Курсовой проект (КП) является одним из основных видов учебных занятий и формой контроля учебной работы студентов
 Скачать 7.96 Mb.
|
|
2.5 Сечение кабелей 6-10 кВ определяют, исходя из допустимого нагрева с учетом нормального и аварийного режимов, а также неравномерного распределения токов между отдельными линиями, поскольку нагрев изменяет физические свойства проводника, повышает его сопротивление, увеличивает бесполезный расход электрической энергии на нагрев токопроводящих частей и сокращает срок службы изоляции. Чрезмерный нагрев опасен для изоляции и контактных соединений и может привести к пожару и взрыву. Выбор сечения кабелей без учета экономических факторов может привести к значительным потерям электрической энергии в линиях и существенному возрастанию эксплуатационных расходов. По этой причине сечение проводников электрических сетей внутреннего электроснабжения значительной протяженности, а также сетей, работающих с большим числом часов использования максимума нагрузки Tmax > 4000 ч - должно быть не менее отвечающего рекомендованной экономической плотности тока Fэ, мм2, устанавливающей оптимальное соотношение между капитальными затратами и эксплуатационными расходами, которое определяют так  (47)где jЭ = 1,2 А/мм2 – экономическая плотность тока при Тmax ≥ 5000 ч для кабелей в бумажной изоляции с алюминиевыми жилами; Iр – расчетный ток кабельной линии, А. Расчетный ток линии Iр, А определяют по формуле   (48)где n – количество кабельных линий от РП до ТП; Sт – расчетная нагрузка цеха с учетом потерь в трансформаторах, кВА. Расчетное экономическое сечение округляют до ближайшего стандартного и, если оно окажется свыше 150 мм2, одну кабельную линию заменяют двумя или несколькими кабелями с суммарным сечением, соответствующим экономическому. Применять кабели с малоизменяющейся нагрузкой сечением менее 50 мм2 не рекомендуется. При окончательном выборе селения проводов и кабелей из условия допустимого нагрева по соответствующим таблицам необходимо учитывать не только расчетный ток линии, но и способ прокладки ее, материал проводников и температуру окружающей среды. Условие проверки сечения кабеля по нагреву Iр.к Iдл.доп = Iдл.доп.kt∙kп (49) где Iр.к – расчетный ток кабельной линии, А; Iдл.доп. – длительно допустимый ток для выбираемого сечения, А; kt = 1 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды; kп – поправочный коэффициент, учитывающий количество кабелей, проложенных в одной траншее (при прокладке в туннеле и открыто – kп = 1). Проверки кабеля по условию нагрева в после аварийном режиме Iав. ≥ Iав, (50) где Iав - ток кабеля в аварийном режиме, А; Iав. - ток кабеля с учетом перегрузки в аварийном режиме, А Iав = 2∙Iр.к (51) Iав = I΄дл.доп. ∙kав (52) где kав = 1,25 – коэффициент аварийной перегрузки. Если условие (5.4) не выполняется, то выбираем большее значение сечения кабеля и проводим проверку по формулам (5.3) – (5.6) Проверка по допустимой потере напряжения ΔU, % ΔU ≤ ΔUдоп (53)  (54)где r0 – активное сопротивление кабеля, Ом/км; х0 – индуктивное сопротивление кабеля, Ом/км; l – длина кабельной линии, км; Рр.ц., Qр.ц – активная и реактивная нагрузка цеха, МВт, Мвар. n – число кабельных линий. Допустимое отклонение напряжения ΔUдоп от номинального не должно превышать ±5 %, а в отдельных случаях оно может достигать +10 %. 2.6 Расчет токов КЗ необходим для проверки защитных аппаратов по отключающей способности, проверки защит по чувствительности действия и шинопроводов (ШМА, ШРА) по термической и электродинамической стойкости. С этой целью рассчитываются токи трехфазного короткого замыкания (  ) на выходе защитных аппаратов, токи однофазного КЗ ( ) в конце защищаемой зоны аппарата защиты, ток трехфазного КЗ и ударный ( ) в начале шинопровода.При расчетах токов КЗ в электроустановках до 1 кВ необходимо учитывать: индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи, включая силовые трансформаторы, проводники, трансформаторы тока, реакторы, токовые катушки автоматических выключателей; активные сопротивления элементов короткозамкнутой цепи; активные сопротивления различных контактов и контактных соединений; значения параметров синхронных и асинхронных электродвигателей. При расчетах токов КЗ рекомендуется учитывать: сопротивление электрической дуги в месте КЗ; изменение активного сопротивления проводников короткозамкнутой цепи вследствие их нагрева при КЗ; влияние комплексной нагрузки (электродвигатели, преобразователи, термические установки, лампы накаливания) на ток КЗ, если номинальный ток электродвигателей нагрузки превышает 1,0 % начального значения периодической составляющей тока КЗ, рассчитанного без учета нагрузки. Токи КЗ рекомендуется рассчитывать в именованных единицах. Следует использовать шкалу средних номинальных напряжений: 37; 24; 20; 15,75; 13,8; 10,5; 6,3; 3,15; 0,69; 0,525; 0,4; 0,23 кВ. Сопротивления всех элементов схемы замещения выражать в миллиомах. При электроснабжении электроустановки от энергосистемы через понижающий трансформатор начальное действующее значение периодической составляющей трехфазного тока КЗ в килоамперах без учета подпитки от электродвигателей рассчитывают по формуле:  (55)где  – среднее номинальное напряжение сети, в которой произошло короткое замыкание, В; ,  – соответственно суммарное активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности цепи до точки КЗ, мОм.Значение периодической составляющей тока однофазного КЗ от системы в килоамперах рассчитывают по формуле  , (56)где  и  – суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивление нулевой последовательности относительно точки КЗ, мОм.Для определения суммарных сопротивлений до точки КЗ необходимо составить расчетную схему, на которой приводятся технические характеристики цехового трансформатора (тип, схема соединения обмоток, номинальная мощность, номинальные напряжения обмоток, напряжение КЗ трансформатора и мощность потерь при КЗ), марка кабелей, сечения и длины линий, типы и номинальные токи коммутационно-защитных аппаратов, точки КЗ. Пример расчетной схемы приведен на рис. 6. Далее составляются схемы замещения прямой и нулевой последовательностей, представленные на рис. 7 и рис. 8. Эквивалентное индуктивное сопротивление системы, приведенное к ступени низшего напряжения сети, рассчитывается по формуле  (57)где  – среднее номинальное напряжение сети, подключенной к обмотке низшего напряжения трансформатора, В;  – среднее номинальное напряжение сети, к которой подключена обмотка высшего напряжения трансформатора, В; – действующее значение периодической составляющей тока при трехфазном КЗ у выводов обмотки высшего напряжения трансформатора, кА;  – условная мощность короткого замыкания у выводов обмотки высшего напряжения трансформатора, МВА. Рисунок 6 - Расчетная схема  Рисунок 7 - Схема замещения прямой последовательности: xс – эквивалентное сопротивление системы;Rт, xт – активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности цехового трансформатора; RTA, xTA – активное и индуктивное сопротивления первичных обмоток трансформаторов тока; Rкв, xкв – активное и индуктивное сопротивления токовых катушек автоматических выключателей; Rш, xш – активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности шинопроводов; Rл, xл – активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности кабельных линий; Rк – активное сопротивление различных контактов.  Рисунок 8 - Схема замещения нулевой последовательности: R0т, x0т – активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности цехового трансформатора; R0ш, x0ш – активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности шинопроводов; R0л, x0л – активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности кабельных линий; Rд – сопротивление дуги в месте короткого замыкания. При отсутствии указанных данных эквивалентное индуктивное сопротивление системы в миллиомах допускается рассчитывать по формуле  (58)где  – номинальный ток отключения силового выключателя, установленного на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора .Активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности понижающих трансформаторов (rт, хт) в миллиомах, приведенные к ступени низшего напряжения сети, рассчитывают по формулам:  (59) (60)где  – номинальная мощность трансформатора, кВА;  – потери КЗ в трансформаторе, кВт;  – номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора, кВ; uк – напряжение КЗ трансформатора, %. Активные и индуктивные сопротивления нулевой последовательности понижающих трансформаторов, обмотки которых соединены по схеме D/Y0, при расчете КЗ в сети низшего напряжения следует принимать равными соответственно активным и индуктивным сопротивлениям прямой последовательности. При других схемах соединения обмоток трансформаторов активные и индуктивные сопротивления нулевой последовательности необходимо принимать в соответствии с указаниями изготовителей. Активные и индуктивные сопротивления прямой и нулевой последовательностей шинопроводов приведены в табл. 7. Таблица 7 - Параметры комплектных шинопроводов
Значения удельных сопротивлений кабелей приведены в табл. 6. Значения активных сопротивлений контактов различного вида приведены в табл. 8, 9, 10. Таблица 8 - Сопротивления контактных соединений кабелей
Таблица 9 - Сопротивления контактных соединений шинопроводов
Таблица 10 - Приближенные значения сопротивлений разъемных контактов коммутационных аппаратов напряжением до 1 кВ
При приближенном учете сопротивлений контактов принимают:  – для контактных соединений кабелей;  – для шинопроводов;  – для коммутационных аппаратов.При расчете токов КЗ в электроустановках напряжением до 1 кВ следует учитывать как индуктивные, так и активные сопротивления первичных обмоток всех многовитковых измерительных трансформаторов тока, которые имеются в цепи КЗ. Значения активных и индуктивных сопротивлений нулевой последовательности принимают равными значениям сопротивлений прямой последовательности. Параметры некоторых многовитковых трансформаторов тока приведены в табл.11. Активным и индуктивным сопротивлением одновитковых трансформаторов (на токи более 500 А) при расчетах токов КЗ можно пренебречь. Расчеты токов КЗ в электроустановках напряжением до 1 кВ следует вести с учетом индуктивных и активных сопротивлений катушек (расцепителей) максимального тока автоматических выключателей, принимая значения активных и индуктивных сопротивлений нулевой последовательности равными соответствующим сопротивлениям прямой последовательности. Значения сопротивлений катушек расцепителей и контактов некоторых автоматических выключателей приведены в табл. 12. Таблица 11 - Сопротивления первичных обмоток многовитковых трансформаторов тока
Таблица 12 - Сопротивления катушек и контактов автоматических выключателей
При определении минимального значения тока КЗ следует учитывать влияние на ток КЗ активного сопротивления электрической дуги в месте КЗ. Приближенные значения активного сопротивления дуги приведены в табл. 13. Таблица 13 - Значения активного сопротивления дуги
Значение ударного тока короткого замыкания определяется по формуле  , кА (61)где Kу – ударный коэффициент, определяемый по графику на рис. 16 и зависящий от отношения активного и индуктивного сопротивлений в точке КЗ:  . Рисунок 9 - Зависимость Пример расчета токов короткого замыкания привести для одной точки КЗ. Результаты расчета токов КЗ свести в табл. 14. Таблица 14 - Результаты расчета токов КЗ
Проверка правильности выбора защитной аппаратуры Предохранители и автоматические выключатели проверяются по отключающей способности по условию:  (62)где  – отключающая способность аппарата защиты, кА;  – ток трехфазного КЗ на выходе аппарата защиты, кА.Проверка правильности выбора предохранителя по чувствительности:  (63)где  – ток однофазного КЗ в конце зоны защиты предохранителя, А;  – номинальный ток плавкой вставки предохранителя, А.Проверка правильности выбора автоматических выключателей по чувствительности действия защит: для тепловых расцепителей:  (64)для электромагнитных расцепителей:  (65)где – ток однофазного КЗ в конце зоны защиты автоматического выключателя, А;  – номинальный ток теплового расцепителя АВ, А;  – номинальный ток электромагнитного расцепителя АВ, А.Данные по проверке предохранителей свести в табл. 15, автоматических выключателей – в табл. 16. Таблица 15 - Проверка правильности выбора предохранителей
Таблица 16 -Проверка правильности выбора автоматических выключателей
2.7 Электроустановки должны быть оборудованы следующими устройствами релейной защиты: 1) Автоматическое отключение поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей; если повреждение (например, замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью) непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие релейной защиты только на сигнал; 2) Реагирование на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы (например, перегрузку, повышение напряжения в обмотке статора гидрогенератора); в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на отключение тех элементов, оставление которых в работе может привести к возникновению повреждения. Устройства релейной защиты должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповрежденной части системы (устойчивая работа электрической системы и электроустановок потребителей, обеспечение возможности восстановления нормальной работы путем успешного действия АПВ и АВР, самозапуска электродвигателей, втягивания в синхронизм и пр.) и ограничения области и степени повреждения элемента. Согласно ПУЭ для трансформаторов должны предусматриваться устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы: от многофазных коротких замыканий в обмотках и на выводах, от однофазных коротких замыканий в обмотке и на выводах, присоединенных в сети с глухозаземленной нейтралью, от витковых замыканий в обмотках, от сверхтоков в обмотках при внешних КЗ и перегрузках, от понижения уровня масла в маслонаполненных трансформаторах и в маслонаполненных вводах трансформаторов. Защита от перечисленных повреждений и нарушений нормальных режимов работы должны предусматриваться с действием на отключение и сигнал. Для трансформаторов должна предусматриваться газовая защита от повреждений внутри трансформатора, сопровождающихся выделением газа. Газовая защита должна действовать на сигнал при слабых газообразованиях и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании. Принцип действия газовой защиты основан на том, что всякие повреждения трансформатора внутри бака сопровождаются выделением газообразных продуктов разложения трансформаторного масла, которые легче масла и потому поднимаются вверх в сторону расширителя. Газовая защита выполняется таким образом, чтобы при медленном газообразовании подавался сигнал, а при бурном – происходило отключения поврежденного трансформатора. Газовая защита осуществляется с помощью специальных газовых реле, которые делятся на поплавковые, лопастные и чашечные. Токовой отсечкой (ТО) называется быстродействующая максимальная токовая защита с ограниченной зоной действия. Отсечка на трансформаторах должна действовать без выдержки времени. Это не только ускоряет отключение к. з. на выводах и в части обмотки 10 кВ защищаемого трансформатора, но и позволяет выбирать минимальное время срабатывания для защит питающих линий 10 кВ. Ток срабатывания выбирается больше тока короткого замыкания на выводах низшего напряжения трансформатора, пускового тока электродвигателя. Максимальная токовая защита (МТЗ). Действует на отключение выключателя с выдержкой времени при коротком замыкании на линии, в трансформаторе, электродвигателе. Разновидностью МТЗ является защита от перегруза, действующая с выдержкой времени на сигнал (на электродвигателях и на отключение) при перегрузе трансформатора, электродвигателя. Для повышения надежности работы применяют следующие виды автоматики: Автоматическое повторное включение (АПВ). Действует с выдержкой времени несколько секунд на включение выключателя при отключении его от устройств релейной защиты. Обязательно применяется на воздушных линиях электропередач напряжением 6 кВ и выше, где высокая вероятность погасания электрической дуги после снятия напряжения (падение дерева на ВЛ, проезд транспорта без обрыва проводов, удар молнии). На кабельных линиях не эффективно, поэтому практически не применяется. Автоматическая частотная разгрузка (АЧР) с частотным АПВ, действует с выдержкой времени несколько секунд (десятков секунд) на отключение менее ответственных потребителей при снижении частоты в энергосистеме и включение отключившихся от АЧР потребителей после восстановления частоты в энергосистеме. Применяется, как правило, на главных понизительных подстанциях или узловых распределительных подстанциях, но по требованию электроснабжающей организации может быть установлена на любой подстанции. Автоматическое включение резервного питания (АВР). Устройства АВР устанавливают на подстанциях и РП, для которых предусмотрены два источника питания, работающие раздельно в нормальном режиме. Назначением устройства АВР является осуществление возможно быстрого автоматического переключения на резервное питание потребителей, обесточенных в результате повреждения или самопроизвольного отключения рабочего источника электроснабжения, что обеспечивает минимальные нарушения и потери в технологическом процессе. Применяются различные схемы устройств АВР, однако все они должны удовлетворять следующим требованиям: 1) Находится в состоянии постоянной готовности к действию и срабатывать при прекращении питания потребителей по любой причине и наличие нормального напряжения на другом, резервном для данных потребителей источнике питания. 2) Иметь минимально возможное время срабатывания tАВР1. Это необходимо для сокращения продолжительности перерыва питания потребителей и обеспечения самозапуска электродвигателей. 3) Обладать однократным действием, что необходимо для предотвращения многократного включения резервного источника на устойчивое К.З. 4) Обеспечивать вместе с защитой быстрое отключение резервного источника питания и его потребителей от поврежденной резервируемой секции шин и тем самым сохранить их нормальную работу. Для этого предусматривается ускорение защиты после АВР. 5) Не допускается опасных несинхронных включений синхронных электродвигателей и перегрузок оборудования. Рассмотрим простейший случай применения АВР на напряжении до 1000 В:  Рисунок 10 - Схема АВР с двумя равноправными источниками питания Нагрузка питается от двух источников: источник 1 и источник 2. Как правило, это – трансформаторы, питающиеся от разных секций одной подстанции или от разных подстанций. Включать на параллельную работу такие трансформаторы нельзя, так как при потере питания одного из трансформаторов на стороне высокого напряжения вся нагрузка соответствующей секции или подстанции окажется запитанной через сеть 0,4 кВ. При коротком замыкании в трансформаторе или на питающих его элементах через сеть 0,4 кВ пойдет и ток КЗ. Для исключения параллельной работы двух источников здесь применяется взаимная блокировка магнитных пускателей ПМ1 и ПМ2. В том случае, когда первым включается автомат АВ1, блок-контакт пускателя ПМ1 разрывает цепь катушки ПМ2. При исчезновении напряжения от источника 1 по любой причине ПМ1 отпадает и срабатывает ПМ2. В том случае, когда первым включается автомат АВ2, срабатывает пускатель ПМ2 и блокирует срабатывание ПМ1. Отдельный орган контроля напряжения на рабочем источнике не требуется, так как при исчезновении напряжения теряет питание катушка соответствующего пускателя. 2.8 Привести описание конструктивного выполнения цеховой сети 0,4 кВ. 3.1 Описать мероприятия по экономии эл.энергии в системе эл.снабжения. По объему — примерно 3-4 страницы. 3.2 Руководствуясь «ПТБ для эксплуатации ЭУ», изложить перечень организационных и технических мероприятий для проведения безопасных работ в эл.установках напряжением до 1 кВ. По объему — примерно 3-4 страницы. Заключение Изложить выводы и рекомендации по дальнейшему использованию КП ЭСН. Методические указания по выполнению графической части проекта электроснабжения электроприемников цеха На планах размещения электрооборудования цеха наносят и указывают: строительные конструкции и строительные оси; наименование производственных участков; обозначение силовых ЭП, их позиционные номера и паспортную мощность; комплектные распределительные устройства на напряжение до 1000 В (распределительные щиты, щиты станций управления, распределительные пункты, ящики и шкафы управления, вводно-распределительные устройства) и их обозначения; линии питающие и распределительные и их обозначения (номера); компоновку цеховой КТП. Пример оформления плана расположения электрооборудования приведен на рис.11.  Рисунок 11- Фрагмент плана расположения ЭО цеха. На схемах цеховой электрической сети наносят и указывают: цеховые трансформаторы, их тип и мощность, схему соединения обмоток; над силовыми линиями: номер линии, марка проводника, количество и сечение жил, под линией – длина линии в метрах; возле коммутационно-защитной аппаратуры: тип аппарата и номинальный ток плавкой вставки для предохранителя или номинальный ток теплового расцепителя для автоматического выключателя; для силовых ЭП их обозначение и паспортную мощность; типы комплектных распределительных устройств. Пример оформления схемы цеховой сети приведен на рис.12.  Рисунок 12 - Фрагмент схемы цеховой электрической сети. Содержание | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
,
,
,
,
,
,
,
,
,
,
,
,
,
,
