I_дв=20 kA ; I_по<I_дв; <I²_т t,

где I_т-ток термической стойкости; t-время его действия.

=1200 kA² c.

=21.96 kA² c.

Выключатель подходит по нагреву длительным током, электродинамической стойкости и термической стойкости.

4.2.6 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока предназначены:

- в установках до 1000 В - снизить измеряемый ток до значения, допускающего подключение последовательных катушек измерительных приборов или аппаратов защиты (реле);

- в установках более 1000 в - отделить цепи высокого напряжения от цепей измерительной аппаратуры, обеспечивая безопасность их обслуживания, и выполнять те же функции, что и в установках до 1000 В.

Выбираем трансформатор тока типа ТПЛН-10У3: U_ном =0,4 кВ; I_ном =1000 А; I_ном2 = 5 А, если I_р =957,2 А.

Трансформатор тока в нулевом проводе: I_ном1 =800 А; I_р =5 А.

Трансформаторы тока в шкафах: I_ном1 =1500 А; I_р =5 А.

4.3 Расчёт общего освещения термического цеха

Правильное выполнение расчёта для определения осветительной нагрузки цеха способствует рациональному использованию электроэнергии, улучшению качества выпускаемой продукции, повышению производительности труда, уменьшению количества аварий и случаев производственного травматизма, снижению утомляемости рабочих. Термическое отделение цеха сборки самолётов является производственным помещением, а, следовательно, в нём применяется комбинированное освещение, состоящее из местного и общего освещения. Величины нормирования освещения приняты по СНиП II-4-79. Так как высота помещения 11 метров, освещение выполнено светильниками с лампами ДРЛ.

Для термического отделения выбираем нормированную освещённость Ен=200 лк и коэффициент запаса Кз=1.8.

Термическое отделение цеха сборки самолётов имеет следующие данные:

Pудо=5,4 Вт/м²

S=3630=1080 м²

P=12700=8400 Вт

P_у=5.4 Вт/м² для E=100 лк в таблице для Е_н=200 лк имеем

P=10805.52= 11664 Вт.

Ppo=Pуд*S*Kco

Где Pуд - удельная осветительная нагрузка, Вт/М²

S - площадь отделения, м²

Kсо -коэффициент спроса осветительной нагрузки.

Для организации общего освещения принимаем следующий тип ламп:

Тип ламп: ДРЛ

Степень защиты: IP-20

Кривая силы света - “Г”

Количество ламп в светильнике: 1 шт.

Тип ламп выбирается из условий работы цеха, так как высота термического цеха H=11 М.

Высота расчётной поверхности над полом - h_p=0.8 М

Расстояние светильников от перекрытия (свес) принимаем равным: h_с = 1.2 м.

Зная эти данные, находим расчётную высоту по этой формуле:

h = H-h_р-h_с ;

h=11-0.8-1.2=9 М

Для данного типа источников света и кривой силы света “Г” находим значение л, используя справочные данные: л=0.9 (таблица 4-16 стр.123).

Имея значения л и h, найдем расстояние между светильниками, используя при расчете формулу: L= л h.

L= 0.99=8.1 М

Расстояние от крайних светильников до стен находим следующим образом:

l _а= (36-5 6)/2=3 М

Расстояние между рядами светильников l_b=3 м

Расстояние от крайних светильников до стен:

A = (36-38.1)/2=5.85 м

B = (30-28.1)/2=6.85 м

Общее количество светильников в цехе: N=33=9. По таблице 5.1 стр 126 / / находим значения коэффициентов отражения стен, пола, потолка:

С_{потолка} = 0,5 %; С_пола = 0,1 %; С_стен = 0,3 %

Индекс помещения:

i=AB/h (A+B):

i= (3630)/11(36+30)=1,488=1,5 м

Принимаем светильники УПДДРЛ. Коэффициент использования светового потока - 50%, Ю=0,8 E_н=200 лк, K_з= 1,8; Z= 1,15.

Разряд работ по СНиП - IV (табл. 4.4 стр. 102 / /)

Определяем расчётный световой поток лампы:

Ф_л=(2001,51,153630)/(0,69)=47525 лм

По таблице 2.15 стр. 28 / / выбираем лампу ДРЛ 700 Pн=700 Вт, Ф_н= 50 000 лм

Удельная осветительная мощность:

P=12700=8400 Вт

P_у=5.4 Вт/м² для E=100 лк в таблице для S=3630=1080 и Е_н=200 лк имеем

P=10805.42= 11664 Вт.

Проверим расчёт освещённости точечным методом.

Контрольные точки показаны на рисунке. Для светильников: УПД ДРЛ-700 определяем условную освещенность е, лк в контрольных точках:

Общее количество светильников в цехе:

N=34=12

1 4 Е_н= 200 лк

А 5

2 3

6 7

8

9 10

11

12

В

Определяем фактическую освещенность расчетной поверхности в точке A:

Е_ф= Ф_нм ?/1000 k_з , лк

Е_ф= (50000 1,1 4,6)/(1000 1,15) = 205,7 лк

Вывод: освещённость в 200 Лк обеспечивается

Определяем фактическую освещенность расчетной поверхности в точке B:

Е_ф= Ф_нм ?/1000 k_з , лк

Е_ф= (50000 1,1 3,7)/(1000 1,15) = 172,2 лк

Таблица 4.5

Значение условной освещённости в контрольных точках

Точка	№ светильника	Освещённость
		1 светильник	Общая	Суммарная
А	1, 2	1	2	4.6
	5, 6	1	2
	4, 8	0.15	0.3
	3, 7	0.15	0.3
B	9, 10	1.5	3	3.7
	5, 6	0.2	0.2
	8, 12	0.1	0.2
	7, 11	0.15	0.3

Расчёт общего освещения комнаты мастеров

В качестве источников освещения принимаем люминесцентные лампы.

Высота помещения: Н=3, м.

Высота расчетной поверхности над полом: h_р=0,8 м.

h_c=0.9 м.

Кривая силы света (КСС) - Д

Светильники ЛСП 01-240/Д 00.02

Высота светильников над уровнем рабочей поверхности:

h= 3.5-0.2-0.8=2.5 м.

По таблице 4-16 находим значение л, л =1.4

Имея значения л и h найдем расстояние между светильниками используя при расчете формулу: L= л h:

L=1.42.5=3.5 м.

При L=3.5 м по длине получаем:



L_a=6-3.5-1=2.5, a=1.25 м

По ширине:

Lb= 6-3.5-1=2.5, b=1.25 м

Количество светильников:

N=12=2 шт.

Находим значения коэффициентов отражения стен, пола и потолка, пользуясь справочником.

С_{потолка} = 0,7%.

С_пола = 0,3%.

С_стен = 0,5%.

Индекс помещения:

I = AB/h (A+B);

I = (66)/(2.5(6+6))=1,2

Коэффициент использования светового потока: Ю=0,55 по таблице 3.11 на стр. 136

При Ен=100 Лк K_з= 1,5; Z= 1,1 (по таблице 4.4)

Площадь: S=66=36 м²

Световой поток:

Е=Е_нKзZS/( ЮN) = 1501.51.136/0.55/2=8100 Лк

Выбираем лампу ЛХ6 -150Вт, I=1.9A



Так как комната мастеров, участок ВЧ и гардероб имеют аналогичные параметры, то освещение для участка ВЧ и гардероба принимаем таким же, что и в комнате мастеров

Параметры осветительных устройств

№ помещения	Наименование помещения	Высота подвеса	Расст. до стен	КСС	Мощность ламп	Кол-во рядов	Уд. мощность	Строит. модуль
1	Цех	9	a=3.15 b=0.15	Г	700 Вт	3x3	5.4	12x30
2	Комната мастеров	2.5	a=1.25 b=1.25	Д	150	1x2	0.8	6x6

Расчет аварийного освещения термического цеха

Согласно СниП II-4-79 мощность осветительных приборов аварийного освещения принимаем равным 10% от мощности общего освещения цеха: Р_ав=0,1Р_общ.

В зависимости от характера освещаемого объекта это освещение должно служить различным целям:

обеспечить безопасное пребывание людей в помещениях;

обеспечить возможность временного продолжения работы или доведения ее до определенного состояния.

В зависимости от назначения аварийного освещения, в помещениях должна быть обеспечена освещенность рабочего места, рабочей поверхности или ограничено установкой светильников только по линиям проходов.

Для аварийного освещения могут устанавливаться либо дополнительные светильники, либо может использоваться часть светильников рабочего освещения. Для питания аварийного освещения используется независимый источник питания.

Произведем расчет. Мощность общего аварийного освещения: Р_ав= 0,1Р_{общ ,}Вт;Р_ав=840Вт; В качестве источников света принимаем лампы накаливания. Мощность: Р_н= 250 Вт. Размещаем три лампы накаливания, принимаем провод АППВ 225, уложенный на лотках.

Расчёт групповой сети

Для питания осветительных приборов установлен групповой щиток освещения - ГЩО, ПР-8501. Произведем расчет на примере комнаты мастеров, гардероба и участка ВЧ.

Руст.=Рн.о. Вт.

Р_уст=2(2150)=600 Вт

Расчетную нагрузку определяем методом коэффициента спроса:

Р_{р. о.}=Р_у.К_с.К_пра.

К_с=0,95.

К_пра= 1,2 т.к. лампы люминесцентные

Таким образом,

Р_ро.=6000,951,2=684 Вт.

Расчетный ток группы:

I_р.о.=Р_{р. о.}/U_ф

I_р.о.=684/220=3,1 А.

K_з=1-для max расцепителя;

K_з=0,22-для min расцепителя;

I_уст=K_прI_po=1.23.1=3.72 A

I_пВА>К_прI_po=3.72

Выбираем автоматический выключатель ВА 51 Г-5 I_н=25 A, I_уст=5 A

Выбираем сечение фазных проводов

I_доп>К_зIуст=0.225=1.1 А

Выбираем провод типа АППВ.

Сечение жилы: 2x2.5

Допустимый длительный ток: I_доп=20A.

Для того чтобы провести проверку выбранного сечения по потере напряжения необходимо определить моменты нагрузок. Определим моменты нагрузок:

М=P_расчl_общ=60020=12 Втм

Зная момент нагрузки, найдем потерю напряжения в линии, используя выражение:

?U=M/S K_с , где S - сечение провода, K_с=7,4

?U=12/(2.57.4)=0,64 %, что меньше 5%.

Провод удовлетворяет требованиям выбора.

Расчёт цеха

Установленная мощность подключенных электроприемников:

P_уст=12700=8400 Вт

P_po=P_устК_сК_пр=84000,951,2=9576 Вт

Расчетный ток группы:

I_р.о.=9576/(2200.37)=102,64 А

cos()=0.87

Расчётный ток для каждой группы:

I_р.о.=102.64/3=30,21 A

I_уст>КпI_р.о=1.434,21=34.89 А

Выбираем выключатель для каждой группы: ВА-51-31-1 I_н=100A, I_уст=50A.

Выбираем сечения фазных проводов

I_доп>I_расч=18.39А

I_доп>0.2250=11А

Выбираем провод типа АВВГ 2x6, I_доп=36А.

Технические условия на присоединение

Общая нагрузка по цеху составляет 676 КВт. Расчётная активная мощность составляет 441 КВт. Для обеспечения питания цеха был выбран трансформатор ТМ-630/10. Трансформатор устанавливается снаружи цеха, так как основное место в цехе занято станками. От трансформатора к распределительным шкафам проводятся две независимые системы шин, крепящиеся на стенах цеха, что уменьшает затраты на сооружение шинопровода и положительно сказывается на безопасности работы персонала. Схема питания шкафов выбрана магистральной.

Электроприёмники питаются от шкафов по радиальной схеме. Шкафы защищаются предохранителями с плавкими вставками. От шкафов производится запитка кабелем марки АПВ. Кабель прокладывается в чугунных и стальных трубах диаметром 20 - 100 мм.

На ввод со стороны НН трансформатора устанавливается счётчик потребляемой мощности. Сторона НН защищается автоматическим выключателем ВА-75. В каждую фазу стороны НН устанавливаются трансформаторы тока 1000/5. Секционирование НН определяется применением автоматических выкатных выключателей ВА-50. На выключателе устанавливается трансформатор тока 1500/5.

Со стороны ВН трансформатор запитывается кабелем ААШВ 43х25. На стороне ВН устанавливается выключатель ВА-51, Iн=630 A.

Из-за соответствующей категорийности, цепь освещения не секционируется.

На освещение затрачивается дополнительно мощность P_p0=8400 Вт

Цепь освещения запитывается от источника - цеховой КТП. От КТП до ГЩО протянут кабель АВВГ 3x25, проложенный в трубах. По требованиям техники безопасности корпус щита освещения заземляют шиной 4х40 мм². Обслуживание производится при помощи подвижной лестницы-стремянки высотой 9м.

Все элементы питания покрываются антикоррозийной краской серого цвета. При монтаже цеха в местностях с неблагоприятными атмосферными условиями изменения наружных элементов должны производиться в соответствии с ПУЭ.

Основная задача, расчёт оптимального электроснабжения и освещения термического цеха, с минимальными затратами на сооружение и эксплуатацию, выполнена.

4.4 Безопасная эксплуатация оборудования и сетей термического отделения

В данном отделении производится термическая обработка деталей давлением и дальнейшая обработка: шлифовка, нарезка резьбы, сверление отверстий, штамповка. Весь процесс происходит с использованием смазочно-охлаждающих жидкостей, основы которых составляют нефтяные масла и различные добавки. Пол железобетонный, проводящий электрически ток, следовательно, существует опасность поражения человека током в случае неполадок электрооборудования. Цеху присвоена особо опасная категория по степени поражения электрическим током (по ПУЭ). Так как в отделении в обращении находятся негорючие вещества и материалы, то присваивается категория Г по пожароопасности. Среда в помещении является нормальной, вследствие наличия системы вентиляции, которая позволяет поддерживать температуру воздуха в пределах 18-25^оС, а также сухой, т.к. относительная влажность воздуха не превышает 60%.

Для защиты обслуживающего персонала от поражения электрическим током корпуса оборудования (электродвигателей, пультов, приборов управления) заземляются. Степень защиты электрооборудования (шкафов распределительных) равна IP23. Т.к. помещение взрывобезопасно, то защита от взрывов не применяется.

Оборудование является опасным в отношении травматизма, поэтому для безопасной эксплуатации электроустановок применяем ряд мер:

- все места, являющиеся опасными, ограждаются, а оборудование оснащается защитными экранами кожухами, закрывающими его вращающиеся и движущиеся части, надёжным пусковым управлением (кнопки, педали), недопускающими самопроизвольного, или случайного включения.

- открытые токопроводящие части должны быть ограждены и на ограждениях должны быть вывешены предупреждающие плакаты.

Для предотвращения распространения пожара по проводке используется провод с негорючей изоляцией.

Для тушения возможного пожара в цеху имеются пожарные щиты, они располагаются недалеко от выходов в легкодоступных местах, на них имеются огнетушители, топоры, багры, лопаты, вёдра. Рядом находятся ящики с песком. Для своевременного обнаружения очагов пожара используется пожарная сигнализация.

В термическом отделении установлены станки, двигатели которых, а также и сами работающие станки, пресса, создают шум и вибрацию. Повышенный шум, создаваемый машинами, трансформаторами и т.д., часто возникает по причине неплотного прилегания компонентов оборудования. У электродвигателей ненормальный гул возникает при работе с перегрузкой, или обрыве одной фазы. Проверка крепежных соединений и проверка исправности оборудования позволяет снизить шум и вибрацию, а также проверка уровня смазки, регулировка, устранение биений в соединениях, установка глушителей на пневматические муфты прессов, работа персонала в наушниках.

Характеристиа шума в термическом отделении представлена в таблице 4.6. Средний уровень шума рассчитывается из расчёта, что одновременно работает всё оборудование, затем производится сравнение с допустимым уровнем шума, значение которого лежит в пределах 80-85 дБ.

Безопасность эксплуатации осветительных установок

Термическое отделение оснащено искусственным освещением, т.к. работа ведётся в две смены и при недостаточном естественном освещении не обеспечивается нормируемая освещённость 250 лк.

Искусственное освещение выполняется комбинированным, то есть, состоящим из местного и общего. Предусматривается как рабочее, так и аварийное освещение, необходимое для эвакуации людей при отказе рабочего освещения.

Местное освещение располагается непосредственно на оборудовании. Оно выполняется лампами накаливания напряжением 36В, которое обеспечивается трансформаторами.

Рабочее освещение (общее) выполняется лампами ДРЛ. Для очистки и замены светильников применяют напольные устройства и приспособления, обеспечивающие безопасную работу обслуживающего персонала.

Лампы ДРЛ-700 подвергают групповой замене через 8000 часов работы.

Лампы, находящиеся в рабочем состоянии, но снятые при групповой замене, можно использовать во вспомогательных помещениях.

Чистка светильников рабочего освещения должна производиться не менее четырёх раз в год.

Вышедшие из строя ртутные лампы сдают на завод-изготовитель, или уничтожают в специально отведённых для этого местах.

Смену ламп и чистку светильников производит бригада в составе не менее двух электромонтёров III квалификационной группы по электробезопасности, оба исполнителя должны иметь допуск для верхолазных работ.

В случае пожара и других аварийных ситуаций, при которых рабочее освещение может быть неисправно, включается аварийное освещение отделения, которое выполнено лампами накаливания. Эвакуация людей производится через два выхода. Светильники аварийного освещения присоединяются к отдельной электросети, которая проверяется один раз в две недели.

электроснабжение нагрузка передача распределение



5. Внешнее электроснабжение

5.1 Выбор оптимального напряжения внешней схемы электроснабжения предприятия

Внешняя схема электроснабжения, как правило, включает в себя линию электропередач, воздушную, или кабельную линию высокого напряжения от узловой распределительной подстанции энергосистемы до ГПП предприятия.

Выбор рационального напряжения осуществляется путём сравнения вариантов сооружения ЛЭП и ГПП различных напряжений. Оптимальным значением стандартного напряжения считается то, при котором приведенные затраты по внешней схеме высокого напряжения были бы минимальными.

Чтобы сократить объём расчётов по выбору рационального напряжения, производится предварительный его выбор по эмпирическим формулам.

Uэн=

где L-длинна ЛЭП, P - максимальная нагрузка предприятия, МВт.

То есть, точка оптимума искомого напряжения попадает между значениями 35 и 110 КВ, что даёт право сравнивать по приведенным затратам варианты ВЛ 110 и 35 КВ.

Выберем ЛЭП и определим её сметную стоимость. Сначала определяется тип опор и количество цепей. Так как ВЛ предназначена для питания авиастроительного завода, который является электроприемником II категории, то будем проектировать двухцепную ВЛ на железобетонных опорах, II района по гололёду.

При Рн=16 МВт определяем Iн сравниваемых вариантов ВЛ - 35 и 110 КВ

Для 35 КВ Iн=

Для 110 КВ Iн=

При продолжительном использовании минимальной нагрузки Tн=5500 часов в год и соответствующем экономическом сечении проводов обоих линий J_эк=1 А/мм² будет

Для 35 КВ Fэк=604.32/1=604.32 мм², для двухцепной ВЛ:

F=604.32/2=302.71 мм²

Для 110 КВ Fэк=192.27/1=192.27 мм², для двухцепной ВЛ:

F=192.27/2=96.13 мм²

Полученные расчётные значения сечений проводов округляем до стандартных и определяем удельную стоимость каждой из линий по / /

F³⁵=300/24 мм²

AC-300/39 стоимостью 15.3 тыс.руб/Км

F¹¹⁰=120/11 мм²

AC-120/11 стоимостью 17.8 тыс.руб/Км

Xп= 0,427 Rп= 0,249

Капитальные вложения по сооружению рассматриваемых напряжений определяются как:

К_вл=К_удвл*L*K_уд, где К_удвл- удельные капзатраты, руб/км;

L - длина ВЛ, Км

К_уд = 15 - коэффициент удорожания

К_вл35=15,3415=918 тыс.руб

К_вл110=17,8415=1068 тыс.руб

5.2 Выбор ГПП и определение её сметной стоимости

Наиболее часто ГПП промышленных предприятий выполняют двухтрансформаторными. Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчётной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учётом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности. В послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора) для надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей может быть отключена.

В настоящее время энергоснабжающая организация задаёт для проектируемых и действующих предприятий значения оптимальной реактивной мощности Qэ, передаваемой из энергосистемы в сеть предприятия в период максимума нагрузки энергосистемы. Если энергосистема не обеспечивает предприятие полностью реактивной мощностью в указанный период, то на предприятии устанавливаются компенсирующие устройства.

Мощность ГПП должна обеспечивать устойчивое надёжное и экономичное покрытие максимальной мощности, и она определяется либо по ГН, либо исходя из полной максимальной нагрузки предприятия и потерь мощности в элементах схемы (в основном, в трансформаторах ГПП).

Рассчитаем мощность трансформаторов ГПП, исходя их нагрузки предприятия, активной, реактивной и полной мощностей с учётом потерь и КРМ. Расчет нагрузок предприятия приведён в таблице 5.1 по двум вариантам 35 КВ и 110 КВ.

Согласно принимаем для варианта 35 КВ комплектную двухтрансформаторную подстанцию с трансформаторами типа 2xТРДН-25000-35/10.5, с параметрами: Sнт=25 МВа Куд=195 Тыс.руб.

Для варианта 110 КВ принимаем ГПП с трансформаторами:

2xТРДН-25000-110/10.5 Sнт=25 МВА Куд=310 Тыс.руб. Uхх=25%

Pкз=120 КВт Uк=10.5%

Сметная стоимость ГПП:

Кгпп³⁵=19515=2925 тыс.руб

Кгпп¹¹⁰=31015=4650 тыс. руб.

5.3 Выбор оптимального варианта внешнего электроснабжения

Эксплуатационные затраты определяются следующим образом:

И = Иам+Иэ+Ипот, тыс. руб/год

Где Иам-амортизационные отчисления для проведения капитальных ремонтов и для восстановления (реновации) первоначальной стоимости оборудования.

Иам=(Pam*К)/100, тыс.руб/год

Где Pам=Ркр+Ррен - норма амортизационных отчислений, соответственно, общая, на капремонт и реновацию, %.

Затраты на текущий ремонт и обслуживания определяются аналогично, амортизационным издержкам.

Иэ= Рэ*К/100, тыс. руб./год.

Где Рэ-норма отчислений на текущий ремонт и обслуживание,%

К- сметная стоимость капзатрат вида энергетического оборудования.

И_ам^лэп35= 918*0,03=27,54 тыс.руб

И_ам^лэп110=1068*0,03=32,04 тыс.руб

И_ам^гпп35= 2925*0,13=380,25 тыс.руб

И_ам^гпп110= 4650*0,13=604,5 тыс.руб

И_ам³⁵=27,54+380,25=407,79 тыс.руб

И_ам¹¹⁰= 604,5+32,04=636,54 тыс.руб

Определяем затраты на текущий ремонт и обслуживание

И_э^лэп35= 918*0,014=12,852 тыс.руб

И_э^лэп110=1068*0,014=14,952 тыс.руб

И_э^гпп35= 2925*0,03=87,75 тыс.руб

И_э^гпп110= 4650*0,03=139,5 тыс.руб

И_э³⁵=12,852+87,75=100,602 тыс.руб

И_э¹¹⁰=14,952+139,5=154,452 тыс.руб

Затраты на возмещение потерь мощности в энергооборудовании определяют как:

Ипот=Pm*_max*Ц_э, тыс. руб. / год, где

Pm - максимальная мощность потерь, КВт

_max- время использования максимума потерь = 3980 ч/год

Цэ- стоимость электроэнергии, руб/КВт*ч

Цэ=0.42 руб/КВт*ч.

Максимальные потери активной мощности определяются по следующим формулам.

a) для трёхфазных ВЛ:

Pm=З*о*L*I_р²*10^-3, КВт

где о - активное сопротивление 1 Км линии, L-длина линии, Iр - расчётный ток линии.

35 КВ: Pн=(30,096/2)4604,32²10^-3=210,35 КВт

110 КВ: Pн=(30,210/2)4192,27²10^-3=46,58 КВт

б) Для трансформаторов:

35 КВ: Pн=P_ххP_кзK²=2(21+810.7²)=121,38 КВт

110 КВ: Pн=2(23+850.7²)=129,3 КВт

Рассчитаем И_пот.

ЛЭП:

И_пот=PнЧ_maxУэ

35 КВ: И_пот=210,3539800,42=351621,06 руб/год

110 КВ: И_пот=46,5839800,42=77863,128 руб/год

ГПП:

35КВ: И_пот=121,3839800,42=202898,808 руб/год

110 КВ: И_пот=129,339800,42=216137,88 руб/год

35КВ: И_пот=351621.06+202898.808=554519.868 руб/год

110КВ: И_пот=77863.128+216137.88=294001.008 руб/год

Рассчитаем эксплуатационные затраты:

35КВ: И_?=554519+100602+407790=1 062 911 руб/год

110КВ: И_?=294001+154452+636540=1 084 993 руб/год

Определяем ущерб от недоотпуска электроэнергии предприятию. Он носит вероятностный характер, т.к. определяется показателями надёжности энергооборудования.

Ущ=Энд*Ащ

Где Энд - возможный недоотпуск потребителю электроэнергии

Энд=Pm*Tm/8760*tпр*Км.

Где tпр - значение перерыва в электроснабжении

Напряжение	Поток отказов (отк/год)	Среднее время отключения за отказ (ч/отк)
35 КВ	АВ = 0,050	ТB = 12.4
	пл = 0,15	Тпл = 13
110 КВ	АВ = 0,13	ТB = 14,8
	пл = 0,4	Тпл = 13

A=900, B=0.35 K_у=0.85-0.9

Трансформаторы:

Напряжение	Поток отказов(отк/год)	Среднее время отключения за отказ (ч/отк)
35 КВ	АВ = 0,012	ТB = 70
	пл = 0,75	Тпл = 20
110 КВ	АВ = 0,014	ТB = 70
	пл = 0,75	Тпл = 13

Ожидаемое значение времени перерыва электроснабжения предприятия, ч/год.

t_пр=(_AB^ЛЭПT_B^ЛЭПL)/100+_плT_пл

35 КВ: t_пр³⁵=0,0512,44/100+0,1513=2,478 ч/год

110 КВ: t_пр¹¹⁰=0,1312,44/100+0,413=5,26 ч/год

Трансформаторы

t_пр=_ABT_B+_плT_пл

35 КВ: t_пр³⁵=0,01270+0,7526=21,84 ч/год

110 КВ: t_пр¹¹⁰=0,01470+0,7526=20,48 ч/год

Для двух параллельно работающих трансформаторов:

t'_пр³⁵=t_пр²/8760=0,054 ч/год

t'_пр¹¹⁰=t_пр²/8760=0,049 ч/год

Время возможного перерыва электроснабжения

35 КВ: t_пр³⁵=2,478+0,054=2,532 ч/год

110 КВ: t_пр¹¹⁰=5,26+0,49=5,75 ч/год

Возможный недоотпуск электроэнергии:

35 КВ: Э_нд=(337315500/8760)2,5321=53623 КВтч

110 КВ: Э_нд=(337315500/8760)5,751=121774 КВтч

Ащ-удельный ущерб, руб/кВтч, среднестатистические значения ущербов приведены в:

А_щ³⁵=1.5 руб/КВтч, Aщ¹¹⁰=0,7 руб/ КВтч.

Ущерб от недоотпуска:

35 КВ: У_щ= Э_нд а_из=536231,510=804345 руб/КВтч

110 КВ: У_щ= Э_нд а_из=1217740,710=852418 руб/КВтч

где 10 - коэффициент удорожания ущерба.

Полученные результаты по определению приведённых затрат сравниваемых вариантов сводятся в таблицу 5.2.

З₃₅<З₁₁₀ на 5%, то есть приведённые затраты по сравниваемым вариантам приблизительно равны по значениям. Принимаем вариант внешнего электроснабжения с напряжением 110 КВ, как наиболее перспективный в развитии.

5.4 Разработка однолинейной схемы ГПП

Питание завода осуществляется от ТЭЦ, на которой установлены четыре генератора мощностью по 50 МВт каждый, напряжением 10.5 КВ. На ТЭЦ имеется повышающая подстанция из двух раздельно работающих трансформаторов мощностью по 40 МВА, напряжением 10.5/115 КВ. Питание завода от ТЭЦ ведём двухцепной воздушной линией напряжением 110 КВ с проводом сечением 120 мм² -АС 120/11, R=0.21 Ом/Км, X=0.22 ОМ/Км.

Потери напряжения в ВЛ:

U=0.4%

На ГПП установлены 2xТРДН-25000/110.

Схема ГПП выбирается с учётом установленной мощности потребителей электроэнергии и категории их надёжности, характера электрических нагрузок и размещения их на территории завода. Применяем схему с выключателями на ВН, так как схема с короткозамыкателями и отделителями для вновь проектируемых ПС рекомендуется из-за низкой надёжности оборудования. Длина ВЛ-110 КВ - 4 Км, поэтому на ВН устанавливаем перемычку с разъединителями. В результате получаем более надёжную схему электроснабжения и снижаем вероятность перебоев в энергоснабжении завода. Для защиты трансформаторов от атмосферных и коммутационных перенапряжений, устанавливаем разрядники.

5.5. Расчёт токов короткого замыкания

Расчёт ТКЗ будем вести в относительных единицах.

Принимаем базисное значение полной мощности: Sб=1000 МВА.

Рассчитаем базисные токи на сторонах ВН и НН:

I_бвн= КА

I_бнн= КА

Рассчитаем параметры элементов схемы замещения:

Xг=xd``*Sб/Sн

Xd``=0.136

Xг=0,136*1000/200=0.68 о.е.

Сопротивление трансформатора подстанции ТЭЦ.



X_т1=Uквнсн*Sб/(100*Sн)=11*1000/(2*100*40)=1,35 о.е.

Сопротивление воздушной линии:

Xл=0.12 о.е.

Сопротивление трансформатора ГПП:

X_т2=10,5*1000/(100*25)=4,2 о.е.

Эквивалентное суммарное сопротивление:

X_?ВН0=Xг=0.68 о.е.

X_?ВН1=Xг+X_т1=2,03 о.е.

X_?ВН2=Xг+X_т1+Xл=2,15 о.е.

X_?ВН3=Xг+X_т1+Xл+X_т2=6,35 о.е.

Рассчитаем периодические составляющие для каждой точки К.З.

7.38 КА

2,47 КА

2.33 КА

8,66 КА

Полное время отключения цепи при к.з.

t_от=tрз+to=0.9+0.1=1 C.

Где tрз - время действия релейной защиты, to- время отключения выключателя. Постоянная времени апериодической составляющей: Tа=0.025с.

Рассчитаем значения ударного тока для каждой точки К.З. и значения импульса квадратичного тока, которые будут необходимы для выбора аппаратуры ГПП на сторонах ВН и НН.

Для точки К-0

I_у1=13,284 КА

Где Ку = 1.8 - ударный коэффициент.

B_к0=7.38²*(1+0.025)=55,82 А

В точке к-3 при расчёте ударного тока к.з. необходимо учитывать ток подпитки СД.

I_?СД=4000/(1.7*10.5*0.85)=263 А

I_дв``?=К_српуск* I_?СД=5*263=1,315 КА

где К_српуск- пусковой коэффициент.

I_у3=1,8*1,8*1,41*8,66+1,55*1,41*1,315=46,8

КА

Результаты расчёта токов к.з. сводим в таблицу 5.3.

5.6 Выбор оборудования ГПП.

5.6.1 Выбор оборудования на сторонах ВН и НН.

Выбор оборудования и его проверку сведём в таблицу 5.4.

Проверим трансформаторы тока по вторичной нагрузке: Z2<Z2ном. Результаты занесём в таблицу 5.5.

S_приб=4.1 ВА

R_приб=4.1/5²=0.164 ОМ

Допустимое сопротивление приборов при классе точности ТА равно 0.8 ОМ, следовательно условие выполняется.

Сечение проводов:

q=MM²

Принимаем контрольный кабель АКРВГ-4

Проверим трансформатор напряжения по нагрузке вторичной цепи, результаты занесём в таблицу 5.6.

S₂=

Для TV типа НАПИ-10, Sном=120 ВА, следовательно S2<Sном, условие выполняется, TV подходит.

В качестве соединительных проводов принимаем АКРВГ-2.5

5.6.2 Выбор оперативного тока, расчёт нагрузки собственных нужд, выбор ТСН

Состав потребителей собственных нужд зависит от ряда причин. Наименьшее количество потребителей СН на подстанциях, выполненных по упрощённым схемам, без постоянного дежурного персонала, состав потребителей согласно табл.5. Так как на ГПП присутствуют выключатели на стороне ВН, а также с целью снижения капитальных затрат, стоимости оборудования и упрощения обслуживания на подстанции, применяем переменный оперативный ток. В качестве источников оперативного тока принимаем ТСН (TN1 и TN2) рис. 5, т.е. два трансформатора со скрытым резервом, две системы шин, объединённые через включаемую перемычку.

Рассчитаем нагрузки собственных нужд ГПП, результаты занесём в таблицу 5.7.

Sp=

Принимаем два ТСН: ТМ-40

5.7 Вопросы безопасности эксплуатации ГПП

На применяемом варианте ГПП установлены два трансформатора ТРДН-25000/110 с приведёнными ниже типами защит:

- Продольная дифзащита

- Газовая защита

- Максимальная токовая защита

- Токовая отсечка

Газовая защита сигнализирует об аварийных процессах в трансформаторном баке с маслом, снижая тем самым возможность пожара в трансформаторе.

Релейная защита снижает вероятность поражения персонала электрическим током, так как имеет малое время срабатывания. От внутренних повреждений трансформатора (междуфазные К.З., К.З. на землю, межвитковые замыкания) применяются быстродействующие защиты - продольная дифференциальная и токовая отсечка без выдержки времени.

В сетях 110 КВ с глухим заземлением нейтрали опасными для изоляции трансформатора могут быть перенапряжения, возникающие при отключениях и повторных включениях линии электропередачи. Поэтому кроме ЗОН в цепи нейтрали используют разрядник.

При открытой установке трансформаторов для исключения распространения возгорания на рядом расположенный трансформатор, а так же на соседние оборудование и здание должны быть выдержаны определённые противопожарные разрывы. Должны быть приняты меры для того, чтобы при выбросе масла через предохранительную трубу, оно не попало на соседний трансформатор, это обеспечивается соответствующим положением трубы, или установкой отбойного щитка.

В случае возникновения пожара для его тушения предусмотрено автоматическое пожаротушение с использованием распылённой воды. Кроме этого, на территории установлены ящики с песком и огнетушители. Для сигнализации о пожаре предусмотрена специальная пожарная сигнализация, а так же телефонные сети.

Для защиты ГПП от прямого удара молнии (ПУМ), устанавливается молниезащита, расчёт которой выполнен в пункте 6.

Защита от поражения электрическим током:

Осмотр находящегося под напряжением трансформатора производится бригадой, численностью не менее трёх человек, причём двое из них должны иметь IV группу по ТБ. Они должны иметь право на доступ в ОРУ.

Для исключения поражения высоким напряжением выводы трансформатора располагают на высоте не менее 3.5 М (110 КВ) и 2.9 М (10 КВ). Предусматривается защитное заземление, блокировки, не позволяющие проникнуть в ячейки РУ-10КВ.

Работы ведутся в соответствии с требованиями ПТБ.

6. Защита от перенапряжений и контроль изоляции

6.1 Расчёт зоны действия молниезащиты ГПП. Определение надёжности защиты. Безопасные расстояния по земле и по воздуху

Перенапряжения - кратковременные повышения напряжения на изоляции. Источниками внутренних перенапряжений являются генераторы энергосистемы, батареи конденсаторов, коммутирующие аппараты. Источником внешних перенапряжений могут быть молнии.

Основными необходимыми исходными данными для расчёта устройств молниезащиты являются габариты защищаемого объекта, значения удельного сопротивления грунта, среднегодовое число ударов молнии на 1 км² защищаемой поверхности и т.д.

Длина объекта: a=48 м;

Ширина объекта: b=36 м;

Наибольшая высота: h_x= 10.5 м;

Число грозовых часов в году: Дг=40-60 ч/год

Среднегодовое число ударов молнии: n=6

Ожидаемое число поражений молнией за год зданий и сооружений:

N = (b+6*hx)*(a+6hx)*n*10^-6=(36+6*10.5)(48+6*10.5)*6*10^-6=0.00126

Устанавливаем на ГПП 4 молниеотвода высотой 24 м, два из которых установлены на входном портале ГПП.

Молниеотвод представляет собой возвышающееся над защищаемыми объектами устройство воспринимающее прямой удар молнии и отводящее токи молнии в землю посредством системы заземления. Каждый молниеотвод независимо от типа состоит из молниеприемника, непосредственно воспринимающего ПУМ, токоотвода, обеспечивающего отвод тока молнии к заземлителю, отводящему ток линии в землю и несущей конструкции, которая предназначена для установки молниеприёмника на металлических, или железобетонных молниеотводах. В качестве токоотводов может служить металлическая ферма, или стальная арматура несущей конструкции.

Защитное действие молниеотвода характеризуется зоной действия, которая представляет собой конус с вершиной на высоте ho<h, сечение которого на высоте h_x имеет радиус r_x, а на уровне земли - r_o.

Зоны защиты каждого молниеотвода:

Зона защиты типа А обладает степенью надёжности 99.5% и выше.

h_o=0.85h=0.85*24=20.4 М

r_o=(1.1-0.002)*h=1.1*24=26.4 М

r_x=1.1(h-h_x/0.85)=1.1*(24-10.5/0.85)=12.8 М

Четыре молниеотвода образуют многократный молниеотвод, зона защиты которого расширяется по сравнению с одиночными.

Рассчитаем зоны защиты двойных стержневых молниеотводов.

L1=25M

h_c1=h_o-(0.17+3*10^-4)(L-h)=20.4-(0.17+3*10-4)(25-24)=20.2 M

r_cx1=r_o(hc-hx)/hc=26.4(20.2-10.5)/20.2=12.7 M

r_c=r_o=26.4 M

Аналогично L₂=40M, hc₂=17.6 M, r_cx2=10.7 M,

L₃=47 M, h_c3=16.5 M , r_cx3=9.6 M

Зона защиты четырёх молниеотводов перекрывает всю территорию ГПП, разрывов внутри зоны не имеется. Молниеотводы заземлены. Величина импульсного сопротивления заземлителя для каждого отвода должна быть не менее 10 ОМ (в грунтах с удельным сопротивлением 500 Ом и выше допускается увеличение импульсного сопротивления каждого заземлителя до 40 Ом).

Молниезащита ВЛ 110 КВ осуществляется подвеской троса по всей лине линии, трос заземляется.

Оценим эффективность защиты.

Д_г=40 ч/год

Площадь, с которой молниеотводы собирают ПУМ.

S=(a+6h)(b+6h)*10^-6=(48+6*24)(36+6*24)*10^-6=372*10^-6 КМ²

Поражаемость подстанции: 0.067 1/км² за один грозовой час.

Число ударов молнии: N=S*0.067*Дг=0.000372*0.067*40=0.01

Защита от ПУМ рассчитана на вероятность прорыва молнии мимо молниеотводов: 0.005. Абсолютное число поражений оборудования:

B=0.005*N=0.005*0.001=5*10^-6(1/год)

Рассчитаем показатель грозоупорности ПС, М, расчётное число лет безаварийной работы ГПП

M=1/B=1/(5*10^-6)=2*10⁵ лет

Таким образом, ГПП может быть поражена ПУМ один раз в 200 тысяч лет, защита от прямых ударов молнии эффективна.

6.2 Расчёт заземления ГПП

Все металлические части электроустановок, которые могут оказаться под напряжением в результате повреждения изоляции, должны быть заземлены. Такое заземление называется защитным. Оно обязательно для всех установок напряжением выше 500 В и осуществляется в целях защиты персонала от поражения электрическим током.

Заземляющее устройство ГПП 110 КВ выполнено из вертикальных заземлителей, соединительных полос, проложенных вдоль рядов оборудования. Сопротивление заземления в установках 110 КВ должно быть не более 0.5 Ом.

Ток однофазного к.з. Iк⁽¹⁾=3753 А.

Площадь ГПП: F=46*34=1564 M² - контур заземления.

Время действия РЗ: t_рз=0,12 с.

Время отключения выключателя: t_от=0.08 c

Длительность воздействия тока к.з: t_в=t_рз+t_от=0,12+0,08=0,2 с.

Для t_в=0.2 с допустимое напряжение прикосновения U_пр=400В / /

При расчёте сложного заземлителя он заменяется расчётной квадратной моделью. Многослойный грунт представляется двухслойным. Верхний слой толщиной 2М с удельным сопротивлением 70 Ом*м, нижний с удельным сопротивлением 20 Ом*М, глубина залегания горизонтальных заземлителей: t=0.7 м.

Параметр М=0.73 (при отношении сопротивлений 70/20=3.5) / /

Сопротивление человека принимаем Rч=1 КОм.

Коэффициент B определяется по формуле:

B=Rч/(Rч+1.5*₁)=1000/(1000+1,5*70)=0,905

Коэффициент напряжения прикосновения для сложных заземлителей:

Кп=0,181

L_b=5 м - длина вертикального заземлителя

a=5 м - расстояние между вертикальными заземлителями.

Длина горизонтальных заземлителей.

Lг=(39.5/5+1)*2*39.5=703 М

Напряжение на заземлителе

Uз=U_пр.доп/К_п=65/0,181=359 В.

Сопротивление заземляющего устройства:

R_з*доп=Uз/Iз=359/3753=0,096 Ом

Число ячеек на стороне квадрата расчётной модели:m=

м

Принимаем m=8

Длина полос в расчётной модели:

L`_г=2(m+1)=2*39.5(8+1)=711 м.

Длина сторон ячейки:

b=39.5/8=4,94 м

Число вертикальных заземлителей по периметру контура при условии



a/lb=1/1=1;

П_в=39,5*4/5=32 шт.

Общая длина вертикальных заземлителей:

Lв=Lв*Пв=5*32=160 м.

Относительная глубина равна 0,144 м > 0.1 м.

А=0,385-0,25*0,144=0,349;

Относительная толщина слоя:

(h1-t)/Lв = 0,26 м.

Для р₁/р₂ = 3,5 М и а/L=1; р_э=1,195, р2=1.195*70=83.61 Ом

Общее сопротивление сложного заземления:

R = Ом

Напряжение прикосновения:

Uпр = Кп*Iз*Rз = 0,181*3753*0,835 = 567 В > 400 В.

Применяем для снижения Uпр подсыпку слоя гравия толщиной 0.2 м по всей территории ПС. Удельное сопротивление верхнего слоя почвы (гравия) в этом случае будет равно 3000 ом*м,

Тогда



B=1000/(1000+1,5*3000)=0,18, Кп=0,025

Подсыпка гравия не влияет на растекание тока с заземлителей 0.7 М, что больше толщины слоя гравия, поэтому отношение р₁/р₂ и M остаются неизменными.

Uз=65/0,025=2600 В. Rздоп=2600/3753=0,7 Ом.

Напряжение прикосновения.

Uпр=КпIзRз=0,025*3753*0,7=65,6

В, что равно допустимому. Максимально допустимый ток однофазного К.З. на землю у данной ПС:

Iз_max= U_прдоп/(К_п*R_з)=65/(0,025*0,7)=3714 А

Необходимое количество гравия:

V=S*0.2=36*48*0.2=345.6 м³.

Заземляющие вертикальные стержни размещаются по периметру ПС. За счёт того, что под трансформаторами, выключателями и ЗРУ НН горизонтальные заземлители не располагаются, то расстояние между ними (а и в) должны быть изменены (желательно незначительно) с сохранением длины L_г.



6.3 Выбор режима работы нейтрали на стороне ВН и НН. Определение необходимости компенсации емкостных токов в сетях 10 КВ.

В сетях 110 КВ определяющим фактором при выборе способа заземления нейтрали является стоимость изоляции. В этих сетях применяется эффективно заземлённая нейтраль, при таком способе во время однофазных к.з. напряжение на неповреждённых фазах равно 0.8 линейного напряжения в нормальном режиме.

Для уменьшения токов однофазного к.з. применяется частичное разземление нейтралей, а также токоограничивающих сопротивлений, включаемых в нейтрали трансформаторов.

Распределительная сеть 10 КВ выполняется с изолированной нейтралью. При однофазных К.З. токи хамыкания протекают через распределенные ёмкости фаз.

Сети 380 и 220 В выполнены с глухим заземлением нейтрали для подключения осветительной нагрузки.

Определим емкостной ток в кабельной сети 10 КВ. Кабели сечением 3х50, 70, 95, 185, 240 мм².

Удельные емкостные токи однофазного замыкания на землю приведены в / /.

I_с=0,69*0,1+0,77*2,21+0,9*1,48+1*2,68+1,6*,61+6,76 А.

Значение емкостного тока находится в допустимых пределах для сети 10 КВ: 6.76<10 А.

Компенсация емкостных токов не требуется.



6.4 Выбор и расстановка разрядников на ГПП. Выбор уровня изоляции ОРУ

На стороне ВН ГПП разрядники РВС-110М-У1 служат для защиты от атмосферных перенапряжений и кратковременных внутренних. В нейтрали силового трансформатора последовательно включены два разрядника РВС-35 и РВС-15 для защиты изоляции нейтрали трансформатора от волны перенапряжения со стороны 110 КВ.

На стороне 10 КВ силового трансформатора разрядники РВС-10 КВ для защиты изоляции 10 КВ при попадании молнии в портал и от внутренних перенапряжений. В ячейках КРУН-10 К-59 с трансформаторами напряжения установлены разрядники РВРД-10 для защиты изоляции обмоток СД-10 КВ от перенапряжений, защиты изоляции обмоток 10 КВ трансформаторов напряжения.

6.5 Методы контроля изоляции и способы отыскания повреждённой изоляции

Для контроля изоляции на стороне 110 КВ используется автоматический контроль с использованием обмотки в виде разомкнутого треугольника трансформатора напряжения НКФ-110. В случае снижения сопротивления изоляции появляется утечка по изоляции, ассиметрия напряжения вызывает появление напряжение в разомкнутом треугольнике TV. Это фиксирует вольтметр и сигнализация на панели ОПУ.

Аналогично действует защита изоляции 10 КВ, где используется обмотка «разомкнутый треугольник» TV НАМИ-10.

Кроме того, изоляция КЛ 10 КВ контролируется с помощью трансформаторов тока нулевой последовательности, установленных на каждом кабеле. В случае пробоя изоляции появляются токи нулевой последовательности в ТА и срабатывает сигнализация.

При отсутствии автоматизированного контроля изоляции используются мегаомметры 500 В и 2500 В и «прозванивают» изоляцию на отключённых токоведущих частях.

Способы отыскания повреждений

Измерения сопротивления изоляции проводятся с помощью мегаомметра. По величине сопротивления изоляции судят о её состоянии. Проводят испытания при снятии напряжения.

При помощи тепловизоров можно контролировать изоляцию под напряжением. В приборе видно «тепловое пятно» на изоляции, которая разогревается при протекании токов утечки по поверхности.

Гирлянды из подвесных стеклянных изоляторов и опорные стеклянные изоляторы контролируют по их целостности визуально.



7. Релейная защита и автоматика

В процессе эксплуатации системы электроснабжения возникают повреждения отдельных её элементов. Для уменьшения размеров повреждения и предотвращения развития аварии устанавливают совокупность автоматических устройств, называемых релейной защитой и обеспечивающих с заданной степенью быстродействия отключение повреждённого элемента, или сети основные требования: надёжное отключение всех видов повреждений, чувствительность, селективность действия, простота схем, быстродействие, наличие сигнализации о повреждениях.

7.1 Анализ способов защиты в сетях напряжением до 1000 В и выше

Наиболее распространённой электрической сетью до 1000 В является четырёхпроводная сеть с глухозаземлённой нейтралью. В такой сети основные повреждения следующие: к.з. между фазами, к.з. на землю отдельных фаз. Характерным для сетей до 1000 В является резкий спад значений токов к.з. по мере удаления от места повреждения источника питания, а так же необходимость учёта активных сопротивлений всех элементов, входящих в расчётную схему.

Электрическая сеть напряжением до 1000 В должна иметь быстродействующую защиту от ТКЗ, обеспечивающую требуемую чувствительность и по возможности, селективное отключение поврежденного участка. К сетям, которые наряду с защитой от к.з. должны иметь защиту от перегрузки, относятся все сети внутри помещений, выполненные открыто проложенными проводами.

Защита от перегрузки необходима для предотвращения перегрева проводников, который мог бы привести к пожару.

Защита в сетях до 1000 В выполняется при помощи автоматических выключателей (их тепловых и максимальных расцепителей) и предохранителей (их плавких вставок). Номинальные токи плавких вставок предохранителей и токи уставок ВА, служащих для защиты выделенных участков сети, выбираются наименьшими по расчётным токам, или по номинальным токам ЭП. Если защита действует на отключение ЭП, или участков сети, то необходимо обеспечить селективность действия защиты выдержками времени. Из средств автоматики рекомендуются только устройства АВР, обеспечивающие требуемую надёжность электроснабжения потребителей первой категории.

Защита в сетях напряжением выше 1000 В выполняется при помощи вторичных реле косвенного действия, которые срабатывают при превышении (или понижении) параметров сверх уставок реле, действуют либо на сигнал, либо на отключение ЭП (на отключение высоковольтного выключателя). Наиболее распространённым видом защиты является максимальная токовая защита (МТЗ). Реле получает питание от ТТ и ТН.

Автоматика на стороне ВН. Автоматическое повторное включение, автоматическое включение резерва (секционного выключателя шин 10 КВ).

7.2 Выбор объёма защит для отдельных ЭП

Силовой трансформатор ТРДН-25000/110.

- Газовая защита от повреждений внутри бака, от понижения уровня масла

- Дифференциальная продольная токовая защита без выдержки времени

- Максимальная токовая защита от внешних к.з.

- МТЗ от перегрузок

Синхронный двигатель 10 КВ, Pн=1000 КВт

- Максимальная токовая защита от многофазных замыканий

- Защита от асинхронного хода

- Защита минимального напряжения

Секционный выключатель 10 КВ

- МТЗ

- АВР

На двухтрансформаторных КТП имеются устройства АВР на стороне 0.4 КВ. Батареи ККУ оборудованы устройствами АРКОН.

На кабельных линиях 10 КВ установлена релейная защита от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы: многофазных замыканий, однофазных замыканий на землю, а также перегрузки. Для защиты от многофазных замыканий одиночной линии, отходящей от шин ПС, предусмотрена токовая отсечка без выдержки времени.

7.3 Расчёт защит

Производим расчёт защит для силового трансформатора ТРДН-25000/110. Режим токов к.з. трёхфазных и двухфазных на шинах 10 КВ (за трансформатором) с учётом устройства РПН силового трансформатора, приведённых к стороне ВН 110 КВ.

А) Максимальный режим

I_к⁽³⁾_ннmax= Iк(3)_внmax*

Отсюда

I_к⁽³⁾_внmax=980 А

I_к⁽²⁾_ннmax=* I_к⁽³⁾_внmax=833 А

Б) Минимальный режим

I_к⁽³⁾_внmin=0.8* I_к⁽³⁾_внmax=0.8*980=784 A

I_к⁽²⁾_внmin=*784=666.4 А

Рассчитаем дифференциальную защиту:

Ток трансформатора

I_таb^вн=200.04 А

n_та^вн=(I₁/I₂)*Ксх=200,04/5*=68,8 А

n_таном^вн=80, ТА- ТФЗМ-110-400/5

Ток трансформатора НН:

I^нн_таb=2112.3 А

n_та^нн=2112,3*1/5=422,46

n_таном^нн=500; ТПЛК-10-2500/5.

Расчёт дифзащиты:

Расчётный ток небаланса:

I_нб=I_нб`+I_нб``

I_нб`=К_а*К_одн*E*Iк_max,

где Ка=1 - коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую I_кз;

К_одн=1 - коэффициент однотипности ТА

E=0.1 - погрешность ТА.

I_нб`=1*1*0.1*980=98 А

I_нб``=U*I_кз⁽³⁾_max=0.16*980=156.8 А.

I_нб=I_нб`+I_нб``=156,8+98=254,8

Номинальный ток трансформатора:

I^вн_ном=125,6 А

Отстройку производим от тока небаланса: Iнб.

Ток срабатывания защиты:

I_сз1=К_н*I_нб=1.3*254,8=331,24 А

Где К_н=1.3 - коэффициент надёжности.

Предварительная проверка чувствительности защиты с РНТ-565.

Ток в реле в минимальном режиме:

I_рmin=1.5* I_к⁽³⁾_внmin/ n_та^вн=1.5*784/80=14.7 А

Ток срабатывания реле:

I_ср= I_сз1*(Ксх/ n_та^вн)=331*7,03 А

Коэффициент чувствительности:

Кч==2,09



Коэффициент чувствительности больше двух, значит защита является достаточно чувствительной.

Расчётное число витков обмотки ВН

W_внр==14,2

Принимаем ближайшее меньшее: W_внр=14

I_срвн=7,14 А

Ток срабатывания защиты:

I_сз=I_срвн (n_та^вн/К_сх)=7.14=330,17 А

Вторичные токи в цепи циркуляции дифференциальной защиты:

I_2ВН=I_нвн125,6*2,71 А

I_2НН= I_ннн1240*2,42 А

Расчётное число витков обмотки НН

W_ннр=W_вн*=10*2,71/2,48=11, 2

Принимаем W_нн=11

Определим составляющую тока небаланса, обусловленную неравенством фактического и расчётного значения числа витков обмотки НН:

I_нб```=17.81 А