Релейная защита и автоматика общепромышленных предприятий

Содержание

Введение

. Технология феросплавного производств

. Определение расчетных нагрузок цехов по установленной мощности и коэффициенту спроса

. Определение расчетной нагрузки завода

.1 Собственные нужды

.2 Построение картограммы, определение центра электрических нагрузок и места расположения ГПП

.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения

.4 Определение рационального напряжения системы внешнего электроснабжения завода собственных нужд

.5 Выбор сечения провода по условиям экономической целесообразности

.6 Технико-экономические показатели питающей линии

. Технико-экономические показатели трансформаторов связи с энергосистемой

. Выбор высоковольтного оборудования

.1 Выбор выключателей

.2 Выбор линии электропередач

. Система внутреннего электроснабжения

.1 Выбор мощности трансформаторов цеховых ТП

.2 Определение расчетных нагрузок в линиях по вариантам

.3 Определение технико-экономических показателей по вариантам

.4 Расчет системы внутреннего электроснабжения для печей 1 и 2 цеха

.5 Расчет токов короткого замыкания

.6 Выбор и проверка электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей

.7 Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

.8 Выбор трансформаторов тока

.9 Выбор шин ГПП

Заключение

Список использованных источников

Введение

Электрификация предприятий имеет важное значение как энергетическая комплексная механизация и автоматизация технологических процессов. Развитие электрификации предприятий характеризуется разработкой и созданием новых видов электрооборудования, как в общепромышленном исполнении, так и взрывозащищенном, предназначенного для эксплуатации в условиях шахт. Здесь широкое распространение получила коммутационная аппаратура, скомпонованная в магнитную станцию, благодаря чему реализуется принцип блочности, обеспечивающий повышение надежности и мобильности передвижных низковольтных сетей.

Для различных элементов энергосистем номинальными могут быть различные параметры, в частности: напряжение, ток, мощность. коэффициент мощности, частота, частота вращения, скольжение температура, ток отключения и т.д. При работе всех элементов энергосистемы с номинальными параметрами режим энергосистемы в целом близок к оптимальному. В отдельных случаях с учетом, например, зависимости КПД элементов от нагрузки можно получить определенный эффект при работе с параметрами, отличными от номинальных. Однако подобные условия работы должны иметь тщательное техническое и технико-экономическое обоснование.

Потребители (приемники) электрической энергии различаются по режиму работы, назначению, принципиальному исполнению, потребляемой мощности, частоте потребляемого тока, условиям работы, ответственности (категорийности) и соответственно по требованием к надежности электроснабжения, а также по некоторым другим признакам.

В области экономии и эффективного использования электроэнергии особое значение надо уделять сбору информации об объеме и структуре вырабатываемой и потребляемой электроэнергии, обследованию энергетической эффективности эксплуатируемых энергетических объектов и энергетических производств, оценке потенциала энергосбережения, разработке и внедрению конкретных технических решений и организационно - технических мероприятий по снижению технологических и коммерческих потерь энергии.

Вышеприведенными сведениями обусловлена актуальность темы исследования «Релейная защита и автоматика общепромышленных предприятий».

Исходя из поставленной темы бакалаврской работы, нами была установлена следующая цель: дать характеристику современному состоянию.

1. Технология феросплавного производства

В крупной 3-х фазной электропечи в качестве проводящей среды между электродами используется шихта. Шихта - это смесь кокса, металлической руды.

Электроды в этих печах погружены в твердую шахту, по мере проплавления шихты электроды опускаются, сплав и шлак выпускают периодически. В ходе производства получается: сплав, шлак, выделяющийся газ.

Ферросплавы служат сырьем для получения стали.

Газ, получающийся при выплавке необходимо отсасывать и очищать.

Руда, поступающая на завод, последовательно проходит через дозировочное отделение, дробилку и отделение обогащения.

Рабочая часть завода состоит из основного плавильного цеха и вспомогательных цехов. К вспомогательным цехам относится: склад готовой продукции, газоочистка, дозировка, ремонто-механический цех и т.д.

Таблица 1.1. Потребители АЗФ и их электрические нагрузки

Таблица 1.2. Электроосвещение цеха

Таблица 1.3. Краткая характеристика среды и категории потребителей электрической энергии

2. Определение расчетных нагрузок цехов по установленной мощности и коэффициенту спроса

Расчетная нагрузка (активная и реактивная) силовых приемников цеха:

;

,

где  - суммарная установленная мощность всех приемников цеха;

 - средний коэффициент спроса;

 - соответствующий характерному для приемников данного цеха средневзвешенному значению коэффициента мощности.

Расчетная нагрузка осветительных приемников цеха:

,

где  - коэффициент спроса для освещения;

Величина  может находится по формуле:

,

где  - удельная нагрузка, Вт/м² площади пола цеха;

F - площадь пола цеха, определяемый по генплану.

Полная расчетная мощность силовых и осветительных приемников цеха определяется из соотношения:

.

Приемники напряжением выше 1000 В ( в нашем случае 6 кВ) цеха учитываются отдельно. Расчетные активная и реактивная мощности групп приемников выше 1000 В определяются по формулам, а полная из выражения:

,

,

.

Суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки потребителей 0,38/0,22 кВ и 6 кВ в целом по заводу определяются суммированием соответствующих нагрузок цехов.

Таблица 2.1. Расчетные нагрузки по цехам завода.

Итого: ,,,

,,.

Таблица 2.2. Определение расчетных осветительных нагрузок по цехам завода

3. Определение расчетной нагрузки завода

.1 Собственные нужды

Расчетная полная мощность завода определяется по расчетным активным и реактивным нагрузкам цехов с учетом расчетной нагрузки освещения территории завода, потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций и ГПП, с учетом компенсации реактивной мощности.

При компенсации реактивной мощности используем статические конденсаторы, как экономически целесообразные. Конденсаторы устанавливаем в сетях 0,38 кВ. Суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки:

силовых приемников 0,38 кВ:

,

;

освещение территории и цехов:

,

;

приемники 6 кВ:

,

.

Приближенно потери мощности в трансформаторах цеховых подстанций и ГПП:

, ,

,

,

,

.

Необходимая мощность компенсирующих устройств по заводу в целом определяется из выражения:

,

где  - среднегодовая активная нагрузка завода,

 - соответствует средневзвешенному естественному коэффициенту мощности за год,

 - соответствует нормативному коэффициенту мощности.

,

где  - действительное годовое число часов работы потребителей электроэнергии ферросплавного завода,

 - число часов использования активной нагрузки.

,

 при нормативном коэффициенте мощности .

Мощность компенсирующих устройств равна

.

Некомпенсированная мощность на потребителях 0,4 и 6 кВ.

,

где  - расчетная реактивная мощность завода с учетом коэффициента разновременности максимумов силовой нагрузки .

,

,

.

В качестве компенсирующих устройств принимаем батареи статических конденсаторов.

Определяем потери мощности в них:

,

где  - удельные потери активной мощности, составляющие 0,2 % от .

.

Общая активная мощность с учетом потерь в компенсирующих устройствах:

,

где  - расчетная активная мощность завода с учетом k_р.м..

.

Расчетная нагрузка на шинах 6-10 кВ ГПП с учетом компенсирующих устройств равна:

.

Потери мощности в трансформаторах ГПП:

,

.

Полная расчетная мощность собственных нужд на стороне высшего напряжения ГПП:

,

.

Определение расчетных нагрузок цеха. Суммарные активные и реактивные нагрузки равны:

,

.

Потери мощности в трансформаторах:

,

.

,

Необходимая мощность компенсирующих устройств для печей:

,

,

,

.

Некомпенсированная мощность:

,

где  - расчетная реактивная мощность, приходящаяся на печи, с учетом коэффициента разновременности максимумов k_р.м=0,95.

.

В качестве компенсирующих устройств используем батареи статических конденсаторов.

Потери активной мощности в компенсирующих устройствах:

,

.

Общая активная мощность с учетом потерь в КУ:

,

.

Расчетная мощность с учетом компенсации реактивной мощности равна:

.

Потери мощности в трансформаторах:

,

.

3.2 Построение картограммы, определение центра электрических нагрузок и места расположения ГПП

Для определения места расположения ГПП и ТП при проектировании системы электроснабжения на генеральный план завода наносится картограмма нагрузок, которая представляет собой окружности, причем площади, ограниченные этими окружностями, равны расчетным нагрузкам цехов. Центр окружности совпадает с центром нагрузок цеха.

ГПП располагаем как можно ближе к ЦЭН, так как это позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электрической энергии, сократить протяженность распределительных сетей высокого напряжения завода, уменьшить протяженность и расход проводникового материала и снизить потери электрической энергии.

Площадь круга в определенном масштабе равна расчетной нагрузке цеха :

.

Из этого выражения радиус окружности равен:

,

где  - мощность i-го цеха,

m - масштаб для определения площади круга = 0,5 кВт/мм².

Силовые нагрузки до и выше 1000 В изображаются отдельными кругами или секторами в круге.

Для определения места ГПП находим центр электрических нагрузок для полной мощности.

На генплане наносим оси координат. Координаты ЦЭН завода определяем по формулам:

,

.

где  - координаты центра нагрузок.

Таблица 3.1. Расчетные параметры

Для правильных цехов расчет проводят по размещению места для компенсирующих устройств. Участок продольной компенсации (УПК) размещен непосредственно около цехов, т.е. по возможности ближе к ним.

.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения

Технико-экономические расчеты при выборе вариантов системы электроснабжения.

Для выбора рациональной системы электроснабжения завода необходимо рассмотреть несколько вариантов и дать технико-экономическое обоснование наиболее целесообразного из них.

В расчете выбирается рациональное напряжение питающих и распределительных сетей и экономически целесообразное сечение питающих линий.

По каждому из намеченных вариантов определяются экономические показатели: k - капитальные затраты, ΔЭ_а - потери электроэнергии, G - расход цветного металла, С_э - ежегодные эксплуатационные расходы, З - годовые расчетные затраты.

Экономическая эффективность каждого варианта определяется по годовым расчетным затратам из выражения:

З=Сэ+0,125k,

где 0,125 - pn - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, соответствующий сроку окупаемости, равному 8 годам, отн. ед./год.

Капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения;

где K_Л - капитальные затраты на сооружение линии,

К_А - капитальные затраты на установку высоковольтной аппаратуры,

К_Т - капитальные затраты на установку силовых трансформаторов.

Годовые эксплуатационные расходы на систему электроснабжения определяются из выражения:

,

где С_А - стоимость годовых расходов на амортизационные отчисления,

С_п - стоимость годовых расходов на оплату потерь электроэнергии.

3.4 Определение рационального напряжения системы внешнего электроснабжения завода собственных нужд

Зная схему питания, передаваемую мощность, стоимость 1 кВт·ч электроэнергии, конструктивное выполнение линий, расстояние от источника питания до завода и напряжение на шинах питающей подстанции.

Намечаем следующие варианты напряжений питающих линий системы внешнего электроснабжения завода.

вариант системы внешнего электроснабжения завода

Электроэнергия передается и распределяется до ГПП завода на напряжение 35 кВ. На ГПП напряжение понижается до 10 и 6 кВ.

вариант системы внешнего электроснабжения завода

Электроэнергия от подстанции энергосистемы до ГПП передается напряжением 220 кВ. На ГПП напряжение понижается до 10 и 6 кВ.

вариант системы внешнего электроснабжения завода

От подстанции энергосистемы передается напряжение 20 кВ. На ГПП напряжение понижается до 10 и 6 кВ.

Рассмотрим каждый из принятых вариантов.

вариант.

Выключатели

Предварительно выбираем головные выключатели В1 и В2 по номинальным данным:

,

,

,

.

Рабочее напряжение схемы питания . Максимальный рабочий ток линии определяется из условия, что в аварийном режиме одна линия полностью обеспечит нагрузку завода, т.е.:

.

Для определения мощности, отключаемой выключателями, намечаем расчетную точку короткого замыкания (к.з.) К-1.

Составляем схему замещения, для режима трехфазного короткого замыкания в точке К-1 и определяем параметры схемы замещения в относительных базисных единицах.

Все сопротивления приводятся к базисной мощности:

.

Сопротивление системы в относительных базисных единицах:

.

Сопротивление трехобмоточного трансформатора подстанции энергосистемы в относительных базисных единицах определяется в следующей последовательности.

Определяем напряжение к.з. каждой обмотки:

,

,

.

Сопротивление обмоток трансформатора в относительных базисных единицах:

,

,

.

Сопротивление обмоток ВН и СН трехобмоточного трансформатора в относительных базисных единицах:

.

Сопротивление от источника питания до точки к.з.:

.

Мощность, отключаемая выключателями (В1 и В2):

.

Ток, отключаемый выключателями:

.

Выбираем выключатель ВВУ 35-40/1000 УХЛ1 с номинальными данными:

,

,

,

.

Линии:

Питающие линии выполняем проводом марки АС

Выбор сечения провода по техническим условиям

По нагреву расчетным током:

,

.

По условиям допустимого нагрева для нормального режима принимаем сечение провода  с . Проверяем выбранное сечение по условиям послеаварийного режима работы:

. По условиям коронирования проводов, принимаем минимально допустимое сечение .

. Минимально допустимое сечение по механической прочности .

. По допустимой потере напряжения:

,

где  - допустимая длина линии, км,

 - длина линии на 1% потери напряжения,

 - допустимая потеря напряжения, %,

 - действительная длина питающей линии, км.

, , .

,

,

т.е. принятое сечение S=150 мм² полностью удовлетворяет всем техническим условиям.

3.5 Выбор сечения провода по условиям экономической целесообразности

. Принимаем несколько стандартных сечений равных и больше найденного по техническим условиям, т.е. 150; 2*95; 2*120; 3*70; 3*95.

. Находим для этих сечений ежегодные потери электроэнергии (ΔЭ_лл), расход цветного металла (G_лл), годовые расчетные затраты (З_л).

Капитальные затраты на линии:

,

где С - стоимость 1 км воздушной одноцепной линии АС-150 на типовых железо-бетонных опорах в ненаселенной местности, тыс./км.

Стоимость расходов на содержание персонала и ремонт одинаковой при всех сечениях линии, определим ежегодные эксплутационные расходы:

,

где С_пл - стоимость потерь электроэнергии в линиях, тыс./год,

С_ал - стоимость амортизационных отчислений, тыс./год.

Действительные потери в линии:

,

где  - потери мощности в линии при длительной допустимой нагрузке, кВт/км,

 - коэффициент загрузки линии,

 - длина линии, км,

 - расчетный ток в линии, А.

Действительные ежегодные потери электроэнергии в линии:

,

где  - действительное число часов работы завода в год, час.

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в линиях:

,

где  - стоимость 1 кВт·ч электроэнергии, дол/кВт·ч, при условии, что для завода 1 кВт·ч стоит 2 тенге и курс 1 дол=150 тенге.

Стоимость амортизационных отчислений:

,

где  - ежегодные амортизационные отчисления для линии = 2,8 % ( на линии 35 кВ на ж/б опорах).

Ежегодные эксплуатационные расходы составляют:

.

Годовые расчетные затраты:

.

Расход цветного металла:

,

где  - вес 1 км провода АС-150, т/км.

l=4,5 км, С₀=0,013 дол/кВт·г.

По величинам З_л1-З_л7 и S₁-S₇ строим кривую :

Минимум годовых расчетных затрат соответствует сечение s=185 мм².

3.6 Технико-экономические показатели питающей линии

Капитальные затраты

Стоимость 2-х камер отходящей линии с выключателем ВВУ35 с одинарной системой шин на металлических конструкциях:

.

Стоимость сооружения двух питающих линий 35 кВ, выполненных на ж/б опорах и проводом АС-189:

.

Суммарные капитальные затраты:

.

Эксплуатационные расходы:

,

,

где  - ежегодные амортизационные отчисления для силового оборудования и распределительных устройств = 6,3 %,

.

Годовые расчетные затраты:

.

Потери электроэнергии:

.

Расход алюминия:

.

Технико-экономические показатели трансформаторов связи с энергосистемой

Капитальные затраты:

Стоимость двух трансформаторов ТРДИС 25000/35 при наружной установке:

.

Стоимость двух вводов с разъединителями и короткозамыкателями, установленными в ОРУ-35 кВ на ж/б конструкциях:

Суммарные капитальные затраты:

Эксплуатационные расходы. Ежегодные эксплуатационные расходы складываются из стоимости электроэнергии, расходуемой на потери в трансформаторах и стоимости амортизационных отчислений на трансформаторы и вводы с короткозамыкателями и разъединителями.

Приведенные потери мощности в трансформаторах:

,

где  - приведенные потери активной мощности во время холостого хода;

,

 - приведенные потери мощности в меди трансформатора.

,

где  - коэффициент загрузки трансформатора,

,

 - коэффициент изменения потерь, составляющий на ГПП у потребителей, питающихся через три ступени трансформации, 0,12 кВт/кВар,

 - потери (реактивные) холостого хода,

.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:

.

Стоимость амортизационных отчислений:

,

где  - ежегодные амортизационные отчисления для силового оборудования, равный 6,3%.

Суммарные ежегодные эксплуатационные расходы:

.

Годовые расчетные затраты:

Потери электроэнергии:

.

Расчет цветного металла:

.

вариант:

. Выключатели

Предварительно выбираем головные выключатели по номинальным данным:

, .

Максимальный расчетный ток:

.

.

,

Мощность, отключаемая выключателем:

.

Ток, отключаемый выключателем:

.

Выбираем выключатель типа ВВД220Б 31,5/2000 УХЛ1 с номинальными данными:

, ,

, .

. Линии

Питающую линию выполняем проводом АС

Выбор сечения провода по техническим условиям

. По нагреву расчетным током:

,

.

По условиям допустимого нагрева принимаем сечение провода s=240 мм² с I_доп=610 А.

Проверяем выбранное сечение по условию послеаварийного режима работы:

,

,

,

.

. По условиям коронирования принимаем минимальное сечение s=240 мм².

. По условию механической точности принимаем сечение s=240 мм².

. По допустимой потере напряжения проверяем сечение s=240 мм²:

,

,

.

Данное сечение удовлетворяет всем техническим условиям.

Выбор сечения провода по условиям экономической целесообразности:

. Принимаем несколько стандартных сечений: 240; 300; 2*150; 3*120.

. Находим для этих сечений экономические показатели: .

Капитальные затраты:

.

Ежемесячные, ежегодные эксплуатационные расходы:

.

Действительные потери в линии:

,

.

Действительные ежегодные потери в линии:

.

Стоимость амортизационных отчислений:

,

где  - ежегодные амортизационные отчисления для линии 220 кВ.

Годовые расчетные затраты:

,

где  - ежегодные эксплуатационные расходы,

,

.

Расход цветного металла:

,

где  - вес 1 км провода АС-240.

По величинам З_Л и S_Т строим кривую, экстремум которой соответствует минимуму годовых расчетных затрат:

Минимум годовых расчетных затрат соответствует сечение s=240 мм²

.6 Технико-экономические показатели питающих линий

Капитальные затраты

Стоимость двух камер отходящей линии с выключателями ВВД 220:

.

Стоимость двух линий с проводом АС-240 на ж/б опорах:

.

Суммарные капитальные затраты:

.

Эксплуатационные расходы:

,

где  - коэффициент амортизации отчислений для силового электрооборудования,

.

Годовые расчетные затраты:

.

Потери электроэнергии:

.

Расход цветного металла:

,

где g=0,997 т/км - вес 1 км провода АС-240.

4. Технико-экономические показатели трансформаторов связи с энергосистемой

Капитальные затраты

Стоимость трансформаторов ТРДН 32000/220 при наружной установке:

.

Стоимость 2-х вводов с выключателями ВВД 220 Б:

Суммарные капитальные затраты:

.

Эксплуатационные расходы:

.

Приведенные потери мощности в трансформаторах:

,

,

,

где  - коэффициент изменения потерь для двух ступеней трансформации,

 - коэффициент загрузки трансформаторов,

,

.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:

.

Стоимость амортизационных отчислений:

.

Суммарные ежегодные эксплуатационные расходы:

.

Годовые расчетные затраты:

.

Потери электроэнергии:

.

Расход меди:

.

5. Выбор высоковольтного оборудования

.1 Выбор выключателей

Предварительно выбираем головные выключатели по номинальным данным.

Рабочее напряжение схемы питания U_н=20 кВ.

Максимальный рабочий ток:

.

Согласно исходной схеме питания составляем схему замещения для режима трехфазного к.з. в точке k-1 и определяем параметры схемы в относительных базисных единицах.

.

Сопротивление системы в относительных базисных единицах:

.

Напряжение к.з. каждой обмотки:

,

,

.

Сопротивление обмоток трансформатора:

,

,

.

5.2 Выбор линии электропередач

Питающие линии выполняем проводом АС.

Выбор сечения провода по техническим условиям

. По нагреву расчетным током:

.

.

По условиям допустимого нагрева прин6имаем сечение s=2·95 мм².

Допустимый ток в проводах:

.

Проверка сечения по условиям послеаварийного режима:

,

,

,

.

. По условиям коронирования провода принимаем минимально допустимое сечение s=25 мм².

. Минимально допустимое сечение по механической прочности s=25 мм².

. По допустимой потере напряжения:

,

.

Таким образом, выбранное сечение удовлетворяет всем техническим проверкам.

Капитальные затраты:

стоимость 2-х камер отходящей линии с выключателем типа ВВУ20 КРУН-20:

.

Стоимость сооружений 2-х питающих линий, выполненных проводом марки АС-2х150 на ж/б опорах в ненаселенной местности:

.

Суммарные капитальные затраты составляют:

.

Эксплуатационные расходы:

,

,

.

Годовые расчетные затраты:

.

Потери электроэнергии:

.

Расход цветного металла:

.

Технико-экономические показатели трансформаторов

Капитальные затраты:

Стоимость 2-х трансформаторов ТРДН 40000/20/10 при наружной установке:

Стоимость 2-х выводов с выключателями ВВЧ20:

Суммарные капитальные затраты:

Приведенные потери мощности:

,

,

,

.

Эксплуатационные расходы:

.

Стоимость потерь электроэнергии:

.

Стоимость амортизационных отчислений:

.

6. Система внутреннего электроснабжения

Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций

Электроэнергия по заводу распределительных подстанций, комплектных трансформаторных подстанций, установленных в каждом цехе.