Электроснабжение электромеханического цехаметаллургического завода (стр. 3 из 4)
При выборе средств компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий необходимо различать по функциональным признакам две группы промышленных сетей в зависимости от состава их нагрузок: первая группа - сети общего назначения (сети с режимом прямой последовательности основной частоты 50 Гц.); вторая группа – сети со специфическими нелинейными, несимметричными и резко переменными нагрузками.
Наибольшая суммарная реактивная нагрузка предприятия, принимаемая для определения мощности компенсирующей установки равна: QM1=KHCQP, где KHC – коэффициент учитывающий несовпадения по времени наибольшей активной нагрузки энергосистемы и реактивной нагрузки предприятия.
По входной реактивной мощности QЭ1 определяют суммарную мощность компенсирующего устройства предприятия, а по назначению QЭ2 регулируемую часть компенсирующего устройства. Суммарную мощность компенсирующего устройства QЭ1 определяют по балансу реактивной мощности на границе электрического раздела предприятия и энергосистемы в период наибольшей активной нагрузки энергосистемы: QK1=QM1+QЭ2. Для промышленных предприятий с присоединяемой суммарной мощностью трансформаторов менее 750 кВ*А, значение мощности компенсирующего устройства QЭ1 задается энергосистемой и является обязательным при выполнении проекта электроснабжения предприятия.
По согласованию с энергосистемой, выдавшей технические условия на присоединение потребителей, допускается принимать большую по сравнению с QЭ1 суммарную мощность компенсирующего устройства, если это снижает приведенные затраты на систему электроснабжения предприятия в целом.
Средствами компенсации реактивной мощности являются в сетях общего назначения батареи конденсаторов (низшего напряжения – НБК и высшего напряжения – ВБК) и синхронные двигатели в сетях со специфическими нагрузками, дополнительно к указанным средствам, силовые резонансные фильтры (СРФ), симметрирующие и фильтросимметрирующие устройства, устройства динамической и статической компенсации реактивной мощности с быстродействующими системами управления (СТК) и специальные быстродействующие синхронные компенсаторы (ССК).
РсмΣ = 5.85 + 16.4 + 49.6 + 1.8 + 1.8 + 12.2 = 87.7 кВт;
QсмΣ = 4.4 + 20.7 + 64.7 + 3.1 + 3.1 + 4 = 100 кВар;
SсмΣ =
= 133 кВ · А;РмΣ = 5.85 + 26.4 + 76.9 + 1.8 + 1.8 + 12.2 = 124.95 кВт;
QмΣ = 4.4 + 20.7 + 64.7 + 3.1 + 3.1 + 4 = 100кВар;
SмΣ =
= 160 кВ ·А;cosφ = PсмΣ / SсмΣ = 87.7 / 133 = 0.66;
tgφ = QсмΣ / PсмΣ = 1.14.
Исходные данные для выбора компенсирующего устройства приведены в (табл. 2.2.).
Таблица 2.2.. Исходные данные
| Параметр | Cosφ | tgφ | Pм, кВт | Qм, квар | Sм, кВ · А |
| Всего на НН без КУ | 0,67 | 1,09 | 191,5 | 144,45 | 239,9 |
Определяем расчетную мощность компенсирующего устройства:
Qкр = α · Рм · (tgφ – tgφк)
α = 0.9; Рм = 124.95 кВт;
Qкр = 0.9 · 124.95 (1.14 – 0.33) = 91.1 кВар;
Применяется cosφк = 0.95, тогда tgφк = 0.33;
Из (7, табл. 31.24) выбирается 5 × КС 0.38 - 18 – ЗУЗ (1УЗ);
Определяется фактическое значение tgφф и cosφф после компенсации реактивной мощности:
Qкст = 5×18; Pм = 124.95;
cosφф = 0.75;
Результаты расчетов заносятся в сводную ведомость нагрузок (табл. 2.3.).
Таблица 2.3. Сводная ведомость нагрузок
| Параметр | cosφ | tgφ | Рм, кВт | Qм, кВар | Sм, кВ · А |
| Всего на НН без КУ | 0.66 | 1.14 | 124.95 | 100 | 160 |
| КУ | 5 × 18 | ||||
| Всего на НН с КУ | 0.75 | 0.8 | 124.95 | 10 | 125.4 |
| Потери | 2.5 | 12.5 | 12.6 | ||
| Всего на ВН с КУ | 127.5 | 22.5 | 129.5 |
Определяется расчетная мощность трансформатора с учетом потерь.
Рт. = 0,02 Sнн = 0,02 · 125.4 = 2.5 кВт; Qт. = 0,1 Sнн = 0,1 ·125.4 = 12.5 кВар; Sт. = 
= 12.6 кВА;По (5) выбираем трансформатор типа ТМ 250 – 10 / 04;
U1н. = 10; 6 кВ;
U2н. = 0.4; 0.69 кВ;
Мощность потерь:
Pх.х. = 0.82 кВт; Pкз. = 3.7 кВт;Lх.х. = 2.3%.
Рассчитываем коэффициент загрузки трансформатора:
Кз = Sнн / Sт;
Кз = 125.4 / 250 = 0.5
Рекомендуемый коэффициент загрузки трансформатора 0.5 – 0.7.
Расчет силовых сетей
Согласно ПУЭ сечения проводников силовой сети напряжением до 1 кВ при числе использования максимума нагрузки в год меньше 4000 выбирают по нагреву или по допустимому току нагрузки.
Известно, что ток, проходя по проводнику, нагревает его. Количество выделенного тепла определяется по закону Джоуля-Ленца . Чем больше ток, тем больше температура нагрева проводника. Чрезмерно высокая температура может привести к преждевременному износу изоляции, ухудшению контактных соединений, а также пожарной опасности. Поэтому ПУЭ устанавливает предельно допустимые температуры нагрева проводников в зависимости от марки и материала изоляции проводника.
Ток, длительно протекающий по проводнику, при котором устанавливается наибольшая допустимая температура, называется длительно допустимым током по нагреву .
Значение токов 1ДОП для проводников различных марок и сечений, с учётом температуры окружающей среды и условий прокладки определены расчётно, проверены экспериментально и приведены в справочниках. При этом значения допустимых токов приведены для нормальных условий прокладки - температура воздуха + 25 °С, температурой земли + 15 °С и в траншеи проложен один кабель.
Если условия прокладки отличаются от нормальных, то допустимый ток определяется с поправками на температуру и поправкой на количества кабелей проложенных в одной траншее, тогда
.
Сечение жил проводников выбирают по условию , где - это максимальный расчётный ток в рассматриваемой линии.
4.1 Расчёт и выбор питающих линий
Вид и марку проводника сети выбирают в зависимости от среды, харак-теристики помещений его конфигурации, размещения оборудования, способу прокладки сетей.
Питающие сети будут выполняются кабелем АВВГ (АВРГ).
Результаты расчетов приведены в таблице 3.
Таблица 3 Питающие линии
| Питающие линии | , А | , А | Четырехжильный кабель до 1 кВ |
| К СП1, СП2, СП3 | 231,1 | 240 | АВВГ мм2 |
| К СП4, СП5 | 41,45 | 65 | АВВГ мм2 |
| К СП6, СП7 | 50,8 | 65 | АВВГ мм2 |
| К КТП | 315 | 345 | АВВГ мм2 |
4.2 Расчет и выбор распределительных линий
Распределительные линии предполагается выполнять поливинилхлоридным проводом марки АПВ, уложенным в трубе. Сечение провода выбирается по условию . Ток расчётный определяется по формуле
, где = 0,85.
Находим СП1.
1) =33,3 А..
2) =41,7 А..
3) =14,5 А..
Длительно допустимый ток для любой распределительной линии определяется по [2] стр. 42 таблица 2,7 для четырех одножильных проводников.
=37 А.
=37 А.
=37 А.
Расчёт токов короткого замыкания
По электрической сети и электрооборудованию в нормальном режиме протекают токи, допустимые для данной установки.
При нарушении электрической прочности изоляции проводов или короткого замыкания оборудования возникает аварийный режим короткого замыкания, вызывающий резкое повышение токов во много раз превышающий допустимые токи.
Значительные по величине токи к.з. представляют большую опасность для элементов электрической сети и оборудования, т. к. чрезмерный нагрев токоведущих частей и создают большие механические усилия, которые могут привести к разрушению электрического оборудования.
Поэтому для правильной эксплуатации электросетей и оборудования их выбирают не только по условиям нормального режима работы, но и аварийного режима, чтобы они выдерживали без повреждений действия наибольших возможных токов к.з. Определение токов к.з. необходимо для выбора выключателей на коммутационную способность и электродинамическую и термическую устойчивость.
Кроме того, в 4-х проводных сетях напряжением 380/220 В работающих на глухо заземленных нейтралах, при замыкании на нулевой провод или металлический корпус оборудования, защитный аппарат должен автоматически отключить аварийный участок сети. Для проверки надежности срабатывания защитного аппарата при к.з., между фазным и нулевым проводами необходимо определить расчётный ток однофазного короткого замыкания на землю.
Расчёт токов трёхфазного короткого замыкания
В процессе расчёта 3-х фазного к.з. определяются:
1 . - начальное действующее значение периодически составляющей точки по ней определяют термическую стойкость и коммутационную способность аппарата.
2 Ударное значение тока к.з. - по нему проверяют аппараты, шины, изоляторы на электродинамическую устойчивость.
Считаем, что мощность системы во много раз превышает мощность трансформатора, то напряжение на шинах НН подстанций считается неизменным. То есть, считаем, что к.з. питается от источника с неограниченной мощностью.
Тогда периодическая составляющая тока к.з. остаётся неизменной в течении всего времени действия к.з.,тогда считаем, что IП0=IКЗ. На расчётной схеме отмечаем расчётные точки к.з. и для каждой точки составляем схему замещения, на которой указываем активные и индуктивные составляющие, сопротивления всех элементов схемы от точки питания до точки к.з.