Проектирование системы электроснабжения завода крупнопанельного домостроения

0,384

0,464

0,681

0,0210-3

Отключение секции 3(5) независимо от сохранения питания 4(6) секции

0,202

0,797

0,817

0,01810-3

Отключение секции 4(6) независимо от сохранения питания 3(5) секции

0,202

0,797

0,817

0,01810-3

Отключение секций 3 и 4 (5 и 6) одновременно

0,0095

7,499

0,991

0,00810-3

Любое нарушение ЭС

0,394

0,631

0,674

0,02810-3

Таким образом, видно, что вероятность безотказной работы для схемы с выключателями (рис. 4,б) больше, а коэффициент простоя меньше, чем для схемы с разъединителями на высокой стороне подстанции (рис. 4,а) для всех вышерассмотренных случаев нарушения электроснабжения.

Итак, рассчитав параметры надежности рассматриваемых схем, можно определить среднегодовой ожидаемый ущерб от перерывов электроснабжения, входящий в формулу годовых приведенных затрат.

2.5.3 Среднегодовой ожидаемый ущерб

Как уже отмечалось, среднегодовой ожидаемый ущерб УСГ (руб./год) от нарушения электроснабжения технологических установок определяется с использованием полученных в результате расчета надежности СЭС средних значений параметра потока отказов и времени восстановления электроснабжения для полных и частичных отказов.

Для схемы (рис. 4,а) берут следующие значения среднего параметра потока отказов и времени восстановления электроснабжения для полных и частичных отказов рассматриваемой подстанции соответст- венно:

из табл. 8. Для данных значений и по графику зависимости полного ущерба от среднего времени восстановления электроснабжения, находят

Следовательно, среднегодовой ожидаемый ущерб для схемы (рис. 4,а), равен:

Аналогично, для схемы (рис. 4,б):

из табл. 8.

По графику зависимости полного ущерба от среднего времени восстановления электроснабжения

Следовательно, среднегодовой ожидаемый ущерб для схемы (рис. 4,б), равен:

Таким образом, среднегодовой ожидаемый ущерб УСГ от нарушения электроснабжения технологических установок для схемы (рис. 4,б) меньше, чем для схемы (рис. 4,а).

2.5.4 Технико-экономический расчет

Используют ту же методику, что и при определении рационального напряжения питания. Находят приведенные затраты для каждого варианта схем распределительных устройств высшего напряжения (рис 4, а,б).

При определении приведенных затрат на сооружение распределительных устройств высшего напряжения для каждого варианта схем суммирование производится по элементам схем (линиям, трансформаторам и т. д.). Вариант считается оптимальным, если приведенные затраты минимальны. Если какая-либо составляющая этих затрат входит во все сравниваемые варианты (величина постоянная), она может не учитываться, так как на выбор варианта не влияет. В данном случае, не учитывают следующие составляющие: высоковольтные выключатели и разъединители подстанции системы; ВЛЭП, по которой осуществляется питание завода; силовые трансформаторы подстанции. Следовательно, капитальные затраты для схемы (рис 4,а) будет составлять стоимость разъединителей QS5, QS6, а для схемы (рис. 4,б) - стоимость разъединителей QS1 - QS4 и стоимость высоковольтных выключателей Q1 и Q2.

Нормативный коэффициент эффективности капиталовложений для новой техники принимают равным ЕН = 0,15 о.е./год.

Cуммарные издержки на амортизацию и обслуживание силового электротехнического оборудования и распределительных устройств 35-150 кВ

Современная стоимость высоковольтного оборудования была уже определена при выборе рационального напряжения питания. Она составила для высоковольтного воздушного выключателя ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1 , а для высоковольтного разъединителя РНД(З)-110 (Б)/1000У1

Стоимость потерь энергии сЭ в данном случае не учитывают, так как она одинакова для обоих вариантов.

Отсюда, учитывая найденные ранее значения среднегодового ожидаемого ущерба, рассчитывают приведенные затраты для каждого варианта схем распределительных устройств высшего напряжения:

Таким образом, с точки зрения ТЭР схема с выключателями на высокой стороне подстанции (рис.4,б) является более выгодной, чем схема с разъединителями на высокой стороне подстанции (рис.4,а), так как приведенные затраты для схемы (рис. 4,б) на

меньше, чем для схемы (рис. 4,а). Заключение

В результате проведения технико-экономического сравнения вариантов схем с учетом надежности электроснабжения потребителей выбирается схема с выключателями на высокой стороне (рис.4,б).

2.6 Проектирование системы распределения

В систему распределения завода входят: распределительные устройства низшего напряжения ППЭ, комплектные трансформаторные (цеховые) подстанции (КТП), распределительные пункты (РП) напряжением 6 кВ и линии электропередач (кабели, токопроводы), связывающие их с ППЭ.

Проектирование системы распределения включает в себя решение следующих вопросов:

1. Выбор рационального напряжения системы распределения;

2. Выбор типа и числа КТП, РП и мест их расположения;

3. Выбор сечения кабельных линий и способа канализации электроэнергии.

4. Выбор схемы РУ НН ППЭ;

2.6.1 Выбор рационального напряжения системы распределения

Рациональное напряжение определяется на основании ТЭР и для вновь проектируемых предприятий в основном зависит от наличия и значения мощности ЭП напряжением 6 кВ, 10 кВ, наличия собственной ТЭЦ и величины её генераторного напряжения, а также рационального напряжения системы питания.

ТЭР не производится в следующих случаях:

если мощность ЭП напряжением 6 кВ составляет менее 10-15% от суммарной мощности предприятия, то рациональное напряжение распределения принимается равным 10 кВ, а ЭП 6 кВ получают питание через понижающие трансформаторы 10/6 кВ.

если мощность ЭП напряжением 6 кВ составляет более 40% от суммарной мощности предприятия, то рациональное напряжение распределения принимается равным 6 кВ.

=20%

Учитывая то, что 10 кВ нагрузка составляет 20% от нагрузки всего завода (близка к 15%), то принимают за рациональное напряжение системы распределения напряжение 10 кВ. Ориентировочный расчет затрат показывает о целесообразности применения напряжения 10 кВ.

2.6.2 Выбор типа и числа ТП, РП и мест их расположения

При решении вопроса о типе, конструктивном исполнении и месте расположения цеховой подстанции необходимо принимать во внимание следующее положение: стремиться к созданию внутренних цеховых подстанций, встроенных в цех, так как при этом уменьшаются затраты на строительные работы. При проектировании рекомендуется применять комплектные трансформаторные подстанции (КТП), изготавливаемые на заводах и транспортируемые в собранном виде до места установки со всем оборудованием. При выборе мощности трансформаторов следует стремиться к установке трансформаторов не более двухтрех мощностей, что облегчает замену поврежденных трансформаторов и ведет к уменьшению их складского резерва. Число трансформаторов на КТП определяется требованиями надежности электроснабжения; мощность трансформаторов определяется по средней мощности за максимально загруженную смену и удельной плотностью нагрузки Sуд.

Если нагрузка цеха на напряжение до 1000 В не превышает 150 - 200 кВА, то в данном цехе ТП не предусматривается, а ЭП цеха запитывается с шин ТП ближайшего цеха кабельными ЛЭП.

Мощность одного трансформатора КТП находят по формуле:

;

где nколичество трансформаторов на КТП; Sцмощность цеха; Кз_ экономически целесообразный коэффициент загрузки, который равен:

Кз = 0,95, для 1-но трансформаторной КТП (3 категория по надежности);

Кз = 0,7_0,8, для 2-х трансформаторной КТП (2 категория);

Кз = 0,65_0,70, для 2-х трансформаторной КТП (1 категория).

Номинальную мощность цехового трансформатора выбирают по Sтр с учетом Sуд _ удельной мощности цеха.

Удельная мощность цеха:

S/уд = Sц /F;

где F_ площадь цеха м2.

При определении мощности трансформаторов следует учесть, что если Sуд не превышает 0,2 кВА/м2, то при любой мощности цеха мощность трансформатора не должна быть больше 1000 кВА. Если Sуд=0,20,3 кВА/м2, то единичная мощность трансформатора не должна быть больше 1600 кВА. Если Sуд более 0,3 кВА/м2, то на цеховой подстанции можно устанавливать трансформаторы мощностью 2500 кВА.

Приведем пример выбора цеховых трансформаторов цеха приготовления цветного раствора.

=1447 кВА;

S/уд = Sц /F=2316/9854=0,24 кВА/м2.

Выбираем два трансформатора ТМ1600/6.Справочные данные:

=3,3 кВт,

=16,5 кВт,

Uk=5,5%, Ix=1,3%.

Находим коэффициенты предварительной загрузки (Кз.н) и аварийной перегрузки (Кз.пар):

Определим потери мощности в трансформаторах:

=2,7+0,72216,5=19,72 кВт

=16+0,72296=112,52 кВАр

Результаты расчетов для остальных цехов сведём в таблицу 9

Таблица 9

№	Sм	Sуд	число и мощность	Кз.н.	Кз.пар	Iхх	Uк	ДРхх	ДРкз	ДQхх	ДQкз	ДРт	ДQт
1	557
2	830	0,27	ТМЗ 2Х1600	0,65	1,29	1	6	2,7	16,5	16	96	19,62	112,42
3	677
4	313	0,21	ТМЗ 2Х1600	0,56	1,13	1	6	2,7	16,5	16	96	19,52	112,32
5	1493
6	2760
3	2475		ТМЗ 2Х4000	0,65	1,31	0,9	7,5	5,2	33,5	36	300	39,13	336,43
6	663
7	354	0,13	ТМЗ 2Х1000	0,69	1,37	1,2	5,5	1,9	10,8	12	55	13,17	67,47
14	357
8	1165	0,21	ТМЗ 1Х1600	0,73	0,73	1	6	2,7	16,5	16	96	19,73	112,53
9	418	0,08	ТМЗ 1Х630	0,66	0,66	1,8	5,5	1,3	7,6	11,3	34,65	9,34	46,43
10	2517	0,35	ТМЗ 2Х2500	0,50	1,01	0,8	6	3,8	24	20	150	28,05	170,25
11	3536	0,72	ТМЗ 4Х1600	0,6	1,2	1	6	2,7	16,5	32	192	19,56	224,36
12	312
13	4811	0,17	ТМЗ 8Х1000	0,60	1,2	1,2	5,5	1,9	10,8	48	220	13,06	268,36
15	2316	0,24	ТМЗ 2Х1600	0,72	1,45	1	6	2,7	16,5	16	96	19,72	112,52
17	1296	0,17	ТМЗ 2Х1000	0,65	1,3	1,2	5,5	1,9	10,8	12	55	13,12	67,42
18	944	0,07	ТМЗ 1Х1000	0,94	0,94	1,2	5,5	1,9	10,8	12	55	13,59	67,89
19	1380	0,05	ТМЗ 2Х1000	0,69	1,38	1,2	5,5	1,9	10,8	12	55	13,18	67,48
16	115
20	360,4	0,03	ТМЗ 1Х630	0,75	0,75	1,8	5,5	1,3	7,6	11,3	34,65	9,47	46,56

2.6.3 Выбор сечения и марки проводников системы распределения

В промышленных распределительных сетях выше 1000 В в качестве основных способов канализации электроэнергии применяются кабельные линии электропередачи и токопроводы 610 кВ. Проектирование и сооружение КЛ должны производится с учетом развития сети, ответственности и назначения линии, характера трассы, способа прокладки, конструкции кабелей. Трассы КЛ следует прокладывать по возможности в грунтах, не агрессивных по отношению к металлическим оболочкам кабелей.

Двух трансформаторные подстанции с потребителями 1 категории запитываются двумя нитями КЛЭП по радиальной схеме. Двух- трансформаторные подстанции с потребителями 2 и 3 категории запитываются двумя нитями КЛЭП по магистральной схеме, а там где это невозможно из-за больших нагрузок - по радиальной схеме.

Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с требованиями ПУЭ с учетом нормальных и послеаварийных режимов работы электрической сети и перегрузочной способности кабелей различной конструкции.

Определим окончательную расчетную мощность цехов с учетом действительных потерь в цеховых трансформаторах:

электроснабжение нагрузка питание распределение

Далее для выбора сечения жил кабеля находим ток в нормальном режиме:

где n_число кабелей, работающих в нормальном режиме; Sр - мощность, передаваемая КЛЭП.

Находим ток в послеаварийном режиме:

где к_ число кабелей, работающих в послеаварийном режиме.

По условию выбора Iдоп>Iр.ПАР из [3] выбираем стандартное сечение жилы кабеля с допустимым длительным током Iдоп. Принимаем кабель трехжильный с алюминиевыми жилами для прокладки в земле, марки ААШв.

При прокладке кабельной линии в земле допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля в нормальном режиме определяется по выражению:

Iдоп НР = К1К2 Iдоп,

где К1-поправочный коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды [3]; К2-поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле[3].

Допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля в послеаварийном режиме определяется по выражению:

Iдоп ПАР=Кпер Iдоп НР

где Кпер коэффициент допустимой перегрузки, который допускает перегрузку в течение пяти суток, на время ликвидации аварии; в зависимости от вида изоляции Кпер=1,11,3 [3].

Проверка выбранного сечения кабеля при работе в послеаварийном режиме:

Iдоп ПАР>Iр.ПАР.

Приведем пример выбора КЛЭП от ПГВ до ТП 19:

Мощность цеха по :

=1402,19кВА

данную мощность необходимо передать кабельной линией электропередачи.

Ток линии в нормальном режиме:

n=2, так как данный цех является потребителем эл. энергии IIой категории.

Ток в послеаварийном режиме:

Выбираем два кабеля марки ААШв с сечением жилы 16 мм2, допустимый длительный ток которого Iдоп=75 А [3].

При прокладке кабельной линии в земле допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля в нормальном режиме равна:

Iдоп НР = К1К2 Iдоп=1175=75 А;

Допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля в послеаварийном режиме равна:

Iдоп ПАР=Кпер Iдоп НР=1,375=97,5 А,

Кпер =1,3 для кабеля с бумажной изоляцией;

Iдоп ПАР=97,5 А>Iр.ПАР=75 А.

Условие проверки выполняется, значит, кабель выбран верно.

Результаты выбора остальных кабелей сведем в таблицу 10

Таблица 10

	Sм,кВА	Sст	L,км	Rуд	Xуд	cos	sin	U,B	U%	Марка кабеля	Iдоп	Iд.ном	Iд.пар
ПГВ-ТП3(6кВ)	1450	95	0,23	0,33	0,07	0,9	0,44	17,95	0,299	(3х95)	225	202,5
ПГВ-ТП3	2083	50	0,268	0,62	0,08	0,8	0,6	15,20	0,15	(3х50)	140	140,0	182
ПГВ-ТП4	1819	35	0,02	0,82	0,09	0,9	0,44	0,35	0,004	(3х35)	115	115,0	149,5
ПГВ-ТП6	1340	25	0,097	1,22	0,09	0,85	0,53	1,76	0,02	(3х25)	90	90,0	117
ПГВ-ТП8	1252	50	0,197	0,62	0,08	0,65	0,76	11,43	0,11	(3х50)	140	140,0
ПГВ-ТП9	464	25	0,105	1,22	0,09	0,65	0,76	4,19	0,04	(3х25)	90	90,0
ПГВ-ТП10	2551	50	0,03	0,62	0,08	0,9	0,44	2,15	0,021	(3х50)	140	140,0	182
ПГВ-ТП11,1	2242	50	0,154	0,62	0,08	0,7	0,71	8,46	0,08	(3х50)	140	140,0	182
ПГВ-ТП11,2	1994	35	0,184	0,82	0,09	0,7	0,71	11,61	0,12	(3х35)	115	115,0	149,5
ПГВ-ТП13,1	1528	35	0,407	0,82	0,09	0,75	0,66	20,81	0,21	(3х35)	115	115,0	149,5
ПГВ-ТП13,2	1528	35	0,277	0,82	0,09	0,75	0,66	14,16	0,14	(3х35)	115	115,0	149,5
ПГВ-ТП13,3	1528	35	0,491	0,82	0,09	0,75	0,66	25,11	0,25	(3х35)	115	115,0	149,5
ПГВ-ТП13,4	1528	35	0,357	0,82	0,09	0,75	0,66	18,26	0,18	(3х35)	115	115,0	149,5
ПГВ-ТП15	2328	50	0,257	0,62	0,09	0,8	0,6	16,35	0,16	(3х50)	140	140,0	182
ПГВ-ТП17	1309	25	0,354	1,22	0,09	0,65	0,76	19,99	0,20	(3х25)	90	90,0	117
ПГВ-ТП18	1003	35	0,229	0,82	0,09	0,7	0,71	14,54	0,15	(3х35)	115	115,0
ПГВ-ТП19	1402	25	0,259	1,22	0,09	0,5	0,87	12,54	0,13	(3х25)	90	90,0	117
ПГВ-ТП20	419	25	0,512	1,22	0,09	0,9	0,44	24,38	0,24	(3х25)	90	90,0
ПГВ-ТП6(6кВ)	1450	95	0,3	0,33	0,69	0,9	0,44	14,39	0,24	(3х95)	225	202,5	263,25
ТП3-цех1	513	25	0,02	1,22	0,09	0,7	0,71	0,47	0,005	(3х25)	90	90,0	117
ТП3-цех2	767	25	0,065	1,22	0,09	0,8	0,6	2,56	0,03	(3х25)	90	90,0	117
ТП4-цех5	1381	25	0,01	1,22	0,09	0,75	0,66	0,34	0,00	(3х25)	90	90,0	117
ТП6-цех7	329	25	0,17	1,22	0,09	0,9	0,44	6,35	0,06	(3х25)	90	90,0
ТП6-цех14	300	25	0,184	1,22	0,09	0,9	0,44	3,13	0,03	(3х25)	90	90,0	117
ТП11,1-цех12	275	25	0,01	1,22	0,09	0,9	0,44	0,31	0,003	(3х25)	90	90,0
ТП20-цех16	96	25	0,19	1,22	0,09	0,5	0,87	1,25	0,01	(3х25)	90	90,0
ПГВ(6 кВ)	2900	120	0,025	0,26	0,07	0,9	0,44	0,53	0,01	(3х120)	260	234,0	304,2
ТПВ(10 кВ)	2900	70	0,03	0,44	0,08	0,5	0,87	1,25	0,01	(3х70)	165	165,0	214,5

2.6.4 Выбор РУ НН ППЭ

Учитывая выбор силового трансформатора с расщепленной вторичной обмоткой, мощностью 25 МВА с вторичным напряжением 10 кВ, выбираем схему РУ НН, изображенную на рисунке 5. Преимущество данной схемы состоит в том, что она позволяет значительно уменьшить отрицательное влияние нагрузок одной ветви на качество напряжения питания нагрузок другой ветви.

2.7 Расчет токов короткого замыкания

Коротким замыканием (КЗ) называется всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы, электрическое соединение различных точек электроустановки между собой и землей, при котором, токи в аппаратах и проводниках, примыкающих к месту присоединения резко возрастают, превышая, как правило, расчетные значения нормального режима.

Основной причиной нарушения нормального режима работы систем электроснабжения является возникновения КЗ в сети или в элементах электрооборудования. Расчетным видом КЗ для выбора или проверки параметров электрооборудования обычно считают трехфазное КЗ. Расчет токов короткого замыкания производится для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей (с целью обеспечения системы электроснабжения надежным в работе электрооборудованием) для следующих точек: на линейных вводах высшего напряжения трансформатора ППЭ; на секциях шин 6 и 10 кВ; на шинах 0,4 кВ наиболее мощной цеховой подстанции. При расчете будем пользоваться методом эквивалентных ЭДС.

Расчет с учетом действительных характеристик и режимов работы всех элементов электроснабжения сложен. Поэтому вводятся допущения, которые не дают существенных погрешностей:

не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников;

трехфазная сеть принимается симметричной;

не учитываются токи нагрузки;

не учитываются емкостные токи в ВЛЭП и в КЛЭП;

не учитывается насыщение магнитных систем;

не учитываются токи намагничивания трансформаторов.

Расчет токов короткого замыкания в установках напряжением выше 1000В

Расчет токов короткого замыкания в установках напряжением выше 1000 В имеет ряд особенностей: активные элементы систем электроснабжения можно не учитывать, если выполняется условие r<(x/3), где r и x-суммарные сопротивления элементов СЭС до точки КЗ, при определении тока КЗ учитывают подпитку от двигателей высокого напряжения.

Для расчета токов КЗ составляется расчетная схему и на её основе, схему замещения. Расчет выполняется в именованных единицах.

Принципиальная схема для расчета токов КЗ и схема замещения представлена на рисунке 6(а).



Рисунок 6 (а) - принципиальная схема, (б) - схема замещения

Условия: Sс=500 МВА, U1=115 кВ, U2=10,5 кВ, U3=6,3 кВ, U4=0,4 кВ

Расчет тока КЗ в точке К1

Сопротивление системы:

Сопротивление воздушной линии:

Результирующее сопротивление схемы замещения до точки К -1:

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К- 1:

Ударный ток КЗ

где - ударный коэффициент.

Расчет тока КЗ в точке К2

Сопротивление силового трансформатора (с расщепленной обмоткой НН) ППЭ:

Приводим Z1 к 10,5 кВ

Сопротивление до точки К2 равно:

Ток короткого замыкания от системы:

Ударный ток КЗ

где - ударный коэффициент Необходимо учесть токи подпитки точки короткого замыкания от синхронных двигателей. Синхронные двигатели располагаются в цехах № 3,6.

Сопротивление двигателя (СТД-1250):

,

где xd”=0,2сверхпереходное сопротивление двигателя. Сопротивления КЛЭП

(для упрощения принимаем ZКЛ4 =ZКЛ3)

Сопротивление трансформатора

по кривой зависимости kуд = f(Ta) находим kуд.К-2дв. = 1,92

Ток подпитки К-2 от двигателей

Расчет тока КЗ в точке К3

приводим Хтр2 к 10,5 кВ

Расчет тока КЗ в точке К4

Сопротивление кабельной линии от шин ПГВ до ТП 4:

l=0,013 км, Ro=0,82 Ом/км, Х0=0,082 Ом/км.

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-4 от системы:

Ударный ток:

Расчет токов КЗ в установках напряжением до 1000В (К-5) При расчете токов короткого замыкания в установках напряжением до 1000В необходимо учитывать все сопротивления короткозамкнутой цепи, как индуктивную, так и активную. Кроме того, необходимо учесть сопротивления: контактов коммутационной аппаратуры, токовых обмоток автоматов отключения, трансформаторов тока, шинопровода

Для практических расчетов принято считать, что всё, находящееся выше шин ВН ТП является системой бесконечной мощностью (Sс=; Хс =0). Расчет ведется в именованных единицах для ТП-4.

Сопротивление трансформаторов ТМ-1600/10:

Rтр3 = 11 мОм; Хтр3 = 5,4 мОм;

Сопротивление трансформатора тока

Rт.т = 0,02 мОм Хт,т = 0,03 мОм;

Сопротивление автоматического выключателя:Rавт = 0,1 мОм;

Хавт = 0,05 мОм;

Сопротивление контактов автоматического выключателя: Rк=0,12 мОм;

Сопротивление шин: Rшин = 0,18 мОм; Хшин = 0,665 мОм.

Сопротивление дуги: Rд = 4 мОм.

Результирующее сопротивление схемы замещения до точки K-5:

Ток короткого замыкания:

Ударный ток

Расчет токов КЗ в установках напряжением до 1000В (К-6)

Сопротивление трансформатора тока

Rт.т = 0,02 мОм Хт,т = 0,03 мОм;

Сопротивление автоматического выключателя:Rавт = 0,1 мОм;

Хавт = 0,05 мОм;

Сопротивление контактов автоматического выключателя: Rк=0,12 мОм;

Сопротивление шин: Rшин = 0,18 мОм; Хшин = 0,665 мОм.

Сопротивление дуги: Rд = 4 мОм.

Сопротивление кабеля

Результирующее сопротивление схемы замещения до точки K-6:

Ток короткого замыкания:

Ударный ток

Значение токов короткого замыкания сведем в таблицу 11.

Таблица 11 Значения токов короткого замыкания

	К-1	К-2	К-3	К-4	К-5	К-6
Iпо, кА	3,85	6,68	2,83	1,2	28	25,3
iуд, кА	9,07	16,56	5,34	2,7	51,32	39,24

2.8 Выбор и проверка элементов СЭС

Электрические аппараты, изоляторы и токоведущие устройства работают в трех основных режимах: в длительном режиме, в режиме перегрузки и в режиме короткого замыкания.

_В длительном режиме надежная работа аппаратов и других устройств электрических установок обеспечивается ограничением значения и длительности повышения напряжения или тока в таких пределах, при которых гарантируется нормальная работа электрических установок за счет запаса прочности.

_В режиме короткого замыкания надежная работа аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается соответствием выбранных параметров устройств по условиям термической и электродинамической стойкости. Для выключателей, предохранителей и выключателей нагрузки добавляется условие выбора по отключающей способности.

_При выборе аппаратов и параметров токоведущих частей следует обязательно учитывать род установки, температуру окружающей среды, влажность и загрязненность её и высоту установки аппаратов над уровнем моря.

Проверка КЛЭП на термическую стойкость

По режиму КЗ при напряжении выше 1 кВ не проверяются [3]:

1. Проводники, защищенные плавкими предохранителями независимо от их номинального тока и типа.

2. Проводники в цепях к индивидуальным электроприемникам, в том числе к цеховым трансформаторам общей мощностью до 2,5 МВА и с высшим

напряжением до 20 кВ, если соблюдены одновременно следующие условия:

а) в электрической или технологической части предусмотрена необходимая степень резервирования, выполненного так, что отключение указанных электроприемников не вызывает расстройства технологического процесса;

б) повреждение проводника при КЗ не может вызвать взрыва или пожара в) возможна замена проводника без значительных затруднений.

3. проводники к индивидуальным электроприемникам, указанным в пункте 2, а также к отдельным небольшим распределительным пунктам, если такие электроприемники и распределительные пункты являются неответственными по своему назначению и если для них выполнено хотя бы только условие приведенное в пункте 2б.

В остальных случаях сечение проводников надо увеличить до минимального сечения, удовлетворяющего условию термической стойкости.

Определим минимальное сечение кабеля КЛ1, по условиям термической стойкости, для точки К-2:



где: С=85 Ас2/мм2- тепловая функция для кабелей 10 кВ с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией.

Так как в нашем случае выполняются все выше изложенные условия в пунктах 1,2 и 3, то сечения проводников увеличивать не будем. Выбор выключателя УВН ППЭ

Высоковольтный выключатель коммутационный аппарат, предназначен-ный для включения и отключения цепей высокого напряжения, как в нормальном, так и в аварийных режимах.

Намечаем выключатель ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1.

Определяется тепловой импульс Вк при токе КЗ

где с.

Таблица 12 Выбор выключателя

Расчетные Параметры	Каталожные Данные	Условия Выбора
Uуст.=110 кВ	Uн=110 кВ	Uуст = Uн
Iраб.мах=131,4 А	Iн=1000 А	Iн >Iраб.мах
Iпо.К-1=3,85 кА	I.пр.отк=20 кА	Iпр.отк>Iпо.К-1
iуд=9,07 кА	im.дин=52 кА	im.дин> iуд
Bk=4,37 кА2с	=1200 кА2с	>Bk

Окончательно выбираем выключатель масленый ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1. Выбор разъединителя УВН ППЭ.

Разъединитель - это коммутационный аппарат, предназначенный для коммутации цепи без тока. Основное назначение разъединителя создание надежного видимого разрыва цепи для обеспечения безопасного проведения ремонтных работ на оборудовании и токоведущих частях электроустановок.

Намечаем разъединитель РНДЗ.2 - 110/1000 У1.

Определяется тепловой импульс Вк при токе КЗ.

где с.

Таблица 13 Выбор разъединителя

Расчетные Параметры	Каталожные Данные	Условия Выбора
Uуст.=110 кВ	Uн=110 кВ	Uуст = Uн
Iраб.мах=131,4 А	Iн=1000 А	Iн >Iраб.мах
iу=9,07 кА	Iпред.=80 кА	Iпред>iу
Bk=4,37 кА2с	=3969 кА2с	>Bk

Окончательно выбираем разъединитель РНДЗ.2-110/1000 У1 с приводом типа ПР-У1. Выбор ячеек РУНН ПГВ (10кВ)

Максимальный рабочий ток:

РУНН ППЭ комплектуются из шкафов типа КРУ. Выбор шкафов типа К-104 производится на примере вводной ячейки с выключателем ВК.

Таблица 14 Выбор ячеек РУНН

Расчетные Параметры	Каталожные Данные	Условия Выбора
Uуст.=10кВ	Uн=10кВ	Uуст = Uн
Iраб.мах=1443 А	Iн=1600А	Iн >Iраб.мах
I”по(к-2)=6,68 кА	Iотк..=20кА	Iотк.>I”по(к-2)
Iуд.=16,56 кА	iдин.мах=128кА	iдин.мах >iу

Выбор сборных шин не производится, т.к. они комплектуются вместе с ячейками.

Выбор вводного и межсекционного выключателей ЗРУ-10 кВ

Ячейки К-104 комплектуются выключателем типа ВК.

Намечаем выключатель ВК-10-20/1600У2.

Таблица 15 Выбор вводных выключателей

Расчетные Параметры	Каталожные Данные	Условия Выбора
Uуст.=10кВ	Uн=6кВ	Uуст = Uн
Iраб.мах=1443 А	Iн=1600	Iн >Iраб.мах
I”по(к-2)= 6,68 кА	Iотк..=20кА	Iотк.>I”по(к-2)
iу= 16,56 кА	Iпред.=52кА	iдин.мах >iу
Bk=7,58 кА2с	I2mt =1600 кА2с	I2mt>Bk

где

Окончательно принимаем выключатель марки ВК-10-20/1600У2, так как он удовлетворяет условию выбора.

Выбор выключателя на отходящей линии

В качестве примера выбирается выключатель на отходящей линии до

ТП-4. Расчетный ток Iр=92,5 А.

Намечаем выключатель ВК-10-20/630У2.

Таблица 16 Выбор выключателей на отходящих линиях

Расчетные Параметры	Каталожные Данные	Условия выбора
Uуст.=10 кВ	Uн=10 кВ	Uуст = Uн
Iраб.мах=92,5 А	Iн=630	Iн >Iраб.мах
I”по(к-2)=6,68 кА	Iотк..=20кА	Iотк.>I”по(к-2)
iу=16,56 кА	Iпред.=52кА	iдин.мах >iу
Bk=7,58 кА2с	=1600 кА2с	I2mt>Bk

где

Окончательно принимаем выключатель марки ВК-10-20/630У2 так как он удовлетворяет условию выбора.

На отходящей от шин РУНН ППЭ кабельных линиях установлены выключатели марки ВК-10-20/630У2. Выбор вводного и межсекционного выключателей ЗРУ-6 кВ

Ячейки К-104 комплектуются выключателем типа ВК.

Намечаем выключатель ВК-6-20/1600У2.

Таблица 17 Выбор вводных выключателей

Расчетные Параметры	Каталожные Данные	Условия Выбора
Uуст.=6кВ	Uн=6кВ	Uуст = Uн
Iраб.мах=385 А	Iн=1000	Iн >Iраб.мах
I”по(к-3)= 2,83 кА	Iотк..=20кА	Iотк.>I”по(к-2)
iу= 5,34 кА	Iпред.=52кА	iдин.мах >iу
Bk=1,36 кА2с	I2mt =1600 кА2с	I2mt>Bk

где

Окончательно принимаем выключатель марки ВК-6-20/1000У2, так как он удовлетворяет условию выбора. Выбор выключателя на отходящей линии

В качестве примера выбирается выключатель на отходящей линии от ППЭ до Н1. Расчетный ток Iр=140 А.

Намечаем выключатель ВК-6-20/630У2.

Таблица 18 Выбор выключателей на отходящих линиях

Расчетные Параметры	Каталожные Данные	Условия выбора
Uуст.=6 кВ	Uн=6 кВ	Uуст = Uн
Iраб.мах=140 А	Iн=630	Iн >Iраб.мах
I”по(к-3)=2,83 кА	Iотк..=20кА	Iотк.>I”по(к-2)
iу=5,34 кА	Iпред.=52кА	iдин.мах >iу
Bk=1,36 кА2с	=1600 кА2с	I2mt>Bk

где

Окончательно принимаем выключатель марки ВК-6-20/630У2 так как он удовлетворяет условию выбора. На отходящей от шин РУНН ППЭ кабельных линиях установлены выключатели марки ВК-6-20/630У2.

Выбор автоматического выключателя на 0,4кВ

Для установки на РУ-0,4кВ в качестве вводного и секционного выключателей предусматривается выключатель типа серии ВА:

Максимальный рабочий ток потребляемый ТП-3 :

Намечаем автоматический выключатель ВА75 с Iн=2500 А с полупроводниковым расцепителем.

Таблица 19 Выбор автоматических выключателей на 0,4 кВ

Расчетные Параметры	Каталожные Данные	Условия Выбора
Uуст.=0,4кВ	Uн=0,4кВ	Uуст = Uн
Iраб.мах=2312 А	Iн=2500А	Iн> Iраб.мах
Iпо.К4=28 кА	Iотк..=70 кА	Iпред.>Iпо.К4
Iраб.мах=2312А	Iрасц.=3125 А	Iрасц >Iраб.мах
1,25 Iпик=4335 А	Iрасц.к.з.=7500 А	Iрасц.к.з >1,25Iпик

В зоне перегрузки установка срабатывания расцепителя:

I/Iн=1,25;

Iрасц.пер=1,25·Iн=1,25·2500=3125 А.

В зоне КЗ установка срабатывания расцепителя:

I/Iн=3;

Iрасц.К.З.=3·Iн=3·2500=7500 А.

Iпик=1,5·Iр.мах.=1,5·2312 = 3468 А

Окончательно выбираем автоматический выключатель ВА75. Выбор измерительных трансформаторов тока на вводах 10 кВ ППЭ

Выбор трансформатора тока производится по номинальному току, номинальному напряжению нагрузки вторичной цепи. Предварительно принимается трансформатор тока ТОЛ-10:

Iн2=5А; z2=1,2 Ом;

класс точности 0,5[8].

Определяется сечение проводов:

Расчетное сопротивление приборов:

где I2н _ ток вторичной цепи ,А

Таблица 20 Мощности, потребляемые приборами

Наименование приборов	Тип	Колво	Потребляемая мощность, ВА
Амперметр	Э-337	1	0,5
Ваттметр	Д-335	1	0,5
Счетчик активной энергии	СА4У	1	2,5
Счетчик реактивной энергии	СР4У	1	2,5
ИТОГО:		4	6

Определим расчетное сопротивление нагрузки:

r2 расч = r приб + rпров + rконт

rконт=0,1 Ом.- сопротивление контактов.[8]

Определим допустимое сопротивление проводов.

rпров=z2н-rSприб-rконт=1,2-0,24-0,1=0,86 Ом.

Сечение провода:

мм2,

где с = 0,028 Ом·мм2/м - удельное сопротивление алюминия, lp=20м.

Принимаем стандартное сечение F=4 мм2 по условию механической прочности.

Расчетное сопротивление нагрузки вторичной цепи

r2расч=0,24+0,1+0,028 = 0,368 Ом

Таблица 21 Выбор трансформаторов тока

Условия проверки	Параметры ТТ	Расчетный параметр
Uн > Uуст	10 кВ	10 кВ
Iн > Iр.н.	1500 А	3452 А
z2н > r2 расч.	1,2 Ом	0,368 Ом
>Вк	2976 кА2с	6,682 4 кА2с

Окончательно принимаем к установке трансформаторы тока марки:ТОЛ-10

Выбор ТТ можно было не делать т.к. он установлен в КРУ.

Схема подключения приборов к трансформатору тока приведена на рисунке

7. Выбор трансформаторов напряжения на РУНН ППЭ

Трансформатор напряжения предназначен для питания цепей напряжения измерительных приборов и релейной защиты и автоматики.

На каждой секции шин предполагается установка трансформатора типа НАМИ-6-66У3.

Для выбора трансформатора напряжения необходимо рассчитать нагрузку вторичной цепи (таблица 21).Условия проверки приведены в таблице 22.

Таблица 21 Проверка трансформатора напряжения

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия проверки
Uуст.=10 кВ Sрасч.=160 ВА	Uн=10 кВ Sном.=630ВА	Uуст.<Uн Sрасч.<Sном

Окончательно принимаем к установке трансформаторы напряжения типа НАМИ-6-66У3.

Таблица 22 Нагрузка вторичной цепи

Прибор	Тип	S одной обмотки,ВА	Число обмоток	cos	sin	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							Р,Вт	Q,ВА
Вольтметр(сборные шины)	Э-335	2	1	1	0	1	2
Ваттметр Счётчик активный Счётчик реактивный	Ввод 10 кВ от трансформатора	Д - 335 И - 674 И - 673	1,5 3 Вт 3 Вт	2 2 2	1 0,38 0,38	0 0,925 0,925	1 1 1	3 6 6	- 14,5 14,5
Счётчик активный	Линии 10 кВ	И - 674	3 Вт	2,00	0,38	0,93	48	60	117
Итого								65	146

Рисунок 7 Схема подключения измерительных приборов

3. Релейная защита понижающего трансформатора ПГВ

Для трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 3 кВ и выше должны быть предусмотрены устройства защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы :

многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

однофазных замыканиях на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;

витковых замыканий в обмотках;

токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

понижения уровня масла;

Защита от междуфазных КЗ в обмотках и на их выводах.

Для защиты трансформаторов от междуфазных КЗ в обмотках трансформаторов и на их выводах предусматривается продольная дифференциальная защита с циркулирующими токами, действующая на отключение без выдержки времени. В основном дифференциальная защита трансформаторов выполняется на реле серии РНТ и ДЗТ. Расчет защиты состоит в определении токов срабатывания защиты и реле, числа витков обмоток реле и коэффициента чувствительности.

Первичный ток срабатывания защиты с реле РНТ выбирают по условиям отстройки броска тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора под напряжение и максимального тока небаланса при переходных режимах внешних КЗ. Как правило для современных понижающих трансформаторов с РПН при выборе тока срабатывания дифференциальной защиты с реле серии РНТ определяющим условием является отстройка от максимального тока небаланса при переходных режимах внешних КЗ. Дифференциальная защита, ток срабатывания который выбран по условию отстройки от тока небаланса, зачастую оказывается грубой и малоэффективной.

Поэтому для защиты трансформатора напряжением 110 кВ и выше целесообразнее применять реле серии ДЗТ, которое благодаря наличию тормозной обмотки обеспечивает несрабатывание защиты от токов небаланса при внешних КЗ. Первичный ток срабатывания защиты с реле ДЗТ определяют только по условию отстройки от броска тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора под напряжение.

Для расчета уставок РЗ трансформатора необходимо определить максимальные и минимальные первичные токи, проходящие через трансформатор при КЗ между тремя фазами на шинах 10 кВ.

Сопротивление системы в ее максимальном режиме:

Сопротивление системы в ее минимальном режиме не задана и принимаем его таким же.

Хmin = Хmax

Минимальное и максимальное сопротивление КЗ трансформатора:

Uk.min=9,84%; Uk.max=11,72%

Напряжение соответствующие крайним ответвлениям РПН:

Umin.вн =96,6 кВ; Umax.вн =126 кВ

Максимальное и минимальное сопротивление силового трансформатора ПГВ с учетом устройства РПН:

Схема замещения трансформатора с расщепленными обмотками имеет вид трехлучевой звезды. Сопротивление луча, обращенного к зажиму высшего напряжения, составляет:

Xвн =0,125·XТ;

Xвн1 =Хнн2 =1,75·ХТ;

XBH.MIN =0,125·36,73=4,59 Oм;

XHH1.MIN =XHH2.MIN =1,75·36,73=64,28 Ом;

ХТ.MIN = 4,59+64,28=68,87 Ом;

XBH.MAX =0,125·74,43=9,3 Ом;

XHH1.MAX =XHH2.MAX =1,75·74,43=130,25 Ом;

XT.MAX =9,3+130,25=139,55 Ом

Сопротивление воздушной линии электропередачи:

Максимальный и минимальный первичные токи, проходящие через защищаемый трансформатор при КЗ между тремя фазами на шинах 10 кВ:

Расчет дифференциальной токовой защиты с реле типа РНТ - 565.

Первичные токи на сторонах защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:

Коэффициенты трансформации и схемы соединения трансформаторов тока:

n = 300/5 схема соединения - треугольник,

n = 1500/5 схема соединения - звезда

Вторичные токи в шинах защиты, соответствующие номинальной мощности защищаемого трансформатора:

За основную сторону принимаем сторону НН

Первичный расчетный ток небаланса без учета небаланса, обусловленного неточностью установки расчетного числа витков реле:

Предварительный первичный ток срабатывания защиты по условию отстройки от максимального тока небаланса Iнб.расч''' ;

, КН = 1,3;

по условию отстройки от броска намагничивающегося тока:

, КН = 1,3;

Расчетной для выбора тока срабатывания является отстройка от тока небаланса при внешних КЗ;

Произведем предварительную проверку чувствительности, расчетным при проверки по чувствительности является КЗ между фазами на стороне

10 кВ в точке К-2 в минимальном режиме работы питающей системы и при максимальном сопротивлении защищаемого трансформатора:

Коэффициент чувствительности:

Коэффициент чувствительности больше требуемого ПУЭ в крайних случаях, поэтому расчет защиты с реле типа РНТ - 565 можно продолжить. Однако в рассматриваемых условиях желательно использовать реле типа

ДЗТ - 11.

Расчет продольной дифференциальной защиты трансформатора с реле типа ДЗТ - 11.

Первичный расчётный ток срабатывания защиты из условий отстройки от бросков тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора /приведённый к основной стороне/

Iс.з. К Iнт = 1,5 1376 = 2064 А

Ток срабатывания реле на основной стороне /стороне 10,5 кВ с наибольшим вторичным током/

Расчётное число витков обмотки насыщающегося трансформатора реле для основной стороны.

Предварительное принятое число витков обмотки реле для основной стороны /ближайшее число/

Wосн. = WIур = 15

Принятый ток срабатывания реле на основной стороне /соответственно принятому числу витков/

Расчётное число витков обмотки насыщающегося трансформатора реле для неосновной стороны.

Принятое число витков неосновной стороны /ближайшее меньшее/

WIур = WIIур = 18

Первичный ток небаланса при внешнем КЗ на стороне низшего напряжения, приведённый к стороне с наибольшим вторичным током и обусловленный:

а) погрешностью трансформаторов тока

I'нб = Капер Кодн i IК (3) MAX = 1,1 0,1 6810 = 681 A

б) регулированием напряжения ответвлениями обмоток трансформатора

I''нб = U IК (3) MAX = 0,16 6810 = 1090 A

Первичный ток небаланса при внешнем КЗ обусловленный округлением расчётного числа витков

Первичный полный ток небаланса при внешнем КЗ на стороне низшего напряжения.

Iнб.расч. = I'нб + I''нб + I'''нб = 681 + 1090 + 37,8 = 1809 A

Ток срабатывания реле соответствующий окончательно принятому числу витков насыщающегося трансформатора реле со стороны питания

Первичный тормозной ток, приведённый к основной стороне при КЗ на вторичной стороне трансформатора

Iторм = IКЗ(3)MAX = 6810 A

Вторичный тормозной ток, приведённый к основной стороне

Число витков тормозной обмотки реле ДЗТ.

Принятое число витков тормозной обмотки - 7 витков

Ток, протекающий в обмотках реле со стороны питания 110 кВ при двухфазном КЗ в зоне защиты на стороне низшего напряжения трансформатора, в минимальном режиме работы системы.

Коэффициент чувствительности защиты при отсутствии синхронных электродвигателей и отсутствии тока тормозной обмотке.

н.с. обмотки насыщающегося трансформатора реле со стороны питания 110 кВ при токе IР,

Fнеосн.=Iр WIiур = 11,63 18 = 209

Ток подпитки от синхронных электродвигателей, протекающий по обмотке насыщающегося трансформатора реле при двухфазном КЗ на стороне низшего напряжения

н.с. обмотки насыщающегося трансформатора реле с питаемой стороны при протекании тока подпитки от синхронных электордвигателей.

Fосн. = In WIур = 2,0 15 = 30

Суммарная н.с.

н.с. тормозной обмотки при протекании тока подпитки от синхронных электродвигателей

Fторм = In + Wторм = 2,0 7 = 14

н.с. срабатывания по тормозной характеристике реле ДТЗ Fраб.ср.= 105

Коэффициент чувствительности с учётом работы тормозной обмотки

Окончательно принятое число витков: основной стороны WIур = 15 неосновной стороны WIiур = 18 тормозной обмотки - 7



Рисунок 8 Схема подключения ДЗТ-11

Рисунок 9 Тормозная характеристика реле ДЗТ-11

Расчет зашиты от перегрузки трансформатора.

На трансформаторах мощностью 25 МВА следует предусматривать максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.

Для трансформаторов с расщепленными обмотками защиту устанавливают на каждой расщепленной обмотке.

Ток срабатывания защиты от перегрузки:

где КН - коэффициент надежности КН = 1,05 КВ = 0,85 - коэффициент возврата.

Ток срабатывания реле:

Расчёт максимальной токовой защиты.

Максимальная токовая защита предназначена для отключения питающего элемента от сверхтоков при внешних КЗ. Максимальная токовая защита является резервной по отношению к остальным защитам (дифференциальной и газовой) на случай их отказа при выводах из строя. Защита устанавливается со стороны источника питания с тем, чтобы включить всю зону действия и сам трансформатор.

Ток срабатывания МТЗ выбирается исходя из условия, что защита от КЗ не должна действовать при перегрузках, требующих быстрого отключения трансформатора.

Ток срабатывания максимальной токовой защиты с пуском по напряжению для РТ - 40:

,

где КН- коэффициент надежности = 1,2,

КВ - коэффициент возврата реле = 0,8,

КС.З- коэффициент самозапуска нагрузки =1.

Ток срабатывания реле и чувствительность максимальных токовых защит трансформаторов можно определить соответственно по выражениям:

,

,

где I(3)К.MIN - ток трех фазного КЗ в минимальном режиме работы питающей системы при КЗ в конце защищаемого участка.

- коэффициент, учитывающий расчетный вид и место КЗ, схему соединений трансформаторов тока и реле

,

,

,

Напряжение срабатывания реле РНФ - 1М:

,

где UНОМ - номинальное междуфазное напряжение сети,

nн - коэффициент трансформации трансформатора напряжения, к которому подключены реле пускового органа.

Для определения напряжения срабатывания реле минимального напряжения необходимо знать минимально остаточное напряжение в начале самозапуска двигателя нагрузки после отключения внешнего КЗ - UMIN

Приближонное определение токов самозапуска нагрузки на I СШ 10 кВ:

S обобщённой нагрузки - 5050 кВА

S синхронных двигателей -2х1450 кВА

Kпуск = 6,5; Uдв = 6,3 кВ



тогда

Чувствительность защит по напряжению при выбранных уставках с большим запасом обеспечивается при всех видах КЗ на шинах НН [5]

Газовая защита

Газовая защита используется от всех повреждений внутри бака и понижения уровня масла. Это единственная в технике РЗ защита, которая работает на неэлектронном принципе. Она реагирует на выделение газа.

Достоинством газовой защиты являются: высокая чувствительность, позволяющая защите реагировать на все опасные повреждения внутри бака; небольшое время срабатывания при больших скоростях потока масла; простота устройства.

Однако газовая защита не действует при повреждениях на выводах трансформатора. Поэтому газовая защита дополняется защитой от внутренних повреждений.

Таблица 23 Перечень реле.

Обозначение	Наименование	Тип	Тех. Хар-ка	Кол-во
АК1	Комплект защиты	КЗ-12	***	1
КА1,КА2	Реле тока	РТ-40	***	2
КА3-КА8	Реле тока	РТ-40	***	6
KAW1	Реле тока с торможением	ДЗТ-11		1
KAW2	Реле тока с торможением	ДЗТ-11		1
КН1-КН4	Реле указательные	РУ-1	0,05А	4
КН5-КН8	Реле указательные	РУ-21	1А	4
KL1-KL3	Реле промежуточные	РП-23	220	3
KL5-KL7	Реле промежуточные	РП-23	220	3
KL4	Реле промежуточные	РП-252	220	1
KSG1	Реле газовые			1
KSG2	Реле газовые			1
КТ1,КТ3	Реле времени	РВ-132		2
КТ2,КТ4	Реле времени	РВ-114		2
КТ5	Реле времени	РВ-133		1
KV1,KV2	Реле напряжения	РН-54	160В	2
KVZ1,KVZ2	Фильтр-реле напряжен.обратн.последов.	РН-54/161		2
R1	Резистор	РН-54/162	3900 Ом	1
R2	Резистор	РН-54/163	100 Ом	1
R3	Резистор	РН-54/164	1500 Ом	1
SG1-SG5	Блоки испытательные	РН-54/165		5
SX1-SX5	Накладки	РН-54/166		5

4. Молниезащита и заземляющие устройства Молниезащита ПГВ

Защита ПГВ от прямых ударов молнии осуществляется стержневыми молниеотводами. Защитное действие стержневого молниеотвода основано на свойстве молнии поражать наиболее высокие и хорошо заземленные металлические сооружения. Во время лидерной стадии развития молнии на вершине молниеотвода скапливаются заряды, создающие на ней очень большие напряженности электрического поля. К этой области и направляется канал молнии.

Зоной защиты молниеотвода называется пространство вокруг него, в котором объект защищен от прямых ударов молнии с определенной степенью надежности. Защищаемый объект не поражается молнией, если он целиком входит в зону защиты молниеотвода.

Параметры понизительной подстанции с первичным напряжением 110 кВ и вторичным напряжением 10 кВ: длина 39,7 метров, ширина 36 метров; почва глина (удельное сопротивление ??60 Омм). Высота защищаемого объекта ПГВ: портал 11 метров, трансформатор 5,4 метров, ЗРУ 7 метров.

Для защиты подстанции будут использовать четыре молниеотвода, установленные (в целях экономии металла) на конструкциях: два на порталах, два на ЗРУ.

Заземлители молниеотводов можно присоединить к общему защитному заземлителю подстанции. При этом необходимо обеспечить растекание тока не менее чем в двух трех направлениях, а также забить на расстоянии не ближе длины электрода два три вертикальных электрода длиной 3 5 метров.

Защита подстанции от прямых ударов молнии рассчитывается по методике, при которой зона защиты одного молниеотвода представляет собой конус с криволинейной образующей. Данная методика обеспечивает высокую степень надежности защиты.

По этой методике площадь подстанции разбивается на треугольники, которые описываются окружностью диаметром D=44,73 м.

Определяют активную высоту молниеотводов М1, М2:

,

где р коэффициент, зависящий от высоты молниеотвода; для молниеотвода высотой до 30 метров р=1.

м.

Принимают ha=5,59 м.

Высота молниеотвода равна:

h=ha+hx=5,59+11=16,59 м;

где hx высота защищаемого объекта (портала).

Радиус защиты одиночного стержневого молниеотвода rx на высоте hx определяется по формуле:

Наименьшая ширина зоны защиты bx в середине между молниеотводами (на горизонтальном сечении) на высоте hx определяется по формуле:

,

где а=26 м расстояние между молниеотводами.

Граница зоны защиты между молниеотводами (в вертикальном сечении) определяется окружностью с радиусом R, проходящей через вершины молниеотводов и точку, расположенную посередине между молниеотводами на высоте h0.

Построение показывает, что самые высокие объекты на территории подстанции входят в зону защиты молниеотводов

Определим активную высоту молниеотводов М3, М4:

D=49,3 м.

принимаем ha=6,16м.

h = ha + hx = 6.2 +11 = 17,2 м;

где hx =11м. высота защищаемого объекта (портал).

Наименьшая ширина зоны защиты bx в середине между молниеотводами (на горизонтальном сечении) на высоте hx определяется по формуле:



где а = 36 м расстояние между молниеотводами.

Граница зоны защиты между молниеотводами (в вертикальном сечении) определяется окружностью с радиусом R, проходящей через вершины молниеотводов и точку, расположенную посередине между молниеотводами на высоте h0.

м

Наименьшая ширина зоны защиты bx в середине между молниеотводами (М2 и М4) на высоте hx определяется по формуле:

,

где а = 28 м расстояние между молниеотводами (М2 и М4).

5.2 Расчет заземляющего устройства

На подстанции необходимы три вида заземления: рабочее, защитное и молниезащитное.

Защитное заземление необходимо для обеспечения безопасности персонала при обслуживании электроустановок. К защитному заземлению относятся заземления металлических нетоковедущих частей установки (корпусов электрических машин, трансформаторов, каркасов, шкафов, распределительных щитов и.т.д.), нормально не находящиеся под напряжением, но которые могут оказаться под напряжением при повреждении изоляции. Заземление позволяет снизить напряжение прикосновения до безопасного уровня.

Рабочее заземление предназначено для создания нормальных условий работы электроустановок. К рабочему заземлению относятся заземления нейтралей трансформаторов, генераторов, дугогасительных катушек.

Молниезащитное заземление необходимо для обеспечения эффективной защиты электроустановок от грозовых перенапряжений, к нему относятся: заземления молниеотводов, разрядников, опор линий, тросов.

Заземляющее устройство состоит из заземлителя, находящегося в непосредственном соприкосновении с землей и заземляющих проводников, соединяющих заземляемые части электроустановки с заземлителем. Заземлители делятся на естественные и искусственные. В качестве естественных заземлителей используются трубы водопровода, трубопроводов (за исключением нефтепроводов и газопроводов), металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, подъездные пути железной дороги, заземлители системы трос - опоры, свинцовые оболочки кабелей (использование алюминиевых оболочек не допускается) и т.п. Искусственные заземлители - это металлические электроды, углубленные в землю специально для устройства заземления. На подстанциях обычно выполняются контурные заземлители, они состоят из вертикальных, связанных между собой горизонтальным электродом, уложенным на глубину 0,50-0,70 м по контуру подстанции. В качестве вертикальных электродов используются прутки, а также уголки и отбракованные трубы. Применение прутков приводит к экономии металла. В качестве горизонтального электрода применяют прутки диаметром 14 мм или полосовую сталь сечение не менее 4х40 мм.

В качестве вертикальных электродов выбирают стальные прутки диаметром 16 мм, длиной 5 м. В качестве горизонтальных электродов выбирают стальную полосу 4х40 мм. Соединение вертикальных и горизонтальных электродов осуществляется сваркой.

Для расчета заземляющего устройства используется метод коэффициентов использования.

Производится расчет заземляющего устройства для ППЭ:

· Рабочее напряжение 110 кВ;

· Климатическая зона 2;

· Грунт-суглинок;

· Удельное сопротивление грунта = 70 Ом м

Расчет производится в следующем порядке:

1. Сопротивление растеканию заземляющего устройства подстанции

RЗ 0,5 Ом.

2. Определяется необходимое сопротивление искусственного заземлителя RИ.

, где

, где

RO = 10 Ом - Сопротивление одной опоры;

SТР = 70 мм2 - сечение троса;

RT - активное сопротивление троса на длине одного пролёта;

n - число тросов на опоре;

Re =1,04 Ом.

RT = 0,96 Ом.

3. Выбирается форма и размеры электродов, из которых будет сооружаться групповой заземлитель. В качестве вертикальных электродов выбирается пруток d = 16 мм; l = 5 м; в качестве горизонтального электрода выбирается полосовая сталь l = 10 мм; 4х40 мм.

Принимается предварительно число вертикальных электродов nв = 50 Периметр Р = 118. Определяется отношение а/l:



По таблице для a/l = 1 и nв = 50 коэффициент использования kи.в.= 0,41

4. Определяется расчётное сопротивление грунта:

расч.= kc

где kc - коэффициент сезонности.

Для вертикальных электродов kc = 1,3

расч.=1,3 70 = 91 Ом м.

Для горизонтального электрода: kc = 3,0

расч.=3,0 70 = 210 Ом м.

5. Определяется сопротивление растекания тока одного вертикального электрода:

где l = 5 - длинна вертикального электрода, м; d = 0,016 - диаметр электрода, м; t = 0,7+5/2=3,2 - расстояние от поверхности грунта до середины электрода, м;

6. Определяется примерное число вертикальных электродов nв при предварительно принятом kи.в.= 0,41:

Принимается nв = 40 электродов

7. Определяется сопротивление растекания тока одного горизонтального электрода:



где l = 118 - длинна горизонтального электрода, м; d = 0,02 - диаметр электрода, м; t = 0,7 - глубина заложения электрода, м

Определяется соотношение а/l:

По таблице для а/l и nв = 50 уточняются коэффициенты использования вертикальных и горизонтальных электродов: kи.в.= 0,41 и kи.г.= 0,22

8. Определяется сопротивление растекания тока группового заземлителя:

Расчётное сопротивление группового заземлителя Rгр. сравнивается с требуемым сопротивлением искусственного заземлителя RИ: 0,3 0,96

Следовательно заземление рассчитано верно.

В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории, занятой оборудованием, следует прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители и соединить их между собой в заземляющую сетку.

Поперечные заземлители следует прокладывать в удобных местах между оборудованием на глубине 0,5-0,7 м от поверхности земли.

Заключение

В результате дипломного проектирования была разработана система электроснабжения завода крупнопанельного домостроения. При разработке были учтены особенности технологического процесса. На основе расчетных нагрузок завода была построена картограмма электрических нагрузок и определен ЦЭН. С учетом ЦЭН было выбрано место расположения ПГВ. В ходе разработки системы питания завода было проведено технико-экономическое сравнение устройства высшего напряжения (УВН). В результате принята схема блока «линия-трансформатор» с выключателем.