Proiect Aee Cuzcov.docx

Tabelul 1-Informaţia despre puterile instalate a secţiilor. Nr. Denumirea secţiei crt. 1 Secţia de depozit de materiale 2 Secţia turnătorie Turnătorie(10kV) 3 Secţia de reparaţii mecanice 4 Secţia de depozit de utilaj şi piese de schimb 5 Secţia de resoare 6 Depozit 7 Secţia antiincendiu 8 Staţia de pompare Staţia de pompare(10kV) 9 Secţia de armătură 10 Secţia de fierărie şi presare 11 Secţia de ştanţare şi presare 12 Garaj 13 Laboratorul 14 Blocul administrativ 15 Cantină Tabelul 2-Receptoarele instalate în Secţia de reparţie mecanică. Nr. RE pe Receptoare electrice planul secţiei 1 De decojat şi de ascuţit 2..4 De strungit şi de filetat 5 De găurit radială 6,7 De frezat orizontal 8 Calorifer 9,11 Aparat de sudare cu DA-60%(kVA) 10,27,33 Ventilator 12,13 Ferestrău de retezare 15 Macara,DA-25% 16...18,24,30 Maşina de forjat 19,20,26,28,32 Maşina de forjat 23,25,29,31 Maşină de încălzire prin contact cu DA-50% (kVA) 21,22 Pompă

2

Pi ,kW 150 1300 1100 645.1 120 900 100 60 2400 300 1300 900 1400 110 240 70 220

Pi ,kW 5,8 4,5 7,0 7,0 4,5 32 10 5,7 20,7 28 40 100 10,0

CUPRINS ÎNTRODUCERE……………………………………………………………......… 6 1. CARACTERISTICA ÎNTREPRINDERII ŞI A SECŢIILOR EI ........................ 8 1.1. Caracteristica întreprinderii............................................................................... 8 1.2.Caracteristica generală a secţiilor principale...................................................... 8 2.CALCULUL SARCINILOR ELECTRICE A SECŢIILOR ŞI A ÎNTREPRINDERII...…………….......................................................................... 11 2.1.Determinarea sarcinilor electrice a Secţiei de Mezeluri....……....................... 11 2.2. Determinarea sarcinilor electrice a întreprinderii.............................................12 3. ALEGEREA TENSIUNII DE ALIMENTARE DE LA SISTEM..................... 14 4. ALEGEREA NUMĂRULUI ŞI PUTERII NOMINALE A TRANSFORMATOARELOR STAŢIEI PRINCIPALE ŞI A POSTURILOR DE TRANSFORMA -TOARE DIN INCINTA INTREPRINDERII...…………………………..……… 17 5.AMPLASAREA STAŢIEI PRINCIPALE COBORÎTOARE, STAŢIILOR DE DISTRIBUŢIE ŞI A POSTURILOR DE TRANSFORMARE……...................... 21 6.ELABORAREA SCHEMEI DE MEDIE TENSIUNE DIN INCINTA ÎNTREPRINDERII………………………............................................................. 22 6.1.Calculul tehnico-economic pentru varianta I................................................... 22 6.2.Calculul tehnico-economic pentru varianta II................................................…25 7.CALCULUL REŢELEI DIN SECŢIA DE MEZELURI…………….............….27 7.1.Alegerea dulapurilor de distribuţie din noduri…… ......................................…27 7.2.Alegerea cablurilor de alimentare a nodurilor...............................................…29 8.CALCULUL CURENŢILOR DE CURTCIRCUIT........................................... 30 9.VERIFICAREA ELEMENTELOR ŞI A APARATAJULUI DIN SISTEMUL DE AEE A ÎNTREPRINDERII LA ACŢIUNEA CURENŢILOR DE SCURTCIRCUIT………....................................................................................... 37 9.1.Alegerea echipamentului la partea de 35kV..………………………………...37 9.2.Alegerea şi verificarea întreruptorului liniei în cablu 10kV………………….38 9.3.Alegerea şi verificarea liniei în cablu pe sectorul SPC-PT3………………….39 9.4.Alegerea şi verificarea transformatorului de curent la barele 10kV a SPC……………………………………………………………..40 9.5.Alegerea şi verificarea transformatorului de tensiune la barele 10kV a SPC...41 9.6.Alegerea siguranţei fuzibile pentru protecţia transformatorului din PT-3 din Secţia de mezeluri................………………………………………………….42 9.7.Alegerea şi verificarea separatorului de sarcină de 10kV……………….……43 9.8. Alegerea siguranţei fuzibile ce protejează receptorul electric din Secţie...….43 9.9.Alegerea conductorului de alimentare a receptorului electric………………..44 10.ALEGEREA TIPULUI PROTECŢIEI PRIN RELEE ŞI REGLAJUL TIMPULUI DE ACŢIONARE A LOR…………………………………………..45 10.1.Verificarea sensibilităţii între elementele protecţiei………………………...45 10.2.Calculul protecţiei prin relee a transformatorului de putere din Secţie..……47 10.3. Calculul protecţiei prin relee a LEC-10kV pe sectorul ID-10kV-PT3……..50 11. ALEGEREA SCHEMELOR DE AUTOMATIZARE, SEMNALIZARE, MĂSURĂ ŞI EVIDENŢĂ A ENERGIEI ELECTRICE…………………….…..55 3

11.1. Schema dispozitivului de anclanşare automată a rezervei a transformatorului din SPC la treapta de 10kV…………...……………………………………….55 11.2. Schema reglajului automat a puterii bateriilor de condensatoare…………...56 11.3. Schema de semnalizare şi măsurare……………………...…………………57 12.COMPENSAREA PUTERII REACTIVE…………………………………….59 ÎNCHEIERE………………………………………………………………………62 BIBLIOGRAFIE………………………………………………………………….63

4

INTRODUCERE În ţara noastră în ceea ce priveşte consumul de energie electrică, industria are o pondere importantă faţă de restul consumatorilor, reprezentând circa 50% din producţia totală de energie electrică. O problemă importantă, cu consecinţe economice o constituie determinarea încă din etapa de proiectare a fiecărei întreprinderi a mărimii puterii active şi reactive, precum şi a energiei active şi reactive, astfel încât să fie cât mai aproape de ceea ce se realizează după intrarea în funcţiune pentru a se evita supra sau subdimensionarea instalaţiilor de alimentare. Pe baza valorilor obţinute şi în urma examinării situaţiei din sistemul energetic din zona amplasamentului întreprinderii şi a caracteristicilor şi repartizării tuturor consumatorilor în incinta acesteia, se stabilesc mai multe variante posibile, atât pentru instlaţiile de racordare la sistem, cât şi cele de distribuţie a energiei electrice în întreprindere, dintre care, prin folosirea calculelor tehnico-economice comparative, se selectează variantele cele mai avantajoase, care urmează a fi realizate. De asemenea, în incinta întreprinderilor, unde apar receptoare în număr mare, având puteri nominale din ce în ce mai mari şi cu comportări diferite în funcţionare, este necesar ca instalaţiile de distribuţie să corespundă fiecărei categorii de consumatori. Cerinţele care stau la baza rezolvării problemelor legate de relizare tuturor instalaţiilor electroenergetice din exteriorul şi din interiorul incintei fiecărei întreprinderi, în vederea alimentării cu energie electrică, privesc asigurarea producerii şi aducerii întregii puteri şi energii necesare până la ultimul receptor, funcţionarea sigură a acestor instalaţii la nivelul cerinţelor fiecărei categorii de consumatori şi economicitatea acestora, în sensul realizării lor cu investiţii minime şi cheltuieli de exploatare reduse. Rolul energeticienilor nu se încheie însă odată cu punerea în funcţiune a instalaţiilor de alimentare, este necesară o permanentă preocupare împreună cu tehnologii din fiecare întreprindere, în vederea creării unor condiţii tehnico-organizatorii cât mai bune de desfăşurare a proeselor de producţie, pentru reducerea consumului de energie electrică. Scopul lucrării de faţă este analiza soluţiilor de alimentare din SEN a unui consumator industrial în vederea realizării unei concepţii de alimentare a acestui consumator, având în vedere noile orientări economice din ţara noastră. Soluţia de alimentare a unui consumator cu energie electrică este determinată de cuantumul puterii consumate şi gradul de continuitate în alimentare, solicitat de consumator. Una din cerinţele esenţiale prvind racordare consumatorilor la sistem este aceea de a realiza soluţii constructive şi tehnologice la nivelul celor mai înalte realizări pe plan mondial, în limita aplicabilităţii acestor soluţii la scara ţării noastre urmărindu-se în special următoarele:  reducerea costurilor;  creşterea gradului de tipizare;  reducerea pierderilor de energie;  creşterea fiabilităţii şi a mentenanţei;  rentabilizarea activităţii de furnizare a energiei electrice. 5

1. CARACTERISTICA ÎNTREPRINDERII ŞI SECŢIILOR. 1.1 Caracterisitica întreprinderii. Fabricarea apartajului electric constă din mai multe operaţii pentru executarea cărora sunt organizate secţii de producere . Toate clădirile şi construcţiile uzinei se împart în trei categorii: a) Clădiri şi construcţii cu destinaţie cu producere de bază ;la ele se referă secţiile de apartaj, secţii panourilor de protecţie , secţie galvanică şi secţia de prelucrare şi colectare. b) Clădiri şi construcţiile auxiliare; la ele se referă secţiile ce pregătesc materialul pentru secţiile de bază, la ele se referă secţii de raparaţii şi restabilire a echipamentului, fierărie , staţii de compresoare ş.a. c) Clădirile şi construcţiile auxiliare; la ele se referă : depozitele, garajul ş.a. La această uzină se foloseşte metoda de producere combinată , deoarece se fabrică confecţii de diferite forme, gabarite şi diferite destinaţii . Fabrica produce: - Generatoare cu aburi; - Turbine cu aburi; - Vagoane pentru transportarea marfurilor pe cale ferată; - Camioane de dimensiuni foarte mari(ca de ex. pentru cariere); - Motoare Diesel pentru trenuri; - Diferite piese de schimb de dimensiuni mari. Dupa gradul de fiabilitate a funcţionării uzinei şi continuităţii alimentării cu energie electrică, uzina în total se referă la categoria II. 1.2 Caracteristica secţiilor. Secţiile de aparataj – sunt considerate secţii de bază în ele se asanblează şi se verifică producţia. Întreruperea în alimentare cu energie electrică duce la nelivrarea producţiei de bază. Depozite – se păstrează diferite materiale şi ca utilaj de bază se utilizează macara – grindă penru lucrări de încarcare şi de descarcare. La întreruperea în alimentare cu energie electrică aceste lucrări se vor face manual de către personal. Laborator – se face controlul asupra respectării normelor tehnologice a producţiei . Utilajul de bază : echipament de control şi măsurare. Staţie de pompare, este destinată pentru alimentare cu apă a întreprinderii în regim normal şi de incendiu. Utilajul de bază sunt de tensiune joasă , pentru rezervarea apei în caz de incendiu se foloseşte motopompa. Secţia reparaţii mecanice,se realizează reparaţia echipamentului nestandart şi a utilajului defectat. Utilajul de bază este strunguri de prelucrare a metalului . Fierărie-- se face confecţionarea echipamentului pentru secţiile de producere prin metoda forjării . În secţie sunt instalate ciocane, presuri , matrice , cuptoare. Turnătorie—este destinată pentru turnarea pieselor din metal, realizarea unor aliaje 6

speciale. Tabelul 1.1 -Caracteristica generală a secţiilor

Denumirea secţiei

mediul înconj.

Secţia de depozit de materiale

normal

Secţia turnătorie Turnătorie(10kV)

normal

Secţia de reparaţii mecanice

normal

Secţia de depozit de utilaj şi piese de schimb Secţia de resoare

normal normal

Depozit Secţia antiincendiu Staţia de pompare Staţia de pompare(10kV) Secţia de armătură Secţia de fierărie şi presare Secţia de ştanţare şi presare

normal

normal normal

normal normal normal

Laboratorul

normal

grad.de pericol de electr.

III

cu pericol redus

П-I

II

cu pericol redus

П-I

interi or

III

cu pericol redus

П-I

interi or

III

cu pericol redus

П-I

-

II

cu pericol redus

-

interi or

П-I

-

-

-

normal

Cantină

normal

I

cu pericol redus

П-I

exteri or

II

cu pericol redus

П-I

interi or

II

cu pericol redus

П-I

interi or

II

cu pericol redus

П-I

interi or

III

III III 7

interi or

III

III

Blocul administrativ

tip. PT

cu pericol redus cu pericol redus

III

normal

Garaj

cat . RE

Cat. de ince n. şi ex.

cu pericol redus cu pericol redus cu pericol redus cu pericol redus

П-I

-

П-I

-

2. CALCULUL SARCINILOR ELECTRICE A SECŢIILOR ŞI A ÎNTREPRINDERII. Sarcinile electrice de calcul a întreprinderilor industriale a secţiilor sau a diferitor noduri de sarcină pot fi determinate prin diferite metode. Determinarea corectă a sarcinii este pusă la baza proiectării sistemului de alimentare cu energie electrică. 2.1 Determinarea sarcinilor electrice a Secţiei de Reparaţie Mecanică Sarcinile electrice de calcul al secţiei se recomandă de determinat prin metoda coeficientului de maxim. Conform acestei metode numărul de receptoare electrice se împart în grupe teritorial, fiecare grupă se va alimenta de la un punct de distribuţie comun: dulap de putere, conductor-bară. Acestea se vor numi noduri. Pentru fiecare nod se determină numărul de receptoare n, puterea nominală, regimul de funcţionare. Conform regimului de funcţionare receptoarele electrice se împart în grupe. Un nod poate conţine mai multe grupe. Pentru fiecare nod se determină coeficientul de utilizare a puterii active: n

∑ Pmsi K u .a .=

i=1 n

∑ Pni i =1

n

unde, dat,

∑ Pmsi i=1

,

(2.1)

este puterile medii a receptoarelor electrice corespunzătoare nodului n

n

∑ Pmsi =∑ K uai⋅Pni i =1

i=1

;

K uai este coeficientul de utilizare a puterii active corespunzător receptorului electric “i”; Pni - puterea nominală a receptorului “i”, kW. Exemplu: pentru nodul 1. n

∑ K uai⋅Pmsi K u .a .=

i=1

=

n

∑ Pni

24 . 024 =0, 44 54 . 6

;

i =1

În continuare se determină, pentru fiecare grupă de receptoare electrice, puterile medii.

n

n

Pms=∑ P msi=∑ K uuai⋅Pni i=1

i =1

8

;

(2.2)

n

Pms=∑ K uai⋅Pni =18⋅0, 75=13 , 5 kW

; Se determină numărul echivalent de receptoare electrice: i=1

2

( ) n

ne =

(∑ ) i=1

Pni

n

∑ P2ni i =1

(

∑ Pni i=1 n

)

=

∑ P2ni

2007 . 04 =7 .57≈8 receptoare 265

;

i=1

Cunoscând

(2.3)

2

( )

ne =

n

,

Ku,a

şi ne

din [3, fig.2.4, pag. 27] se alege coeficientul de maxim

K m , a =f ( K ua , ne )

; K ≈1,62 Deci: ma ; Se determină puterea activă de calcul: Pc =K ma⋅Pms =1, 62⋅13. 5=21. 87 kW ; Puterea reactivă de calcul se determină din două condiţii: a) Qc =1,1⋅Qms - pentru ne ≤10 ; b)

Qc =Qms - pentru ne >10 ; n

n

Q ms=∑ qmsi =∑ Pmsi⋅t g ϕi = 18 , 6 k var

; Q =1,1⋅Q =1,1⋅18 ,6=20 . 4 k var ms Deci, c ; Se determină puterea de calcul aparentă: S c = P 2c +Q2c =√54 , 62 +20 , 4 2 =58 .3 kVA ; i=1

i=1

√

Datele iniţiale pentru calculul sarcinilor electrice a Secţiei de Reparaţie mecanică şi rezultatele calculului sînt prezentate în Anexa 1, Anexa 2 respectiv Anexa 3. Calculul se efectuează la calculator cu ajutorul programului special MEC. 2.2 Determinarea sarcinilor electrice a întreprinderii Sarcinile electrice de calcul al întreprinderii se recomandă de determinat prin metoda coeficientului de cerere. Pentru aceasta e nevoie de a cunoaşte puterile instalate ale tuturor secţiilor şi coeficientul de cerere care se află din îndrumare [4, pag.7-10; 6, pag. 3-6 ]. Se determină puterea de calcul conform relaţiei: Pc =K ca⋅Pn , (2.4) unde, K ca este coeficientul de cerere a puterii active; 9

Pn - puterea nominală sau instalată, kW.

Exemplu: pentru secţia 1 Pc =K ca⋅Pn =0,7⋅150=105 kW ; Se determină puterea de calcul pentru iluminatul electric conform relaţiei: Pcil=F⋅Po⋅K cil ;

(2.5)

2

unde, F este aria suprafeţei secţiei corespunzătoare, m ; Po - sarcina specifică pentru iluminatul electric al secţiei, kW /m2 ; K c ,il - coeficientul de cerere a sarcinilor de iluminat electric;

Pcil=F⋅Po⋅K cil =2844⋅0,018⋅0,6=30. 7 kW ; Puterea reactivă de calcul se determină conform relaţiei:

Qc =P c⋅t g ϕ ;

Qc =P c⋅t g ϕ=105⋅0, 75=78 . 8 k var ;

(2.6)

Datele iniţiale pentru calculul sarcinilor electrice a întreprinderii şi rezultatele calculului sînt prezentate în Anexa 4. 3. ALEGEREA TENSIUNII DE ALIMENTARE DE LA SISTEM. Alegerea tensiunii constă în determinarea unei aşa valori a tensiunii care ar satisface toate cerinţele tehnice în ceea ce priveşte perspectiva de extindere a întreprinderii. Această tensiune trebuie să cauzeze pierderi minime de putere şi tensiune. De tensiune depind parametrii liniilor de legătură cu sistemul electroenergetic naţional (SEN), caracteristicile aparatajului de comutaţie şi ale echipamentului din staţiile de racord şi deci, valoarea investiţiilor, a pierderilor de energie. Alegerea tensiunii de alimentare a reţelei electrice de distribuţie depinde de puterea consumată de uzină, de îndepărtarea de la sursa de alimentare. Valoarea aproximativă a tensiunii de alimentare se determină utilizînd mai multe relaţii din [3, pag.183]. relaţia lui Still (SUA):

U=4,34⋅√ l+16⋅P , -

relaţia lui Nicogosov(Rusia): 4 U=16⋅√ P⋅l ; relaţia din Germania

U=3⋅√ S+0 .5⋅l ;

(3.1) (3.2) (3.3)

unde, l este distanţa de la sursa de alimentare până la uzină, l=4 km; P- puterea de calcul la barele de tensiune înaltă a SPC, conform rezultatelor de la calculator, P=5,808 MW; Deci: 10

√

6 . 671 U=4,34⋅√ l+16⋅P=4, 34⋅ 12 . 8+16⋅ =35 ,3 kV 2 ; 4 4 6 . 671 U=16⋅√ P⋅l=16⋅ ⋅12 . 8=40 .89 kV ; 2 6 .671 U=3⋅√ S+0 .5⋅l=3⋅ +0 .5⋅12. 8=11. 98 kV 2 . Astfel se vor compara 2 variante: Varianta I: U n =35kV ;

√

√

Varianta II: U n =10 kV ;

Varianta I: U n =35 kV ; Se determină curentul în LEA-35kV, conform relaţiei de mai jos: I LEA =

Sc

√3⋅U n⋅n ,

unde, S c este puterea de calcul la barele de înaltă tensiune a SPC, S c =6671+ j 1868 kVA (vezi Anexa 4.);

(3.4)

n- numărul de linii ce vin la SPC, n=2; U n - tensiunea nominală, U n =35 kV ; Deci: I LEA =

Sc

√3⋅U n⋅n

=√

66712 +18682 =57 . 14 A √ 3⋅35⋅2 ;

Se determină secţiunea conductorului conform criteriului densităţii economice a curentului: F ec =

I LEA j ec ,

(3.5)

jec este densitatea economică a curentului,se alege din [2,tab.4.5], unde, 2 j ec =1,1 A /mm ; F ec =

I LEA 57 . 14 = =51. 94 mm 2 j ec 1,1 .

Conform [7,tab.2.5.6], diametrul minimal al conductorului la 35kV, este 70 mm , deci din [5,tab.7.38], se va alege de tip. AC- 70/11, avînd curentul admisibil: I adm=265 A şi parametrii: 2

r o =0, 42 Ω/km ; x o =0, 43 Ω/km ;

În regim de avarie se obţine următorul curent într-o linie: I LEAav =2⋅I LEA =2⋅57 .14=114 .28 A
Se determină pierderile de tensiune în LEA în regim normal şi în regim de avarie. ΔU norm =

P⋅R +Q⋅X U n⋅n

, unde: R- este rezistenţa liniei, R=r o⋅l=0, 42⋅12 , 8=5 . 376 Ω ; X- reactanţa liniei, X =x o⋅l=0, 43⋅12 , 8=5 . 504 Ω ;

(3.6)

P- puterea de calcul activă la barele de înaltă tensiune a SPC, P=6671 kW; Q- puterea de calcul reactivă la barele de înaltă tensiune a SPC,Q=1868 kvar; n- numărul de linii, n=2;

P⋅R +Q⋅X 6671⋅5 . 376+1868⋅5 . 504 = =659 .21 V U n⋅n 35⋅2 ; ΔU norm 659 .21 ΔU norm = ⋅100= ⋅100=1 .8 Un 35⋅103 ; 2⋅ΔU norm 2⋅659. 21 ΔU ar = ⋅100= ⋅100=3 . 7 Un 35000 ;

ΔU norm =

Se determină pierderile de putere în regim normal : ΔP=

S 2c

⋅R= 2

Un

6927 .6 2 ⋅5. 376=105307. 3 W 352⋅2

;

Varianta II: U n =10 kV ; Se determină curentul în LEC- 10kV: I LEC =

Sc

√ 3⋅U n⋅n

=√

66712 +1868 2 =199 , 98 A √ 3⋅10⋅2 ;

Se determină secţiunea conductorului: F ec =

I LEC 199 .98 = =181 .8 mm 2 j ec 1,1 ;

2 Conform [7,tab.2.5.6], diametrul minimal al conductorului la 35kV, este 70 mm , deci din [5,tab.7.38], se va alege de tip. AC- 185/24, avînd curentul admisibil: I adm=520 A şi

parametrii: r o =0, 16 Ω/km ; R=r o⋅l=0, 16⋅12 , 8=2 . 048 Ω ; x o =0 . 41 Ω/km ; X =x o⋅l=0, 41⋅12 , 8=5 . 248 Ω ; În regim de avarie se obţine curentul: I LECav =2⋅I LEC = 399 .96 A
ΔU norm=

12

ΔU ar =

2⋅ΔU norm 2⋅1173 .27 ⋅100= ⋅100=23 . 46 Un 10000

; Se determină pierderile de putere în regim normal : ΔP=

S 2c

⋅R= 2

Un

6927 .6 2 ⋅2,048=291434 . 4 k W 102⋅2

; Rezultatele obţinute (pentru compararea variantelor) se întroduc în tab.3.1. Tabelul 3.1- Compararea tehnică a rezultatelor . ΔP , Varianta Un, , ΔU av Tipul conductorului kW % kV I II

35 10

AC- 70/11 AC-185/24

3,7 23,46

105307,3 291434,4

Analizînd rezultatele obţinute din tab. 3.1. se observă că la tensiunea 35kV pierderile de putere şi tensiune sînt mai mici şi ţinînd cont că tensiunea de 35kV este mai eficientă se va alege această tensiune de alimentare a întreprinderii. În cazul utilizării tensiunii nominale de 35kV va fi necesar de construit şi de amplasat pe teritoriul uzinii SPC 35/10kV. 4. ALEGEREA NUMĂRULUI ŞI PUTERII NOMINALE A TRANSFORMATOARELOR STAŢIE PRINCIPALE ŞI A POSTURILOR DE TRANSFORMARE DIN INCINTA ÎNTREPRINDERII. De obicei SPC a întreprinderii industriale se realizează cu două transformatoare de putere, care realizează condiţiile de siguranţă cerute de receptoarele electrice de categoria I. Staţii cu un singur transformator se realizează pentru alimentarea unor receptoare de categoria a II-a şi a III-a care admit întreruperi pe durata rezervei, reparaţiei sau înlocuirii transformatorului. Staţii cu trei transformatoare se realizează în cazuri excepţionale: când este necesar de a separa consumatorii cu şocuri de putere de consumatorii liniştiţi; existenţa unei sarcini concentrate care depăşeşte capacitatea maximă de asigurare prin două transformatoare de fabricaţie curentă. Alegerea puterii transformatoarelor din SPC se face în baza sarcinii de calcul a întreprinderii în regim normal de funcţionare, luând în consideraţie puterea reactivă livrată de sistem. În regim de postavarie (la deconectarea unui transformator), pentru alimentarea fiabilă cu energie electrică a receptoarelor electrice se prevede alimentarea acestora de la transformatorul de putere nedefectat. În acest caz o parte din receptoare electrice mai puţin importante cu scopul micşorării sarcinii transformatorului pot fi deconectate. Puterea nominală a transformatoarelor de putere din SPC se alege conform puterii totale sumare la partea de înaltă tensiune a SPC. Pentru SPC cu două transformatoare puterea nominală a fiecăruia se determină din condiţia: 13

S nt ≥

S cΣ k i⋅n ,

(4.1) S unde, cΣ este puterea aparent[ de calcul a întreprinderii, calculată din relaţia:

S cΣ =√ P2cΣ +Q2s ,

PcΣ - puterea activă de calcul a întreprinderii, PcΣ =6671 kW ; Qs - puterea reactivă consumată de întreprindere din sistemul energetic,

Qs =1868 k var ; S cΣ = P2cΣ +Q 2s =√ 66712 +1868 2=6927 . 6 kVA ;

√

k i - coeficientul de încărcare normativ a transformatoarelor, k i =0,7 ; n- numărul de transformatoare, n=2. Deci, S nt =

S cΣ 6927 . 6 = =4948 , 28 kVA k i⋅n 0,7⋅2 ;

Din [5,tab.3.6.] se alege 2 transformatoare de putere cu două înfăşurări de tip. TMН6300/35 având următorii parametri: S nt =6300 kVA , U it =35 kV , U jt =10.5 kV ,

Po =14 kW , Psc =60 kW , U sc =10 , 5 . În regim de avarie (la deconectarea unui transformator) transformatorul neavariat trebuie să asigure alimentarea cu energie electrică a receptoarelor mai responsabile: 1,4⋅S nt =1,4⋅6300=8820 kVA ;

1,4⋅S nt >S cΣ (8820 kVA>6927 .6 kVA ) ; Deci, în regim de post-avarie conform [7] transformatorul neavariat, va putea fi supraîncărcat cu un coeficient de 1,26 din puterea nominală, timp de 5 zile, mai mult de 6 ore pe zi. În regim normal de funcţionare transformatoarele din SPC vor funcţiona cu un coeficient de încărcare egal cu: k inreal =

ScΣ

2⋅S nt

=

6927 . 6 =0,55 2⋅6300 ;

Alegerea corectă a numărului şi puterii transformatoarelor din secţii poate fi făcută numai prin calcule tehnico-economice prin compararea variantelor. Numărul de posturi de transformatoare (PT) influenţează cheltuielile legate de construcţia instalaţiilor de distribuţie în reţelele electrice. Reducerea numărului posturilor de transformare duce la micşorarea numărului de celule la ID. Creşte lungimea sumară a liniilor de transport, cresc pierderile de energie electrică. Majorarea numărului posturilor de transformare reduce cheltuielile în reţele de joasă tensiune însă majorează numărul de celule a ID şi cheltuielile în reţele de 10kV. Problema este problemă de optimizare. Posturile de transformare cu un transformator se recomandă pentru alimentarea receptoarelor electrice care admit întreruperea alimentării cu energie electrică, atâta timp 14

cît se montează transformatorul de rezervă sau se realizează rezerva cu linii de joasă tensiune de la PT vecin . Adică PT cu un transformator alimentează receptoare electrice de categoria a III-a şi a II-a şi chiar receptoare electrice de categoria I când acestea nu depăşesc 20% din numărul de receptoare electrice total. Alegerea puterii nominale a transformatoarelor din secţii se face reeşind din încărcarea lor în regim normal şi ţinând cont de posibilităţile de rezervare în regim de post-avarie la nivel de întreprindere se recomandă două tipuri de posturi de transformatoare. Analizând sarcinile de calcul a tuturor secţiilor se vor utiliza trei tipuri de transformatoare cu puterile standartizate de 250,400 şi 1250 kVA. Puterea transformatoarelor din secţii se determină conform relaţiei: S nt =

Sc PcΣ = n⋅k i n⋅k i⋅cos ϕ ;

unde, Pc este puterea de calcul a secţiei, kW; n- numărul de transformatoare în secţie; k i - coeficientul de încărcare normal al transformatorului; cos ϕ - factorul de putere. Se recomandă de a folosi următoarele valori a coeficientului de încărcare: pentru staţii cu două transformatoare ce alimentează receptoare de categoria I: k i =0, 65−0,7 ; pentru staţii cu două transformatoare ce alimentează receptoare de categoria II,III: k i =0,7−0,8 ; pentru staţii cu un transformator ce alimentează receptoare de categoria III, şi categoria II în cazul de rezervare centralizată (de depozit) a transformatoarelor: k i =0,9−0, 95 ; Alegerea numărului şi a puterii transformatoarelor din PT din secţii, determinarea coeficientului de încărcare real ( k ir ) , de avarie ( k ia ) şi a sarcinii deconectate în regim de post-avarie se prezintă în tab.4.1: Tabelul 4.1-Alegerea transformatoarelor de putere din PT a secţiilor. Sarcinile de Nr nr. Nr.sec Cat. calcul k in k ir ¿ Sn PT ţiei RE P kW c, comp. III

Pc1+P c6

184,4 1x250

0,9-0,95

2

II

0.35 Pc 2

350

1x400

0,7-0,8

PT3

2

II

0.65 Pc 2 +Pc 7 675,3 2x400

0,7-0,8

PT4

8

I

PT1

1,6

PT2

Pc8

1800,1 2x1600 0,65-0,7 15

Sar.dec. la avarie

k ia

0.7 4 0,8 7 0,8 4

1,2 8 1,2 8

0,5 6

1,1 2

-

-

-

PT5

10,12, 13

II, III

Pc10 +Pc 12+ +Pc 13

504,2

2x400

PT6

3

III

Pc3 +Pc 4

480,8

2x250

PT7

5

II

Pc5

379

2x400

0,7-0,8

PT8

9

II

Pc9

557

2x400

0,7-0,8

PT9

11,14, 15

II, III

Pc 11 +P c14 + +Pc 15

539,6

2x400

0,7-0,8

0,6 3 0,9 0,9-0,95 6

1.2 6

-

-

-

0,4 7

0,9 4

-

0,6 9 0,6 7

1,3 9 1,3 5

0,7-0,8

-

5. AMPLASAREA STAŢIEI PRINCIPALE COBORÂTOARE, STAŢIILOR DE DISTRIBUŢIE ŞI A POSTURILOR DE TRANSFORMARE. Locul de amplasare a SPC se alege luând în consideraţie mai multe criterii: coordonatele centrul de sarcini electrice, amplasarea întreprinderii faţă de sursa de alimentare. Din cauza lipsei de teritoriu, SPC nu se va amplasa în centrul de coordonate a sarcinilor, se va amplasa lângă secţia nr.2 din partea alimentării cu ID în interiorul secţiei Posturile de transformare e de dorit să fie apropiate la maxim de centrul sarcinilor electrice a secţiilor, ceea ce permite de a construi un sistem de alimentare cu energie electrică mai economic şi fiabil , deoarece se micşorează lungimea reţelelor de distribuţie, se micşorează pierderile de energie electrică. Posturile de transformare 10/ 0,4 kV se admit de instalat în interiorul secţiei, cu scopul de apropiere maximă de receptoare. Însă în secţiile unde au loc degajări enorme de căldură, prafuri conductoare sau substanţe chimice ce influenţează dăunător asupra regimului normal de funcţionare a transformatorului, transformatoarele se amplasează în exteriorul secţiei fie anexat fie separat, sau în interiorul lor încorporat. Instalaţiile de distribuţie 10 kV se vor plasa în comun cu transformatoarele secţiei în interiorul secţiilor. 6. ELABORAREA SCHEMEI DE MEDIE TENSIUNE DIN INCINTA INTREPRINDERII. La elaborarea schemei de alimentare cu energie electrică din incinta întreprinderii se utilizează schema radială şi magistrală.

16

PT se alimentează de la SPC prin intermediul cablurilor instalate în tranşee. Ele se sapă în aşa mod ca consumul de cablu să fie cît mai mic. Alegerea schemei raţionale de alimentare cu energie electrică se efectuează prin compararea tehno-economică a variantelor. Compararea se realizează prin metoda cheltuielelor anuale. Optimală se va considera varianta cu cheltuieli minime. Se vor analiza două variante de alimentare cu energie electrică a întreprinderii: Varianta I – linia magistrală dublă: ID-10kV- PT4-PT5. Varianta II- linia radiala: ID-10kV- PT4, ID-10kV-PT5. 6.1 Calculul tehnico-economic pentru Varianta I. Se prezintă schema de alimentare pentru varianta I.

Fig.6.1- Schema de alimentare cu energie electrică pentru Varianta I. Se determină secţiunile cablurilor conform densităţii economice de curent, utilizând relaţia: F ec =

Ic

j ec ,

unde, I c este curentul de calcul al cablului, Pc - puterea de calcul al cablului;

I c=

(6.1)

Pc

√ 3⋅U n ;

U n - tensiunea nominală a cablului, U n =10 kV ;

j ec - densitatea economică a curentului, din [2, tab.4.5], pentru T max =5000 h , jec =1,4 A /mm 2 ;

Pierderile de putere în liniile în cablu 10kV se determină conform relaţiei:

ΔP=k in2 ⋅ΔP o⋅l ,

unde, k in

este coificientul de încărcare a liniei corespunzătoare,

I c - curentul de calcul al liniei corespunzătoare, A; I adm - curentul admisibil al liniilor corespunzătoare, A;

ΔP o - pierderile de putere în cablu la sarcina nominală, kW/km; l - lungimea liniei în cablu, km. Linia în cablu W1: 17

k in =

Ic

(6.2)

I adm ;

Pcw1 =PCPT 4 +PCPT 5=1800 . 1+267 .6+187 .2+49. 4=2304 .3 kW ; P cw 1

2304 . 3 =133. 04 A √3⋅U n √ 3⋅10 ; I cw1 133 . 04 F ecw 1= = =95 . 03 mm 2 jec 1,4 ; I cw 1 =

=

lw 1=0. 214 km ;

Din [3, tab.П.9] se alege cablu de tip ААШв 3x120 cu I adm=240 A . Pierderile de ΔP o =54 kW /km . Costul cablului putere în cablu la sarcina nominală I o =3.08 mii u .m./km . Linia în cablu W2: Pcw2 =PCPT 5 =267 .6+187 .2+49. 4 =504 .2 kW ; P cw 2

504 . 2 =29. 11 A √3⋅U n √ 3⋅10 ; I cw 2 29. 11 F ecw 2= = =20 .79 mm2 j ec 1,4 ; I cw 2 =

=

l w 2=0. 16 km ;

Din [3, tab.П.9] se alege cablu de tip ААШв 3x25 cu I adm=90 A . Pierderile de ΔP o =40 kW /km . Costul cablului putere în cablu la sarcina nominală I o=1,76 mii u.m./km . Pierderile sumare în linii vor fi: 2

n

ΔP=∑ i=1

I cwi 133. 04 2 29 .11 2 ⋅ΔP 0i⋅l i = ⋅54⋅0, 214+ ⋅40⋅0,16=4 .219 kW . I admi 240 90

( )

(

)

(

)

Pentru calculul tehnico-economic se va utiliza metoda cheltuielilor de calcul anuale (CA). Conform [9,§ 2.5.2]: CA=C + I Σ⋅E I +Y , (6.3) unde, CA sunt cheltuielile anuale; C-cheltuielile anuale constante în perioada de exploatare; C=C î , rep+C pierd , (6,4)

Pî ,r

C î ,rep - cheltuielile anuale cu personalul, întreţinerea şi reparaţiile, C î , rep=Pî ,r⋅I c ;

- cota

anuală din valoarea investiţiei la întreţinere şi reparaţie, din [9, tab.3]. Pî , r =1, 75 ;

C pierd

I-investiţiile determinate de procurarea cablurilor şi a celulelor prefabricate; - costul

pierderilor de putere, C pierd =ΔP⋅τ⋅C w ; 18

ΔP τ

- pierderile de putere în linie (cablu), kW; - timpul pierderilor maximale, 2 Tm 5000 2 τ = 0, 214+ ⋅T an= 0, 124+ ⋅8760=3410 , 9 h 10000 10000 ;

(

Cw

)

(

)

C w =1. 5

u. m . kW⋅h ;

unui CW⋅h de energie, I Σ⋅E I - rata anuală de rambursare a creditului; E I - coeficientul de rambursare a creditului, din [9,Anexa 2], pentru şi T sn=20 ani , E I =0,1175 ; I Σ - investiţiile (cheltuielile) sumare, I Σ =I c +I ech ; - costul

i=10

I ech - investiţiile echivalente determinate de pierderile echivalente de putere, I ech=ΔP⋅C P ;

C P - costul unui kW de putere instalată la centrala etalon, C P=1000 u. m ./kW ;

I ech=ΔP⋅C P=4 . 219⋅1000=4219 u . m. I c - investiţiile capitale pentru consatruirea liniilor în cablu, n

I c=∑ I 0⋅l=I 0 w1⋅l w 1 + I 0w 2⋅l w 2=3 . 08⋅0. 214+1, 76⋅0 .16=0 . 941 mii u . m. i =1

I Σ =I c +I ech=941+4219=5160 u . m. Y- prejudiciul sau dauna cauzată de nelivrarea energiei electrice în caz de avarie. În cazul dat PT este alimentat prin două cabluri, ceea ce exclude nelivrarea energie, adică Y=0; C î ,r =Pî , r⋅I c=1, 75⋅941=1646 .75 u .m. ; C pierd =ΔP⋅τ⋅C w =4 .219⋅3410 .9⋅1. 5=21585, 88 u .m . ; C=C î , r +C pierd =1646 . 75+21585. 88=23232 ,63 u. m ; Deci cheltuielile de calcul anuale pentru Varianta I vor constitui:

CA I =C+ I Σ⋅E I =23232 .63+5160⋅0,1175=23838 , 93 u .m . ;

6.2 Calculul tehnico-economic pentru varianta II. Se prezintă schema de alimentare pentru varianta II.

Fig.6.1- Schema de alimentare cu energie electrică pentru Varianta II.

19

Se determină secţiunile cablurilor conform densităţii economice de curent: Linia în cablu W1: Pcw1 =PCPT 4 =1800 . 1 kW ; P cw 1

1800 . 1 =103 . 92 A √3⋅U n √ 3⋅10 ; I cw1 103 . 92 F ecw 1= = =74 .22 mm 2 j ec 1,4 ; I cw 1 =

=

lw 1=0. 214 km ;

Din [3, tab.П.9] se alege cablu de tip ААШв 3x95 cu I adm=205 A . Pierderile de ΔP o =50 kW /km . Costul cablului putere în cablu la sarcina nominală I o =2.76 mii u .m./km . Linia în cablu W2: Pcw2 =PCPT 5 =267 .6 +187 .2+49. 4=504 .2 kW ; P cw 2

504 . 2 =29. 11 A √3⋅U n √ 3⋅10 ; I cw 2 29. 11 F ecw 2= = =20 .79 mm2 j ec 1,4 ; I cw 2 =

=

l w 2=0.32 km ;

Din [3, tab.П.9] se alege cablu de tip ААШв 3x25 cu I adm=90 A . Pierderile de ΔP o =40 kW /km . Costul cablului putere în cablu la sarcina nominală I o=1,76 mii u.m./km . Pierderile sumare în linii vor fi: n

ΔP=∑ i=1

I cwi 2 103. 92 2 29 .11 2 ⋅ΔP 0i⋅l i = ⋅50⋅0, 214+ ⋅40⋅0, 32=4 .088 kW . I admi 205 90

( )

(

)

(

)

I ech=ΔP⋅C P=4 . 088⋅1000=4088 u . m. n

I c=∑ I 0⋅l=I 0 w1⋅l w 1 + I 0w 2⋅l w 2=2 . 76⋅0 . 214+1 .76⋅0 . 32=1. 154 mii u. m . i=1

I Σ =I c +I ech +I celula=1154 +4088+780=6022 u . m. C î , r =Pî , r⋅I c=1, 75⋅1154=2019.5 u.m. ;

C pierd =ΔP⋅τ⋅C w =4. 088⋅3410 . 9⋅1. 5=20915. 64 u .m. ; C=C î ,r +C pierd =2019 .5+20915. 64=22935 .14 u .m ; Deci cheltuielile de calcul anuale pentru Varianta II vor constitui: CA II =C+ I Σ⋅ΣI =22935 .14 +6022⋅0, 1175=23642. 725 u . c . ; Comparînd cheltuielile de calcul în cazul celor două variante se obţine: CA I =23838. 93 . u . m.>CA II =23642. 725 u . m. . 20

Deci în continuare se va accepta Varianta II pentru proiectare, evidenţiind următoarele avantaje: - cheltuieli investiţionale mai mici; - fiabilitate mai mare în alimentarea cu energie electrică a secţiilor întreprinderii. 7. CACULUL REŢELEI DIN SECŢIA DE REPARAŢIE MECANICĂ. În acest capitol se face împărţirea receptoarelor electrice în grupuri şi noduri luând în consideraţie regimul lor de funcţionare şi locul amplasării. Reţelele electrice din secţii trebuie să corespundă unor cerinţe: - să asigure fiabilitatea în alimentarea receptoarelor în dependenţă de categoria lor; - să fie comode şi fără pericol în exploatare; - să dea posibilitatea de a monta şi a conecta la reţea utilaje noi. Reţeaua radială se realizează cînd distribuţia energiei electricice la fiecare receptor electric sau la fiecare grupă de receptoare electrice se efectuează printr-o linie aparte. Reţeaua magistrală este aşa o linie în orice punct a căreea pot fi racordate receptoare electrice. Aşa tip de reţea se foloseşte: a) la alimentarea receptoarelor electrice repartizate uniform pe suprafaţa secţiei; b) la alimentarea receptoarelor electrice legate între ele din punct de vedere tehnologic, cînd deconectarea unui receptor electric necesită şi deconectarea celorlalte receptoare electrice; c) la alimentarea receptoarelor electrice aranjate în linie cu întinderea considerabilă de-a lungul secţiei. Alegerea conductoarelor de alimentare a receptoarelor electrice, a demaroarelor electromagnetice, a siguranţelor fuzibile şi releelor termice se face cu ajutorul calculatorului, întroducînd datele iniţiale ale receptoarelor electrice, în programul de calcul. Datele iniţiale pentru alegerea parametrilor şi parametrii sînt indicate în Anexa 5. 7.1 Alegerea cablurilor de alimentare ale nodurilor. Secţiunile cablurilor de alimentare ale nodurilor se aleg conform criteriului curentului admisibil, conform condiţiei: I adm≥ I max,calc (7.1.) unde, I adm - este curentul admisibil care parcurge cablul, A;

I max,calc - curentul maxim calculat care parcurge cablul, A;

I max, calc >

Sc

√ 3⋅U n ;

S c - puterea aparentă de calcul al nodului respectiv, kVA; U n - tensiunea nominală, U n =0,4 kV . 21

În continuare se alege cablul de alimentare pentru fiecare nod aparte: nodul 1: S c =√( Pc1 +P il )2 +Q2c1 =80 .33 kVA ; I max, calc=

Sc

√ 3⋅U n

=

80 . 33 =115 .946 A √3⋅0,4 ;

I adm=136 A .

Se alege cablu tip АBBГ 3x50+1x25 cu nodul 2: S c =S c 2 =88 . 8 kVA ; I max,calc=

Sc

=

√ 3⋅U n

88 . 8 =128 . 17 A √3⋅0,4 ;

Se alege cablu tip АBBГ 3x50+1x25 cu I adm=136 A . nodul 3: S c =S c 3 =200 . 3 kVA ; I max,calc=

Sc

√ 3⋅U n

=

200 .3 =289 . 1 A √3⋅0,4 ;

Se alege cablu tip АBBГ 3x185+1x95 cu I adm=313 A . nodul 4: S c =S c 4 =149. 1 kVA ; I max, calc=

Sc

√ 3⋅U n

=

149 .1 =215 . 2 A √3⋅0,4 ;

Se alege cablu tip АBBГ 3x120+1x70 cu I adm=236 A . nodul 5: S c =S c 5 =147 . 9 kVA ; I max, calc=

Sc

√ 3⋅U n

=

147 . 9 =213 . 475 A √3⋅0,4 ;

Se alege cablu tip АBBГ 3x120+1x70 cu I adm=236 A .

7.2 Alegerea dulapurilor de distribuţie din noduri. Pentru distribuţia energiei electrice spre grupele de receptoare trifazate la 0,4 kV se utilizează dulapuri de putere şi conductoare-bare.

22

Pentru secţiile cu mediu normal se utilzează dulapuri de tip СП-62 şi ШРС1-20 У3, dar pentru secţiile cu mediu prafuit, fierbinte se utilizează dulapuri de tip СПУ-62 şi ШРС1-50 У3. Ţinînd cont că numărul liniilor de plecare de la nod nu depăşeşte 8, şi luînd în consideraţie că mediul în secţie este normal, din [1,tab.7.8] se alege: - pentru nodul 1, dulapul de putere tip. ШРС1-54У3 8x100, cu curentul nomimal I n=280 A . - pentru nodul 2, dulapul de putere tip ШРС1-57У3, I n=280 A , 5x250. - pentru nodul 3, dulapul de putere tip ШРС1-54У3 8x100, cu curentul nomimal I n=280 A . - pentru nodul 4, dulapul de putere tip ШРС1-57У3 5x100+2x250, cu curentul nomimal I n=280 A . - pentru nodul 5, dulapul de putere tip ШРС1-56У3 5x250, cu curentul nomimal I n=280 A . 8. CALCULUL CURENŢILOR DE SCURTCIRCUIT. Calculul curenţilor de scurtcircuit este necesar pentru verificarea elementelor şi aparatajlui din sistemul de alimentare cu energie electrică a întreprinderii la acţiunea acestor curenţi de scurtcircuit. La fel calculul curenţilor de scurtcircuit este necesar pentru a elabora protecţia prin relee a elementelor sistemului de alimentare cu energie electrică. Pentru calculul curenţilor de scurtcircuit se elaborează schema electrică monofilară începînd cu staţia sistemului electroenergetic şi terminînd cu receptorul din secţia de reparaţii mecanice. Pe schemă se indică toţi conductorii de curent, aparatajul de comutaţie şi protecţie, iar apoi se stabilesc punctele de scurtcircuit pentru care se calculează curenţii de scurtcircuit. Dacă există motoare sincrone şi asincrone de puteri mari, ele trebuie să fie indicate pe schemă întrucît au influenţă asupra curenţilor de scurtcircuit. Se determină în general curenţii de scurtcircuit trifazat, iar pentru linia ce alimentează receptorul cel mai îndepărtat din secţia de reparaţii mecanice, se determină de asemenea curentul de scurtcircuit monofazat la sfârşitul liniei (la bornele receptorului). Toate calculele se înfăptuiesc cu ajutorul unui program special la calculator ( vezi Anexa 5). Se alcătuieşte schema electrică pentru calculul curenţilor de scurtcircuit.

23

Fig.8.1- Schema monofilară pentru calculul curenţilor de scurtcircuit. Se aleg parametrii elementelor schemei echivalente. Sistemul electroenergetic. S s =550 MVA , x s=0,8 ; Sectorul 1-2 Linia electrică aeriană de alimentare cu energie electrică a întreprinderii tip AC-70/11 24

r o =0, 42 Ω/km , x o =0, 43 Ω/km , l=12,8 km ; Sectorul 2-3 Transformator de putere din staţia principală coborâtoare, tip. ТMН-6300/35. U sc =10 , 5%, Psc =60 kW , P 0 =14 kW . Sectorul 3-4. Linia electrică în cablu, tip. ААШв 3x35, I adm=110 A , l=0,094 km ; r o =0 . 868 Ω/km, x o =0, 088 Ω/km ; Sectorul 4-5. Transformatorul de putere din secţie. Se alege transformatorul de tip TMГ-250/10 cu parametrii: S n =250 kVA , U sc =4,5 %,U 1n =10 kV ,U 2n=0,4 kV , ΔPsc =4 .2 kW ; r t =10,75mΩ ; x t =26 .71 mΩ ; Sectorul 5-6 Bareta. Bareta se alege conform următoarei condiţii: I adm≥I max =347. 13 A ; Din [7,tab. 1.3.31] se alege bareta din aluminiu A (30x4) cu curentul I adm=365 A ;. Din [13,tab. 3.2] se aleg parametrii pasivi a baretei: r o ( 1 )=0, 296 mΩ/m , x0 ( 1 )=189 mΩ/m r o ( 0 )=2 . 96 mΩ/m

,

x o (0 ) =15. 62 mΩ/m

l=4 m .

; ;

Sectorul 6-7 Transformatorul de curent TA1. Transformatorul de curent se alege conform următoarelor condiţii: U n ≥U retelei , I in ≥I max ,

(8.1.)

unde, I max este curentul maxim ce parcurge înfăşurarea primară a transformatorului de curent: I max =1,4⋅I nt ;

I nt - curentul nominal al transformatorului: I nt =

S nt

√3⋅U n

=

250 =362 ,31 A √ 3⋅0,4 ;

I max=1,4⋅I nt =1,4⋅362 , 31=507 , 23 A ; se alege transformatorul de curent tip. ТШЛМ-0,5Т3 cu parametrii: U n =0,4 kV , I 1 n=400 A ; 25

I 2 n =5 A , clasa de precizie 0,5. k1=

Deci, luând în consideraţie că r TA ( 1 )=r TA ( 0 )=0, 11; x TA ( 1 )=x TA ( 0 )=0,17

400 5 , din [12,tab. 2.49.] alegem

.

Sectorul 7-8 Întreruptorul automat QF1. Întreruptorul automat, destinat protecţiei transformatorului de putere din secţie împotriva scurtcircuitelor şi suprasarcinilor la partea de joasă tensiune (0,4kV), se alege conform condiţiilor: U n ,a ≥U retea , I n,a ≥I n.t , I n,ds ( dt )≥I nt , I regds ( dt )≥I ds ( dt ) ; unde, U n ,a este tensiunea nominală a automatului, V; U retea - tensiunea reţelei, V;

I n,a - curentul nominal al automatului, A; I n.t - curentul nominal al transformatorului la partea 0,4 kV, A; I regde ( dt )

- reglajul de curent al declanşatorului de secţionare, termic, A; Reglajul de curent al declanşatorului de secţionare pentru protecţia transformatorului în regimul de scurtcircuit se determină cu relaţia: I ds =1,55⋅I nt ; (8.2) unde, I n.t este curentul nominal al transformatorului, I nt =

S nt

√3⋅U n

=

250 =362 ,31 A √ 3⋅0,4 ;

I ds=1,55⋅I nt =1,55⋅362 ,31=561, 68 A ; Reglajul de curent al declanşatorului termic pentru regimul de suprasarcină al transformatorului de putere se determină cu relaţia: I dt =1,3⋅I nt =1,3⋅362 ,31=471 A ; Conform valorilor calculate, din [11,tab. A1.3.] se alege întreruptorul automat de tip selectiv VA 53-37 cu parametrii nominali: I n,a=400 A>I n .t =362 ,31 A ; I nds I na

=1 ⇒ I n, ds =1⋅I na =400 A> I n. t =362 , 31 A

I regds I nds I regdt I nds

;

=3⇒ I regds =3⋅I nds=3⋅400=1200 A> I ds =1086 , 93 A

;

=1, 25⇒ I regdt =1,25⋅I nds =1,25⋅400=500 A >I dt =462 A

;

În funcţie de I n,a =400 A din [12,tab. 2.54.] se aleg parametrii întreruptorului automat: r A ( 1 )=0,65 mΩ ,x A ( 1 )=0,17 mΩ ; 26

r A ( 0 ) =r A ( 1 )=0, 65 mΩ, x A ( 0 )=x A (1 ) =0,17 mΩ

;

Sectorul 8-9 Bareta. Bareta se alege conform următoarei condiţii: I adm≥I max =173. 2 A ;

Din [7,tab. 1.3.31] se alege bareta din aluminiu A (25x3) cu curentul I adm=265 A ;. Din [13,tab. 3.2] se aleg parametrii pasivi a baretei: r o ( 1 )=0, 457 m Ω/m, x 0 (1 )=0,2m Ω/m ; r o ( 0 )=4 .57 mΩ/m x =17 . 94 mΩ/m , o (0 ) ; l=3 m . Sectorul 9-10 Întreruptorul automat QF2 ce protejază nodul la care este conectat receptorul electric cel mai îndepărtat.(nodul 1) Se alege conform condiţiilor: U n ,a ≥U retea , I n,a ≥I max,l , I n,ds ( dt )≥I max,l , I regds ( dt )≥I ds ( dt ) ; I max, l=

Sc

√ 3⋅U n ; unde, I max,l este curentul maximal de lucru, S c - puterea aparentă de calcul al nodului1 , S c =80 .33 kVA ; I max, l=

Sc

√ 3⋅U n

=

80 . 33 =115. 94 A √3⋅0,4 ;

Din [11,tab. A1.3.] se alege întreruptorul automat de tip selectiv VA 51-33 cu parametrii nominali: I n,a =160 A >I max l=115 .94 A ; I nds =0,8 ⇒ I nds =0,8⋅I na=0,8⋅160 A=128 A > I max, l =115. 94 A I na I regds =4 ⇒ I regds =4⋅I nds =4⋅128 A=512 A >I ds =125 A I nds ;

În dependenţă de I n,a =160 A din [12,tab. 2.54.] se aleg parametrii întreruptorului automat: r a (1 )=2.15 mΩ, x a (1 ) =1. 2mΩ ; r a ( 0)=r a ( 1 )=2 .15 m Ω, x a ( 0 )=x a (1 )=1.2 mΩ ; Sectorul 10-11 Transformatorul de curent TA2. Transformatorul de curent se alege conform următoarelor condiţii: I in ≥I max,l ; U n ≥U retelei , Se alege transformatorul de curent tip TK- 40 din [12,tab.256.] cu parametrii: U n =0,4 kV ; I 1 n=150 A ; I 2n =5 A ; clasa de precizie 1. 27

În dependenţă de K I =150 /5 din [12,tab. 2.49.] se aleg parametrii pasivi: r TA ( 1 )=2,7 mΩ, xTA (1 ) =1,7 mΩ ; r TA ( 0 ) =r TA ( 1 )=2,7 m Ω, x TA (0 ) =x TA (1 )=1,7 mΩ ; Sectorul 11-12 Cablul de alimentare al nodului 1 Cablu de tip АBBГ 3x50+1x25 cu I adm=136 A , (vezi capitolul 7) cu următorii parametri pasivi:

r o ( 1 )=0 . 769m Ω/m , x 0 (1 ) =0, 066 mΩ/m r o ( 0 )=r (0 )1 =0. 769 mΩ/m

,

; x 0 ( 0 ) =x0 ( 1 )=0, 066 mΩ/m

;

l=40 m ;

Sectorul 12-13 Întreruptor cu pârghie In=150 A.

r o ( 1 )=0 .45 mΩ/m

;

Sectorul 13-14 Cablul de alimentare al receptorului 1 Cablu de tip АПВ(4x2.5) cu I adm=29 A (vezi anexa 5) Din [12,tab. 2.53.] se aleg parametrii pasivi: r o ( 1 )=12. 5 mΩ/m , x0 ( 1 )=0, 116 mΩ/m r o ( 0)= r o (1 ) =12. 5 mΩ/m

,

; x o (0 ) =x o ( 0 ) =0 .116 mΩ/m

;

Sectorul 14-15 Demaror electromagnetic. Pentru I n=8.12 A , şi Pnom =4.5 kW , se alege demarorul electromagnetic, pentru pornirea receptorului, de tip PME-122 cu parametrii: r 1 =r 0 =0, 96 mΩ, x 1= x0 =0, 28 mΩ ; Datele pentru calculul curenţilor de scurtcrcuit în sistemul de alimentare cu energie electrică şi rezultatele calculelor curenţilor de scurtcircuit sînt prezentate în Anexa 6.

9. VERIFICAREA ELEMENTELOR ŞI A APARATULUI DIN SISTEMUL DE AEE A ÎNTREPRINDERII LA ACŢIUNEA CURENŢILOR DE SCURTCIRCUIT. Elementele şi aparatajul care urmează să fie alese trebuie să satisfacă o serie de criterii adică se verifică la acţiunea curenţilor de scurtcircuit. 9.1 Alegerea echipamentului la partea de 35 kV.

28

Pentru alegerea echipamentului la partea de 35 kV e necesar de determinat curentul cerut la partea de tensiune superioară a SPC: I cerut =1,4⋅I norm ; I norm=

Snt

√ 3⋅U n

=

6300 =103 . 9 A √3⋅35 ;

I cerut =1,4⋅I norm =1,4⋅103.9=145 . 46 A ; Curenţii de scurtcircuit determinaţi (punctul 2) sînt: (vezi Anexa 6) I P 0 =I 11 (3 )=2, 232 kA ;

i s =3, 467 kA ; a) Alegerea şi verificarea întreruptoarelor. Din [5,tab.5.2] se alege întreruptor cu ulei puţin tip BMKЭ35A-16/1000 У1. Verificarea întreruptoarelor se face în formă de tabel, prezentat mai jos:

Tabelul 9.1. Nr Prametrii calculaţi 1 2 3 4

U retea =35 kV I cerut =145.46 A is =3, 467 kA

√ 2⋅I PΣ +iai =√ 2⋅2, 232+ +0, 157=3, 31 kA

5

Parametrii din catalog

B sc =I 2P 0⋅( t dec +T a ) = ¿ 2,2322⋅( 0, 21+0, 02 )= ¿ 1,15 kA 2⋅s

U n =35 kV I n=1000 A i ld =45 kA √ 2⋅I rup⋅( 1+β n ) =√ 2⋅16⋅¿ ¿⋅( 1+0, 24 )=28 . 05 kA

Condiţiile alegere U n ≥U retea I n≥I cerut i ld ≥i s

I 2T⋅t T =16 .5 2⋅3=1089 kA 2⋅s

de

√ 2⋅I rup⋅( 1+β n ) ≥ ¿ √ 2 I P , i +i a , i 2

I T⋅t T ≥B sc

unde, T a este constanta de timp, din [2,tab.3.8], T a=0,02 s ; t dec - timpul total de deconectare a scurtcircuitului, s

t dec=t tot . d . i +t P .P . r ; t totd.i - timpul total de declanşare al întreruptorului, t totd .i =0,11s ; t P.P.r - timpul de funcţionare al protecţiei prin relee, t P .P .r =0,1s ; t dec=t tot . d .i +t P .P . r =0, 11+0,1=0,21 s ;

ia.τ - valoarea instantanee a componentei aperiodice a curentului de scurtcircuit la momentul t =τ , τ - momentul separării contactelor întreruptorului, τ =t p .r .min +t Pd ;

t p.r .min - durata minimală de funcţionare al protecţiei prin relee, t p.r .min=0,01 s ; 29

t Pd - timpul propriu de deconectare a întreruptorului, t Pd =0, 05 s ; τ =t p . r . min+t Pd =0, 01+0,05=0,06 s ; −

i a. τ = √ 2⋅I P 0⋅e

τ Ta

−

=√ 2⋅2,232⋅e

0,06 0 . 02

=0, 157 kA ;

I P,τ - valoarea eficace a componenţei periodice a curentului de scurtcircuit, kA. Valoarea acestui curent se determină utilizând curbele de tip. [2,fig.3.26]; Se observă că: I P0 I nt

=

2, 232 =21 , 48>8 103 . 9⋅10−3 ;

Deci:

I Pτ =I p 0 =2, 232 kA ; β n - componenta relativă a curentului aperiodic de scurtcircuit în curentul de rupere, din [2,fig.4.54] pentru τ =0,06 s , β n =24 ; B sc - impulsul termic, kA 2⋅s . b)Alegerea şi verificarea separatoarelor: Din [5,tab.5.5] se alege separator tip. РНД3.1-35/1000У1 Verificarea se prezintă în formă de tabel. Tabelul 9.2 nr. Parametrii calculaţi Parametrii din catalog Condiţiile de alegere U retea =35 kV U n =35 kV U n ≥U retea 1 I cerut =145.46 A I n=1000 A I n≥I cerut 2 is =3, 467 kA ild =63 kA ild ≥i s 3 I 2T⋅t T =252⋅4=2500 kA 2⋅s 4 B sc =1. 15 kA 2⋅s I 2T⋅t T ≥B sc c) Alegerea transformatoarelor de curent şi de tensiune. Din [5,tab.5.9] se alege transformatorul de curent tip. ТФЗМ-35Б-У1 cu I 1 n=150 A ; I 2n=5 A ; ild =31 kA ; Din [5,tab.5.13] se alege transformatorul de tensiune HOM-1/35-66, cu U 1 n=35 kV ; U 2n =100 V . 9.2 Alegerea şi verificarea întreruptorului liniei în cablu 10kV Se determină curentul care circulă prin linie: I max, l=

Pc

√ 3⋅U n ;

Pc =P c3 +P c4 =240 . 5 kW ; (vezi tab.4.1.)

I max,l=

Pc

√ 3⋅U n

=

240 .5 =13 , 88 A √3⋅10 ; 30

(9.2)

Curenţii de scurtcircuit determinaţi (punctul 4) sînt: I P 0 =2,332 kA ;

is =4,610 kA ; Deci, din [5,tab.9.5] se alege celula prefabricată tip interior КРУ К-ХХVI, cu I n=630 A cu întreruptor cu ulei puţin tip.ВМПЭ-10-630-20У3, din [5,tab.5.1] se aleg parametrii acestui întreruptor.Verificarea se face în formă de tabel: nr. 1 2 3 4

Prametrii calculaţi

Parametrii din catalog

U retea=10 kV I cerut =13 ,88 A is =4 .610 kA

U n =10 kV I n=630 A ild =52 kA √ 2⋅I rup⋅( 1+ β n ) =√ 2⋅20⋅¿ ¿⋅( 1+0, 15 ) =32 kA

√ 2⋅I Pτ +iai=√ 2⋅2, 332+ +1. 1⋅10−3 =3 .29 kA

5

B sc =I 2P 0⋅( t dec +T a ) =

Condiţiile alegere U n ≥U retea I n≥I cerut ild ≥i s

I 2T⋅t T =202⋅8=3200 kA 2⋅s

¿ 2,3322⋅( 0, 055+0, 01 )= ¿ 0 .353 kA 2⋅s

Tabelul 9.3. de

√ 2⋅I rup⋅( 1+β n ) ≥ ¿ √ 2 I P , i +i a , i 2

I T⋅t T ≥B sc

T a=0,01 s , din [2,tab.3.8], t dec=t tot . d . i +t P . P . r =0, 005+0, 05=0, 055 s ; τ =t p . r . min+t Pd =0, 01+0,07=0, 08 s ; −

i a. τ = √ 2⋅I P 0⋅e

τ Ta

−

=√ 2⋅2,332⋅e

0, 08 0 . 01

−3

=1 .1⋅10

I Pτ =I p 0 =2, 332 kA ; β n =15 ; din [2,fig.4.54].

kA ;

9.3 Alegerea şi verificarea liniei în cablu pe sectorul SPC-PT6 Linia electrică în cablu a fost aleasă în capitolul 6 [linia în cablu W3], tip ААШb 3x35 cu I adm=110 A . Cablu se verifică după secţiunea minimă: q min
(9.3)

√ B sc c

;

2

B sc =0 .353 kA ⋅s , (vezi §9.2.);

C- coeficientul care depinde de caracteristica conductorului, valoarea căruia se alege 1/ 2 2 din [2,tab.3.14], C=94 A⋅s /mm ;

31

q min

√ B sc √ 0. 353⋅10 6 2 = = =6 . 32 mm c

Se observă:

94

2

q min =6 . 32 mm
2

;

, deci cablul va fi termic stabil.

9.4 Alegerea şi verificarea transformatorului de curent la barele 10 kV a SPC. Transformatorul de curent se alege conform condiţiilor: U n ≥U retea , I n≥I max ;

(9,4)

Snt

6300 =1,4⋅ =509. 22 A √ 3⋅U n √3⋅10 ;

I max =1,4⋅

Din [5,tab.5.9] se alege transfomator de curent tip. ТOЛ-10-У3 cu parametrii nominali: I 2 n =5 A ;r 2n =0,8 Ω , în clasa de precizie 0,5. Se verifică transformatorul de curent la sarcina secundară: r 2 calc
r2 calc - sarcina secundară de calcul a transformatorului de curent; r 2 calc=Σr ap +r cont +r cond ;

r cont

Σrap - rezistenţa aparatelor care se conectează la secundarul transformatorului de curent, Ω ; - rezistenţa de contact, r=0,1Ω ;

r cond - rezistenţa conductoarelor de legătură, Ω ; Aparatele ce se conectează la secundarul transformatorului de curent. Tabelul 9.4 Aparatul de Tipul Sarcina în fază, VA măsură А В Apermetru Э-335 0,5 Wattmetru Д-335 0,5 Varmetru Д-335 0,5 Contor de energie САЗ-И680 2,5 activă Contor de energie СРИ-И673 2,5 reactivă Total 6,5 0 Σrap =

S ap I 22 n

=

С 0,5 0,5 2,5 2,5 6,0

6,5 =0, 26 Ω 52 ;

Rezistenţa de calcul a conductorului de legătură se determină din ipoteza; 32

r 2 calc=r 2n ; r cand =r 2 n−Σr ap−r cont =0,8−0, 26−0,1=0, 44 Ω ; Se detremină secţiunea conductorului: ρ⋅l calc r cond ,

q cond=

unde,

(9.5) ρ este rezistivitatea miezului cablului, pentru conductorul din aluminiu, 2

ρ=0,0283 Ω⋅mm /m ; lcalc - lungimea de calcul al conductoarelor de legătură dintre transformatorul de curent şi locul de instalare a aparatelor; această lungime depinde de schema de conectare a aparatelor din secundarul transformatorului de curent din [2,fig.4.106] pentru conectarea ampermetrului într-o fază: l calc=2⋅l ; l=5 m , pentru circuitul liniei 10 kV din [2,pag.375].

l calc=2⋅l=2⋅5=10 m ;

q cond=

ρ⋅lcalc r cond

=

0, 0283⋅10 =0,64 mm2 0, 44 ; 2

Se acceptă conductorul din aluminiu cu secţiunea q=4 mm ;

r cond =

ρ⋅l 0, 0283⋅10 = =0, 071Ω q 4 ;

Deci: r 2 calc=Σr ap +r cont +r cond=0,26+0,1+0,071=0,43 Ω ; Verificarea transformatorului de curent se prezintă sub formă de tabel.

Tabelul 9.5 nr.

Prametrii calculaţi

1 2 3 4 5

Parametrii din catalog

Condiţiile alegere U n ≥U retea I n≥I max

U retea =10 kV I max =509 .22 A

U n =10 kV I n=600 A

B sc =0 .353 kA 2⋅s

I 2T⋅t T =31. 52⋅1=992 . 25 kA 2⋅s

I 2T⋅t T ≥B sc

i s =4, 610 kA

i ld =100 kA

i ld ≥i s

r 2,calc =0,43 Ω

r 2 n=0,8 Ω

r 2 n≥r 2calc

de

Deci, transformatorul de curent ales va funcţiona în clasa de precizie 0,5. 9.5 Alegerea şi verificarea transformatorului de tensiune la barele 10 kV a SPC. Transformatoarele de tensiune se aleg după tensiunea nominală. Din [2,tab.5.13] se alege transformatorul de tensiune НAMИ-10-66У3 cu parametrii: 33

U 1 n=10 kV ;U 2 n =100 V , clasa de precizie- 0,5; S 2 n=120 VA ; transformatorul de tensiune se verifică la sarcina secundară: S 2 nom≥S 2calc ;

unde, S 2 nom - este sarcina secundară nominală a transformatorului de tensiune, S 2 nom=120 VA ;

S 2 calc - puterea consumată de toate aparatele de măsură, conectate la înfăşurarea secundară a transformatorului de tensiune, VA. Aparatele de măsură urmează a fi conectate la secundarul transformatorului de tensiune. Tabelul 9.6 Aparatul de măsură Voltmetru Wattmetru Varmetru Contor de energie activă Contor de energie reactivă Total

Tipul Э-335 Д-335 Д-335 САЗ-И680

Sn,p/u o înfăşurare 2 1,5 1,5 3W

nr.de înfăşurări 1 2 2 2

cos ϕ

Sin ϕ

1 1 1 0,38

P1

Q1

0 0 0 0,9

Nr.de aparate 1 1 1 1

W 2 3 3 6

Var 14,6

0,9

1

6

14,6

20

29,2

25 СРИ-И673

3W

2

0,38 25

S 2,calc =√ P 2 +Q2 =√ 202 +29 , 22 =35 , 4 VA ; Deci, S 2 n=120 VA>S2 calc=35 , 4 VA , transformatorul de tensiune va funcţiona în clasa de preczie 0,5. Pentru protecţia transformatorului de tensiune împotriva curenţilor de scurtcircuit se foloseşte siguranţa fuzibilă de tip ПКН001-10У1, din [5,tab.5.4]

9.6 Alegerea siguranţei fuzibile pentru protecţia transformatorului din PT6 din Secţia de Reparaţie Mecanică Pentru protecţia transformatoarelor de putere din posturilor de transformare din secţii împotriva scurtcircuitelor, ca protecţie rapidă se utilizează siguranţe fuzibile. Curentul nominal al fuzibilului se determină conform condiţiei: I nf ≥( 1,5÷2 )⋅I nt , (9.6) unde, I nf este curentul nominal al fuzibilului; I nt =

S nt

=

250 =14 , 45 A ; √ 3⋅10 ;

√3⋅U n I nf =1,6⋅I nt =1,6⋅14 , 45=23 , 121 A ; Din [5,tab.5.4] se alege siguranţa fuzibilă tip ПК3-20-50/32-12,5Y3 cu parametrii prezentaţi în tabelul 9.7 34

Tabelul 9.7 nr. Prametrii calculaţi

U retea =10 kV I max=23, 121 A I p0=6,284 kA

1 2 3

Parametrii din catalog

U n =10 kV I nf =100 A I rup=12,5kA

Condiţiile alegere U n ≥U retea I nf ≥I max I rup≥I p0

de

9.7 Alegerea şi verificarea separatorului de sarcină de 10kV. Separatorul de sarcină se alege conform condiţiei I n≥I max ; I max =

Pc

√3⋅U n

=

240 . 5 =13. 88 A ; √ 3⋅10 ;

Din [5,tab.5.3] se alege separator de sarcină tip ВНР-10/400-10У3. Verificarea se face în formă de tabel. Tabelul 9.8 nr. 1 2 3 4

Prametrii calculaţi

U retea =10 kV I max =18,19 A is =4. 610kA

B sc =0 .353 kA 2⋅s

Parametrii din catalog

U n =10 kV I n=400 A ild =25 kA I 2T⋅t T =102⋅1=100 kA 2⋅s

Condiţiile alegere U n ≥U retea I n≥I max i ld ≥i s

de

I 2T⋅t T ≥B sc

9.8 Alegerea siguranţei fuzibile ce protejează receptorul electric din Secţia de Reparţie Mecanică. Pentru protecţia receptoarelor electrice de 0,4kV împotriva scurtcircuitelor se utilizează sigurante fuzibile. Siguranţele fuzibile se aleg conform următoarelor condiţii: U nf ≥U retea ; I nf ≥I fcalc ; I nfu≥I max ; (9.7) unde, I nf este curentul nominal al fuzibilului, A; I f , calc=

Ip

I f ,calc - curentul fuzibil calculat, α ; I p - curentul de pornire al receptorului (M 1), I p= K p⋅I n ; K p - multiplu curentului de pornire, K p =5 ; I n - curentul nominal al receptorului (M 1);

35

I n=

Pn

=

4.5 =8 . 12 A ; √ 3⋅0,4⋅0,8

√ 3⋅U n⋅cos ϕ I p= K p⋅I n =5⋅8 .12=40 .6 A ;

- coeficientul ce ţine cont de condiţiile de pornire a receptorului (M 1), pentru condiţii uşoare de pornire, α=2,5 ; I p 40. 6 I f , calc= = =16 . 24 A α 2,5 ; Din [5,tab.6.4] se alege siguranţa fuzibilă de tip. ПН2-100/30, cu parametrii: I nf =100 A , I nfu=100 A . α

9.9 Alegerea conductorului de alimentare a receptorului electric din Secţia de Reparaţie Mecanică. Secţiunea conductorului de alimentare a receptorului electric se alege din condiţia: I adm≥I nm15 ; I nm15=

Pnm15

√3⋅U n⋅cos ϕ

=

4.5 =8 .12 A ; √3⋅0,4⋅0,8 ;

Din [1,tab.П.4.8] se alege conductorul de tip АПВ 4x2.5 cu I adm=29 A , şi l=12 m . Pentru pornirea receptorului electric a fost ales demarorul electromagnetic de tip PMA-122. Protecţia motorului împotriva suprasarcinilor se realizează cu releul termic de tip TRN-16/8. Întreruptorul automat la partea de joasă tensiune a PT6 din Secţia de Reparaţie Mecanică şi întreruptorul automat ce alimentează nodul la care este conectat receptorul electric M 1 au fost alese în capitolul 8.

10. ALEGEREA TIPURILOR DE PROTECŢIE PRIN RELEE ŞI REGLAJUL TIMPULUI DE ACŢIONARE A LOR. Alegerea tipului de protecţii prin relee şi coordonarea funcţionării lor se aplică în reţeaua receptor electric de 0,4kV (M) – cablu 10kV care alimentează PT6. Alegerea şi coordonarea ia începutul de la receptorul electric din secţie trecînd treptat la elementele următoare a reţelei. 10.1 Verificarea selectivităţii între elementele protecţiei

36

Fig.10.1- Schema echivalentă pentru verificarea selectivităţii între elementele protecţiei Verificarea selectivităţii între elementele protecţiei se începe de la cel mai îndepărtat receptor electric (M 1) din Secţia de Reparaţie Mecanică şi terminînd cu SPC. Pentru protecţia receptorului electric nr.8 din S.C a fost aleasă (vezi capitolul 9) siguranţa fuzibilă tip ПН2-100/30. Siguranţa fuzibilă FU2 este neselectivă şi timpul ei de acţionare se determină din [1,fig.11.3] în funcţie de curentul de scurtcircuit trifazat la (3 ) bornele motorului, I sc =1124 A , (vezi Anexa 6, punctul 15), pentru I n =100 A ,t f =0,06 s ; a) Selectivitatea între întreruptorul automat QF2 de tip selectiv VA53-31 şi siguranţa fuzibilă FU2, se verifică cu condiţia: t dQF2 ≥1,6⋅t fFU 2 , (10.1) 37

unde, t dQF2 este timpul de acţionare a întreruptorului automat QF2; t fFU 2 - timpul de topire a lementului fuzibil pentru siguranţa fuzibilă FU2; t dQF 2 ≥1,6⋅t fFU 2=1,6⋅0, 06=0,096 s ; Deci din [11,tab.A.1.3] se alege tipul de acţionare a întreruptorului automat tip VA5331, t dQF 2 =0,2s . b)

Selectivitatea între întreruptoarele automate QF1 şi QF2: t d 1≥1,5⋅t d 2 ,

(10.2)

unde, t d1 şi t d2 sînt timpii de acţionare a întreruptoarelor automate instalate în amonte (QF1), respectiv în aval (QF2); t d 1≥1,5⋅t d 2=1,5⋅0,2 s ; Din [11,tab.A.1.3] se alege tipul de acţionare a întreruptorului automat QF1 tip VA53-37, t dQF 1 =0,3s ; c)Selectivitatea între siguranţa fuzibilă la partea 10KV a transformatorului de putere şi întreruptorul automat la partea 0,4kV: t f 10≥1,5⋅t dQF 1 , (10.3)

unde, t f 10 este tipul de topire a elementului fuzibil al siguranţei fuzibile la partea 10kV a transformatorului de putere. t f 10≥1,5⋅t dQF 1 =1,5⋅0,3=0, 45 s ; Timpul de topire a elementului fuzibil al siguranţei fuzibile ПK3-20-50/32-12,5Y3 se (3 ) alege din [11,fig.4.] pentru I n=50 A şi I scJT =6, 284 kA , raportat la tensiunea superioară, adică 0,4 0,4 3) I (scJT =I scJT⋅ =6, 284⋅ =251 ,36 A 10 10 ;

Deci, t f 10=2 s ; d) Selectivitatea între protecţia maximală de curent (PMC) a liniei, ce alimentează transformatorul de putere şi siguranţa fuzibilă la partea 10kV a transformatorului de putere: t PMC≥t f 10 +Δt , (10.4) unde, t PMC - este temporizarea PMC a liniei, s Δt - treapta de selectivitate, Δt=0,5 s ; t PMC ≥t f 10 +Δt =2+0,5=2,5 s ;

e)Selectivitatea între PMC a LEC 10kV şi a transformatorului de putere de la SPC: t PPam≥t PPmax, av + Δt , (10.5) unde, t PPam este timpul de pornire a protecţiei din amonte,S. t PP max,av - timpul de pornire maxim a protecţiei din aval,S.

t PPam≥t PPmax, av + Δt=2,5+0,5=3,0 s. . 38

10.2 Calculul protecţiei prin relee a transformatorului de putere din Secţie Transformatorul de putere din secţie trebuie să fie protejat împotriva următoarelor regimuri anormale şi defecte: Scurtcircuite polifazate în înfăşurări şi la borne, scurtcircuite între spire, suprasarcina, scăderea nivelului de ulei. a) ca protecţie rapidă împotriva scurtcircuitelor polifazate şi la borne se utilizează siguranţe fuzibile, pentru transformatoarele cu S n ≤250 kVA . Siguranţa fuzibilă a fost aleasă şi verificată, [vezi capitolul 9,§ 9.6]. b) Împotriva scurtcircuitelor polifazate şi scurtcircuitelor exterioare se utilizează protecţia maximală de curent temporizată. Această protecţie se instalează la partea de ÎT a transformatorului. Schema de conexiune a transformatoarelor de curent şi a releelor de curent-stea incompletă. Curentul de pornire al protecţiei se determină utilizînd relaţia: III K sig⋅K ant III I PP = ⋅I int K rev

unde,

III K sig

,

(10.6)

este coeficientul de siguranţă, pentru releul de tip.RT-40

III K sig =1,2

;

K ant - coeficientul de autopornire ce ţine cont de creşterea curentului de sarcină în regim de postavarie, K ant =2,5÷3,5 ; K rev - coeficientul de revenire, pentru releul de tip RT-40, K rev =0, 85 ; I int =

S nt

√3⋅U n

=

250 =14 , 45 A √ 3⋅10 ;

III K sig⋅K ant 1,2⋅3 III I PP = ⋅I int = ⋅14 , 45=61 , 2 K rev 0,85

A

Deci, ; Sensibilitatea protecţiei se verifică la un scurtcircuit pe partea de joasă tensiune a transformatorului: (3 )

III

K sens =

I sc min I III PP

≥1,5

,

(10.7)

(3 ) I scmin

unde, este curentul de scurtcircuit trifzat la barele 0,4kV a transformatorului raportat la tensiunea 10kV; 0,4 0,4 I (sc3 )min =I (sc3 ). 5⋅ =6, 284⋅ =251, 36 A 10 10 ; III

K sens =

I (sc3 ) min I III PP

=

251. 36 =4,1>1,5 61, 2

;

Se observă că sensibilitatea protecţiei se asigură. Curentul de pornire al releului se determină utilizînd relaţia: (3 )

I III pr =

K sch III ⋅I K I PP ,

39

(10.8)

( 3)

unde, K sch este coeficientul de schemă, pentru schema-stea de conexiune a transformatoarelor de curent şi a bobinelor releelor de curent ”stea incompletă”, ( 3)

K sch =1 ; K I - coeficientul de transformare al transformatorului de curent;

Conform I 1 nt =14 ,45 A , din [5,tab.5.9] se alege transformatorul de curent tip TПЛ-10-T3 cu I 1 n =100 A , I 2 n =5 A , K I =100 /5=20 ; Deci ,

III I pr =

3) K (sch 1 III ⋅I PP = ⋅61 ,2=3,06 A KI 20 ;

Din [15,tab.A.1.] se alege releul de curent tip RT-40/6 cu reglajul I reg=4 A . Reglajul de timp al protecţiei maximale de curent temporizate se determină cu relaţia: t PMCT =t l +Δt ;

unde, tl este cea mai mare temporizare a protecţiei liniei ce se alimentează de la transformator, t l =t QF 2=0,2 s . Deci,

t PMCT =t l +Δt=0,2+0,5=0,7 s ; Din [15,tab.A.4.] se alege releul de timp tip EV-217 cu plaja de reglare 0,1÷1,3 s . c) Pentru protecţia transformatorului împotriva suprasarcinilor se foloseşte PMC temporizată (treapta III) instalată pe partea ÎT, realizată într-o singură fază cu un singur releu de curent conectat la acelaşi transformator de curent la care este conectată PMC împotriva scurtcircuitelor polifazate (dacă eroarea transformatorului de curent nu depăşeşte 10%), protecţia acţionează la semnal. Curentul de pornire a protecţiei se determină utilizînd relaţia: III K sig III I PP = ⋅I K rev 1nt , (10.9) III unde, K sig =1, 05 , K rev =0, 85 , I 1 nt =57 .74 A ;

III K sig 1, 05 III I PP = ⋅I 1nt = ⋅14 , 45=17 , 85 K rev 0, 85

A

; Temporizarea protecţiei se ia cu o treaptă de selectivitate mai mare ca temporizarea protecţiei transformatorului împotriva scurtcircuitelor exterioare: t PMCSup=t PMCsc +Δt =0,7+0,5=1,2 s . d) Protecţia împotriva scurtcircuitelor între spirele aceleeaşi faze şi împotriva scăderii nivelului de ulei, în cazul transformatoarelor TM, se realizează cu ajutorul unui manometru cu contacte electrice tip EKM-1, care va reacţiona la creşterea presiunii în interiorul cuvei.

40

10 kV

FU

KA1

KA3

KA2 TA1

TA2

T QF

0.4 kV

Fig.10.2 -Schema de protecţie a transformatorului din secţie. KA1,KA2-relee de curent pentru protecţia împotriva scurtcicuitelor exterioare; KA3- relee de curent pentru protecţia împotriva suprasarcinilor.

41

+BC

FU

Baretele de comanda

-BC

FU

KA1

Sigurantele fuzibile

KT1

Protectia maximala de curent temporizata PMCT

KA2

KT1

KH1

KA3

KT2

KT2

KH2

KL1.1

KL1.2

KL

Protectia împotriva suprasarcinilor SQ1

YAT1

SQ2

YAT2

Circuitele electrtromagnetilor de declansare

KH1 KH2

Contactele releelor de semnalizare

la semnal la semnal

Fig.10.3 -Schema de comandă a protecţiei transformatorului din secţie. 10.3 Calculul protecţiei prin relee a LEC-10kV pe sectorul ID-10 kV-PT6 Liniile în cablu la întreprinderile industriale se protejează împotriva regimurilor anormale şi defectelor: Scurtcircuitelor polifazate, puneri simple la pămînt, suprasarcini. a) Împotriva scurtcircuitelor polifazate,la liniile cu alimentare unilaterală se va utilza protecţia maximală de curent în două trepte, care se instalează la începutul liniei:treapta I- secţionare de curent rapidă; treapta III- protecţia maximală de curent temporizată. I treaptă Se realizează cu 2 relee tip RT-40 şi 2 transformatoare de curent conectate conform schemei “stea incompletă” . Curentul de pornire al secţionării de curent rapid se determină cu relaţia: I IPP =K Isig⋅I (sc3 )max .ext ,

unde, K sig =1,3 , pentru releul tip RT-40.

3) I (scmax .ext - curentul de scurtcircuit trifazat maximal exterior, A; 0,4 0,4 I (sc3 )max . ext =I (sc3 )( p .5 ⋅ =6284⋅ =251 ,36 A ) 10 10 ;

I IPP =K Isig⋅I (sc3 )max .ext =1,3⋅251 . 36=326 , 76 A ; 42

(10.10)

Sensibilitatea protecţiei se verifică cu condiţia: K sens =

unde,

I (sc2 )

I (sc2 )

≥2,0

I IPP

,

(10.11)

este curentul de scurtcircuit bifazat în regim minimal în locul instalării

(2 ) protecţiei, (în punctul 5) I sc =5442 A .

K sens =

I (sc2 ) I IPP

=

5442 =16 . 65≥2,0 326 ,76

Deci, ; Curentul de pornire al releului se calculează cu relaţia: I I Pr =

3) K (sch I ⋅I K I PP ;

Pentru I c=29 .11 A , (vezi capitolul 6), din [5,tab.5.9] se alege transformatorul de curent tip TЛМ-10-1 cu I1 n =50 A , I 2 n =5 A , K I =50 /5=10 ; (3 )

I Ipr =

K sch I 1 ⋅I PP = ⋅326 ,76=32 , 67 A KI 10 ;

Din [15,tab.A.1.] se alege releul de curent tip RT-40/50 cu reglajul I reg=30 A . A II-a treaptă Ca protecţie de rezervă a SCR se utilizează protecţia maximală de curent temporizată,care se realizează cu 2 relee de curent tip RT-40 conectate la aceleaşi transformatoare de curent ca şi SCR(dacă eroarea transformatorului de curent nu depăşeşte 10%). Curentul de pornire al protecţiei se determină cu relaţia: III K sig⋅K ant III I PP = ⋅I max,l K rev

, (10.12) unde, K sig=1,1÷1,3 , K ant =2,5÷3,5 , K rev =0, 85 ; I max,l− curentul maximal de lucru determinat de puterea de calcul care circulă

prin linie, I max,l=18,22 A [vezi capitolul 6],

III K sig⋅K ant 1,2⋅3 III I PP = ⋅I max,l = ⋅18 ,22=17 ,16 K rev 0, 85

Sensibilitatea protecţiei se verifică cu relaţia: ( 2)

K sens =

unde,

(2 ) I sc =2764 A

I sc

I III PP

≥1,5

;

[vezi Anexa 6]; K sens =

I (sc2 ) I III PP

=

2764 =35 , 82≥1,5 77 ,16

Curentul de pornire al releului se calculează cu relaţia: 43

;

A;

III

I Pr =

3) K (sch 1 III ⋅I = ⋅77 ,16=7, 716 A K I PP 10 ;

Din [15,tab.A.1.] se alege releul de curent tip RT-40/10 cu reglajul I reg=6 A ; Temporizarea protecţiei se determină din condiţia (18) din [11,pag.19] t PMCT =t fl0 +Δt=2+0,5=2,5 s Din [15,tab.A.4.] se alege releul de timp tip EV-228 cu plaja de reglare 0,25÷3,5 s . b)Pentru protecţia liniei în cablu împotriva punerilor simple la pămînt se utilizează protecţia homopolară,realizată cu un transformator de secvenţă homopolară tip RTZ cu miez fieromagnetic demontabil la care se conecteazăun releu de curent de secvenţă homopolară tip RTZ-51.Protecţia acţionează la declanşare,cu temporizare. Curentul de pornire al protecţiei se determină cu relaţia: I III pp=K sig⋅3⋅I 0 , (10.13) unde, K sig =2÷2,5 ; 3⋅I 0 =

U⋅l 10⋅0, 04 = =0, 04 A 10 10 ;

l-lungimea liniei în cablu,l=0,04km; III Deci, I pp=K sig⋅3⋅I 0=2⋅3⋅0, 04=0, 24 A ; III Temporizarea protecţiei t pp=0,5÷1,0 s ; c)Pentru protecţia liniei în cablu 10kV împotriva suprasarcinilor se foloseşte PMC temporizată (treapta III) , realizată într-o singură fază cu un singur releu de curent conectat la acelaşi transformator de curent la care seste conectată PMC împotriva scurtcircuitelor polifazate (dacă eroarea transformatorului de curent nu depăşeşte 10%), protecţia acţionează la semnal. Curentul de pornire a protecţiei se determină utilizînd relaţia: III K sig⋅K aut III I PP = ⋅I max, l K rev , (10.9) III K sig =1,1÷1,2 , K rev =0, 85 , K aut =2,5÷3,0 ; unde, I max,l− curentulmaximal de lucru al liniei, I max,l=18 ,22 A ; III K sig⋅K aut 1,1⋅2,5 III I PP = ⋅I max, l = ⋅18 ,22=58 ,94 K rev 0, 85

A

;

Se determină curentul de pornire al releului:

III III I pp 58 , 94 I pr = = K I 10

=5, 89 A

; Protecţia împotriva supra sarcinilor nu trebuie să acţioneze la suprasarcina de avarie cauzată de deconectarea scurtcircuitolor exterioare.Temporizarea protecţiei se ia cu o treaptă de selectivitate mai mare ca temporizarea protecţiei transformatorului împotriva scurtcircuitelor exterioare: t PMCSup =t PMCsc +Δt =2,5+0,5=3,0 s . 44

Fig.10.4 Schema de protecţie a liniei electrice în cablu KA1,KA2-relee de curent pentru SCR; KA3,KA4-relee de curent pentru PMCT; KA5-releu de curent împotriva suprasarcinilor; KAZ-releu de curent de secvenţă homopolară;

45

+BC FU

Baretele de comanda

-BC FU

KA1 KH1

Sectionarea de curent rapida (SCR)

KA2 KA3 KT1 KA4

KT1

KH2

Protectia împotriva suprasarcinilor

KH3 KT3

KAZ KT3

KL

KH4

SQ

YAT

KH1 KH2

Protectia împotriva punerii simple la pamint Circuitele electrtromagnetului de declansare

la semnal

Contactele releelor de semnalizare

la semnal KH3 KH4

Protectia maximala de curent temporizata PMCT

KT2

KA5 KT2

Sigurantele fuzibile

KL

la semnal la semnal

Fig.10.5 Schema de comandă a liniei electrice în cablu

46

11. ALEGEREA SCHEMELOR DE AUTOMATIZARE, SEMNALIZARE, MĂSURĂ ŞI EVIDENŢĂ A ENERGIEI ELECTRICE 11.1 Schema dispozitivului de anclanşare automată a rezervei a transformatorului din SPC la treapta de 10kV Pentru ridicarea fiabilităţii în alimentare a consumatorilor se efectuează alimentarea lor din două părţi. În acest caz la defectarea uneia din sursele de alimentare, funcţionarea consumatorilor se va asigura prin reţeaua nedefectată. Secţionarea schemei de alimentare simplifică relativ protecţia prin relee, măreşte precizia funcţionării ei, măreşte tensiunea remanentă pe bare ce alimentează staţia de transformare în caz de distribuţie şi micşorează valoarea curentului de scurtcircuit. Întreruperea în alimentare în caz de avarie a elementelor de alimentare se înlătură conectarea automată a consumatorilor la sursa de rezervă. Succesul acţionării D.A.A.R. conţine 90-95%. Efectul înalt tehnico-economic şi simplicitatea schemei A.A.R. au dus la utilizarea lor largă în sistemul energetic. Revenirea la schema iniţială a staţiei de transformare după apariţia tensiunii la barele de lucru o efectuează personalul operativ. Aşa scheme se utilizează la staţiile fără personal operativ. D.A.A.R. a întrerupătorului de secţionare restabileşte alimentarea consumatorilor la deconectarea transformatorului sau a liniei de alimentare. În regim normal întrerupătorul transformatorului este anclanşat, iar întrerupătorul de secţionare este deconectat. Dezavantajul schemei de alimentare dintr-o singură parte este că la deconectarea avariată a sursei de lucru duce la întreruperea alimentării consumatorilor. Acest dezavantaj poate fi înlăturat prin conectarea rapidă automată a sursei de rezervă, sau prin anclanşarea întrerupătorului unde se efectuează secţionarea. Pentru realizarea acestei operaţii se utilizează pe larg dispozitive automate speciale, ce poartă denumirea de A.A.R. În caz de defect la transformator protecţia lui la deconectează întrerupătorul din partea de joasă tensiune. Separatoarele acţionează în pauză fără curent şi se trece la alimentarea de la sursa de rezervă. La defecte pe secţiile barei de 10 kV ,35 kV acţionează protecţia transformatorului de alimentare ce duce la deconectarea întrerupătorului şi aproape momentan acţionează A.A.R. Controlul secţiei defectate cu ajutorul D.A.A.R. a întrerupătorului de secţionare este nedorită fiindcă se creează pericol pentru consumatorii secţiei vecine. De aceea în unele cazuri se prevede blocarea D.A.A.R. de la scurtcircuit pe bare. Cerinţele impuse D.A.A.R. sînt următoarele: -acţionarea dispozitivului de A.A.R. trebuie să fie cu un ciclu; -la utilizarea dispozitivului A.A.R.,în afară de PMCT a elementului respectiv, se recomandă utilizarea organului de minimă tensiune, pentru ca schema să poată acţiona la dispariţia tensiunii pe bare. Se prezentă schema a AAR cu întreruptor de secţionare.

47

Fig.11.1 Schema de protectie si de comanda a AAR cu intreruptor de sectionare. 11.2 Schema reglajului automat a puterii bateriilor de condensatoare. Pentru a asigura o functionare mai normală, mai economă a instalaţiilor de compensare a puterii reactive cu baterii de condensatoare se foloseşte reglarea automată în trepte a puterii reactive generate de baterii de condensatoare. Reglarea poate fi realizată în dependenţă de curent, putere şi tensiune şi în dependenţă de factorul de putere. Reglarea automată în dependenţă de tensiune se întrebuinţează în cazurile cînd trebuie de mărit factorul de putere şi de menţinut valoarea tensiunii receptoarelor la nivelul celei nominale. Acest tip de reglare automată este cel mai des folosit la staţiile de transformatoare la întreprinderi industriale. Schema reglării automate a puterii bateriilor de condesatoare într-o treaptă este prezentată în fig.11.2. KM-contactor magnetic; DO-dispozitiv orologic; KT1,KT2,KT3-relee de timp; KL1,KL2-relee intermediare; SB1,SB2,SB3-butoane pentru comanda manuală a instalaţiei cu condensotoare; KV1,KV2-relee de maximăm tensiune; VD1,VD2-diode,prevăzute pentru a exclude posibilitateade conectare a instalaţiei cu condensotoare la reţea în cazul acţionării KV1,adică cînd tensiunea este ridicată,şi invers;

48

Fig.11.2- Schema reglării automate a puterii bateriilor de condensatoare într-o treaptă.

11.3 Schema de semnalizare şi măsurare Schema de semnalizare a punerii la pămînt este realizată cu ajutorul unui releu de semnalizare conectat la înfăşurarea în triunghi deschis a transformatorului de tensiune de tip HAMИ-10-66У3. Schema de măsurare este compusă din contoarele de evidenţă a energiei active şi reactive conectate prin intermediul transformatoarelor de curent şi de tensiune . Contoarele se instaleazăla hotarele între reţeaua sistemului de alimentare şi reţeaua consumatorilor. Schema de semnalizare şi măsurare sînt prezentate în fig.11.3.

49

10 kV

SQ PA

TA1

TA2

PI

PK

PK

TV

KV

Fig.11.3 -Schema de măsurări şi evidenţă a energiei electrice.

50

PV

12. COMPENSAREA PUTERII REACTIVE. Problema compensării puterii reactive cere rezolvare atît la etapa proiectării cît şi în exploatare. Transportarea puterii reactive pe linii este însoţită de pierderi de putere activă,pierderi de tensiune şi are loc limitarea capacităţii de transport a acestei linii. Rezolvarea problemei compensării puterii reactive începe cu determinarea consumului de putere reactivă la 0,4kV şi la 10kV. Qc0,4 =4239.8 kVar , Q c10=847 .8 k var , Qsist =1868 k var [vezi Anexa 4]. În acest caz se determină puterea reactivă posibilă de transportat prin transformatoarele posturilor de transformare.Aceasta depinde de gradul de încărcare a transformatoarelor. 2 Q tt = ( K i . n .⋅n⋅Snt ) −P 2c , (12.1)

√

unde, Qtt este puterea reactivă posibilă de transportat prin transformatorul postului de transformare,kVar; n-numărul de transformatoare din posturile de transformare; K i.n .− coeficientul de încărcare normativ al postului de transformare;

S nt − puterea nominală a transformatorului,kVA; Pc − puterea de calcul al postului de transformare,kW.

Puterea necesară a bateriilor de condensatoare se determină cu relaţia: QBCnec =Q nec−Qtt ,

unde, Qnec este puterea reactivă de calcul a secţiei,kvar. Puterea şi tipul bateriei de condensatoare se alege din [12,tab.2.192]. Exemplu: Qtt = ( K i. n .⋅n⋅Snt )2 −P 2c= √ ( 0,9⋅1⋅400 )2−350 2=84 .26 kVar Pentru PT1: ; QBCnec =Q nec−Qtt =283−84 . 26=198. 74 kVar ;

√

Din catalogul de site-ul http://www.clo.ru/Catalog/Condensator/ukm.htm#top se alege o baterie de condensatoare de tip УКM-04-200-33.3У3 cu puterea QBC =200 kVar . Rezultatele calculelor se introduc în tabelul 12.1.

51

Tabelul 12.1 Nr. nxSn.t,kVA Pc,kW Qc,kVar kî PT

Qtpos,kVar QBC,calc n*tipul BC

1

1x250

184,4

119,6

0,9

128,92

-

2

1x400

350

283

0,9

84,26

198,74

3

2x400

675,3

550,1

0,8

-

550,1

4 5

2x1600 2x400

1800 504,2

1350 381,3

1820,32 394,185

-

6

2x250

480,8

401,1

-

401,1

7

2x250

379

30,6

0,8 0,8 0,9 5 0,8

127,9

-

8

2x400

557

693,3

0,8

315,19

378,11

9

2x400

539,6

430,8

0,8

344,14

86,66

YKM 58-04-20033,3Y3 2xYKM 58-04-30033,3Y3(4X67+1x33,3) 2xYKM 58-04-22537,5Y3(2x37,5+2x75) 2xYKM 58-04-20033,3Y3(2x33,3+2x67) 2xYKM 58-04-15030Y3(1x30+2x60)

Qtreal 128,9 2 83 0 55,5 381,3 0 30,6 293,3 130,8

Pierderile de putere reactivă în transformatoarele posturilor de transformare constituie 10% din puterea sumară consumată de întreprindere: ΔQ t =0,1⋅Qcons=0,1⋅1868=186 . 8 kVar ; Deci, puterea reactivă sumară va fi: QΣ =Q0,4 +Q10 +ΔQ t =4617. 6+847. 8+186 . 8=5652.2 kVar ; Rezerva de putere reactivă în PT va fi aproximativ 10% din puterea sumară: QR =0,1⋅Q Σ =0,1⋅5652 .2=565. 22 kVar ; În total consumul de putere reactivă la fabrică va fi: Q=Q Σ + QR =5652 . 2+ 565. 22=6217 . 42 kVar ; Puterea reactivă livrată de MS la 10 kV din secţia nr.8: Q MS10=

α m⋅Pn⋅tg ϕ nom 0 . 9⋅225⋅0 . 484 = =122 .51 kVar ηnom 0 .8 ;

Puterea reactivă necesară pentru secţia nr.2 pentru receptoarele la 10 kV este de 679,1 kVar. Se va compensa cu BC YKЛ 57-10,5-900, Qnom=900 kVar. Pentru secţia nr.8 se consideră ca MS în total au Pc=1000 kW şi Qc=750 kVar, iar MA în total au Pc=800 kW şi Qc=600 kVar. Motoarele sincrone din aceasta secţie vor produce putere reactivă: Q MS0 . 4 =

α m⋅P n⋅tg ϕ nom 0 .9⋅1000⋅0 . 484 = =544 .5 kVar ηnom 0.8 .

Pentru a satisface consumul de putere reactivă mai este necesar de 55,5 kVar. Această putere va fi transporată prin transformator de la reţeaua electrică 10 kV. Se alcătuieşte bilanţul puterii reactive în formă de tabel:

52

Tabelul 12.2- Bilanţul puterilor reactive. 1. Consumul puterii reactive 1.1 Consumul puterii reactive la 0,4 kV 1.2 Consumul puterii reactive la 10 kV 1.3 Pierderi în transformatoarele din secţii 1.4 Rezerva pentru regim de avarie 1.5 Puterea reactivă sumară a întreprinderii 2. Venitul puterii reactive 2.1 Sistemul energetic 2.2 Motoare sincrone10 kV 2.3 Motoare sincrone 0,4 kV 2.4 Baterii de condensatoare la 10 kV 2.5 Baterii de condensatoare la 0,4 kV 2.6 Total venitul puterii reactive 2.7 Bilanţ

kVar 3942,2 679,1 186,8 565,22 5373,32 1868 122,51 544,5 900 1955 5390,01 +11,69

Se observă că se obţine un surplus de de putere reactivă de 11,69 kVar.Conform bilanţului puterii reactive (vezi tabelul 12.2) se observă că puterea reactivă consumată de receptoarele electrice la 0,4 kV este compensată parţial cu instalaţii cu baterii de condensatoare. Neajunsul de putere reactivă la 0,4 kV se compensează de puterea reactivă livrată de sistemul energetic şi constituie 1868 kVar.

53

ÎNCHEIERE În proiectul de an a fost efectuată alimentarea cu energiei electrică a Diesel Plant-ului Alegerea tensiunii de alimantare a întrprinderii (35kV) a fost argumentată din punct de vedere tehnic. Alegând tensiunea de alimentare 35kV, a fost nevoie de instalarea pe teritoriul întrprinderii a staţiei principale coborâtoare, cu două transformatoare de putere tip ТMH-6300/35. Pentru a nu construi clădire aparte, de nu avea investiţii noi, instalaţia de distribuţie 10kV a fost amplasată chiar în secţia nr.2.Deci ID-10kV este de tip intertior şi ea se înzestrează cu dulapuri prefabricate care pot fi montate într-un singur rând.Pentru ridicarea fiabilităţii în alimentarea cu energie electrică a fabricii, instalaţia de distribuţie10kV se secţionează cu întreruptorul de secionare, care în regim normal de funcţionare este deconectat.Pentru comutarea rapidă a consunatorilor la sursa de rezervă, în caz de avarie, este folosit dispozitivul de anclanşare automată rapidă a rezervei. Din cauza lipsei de teritoriu posturile de transfarmare ale secţiilor au fost alese toate de tip interior, însă în secţia de pompare din cauza lipsei locului în interiorul încăperii, postul de transformare a fost scos în exterior.Secţiile cu sarcină mică au fost alimentate de la posturi de transformare vecine prin cabluri de 0,4kV. Calculul curenţilor de scurtcircuit al reţelei în raport cu cel mai îndepărtat receptor electric a fost nevoie pentru a realiza protecţia prin relee a elementelor sistemului, şi pentru verificarea echipamentului sistemului de alementare cu energie electrică. În fine toate deciziile luate în proiectul de an sînt argumentate prin calcule tehnocoeconomice luând în consideraţie cerinţele NAIE (Norme şi Amenajări în Instalaţiile Electroenergetice).

54

BIBLIOGRAFIE 1.Федоров А.А.,Старкова Л.Е.Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электрснабжению промышленных предприятий.М.:Энергоатомиздат,1987. 2. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1987. 3.Федоров А.А.,Каменева В.В. Основы электрснабжения промышленных предприятий.М.:Энергоатомиздат,1984. 4.Romanciuc I. Alimentarea cu energie electrică a întrprinderilor.Îndrumar de proiectare.U.T.M.Chişinău,1999. 5.Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат, 1989. 6.Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования систем электроснабжения промышленных предприятий/Грейнер Г.Р.,Романчук И.В.Кишинев: Ротапринт КПИ им.С.Лазо,1987. 7.Правила устройства электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1985. 8. Arion V. Costurile instalaţiilor electroenergetice. U.T.M.Chişinău,2002. 9.Arion V.Bazele calculului tehnico-econemic al sistemelor de transport şi distribuţie a energiei electrice. U.T.M.Chişinău,1998. 10. Беляев А.В. Выбор аппаратуры, защит и кабелей в сетях 0,4 кВ. Л.: Энергоатомиздат, 1988. 11.Stanciu T., Rudei I. Protecţia prin relee în sisteme electroenergetice. Îndrumar metodic pentru lucrarea de curs.U.T.M. Chişinău, 2001. 12.Справочник по проектированию электроснабжения/ Под ред. Барыбина Ю.Г. и др. М.: Энергоатомиздат, 1990. 13.Киселев Ю.Я.,Красножан Л.С. Расчет токов коротково замыкания для релейной защиты и системой автоматики. М.: Энергия. 14. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Т.1./ Под общ. ред. Федорова А.А. М.: Энергоатомиздат, 1986. 15. Stanciu T., Rudei I. Protecţia prin relee în sisteme electroenergetice. Îndrumar metodic pentru lucrări de laborator.U.T.M. Chişinău, 2002. 16.Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. М.: Высшая школа, 1991.

55