлемы. Для окончательного выбора типа и числа трансформаторов необходимо произвести технико-экономическое сравнение вариантов трансформаторов.

Проведем технико-экономическое сравнение выбранных вариантов трансформаторов. Так как после технического расчета нельзя сделать однозначного выбора о том, какой трансформатор предпочтительнее, необходимо провести технико-экономическое сравнение вариантов. Для проведения расчета будем использовать данные о стоимости трансформаторов по прайс-листам ООО «ЭнергоМаш» (по состоянию на 2009 год). Необходимые паспортные данные трансформаторов приведены в табл. 2.2 [5].

Таблица 2. 2Паспортные данные трансформаторов

Наименование параметров

Значение параметров

Тип трансформатора

ТДТН-63/110

ТДТН-25/110

Номинальное напряжение

Uвн, кВ

115

115

Uсн, кВ

11

11

Uнн, кВ

6,6

6,6

Потери Ркз, кВт

290

140

Потери Рхх, кВт

56

31

Ток Iхх, %

0,55

0,7

Напряжение к. з.

uкз. вн-сн, %

10,5

10,5

uкз. вн-нн ,%

17,5

17,5

uкз. сн-нн ,%

7

6,5

Цена, млн. руб.

10,4

8,1

Определим приведенные потери мощности из выражения (2. 10):

где ДРхх — потери холостого хода, кВт;

Ки. п — коэффициент изменения потерь, Ки. п =0,02, кВт/квар;

Iхх — ток холостого хода в % от номинального, %;

Sн. т — номинальная мощность трансформатора, кВ·А;

Кз. т — коэффициент загрузки трансформатора;

ДРкз — потери короткого замыкания, кВт;

uкз — напряжение короткого замыкания в % от номинального, %.

Определяем коэффициент загрузки трансформатора на сторонах высшего среднего и низшего напряжений и следующего выражения:

Напряжения короткого замыкания на сторонах высшего, среднего и низшего напряжений определяем по следующим выражениям:

uкз-вн=0,5(uкз. вн-сн + uкз. вн-нн — uкз. сн-нн)=0,5. (10,5+17,5−7)=10,5%;

uкз-сн=0,5(uкз. вн-сн + uкз. сн-нн — uкз. вн-нн)= 0,5. (10,5+7−17,5)=0%;

uкз-нн=0,5(uкз. вн-нн + uкз. сн-нн — uкз. вн-сн)= 0,5. (17,5+7−10,5)=7%.

Подставляя значения в выражение (2. 10) из табл. 2.2 для первого варианта (ТДТН-63 000/110), получим:

Аналогично производим расчет для второго варианта (ТДТН-25 000/110):

Определяем коэффициент загрузки трансформатора на сторонах высшего среднего и низшего напряжений и следующего выражения:

Напряжения короткого замыкания на сторонах высшего, среднего и низшего напряжений определяем по следующим выражениям:

uкз-вн=0,5(uкз. вн-сн + uкз. вн-нн — uкз. сн-нн)=0,5. (10,5+17,5−6,5)=10,75%;

uкз-сн=0,5(uкз. вн-сн + uкз. сн-нн — uкз. вн-нн)= 0,5. (10,5+6,5−17,5)=0%;

uкз-нн=0,5(uкз. вн-нн + uкз. сн-нн — uкз. вн-сн)= 0,5. (17,5+6,5−10,5)=6,75%.

Определим годовые потери электроэнергии для первого и второго вариантов, учитывая два последних выражения:

Wгод, 1 = 8760P1' = 8 760 318,01 = 2 785 767,6, кВтч;

Wгод, 2 = 8760P2' = 8 760 411,45 = 3 604 302, кВтч.

Стоимость годовых потерь электроэнергии при работе трансформатора определим из выражения [7]:

, (2. 11)

где С0 — стоимость 1 кВт·ч электрической энергии, С0 = 1,9, руб/кВт·ч.

Подставляя полученные значения в (2. 10) получим:

Сп. 1 = Wгод. 1С0 = 2 785 767,61,9 = 5292,958, тыс. руб. ;

аналогично стоимость годовых потерь электрической энергии при работе двух трансформаторов составит:

Сп. 2 = Wгод. 2С0 = 36 043 021,9 = 6848,174, тыс. руб.

После проведенных расчетов можно сделать выводов о том, что вариант № 1 с установкой трансформатора типа ТДТН 63 000/110 предпочтительнее, однако необходимо также провести экономическое сравнение выбранных вариантов замены трансформаторов ТДТН-63 000/110 на трансформаторы ТДТН-25/110.

2.3 Оценка оптимальности места расположения подстанции ГПП-4

Картограммой нагрузок называется план, на котором изображена картина средней интенсивности распределения нагрузок приемников электроэнергии [4]. Размеры, форма зоны рассеяния, ее центр определяют область наивыгоднейшего расположения источника питания.

Рассматриваемая подстанция ГПП-4 получает питание от подстанции «Бугор» посредством воздушной линии электропередач напряжением 110 кВ и. После преобразования электрической энергии подстанция распределяет ее между потребителями: высоковольтными подстанциями КХП, КТП ЦЭлС и городскими потребителями. Мощности этих электропотребителей и расстояния от подстанции до них приведены в табл. 2.3. Координаты хi и уi центра электрических нагрузок (ЦЭН) потребителей 6 и 10 кВ подстанции ГПП-4, выбранные в координатной системе в соответствии с планом КХП, сведены в таблицу 2.4.

Картограмма нагрузок позволяет достаточно точно представить распределение нагрузок по территории промышленного предприятия. Радиусы окружностей, площади которых в выбранном масштабе равны расчётным мощностям потребителей, определяются из выражений [10]:

, (2. 14)

, (2. 15)

где ri, акт — радиус окружностей для активных мощностей потребителей, м;

ri реакт — радиус окружностей для реактивных мощностей потребителей, м;

Рi — активные мощности потребителей, МВт;

Qi — реактивные мощности потребителей, МВАр;

m1, m2 — масштабы; приняты: m1 = 0,2 кВт/м, m2 = 0,1 кВАр/м.

Таблица 2.3 Координаты центров нагрузок потребителей 6−10 кВ подстанции ГПП-4

Потребители

хi, м

уi, м

П/ст № 406

2150

425

П/ст РУ-6 кВ

1825

500

ПС-5, 10 кВ

2350

925

П/ст «Синтез»

2250

1125

П/ст «ВОЦ»

2525

925

ЦРП ЦПШДП

1400

2200

КТП-1000 КОШ

2200

1800

РП-6кВ аспирации ДП-5

1925

100

ЦОСВ

175

1100

ТСН 100 кВА

1950

1175

1 Т 1000 кВА

1835

1135

2 Т 1000 кВА

1835

1125

Используя данные таблицы 2.1. рассчитываем по (2. 14) и (2. 15) радиусы окружностей для активных и реактивных мощностей. Расчётные данные представлены в табл. 2.5.

Таблица 2. 5Радиусы окружностей нагрузок потребителей

Потребители

ri, акт, м

r i, реакт, м

П/ст № 406

49,84

67,69

П/ст РУ-6 кВ

25,55

26,7

ПС-5, 10 кВ

191,37

200,72

П/ст «Синтез»

17,39

18,199

П/ст «ВОЦ»

29,08

30, 4

ЦРП ЦПШДП

50,47

52,73

КТП-1000 КОШ

7,98

8,37

РП-6кВ аспирации ДП-5

102,52

107,04

ЦОСВ

42,97

44,86

ТСН 100 кВА

7,46

7,78

1 Т 1000 кВА

3,596

3,74

2 Т 1000 кВА

2,39

2,52

Данные суточного графика электрических нагрузок за наиболее загруженную смену приведены в табл. 2.6.

Таблица 2. 6Данные суточного графика электрических нагрузок

Потребители

Нагрузки в зависимости от времени суток, ч

4

8

12

16

20

24

кВт

кВАр

кВт

кВАр

кВт

кВАр

кВт

кВАр

кВт

кВАр

кВт

кВАр

П/ст № 406

1416

772

1440

785

1416

772

1440

785

1416

772

1416

772

П/ст РУ-6 кВ

220

120

195

106

25

17

190

104

203

111

154

84

ПС-5, 10 кВ

21 000

11 445

19 000

10 355

22 350

12 181

20 600

11 227

23 000

12 535

20 150

10 982

П/ст «Синтез»

51

28

80

44

101

55

94

51

56

31

70

38

П/ст «ВОЦ»

466

254

466

254

432

235

432

235

432

235

432

235

ЦРП ЦПШДП

940

512

540

294

820

447

870

474

365

199

945

515

КТП-1000 КОШ

245

134

230

125

190

104

242

132

260

142

225

123

РП-6кВ аспирации ДП-5

6085

3316

6060

3303

6085

3316

6040

3292

6085

3316

5950

3243

ЦОСВ

1160

632

1100

600

950

518

1160

632

1160

632

900

491

ТСН 100 кВА

7,2

3,9

7,2

3,9

12

6,54

5

2,73

7,2

3,9

7,2

3,9

1 Т 1000 кВА

3,6

1,96

7,2

3,9

7,2

3,9

3,6

1,96

7,2

3,9

7,2

3,9

2 Т 1000 кВА

3,6

1,96

3,2

1,7

3,2

1,7

2,8

1,5

3,3

1,8

3,6

1,96

Далее определим ЦЭН. Координаты ЦЭН определяем по формулам:

; (2. 16)

; (2. 17)

Электрическая нагрузка изменяется по величине согласно нормального закона распределения [4]:

; (2. 18)

; (2. 19)

где бх, бу — дисперсии случайных координат.

Определим оценку параметров нормального закона распределения из выражений (2. 20) и (2. 21):

; (2. 20)

(2. 21)

Найдем дисперсию по координатам х и у из выражения [6]:

, (2. 22)

где Рi — удельная мощность i-го приемника энергии,.

Определим среднеквадратичное отклонение:

.

Рассчитанные координаты ЦЭН и параметры нормального закона распределения приведены в табл. 2.7 и 2.8.

Вычислим полуоси эллипса при условии, что вероятность попадания ЦЭН в зону, ограниченную этим эллипсом, равна 0,95:

;;

;.

Таблица 2. 7Координаты центра электрических нагрузок

Координаты

Время суток, ч

4

8

12

16

20

24

х0,акт

2148,473

2149,49

2174

2231,226

2173,519

2160,917 317

у0,акт

792,322

763,64

791,155

788,627

776,389

789,345 076

х0,реак

2148,515

2149,447

2173,9

2147,956

2173,529

2160,847 129

у0,реак

792,33

763,596

791,141

788,588

776,41

789,35

Таблица 2. 8Параметры нормального закона распределения

Параметры

Активная нагрузка

Реактивная нагрузка

хср

2172,938

2159,033

уср

783,58

783,57

Dx

188 699,8

185 505,5

Dy

202 212,4

206 000,3

ух

434,4

430,7

уу

449,7

453,9

По данным табл. 2. 4, 2.5 и 2.7 строим картограммы активных и реактивных нагрузок, которые представлены на рис. 2.1 и 2.2. Из картограммы электрических нагрузок следует, что рассчитанное место расположения ЦЭН не совпадает с реальным местом расположения подстанции ГПП-7. Но подстанция попадает в зону рассеивания ЦЭН и поэтому можно считать ее расположение оптимальным.

Рис. 2.1 Картограмма активных нагрузок

Рис. 2.2 Картограмма реактивных нагрузок

2.4 Составление схемы распределительных сетей

В распределительные сети закладывается значительное количество проводникового материала и электрической аппаратуры, поэтому выбор схемы питания определяет не только качество и особенности работы электрооборудования, но и технико-экономические показатели всей системы электроснабжения.

Распределительные сети подстанции ГПП-4 выполнены по радиальной схеме. Такой выбор связан с тем, что все потребители участвуют в сложном технологическом процессе и требуют бесперебойности электроснабжения.

Потребители подстанции ГПП-4 запитаны следующим образом: электроэнергия секций шин напряжением 6 кВ, объединенных групповыми или индивидуальными реакторами, с помощью кабельных линий, проходящих по разным кабельным каналам, поступает на двухсекционные подстанции КХП, оснащенные устройством автоматического включения резерва (далее АВР) на стороне 6 кВ. В случае повреждения одной из питающих кабельных линий срабатывает защита с действием на отключение и на сигнал, включается устройство АВР и тем самым обеспечивается электроснабжение всех потребителей. Схема распределительных сетей подстанции ГПП-4 представлена на рис. 2.3.

2.5 Расчет токов короткого замыкания

Короткими замыканиями (КЗ) называют замыкания между фазами (фазными проводниками электроустановки), замыкания фаз на землю (нулевой провод) в сетях с глухо- и эффективно-заземленными нейтралями, а также витковые замыкания в электрических машинах. Короткие замыкания возникают при нарушении изоляции электрических цепей. Причины таких нарушений различны: старение и вследствие этого пробой изоляции, обрывы проводов с падением на землю, механические повреждения изоляции кабельных линий при земляных работах, удары молнии в линии электропередачи и др. Чаще всего КЗ происходят через переходное сопротивление, например через сопротивление электрической дуги, возникающей в месте повреждения изоляции. Иногда возникают металлические КЗ без переходного сопротивления. Для упрощения анализа в большинстве случаев при расчете токов КЗ рассматривают металлическое КЗ без учета переходных сопротивлений. В трехфазных электроустановках возникают трех- и двухфазные КЗ. Кроме того, в трехфазных сетях с глухо- и эффективно-заземленными нейтралями дополнительно могут возникать также одно- и двухфазные КЗ на землю (замыкание двух фаз между собой с одновременным соединением их с землей). При трехфазном КЗ все фазы электрической сети оказываются в одинаковых условиях, поэтому его называют симметричным.

Рис. 2.3 Схема распределительных сетей подстанции ГПП-4

При других видах КЗ фазы сети находятся в разных условиях, в связи с чем векторные диаграммы токов и напряжений искажены. Такие К З называют несимметричным и, вероятность возникновения того или иного вида КЗ зависит от значений для разных уровней напряжения электроустановки, конструкций линий электропередачи, климатических и других факторов.

Короткие замыкания, как правило, сопровождаются увеличением токов в поврежденных фазах до значений, превосходящих в несколько раз номинальные значения. Протекание токов КЗ приводит к увеличению потерь электроэнергии в проводниках и контактах, что вызывает их повышенный нагрев. Нагрев может ускорить старение и разрушение изоляции, вызвать сваривание и выгорание контактов, потерю механической прочности шин и т. п.

Проводники и аппараты должны без повреждений переносить в течение заданного расчетного времени нагрев токами КЗ, т. е. Должны быть термически стойкими.

Протекание токов КЗ сопровождается также значительными электродинамическими усилиями между проводниками. Если не принять должных мер, под действием этих усилий токоведущие части и их изоляция могут быть разрушены. Токоведущие части, аппараты, и электрические машины должны быть сконструированы так, чтобы выдерживать без повреждений усилия, возникающие при КЗ, т. е. должны обладать электродинамической стойкостью.

Короткие замыкания сопровождаются понижением уровня напряжения в электрической сети, особенно вблизи места повреждения. Снижение напряжения на шинах у потребителя может привести к опасным последствиям. Особенно чувствительна к снижениям напряжения двигательная нагрузка. При глубоких снижениях напряжения уменьшается вращающий момент электродвигателя до значений, меньших момента сопротивления механизма. Электродвигатель тормозится, что влечет за собой увеличение потребляемого им тока. При этом еще больше увеличивается падение напряжения в сети, вследствие чего может развиться лавинообразный процесс, захватывающий все большее количество потребителей электроэнергии.

Для обеспечения надежной работы энергосистем и предотвращения повреждений оборудования при КЗ необходимо быстро отключать поврежденный участок. К мерам, уменьшающим опасность развития аварий, относится также правильный выбор аппаратов по условиям КЗ, применение токоограничивающих устройств, выбор рациональной схемы сети и т. п. Так как трехфазные КЗ вызывают в поврежденной цепи наибольшие токи, поэтому при выборе аппаратуры обычно за расчетный ток КЗ принимают ток трехфазного КЗ, если приняты технические меры по ограничению однофазных токов КЗ.

Расчет токов короткого замыкания необходим при выборе оборудования подстанции с целью выяснения, выдержит ли выбранное оборудование длительно допустимый и ударный динамические токи короткого замыкания, а также для выбора и проверки релейной защиты [1]. При расчете токов короткого замыкания обычно вводится ряд допущений, которые значительно упрощают расчеты:

— все эдс считаются совпадающими по фазе;

— принимается, что ЭДС источников питания, значительно удаленных от места КЗ, считаются неизменными;

— часто не учитывается влияние нагрузок и, в частности, влияние асинхронных и синхронных двигателей;

— активное сопротивление цепи КЗ учитывается только при соотношении r 0,3 х, где r и х — эквивалентные активные и реактивные сопротивления цепи до места КЗ;

— индуктивные сопротивления всех элементов замкнутой цепи считать постоянными и не зависящими от тока;

— не учитывают емкостные проводимости короткозамкнутых элементов на землю.

Указанные допущения приводят к незначительному преувеличению токов короткого замыкания (погрешность не превышает 10%, что допустимо).

Расчетная схема цеха приведена на рис. 2.4. Данная схема представляет собой систему неограниченной мощности, так как мощность источника питания велика по сравнению с суммарной мощностью приемников. Расчет будем выполнять в относительных номинальных единицах. Принимаем базисную мощность SБ = 1000 мВ·А. Базисное напряжение схемы принимаем равным среднему — по шкале средних напряжений Uб1= 115 кВ, Uб2 = 10,5 кВ и Uб3 = 10,5 кВ. Нагрузку, расположенную в близи системы (генераторов), учитываем уменьшением ЭДС генераторов до Е''=1. Влиянием относительно малой нагрузки собственных нужд и удаленных от мест короткого замыкания нагрузок пренебрегаем.

Базисный ток определяется из следующей формулы:

Определим базисные токи для точек короткого замыкания К-1, К-2, К-3:

;

Схема замещения цеха приводится на рис. 2.5. В схеме сопротивления имеют дробное обозначение, где числитель — индекс сопротивления, знаменатель — численное значение сопротивления.

Определим базисные сопротивления схемы замещения в относительных номинальных единицах. Реактивное сопротивление системы:

Реактивное сопротивление высоковольтной воздушной линии:

Активное сопротивление высоковольтной воздушной линии:

Рис. 2.4 Расчетная схема токов КЗ

Напряжения короткого замыкания на сторонах высшего, среднего и низшего напряжений определяем по следующим выражениям:

uкз-вн=0,5(uкз. вн-сн + uкз. вн-нн — uкз. сн-нн)=0,5. (10,5+17,5−6,5)=10,75%;

uкз-сн=0,5(uкз. вн-сн + uкз. сн-нн — uкз. вн-нн)= 0,5. (10,5+6,5−17,5)=0%;

uкз-нн=0,5(uкз. вн-нн + uкз. сн-нн — uкз. вн-сн)= 0,5. (17,5+6,5−10,5)=6,75%.

Cопротивление обмотки ВН силового трансформатора:

Реактивное сопротивление токопровода № 1:

Активное сопротивление токопровода № 1:

Реактивное сопротивление токопровода № 2:

Активное сопротивление токопровода № 2:

Сопротивление реактора РБДГ-10−4000:

Сопротивление реактора РБА-6−1500−10:

Производим расчет сопротивлений кабельных линий. Так как в схеме имеются параллельные кабели собранные в пучки то погонные сопротивления этих кабелей рассчитываются по следующим выражениям:

(2.)

где n- количество параллельных кабелей в пучке.

Значения погонных сопротивлений сводим в таблицу 2.9.

Таблица 2.9 Значение погонных сопротивлений кабельных линий

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой