| Курсовая работа | |
| Автор: drug | Категория: Технические науки / Электроэнергетика | Просмотров: | Комментирии: 0 | 02-01-2013 16:52 |
РЕФЕРАТ
Пояснительная записка содержит 133 формулы, 8 рисунков, 38 таблиц, 23 литературных источника, 5 чертежей.
Ключевые слова: РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНАЯ ТРАНСФОРМАТОРНАЯ ПОДСТАНЦИЯ, ЭНЕРГОСИЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, ЭЛЕКТРОХОЗЯЙСТВО, РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА, ЭЛЕКТРООСВЕЩЕНИЕ, АИИС КУЭ, РЕАКТИВНАЯ МОЩНОСТЬ, ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ.
Объектом исследования и разработки является РТП-7 (ОАО «Салаватнефтеоргсинтез», ПЭС, ЦЭС-2), основным потребителем электроэнергии которого является установка висбрекинга, НПЗ, ОАО «Салаватнефтеоргсинтез».
Цель проекта – расчет и выбор электросилового оборудования и электрохозяйства РТП-7.
Для этого произведен расчет электрических нагрузок РТП-7, расчет мощности и выбор силовых трансформаторов, расчет токов короткого замыкания, выбор и проверка электросилового оборудования, выбор и расчет релейной защиты и автоматики РТП, разработка и расчет осветительной сети, системы контроля и учета электроэнергии, компенсация реактивной мощности, расчет переходных процессов.
Графическая часть включает в себя план расположения оборудования и электрических проводок, схему электрическую принципиальную релейной защиты и автоматики, схему электрическую принципиальную осветительной сети, схему электрическую принципиальную системы контроля и учета электроэнергии, схему замещения и графики переходных процессов.
СОДЕРЖАНИЕ
С.
ВВЕДЕНИЕ 5
1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ И ПАТЕНТНЫЙ ОБЗОР 6
2 ХАРАКТЕРИСТИКА ЭНЕРГОСИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ РТП-7 11
2.1 Характеристика технологического процесса и технологического оборудования 11
2.2 Потребители электрической энергии РТП-7 13
2.3 Внешнее электроснабжение РТП-7 15
2.4 Электросиловое оборудование РТП-7 15
2.5 Релейная защита и автоматика РТП-7 17
2.6 Характеристика окружающей среды на РТП-7 18
3 РАСЧЕТ И ВЫБОР ЭЛЕКТРОСИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ РТП-7 19
3.1 Расчет электрических нагрузок РТП-7 19
3.2 Расчет мощности и выбор силовых трансформаторов 23
3.3 Примерный расчет токов короткого замыкания характерной линии 25
3.4 Выбор и проверка электросилового оборудования напряжением выше 1 кВ 29
3.5 Проверка кабелей и шинопроводов на действие токов короткого замыкания 36
4 ВЫБОР И РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ РТП-7 38
4.1 Выбор и расчет релейной защиты силовых трансформаторов 38
4.2 Выбор и расчет релейной защиты отходящих линий 41
4.3 Выбор и расчет автоматического ввода резерва в сетях напряжением 6 кВ 44
5 РАЗРАБОТКА И РАСЧЕТ ОСВЕТИТЕЛЬНОЙ НАГРУЗКИ РТП-7 46
5.1 Разработка и расчет освещения основного помещения РТП-7 46
5.2 Разработка и расчет наружного освещения РТП-7 49
5.3 Разработка и расчет осветительной сети РТП-7 50
6 РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО УПРАВЛЕНИЮ ЭЛЕКТРОХОЗЯЙСТВОМ 52
6.1 Разработка и расчет системы контроля и учета электроэнергии 52
6.2 Повышение устойчивости электроснабжения при компенсации РМ 55
6.3 Расчет переходных процессов в электрических сетях РТП 56
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 57
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 64
ВВЕДЕНИЕ
Электрооборудование (в соответствии с ГОСТ 30331.1-95) – это любое оборудование, предназначенное для производства, преобразования, передачи, распределения или потребления электроэнергии. Все виды электрооборудования можно разделить на промышленное и электросиловое оборудование. Промышленное электрооборудование – это приемники электроэнергии, т.е. устройства (аппараты, агрегаты, установки, механизмы), в которых происходит преобразование электрической энергии в другие виды энергии (или в электрическую энергию, но с другими параметрами) для ее использования. Промышленное электрооборудование делится на электромеханическое и электротехнологическое оборудование. Электросиловое оборудование служит только для преобразования, передачи и распределения электроэнергии и вместе с сооружениями и помещениями входит в состав тех электроустановок, взаимосвязанная совокупность которых образует систему электроснабжения.
Электротехнические изделия, входящие в состав электроустановок, по функциональному назначению в системе электроснабжения делятся на следующие виды: воздушные и кабельные линии электропередачи, шины и шинные токопроводы, силовые трансформаторы и преобразователи рода тока и его частоты, устройства для компенсации реактивной мощности, электрические аппараты для коммутации и защиты электрических сетей до и свыше 1 кВ, измерительные трансформаторы тока и напряжения.
Основными потребителями электроэнергии являются промышленные предприятия. Распределительные трансформаторные подстанции (РТП) – это электроустановки, предназначенные для приема, преобразования и распределения энергии и состоящие из трансформаторов, РУ, устройств управления, технологических и вспомогательных сооружений.
Объект РТП-7 – коммутационный пункт, который применяется для распределения электрической энергии между КТП и электродвигателями 6 кВ, основным потребителем электроэнергии которого является установка висбрекинга, НПЗ, ОАО «Салаватнефтеоргсинтез».
1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ И ПАТЕНТНЫЙ ОБЗОР
В настоящее время в России и за рубежом наметился переход к новому поколению цифровых устройств релейной защиты и автоматики с интеграцией в пределах единого информационного комплекса функций релейной защиты, измерения и коммерческого учета электроэнергии, регулирования и управления электроустановками. Такие устройства с позиции автоматического управления технологическим процессом (АСУ ТП) энергетического объекта являются оконечными устройствами сбора информации, то есть терминалами. Применение персональных ЭВМ, имеющих высокую производительность и стоимость, дало толчок развитию и распространению систем управления реального времени (SCADA), которые обеспечивают: прием/передачу телеинформации в любых протоколах; прием/передачу данных суточной диспетчерской ведомости; обработку поступающей информации, формирование базы данных реального времени (БДРВ), архивирование; управление диспетчерским щитом (цифровыми приборами, символами, мнемосхемами, информационными табло); циклическое копирование БДРВ на файл-серверы локальной сети [6].
Рассмотрим устройства автоматики систем электроснабжения.
При выходе из строя линии или трансформатора устройс¬тво автоматического включения резерва (УАВР) восстанав¬ливает питание на секции, потерявшей питание. УАВР состоит из пускового органа и узла автоматики включения. В качестве пускового органа используется реле минимального напряжения [5].
Тиристорные (электронные) АВР имеют минимально возможное время переключения при синфазных сетях (не более 3 мс), а при несинфазных сетях могут обеспечивать включение резервного ввода в момент перехода его входного напряжения через нуль. Отсутствие в схеме механических элементов обеспечивает высокую надежность электронных АВР. При больших токах нагруз¬ки тепловыделение тиристорных АВР может достигать нескольких киловатт. Стоимость тиристорных АВР примерно в два раза выше, чем стоимость элек-тромеханических аппаратов той же мощности.
Электромеханические АВР на контакторах наиболее распространены, имеют достаточно высокое быстродействие среди электромеханических аппаратов (десятки-сотни миллисекунд), уступая только тиристорным. При двухвходовой схеме АВР можно ввести в до¬полнение к электрической механическую блокировку контакторов.
Электромеханические АВР на автоматических выключателях с электроприводом несколько уступают предыду¬щим по быстродействию, также позволяют осуществить механическую и электрическую блокировки при двухвходовой схеме. К недостаткам относят более сложную схему и более высокую стоимость.
Электромеханические АВР на управляемых переключателях с электроприводом характеризуются наибольшим временем переключения (до 2,5 с). К достоин¬ствам этих АВР относят конструктив¬ную невозможность замыкания между собой двух входов, наличие ручного управ¬ления. Стоимость АВР на управляемых переклю¬чателях при мощностях более 100 кВА зна¬чительно ниже, чем стоимость аппаратов на контакторах и автоматических выключателях [9].
Высоковольтный научно-исследовательский центр (ВНИЦ) ВЭИ разработал комплекс устройств быстродейс¬твующего АВР (БАВР), предназначенный для повышения надежности электроснабжения синхронных двигателей напряжением 6-10 кВ и обеспечения их устойчивости при кратковременных нарушениях электроснабжения. Комплекс устройств БАВР включает в себя быстро-действующие вакуумные выключатели и быстродействующее пусковое устройство АВР (ПУ АВР). Преимущества БАВР нового поколения: более чем на порядок сокращается время цикла АВР (0,06...0,25 с); все двигатели потерявшей питание секции остаются в работе; синхронные двигате¬ли не теряют синхронизма; переходные процессы заканчиваются за деся¬тые доли секунды [5].
Рассмотрим некоторые изобретения, оформленные патентами, которые усовершенствуют устройства АВР:
1 Устройство автоматического включения резерва, содержащее ключи, соединяющие нагрузку с двумя электросетями, датчики на¬пряжения, входами подключенные к сетям [15].
2 Устройство аварийного включения резерва (АВР) с электроме¬ханическим блокированием, которое содержит корпус, в котором размещен по меньшей мере один электромеханический переключа¬тель с силовыми контактами для подключения потребителей электро¬энергии к одному из питающих вводов, с по меньшей мере одной управляющей катушкой намагничивания на магнитопроводе, под¬вижная часть которого – привод – жестко связана с подвижными сило¬выми контактами и выполнена с возможностью возвратно-поступательного перемещения [16].
3 Устройство автоматического включения резерва, включающее две стойки, вводной и секционный выключатели и панель управле¬ния, размешенные внутри стоек, фазные шины и двери [17].
Для ускорения повторного включения линий и уменьшения времени перерыва электроснабжения потребителей широко используются специальные устройства автоматического повторного включения (УАПВ). По числу циклов (кратности действия) различают АПВ однократного действия и АПВ многократного действия.
В эксплуатации получили применение следующие виды устройств АПВ: трехфазные, осуществляющие повторное включение трех фаз выключателя после их отключения релейной защитой; однофазные, осуществляющие включение одной фазы выключателя, отключенной релейной защитой при однофазном КЗ; комбинированные, осуществляющие включение трех фаз (при междуфазных повреждениях) или одной фазы (при однофазных КЗ).
Трехфазные устройства АПВ в свою очередь подразделяются на несколько видов: простые (ТАПВ), быстродействующие (БАПВ), с проверкой наличия напряжения (АПВНН), с ожиданием синхронизма (АПВОС), с улавливанием синхронизма (АПВУС) и др.
Рассмотрим некоторые изобретения, оформленные патентами, которые усовершенствуют устройства АПВ:
1 Устройство АПВ, содержащее последовательно соединенные первый вывод, автоматический вы¬ключатель, нормально замкнутые контакты первого электромагнит¬ного реле и второй вывод, первое электромагнитное реле, соединен-ное с первым и вторым выводом, а также третий общий вывод [18].
2 Способ быстродействующего автоматического включения секции сети, содержащей двигательную нагрузку, состоящий в от¬ключении ее при возникновении соответствующего режима сети, контроле за углом между векторами напряжений секции и сети [19].
При изменении частоты в энергосистеме, для восстановления заданного режима работы, автоматически отключают часть наименее ответственных потребителей с помощью устройства АЧР. Первоначально устройства АЧР были ориентированы на контроль единственного параметра – частоты. По мере развития техники появились цифровые устройства частотной разгрузки типа БМАЧР, в которых был реализован контроль частоты, скорости изменения частоты, напряжения.
В настоящее время разработаны алгоритмы частотной разгрузки, т.е. совокупности контролируемых параметров частотной аварии, их уставок и условий взаимодействия всех частей устройств АЧР. Различают алгоритмы АЧР-1 (разгрузка по отклонению частоты от номинального значения), АЧР-2 (разгрузка по мере увеличения продолжительности отклонения частоты от номинального значения), АЧР-С (разгрузка по скорости изменения частоты), АЧР-Н (разгрузка по отклонению частоты и напряжения), а также комбинированные алгоритмы, объединяющие в различных вариантах все или отдельные из названных алгоритмов. Алгоритмы ЧАПВ (включение нагрузки, отключенной ранее по одному из алгоритмов разгрузки, после восстановления значения частоты) не ограничиваются только контролем частоты, а учитывают и напряжение в контролируемой сети.
В полном объеме эти алгоритмы реализованы в цифровых устройствах частотной разгрузки типа БММРЧ. В данных устройствах предусмотрено выполнение алгоритма автоматического ограничения повышения частоты АОПЧ. Высокая точность измерительной части устройства позволяет использовать его не только для частотной разгрузки, но и в схемах для делительной автоматики и других системах автоматизации, использующих сигналы по частоте, напряжению, скорости изменения частоты. Устройство оснащено цифровым регистратором процесса частотной аварии и может включаться в системы АСУ энергообъекта.
Рассмотрим некоторые изобретения, оформленные патентами, которые усовершенствуют устройства АЧР:
1 Микропроцессорное устройство АЧР, содержащее блок сравнения, блок запрета, два регистра памяти, микропроцессор и блок ввода-вывода, причем выходы первого регистра соединены со входами второго регистра, выход блока сравнения соединен со вторым входом микропроцессора, выход которого соединен со входом блока запрета, группа входов-выходов микропроцессора соединена с группой входов первого регистра и группой выходов второго регистра, вторая группа входов которого соединена с первой группой выходов микропроцессора [20].
2 Микропроцессорное устройство АЧР, содержащее блок сравнения, блок запрета, два регистра памя¬ти, микропроцессор, выполняющий логическую обработку посту¬пающей информации, сравнение измеренных параметров контроли¬руемого аналогового сигнала с уставками, отсчет выдержек времени и формирование команд сигнализации, и блок ввода-вывода, причем выходы первого регистра соединены со входами второго регистра, выход блока сравнения соединен со вторым входом микропроцессора [20].
В настоящее время широкое распространение получили микропроцессорные терминалы релейной защиты фирмы ABB. Микропроцессорные терминалы защиты трансформатора RET 541/543/545 предназначены для использования в распределительных сетях для защиты, управления и мониторинга двухобмоточных силовых трансформаторов и блоков генератор-трансформатор. Основной функцией защиты является трехфазная дифференциальная токовая защита с двумя ступенями – стабилизированной и мгновенной, что обеспечивает быстрое и селективное отключение коротких замыканий внутри обмотки трансформатора, а также межвитковых замыканий. Базовая версия терминалов также содержит следующие типы защит: ограниченная защита от замыканий на землю, защита от небаланса и термической перегрузки, трехфазная защита максимального тока и направленная или ненаправленная резервная защита от замыканий на землю с независимой и токозависимой характеристикой срабатывания на любой стороне трансформатора [22].
Терминалы защиты электродвигателей серии REM 543/545 предназначены для использования в качестве основной защиты синхронных и асинхронных двигателей малой, средней и большой мощности, генераторов и блоков генератор-трансформатор, а также выполнения функций местного и дистанционного управления, автоматики, сигнализации, измерения и мониторинга. Устройства имеют встроенные библиотеки: функций защит, управления, измерения, мониторинга состояния и связи; и широкий набор защит: дифференциальную токовую защиту статора, направленные и ненаправленные МТЗ, защиты от замыканий на землю, защиты максимального и минимального напряжения, защиты по частоте [22].
Цифровые устройства релейной защиты благодаря функциям диагностики выявляют повреждения или анормальные режимы работы элект¬ротехнического оборудования на ранней стадии его развития. В нормальных рабо¬чих условиях, данные получаемые от устройств защиты могут быть использованы для оптимиза-ции работы оборудования и повышения произво¬дительности предприятия в целом.
2 ХАРАКТЕРИСТИКА ЭНЕРГОСИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ РТП-7
2.1 Характеристика технологического процесса и технологического оборудования
Распределительная трансформаторная подстанция (РТП) – электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения энергии и состоящая из трансформаторов, РУ, устройств управления, технологических и вспомогательных сооружений. Распределительное устройство (РУ) – электроустановка, служащая для приема и распределения электроэнергии и содержащая коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства (компрессорные, аккумуляторные и др.), устройства защиты, автоматики, телемеханики, связи и измерений.
Объект РТП-7 – коммутационный пункт, который применяется для распределения электрической энергии между КТП и электродвигателями 6 кВ. Однолинейная схема РТП-7 представлена на рисунке 1.
Основным потребителем электроэнергии от РТП-7 является установка висбрекинга, НПЗ, ОАО «Салаватнефтеоргсинтез». Установка висбрекинга предназначена для снижения вязкости сырья – гудрона с установок вакуумной перегонки, за счет процесса термического крекинга в мягких условиях. Вспомогательные объекты комплекса установки висбрекинга предназначены для снабжения: осушенным воздухом (воздушная компрессорная); оборотной водой (блок оборотного водоснабжения); для локализации аварийных ситуаций (насосная пожаротушения); электроэнергией (КТП и РУ-6 кВ РТП-7).
Технологическим оборудованием РТП-7 являются:
а) комплектное распределительное устройство КРУ 6 кВ, состоящее из: 24 ячеек типа UniGear ZS1 с одинарными системами сборных шин; 2 комплектных конденсаторных установок 6 кВ типа УКЛ-56-6,3-450У3; системы оперативного постоянного тока серии Тиросот 220/20-120-2-2А;
б) комплектная двухтрансформаторная подстанция КТП-1 с сухими трансформаторами напряжением 6/0,4 кВ мощностью по 2500 кВА каждый.
РТП-7 выполняется на ячейках типа ZS1 UniGear с вакуумными выключателями VD4 (на отходящих линиях) и VM-1T (на вводе и секционном выключателе в системе БАВР) и микропроцессорным устройством защиты REF542plus.
Рисунок 1 – Однолинейная схема РТП-7
2.2 Потребители электрической энергии РТП-7
Механическим оборудованием РТП-7 являются центробежные насосы Н-3301А, Н-3301В, Н-3401А, Н-3401В, Н-3101А, Н-3101В (этажерка объекта Н-269/3); Н-3801А, Н-3801В (БОВ объекта Н-274) и центробежные компрессоры ЦК-4501/1 (воздушная компрессорная объекта Н-272). Технические данные насосов и компрессоров приведены в таблице 1.
Электрооборудованием РТП-7 являются асинхронные электродвигатели 6 кВ cepии ВАО2, технические данные которых приведены в таблице 2 [10]. В таблице 3 представлены потребители электроэнергии РТП-7.
Таблица 1 – Насосное оборудование РТП-7
Объект Наименование оборудования Марка Номер позиции Кол-во, шт. Q,
м3/час Н,
м.вод.ст./МПа Р, кВт n,
об/
мин ρ,
кг/м3
Воздушная компрессорная объекта Н-272 Компрессор воздушный центробежный трехстадийный ТА 6000 (1500/125) ЦК – 4501/1,2 2 0,12•10-4 80/0,8 1500 - -
Этажерка объекта
Н-269/3 Агрегат электронасосный центробежный нефтяной
для откачки висбрекинг-остатка 390HDD
380X2 Н-3301 А,В 2 207 365/3,65 315 2950 1062,9
Агрегат электронасосный центробежный нефтяной для откачки продуктов смешения с установки 280HDD
200X2 Н-3401 А,В 2 250 186/1,86 220 2950 -
Агрегат электронасосный центробежный нефтяной для подачи гудрона в печь 390HDD
380X2 Н-3101 А,В 2 193 410/4,1 560 2950 970-1000
БОВ объекта Н-274 Агрегат электронасосный центробежный, горизонтальный, двустороннего входа 1Д Н-3801 А,В 2 840 81/0,81 250 1450 1000
Таблица 2 – Паспортные данные асинхронных электродвигателей РТП-7
Позиция Тип n, шт. , кВт n,
об/мин , кВ s,
% η, % cos φ
ЦК-4501/1,2 ВАО2-630М-4 2 1600 1500 6 0,7 96,4 0,9 1,1 2,3 6
Н-3301А,В ВАО2-450LA-2 2 315 3000 6 1 94,4 0,91 1,1 2,9 6,5
Н-3401А,В ВАО2-450М-2 2 250 3000 6 0,9 94,3 0,9 1,1 2,9 6,5
Н-3101А,В ВАО2-450LB-2 2 400 3000 6 1,1 94,9 0,91 1,1 2,9 6,5
Н-3801А,В ВАО2-450М-4 2 250 1500 6 1,3 94,3 0,88 1,2 2,5 6
Таблица 3 – Потребители электроэнергии РТП-7
№ ячейки Потребители электроэнергии
Секция I
1 Секционный выключатель
3 Ввод с ГПП-3 ЗРУ-6 кВ ячейка № 41
5 Трансформатор напряжения ТН1
7 Конденсаторная установка КУ1, 450 кВар
9 Трансформатор № 1, 2500 кВ•А
11 Асинхронный двигатель АД ЦК-4501/1, 1500 кВт
13 Асинхронный двигатель АД Н-3301А, 315 кВт
15 Асинхронный двигатель АД Н-3401А, 250 кВт
17 Асинхронный двигатель АД Н-3101А, 400 кВт
19 Асинхронный двигатель АД Н-3801А, 250 кВт
21 Резерв
23 Резерв
Секция II
2 Секционный выключатель
4 Трансформатор напряжения ТН2
6 Ввод с ГРУ-6 кВ СТЭЦ ячейка № 26
8 Конденсаторная установка КУ2, 450 кВар
10 Трансформатор № 2, 2500 кВ•А
12 Асинхронный двигатель АД ЦК-4501/2, 1500 кВт
14 Асинхронный двигатель АД Н-3301В, 315 кВт
16 Асинхронный двигатель АД Н-3401В, 250 кВт
18 Асинхронный двигатель АД Н-3101В, 400 кВт
20 Асинхронный двигатель АД Н-3801В, 250 кВт
22 Резерв
24 Резерв
2.3 Внешнее электроснабжение РТП-7
РУ-6 кВ РТП-7 по надежности электроснабжения относится к I категории. Потребители электроэнергии I категории должны обеспечи¬ваться электроэнергией от двух независимых источников питания, перерыв их электроснабжения может быть допущен лишь на время автоматического ввода в действие резервного питания.
Электроснабжение РТП-7 осуществляется от двух независимых источников питания и применяется схема АВР на стороне 6 кВ. Объект РТП-7 снабжается электроэнергией от главной понижающей подстанции ГПП-3 ЗРУ-6 кВ и ГРУ-6 кВ СТЭЦ.
2.4 Электросиловое оборудование РТП-7
РТП-7 выполняется на ячейках типа ZS1 UniGear фирмы АВВ. Данные КРУ состоят из шкафов заводской сборки для внутренней установки, с выдвижными элементами и одинарными системами сборных шин. Сборные шины имеют прямоугольное сечение, изготовлены из меди, номинальный ток 1600 А, ток отключения 20 кА. Вакуумные выключатели VD4 на отходящих линиях и VM-1T на вводе и секционном выключателе имеют номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток 630 А. Паспортные данные КРУ на ячейках типа ZS1 UniGear приведены в таблице 4 [23].
Таблица 4 – Паспортные данные КРУ на ячейках типа ZS1 UniGear фирмы АВВ
Тип U, кВ Наибольшее рабочее напряжение, кВ Эксплуатационное напряжение, кВ Iном, А f,
Гц Ток термической стойкости главных цепей, кА Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей, кА
UniGear типа ZS1 6 7,2 6 1250 50 25 63
Для питания цепей собственных нужд используется устройство оперативного тока Тиросот 220/20-120-12-2А фирмы Benning. Тиристорные системы оперативного тока Тиросот предназначены для обеспечения гарантированным постоянным током ответственных потребителей промышленных предприятий. Технические данные прибора представлены в таблице 5 [13].
Комплектные конденсаторные установки высокого напряжения типа УКЛ 56 с разъединителем предназначены для повышения коэффициента мощности электроустановок промышленных предприятий и распределительных сетей напряжением 6 и 10 кВ. Технические характеристики УКЛ 56 представлены в таблице 6.
В РТП-7 установлены два сухих трансформатора типа Resibloc напряжением 6/0,4 кВ мощностью по 2500 кВ•А каждый. Паспортные данные трансформаторов типа Resibloc представлены в таблице 7.
Таблица 5 – Технические данные устройства оперативного тока Тиросот
Тип U, В f, Гц I, А Температура окружающей среды, °С Способ охлаждения
Тиросот 220/20-120-12-2А 400 50 10 40 Самоохлаждение
Таблица 6 – Технические характеристики конденсаторной установки типа УКЛ 56
Тип Мощность, кВар ,
кВ f, Гц Степень защиты внутри помещения Комплектуются конденсаторами
УКЛ-56-6,3-450 УЗ 450 6,3 50 IP 21 КЭК2-6,3(10,5)-1502У1
Таблица 7 – Технические данные трансформатора типа Resibloc
Тип , кВ•А
, кВ
, кВ
, А
, кА
, %
f, Гц Класс защиты
Resibloc 2500 6 0,4 240,6/3609 3,9/58,4 6,18 50 IP 23
Прокладка кабельных линий выполнена:
- от ГПП-3 в проходной и непроходной кабельной эстакаде;
- от СТЭЦ в кабельных туннелях системы А и Б, непроходной кабельной эстакаде.
Алюминиевая оболочка кабелей ААШв-6 с обоих концов заземлена гибким медным проводом. Кабель марки ААШв имеет алюминиевые жилы, алюминиевую оболочку, бумажную изоляцию, оболочке из ПВХ-пластиката. Кабель марки ВВГ с медными токопроводящими жилами, с изоляцией из ПВХ-пластиката, в оболочке из ПВХ-пластиката, защитный покров отсутствует. Кабедь марки ВБбШв – кабель с медными токопроводящими жилами, с изоляцией из ПВХ-пластиката, в оболочке из ПВХ-пластиката, броня стальными лентами. В таблице 8 представлены кабели электроприемников РТП-7.
Таблица 8 – Кабели электроприемников РТП-7
Позиция Марка и сечение кабеля
От ГПП-3 ЗРУ-6 кВ до РТП-7 ААШВ-6 3(3150)
От ГРУ-6 кВ СТЭЦ до РТП-7 ААШВ-6 3(3150)
От РТП-7 до конденсаторной установки КУ1,2 ВВГ-6 (370)
От РТП-7 до КТП-1 трансформатор №1,2 ВВГ-6 (3150)
От РТП-7 до АД ЦК-4501/1,2 ВБбШв-6 (370)
От РТП-7 до АД Н-3301А,В ВБбШв-6 (350)
От РТП-7 до АД Н-3401А,В ВБбШв-6 (350)
От РТП-7 до АД Н-3101А,В ВБбШв-6 (350)
От РТП-7 до АД Н-3801А,В ВБбШв-6 (350)
2.5 Релейная защита и автоматика РТП-7
Релейная защита осуществляет непрерывный контроль за состоянием всех элементов электрической сети, реагирует на возникновение повреждений и ненормальных режимов, выявляет и отключает повреждённый участок, производит операции, необходимые для восстановления нормального режима.
На участке № 1 ЦЭС-1 применяются следующие виды защит: максимальная токовая защита (МТЗ); токовая отсечка; защита от однофазных замыканий на землю (земляная защита); газовая защита; дифференциальная защита; автоматическая частотная разгрузка (АЧР); автоматическое включение резерва (АВР); защита от потери питания; защита от неисправности системы возбуждения; технологическая защита.
Для обеспечения защиты и управления на электроустановке РТП-7 в ячейках КРУ UniGear типа ZS1установлено микропроцессорное оборудование REF542plus и применяется схема АВР на стороне 6 кВ.
Терминал REF-542plus объединяет в одном устройстве все вторичные функции, предназначенные в РУ высокого напряжения для защиты, управления, измерений, мониторинга, самодиагностики и связи. Измерения и защитные функции осуществляются процессором цифровых сигналов, за функции управления отвечает микроконтроллер. Блок управления состоит: из жидкокристаллического экрана; светодиодов состояния, индикации и измерений; кнопок управления; оптического интерфейса для подключения ПК; клавиши для распознавания электронного ключа. На графической части ЖК-экрана изображается однолинейная схема, показывающая текущее состояние коммутационных устройств; текстовая часть отражает значения измерений, описание меню и подменю, сигналов защиты и записи событий [21].
В ячейках UniGear типа ZS1 установлены вакуумные выключатели VD4 (на отходящих линиях), номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток 630 А; и VM1T (на вводе и секционном выключателе), номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток 630 А. Выключатель VM1Т используется в системе БАВР-6кВ.
2.6 Характеристика окружающей среды на РТП-7
Помещение РТП-7 относится к категории Д – не опасное по взрыву и пожару. По условиям окружающей среды помещение нормальное, т.е. окружающая среда не оказывает вредного воздействия на электрические сети и электрооборудование. В помещении отсутствуют трубопроводы, технологические аппараты, баки, наполненные жидкостью. Помещение сухое, пол бетонный. Отопительных батарей нет, вентиляции нет. Степень защиты электрооборудования IP21– машина, защищенная от попадания твердых тел размером более 12 мм и от капель воды; климатическое исполнение У (умеренный климат); категория размещения 3 (закрытое помещение с естественной вентиляцией без искусственно регулируемых климатических условий).
Средствами защиты человека от поражения электрическим током при аварийном режиме электроустановки являются: защитное заземление, зануление, защитное отключение и выравнивание потенциалов. Защитное заземление – преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением. Зануление – преднамеренное электрическое соединение с нулевым защитным проводником металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением. Защитное отключение – это система защиты, автоматически отключающая электроустановку при возникновении опасности поражения человека электрическим током. Выравнивание потенциалов осуществляется расположением заземлителей по контуру вокруг заземленного оборудования на небольшом расстоянии друг от друга, а внутри контура прокладывают в земле горизонтальные полосы. Электрические сети и установки должны быть выполнены так, чтобы токоведущие части их были недоступны для случайного прикосновения, что достигается путем надежной изоляции, расположением токоведущих частей на недоступной высоте, применением защитных ограждений, блокировок [10].
3 РАСЧЕТ И ВЫБОР ЭЛЕКТРОСИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ РТП-7
3.1 Расчет электрических нагрузок РТП-7
Рассчитываем индивидуальные электрические нагрузки.
Вычисляем активную мощность
(1)
где – КПД электродвигателя;
– номинальная мощность электродвигателя.
Находим реактивную мощность
(2)
Вычисляем полную мощность
(3)
Определяем ток
. (4)
Рассчитываем суммарную полную мощность
(5)
Находим суммарный ток
(6)
Результаты расчетов заносим в таблицу 9.
Рассчитываем групповые электрические нагрузки методом коэффициента максимума. Полученные значения заносим в таблицу 10.
Определяем суммарную номинальную мощность по формуле
, (7)
где n – количество электроприемников в группе.
Таблица 9 – Расчет индивидуальных электрических нагрузок
Позиция n Рн, кВт КПД, % cosφ tgφ P1, кВт Q1, кВар S1, кВ•А I1, А
ЦК-4501/1, 2 2 1600 96,4 0,9 0,48 1659,75 796,68 1841,05 177,16
Н-3301А, В 2 315 94,4 0,91 0,46 333,69 153,50 367,30 35,34
Н-3401А, В 2 250 94,3 0,9 0,48 265,11 127,25 294,07 28,30
Н-3101А, В 2 400 94,9 0,91 0,46 421,50 193,89 463,95 44,64
Н-3801А, В 2 250 94,3 0,88 0,54 265,11 143,16 301,30 28,99
Сумма 10 5630 - - - 5890,31 2828,96 6534,43 628,78
Определяем число m
, (8)
где – номинальная мощность наибольшего электроприёмника, кВт;
– номинальная мощность наименьшего электроприёмника, кВт.
Рассчитываем среднюю активную мощность за наиболее нагруженную смену
, (9)
где – коэффициент использования электроприемников, по таблице 1.5.1 [12].
Определяем среднюю реактивную мощность за наиболее нагруженную смену
. (10)
Рассчитываем средний коэффициент использования
. (11)
Вычисляем значение коэффициента реактивной мощности
. (12)
. (13)
Если m ≤ 3, то эффективное число электроприемников определяется по формуле
. (14)
При m > 3 и вычисляется по формуле [12]
. (15)
Определяем коэффициент максимума в зависимости от и эффективного числа электроприемников по таблице 1.5.3 [12].
Вычисляем максимальные расчетные нагрузки
, (16)
, (17)
, (18)
где – весовой коэффициент, при : ; : .
Находим расчетный максимальный ток для электроприемников переменного тока
. (19)
Согласно технической документации максимальный рабочий ток КТП-1 для двух секций на стороне 6 кВ равен , тогда максимальный рабочий ток на стороне 0,4 кВ с учетом коэффициента трансформации трансформатора . Для одной секции . Находим максимальные расчетные нагрузки для КТП-1
; (20)
.
Таблица 10 – Расчетная ведомость групповых электрических нагрузок
№ Наименование n Установленная мощность m kи cos /tg Средняя
нагрузка nэ kм Максимальная
нагрузка Iм, А
Pном, кВт ∑Pном,
кВт Pсм, кВт Qсм, кВар Pм, кВт Qм, кВар Sм, кВ•А
Электроприемники 6 кВ
Секция I
1 ЦК-4501/1 1 1600 1600 0,7 0,8/0,75 1120 840 - - - -
2 Н-3301А 1 315 315 0,7 0,8/0,75 220,5 165,38 - - - -
3 Н-3401А 1 250 250 0,7 0,8/0,75 175 131,25 - - - -
4 Н-3101А 1 400 400 0,7 0,8/0,75 280 210 - - - -
5 Н-3801А 1 250 250 0,7 0,8/0,75 175 131,25 - - - -
6 Итого Секция I 5 2815 2815 >3 0,7 0,8/0,75 1970,5 1477,88 4 1,29 2541,95 1906,46 3177,43 305,75
Секция II
7 ЦК-4501/2 1 1600 1600 0,7 0,8/0,75 1120 840 - - - -
8 Н-3301В 1 315 315 0,7 0,8/0,75 220,5 165,38 - - - -
9 Н-3401В 1 250 250 0,7 0,8/0,75 175 131,25 - - - -
10 Н-3101В 1 400 400 0,7 0,8/0,75 280 210 - - - -
11 Н-3801В 1 250 250 0,7 0,8/0,75 175 131,25 - - - -
12 Итого Секция II 5 2815 2815 >3 0,7 0,8/0,75 1970,5 1477,88 4 1,29 2541,95 1906,46 3177,43 305,75
13 Итого по 6 кВ 10 5630 5630 3941 2955,75 5083,89 3812,92 6354,86 611,5
3.2 Расчет мощности и выбор силовых трансформаторов
Определяем потери активной мощности в трансформаторе
, (21)
где i – номер секции.
.
Потери реактивной мощности в трансформаторе
; (22)
.
Потери полной мощности в трансформаторе
. (23)
Так как в данном случае будет два трансформатора, то потери полной мощности определяем по формуле
; (24)
;
.
Определяем мощность на входе трансформатора
. (25)
Суммарная мощность
; (26)
;
.
Выбор мощности трансформатора производим по условию
; (27)
.
Выбираем из таблицы мощность трансформатора .
Выполним проверку загрузки трансформатора в нормальном и аварийном режимах работы.
Определяем коэффициент загрузки в нормальном режиме
. (28)
Определяем коэффициент перегрузки в аварийном режиме
; (29)
;
.
Коэффициент перегрузки .
По таблице 2.99 [11] определяем время работы трансформатора в аварийном режиме. При продолжительность работы трансформатора в аварийном режиме будет более 24 часов.
Устанавливаем два трансформатора марки RESIBLOC, технические данные которого представлены в таблице 11.
Таблица 11 – Технические данные трансформатора RESIBLOC
Тип , кВ•А
, кВ
, кВ
, кВт
, кВт
, %
, %
RESIBLOC 2500 6 0,4 4,3 25 5,5 1,0
3.3 Примерный расчет токов короткого замыкания характерной линии
На основе анализа принципиальной однолинейной схемы электроснабжения составляем расчетную схему, на которой указываем точки КЗ. На основе расчетной схемы составляем схему замещения, на которой все элементы системы электроснабжения заменяем соответствующими сопротивлениями, выраженными в Омах. Расчетная схема и схема замещения представлены на рисунке 2.
Для сети 6 кВ расчет ведется в относительных единицах согласно ГОСТ Р52735-2007 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ» [1].
Определяем индуктивное сопротивление трансформатора подстанции
, (30)
где – базисная мощность трансформатора подстанции 110/6 кВ; ;
– номинальная мощность трансформатора; ;
– относительное индуктивное сопротивление, .
.
Находим базисный ток
, (31)
.
Рассчитываем базисное сопротивление реактора
, (32)
где – базисный ток;
– реактивное сопротивление реактора, %.
Рисунок 2 – Расчетная схема и схема замещения
Выбираем реактор РБ-10-1600-0,14, для которого ; .
Определяем реактивное сопротивление реактора по формуле
; (33)
;
.
Находим индуктивное и активное сопротивление кабельной линии
, (34)
, (35)
где l – длина кабельной линии, км;
– индуктивное сопротивление в именованных единицах, Ом;
– активное сопротивление в именованных единицах, Ом;
– удельное индуктивное сопротивление, [8];
– удельное активное сопротивление, [8].
Суммарные индуктивные и активные сопротивления до точек К1 – К5
; (36)
; (37)
; (38)
; (39)
; (40)
. (41)
Ток короткого замыкания в точках К1 – К5
; (42)
Рассчитываем ударный ток в точке К1 – К5
, (43)
где – ударный коэффициент.
, (44)
где – постоянная времени затухания апериодической составляющей, с.
. (45)
Трансформатор RESIBLOC имеет следующие технические данные: ; ; .
Вычисляем сопротивления цехового трансформатора
; (46)
, (47)
где – номинальная мощность трансформатора, кВ•А;
– напряжение короткого замыкания трансформатора, %;
Pк – потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт.
;
.
Результаты расчета представлены в таблицах 12 – 13.
Таблица 12 – Данные для расчета токов короткого замыкания
Место КЗ Марка
кабеля , Ом/км , Ом/км l, км
К1 ААШВ-6 3(3150) 0,073 0,167 2,74 0,56 1,27 0,561 0,635 0,0028 1,028
К2 ВВГ-6 3(3150) 0,073 0,124 0,055 0,011 0,019 0,572 0,654 0,0028 1,028
К3 - - - - - - 2,772 1,054 0,0084 1,304
К4 ВВГ-6 3(370) 0,082 0,265 0,015 0,0034 0,011 0,564 0,646 0,0028 1,028
К5 ВБбШв-6 3(350) 0,085 0,37 0,08 0,019 0,082 0,58 0,717 0,0026 1,021
Таблица 13 – Токи короткого замыкания
Место КЗ , кА
, кА
К1 10,82 15,73
К2 10,55 15,34
К3 3,09 5,7
К4 10,68 15,53
К5 9,94 14,35
3.4 Выбор и проверка электросилового оборудования напряжением выше 1 кВ
Выбор высоковольтных выключателей производим [14]:
1) по напряжению
, (48)
где – напряжение сети, 6 кВ;
– номинальное напряжение выключателя, кВ.
2) по длительному расчетному току
, (49)
где – номинальный ток выключателя, А;
– максимальный расчетный ток, А;
3) по электродинамической стойкости при токах короткого замыкания
, (50)
, (51)
где – ударный ток;
– действующее значение периодической составляющей начального тока
короткого замыкания; ;
и – действующее значение периодической составляющей и амплитудное
значение полного тока электродинамической стойкости; .
Производим проверку выбранного высоковольтного выключателя [14].
1 По отключающей способности
, (52)
где – периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент
расхождения контактов выключателя; ;
– номинальный ток отключения выключателя, кА;
2 По термической стойкости
, (53)
где – расчетный импульс квадратичного тока короткого замыкания;
– ток термической стойкости, кА;
– длительность протекания тока термической стойкости, с.
, (54)
где – постоянная времени затухания цепи короткого замыкания;
– расчетное время отключения выключателя, с.
, (55)
где – минимальное время срабатывания релейной защиты; 0,01 с;
– собственное время отключения выключателя; .
3 На отключение полного тока короткого замыкания с учетом апериодической составляющей
, (56)
где – апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент
расхождения контактов выключателя;
– нормированное процентное содержание апериодической составляющей тока
короткого замыкания, определяется по справочнику в зависимости от τ.
Закон изменения апериодической составляющей описывается уравнением затухающей экспоненты
. (57)
В таблице 14 приведены исходные данные для выбора высоковольтных выключателей. В качестве высоковольтных выключателей на стороне 6 кВ выбираем вакуумные выключатели типа ВВЭ-10-20/630-УЗ, технические данные которых приведены в таблице 15 [12].
Определяем расчетный ток
; (58)
.
Таблица 14 – Исходные данные для выбора вакуумных выключателей
Позиция , А
, А
, кА
, кА
, А2•с
, кА
Вводной, секционный 611,5 630 10,82 15,73 0,0028 0,079•108 0,0009•10-3 15,3
ЦК-4501/1,2 177,16 630 9,94 14,35 0,0026 0,067•108 0,00014•10-3 14,06
Н-3301А, В 35,34 630 9,94 14,35 0,0026 0,067•108 0,00014•10-3 14,06
Н-3401А, В 28,30 630 9,94 14,35 0,0026 0,067•108 0,00014•10-3 14,06
Н-3101А, В 44,64 630 9,94 14,35 0,0026 0,067•108 0,00014•10-3 14,06
Н-3801А, В 28,99 630 9,94 14,35 0,0026 0,067•108 0,00014•10-3 14,06
КТП-1 Т1,2 252,4 630 10,55 15,34 0,0028 0,076•108 0,00087•10-3 14,92
Таблица 15 – Технические данные вакуумных выключателей
Тип , кВ
, А
, кА
, кА
, с
, кА
, с
ВВЭ-10-20/630-УЗ 10 630 52 20 3 20 0,055
В качестве разъединителей на стороне 6 кВ выбираем разъединители типа РВ-6/630, технические данные которых приведены в таблице 16 [8].
Выбор разъединителей производим [14]:
1) по напряжению
, (59)
где – номинальное напряжение разъединителя, кВ;
2) по длительному расчетному току
, (60)
где – номинальный ток разъединителя, А;
;
3) по электродинамической стойкости при токах короткого замыкания
; (61)
.
Производим проверку разъединителя по термической стойкости [14]
; (62)
;
.
Таблица 16 – Технические данные разъединителей
Тип , кВ
, А
, кА
, кА
, с
РВ-6/630 6 630 60 20 4
В качестве предохранителей на стороне 6 кВ выбираем предохранители типа ПК4-6-200/160-31,5УЗ, технические данные которого приведены в таблице 17 [8].
Выбор предохранителей производим [14]:
1) по напряжению
, (63)
где – номинальное напряжение предохранителя, кВ;
2) по длительному расчетному току
, (64)
где – номинальный ток предохранителя, А;
;
3) по электродинамической стойкости при токах короткого замыкания
; (65)
.
Таблица 17 – Технические данные предохранителей
Тип , кВ , А Номинальный ток патрона , А
Номинальный ток плавкой вставки , А , кА , А
ПК4-6-200/160-31,5УЗ 6 320 200 160 31,5 320
Выбор трансформаторов тока производим [14]:
1) по напряжению
, (66)
где – номинальное напряжение трансформатора тока, кВ;
2) по длительному расчетному току
, (67)
где – номинальный ток трансформатора тока, А;
3) по номинальному току вторичной обмотки ;
4) по классу точности;
5) по вторичной нагрузке
; (68)
; (69)
Вторичная нагрузка трансформатора тока:
а) амперметр 3365: ;
б) счетчик активной энергии: ;
в) счетчик реактивной энергии: .
.
6) по электродинамической стойкости при токах короткого замыкания
, (70)
Производим проверку выбранного трансформатора тока [14] по термической стойкости
. (71)
Исходные данные для выбора трансформаторов тока и технические данные выбранных трансформаторов тока представлены в таблицах 18, 19.
Выбор трансформаторов напряжения производим
1) по напряжению
, (72)
где – номинальное напряжение трансформаторов напряжения, кВ;
2) по вторичной нагрузке
, (73)
. (74)
Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения приведена в таблице 20.
.
Выбираем трансформатор напряжения НОМ-6, технические данные которого приведены в таблице 21 [8].
Таблица 18 – Исходные данные для выбора трансформаторов тока
Позиция , А
, А
, кА
, В•А
, В•А
, А2•с
, А2•с
Вводной, секционный 611,5 800 15,73 6,5 10 0,079•108 16•108
ЦК-4501/1,2 177,16 300 14,35 6,5 10 0,067•108 10,2•108
Н-3301А, В 35,34 100 14,35 6,5 10 0,067•108 0,94•108
Н-3401А, В 28,30 100 14,35 6,5 10 0,067•108 0,94•108
Н-3101А, В 44,64 100 14,35 6,5 10 0,067•108 0,94•108
Н-3801А, В 28,99 100 14,35 6,5 10 0,067•108 0,94•108
КТП-1 Т1,2 252,4 300 15,34 6,5 10 0,076•108 10,2•108
Таблица 19 – Технические данные трансформаторов тока
Позиция Тип , кВ , А , А Класс точности , Ом , кА
, кА , с
Вводной, секционный ТОЛ-10 10 800 5 0,5 0,4 100 20 4
ЦК-4501/1,2 ТОЛ-10 10 300 5 0,5 0,4 100 16 4
Н-3301А, В ТОЛ-10 10 100 5 0,5 0,4 52 4,85 4
Н-3401А, В ТОЛ-10 10 100 5 0,5 0,4 52 4,85 4
Н-3101А, В ТОЛ-10 10 100 5 0,5 0,4 52 4,85 4
Н-3801А, В ТОЛ-10 10 100 5 0,5 0,4 52 4,85 4
КТП-1 Т1,2 ТОЛ-10 10 300 5 0,5 0,4 100 16 4
Таблица 20 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Прибор cos sin P, кВт Q, кВар
Вольтметр 1 0 2 0
Ваттметр 1 0 3 -
Счетчик активной энергии 0,38 0,929 6 14,5
Счетчик реактивной энергии 0,38 0,925 36 87
Таблица 21 – Технические данные трансформаторов напряжения
Тип Класс напряжения, кВ Номинальное напряжение обмотки, В Класс точности Номинальная мощность, В•А Максимальная мощность , В•А
Первичной
Вторичной
НОМ-6 6 6000 100 0,5 50 400
3.5 Проверка кабелей и шинопроводов на действие токов короткого замыкания
Выбор кабелей и токопроводов осуществляем по условию
, (75)
где – допустимый длительный ток.
По полученному значению тока выбираем площадь сечения жил кабеля , материал жилы, марку кабеля [8]. Выбранные кабели представлены в таблице 22.
Результаты расчетов и выбранные токопроводы представлены в таб¬лице 23.
Таблица 22 – Силовые кабели на 6 кВ
Позиция Марка и сечение кабеля , А
, А
, с
, с
От ГПП-3 ЗРУ-6 кВ до РТП-7 ААШВ-6 3(3150) 305,75 335 0,2 0,975
От ГРУ-6 кВ СТЭЦ до РТП-7 ААШВ-6 3(3150) 305,75 335 0,2 0,975
От РТП-7 до КТП-1 Т1,2 ВВГ-6 (3150) 252,4 390 0,2 1,83
От РТП-7 до АД ЦК-4501/1,2 ВБбШв-6 (370) 177,16 245 0,2 0,854
От РТП-7 до АД Н-3301А,В ВБбШв-6 (350) 35,34 200 0,2 0,61
От РТП-7 до АД Н-3401А,В ВБбШв-6 (350) 28,30 200 0,2 0,61
От РТП-7 до АД Н-3101А,В ВБбШв-6 (350) 44,64 200 0,2 0,61
От РТП-7 до АД Н-3801А,В ВБбШв-6 (350) 28,99 200 0,2 0,61
Таблица 23 – Результаты расчетов и выбранные токопроводы РТП-7
Марка Uн, кВ Iр, А Iдоп, А s, мм2 , кА
, кА
ТЗК-6-1600-81 УХЛ1 6 611,5 1600 540 81 31,5
Проверка кабелей производится на электротермическую устойчивость по условию [8]
, (76)
где – критическая длительность КЗ.
Для кабелей сечением s, мм2, с алюминиевыми жилами , с медными жилами .
Шинопроводы проверяем на электротермическую устойчивость
, (77)
где – сила установившегося тока КЗ; ;
– приведенное время КЗ; ;
С – термический коэффициент, соответствующий разности выделенной теплоты в
проводнике после и до короткого замыкания, для алюминиевых шин .
.
Сечение выбранной шины s должно быть больше расчетного минимального сечения
; (78)
.
Электродинамическая устойчивость шин характеризуется допустимым механическим напряжением для металла шинопроводов на изгиб. Механическое напряжение на шины в процессе КЗ
, (79)
где l – расстояние между опорными изоляторами, 900 мм;
а – расстояние между осями шин смежных фаз, 250 мм;
W – момент сопротивления, см3.
, (80)
где h – ширина шины, ;
b – толщина одной полосы шины, .
;
.
4 ВЫБОР И РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ РТП-7
4.1 Выбор и расчет релейной защиты силовых трансформаторов
Рассчитываем защиту от междуфазных коротких замыканий в обмотках трансформатора. Определяем параметры токовой отсечки. Расчет производим для терминала защиты трансформатора RET 543.
Номинальный ток обмотки высокого и низкого напряжения
, (81)
, (82)
где – номинальная мощность трансформатора, кВ•А;
UВН и UНН – номинальное первичное и вторичное напряжения трансформатора, кВ.
;
.
Ток срабатывания токовой отсечи выбирается как наибольшее из двух значений:
1) при отстройке от броска намагничивающего тока
, (83)
где для RET;
2) при отстройке от тока трехфазного КЗ за трансформатором
, (84)
где для RET.
;
.
Ток срабатывания реле
, (85)
где – коэффициент схемы; для схемы неполной звезды ;
– коэффициент трансформации трансформаторов тока, .
.
Время срабатывания отсечки минимально .
Рассчитываем коэффициент чувствительности
; (86)
.
Защита в качестве основной не удовлетворяет требованиям чувствительности, отсечка выполняет функции дополнительной защиты [3].
Определяем параметры максимальной токовой защиты.
, (87)
, (88)
где для RET; для RET; для RET; .
; (89)
;
.
Ток срабатывания реле
, (90)
.
Чувствительность МТЗ
; (91)
.
Защита удовлетворяет требованиям чувствительности [3].
Выдержку времени срабатывания МТЗ берем равной ступени селективности
.
Определяем параметры защиты от однофазных коротких замыканий. Для защиты от однофазных коротких замыканий в обмотке низшего напряжения и на выводах трансформатора устанавливаем токовую защиту нулевой последовательности ТЗНП.
Ток срабатывания ТЗНП отстраивается от наибольшего допустимого тока небаланса в нулевом проводе трансформатора
, (92)
где ;
– коэффициент допустимого продолжительного тока нейтрали, ;
– коэффициент перегрузки трансформаторов, ;
– номинальный ток трансформатора со стороны установки защиты.
Выбираем трансформаторы тока нулевой последовательности ТЗЛМ.
.
Ток срабатывания реле
; (93)
.
Выдержка времени ТЗНП меньше, чем у МТЗ от междуфазных КЗ [3].
Определяем параметры защиты от перегрузки. Защита работает на сигнал.
, (94)
где ; для RET.
.
Ток срабатывания реле
, (95)
.
Время срабатывания защиты от перегрузки выбирается на ступень больше, чем время срабатывания МТЗ
; (96)
.
4.2 Выбор и расчет релейной защиты отходящих линий
Расчет защиты производим для линии асинхронного электродвигателя позиции Н-3301А, технические данные которого представлены в таблице 2. Расчет уставок выполняем для терминала защиты REM 543.
Определяем параметры защиты от междуфазных коротких замыканий. Для защиты от многофазных к.з. применяют токовые отсечки без выдержки времени.
Ток срабатывания защиты выбирается из условия отстройки от максимального пускового тока
; (97)
где – кратность пускового тока, ;
– номинальный ток двигателя;
– коэффициент, учитывающий погрешности трансформаторов тока и расчета;
для REM.
.
Ток срабатывания реле
, (98)
где – коэффициент схемы; ;
– коэффициент трансформации трансформаторов тока; .
.
Время срабатывания отсечки минимально .
Коэффициент чувствительности
, (99)
.
Защита удовлетворяет требованиям чувствительности [3].
Определяем параметры защиты от перегрузки.
Ток срабатывания защиты
; (100)
где ; .
.
Ток срабатывания реле
, (101)
где – коэффициент схемы; ;
– коэффициент трансформации трансформаторов тока; .
.
Время срабатывания защиты выбирается из условия отстройки от времени пуска [3].
Определяем параметры защиты от однофазных замыканий обмотки статора на землю. Защита от однофазных замыканий на землю на электродвигателях действует на отключение.
Ток срабатывания защиты отстраивается от бросков емкостного тока при замыканиях на соседних присоединениях
; (102)
где – ток нулевой последовательности, обусловленный емкостью двигателя;
для защит без выдержки времени, с выдержкой времени.
Ток нулевой последовательности
, (103)
где – номинальное фазное напряжение электродвигателя, В;
– емкость фазы электродвигателя, Ф.
Значение емкости
; (104)
где – номинальная мощность электродвигателя, МВ∙А;
– номинальное линейное напряжение, кВ.
; (105)
;
;
;
.
Ток срабатывания реле
. (106)
Выбираем трансформаторы тока ТЗЛМ, параметры которых , , .
.
Защиту выполняем без выдержки времени [3].
4.3 Выбор и расчет автоматического ввода резерва в сетях напряжением 6 кВ
Напряжение срабатывания реле напряжения
; (108)
где Кн – коэффициент надежности, Кн = 0,25 – 0,4;
Uн – номинальное напряжение сети, кВ;
КU – коэффициент трансформации трансформатора напряжения, КU = 60.
.
Выдержка времени должна быть больше времени срабатывания быстродействующих защит и отключения выключателя.
, (109)
где tс.з. –выдержка времени срабатывания защит первой ступени; tс.з.= 0,2 – 0,3 с;
tо.в. – время отключения выключателя, tо.в.= 0,055 с.
.
Принимаем время срабатывания устройства АВР 0,4 с.
Однократность действия устройства АВР обеспечивается, если принять продолжительность действия на включение секционного включателя равной
, (110)
где tв.в. – время включения выключателя, tв.в. = 0,3 с;
tзап – время запаса, tзап = 0,3 – 0,5 с.
.
Выбираем шкаф автоматического ввода резерва ШАВР, который предназначен для восстановления питания потребителей с номинальными токами коммутации от 32 А до 1600 А путем автоматического присоединения резервного источника питания при отключении основного источника питания.
5 РАЗРАБОТКА И РАСЧЕТ ОСВЕТИТЕЛЬНОЙ НАГРУЗКИ РТП-7
5.1 Разработка и расчет освещения основного помещения РТП-7
Для расчета освещения РТП-7 используем метод коэффициента использования светового потока. Электросиловое оборудование расположено равномерно по площади помещения. Выбираем равномерную общую систему освещения.
В данном помещении зрительная работа связана с выполнением ремонтных, пуско-наладочных работ и наблюдением за ходом процесса. Условия среды – не взрыво- и не пожароопасные. Фон в помещении светлый, контраст объекта с фоном средний, зрительная работа средней точности.
По нормам освещенности [2] выбираем Ен = 75 лк, соответствующее периодическому наблюдению за ходом процесса при периоди¬ческом пребы¬вании людей в помещении; показатель ослепленности не более 60 %; коэффициент пульсации не более 20 %; коэффициенты отражений потолка , стен , пола .
Индекс помещения
(111)
где a – длина помещения, ;
b – ширина помещения, ;
hр – расчетная высота подвеса светильника над рабочей поверхностью, м.
, (112)
где h – высота помещения; ;
h1 – высота подвеса светильника (расстояние от потолка), ;
h2 – высота рабочей поверхности над полом, .
;
.
По таблице определяем коэффициент использования светового потока u = 62 %, зависящий от индекса помещения i.
Расстояние между светильниками
, (113)
где k – оптимальное значение отношения расстояния между светильниками и
расчетной высоты подвеса светильника; .
.
Определяем расстояние от стен до крайнего ряда светильников
; (114)
.
Рассчитываем количество светильников по длине и ширине помещения
Пояснительная записка содержит 133 формулы, 8 рисунков, 38 таблиц, 23 литературных источника, 5 чертежей.
Ключевые слова: РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНАЯ ТРАНСФОРМАТОРНАЯ ПОДСТАНЦИЯ, ЭНЕРГОСИЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, ЭЛЕКТРОХОЗЯЙСТВО, РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА, ЭЛЕКТРООСВЕЩЕНИЕ, АИИС КУЭ, РЕАКТИВНАЯ МОЩНОСТЬ, ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ.
Объектом исследования и разработки является РТП-7 (ОАО «Салаватнефтеоргсинтез», ПЭС, ЦЭС-2), основным потребителем электроэнергии которого является установка висбрекинга, НПЗ, ОАО «Салаватнефтеоргсинтез».
Цель проекта – расчет и выбор электросилового оборудования и электрохозяйства РТП-7.
Для этого произведен расчет электрических нагрузок РТП-7, расчет мощности и выбор силовых трансформаторов, расчет токов короткого замыкания, выбор и проверка электросилового оборудования, выбор и расчет релейной защиты и автоматики РТП, разработка и расчет осветительной сети, системы контроля и учета электроэнергии, компенсация реактивной мощности, расчет переходных процессов.
Графическая часть включает в себя план расположения оборудования и электрических проводок, схему электрическую принципиальную релейной защиты и автоматики, схему электрическую принципиальную осветительной сети, схему электрическую принципиальную системы контроля и учета электроэнергии, схему замещения и графики переходных процессов.
СОДЕРЖАНИЕ
С.
ВВЕДЕНИЕ 5
1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ И ПАТЕНТНЫЙ ОБЗОР 6
2 ХАРАКТЕРИСТИКА ЭНЕРГОСИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ РТП-7 11
2.1 Характеристика технологического процесса и технологического оборудования 11
2.2 Потребители электрической энергии РТП-7 13
2.3 Внешнее электроснабжение РТП-7 15
2.4 Электросиловое оборудование РТП-7 15
2.5 Релейная защита и автоматика РТП-7 17
2.6 Характеристика окружающей среды на РТП-7 18
3 РАСЧЕТ И ВЫБОР ЭЛЕКТРОСИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ РТП-7 19
3.1 Расчет электрических нагрузок РТП-7 19
3.2 Расчет мощности и выбор силовых трансформаторов 23
3.3 Примерный расчет токов короткого замыкания характерной линии 25
3.4 Выбор и проверка электросилового оборудования напряжением выше 1 кВ 29
3.5 Проверка кабелей и шинопроводов на действие токов короткого замыкания 36
4 ВЫБОР И РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ РТП-7 38
4.1 Выбор и расчет релейной защиты силовых трансформаторов 38
4.2 Выбор и расчет релейной защиты отходящих линий 41
4.3 Выбор и расчет автоматического ввода резерва в сетях напряжением 6 кВ 44
5 РАЗРАБОТКА И РАСЧЕТ ОСВЕТИТЕЛЬНОЙ НАГРУЗКИ РТП-7 46
5.1 Разработка и расчет освещения основного помещения РТП-7 46
5.2 Разработка и расчет наружного освещения РТП-7 49
5.3 Разработка и расчет осветительной сети РТП-7 50
6 РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО УПРАВЛЕНИЮ ЭЛЕКТРОХОЗЯЙСТВОМ 52
6.1 Разработка и расчет системы контроля и учета электроэнергии 52
6.2 Повышение устойчивости электроснабжения при компенсации РМ 55
6.3 Расчет переходных процессов в электрических сетях РТП 56
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 57
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 64
ВВЕДЕНИЕ
Электрооборудование (в соответствии с ГОСТ 30331.1-95) – это любое оборудование, предназначенное для производства, преобразования, передачи, распределения или потребления электроэнергии. Все виды электрооборудования можно разделить на промышленное и электросиловое оборудование. Промышленное электрооборудование – это приемники электроэнергии, т.е. устройства (аппараты, агрегаты, установки, механизмы), в которых происходит преобразование электрической энергии в другие виды энергии (или в электрическую энергию, но с другими параметрами) для ее использования. Промышленное электрооборудование делится на электромеханическое и электротехнологическое оборудование. Электросиловое оборудование служит только для преобразования, передачи и распределения электроэнергии и вместе с сооружениями и помещениями входит в состав тех электроустановок, взаимосвязанная совокупность которых образует систему электроснабжения.
Электротехнические изделия, входящие в состав электроустановок, по функциональному назначению в системе электроснабжения делятся на следующие виды: воздушные и кабельные линии электропередачи, шины и шинные токопроводы, силовые трансформаторы и преобразователи рода тока и его частоты, устройства для компенсации реактивной мощности, электрические аппараты для коммутации и защиты электрических сетей до и свыше 1 кВ, измерительные трансформаторы тока и напряжения.
Основными потребителями электроэнергии являются промышленные предприятия. Распределительные трансформаторные подстанции (РТП) – это электроустановки, предназначенные для приема, преобразования и распределения энергии и состоящие из трансформаторов, РУ, устройств управления, технологических и вспомогательных сооружений.
Объект РТП-7 – коммутационный пункт, который применяется для распределения электрической энергии между КТП и электродвигателями 6 кВ, основным потребителем электроэнергии которого является установка висбрекинга, НПЗ, ОАО «Салаватнефтеоргсинтез».
1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ И ПАТЕНТНЫЙ ОБЗОР
В настоящее время в России и за рубежом наметился переход к новому поколению цифровых устройств релейной защиты и автоматики с интеграцией в пределах единого информационного комплекса функций релейной защиты, измерения и коммерческого учета электроэнергии, регулирования и управления электроустановками. Такие устройства с позиции автоматического управления технологическим процессом (АСУ ТП) энергетического объекта являются оконечными устройствами сбора информации, то есть терминалами. Применение персональных ЭВМ, имеющих высокую производительность и стоимость, дало толчок развитию и распространению систем управления реального времени (SCADA), которые обеспечивают: прием/передачу телеинформации в любых протоколах; прием/передачу данных суточной диспетчерской ведомости; обработку поступающей информации, формирование базы данных реального времени (БДРВ), архивирование; управление диспетчерским щитом (цифровыми приборами, символами, мнемосхемами, информационными табло); циклическое копирование БДРВ на файл-серверы локальной сети [6].
Рассмотрим устройства автоматики систем электроснабжения.
При выходе из строя линии или трансформатора устройс¬тво автоматического включения резерва (УАВР) восстанав¬ливает питание на секции, потерявшей питание. УАВР состоит из пускового органа и узла автоматики включения. В качестве пускового органа используется реле минимального напряжения [5].
Тиристорные (электронные) АВР имеют минимально возможное время переключения при синфазных сетях (не более 3 мс), а при несинфазных сетях могут обеспечивать включение резервного ввода в момент перехода его входного напряжения через нуль. Отсутствие в схеме механических элементов обеспечивает высокую надежность электронных АВР. При больших токах нагруз¬ки тепловыделение тиристорных АВР может достигать нескольких киловатт. Стоимость тиристорных АВР примерно в два раза выше, чем стоимость элек-тромеханических аппаратов той же мощности.
Электромеханические АВР на контакторах наиболее распространены, имеют достаточно высокое быстродействие среди электромеханических аппаратов (десятки-сотни миллисекунд), уступая только тиристорным. При двухвходовой схеме АВР можно ввести в до¬полнение к электрической механическую блокировку контакторов.
Электромеханические АВР на автоматических выключателях с электроприводом несколько уступают предыду¬щим по быстродействию, также позволяют осуществить механическую и электрическую блокировки при двухвходовой схеме. К недостаткам относят более сложную схему и более высокую стоимость.
Электромеханические АВР на управляемых переключателях с электроприводом характеризуются наибольшим временем переключения (до 2,5 с). К достоин¬ствам этих АВР относят конструктив¬ную невозможность замыкания между собой двух входов, наличие ручного управ¬ления. Стоимость АВР на управляемых переклю¬чателях при мощностях более 100 кВА зна¬чительно ниже, чем стоимость аппаратов на контакторах и автоматических выключателях [9].
Высоковольтный научно-исследовательский центр (ВНИЦ) ВЭИ разработал комплекс устройств быстродейс¬твующего АВР (БАВР), предназначенный для повышения надежности электроснабжения синхронных двигателей напряжением 6-10 кВ и обеспечения их устойчивости при кратковременных нарушениях электроснабжения. Комплекс устройств БАВР включает в себя быстро-действующие вакуумные выключатели и быстродействующее пусковое устройство АВР (ПУ АВР). Преимущества БАВР нового поколения: более чем на порядок сокращается время цикла АВР (0,06...0,25 с); все двигатели потерявшей питание секции остаются в работе; синхронные двигате¬ли не теряют синхронизма; переходные процессы заканчиваются за деся¬тые доли секунды [5].
Рассмотрим некоторые изобретения, оформленные патентами, которые усовершенствуют устройства АВР:
1 Устройство автоматического включения резерва, содержащее ключи, соединяющие нагрузку с двумя электросетями, датчики на¬пряжения, входами подключенные к сетям [15].
2 Устройство аварийного включения резерва (АВР) с электроме¬ханическим блокированием, которое содержит корпус, в котором размещен по меньшей мере один электромеханический переключа¬тель с силовыми контактами для подключения потребителей электро¬энергии к одному из питающих вводов, с по меньшей мере одной управляющей катушкой намагничивания на магнитопроводе, под¬вижная часть которого – привод – жестко связана с подвижными сило¬выми контактами и выполнена с возможностью возвратно-поступательного перемещения [16].
3 Устройство автоматического включения резерва, включающее две стойки, вводной и секционный выключатели и панель управле¬ния, размешенные внутри стоек, фазные шины и двери [17].
Для ускорения повторного включения линий и уменьшения времени перерыва электроснабжения потребителей широко используются специальные устройства автоматического повторного включения (УАПВ). По числу циклов (кратности действия) различают АПВ однократного действия и АПВ многократного действия.
В эксплуатации получили применение следующие виды устройств АПВ: трехфазные, осуществляющие повторное включение трех фаз выключателя после их отключения релейной защитой; однофазные, осуществляющие включение одной фазы выключателя, отключенной релейной защитой при однофазном КЗ; комбинированные, осуществляющие включение трех фаз (при междуфазных повреждениях) или одной фазы (при однофазных КЗ).
Трехфазные устройства АПВ в свою очередь подразделяются на несколько видов: простые (ТАПВ), быстродействующие (БАПВ), с проверкой наличия напряжения (АПВНН), с ожиданием синхронизма (АПВОС), с улавливанием синхронизма (АПВУС) и др.
Рассмотрим некоторые изобретения, оформленные патентами, которые усовершенствуют устройства АПВ:
1 Устройство АПВ, содержащее последовательно соединенные первый вывод, автоматический вы¬ключатель, нормально замкнутые контакты первого электромагнит¬ного реле и второй вывод, первое электромагнитное реле, соединен-ное с первым и вторым выводом, а также третий общий вывод [18].
2 Способ быстродействующего автоматического включения секции сети, содержащей двигательную нагрузку, состоящий в от¬ключении ее при возникновении соответствующего режима сети, контроле за углом между векторами напряжений секции и сети [19].
При изменении частоты в энергосистеме, для восстановления заданного режима работы, автоматически отключают часть наименее ответственных потребителей с помощью устройства АЧР. Первоначально устройства АЧР были ориентированы на контроль единственного параметра – частоты. По мере развития техники появились цифровые устройства частотной разгрузки типа БМАЧР, в которых был реализован контроль частоты, скорости изменения частоты, напряжения.
В настоящее время разработаны алгоритмы частотной разгрузки, т.е. совокупности контролируемых параметров частотной аварии, их уставок и условий взаимодействия всех частей устройств АЧР. Различают алгоритмы АЧР-1 (разгрузка по отклонению частоты от номинального значения), АЧР-2 (разгрузка по мере увеличения продолжительности отклонения частоты от номинального значения), АЧР-С (разгрузка по скорости изменения частоты), АЧР-Н (разгрузка по отклонению частоты и напряжения), а также комбинированные алгоритмы, объединяющие в различных вариантах все или отдельные из названных алгоритмов. Алгоритмы ЧАПВ (включение нагрузки, отключенной ранее по одному из алгоритмов разгрузки, после восстановления значения частоты) не ограничиваются только контролем частоты, а учитывают и напряжение в контролируемой сети.
В полном объеме эти алгоритмы реализованы в цифровых устройствах частотной разгрузки типа БММРЧ. В данных устройствах предусмотрено выполнение алгоритма автоматического ограничения повышения частоты АОПЧ. Высокая точность измерительной части устройства позволяет использовать его не только для частотной разгрузки, но и в схемах для делительной автоматики и других системах автоматизации, использующих сигналы по частоте, напряжению, скорости изменения частоты. Устройство оснащено цифровым регистратором процесса частотной аварии и может включаться в системы АСУ энергообъекта.
Рассмотрим некоторые изобретения, оформленные патентами, которые усовершенствуют устройства АЧР:
1 Микропроцессорное устройство АЧР, содержащее блок сравнения, блок запрета, два регистра памяти, микропроцессор и блок ввода-вывода, причем выходы первого регистра соединены со входами второго регистра, выход блока сравнения соединен со вторым входом микропроцессора, выход которого соединен со входом блока запрета, группа входов-выходов микропроцессора соединена с группой входов первого регистра и группой выходов второго регистра, вторая группа входов которого соединена с первой группой выходов микропроцессора [20].
2 Микропроцессорное устройство АЧР, содержащее блок сравнения, блок запрета, два регистра памя¬ти, микропроцессор, выполняющий логическую обработку посту¬пающей информации, сравнение измеренных параметров контроли¬руемого аналогового сигнала с уставками, отсчет выдержек времени и формирование команд сигнализации, и блок ввода-вывода, причем выходы первого регистра соединены со входами второго регистра, выход блока сравнения соединен со вторым входом микропроцессора [20].
В настоящее время широкое распространение получили микропроцессорные терминалы релейной защиты фирмы ABB. Микропроцессорные терминалы защиты трансформатора RET 541/543/545 предназначены для использования в распределительных сетях для защиты, управления и мониторинга двухобмоточных силовых трансформаторов и блоков генератор-трансформатор. Основной функцией защиты является трехфазная дифференциальная токовая защита с двумя ступенями – стабилизированной и мгновенной, что обеспечивает быстрое и селективное отключение коротких замыканий внутри обмотки трансформатора, а также межвитковых замыканий. Базовая версия терминалов также содержит следующие типы защит: ограниченная защита от замыканий на землю, защита от небаланса и термической перегрузки, трехфазная защита максимального тока и направленная или ненаправленная резервная защита от замыканий на землю с независимой и токозависимой характеристикой срабатывания на любой стороне трансформатора [22].
Терминалы защиты электродвигателей серии REM 543/545 предназначены для использования в качестве основной защиты синхронных и асинхронных двигателей малой, средней и большой мощности, генераторов и блоков генератор-трансформатор, а также выполнения функций местного и дистанционного управления, автоматики, сигнализации, измерения и мониторинга. Устройства имеют встроенные библиотеки: функций защит, управления, измерения, мониторинга состояния и связи; и широкий набор защит: дифференциальную токовую защиту статора, направленные и ненаправленные МТЗ, защиты от замыканий на землю, защиты максимального и минимального напряжения, защиты по частоте [22].
Цифровые устройства релейной защиты благодаря функциям диагностики выявляют повреждения или анормальные режимы работы элект¬ротехнического оборудования на ранней стадии его развития. В нормальных рабо¬чих условиях, данные получаемые от устройств защиты могут быть использованы для оптимиза-ции работы оборудования и повышения произво¬дительности предприятия в целом.
2 ХАРАКТЕРИСТИКА ЭНЕРГОСИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ РТП-7
2.1 Характеристика технологического процесса и технологического оборудования
Распределительная трансформаторная подстанция (РТП) – электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения энергии и состоящая из трансформаторов, РУ, устройств управления, технологических и вспомогательных сооружений. Распределительное устройство (РУ) – электроустановка, служащая для приема и распределения электроэнергии и содержащая коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства (компрессорные, аккумуляторные и др.), устройства защиты, автоматики, телемеханики, связи и измерений.
Объект РТП-7 – коммутационный пункт, который применяется для распределения электрической энергии между КТП и электродвигателями 6 кВ. Однолинейная схема РТП-7 представлена на рисунке 1.
Основным потребителем электроэнергии от РТП-7 является установка висбрекинга, НПЗ, ОАО «Салаватнефтеоргсинтез». Установка висбрекинга предназначена для снижения вязкости сырья – гудрона с установок вакуумной перегонки, за счет процесса термического крекинга в мягких условиях. Вспомогательные объекты комплекса установки висбрекинга предназначены для снабжения: осушенным воздухом (воздушная компрессорная); оборотной водой (блок оборотного водоснабжения); для локализации аварийных ситуаций (насосная пожаротушения); электроэнергией (КТП и РУ-6 кВ РТП-7).
Технологическим оборудованием РТП-7 являются:
а) комплектное распределительное устройство КРУ 6 кВ, состоящее из: 24 ячеек типа UniGear ZS1 с одинарными системами сборных шин; 2 комплектных конденсаторных установок 6 кВ типа УКЛ-56-6,3-450У3; системы оперативного постоянного тока серии Тиросот 220/20-120-2-2А;
б) комплектная двухтрансформаторная подстанция КТП-1 с сухими трансформаторами напряжением 6/0,4 кВ мощностью по 2500 кВА каждый.
РТП-7 выполняется на ячейках типа ZS1 UniGear с вакуумными выключателями VD4 (на отходящих линиях) и VM-1T (на вводе и секционном выключателе в системе БАВР) и микропроцессорным устройством защиты REF542plus.
Рисунок 1 – Однолинейная схема РТП-7
2.2 Потребители электрической энергии РТП-7
Механическим оборудованием РТП-7 являются центробежные насосы Н-3301А, Н-3301В, Н-3401А, Н-3401В, Н-3101А, Н-3101В (этажерка объекта Н-269/3); Н-3801А, Н-3801В (БОВ объекта Н-274) и центробежные компрессоры ЦК-4501/1 (воздушная компрессорная объекта Н-272). Технические данные насосов и компрессоров приведены в таблице 1.
Электрооборудованием РТП-7 являются асинхронные электродвигатели 6 кВ cepии ВАО2, технические данные которых приведены в таблице 2 [10]. В таблице 3 представлены потребители электроэнергии РТП-7.
Таблица 1 – Насосное оборудование РТП-7
Объект Наименование оборудования Марка Номер позиции Кол-во, шт. Q,
м3/час Н,
м.вод.ст./МПа Р, кВт n,
об/
мин ρ,
кг/м3
Воздушная компрессорная объекта Н-272 Компрессор воздушный центробежный трехстадийный ТА 6000 (1500/125) ЦК – 4501/1,2 2 0,12•10-4 80/0,8 1500 - -
Этажерка объекта
Н-269/3 Агрегат электронасосный центробежный нефтяной
для откачки висбрекинг-остатка 390HDD
380X2 Н-3301 А,В 2 207 365/3,65 315 2950 1062,9
Агрегат электронасосный центробежный нефтяной для откачки продуктов смешения с установки 280HDD
200X2 Н-3401 А,В 2 250 186/1,86 220 2950 -
Агрегат электронасосный центробежный нефтяной для подачи гудрона в печь 390HDD
380X2 Н-3101 А,В 2 193 410/4,1 560 2950 970-1000
БОВ объекта Н-274 Агрегат электронасосный центробежный, горизонтальный, двустороннего входа 1Д Н-3801 А,В 2 840 81/0,81 250 1450 1000
Таблица 2 – Паспортные данные асинхронных электродвигателей РТП-7
Позиция Тип n, шт. , кВт n,
об/мин , кВ s,
% η, % cos φ
ЦК-4501/1,2 ВАО2-630М-4 2 1600 1500 6 0,7 96,4 0,9 1,1 2,3 6
Н-3301А,В ВАО2-450LA-2 2 315 3000 6 1 94,4 0,91 1,1 2,9 6,5
Н-3401А,В ВАО2-450М-2 2 250 3000 6 0,9 94,3 0,9 1,1 2,9 6,5
Н-3101А,В ВАО2-450LB-2 2 400 3000 6 1,1 94,9 0,91 1,1 2,9 6,5
Н-3801А,В ВАО2-450М-4 2 250 1500 6 1,3 94,3 0,88 1,2 2,5 6
Таблица 3 – Потребители электроэнергии РТП-7
№ ячейки Потребители электроэнергии
Секция I
1 Секционный выключатель
3 Ввод с ГПП-3 ЗРУ-6 кВ ячейка № 41
5 Трансформатор напряжения ТН1
7 Конденсаторная установка КУ1, 450 кВар
9 Трансформатор № 1, 2500 кВ•А
11 Асинхронный двигатель АД ЦК-4501/1, 1500 кВт
13 Асинхронный двигатель АД Н-3301А, 315 кВт
15 Асинхронный двигатель АД Н-3401А, 250 кВт
17 Асинхронный двигатель АД Н-3101А, 400 кВт
19 Асинхронный двигатель АД Н-3801А, 250 кВт
21 Резерв
23 Резерв
Секция II
2 Секционный выключатель
4 Трансформатор напряжения ТН2
6 Ввод с ГРУ-6 кВ СТЭЦ ячейка № 26
8 Конденсаторная установка КУ2, 450 кВар
10 Трансформатор № 2, 2500 кВ•А
12 Асинхронный двигатель АД ЦК-4501/2, 1500 кВт
14 Асинхронный двигатель АД Н-3301В, 315 кВт
16 Асинхронный двигатель АД Н-3401В, 250 кВт
18 Асинхронный двигатель АД Н-3101В, 400 кВт
20 Асинхронный двигатель АД Н-3801В, 250 кВт
22 Резерв
24 Резерв
2.3 Внешнее электроснабжение РТП-7
РУ-6 кВ РТП-7 по надежности электроснабжения относится к I категории. Потребители электроэнергии I категории должны обеспечи¬ваться электроэнергией от двух независимых источников питания, перерыв их электроснабжения может быть допущен лишь на время автоматического ввода в действие резервного питания.
Электроснабжение РТП-7 осуществляется от двух независимых источников питания и применяется схема АВР на стороне 6 кВ. Объект РТП-7 снабжается электроэнергией от главной понижающей подстанции ГПП-3 ЗРУ-6 кВ и ГРУ-6 кВ СТЭЦ.
2.4 Электросиловое оборудование РТП-7
РТП-7 выполняется на ячейках типа ZS1 UniGear фирмы АВВ. Данные КРУ состоят из шкафов заводской сборки для внутренней установки, с выдвижными элементами и одинарными системами сборных шин. Сборные шины имеют прямоугольное сечение, изготовлены из меди, номинальный ток 1600 А, ток отключения 20 кА. Вакуумные выключатели VD4 на отходящих линиях и VM-1T на вводе и секционном выключателе имеют номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток 630 А. Паспортные данные КРУ на ячейках типа ZS1 UniGear приведены в таблице 4 [23].
Таблица 4 – Паспортные данные КРУ на ячейках типа ZS1 UniGear фирмы АВВ
Тип U, кВ Наибольшее рабочее напряжение, кВ Эксплуатационное напряжение, кВ Iном, А f,
Гц Ток термической стойкости главных цепей, кА Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей, кА
UniGear типа ZS1 6 7,2 6 1250 50 25 63
Для питания цепей собственных нужд используется устройство оперативного тока Тиросот 220/20-120-12-2А фирмы Benning. Тиристорные системы оперативного тока Тиросот предназначены для обеспечения гарантированным постоянным током ответственных потребителей промышленных предприятий. Технические данные прибора представлены в таблице 5 [13].
Комплектные конденсаторные установки высокого напряжения типа УКЛ 56 с разъединителем предназначены для повышения коэффициента мощности электроустановок промышленных предприятий и распределительных сетей напряжением 6 и 10 кВ. Технические характеристики УКЛ 56 представлены в таблице 6.
В РТП-7 установлены два сухих трансформатора типа Resibloc напряжением 6/0,4 кВ мощностью по 2500 кВ•А каждый. Паспортные данные трансформаторов типа Resibloc представлены в таблице 7.
Таблица 5 – Технические данные устройства оперативного тока Тиросот
Тип U, В f, Гц I, А Температура окружающей среды, °С Способ охлаждения
Тиросот 220/20-120-12-2А 400 50 10 40 Самоохлаждение
Таблица 6 – Технические характеристики конденсаторной установки типа УКЛ 56
Тип Мощность, кВар ,
кВ f, Гц Степень защиты внутри помещения Комплектуются конденсаторами
УКЛ-56-6,3-450 УЗ 450 6,3 50 IP 21 КЭК2-6,3(10,5)-1502У1
Таблица 7 – Технические данные трансформатора типа Resibloc
Тип , кВ•А
, кВ
, кВ
, А
, кА
, %
f, Гц Класс защиты
Resibloc 2500 6 0,4 240,6/3609 3,9/58,4 6,18 50 IP 23
Прокладка кабельных линий выполнена:
- от ГПП-3 в проходной и непроходной кабельной эстакаде;
- от СТЭЦ в кабельных туннелях системы А и Б, непроходной кабельной эстакаде.
Алюминиевая оболочка кабелей ААШв-6 с обоих концов заземлена гибким медным проводом. Кабель марки ААШв имеет алюминиевые жилы, алюминиевую оболочку, бумажную изоляцию, оболочке из ПВХ-пластиката. Кабель марки ВВГ с медными токопроводящими жилами, с изоляцией из ПВХ-пластиката, в оболочке из ПВХ-пластиката, защитный покров отсутствует. Кабедь марки ВБбШв – кабель с медными токопроводящими жилами, с изоляцией из ПВХ-пластиката, в оболочке из ПВХ-пластиката, броня стальными лентами. В таблице 8 представлены кабели электроприемников РТП-7.
Таблица 8 – Кабели электроприемников РТП-7
Позиция Марка и сечение кабеля
От ГПП-3 ЗРУ-6 кВ до РТП-7 ААШВ-6 3(3150)
От ГРУ-6 кВ СТЭЦ до РТП-7 ААШВ-6 3(3150)
От РТП-7 до конденсаторной установки КУ1,2 ВВГ-6 (370)
От РТП-7 до КТП-1 трансформатор №1,2 ВВГ-6 (3150)
От РТП-7 до АД ЦК-4501/1,2 ВБбШв-6 (370)
От РТП-7 до АД Н-3301А,В ВБбШв-6 (350)
От РТП-7 до АД Н-3401А,В ВБбШв-6 (350)
От РТП-7 до АД Н-3101А,В ВБбШв-6 (350)
От РТП-7 до АД Н-3801А,В ВБбШв-6 (350)
2.5 Релейная защита и автоматика РТП-7
Релейная защита осуществляет непрерывный контроль за состоянием всех элементов электрической сети, реагирует на возникновение повреждений и ненормальных режимов, выявляет и отключает повреждённый участок, производит операции, необходимые для восстановления нормального режима.
На участке № 1 ЦЭС-1 применяются следующие виды защит: максимальная токовая защита (МТЗ); токовая отсечка; защита от однофазных замыканий на землю (земляная защита); газовая защита; дифференциальная защита; автоматическая частотная разгрузка (АЧР); автоматическое включение резерва (АВР); защита от потери питания; защита от неисправности системы возбуждения; технологическая защита.
Для обеспечения защиты и управления на электроустановке РТП-7 в ячейках КРУ UniGear типа ZS1установлено микропроцессорное оборудование REF542plus и применяется схема АВР на стороне 6 кВ.
Терминал REF-542plus объединяет в одном устройстве все вторичные функции, предназначенные в РУ высокого напряжения для защиты, управления, измерений, мониторинга, самодиагностики и связи. Измерения и защитные функции осуществляются процессором цифровых сигналов, за функции управления отвечает микроконтроллер. Блок управления состоит: из жидкокристаллического экрана; светодиодов состояния, индикации и измерений; кнопок управления; оптического интерфейса для подключения ПК; клавиши для распознавания электронного ключа. На графической части ЖК-экрана изображается однолинейная схема, показывающая текущее состояние коммутационных устройств; текстовая часть отражает значения измерений, описание меню и подменю, сигналов защиты и записи событий [21].
В ячейках UniGear типа ZS1 установлены вакуумные выключатели VD4 (на отходящих линиях), номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток 630 А; и VM1T (на вводе и секционном выключателе), номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток 630 А. Выключатель VM1Т используется в системе БАВР-6кВ.
2.6 Характеристика окружающей среды на РТП-7
Помещение РТП-7 относится к категории Д – не опасное по взрыву и пожару. По условиям окружающей среды помещение нормальное, т.е. окружающая среда не оказывает вредного воздействия на электрические сети и электрооборудование. В помещении отсутствуют трубопроводы, технологические аппараты, баки, наполненные жидкостью. Помещение сухое, пол бетонный. Отопительных батарей нет, вентиляции нет. Степень защиты электрооборудования IP21– машина, защищенная от попадания твердых тел размером более 12 мм и от капель воды; климатическое исполнение У (умеренный климат); категория размещения 3 (закрытое помещение с естественной вентиляцией без искусственно регулируемых климатических условий).
Средствами защиты человека от поражения электрическим током при аварийном режиме электроустановки являются: защитное заземление, зануление, защитное отключение и выравнивание потенциалов. Защитное заземление – преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением. Зануление – преднамеренное электрическое соединение с нулевым защитным проводником металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением. Защитное отключение – это система защиты, автоматически отключающая электроустановку при возникновении опасности поражения человека электрическим током. Выравнивание потенциалов осуществляется расположением заземлителей по контуру вокруг заземленного оборудования на небольшом расстоянии друг от друга, а внутри контура прокладывают в земле горизонтальные полосы. Электрические сети и установки должны быть выполнены так, чтобы токоведущие части их были недоступны для случайного прикосновения, что достигается путем надежной изоляции, расположением токоведущих частей на недоступной высоте, применением защитных ограждений, блокировок [10].
3 РАСЧЕТ И ВЫБОР ЭЛЕКТРОСИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ РТП-7
3.1 Расчет электрических нагрузок РТП-7
Рассчитываем индивидуальные электрические нагрузки.
Вычисляем активную мощность
(1)
где – КПД электродвигателя;
– номинальная мощность электродвигателя.
Находим реактивную мощность
(2)
Вычисляем полную мощность
(3)
Определяем ток
. (4)
Рассчитываем суммарную полную мощность
(5)
Находим суммарный ток
(6)
Результаты расчетов заносим в таблицу 9.
Рассчитываем групповые электрические нагрузки методом коэффициента максимума. Полученные значения заносим в таблицу 10.
Определяем суммарную номинальную мощность по формуле
, (7)
где n – количество электроприемников в группе.
Таблица 9 – Расчет индивидуальных электрических нагрузок
Позиция n Рн, кВт КПД, % cosφ tgφ P1, кВт Q1, кВар S1, кВ•А I1, А
ЦК-4501/1, 2 2 1600 96,4 0,9 0,48 1659,75 796,68 1841,05 177,16
Н-3301А, В 2 315 94,4 0,91 0,46 333,69 153,50 367,30 35,34
Н-3401А, В 2 250 94,3 0,9 0,48 265,11 127,25 294,07 28,30
Н-3101А, В 2 400 94,9 0,91 0,46 421,50 193,89 463,95 44,64
Н-3801А, В 2 250 94,3 0,88 0,54 265,11 143,16 301,30 28,99
Сумма 10 5630 - - - 5890,31 2828,96 6534,43 628,78
Определяем число m
, (8)
где – номинальная мощность наибольшего электроприёмника, кВт;
– номинальная мощность наименьшего электроприёмника, кВт.
Рассчитываем среднюю активную мощность за наиболее нагруженную смену
, (9)
где – коэффициент использования электроприемников, по таблице 1.5.1 [12].
Определяем среднюю реактивную мощность за наиболее нагруженную смену
. (10)
Рассчитываем средний коэффициент использования
. (11)
Вычисляем значение коэффициента реактивной мощности
. (12)
. (13)
Если m ≤ 3, то эффективное число электроприемников определяется по формуле
. (14)
При m > 3 и вычисляется по формуле [12]
. (15)
Определяем коэффициент максимума в зависимости от и эффективного числа электроприемников по таблице 1.5.3 [12].
Вычисляем максимальные расчетные нагрузки
, (16)
, (17)
, (18)
где – весовой коэффициент, при : ; : .
Находим расчетный максимальный ток для электроприемников переменного тока
. (19)
Согласно технической документации максимальный рабочий ток КТП-1 для двух секций на стороне 6 кВ равен , тогда максимальный рабочий ток на стороне 0,4 кВ с учетом коэффициента трансформации трансформатора . Для одной секции . Находим максимальные расчетные нагрузки для КТП-1
; (20)
.
Таблица 10 – Расчетная ведомость групповых электрических нагрузок
№ Наименование n Установленная мощность m kи cos /tg Средняя
нагрузка nэ kм Максимальная
нагрузка Iм, А
Pном, кВт ∑Pном,
кВт Pсм, кВт Qсм, кВар Pм, кВт Qм, кВар Sм, кВ•А
Электроприемники 6 кВ
Секция I
1 ЦК-4501/1 1 1600 1600 0,7 0,8/0,75 1120 840 - - - -
2 Н-3301А 1 315 315 0,7 0,8/0,75 220,5 165,38 - - - -
3 Н-3401А 1 250 250 0,7 0,8/0,75 175 131,25 - - - -
4 Н-3101А 1 400 400 0,7 0,8/0,75 280 210 - - - -
5 Н-3801А 1 250 250 0,7 0,8/0,75 175 131,25 - - - -
6 Итого Секция I 5 2815 2815 >3 0,7 0,8/0,75 1970,5 1477,88 4 1,29 2541,95 1906,46 3177,43 305,75
Секция II
7 ЦК-4501/2 1 1600 1600 0,7 0,8/0,75 1120 840 - - - -
8 Н-3301В 1 315 315 0,7 0,8/0,75 220,5 165,38 - - - -
9 Н-3401В 1 250 250 0,7 0,8/0,75 175 131,25 - - - -
10 Н-3101В 1 400 400 0,7 0,8/0,75 280 210 - - - -
11 Н-3801В 1 250 250 0,7 0,8/0,75 175 131,25 - - - -
12 Итого Секция II 5 2815 2815 >3 0,7 0,8/0,75 1970,5 1477,88 4 1,29 2541,95 1906,46 3177,43 305,75
13 Итого по 6 кВ 10 5630 5630 3941 2955,75 5083,89 3812,92 6354,86 611,5
3.2 Расчет мощности и выбор силовых трансформаторов
Определяем потери активной мощности в трансформаторе
, (21)
где i – номер секции.
.
Потери реактивной мощности в трансформаторе
; (22)
.
Потери полной мощности в трансформаторе
. (23)
Так как в данном случае будет два трансформатора, то потери полной мощности определяем по формуле
; (24)
;
.
Определяем мощность на входе трансформатора
. (25)
Суммарная мощность
; (26)
;
.
Выбор мощности трансформатора производим по условию
; (27)
.
Выбираем из таблицы мощность трансформатора .
Выполним проверку загрузки трансформатора в нормальном и аварийном режимах работы.
Определяем коэффициент загрузки в нормальном режиме
. (28)
Определяем коэффициент перегрузки в аварийном режиме
; (29)
;
.
Коэффициент перегрузки .
По таблице 2.99 [11] определяем время работы трансформатора в аварийном режиме. При продолжительность работы трансформатора в аварийном режиме будет более 24 часов.
Устанавливаем два трансформатора марки RESIBLOC, технические данные которого представлены в таблице 11.
Таблица 11 – Технические данные трансформатора RESIBLOC
Тип , кВ•А
, кВ
, кВ
, кВт
, кВт
, %
, %
RESIBLOC 2500 6 0,4 4,3 25 5,5 1,0
3.3 Примерный расчет токов короткого замыкания характерной линии
На основе анализа принципиальной однолинейной схемы электроснабжения составляем расчетную схему, на которой указываем точки КЗ. На основе расчетной схемы составляем схему замещения, на которой все элементы системы электроснабжения заменяем соответствующими сопротивлениями, выраженными в Омах. Расчетная схема и схема замещения представлены на рисунке 2.
Для сети 6 кВ расчет ведется в относительных единицах согласно ГОСТ Р52735-2007 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ» [1].
Определяем индуктивное сопротивление трансформатора подстанции
, (30)
где – базисная мощность трансформатора подстанции 110/6 кВ; ;
– номинальная мощность трансформатора; ;
– относительное индуктивное сопротивление, .
.
Находим базисный ток
, (31)
.
Рассчитываем базисное сопротивление реактора
, (32)
где – базисный ток;
– реактивное сопротивление реактора, %.
Рисунок 2 – Расчетная схема и схема замещения
Выбираем реактор РБ-10-1600-0,14, для которого ; .
Определяем реактивное сопротивление реактора по формуле
; (33)
;
.
Находим индуктивное и активное сопротивление кабельной линии
, (34)
, (35)
где l – длина кабельной линии, км;
– индуктивное сопротивление в именованных единицах, Ом;
– активное сопротивление в именованных единицах, Ом;
– удельное индуктивное сопротивление, [8];
– удельное активное сопротивление, [8].
Суммарные индуктивные и активные сопротивления до точек К1 – К5
; (36)
; (37)
; (38)
; (39)
; (40)
. (41)
Ток короткого замыкания в точках К1 – К5
; (42)
Рассчитываем ударный ток в точке К1 – К5
, (43)
где – ударный коэффициент.
, (44)
где – постоянная времени затухания апериодической составляющей, с.
. (45)
Трансформатор RESIBLOC имеет следующие технические данные: ; ; .
Вычисляем сопротивления цехового трансформатора
; (46)
, (47)
где – номинальная мощность трансформатора, кВ•А;
– напряжение короткого замыкания трансформатора, %;
Pк – потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт.
;
.
Результаты расчета представлены в таблицах 12 – 13.
Таблица 12 – Данные для расчета токов короткого замыкания
Место КЗ Марка
кабеля , Ом/км , Ом/км l, км
К1 ААШВ-6 3(3150) 0,073 0,167 2,74 0,56 1,27 0,561 0,635 0,0028 1,028
К2 ВВГ-6 3(3150) 0,073 0,124 0,055 0,011 0,019 0,572 0,654 0,0028 1,028
К3 - - - - - - 2,772 1,054 0,0084 1,304
К4 ВВГ-6 3(370) 0,082 0,265 0,015 0,0034 0,011 0,564 0,646 0,0028 1,028
К5 ВБбШв-6 3(350) 0,085 0,37 0,08 0,019 0,082 0,58 0,717 0,0026 1,021
Таблица 13 – Токи короткого замыкания
Место КЗ , кА
, кА
К1 10,82 15,73
К2 10,55 15,34
К3 3,09 5,7
К4 10,68 15,53
К5 9,94 14,35
3.4 Выбор и проверка электросилового оборудования напряжением выше 1 кВ
Выбор высоковольтных выключателей производим [14]:
1) по напряжению
, (48)
где – напряжение сети, 6 кВ;
– номинальное напряжение выключателя, кВ.
2) по длительному расчетному току
, (49)
где – номинальный ток выключателя, А;
– максимальный расчетный ток, А;
3) по электродинамической стойкости при токах короткого замыкания
, (50)
, (51)
где – ударный ток;
– действующее значение периодической составляющей начального тока
короткого замыкания; ;
и – действующее значение периодической составляющей и амплитудное
значение полного тока электродинамической стойкости; .
Производим проверку выбранного высоковольтного выключателя [14].
1 По отключающей способности
, (52)
где – периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент
расхождения контактов выключателя; ;
– номинальный ток отключения выключателя, кА;
2 По термической стойкости
, (53)
где – расчетный импульс квадратичного тока короткого замыкания;
– ток термической стойкости, кА;
– длительность протекания тока термической стойкости, с.
, (54)
где – постоянная времени затухания цепи короткого замыкания;
– расчетное время отключения выключателя, с.
, (55)
где – минимальное время срабатывания релейной защиты; 0,01 с;
– собственное время отключения выключателя; .
3 На отключение полного тока короткого замыкания с учетом апериодической составляющей
, (56)
где – апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент
расхождения контактов выключателя;
– нормированное процентное содержание апериодической составляющей тока
короткого замыкания, определяется по справочнику в зависимости от τ.
Закон изменения апериодической составляющей описывается уравнением затухающей экспоненты
. (57)
В таблице 14 приведены исходные данные для выбора высоковольтных выключателей. В качестве высоковольтных выключателей на стороне 6 кВ выбираем вакуумные выключатели типа ВВЭ-10-20/630-УЗ, технические данные которых приведены в таблице 15 [12].
Определяем расчетный ток
; (58)
.
Таблица 14 – Исходные данные для выбора вакуумных выключателей
Позиция , А
, А
, кА
, кА
, А2•с
, кА
Вводной, секционный 611,5 630 10,82 15,73 0,0028 0,079•108 0,0009•10-3 15,3
ЦК-4501/1,2 177,16 630 9,94 14,35 0,0026 0,067•108 0,00014•10-3 14,06
Н-3301А, В 35,34 630 9,94 14,35 0,0026 0,067•108 0,00014•10-3 14,06
Н-3401А, В 28,30 630 9,94 14,35 0,0026 0,067•108 0,00014•10-3 14,06
Н-3101А, В 44,64 630 9,94 14,35 0,0026 0,067•108 0,00014•10-3 14,06
Н-3801А, В 28,99 630 9,94 14,35 0,0026 0,067•108 0,00014•10-3 14,06
КТП-1 Т1,2 252,4 630 10,55 15,34 0,0028 0,076•108 0,00087•10-3 14,92
Таблица 15 – Технические данные вакуумных выключателей
Тип , кВ
, А
, кА
, кА
, с
, кА
, с
ВВЭ-10-20/630-УЗ 10 630 52 20 3 20 0,055
В качестве разъединителей на стороне 6 кВ выбираем разъединители типа РВ-6/630, технические данные которых приведены в таблице 16 [8].
Выбор разъединителей производим [14]:
1) по напряжению
, (59)
где – номинальное напряжение разъединителя, кВ;
2) по длительному расчетному току
, (60)
где – номинальный ток разъединителя, А;
;
3) по электродинамической стойкости при токах короткого замыкания
; (61)
.
Производим проверку разъединителя по термической стойкости [14]
; (62)
;
.
Таблица 16 – Технические данные разъединителей
Тип , кВ
, А
, кА
, кА
, с
РВ-6/630 6 630 60 20 4
В качестве предохранителей на стороне 6 кВ выбираем предохранители типа ПК4-6-200/160-31,5УЗ, технические данные которого приведены в таблице 17 [8].
Выбор предохранителей производим [14]:
1) по напряжению
, (63)
где – номинальное напряжение предохранителя, кВ;
2) по длительному расчетному току
, (64)
где – номинальный ток предохранителя, А;
;
3) по электродинамической стойкости при токах короткого замыкания
; (65)
.
Таблица 17 – Технические данные предохранителей
Тип , кВ , А Номинальный ток патрона , А
Номинальный ток плавкой вставки , А , кА , А
ПК4-6-200/160-31,5УЗ 6 320 200 160 31,5 320
Выбор трансформаторов тока производим [14]:
1) по напряжению
, (66)
где – номинальное напряжение трансформатора тока, кВ;
2) по длительному расчетному току
, (67)
где – номинальный ток трансформатора тока, А;
3) по номинальному току вторичной обмотки ;
4) по классу точности;
5) по вторичной нагрузке
; (68)
; (69)
Вторичная нагрузка трансформатора тока:
а) амперметр 3365: ;
б) счетчик активной энергии: ;
в) счетчик реактивной энергии: .
.
6) по электродинамической стойкости при токах короткого замыкания
, (70)
Производим проверку выбранного трансформатора тока [14] по термической стойкости
. (71)
Исходные данные для выбора трансформаторов тока и технические данные выбранных трансформаторов тока представлены в таблицах 18, 19.
Выбор трансформаторов напряжения производим
1) по напряжению
, (72)
где – номинальное напряжение трансформаторов напряжения, кВ;
2) по вторичной нагрузке
, (73)
. (74)
Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения приведена в таблице 20.
.
Выбираем трансформатор напряжения НОМ-6, технические данные которого приведены в таблице 21 [8].
Таблица 18 – Исходные данные для выбора трансформаторов тока
Позиция , А
, А
, кА
, В•А
, В•А
, А2•с
, А2•с
Вводной, секционный 611,5 800 15,73 6,5 10 0,079•108 16•108
ЦК-4501/1,2 177,16 300 14,35 6,5 10 0,067•108 10,2•108
Н-3301А, В 35,34 100 14,35 6,5 10 0,067•108 0,94•108
Н-3401А, В 28,30 100 14,35 6,5 10 0,067•108 0,94•108
Н-3101А, В 44,64 100 14,35 6,5 10 0,067•108 0,94•108
Н-3801А, В 28,99 100 14,35 6,5 10 0,067•108 0,94•108
КТП-1 Т1,2 252,4 300 15,34 6,5 10 0,076•108 10,2•108
Таблица 19 – Технические данные трансформаторов тока
Позиция Тип , кВ , А , А Класс точности , Ом , кА
, кА , с
Вводной, секционный ТОЛ-10 10 800 5 0,5 0,4 100 20 4
ЦК-4501/1,2 ТОЛ-10 10 300 5 0,5 0,4 100 16 4
Н-3301А, В ТОЛ-10 10 100 5 0,5 0,4 52 4,85 4
Н-3401А, В ТОЛ-10 10 100 5 0,5 0,4 52 4,85 4
Н-3101А, В ТОЛ-10 10 100 5 0,5 0,4 52 4,85 4
Н-3801А, В ТОЛ-10 10 100 5 0,5 0,4 52 4,85 4
КТП-1 Т1,2 ТОЛ-10 10 300 5 0,5 0,4 100 16 4
Таблица 20 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Прибор cos sin P, кВт Q, кВар
Вольтметр 1 0 2 0
Ваттметр 1 0 3 -
Счетчик активной энергии 0,38 0,929 6 14,5
Счетчик реактивной энергии 0,38 0,925 36 87
Таблица 21 – Технические данные трансформаторов напряжения
Тип Класс напряжения, кВ Номинальное напряжение обмотки, В Класс точности Номинальная мощность, В•А Максимальная мощность , В•А
Первичной
Вторичной
НОМ-6 6 6000 100 0,5 50 400
3.5 Проверка кабелей и шинопроводов на действие токов короткого замыкания
Выбор кабелей и токопроводов осуществляем по условию
, (75)
где – допустимый длительный ток.
По полученному значению тока выбираем площадь сечения жил кабеля , материал жилы, марку кабеля [8]. Выбранные кабели представлены в таблице 22.
Результаты расчетов и выбранные токопроводы представлены в таб¬лице 23.
Таблица 22 – Силовые кабели на 6 кВ
Позиция Марка и сечение кабеля , А
, А
, с
, с
От ГПП-3 ЗРУ-6 кВ до РТП-7 ААШВ-6 3(3150) 305,75 335 0,2 0,975
От ГРУ-6 кВ СТЭЦ до РТП-7 ААШВ-6 3(3150) 305,75 335 0,2 0,975
От РТП-7 до КТП-1 Т1,2 ВВГ-6 (3150) 252,4 390 0,2 1,83
От РТП-7 до АД ЦК-4501/1,2 ВБбШв-6 (370) 177,16 245 0,2 0,854
От РТП-7 до АД Н-3301А,В ВБбШв-6 (350) 35,34 200 0,2 0,61
От РТП-7 до АД Н-3401А,В ВБбШв-6 (350) 28,30 200 0,2 0,61
От РТП-7 до АД Н-3101А,В ВБбШв-6 (350) 44,64 200 0,2 0,61
От РТП-7 до АД Н-3801А,В ВБбШв-6 (350) 28,99 200 0,2 0,61
Таблица 23 – Результаты расчетов и выбранные токопроводы РТП-7
Марка Uн, кВ Iр, А Iдоп, А s, мм2 , кА
, кА
ТЗК-6-1600-81 УХЛ1 6 611,5 1600 540 81 31,5
Проверка кабелей производится на электротермическую устойчивость по условию [8]
, (76)
где – критическая длительность КЗ.
Для кабелей сечением s, мм2, с алюминиевыми жилами , с медными жилами .
Шинопроводы проверяем на электротермическую устойчивость
, (77)
где – сила установившегося тока КЗ; ;
– приведенное время КЗ; ;
С – термический коэффициент, соответствующий разности выделенной теплоты в
проводнике после и до короткого замыкания, для алюминиевых шин .
.
Сечение выбранной шины s должно быть больше расчетного минимального сечения
; (78)
.
Электродинамическая устойчивость шин характеризуется допустимым механическим напряжением для металла шинопроводов на изгиб. Механическое напряжение на шины в процессе КЗ
, (79)
где l – расстояние между опорными изоляторами, 900 мм;
а – расстояние между осями шин смежных фаз, 250 мм;
W – момент сопротивления, см3.
, (80)
где h – ширина шины, ;
b – толщина одной полосы шины, .
;
.
4 ВЫБОР И РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ РТП-7
4.1 Выбор и расчет релейной защиты силовых трансформаторов
Рассчитываем защиту от междуфазных коротких замыканий в обмотках трансформатора. Определяем параметры токовой отсечки. Расчет производим для терминала защиты трансформатора RET 543.
Номинальный ток обмотки высокого и низкого напряжения
, (81)
, (82)
где – номинальная мощность трансформатора, кВ•А;
UВН и UНН – номинальное первичное и вторичное напряжения трансформатора, кВ.
;
.
Ток срабатывания токовой отсечи выбирается как наибольшее из двух значений:
1) при отстройке от броска намагничивающего тока
, (83)
где для RET;
2) при отстройке от тока трехфазного КЗ за трансформатором
, (84)
где для RET.
;
.
Ток срабатывания реле
, (85)
где – коэффициент схемы; для схемы неполной звезды ;
– коэффициент трансформации трансформаторов тока, .
.
Время срабатывания отсечки минимально .
Рассчитываем коэффициент чувствительности
; (86)
.
Защита в качестве основной не удовлетворяет требованиям чувствительности, отсечка выполняет функции дополнительной защиты [3].
Определяем параметры максимальной токовой защиты.
, (87)
, (88)
где для RET; для RET; для RET; .
; (89)
;
.
Ток срабатывания реле
, (90)
.
Чувствительность МТЗ
; (91)
.
Защита удовлетворяет требованиям чувствительности [3].
Выдержку времени срабатывания МТЗ берем равной ступени селективности
.
Определяем параметры защиты от однофазных коротких замыканий. Для защиты от однофазных коротких замыканий в обмотке низшего напряжения и на выводах трансформатора устанавливаем токовую защиту нулевой последовательности ТЗНП.
Ток срабатывания ТЗНП отстраивается от наибольшего допустимого тока небаланса в нулевом проводе трансформатора
, (92)
где ;
– коэффициент допустимого продолжительного тока нейтрали, ;
– коэффициент перегрузки трансформаторов, ;
– номинальный ток трансформатора со стороны установки защиты.
Выбираем трансформаторы тока нулевой последовательности ТЗЛМ.
.
Ток срабатывания реле
; (93)
.
Выдержка времени ТЗНП меньше, чем у МТЗ от междуфазных КЗ [3].
Определяем параметры защиты от перегрузки. Защита работает на сигнал.
, (94)
где ; для RET.
.
Ток срабатывания реле
, (95)
.
Время срабатывания защиты от перегрузки выбирается на ступень больше, чем время срабатывания МТЗ
; (96)
.
4.2 Выбор и расчет релейной защиты отходящих линий
Расчет защиты производим для линии асинхронного электродвигателя позиции Н-3301А, технические данные которого представлены в таблице 2. Расчет уставок выполняем для терминала защиты REM 543.
Определяем параметры защиты от междуфазных коротких замыканий. Для защиты от многофазных к.з. применяют токовые отсечки без выдержки времени.
Ток срабатывания защиты выбирается из условия отстройки от максимального пускового тока
; (97)
где – кратность пускового тока, ;
– номинальный ток двигателя;
– коэффициент, учитывающий погрешности трансформаторов тока и расчета;
для REM.
.
Ток срабатывания реле
, (98)
где – коэффициент схемы; ;
– коэффициент трансформации трансформаторов тока; .
.
Время срабатывания отсечки минимально .
Коэффициент чувствительности
, (99)
.
Защита удовлетворяет требованиям чувствительности [3].
Определяем параметры защиты от перегрузки.
Ток срабатывания защиты
; (100)
где ; .
.
Ток срабатывания реле
, (101)
где – коэффициент схемы; ;
– коэффициент трансформации трансформаторов тока; .
.
Время срабатывания защиты выбирается из условия отстройки от времени пуска [3].
Определяем параметры защиты от однофазных замыканий обмотки статора на землю. Защита от однофазных замыканий на землю на электродвигателях действует на отключение.
Ток срабатывания защиты отстраивается от бросков емкостного тока при замыканиях на соседних присоединениях
; (102)
где – ток нулевой последовательности, обусловленный емкостью двигателя;
для защит без выдержки времени, с выдержкой времени.
Ток нулевой последовательности
, (103)
где – номинальное фазное напряжение электродвигателя, В;
– емкость фазы электродвигателя, Ф.
Значение емкости
; (104)
где – номинальная мощность электродвигателя, МВ∙А;
– номинальное линейное напряжение, кВ.
; (105)
;
;
;
.
Ток срабатывания реле
. (106)
Выбираем трансформаторы тока ТЗЛМ, параметры которых , , .
.
Защиту выполняем без выдержки времени [3].
4.3 Выбор и расчет автоматического ввода резерва в сетях напряжением 6 кВ
Напряжение срабатывания реле напряжения
; (108)
где Кн – коэффициент надежности, Кн = 0,25 – 0,4;
Uн – номинальное напряжение сети, кВ;
КU – коэффициент трансформации трансформатора напряжения, КU = 60.
.
Выдержка времени должна быть больше времени срабатывания быстродействующих защит и отключения выключателя.
, (109)
где tс.з. –выдержка времени срабатывания защит первой ступени; tс.з.= 0,2 – 0,3 с;
tо.в. – время отключения выключателя, tо.в.= 0,055 с.
.
Принимаем время срабатывания устройства АВР 0,4 с.
Однократность действия устройства АВР обеспечивается, если принять продолжительность действия на включение секционного включателя равной
, (110)
где tв.в. – время включения выключателя, tв.в. = 0,3 с;
tзап – время запаса, tзап = 0,3 – 0,5 с.
.
Выбираем шкаф автоматического ввода резерва ШАВР, который предназначен для восстановления питания потребителей с номинальными токами коммутации от 32 А до 1600 А путем автоматического присоединения резервного источника питания при отключении основного источника питания.
5 РАЗРАБОТКА И РАСЧЕТ ОСВЕТИТЕЛЬНОЙ НАГРУЗКИ РТП-7
5.1 Разработка и расчет освещения основного помещения РТП-7
Для расчета освещения РТП-7 используем метод коэффициента использования светового потока. Электросиловое оборудование расположено равномерно по площади помещения. Выбираем равномерную общую систему освещения.
В данном помещении зрительная работа связана с выполнением ремонтных, пуско-наладочных работ и наблюдением за ходом процесса. Условия среды – не взрыво- и не пожароопасные. Фон в помещении светлый, контраст объекта с фоном средний, зрительная работа средней точности.
По нормам освещенности [2] выбираем Ен = 75 лк, соответствующее периодическому наблюдению за ходом процесса при периоди¬ческом пребы¬вании людей в помещении; показатель ослепленности не более 60 %; коэффициент пульсации не более 20 %; коэффициенты отражений потолка , стен , пола .
Индекс помещения
(111)
где a – длина помещения, ;
b – ширина помещения, ;
hр – расчетная высота подвеса светильника над рабочей поверхностью, м.
, (112)
где h – высота помещения; ;
h1 – высота подвеса светильника (расстояние от потолка), ;
h2 – высота рабочей поверхности над полом, .
;
.
По таблице определяем коэффициент использования светового потока u = 62 %, зависящий от индекса помещения i.
Расстояние между светильниками
, (113)
где k – оптимальное значение отношения расстояния между светильниками и
расчетной высоты подвеса светильника; .
.
Определяем расстояние от стен до крайнего ряда светильников
; (114)
.
Рассчитываем количество светильников по длине и ширине помещения