Текст книги "Методические указания для курсового и дипломного проектирования главных понижающих подстанций промышленных предприятий"

Арвид Упит, Любовь Татьянченко
Методические указания для курсового и дипломного проектирования главных понижающих подстанций промышленных предприятий для студентов всех форм обучения специальности 13.03.02 – «Электроэнергетика и электротехника»

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ

УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «АЛТАЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМ. И. И. ПОЛЗУНОВА»

ООО «МЕЖРЕГИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР ЭЛЕКТРОННЫХ ОБРАЗОВАТЕЛЬНЫХ РЕСУРСОВ»

Рассмотрены и одобрены на заседании кафедры «Электроснабжение промышленных предприятий».

Протокол № 2 от 12.12.2018 г.

© ООО «МЦ ЭОР», 2019

Введение

Развитие и усложнение структуры систем электроснабжения

Возрастающие требования к экономичности и надежности их работы в сочетании с изменяющейся структурой и характером потребителей электроэнергии, широкое внедрение устройств управления распределением и потреблением электроэнергии на базе современной вычислительной техники ставят проблему подготовки высококвалифицированных инженеров.

Важнейшим этапом в развитии творческой деятельности будущих специалистов является дипломное проектирование, в ходе которого развиваются навыки самостоятельного решения инженерных задач и практического применения теоретических знаний.

При написании пособия была поставлена задача систематизировать и доступно изложить основные вопросы проектирования, опираясь на существующие нормативные материалы, ГОСТа и исследования в области электроснабжения промышленных предприятий.

При проектировании электроснабжения объекта необходимо выполнить следующие работы: спроектировать ГПП, выбрать оборудование на стороне высокого (35, 110, 220 кВ) и низкого (6/10 кВ) напряжения и проверить на термическую и динамическую устойчивость в различных режимах работы, выбрать типы кабелей, питающих потребители (6/10 кВ) с шин ГПП, выбрать типы и места установки ограничителей перенапряжения, рассчитать заземляющее устройство и молниезащиту. Рассчитать и выбрать мощность и тип компенсирующих устройств, доведя COS φ на шинах 6 кВ до 0.92. Выбрать приборы учета и измерения, определить места их установки. Рассчитать мощность потребителей собственных нужд, выбрать тип источников оперативного тока и трансформаторов собственных нужд.

Для выполнения дипломного проектирования по электроснабжению промышленного предприятия либо другого объекта необходимы следующие данные:

• мощность источника внешнего электроснабжения;

• протяженность линий высокого напряжения;

• процентное соотношение категорий потребителей;

• коэффициент мощности COS φ либо tgна шинах 6, 10 кВ;

• установленная мощность потребителей;

• генеральный план завода;

• принципиальная однолинейная схема электроснабжения;

• схема участка сети.

I. Методические указания для курсового и дипломного проектирования главной понижающей подстанции (ГПП)

1. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Основными критериями выбора оптимальной мощности трансформаторов являются: экономические соображения, обеспечивающие минимум приведенных затрат и условия нагрева, зависящие от графика нагрузки, температуры окружающей среды, коэффициента начальной загрузки и длительности максимума.

Рисунок 1.1

Зависимость приведенных затрат З от мощности двухобмоточных трансформаторов 110 кВ при ч/год для района I

1.1.1 Для выбора оптимально-экономической мощности трансформаторов, аналогично тому, как это производится для линий, используется метод экономических интервалов. Однако исследования усложняются из-за наличия в трансформаторах двух видов потерь: холостого хода и короткого замыкания, зависящих от разных факторов. Между тем построение зависимостей З=f(S) для трансформаторов (рисунок 1.1) и аналогичных зависимостей З=(l) для линий (рисунок 1.2) дает ломаную кривую минимальных приведенных затрат. На рисунке 1.1 фактическая максимальная мощность, протекающая через трансформатор, обозначается через S, а это же обозначение в кружке показывает номинальную мощность, при которой трансформатор является экономически выгодным для какого-то фактического интервала мощностей, заключенного между точками пересечений парабол.

Однако могут быть трансформаторы, у которых зависимости З=f(S) проходят выше кривой минимума, нигде с ней не пересекаясь. Это показывает, что такие трансформаторы вообще не имеют экономической зоны использования, то есть их применение в данном случае нецелесообразно.

Рисунок 1.2

Зависимость приведенных затрат З от тока в линии I для различных сечений

1.1.2 Граничное значение экономической мощности, при которой целесообразен переход от одной номинальной мощности трансформатора S_ном1 к большей S_ном2:

где K_тр2 и K_тр1 – стоимость трансформаторов, руб.; Т – время включения трансформатора; c_эх и c_эк – стоимость 1 кВтч потерь энергии холостого хода и короткого замыкания соответственно.

Обозначив в предыдущем выражении  через ψ, , то есть , получим расчетное значение экономической мощности

Все величины под корнем для заданных сравниваемых трансформаторов с S_ном1 и S_ном21 известны. Значения c_эх зависят от величины Т и района страны. Так как в большинстве случаев время включения трансформатора Т постоянно и равно 8760 ч/ год, то есть принимается, что трансформатор включен весь год, то величины зависят только от района страны.

1.1.3 Построенные номограммы экономических интервалов, представляющие собой по выражению прямые c_эх = ƒ(ψ), разграничивают экономические области целесообразного применения трансформаторов различных мощностей. Кроме указанных наклонных прямых, горизонтальными прямыми ограничиваются зоны, допустимые по условиям нагрева.

Ориентировочно принято, что допустимая мощность по условиям нагрева S_доп =(1,1∽1,5)S_ном. Зоны таких допустимых перегрузок на номограммах заштрихованы. Если точка с координатами () не попадает в заштрихованную зону, то выбор оптимальной мощности трансформатора определяется экономическими соображениями; если попадает, то условиями нагрева (рисунок Б.1-Б.3).

1.2.1 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов может быть определен по перегрузочной способности и должен быть технически и экономически обоснованным, т. к. он оказывает существенное влияние на рациональное построении схем промышленного электроснабжения.

Наиболее часто ГПП промышленных предприятий выполняют двухтрансформаторными. Одно – трансформаторные ГПП допустимы только при наличии централизованного резерва трансформаторов и при поэтапном строительстве ГПП. Установка более двух трансформаторов возможна в исключительных случаях: когда требуется выделить резко переменные нагрузки и питать их от отдельного трансформатора; при реконструкции ГПП; если установка третьего трансформатора экономически целесообразна.

Важной характеристикой силовых трансформаторов является их нагрузочная способность, представляющая собой совокупность допустимых нагрузок и перегрузок. Силовые трансформаторы выпускают с номинальной мощностью, которую они могут длительно пропускать при нормальных условиях: номинальном напряжении, номинальной частоте, номинальной температуре окружающей среды. В этом случае превышение температуры масла и обмоток над температурой окружающей среды не выходит за установленные пределы, а срок службы трансформатора соответствует экономически целесообразному. В действительности трансформаторы работают в условиях, отличных от номинальных. Нагрузка их меняется в течение суток и года, не постоянна и температура охлаждающей среды. Это приводит, как правило, к неиспользованию трансформаторов. Опыт эксплуатации показал, что трансформаторы могут быть без ущерба для нормального срока службы загружены в течение части суток (года) сверх номинальной мощности, если в другую часть рассматриваемого периода их нагрузка была меньше номинальной. Загрузка трансформатора сверх номинальной мощности называется перегрузкой.

1.2.2 Величину и длительность допустимых перегрузок, а также термический износ изоляции обмоток при перегрузках определяют для прямоугольных двухступенчатых или многоступенчатых графиков нагрузки, в которые необходимо преобразовать заданные и реальные графики нагрузки.

Определение нагрузки S_Н3:

где: COS φ – коэффициент мощности; η – к.п.д. двигателя.

Определение суммарной мощности нагрузки на шинах ГПП 6кВ:

S_{сум. гпп} = S_Н1+S_Н2+S_Н3. (1.5)

Определение ориентировочной мощности главного трансформатора на ГПП:

1.2.3 Технико-экономическое обоснование выбора трансформаторов предусматривает решение вопроса о целесообразности установки трансформаторов большой мощности, замене трансформаторов и т. д. Для решения этих вопросов выполняется технико-экономическое сравнение вариантов. Одновременно с выбором номинальной мощности трансформаторов следует предусматривать экономичные режимы их работы, которые характеризуются минимумом потерь мощности в трансформаторах при работе их по заданному графику нагрузки. При этом надо учитывать не только потери активной мощности в самих трансформаторах, но и потери активной мощности, возникающие в системе электроснабжения по всей цепочке питания – от генераторов электростанций до рассматриваемых трансформаторов из-за потребления трансформаторами реактивной мощности. Эти потери называют приведенными в отличие от потерь в самих трансформаторах.

Технико-экономический расчет проводится с учетом следующих факторов:

– категории надежности электроснабжения потребителей;

– компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1 кВ;

– перегрузочной способности трансформаторов в нормальных и аварийных режимах,

– шага стандартных мощностей;

– экономичных режимов работы трансформаторов в зависимости от графика нагрузки.

Количество цеховых трансформаторных подстанций непосредственно влияет на затраты на распределительные устройства напряжением 6-20 кВ и внутризаводские и цеховые электрические сети. При уменьшении числа трансформаторных подстанций уменьшается число ячеек РУ, суммарная длина линий и потери электроэнергии и напряжения в сетях 6-10 кВ, но возрастают стоимость сетей напряжением 0,4 кВ и потери в них. Увеличение числа трансформаторных подстанций, наоборот, снижает затраты на цеховые сети, но увеличивает число ячеек РУ 6-10 кВ и затраты на сети напряжением 6-20 кВ. При некотором количестве трансформаторов с номинальной мощностью можно добиться минимума приведенных затрат при обеспечении заданной степени надежности электроснабжения. Такой вариант будет являться оптимальным, и его следует рассматривать как окончательный.

1.2.5 Одно – трансформаторные подстанции рекомендуется применять при наличии в цехе приемников электроэнергии, допускающих перерыв электроснабжения на время доставки складского резерва, или при резервировании, осуществляемом по линиям низшего напряжения от соседних трансформаторных подстанций. Таким образом они допустимы для потребителей III и II категорий, а также при наличии в сети 380-660В небольшого количества потребителей I категории.

1.2.6 Двухтрансформаторные подстанции следует применять в следующих случаях:

– при преобладании потребителей I категории и наличии потребителей особой группы;

– для сосредоточенной цеховой нагрузки и отдельно стоящих объектов общезаводского назначения;

– для цехов с высокой удельной плотностью нагрузок.

Иногда оказывается целесообразным применение двухтрансформаторных подстанций при неравномерном суточном или годовом графике нагрузок. В этом случае можно изменять присоединенную мощность трансформаторов, используя их в более рациональных режимах работы.

Для двухтрансформаторных подстанций также необходим резерв для быстрого восстановления нормального питания потребителей в случае выхода из строя одного трансформатора на длительный срок. Оставшийся в работе трансформатор должен обеспечивать электроснабжение всех потребителей I категории на время замены поврежденного трансформатора. Цеховые трансформаторные подстанции с количеством трансформаторов более двух используются только при надлежащем обосновании.

В соответствии с ГОСТ 14209-97 и 11677-75 цеховые трансформаторные подстанции имеют следующие номинальные мощности: 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500 кВА. В настоящее время цеховые трансформаторные подстанции выполняются комплектными и во всех случаях, когда этому не препятствует условия окружающей среды и обслуживания, устанавливаются открыто.

1.2.7 Ориентировочный выбор числа и мощности трансформаторов производится по удельной плотности нагрузки σ_н

где S_р– расчетная нагрузка цеха, кВА; F – площадь цеха, м².

При плотности нагрузки напряжением 380 В до 0,2 кВА/м² целесообразно применять трансформаторы мощности до 1000 кВА включительно; при плотности 0,2–0,3 кВА/м² – мощностью 1600 кВА; при плотности более 0,3 кВА/м² целесообразность применения трансформаторов мощностью 1600 кВА или 2500 кВА должна определяться по технико-экономическому расчету.

1.2.8 Для определения Т_max, τ и ψ строится годовой график нагрузки по продолжительности. Этот график показывает длительность работы установки в течение года с различными нагрузками. По оси ординат откладывают нагрузок в соответствующем масштабе, по оси абсцисс – часы года от 0 до 8760. Нагрузки на графике располагают в порядке убывания.

Построение годового графика по продолжительности нагрузок производится на основании известных суточных графиков. Для этого заданная форма графика масштабируется, принимая S_max = S_{сум. гпп.}. Строится график нагрузки зимнего максимума и летнего минимума в принятом масштабе. При проектировании электроснабжения нового предприятия, то есть при отсутствии реальных суточных графиков нагрузки, используют типовые графики для данного профиля предприятия.

По результатам расчетов строится график по продолжительности.

1.2.9 Наиболее распространенным методом определения потерь энергии является метод с использованием времени максимальных потерь. Время, в течение которого потребитель, работая с максимальной нагрузкой, взял бы из сети энергию, равную энергии, действительно полученной потребителем за год, и называется числом часов использования максимума. Время потерь также зависит от характера потребителя. Поэтому для типовых графиков нагрузок можно установить зависимость τ = ƒ(Τ_max). Таким образом, для типовых графиков нагрузок, зная величину Τ_ma, можно найти значение τ (рисунок Б.9), потери энергии и удельную стоимость потерь энергии C_э в зависимости от τ (рисунок Б.10).

Из номограмм (рисунок Б.1-Б.3) мощность трансформатора выбирается по условию нагрева. Принимается мощность трансформатора ближайшая стандартная в сторону увеличения.

Рисунок 1.3

Преобразование исходного графика нагрузки в эквивалентный прямоугольный двухступенчатый

В соответствии с ГОСТ 14209-97 определяются перегрузочные способности выбранного трансформатора. Для этого график зимнего максимума преобразуют в двухступенчатый эквивалентный прямоугольный (рисунок 1.3).

Преобразования необходимо выполнять в следующей последовательности:

– на исходном графике провести линию номинальной нагрузки (номинальная мощность выбранного трансформатора);

– пересечение линии номинальной нагрузки с исходным графиком позволяет выделить участок наибольшей перегрузки; его продолжительность обозначить через h';

– для оставшейся части исходного графика в каждом интервале Δt_i определить значения S₁, S₂… S_m;

– рассчитать начальную нагрузку К₁ эквивалентного графика по формуле

– для участка перегрузки на каждом интервале Δh_i определить значения s'₁, s'₂… s'_р;

К'₂ – эквивалентного графика предварительно рассчитать по формуле:

– определить К_max исходного графика нагрузки;

– сравнить полученное значение К'₂ с К_max:

если К'₂ ≥ 0,9*К_max, то следует принимать К₂ = К'₂;

если К'₂ < 0,9*К_max, то следует принимать К₂ = 0,9*К_max, а продолжительность перегрузки в этом случае следует скорректировать по формуле:

По найденным значениям К₁ и h по таблицам систематических суточных перегрузок, составленным при различных значениях температуры окружающей среды с учетом допустимой температуры наиболее нагретой точки обмотки, равной 14 °C, и равенства относительного термического износа изоляции единице при превышении средней температуры масла над температурой окружающей среды на 6 С, определяют коэффициент К_доп. Если окажется, что К_доп ≥ К_п, то трансформатор может систематически перегружаться по данному графику нагрузки. В противном случае должны быть приняты меры по снижению нагрузки трансформатора.

Кроме указанной систематической перегрузки трансформатора, за счет суточной неравномерности графика нагрузки допускается перегрузка за счет сезонных изменений нагрузки. Если в летнее время (июнь, июль, август) максимум типового графика нагрузки меньше номинальной мощности трансформатора, то в зимние месяцы (ноябрь, декабрь, январь февраль) допускается дополнительная перегрузка трансформатора с масляным охлаждением на 1 % на каждый процент недогрузки летом, но не более чем на 15 %. Независимо от системы охлаждения для указанных трансформаторов возможна одновременно перегрузка за счет суточной и сезонной неравномерности графика. Однако суммарная перегрузка не должна превышать 50 % номинальной мощности трансформатора.

Допустимые аварийные перегрузки для двухступенчатого графика приводятся в таблице Б.1 – Б.2. В этих же таблицах указывается и относительный термический износ изоляции, представляющий собой отношение износа изоляции при температуре более нагретой точки обмотки за принятый промежуток времени к износу изоляции при базовой температуре за тот же промежуток времени.

Наряду с определением допустимых аварийных перегрузок по таблицам разрешается для трансформаторов с системой охлаждения Д, М, ДЦ и Ц перегрузка 1,4 номинальной мощности трансформатора но не более 5 суток подряд на время максимума нагрузки с общей продолжительностью не более 6 часов в сутки. При этом коэффициент начальной загрузки не должен превышать 0,93. На время перегрузки должны быть приняты меры по усилению охлаждения трансформатора (включены вентиляторы дутья, резервные охладители и т. д.)

2. Расчет токов короткого замыкания

2.1.1 Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение КЗ в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определять токи КЗ и по ним выбирать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.

При возникновении КЗ имеет место увеличение токов в фазах системы электроснабжения или электроустановок по сравнению с их значением в нормальном режиме работы. В свою очередь, это вызывает снижение напряжений в системе, которое особенно велико вблизи места КЗ.

2.1.2 В трехфазной сети различают следующие виды КЗ: трехфазные, двухфазные, однофазные и двойные замыкания на землю.

Трехфазные КЗ являются симметричными, т. к. в этом случае все фазы находятся в одинаковых условиях. Все остальные виды КЗ являются несимметричными, поскольку при каждом из них фазы находятся не в одинаковых условиях, и значения токов и напряжений в той или иной мере искажаются.

Наиболее распространенным видом КЗ являются однофазные КЗ в сетях с глухо– и эффективно заземленной нейтралью. Значительно реже возникают двойные замыкания на землю, т. е. одновременно замыкание на землю различных фаз в различных точках сети, работающей с изолированной нейтралью.

2.1.3 Расчетным видом КЗ для выбора или проверки параметров электрооборудования обычно считают трехфазное КЗ. Однако для выбора или проверки установок релейной защиты и автоматики требуется определение несимметричных токов КЗ.

Расчет токов КЗ с учетом действительных характеристик и действительных режимов всех элементов системы электроснабжения сложен. Поэтому для решения большинства практических задач вводятся допущения, которые не дают существенных погрешностей:

– не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчетную систему;

– трехфазная сеть принимается симметричной;

– не учитываются токи нагрузки;

– не учитываются емкости, а следовательно, и емкостные токи в воздушных и кабельных сетях;

– не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи;

– не учитываются токи намагничивания трансформаторов.