Максимальная токовая защита 1 страница

Для трансформаторов электропечей

Р_н = S _паспр ´ cos j _паспр, кВт.

Для сварочных трансформаторов

Р_н = S _паспр ´cos j _паспр , кВт.

Перед началом расчёта необходимо составить таблицу, которая в дальнейшем сократит лишнюю писанину и избавит от многих ошибок, так как все расчётные величины будут перед глазами.

Р_см – средняя мощность за наиболее загруженную смену, кВт,

Р_см = К_и ´Р_н, кВт,

Р_р – расчётная мощность Р_р = Р_см ´ К_р, кВт,

Q_см – сменная реактивная мощность Q_см = Р_см´tg j, кВАр,

Q_р – расчётная реактивная мощность Q_р = К_р ´ Q_см, кВАр,

n_э – эффективное число электроприёмников, условное число приёмников одинаковой мощности, оказывающие тот же нагрев как и действительное число приёмников разной мощности, шт.

Порядок расчета

- в графу 1 записываем наименование групп электроприёмников, начиная с низковольтных,

- в графу 2 записываем количество приёмников данной группы,

- в графу 3 записываем номинальную мощность одного приёмника. Если приёмники одной группы имеют разные мощности, записываем значения мощности самого мелкого и самого крупного,

- в графу 4 записываем суммарную мощность электроприёмников данной группы,

- в графу 5 записываем значение коэффициента использования,

- по тем же таблицам находим значение cos j, которое заносим в графу 7, по значениям cos j находим значения tg j, которые заносим в ту же графу,

- по формуле Р_см = К_и ´Р_н находим сменную мощность данной группы электроприёмников, заносим в графу 6,

- по формуле Q_см = P_см ´tg j находим сменную реактивную мощность и записываем значение в графу 8,

- аналогичный расчёт производим для других групп электроприёмников (силовых),

- находим суммарную номинальную мощность приёмников, принадлежащих данному расчетному узлу (суммируем значение графы 4),

- находим суммарную активную мощность сменную (суммируем значение графы 6),

- находим суммарную реактивную мощность (суммируем значение графы 8),

- находим групповой коэффициент использования (делим итог графы 6 на итог графы 4),

- находим эффективное число электроприёмников по формуле:

n_э = ,
если найденное по формуле число n_э больше фактического следует принять

n_э = n_факт.

- в зависимости от эффективного числа электроприёмников и группового коэффициента по таблицам находим коэффициент максимума К_р для активных нагрузок,

- для реактивных нагрузок К_р принимаем равным 1, при n_э > 10

К_р принимается равным 1,1 при n_э £ 10

- по формуле Р_р = Р_см ´К_р находим максимальную активную мощность силовых электроприемников расчетного узла и записываем значение в графу 11,

- по формуле Q_р = К_р ´Q_см находим максимальную реактивную мощность силовых электроприёмников расчётного узла и заносим значение в графу 12,

- в графу 1 записываем электрическое освещение,

- в графу 4 записываем общую мощность освещения,

- в графу 5 записываем коэффициент спроса, в зависимости от характера помещения,

- в графу 6 записываем значение Р_{см осв} = К_с ´SР_н, это же значение пишем в графу 11,

- в графу 7 записываем значение cos j ,

- в графу 8 записываем значение Q_{см осв} = Р_{см осв} ´tg j, это же значение пишем в графу 12,

- суммируем максимальные силовые активные и осветительные нагрузки (итог в графу 11),

- суммируем максимальные силовые реактивные и осветительные нагрузки (итог в графу 12),

- находим полную максимальную мощность. Результат заносим в графу 13. По этой мощности выбираем мощность и число трансформаторов,

- после выбора трансформаторов находим активные и реактивные потери в них. Значение потерь заносим соответственно в графы 11 и 12,

- вновь сложив результаты в графах 11 и 12 находим общую активную и реактивную мощности и затем по формуле находим полную потребляемую мощность.

Таблица 2.1 – Результаты расчета электрических нагрузок

Наименование групп электро-приемников

n, шт.

Рн, кВт

Ки

Рсм, кВт

cos φ

Q см, кВАр

ηэ, шт.

Кр

Рр, кВт

Qр, кВАр

Sр, кВА

Iр, А

1 прие мник

сумма

tg φ

Таблица 2.2 - Значения коэффициентов нагрузки Кр на шинах низкого напряжения
цеховых трансформаторов и для магистральных шинопроводов напряжением до 1 кВ

пэ	Ки
0,1	0,15	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7 и более
	5,01	3,44	2,69	1,9	1,52	1,24	1,11	1,0
	2,94	2,17	1,8	1,42	1,23	1,14	1,08	1,0
	2,28	1,73	1,46	1,19	1,06	1,04	1,0	0,97
	1,31	1,12	1,02	1,0	0,38	0,96	0,94	0,93
6 – 8	1,2	1,0	0,96	0,95	0,94	0,93	0,92	0,91
9 – 10	1,1	0,97	0,91	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9
10 – 25	0,8	0,8	0,8	0,85	0,85	0,85	0,9	0,9
25 – 50	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75	0,8	0,85	0,85
Более 50	0,65	0,65	0,65	0,7	0,7	0,75	0,8	0,8

Таблица 2.3 - Значение коэффициента одновременности Хо для определения расчётной
нагрузки на шинах 6 (10) кВ РУ и ГПП

Средневзвешенный коэффициент использования	Число присоединений 6 (10) кВ на сборных шинах РУ и ГПП
2 + 4	5 + 8	9 + 15	16 + 25	более 25
Ки < 0,3	0,95	0,9	0,85	0,8	0,75
0,3 ³ Ки < 0,5	1,0	0,95	0,95	0,9	0,85
0,5 ³ Ки £ 0,8	1,0	1,0	0,95	0,95	0,9
Ки > 0,8	1,0	1,0	1,0	1,0	0,95

Таблица 2.4 - Значения коэффициентов расчетной нагрузки Кр

nэ	Ки
0,1	0,15	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8
	8,0	5,3	4,0	2,66	2,0	1,6	1,33	1,14	1,0
	4,52	3,2	2,55	1,9	1,58	1,41	1,28	1,14	1,0
	3,42	2,47	2,0	1,53	1,3	1,24	1,14	1,08	1,0
	2,84	2,1	1,78	1,34	1,16	1,15	1,08	1,03	1,0
	2,64	1,96	1,62	1,28	1,14	1,12	1,06	1,01	1,0
	2,5	1,87	1,54	1,25	1,12	1,10	1,04	1,0	1,0
	2,37	1,78	1,48	1,19	1,10	1,08	1,02	1,0	1,0
	2,26	1,7	1,43	1,16	1,08	1,07	1,01	1,0	1,0
	2,18	1,65	1,4	1,13	1,06	1,05	1,0	1,0	1,0
	2,1	1,6	1,35	1,1	1,05	1,04	1,0	1,0	1,0
	2,04	1,59	1,32	1,08	1,04	1,03	1,0	1,0	1,0
	1,98	1,52	1,29	1,06	1,03	1,02	1,0	1,0	1,0
	1,93	1,49	1,27	1,05	1,02	1,01	1,0	1,0	1,0
	1,9	1,46	1,25	1,03	1,01	1,0	1,0	1,0	1,0
	1,85	1,43	1,23	1,02	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
	1,81	1,4	1,2	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
	1,78	1,38	1,19	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
	1,75	1,35	1,17	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
	1,72	1,34	1,16	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
	1,7	1,33	1,15	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0

Продолжение таблицы 2.4.

nэ	Ки
0,1	0,15	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8
	1,66	1,3	1,13	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
	1,65	1,29	1,12	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
	1,62	1,28	1,11	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
	1,6	1,27	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
	1,51	1,21	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
	1,44	1,16	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
	1,4	1,13	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
	1,35	1,1	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
	1,3	1,07	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
	1,25	1,03	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
	1,2	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
	1,16	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
	1,13	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
	1,1	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0

3 Определение местоположения подстанции

Расчетные нагрузки предприятия в первом приближении (при эскизном проектировании) могут определяться аналогично нагрузкам цеха. После выбора схемы СЭС, питающих линий и размещения ГПП, РП и ТП, а также выбора их трансформаторов расчетные нагрузки всех подстанций вычисляются последовательным суммированием нагрузок приемников низкого напряжения каждой ТП, нагрузок высоковольтных двигателей, питаемых от этих ТП, и потерь в распределительных сетях 6 – 10 кВ. Суммарная нагрузка всех ТП, включая потери в сетях и трансформаторах ГПП, и составит расчетную максимальную нагрузку предприятия.

Для размещения ГПП (или ТП) на плане необходимо установить центры электрической нагрузки групп приемников, цехов и предприятия.

Для большей наглядности на план наносятся картограммы электрических нагрузок. Для каждой группы приемников, связанных технологически (агрегат, участок, цех), в соответствии с ее расчетной нагрузкой S_{м i} определяют радиус окружности, площадь которой в выбранном масштабе пропорциональна нагрузке.

Методика расчета

Определить местоположение подстанции – это значит найти координаты центра нагрузок:

- по исходным данным построить оси X и Y генплана и нанести центры электрических нагрузок (ЦЭН) каждого цеха,

- с учетом размеров территории генплана выбрать масштаб нагрузок, ориентируясь на наибольшую и наименьшую, приняв удобный радиус:

, ,

, ,

где m– масштаб нагрузок, кВт/км² или кВАр/км²,
Р_нб, Q_нб – наибольшая мощность цеха, кВт , кВАр,
Р_НМ, Q_НМ– наименьшая мощность цеха, кВт , кВАр,
R_НМ – наименьший визуально воспринимаемый радиус картограммы нагрузки, км.

Величина m округляется и принимается как для активных, так и для реактивных нагрузок.

- определяются радиусы кругов активных и реактивных нагрузок всех цехов:

,км ,км

где R_а и R_р - радиусы реактивной и активной нагрузок, км,
РиQ – активная и реактивная нагрузки цехов, кВт , кВАр,
m_а и m_р - масштаб нагрузок активной и реактивной, кВт/км² , кВАр/км² .

Если даны только Р и cosφ, то

Q = P tgφ.,кВАр

- определяются основные координаты ЦЭН всего предприятия:

,км ,км

А (X_а0, Y_а0) – местоположение ГПП,

,км ,км

В (Х_р0, Y_р0) – местоположение ККУ,
где Х_а0, Y_а0 – координаты ЦЭН активных, км,

Х_р0, Y_р0 – координаты реактивных, км.

- составляется картограмма нагрузок, на которую наносятся все необходимые данные.

4 Выбор трансформаторов и расположение подстанций

Напряжение каждой ступени СЭС должно выбираться с учетом смежных звеньев. Так, выбор напряжения для питающих линий и высшего напряжения ГПП диктуется условиями подключения к ЭЭС, напряжением источников питания. Наиболее распространенными являются напряжения 6, 10, 35, 110,154 и 220 кВ.

Для заводских распределительных сетей высокого напряжения применяются номинальные напряжения 6, 10 и 20 кВ. При этом наиболее предпочтительным по экономичности сетей является напряжение 10 кВ. Напряжение 6 кВ применяется при наличии значительного количества электроприемников 6 кВ (не менее 25% от S_М по заводу в целом), а также заводской ТЭЦ с генераторным напряжением 6 кВ. Напряжение 20 кВ (и выше) используется в случае необходимости питания отдаленных объектов (карьеров, соседних предприятий и населенных пунктов).

Трансформаторные подстанции должны размещаться с максимальным приближением к центру электрических нагрузок питаемых потребителей. Тип подстанции, количество и мощность трансформаторов определяются в зависимости от величины электрической нагрузки S_р, состава потребителей по категориям бесперебойности, размещения оборудования потребителей, архитектурно-строительных условий, окружающей среды, условий пожарной и электробезопасности. Как правило, применяются комплектные трансформаторные подстанции (КТП), комплектные распределительные устройства (КРУ) и щиты заводского изготовления.

Однотрансформаторные цеховые подстанции используются при нагрузках потребителей III категории, допускающих длительные перерывы питания. В случае установки в цехе нескольких однотрансформаторных подстанций предусматривается резервирование потребителей II и III категории по сетям низкого напряжения.

Двухтрансформаторные цеховые подстанции применяются в случае преобладания потребителей I и II категории и отсутствия резервирования по сетям низкого напряжения.

Подстанция с числом трансформаторов более двух в СЭС не применяются.

На ГПП предприятий обычно устанавливаются два трансформатора. Если на предприятии несколько ГПП, то ГПП, питающие потребителей 3 категории, могут иметь один трансформатор.

Выбор силовых трансформаторов производят по максимальной расчетной нагрузке питаемых потребителей с учетом перегрузочной способности трансформаторов.

С учетом непредвиденных и аварийных увеличений нагрузки и перспектив расширения мощности трансформатора однотрансформаторной подстанции принимают по условию:

S_НТ ≥ S_М / (0,7….0,9), кВА.

На двухтрансформаторной подстанции мощность трансформатора выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из трансформаторов, другой воспринял бы на себя всю нагрузку без недопустимой перегрузки. Допускается аварийная перегрузка трансформатора с масляным охлаждением на 40% сверх номинального тока на время максимумов нагрузки (не более 6 ч в сутки в течение пяти суток). При этом начальная загрузка трансформатора не должна превышать 93%. Следовательно, для выбора номинальной мощности можно записать следующие условия:

,кВ А,

где S_m – ориентировочная мощность трансформатора, кВА,

Р_р – наибольшая расчетная суммарная нагрузка группы трансформаторов, кВт,

β_T – оптимальный коэффициент загрузки трансформаторов.

1,4S_НТ ≥ 0,75S_р.

Номинальные мощности трехфазных силовых трансформаторов, устанавливаемых в ТП 6 – 10 кВ, составляют следующий ряд: 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500 кВА. КТП 6 – 10 кВ могут быть наружного и внутреннего исполнения, в последнем случае они размещаются внутри цеха между колоннами или в отдельном помещении.

5 Компенсация реактивной мощности

5.1 Нормативные значения коэффициента мощности

Выбор способа повышения коэффициента мощности, типа и мощности компенсирующих устройств в промышленных электроустановках и их размещение в точках сети предприятия – сложная и важная задача. Оптимальная степень компенсации определяется на основе единого плана развития электрификации района ЭЭС с учетом баланса активных и реактивных мощностей, уровней напряжения и возможности регулирования.

Руководящие указания по повышению мощности в установках потребителей энергии рекомендуют следующие значения средневзвешенного коэффициента мощности, которыми следует пользоваться при определении необходимой мощности компенсирующих устройств в проекте электроснабжения:

0,85 – при питании от генераторов электростанции на генераторном напряжении,

0,93 – при питании от районных сетей 110 – 220 кВ и от сетей 35 кВ, питающихся от электростанций,

0,95 – при питании от сетей 35 кВ, питающихся от районных сетей 110 – 220 кВ.

Эти нормативные значения отнесены к шинам вторичного напряжения ГПП (6 – 10 кВ) или к шинам РП, ЦРП или ТП при питании последних непосредственно от энергосистемы.

При проектировании схем электроснабжения промышленных предприятий в первую очередь необходимо рассматривать и внедрять мероприятия по повышению коэффициента мощности, не требующие специальных компенсирующих устройств: упорядочение технологического режима, переключение статорной обмотки асинхронных двигателей, загруженных менее чем на 40%, с треугольника на звезду, ограничение холостого хода асинхронных двигателей, применение синхронных двигателей вместо асинхронных, замена или отключение трансформаторов, загруженных менее, чем на 30%, замена мало загруженных асинхронных двигателей на двигатели меньшей мощности.

При выборе специальных компенсирующих устройств предпочтение следует отдавать установкам с косинусными конденсаторами. При этом важно оптимально распределить их мощность по различным ступеням СЭС. Установка конденсаторов непосредственно у приемников ведет к разгрузке питающих сетей и трансформаторных подстанций от передачи реактивной энергии. Однако, чрезмерное дробление мощности конденсаторных установок приводит к увеличению затрат на коммутационную аппаратуру и измерительные приборы и к менее эффективному использованию установленной мощности конденсаторов из-за их отключения при отключении приемника. Установка конденсаторов на напряжении 6 – 10 кВ на ГПП или РП не разгружает от реактивной мощности питающие линии и трансформаторы.

Основные рекомендации по применению конденсаторов сводятся к следующему:

- применение батареи конденсаторов мощностью менее 400 кВАр (на 6-10 кВ), если она подсоединяется через специальный выключатель, экономически не оправдывается,

- применение батареи конденсаторов 6 – 10 кВ мощностью менее 100 кВАр, если она подсоединяется через общий выключатель с трансформатором или другим приемником, экономически не оправдывается,

- мощность батареи конденсаторов 0,22 – 0,66 кВ должна составлять не менее 30 кВАр,

- на напряжении 0,22 – 0,66 кВ конденсаторы целесообразно устанавливать в цехах у групповых распределительных щитков или присоединять к магистральным токопроводам,

- централизованная установка конденсаторов 0,22 – 0,66 кВ на щите ТП или в головной части шинопроводов нецелесообразна,

- централизованная установка конденсаторов 6 – 10 кВ на ГПП может быть оправдана только при наличии глубокого ввода 110 – 220 кВ, когда ГПП совмещает в себе функции РП 6 – 10 кВ,

- установка конденсаторов 6 – 10 кВ на цеховых ТП, трансформаторы которых присоединены наглухо или через разъединитель нецелесообразна,

- конденсаторы 6 – 10 кВ рекомендуется устанавливать либо на РП, либо на ТП, имеющих РУ 6 – 10 кВ.

5.2 Методика расчета

Суммарная расчетная мощность низковольтных компенсирующих устройств определяется по минимуму приведенных затрат двумя последовательными расчетными этапами:

5.2.1 Выбор экономически оптимального числа трансформаторных подстанций.

5.2.2 Определение дополнительной мощности батарей ниже 1 кВ в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 6 – 10 кВ предприятия, питающей эти трансформаторы.

Суммарная расчетная мощность батарей ниже 1 кВ равна:

Q_НК = Q_НК1 + Q_НК2, кВАр,

где Q_НК1 и Q_НК2 – суммарные мощности батарей, определенные на указанных этапах расчета, кВАр.

По выбранному количеству трансформаторов определяют наибольшую реактивную мощность, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть напряжением до1 кВ:

, кВАр,

где Q_Т - наибольшая реактивная мощность, кВАр,
N – число цеховых трансформаторов, шт.