2.1 Выбор и обоснование схемы электроснабжения

На основании генплана ДОФ и ведомости нагрузок производится распределение оборудования по площади цеха и прокладка кабельных линий. Прокладка кабеля и способы его разводки по помещению основываются на текущих условиях окружающей среды и характеристиках производственных помещений. Тип принимаемой схемы электроснабжения - радиальная. Силовые пункты подбираются с учетом среды.

2.2 Выбор и обоснование рода тока и напряжения

Так как рассчитываемая подстанция получает питание от подстанции Сарбай-Фабрика-1, напряжением 110кВ, поэтому на высокой стороне принимается такое же напряжение. На данном напряжении могут использоваться режимы как с глухозаземленной, так и с эффективно заземленной нейтралью.

На низкой стороне трансформатора выбирается напряжение U = 6кВ, так как основные потребители ДОФ, такие как двигатели дробилок и конвейеров, работают на данном напряжении. На этом напряжении применяется изолированная нейтраль.

На низкой стороне трансформатора собственных нужд подстанции принимается напряжение 220/380 В с глухозаземленной нейтралью.

2.3 Расчет электрических нагрузок

При помощи справочной литературы определяются коэффициенты спроса и мощности (k_с и cosц) используемых электроприемников в зависимости от их режима работы, области применения, характеристик.

Расчётная активная мощность Р_р, кВт, определяется по формуле

(2.1)

Суммарная номинальная мощность ?Р_ном, кВт определяется по формуле

?Р_ном= Р_ном•n, (2.2)

где Р_ном - номинальная мощность одного электроприёмника, кВт;

n - количествоэлектроприёмников, шт.

Расчётная реактивная мощность Q_p, кВАр, определяется по формуле

Q_p = P_p ·tgц, (2.3)

где tgц - тангенс коэффициента мощности.

Расчётная полная мощность S_p, кВА, определяется по формуле

. (2.4)

Результаты расчетов приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Результаты расчётов расчётной нагрузки по предприятию

Просуммировав в таблице 2.1 значения активной, реактивной и полной мощности определяется расчётный коэффициент мощности cosц_p по формуле

, (2.5)

Так как расчётный коэффициент мощности меньше заданного энергосистемой (cos ц ? 0, 95), следует использовать компенсирующие устройства для повышения этого коэффициента. В качестве компенсирующих устройств используются конденсаторные батареи и синхронные двигатели в режиме перевозбуждения.

Реактивная мощность, которую необходимо компенсировать, Q_p.комп., кВАр, определяется по формуле

Q_p.комп=?Р_р•(tgц_p- tgц_c), (2.6)

где ?Р_р - суммарная расчётная активная мощность, кВт;

tgц_p - тангенс расчётного коэффициента мощности, tgц_p= 0, 99;

tgц_c - тангенс коэффициента мощности, задаваемого энергосистемой.

Q_p.комп=53707·(0, 99 - 0, 33) =17446.

Кроме установки конденсаторных батарей, можно принять ряд мер, повышающих коэффициент мощности энергосистемы. К этим мерам относятся: упорядочение технологического процесса, ведущее к улучшению энергетического режима оборудования; замена недогруженных асинхронных двигателей двигателями меньшей мощности; использование пониженного напряжения для двигателей, систематически работающих с малой загрузкой; уменьшение длительности режима холостого хода у двигателей; если позволяет технологический процесс, то возможназамена асинхронных двигателей синхронными одинаковой мощности.

При выборе КУ необходимо подтверждение необходимости их комплексного использования как для поддержания режима напряжения в сети, так и для компенсации реактивной мощности.

Мощность КУ Q_КУр, кВАр, определяется как разность между фактической наибольшей реактивной мощностью нагрузки предприятия и предельной реактивной мощностью, предоставляемой предприятию энергосистемой по условиям режима ее работы

Компенсирующие устройства устанавливаются на ГПП. Тип выбранных КУ - УКРМ-6, 3 (10, 5)-5400в количестве 4 штук, мощностью 5400кВАр. Суммарная мощность устанавливаемых компенсирующих устройств Q_КУ составляет 21600 кВАр.

Расчетная полная мощность после компенсации S'_р, кВА, определяется по формуле

, (2.7)

После определения полной мощности после компенсации нужно проверить эффективность выбранных компенсирующих устройств

Расчетный коэффициент мощности cosц = 0, 97, следовательно, компенсирующие устройства выбраны правильно.

2.4 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов и ТСН

Большинство потребителей на объекте относятся в I и II категориям, поэтому на подстанции устанавливаются два трансформатора.

Расчетная мощность трансформатора подстанции S_Т.расч., кВА, определяется с учетом допустимой нагрузки по формуле

, 2.9)

где k- коэффициент допустимой перегрузки трансформатора в аварийном режиме, k_п =1, 4.

Для технико-экономического сравнения принимаются 2 варианта мощности трансформаторов 40000 и 63000 кВА.

Технические характеристики трансформаторов приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Технические характеристики трансформаторов

Подобранные по справочнику трансформаторы должны быть проверены по загрузке в нормальном режиме К_з.н

k_з.н= (2.10)

Также необходимо проверить загрузку подбираемого трансформатора в аварийном режиме в случае аварийного отключения одного из них k_з.а

k_з.а = ? k_п, (2.11)

После проверки загрузки трансформаторов в нормальном и аварийном режимах определяются капитальные затраты, стоимость годовых потерь, амортизационные отчисления. На основании проведенных расчетов выбирается трансформатор выгодный с экономической точки зрения.

Капитальные затраты К, тенге, определяются по формуле

К = n·К₀, (2.12)

где n - количество трансформаторов, шт.

К₍₁₎=2·65 500 000=131000 000,

К₍₂₎=2·88000000=176 000 000.

Стоимость годовых потерь электроэнергии С_г, тенге, определяются по формуле

С_г=С_о·n·(ДР_хх+ К_э··S_н)·Т+С_о·n·К_з.н²·(_ДР_кз+К_э··S_н)·ф, (2.13)

где С_о - стоимость 1 кВт·ч электроэнергии, тенге;

К_э - экономический эквивалент реактивной мощности, который задается энергосистемой в соответствии с местоположением подстанции, К_э = 0, 1 кВт/кВАр;

Т - время подключения трансформатора к сети, Т = 8760 ч;

ф- время потерь, которое определяется с учетом времени использования максимальной нагрузки Т_макс.

(2.14)

где Т_макс=6400 ч.

С_г1=14·2·(34+0, 1··40000)·8760+14·2·(0, 68)^2·(120+0, 1··40000)= 2 237 262 594,

С_г2=14·2·(34+0, 1··63000)·8760+14·2·(0, 44)^2·(245+0, 1··63000)= 12 447 681 021.

Отчисления на амортизацию, обслуживание и ремонт трансформаторов С_ао, тенге, определяются по формуле

С_ао = · К, (2.15)

где Н_а - норма амортизации, Н_а = 7, 3%.

Общие годовые эксплуатационные расходы С_г, тенге, определяются по формуле

С_г = С_n + С_ао, (2.16)

C _г(1) = 2 227 699 594+9 563 000=2 237 262 594,

С _г(2) =12 434 833 021+12 848 000=12 447 681 021.

Так как К₁< К₂ и С_г1< С_г2, то для дальнейших расчетов принимается первый вариант.

После выбора типа трансформатора определяются потери мощности в нем, а также расчетная мощность на высшем напряжении. Потери электроэнергии обусловлены процессами перемагничивания магнитопровода и протекания тока по обмоткам. Для уменьшения этих потерь используют проводники с меньшим удельным сопротивлением, различные сорта электротехнической стали, уменьшающие потерю энергии на перемагничивание.

Потери активной мощности в трансформаторе ?Р_т, кВт, состоят из потерь в сердечнике и обмотках и определяются по формуле

?Р_т = ?Р_медь + ?Р_сталь, (2.17)

Потери в обмотках трансформатора, ?Р_медь, кВт, определяются по формуле

?Р_медь =k²_з.н•Р_к.з, (2.18)

?Р_медь = 0, 69²• 120=16, 43

Потери в сердечнике трансформатора, ?Р_т, кВт, определяются по формуле

?Р_сталь = Р_х.х, (2.19)

?Р_сталь = Р_х.х=34,

?Р_т =33, 54+34=50, 43.

Потеря реактивной мощности в трансформатореявляется суммой потерь на рассеивание магнитного потока намагничивание сердечника ?Q_т, кВАр, определяются по формуле

?Q_т = ?Q_рс + ?Q_?, (2.20)

Потери на рассеяние магнитного потока в трансформаторе ?Q_рс, кВАр, определяются по формуле

?Q_рс = 0, 01 •k²_з.н • U_к.з • S_т.н., (2.21)

?Q_рс = 0, 01 • 0, 69²•10, 5 • 40000 = 2003.

Потери на намагничивание сердечника трансформатора ?Q_?, кВАр, определяются по формуле

?Q = 0, 01 • I_х.х • S_т.н., (2.22)

?Q = 0, 01 •0, 55• 40 000=220.

?Q_т = 2003 + 220=2223.

Расчетная мощность на высшем напряжении (ВН) подстанции S_ВН, кВА, определяется по формуле

, (2.23)

Потери активной мощности Р, кВт, определяются по формуле

?Р = n•?Р_т, (2.24)

?Р = 2•50, 43=100, 86.

Потери реактивной мощности ?Q, кВАр, определяются по формуле

?Q = n•?Q_т, (2.25)

?Q = 2•2223=4446.

Расчетный ток на ВН подстанции I_p.ВН, А, определяется по формуле

, (2.26)

Мощность трансформатора собственных нужд принимается 1% от номинальной мощности силового трансформатора ГПП.

S_р.ТСН= 0, 01•S_р, (2.27)

S_р.ТСН = 0, 01•40000= 400

Выбирается 2 трансформатора собственных нужд типа ТСЗ-400/10.

2.5 Расчет питающей воздушной линии

Проектируемая подстанция получает электроэнергию от источника по ВЛЭП. Марка провода для воздушной линии и его сечение подбираются на основе технических и экономических требований.

Условия, которые необходимо учитывать при выборе сечения провода:

- нагрев от длительного выделения тепла номинальным током;

- падение напряжения в проводах воздушной линии электропередачи при прохождении по ним тока в нормальном и аварийном режимах;

- механическая прочность;

- экономический фактор.

Выбор сечения проводов основывается на экономически целесообразном сечении. Для определения экономически целесообразного сечения необходимо знать экономическую плотность тока -- j_э. Величина j_э зависит от материала провода и числа часов использования максимума нагрузки. Сечение питающей линии электропередачи для выбранного стандартного рационального напряжения определяется в следующей последовательности.

Экономически целесообразное сечение S_э, мм², определяется по формуле

s_н?s_э= , (2.28)

где s_э- экономически целесообразное сечение, мм²;

I_р - расчетный ток линии, А, равен половине расчетного тока на ВН;

j_эк-экономическая плотность тока, А/мм², j_эк=1, 1/18/.

s_н?s_э =

Выбирается провод марки АС-120 (S_н=120 мм², I_д=380А, r₀=0, 33Ом/км).

Проверка на нагрев токами нагрузки:

- в нормальном режиме

Iд?Iр, (2.29)

380?152, 1

- в аварийном режиме

Iд?2•Iр (2.30)

380?304, 2

Проверка на потери напряжения

?Uд??Uр, (2.31)

Допустимые потери напряжения ?Uд, %, определяются по формуле

, (2.32)

5?0, 25

Технические данные выбранного провода представлены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Технические параметры провода

2.6 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания необходим для определения параметров, по которым подбирается защитное электрооборудование ГПП, такого как выключатели и разъединители. Рассчитываются токи короткого замыкания в двух точках: перед трансформатором ГПП и после него.

В электроустановках свыше 1кВ расчет производится в относительных единицах. За базисную мощность принимается S_б= 100МВА.

За базисное напряжение на высокой стороне принимается U_б1 = 115 кВ. На низкой стороне трансформатора принимается U_б2 = 6, 3 кВ.

Мощность короткого замыкания энергосистемы S_кпринимается равным 3400 МВА.

Базисный ток I_б, кА, находится по формуле

I_б= , (2.33)

Составляется расчетная схема (рисунок 2.1) и схема замещения (рисунок 2.2).

Рисунок 2.1 - Расчетная схема

Рисунок 2.2 - Схема замещения

Приведение сопротивлений к базисной мощности производится по следующим формулам

а) для системы x_с, о.е.

(2.34)

в) для воздушной линии x_вл, о.е.

, (2.35)

где х₀ - удельное индуктивное сопротивление, Ом/км, для воздушных линий х₀= 0, 4.

Используя правила упрощения схем замещения, приводим схему для точки К1 к простейшей. Упрощенная схема приведена на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 - Схема замещения для точки К1

Базисный ток I_б1, кА, в искомой точке короткого замыкания, находится по формуле (2.33)

I_б1 =.

Результирующее сопротивление до искомой точки короткого замыкания, x_рез1, о.е., определяется по формуле

х_рез2=х_с+х_вл, (2.36)

х_рез2=0, 02+0, 017=0, 037.

При питании от системы неограниченной мощности действующее значение установившегося трехфазного тока короткого замыкания I_?, кА, равно начальному сверхпереходному току I'' и току через 0, 2 сек. I_{0, 2},

, (2.37)

Мгновенное значение ударного тока трехфазного короткого замыкания i_у, кА, определяется по формуле

i_у = •k_у • I_?, (2.38)

где k_у- ударный коэффициент, для системы неограниченной мощности, k_у = 1, 8.

i_у1 = • 1, 8•13, 51=34, 39.

Мощность короткого замыкания S_{0, 2}, МВА, определяется по формуле

S_{0, 2} = •U_б1• I_{0, 2}, (2.39)

S_{0, 2.1} = • 37•13, 51=2691.

Расчет для точки К-2 проводится по такому же алгоритму.

Сопротивление трансформатора х_т, о.е., определяется по формуле

(2.40)

Результирующее сопротивление до искомой точки короткого замыкания, x_рез2, о.е., определяется по формуле

х_рез(2)=х_с+х_вл+х_т, (2.41)

х_рез(2)=0, 02+0, 017+0, 26=0, 297

Схема замещения для точки К2 приводится к простейшей путем необходимых для этого преобразований (рисунок 2.4).

Рисунок 2.4 - Схемы замещения, приведенной к точке К₂

Базисный токI_б2действующее значение установившегося трехфазного тока короткого замыкания I_?, кА, начальный сверхпереходной ток I'' и ток через 0, 2 сек. I_{0, 2} в искомой точке короткого замыкания определяются аналогично по формулам (2.33 и 2.37)

I_б2 = =9, 175.

Мгновенное значение ударного тока трехфазного короткого замыкания i_у2, кА, и мощность короткого замыкания S_{0, 2К2}, МВА, определяются аналогично по формулам (2.38 и 2.39)

i_у2 = ·1, 8·31, 6 =80, 4.

S_{0, 2К2} = ·6, 3·31, 6=672, 1.

Результаты расчетов токов КЗ вносятся в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 - Результаты расчетов токов КЗ

2.7 Выбор электрооборудования и токоведущих частей

На стороне высокого напряжения трансформатора ГПП в проекте схемы выбирается разъединитель, высоковольтный выключатель, трансформатор тока, ограничители перенапряжения.

Токоведущие части на ВН выполняются гибкими и того же сечения, что у питающих воздушных линий. Выбор и проверка разъединителя производятся в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Выбор разъединителя

Таким образом, выбирается разъединитель типа РНДЗ-110/630-Т1.

Выбор и проверка высоковольтного выключателя производятся в таблице 2.6.

Таблица 2.6 - Выбор высоковольтного выключателя

Таким образом, выбирается вакуумный выключатель типа ВРС-110-2500.

Выбор и проверка трансформатора тока производятся в таблице 2.7.

Таблица 2.7 - Выбор трансформатора тока

На каждую фазу устанавливаются один трансформатор тока с двумя вторичными обмотками: одна предназначена для включения измерительных приборов, а вторая - для включения токовых реле. Схема включения измерительных приборов показана на рисунке 2.5. Технические данные измерительных приборов и реле приводятся в таблице 2.8.

Рисунок 2.5 - Схема подключения приборов к трансформаторам тока

Таблица 2.8 - Технические данные измерительных приборов и реле

Полная расчетная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока S_расч, ВА, определяется по формуле

S_расч = ?S_приб + S_конт, (2.45)

где ?S_приб - суммарная мощность подключаемых приборов, ВА;

S_конт - мощность, теряемая в контактах, ВА.

Мощность, теряемая в контактах, S_конт, ВА, определяется по формуле

S_конт = I_н2² • r_к, (2.46)

где I_н2 - номинальный вторичный ток трансформатора тока, А;

r_к - сопротивление контактов, r_к = 0, 1 Ом.

S_конт = 5² • 0, 1=2, 5.

S_расч = 17, 05+ 2, 5=19, 55.

На основании расчетов по справочнику электрооборудования выбирается трансформатор тока типа ТФЗМ-110Б-1-У1.

Мощность, которая может быть потеряна в проводах S_пров, ВА, определяется по формуле

S_пров = S_н - S_расч. (2.47)

S_пров = 20 - 19, 55=0, 45.

Сечение, которое соответствует S, мм², определяется по формуле

(2.48)

где с - удельное электрическое сопротивление медного провода,

с = 0, 0175м•Ом^-1/мм^2;

l - расстояние от щита управления до распределительного устройства, м.

Выбирается медный провод сечением 4 мм².

Выбор и проверка ограничителя перенапряжения производятся в таблице 2.9. Выбирается ограничитель перенапряжения типа ОПН 110.

Таблица 2.9 - Выбор ограничителя перенапряжения

2.7.2 выбор аппаратуры и токоведущих частей на НН

На низкой стороне трансформатора ГПП необходимо выбрать вводные и отходящие ячейки КРУ с высоковольтными выключателями, секционный выключатель, опорные и проходные изоляторы, сборные шины, измерительные трансформаторы тока и напряжении, ограничители перенапряжения, предохранители для ТСН и трансформаторов напряжения.

Расчетный ток на НН ГПП I_р.НН, А, определяется по формуле

(2.49)

Выбор и сравнение выключателя для вводной ячейки КРУ производятся в таблице 2.10.

Таблица 2.10- Выбор выключателя для вводной ячейки КРУ

Выбирается выключатель типа ВРС-6/4000.

Выбор и сравнение выключателя для отходящей ячейки КРУ производятся в таблице 2.11.

С целью унификации выключатель отходящей ячейки КРУ выбирается на основании I_р, потребляемого самым мощным подключением, а именно ДОФ-3. I_р определяется по формуле (2.49) и равен

Выбор и сравнение выключателя приведены в таблице 2.12.

Таблица 2.12 - Выбор выключателя для отходящей ячейки КРУ

Выбирается выключатель типа ВРС-6/1600.

На низковольтных распределительных устройствах секционный выключатель очень часто бывает отключённым, так что связанные между собой секции работают независимо друг от друга. Если питание одной из секций пропадёт, то сработает устройство АВР, которое отключит вводной выключатель секции, на которой пропало напряжение и включит секционный выключатель. Таким образом, потребители секции с отключённым питанием будут получать электроэнергию от смежной секции через секционный выключатель, что несомненно повышает надежность электроснабжения.

Выбор и сравнение секционного выключателя приведены в таблице 2.13

Таблица 2.13- Выбор секционного выключателя

Выбирается выключатель типа МГГ-10/5000-63У3

Для выбора проходных и опорных изоляторов необходимо знать допустимую разрушающую силу изолятора F_доп, Н, которая определяется по формуле

F_доп = 0, 6·F_разр, (2.50)

Расчетная разрушающая сила изолятора F_расч, Н, определяется по формуле

(2.51)

где L - расстояние между опорными изоляторами одной фазы, см;

а - расстояние между фазами, см.

F_доп = 0, 6·7500=4500.

Выбор и сравнение опорного изолятора производятся в таблице 2.14.

Таблица 2.14 - Выбор опорного изолятора

Таким образом, выбирается опорный изолятор типа ИО-10/7, 5.

Выбор и сравнение проходного изолятора производятся в таблице 2.15.

Таблица 2.15 - Выбор проходного изолятора

Выбирается проходной изолятор типа ИП-10/3150-7, 5-1 У, ХЛ, Т2.

Сборные шины выбираются и проверяются по допустимому току I_д, А

I_д ? I_р = , (2.52)

где К₁ - коэффициент, учитывающий расположение полос шин, К₁ = 0, 95 при горизонтальном расположении шин;

К₂ - коэффициент, учитывающий число полос в шине, К₂=1 при однополосных шинах;

К₃ - коэффициент, учитывающий отличие фактической температуры среды от нормированной, для расчетной температуры 25°С, К₃ = 1.

I_д ? I_р =

Выбираются алюминиевые шины коробчатого сечения размером 150Ч150, сечением 1785 мм², с допустимым током 5650 А.

Шины проверяются на электродинамическую стойкость

G_д?G_р, (2.53)

где G_д - допустимое напряжение в шинах, G_д = 6500 Н/см²;

G_р - расчетное напряжение в шинах, Н/см².

G_р = (2.54)

где W - момент сопротивления шины, W = 0, 17• b² • h• n при горизонтальном расположении шин.

W = 0, 17 • 1 •15 •15² = 573, 75,

G_р =

6500 ?64, 23.

Шины проверяются на термическую стойкость

ф_д? ф_р, (2.55)

где ф_д - максимально допустимая температура, ^оС;

ф_р - расчетная температура нагрева жил при возникновении КЗ, ^оС.

Чтобы рассчитать температуру нагрева жил при возникновении короткого замыкания определяется величина, пропорциональная полному количеству теплоты, выделяемо в проводнике короткого замыкания А_к

А_к = А_нач + (2.56)

где А_нач - величина, пропорциональная начальной температуре нагрева жил до короткого замыкания, определяется по длительно допустимой температуре нагрева;

I_? - ток короткого замыкания во второй точке короткого замыкания, А;

s - сечение выбранной шины, мм².

А_к = 0, 5 • 10⁴ + =5000.

По кривой нагрева медных токоведущих частей при коротких замыканиях выбираем расчетную температуру нагрева.

200 ? 76.

Выбор и сравнение трансформатора тока производятся в таблице 2.16.

Таблица 2.16 - Выбор трансформатора тока

Выбирается трансформатор тока типа ТОЛ-10/1500-У3.

Выбор и сравнение трансформатора напряжения производятся в таблице 2.17.

Таблица 2.17 - Выбор трансформатора напряжения

Выбирается трансформатор напряжения типа 3x3 НОЛ.06

Выбор и сравнение ограничителя перенапряжения производятся в таблице 2.18.

Таблица 2.18 - Выбор ограничителя перенапряжения

Выбирается ограничители перенапряжения типа ОПН 6.

Выбор и сравнение предохранителей для защиты трансформаторов напряжения производятся в таблице 2.19.

Таблица 2.19 - Выбор предохранителей для трансформаторов напряжения

Таким образом, выбираются предохранители для защиты трансформаторов напряжения типа ПКН 001-10 У1.

Выбор и сравнение силовых предохранителей для защиты ТСН производятся в таблице 2.20.

Расчет тока ТСН производится по формуле (2.49)

Таблица 2.20 - Выбор силового предохранителя

Выбираются силовые предохранители типа ПКТ-102-6/-40 У3.

2.8 Выбор отходящих токопроводов

В качестве токопровода на напряжение 6 кВ будут использоваться гибкие, выполняемые из проводов для воздушных линий, токопроводы.

Токопроводы, отходящие от секций к питаемым подстанциям должны быть проверены по следующим условиям:

1)выбор сечения s_э, мм², производится по экономической плотности тока

s_э = , (2.57)

Расчетный ток до подстанцииI-_пс, А, определяется по формуле

, (2.58)

гдеS_p- полная мощность подстанции, кВт,

Стандартное сечение округляется до ближайшего большего или меньшего значения.

2)выбор по напряжению U_н, кВ

U_н ?U_уст. (2.59)

3)проверка на нагрев токами нагрузки

в нормальном режиме I_р, А

I_д?I_р, (2.60)

в аварийном режиме 2 I_р, А

I_д? 2 · I_р. (2.61)

4)проверка на потери напряжения проводится по формуле (2.31)

?U_д? ?U_р, (2.62)

Результаты расчета сечения отходящих кабелей записываются в таблицу 2.21.

Таблица 2.21 - Выбор отходящих токопроводов

2.9 Расчет заземляющих устройств

Заземляющие устройства предназначены в первую очередь для обеспечения электробезопасности в зоне обслуживания электроустановки и за ее пределами, для отвода в землю импульсных токов с молниеотводов и разрядников, для создания цепи при работе защиты на землю и для стабилизации фаз электрических сетей относительно земли.

Для защиты установок корпуса среднего и мелкого дробления УРПО АО «ССГПО» устанавливается одно общее заземляющее устройство.

Искусственным заземлителем служат стальные вертикальные стержни, длиной 4 м, диаметром 0, 015 м, расположенные по периметру ГПП и стальная горизонтальная полоса 40х4 мм, проложенная на глубине 0, 7 м вокруг оборудования подстанции.

Согласно ПУЭ сопротивление заземлителя должно быть не более 4 Ом.

Расчетное сопротивление грунтас_расч, Ом, определяется по формуле

, (2.63)

где К_с - коэффициенты сезонности для различных климатических зон.

К_{с верт.}= 1, 5 (для вертикальных заземлителей);

К_{с гориз.}= 3, 5 (для горизонтальных заземлителей).

= 1, 5·100= 150,

= 3, 5·100= 350.

Сопротивление растекания тока вертикального одиночного заземленияr_в, Ом, определяется по формуле

, (2.64)

где l - длина стержня, м;

t - глубина заложения, м;

d - диаметр, м.

.

Периметр P, м, определяется по формуле

P=2·(a+b). (2.65)

где a - длина территории, м;

b - ширина территории, м.

Р= 2·(25+30) =110.

Ориентировочноечисло вертикальных заземлителейn_пред, шт, определяется по формуле

, (2.66)

где К_и- коэффициент использования.

=22, 01.

Сопротивление горизонтального заземлителя r_г, Ом, определяется по формуле

r_г= () · lg(), (2.67)

где 1 - длина полосы, м;

b - ширина полосы, м ;

t - глубина заложения, м.

r_г= () · lg ( ) = 8, 08.

Необходимое сопротивление вертикальных заземлителей с учетом использования соединительной полосы R_в, Ом, определяется по формуле:

, (2.68)

Точное число вертикальных заземлителей n_в, шт, определяется по формуле:

, (2.69)

.

По итогам расчетов в качестве заземляющего устройства принимаются 12 стержневых электродов с расстоянием между ними 9, 1 м и горизонтальная полоса сечением 40 х 4 мм.

3. Специальная часть. Устройство и функции блока микропроцессорной релейной защиты двигателей БМРЗ-Д

Микропроцессорные устройства релейной защиты (МУРЗ) на сегодняшний день являются самыми современными и многофункциональными средствами РЗиА. Как и у любого устройства у МУРЗ тоже имеются свои достоинства и недостатки. К достоинствам можно отнести:

-Многофункциональность

Одно устройство может выполнять множество функций таких как: защита контролируемой цепи, измерения параметров сети(ток, напряжение, частота) измерение потребленной активной, реактивной, полной мощности, функции автоматики(АПВ, АЧР, АВР), сигнализация аварийных режимов и фиксация времени возникновения.

-возможность защищать сразу несколько цепей(3-5)

-возможность дистанционного управления объектом

-уменьшение участия человека и как следствие уменьшение аварий по вине обслуживающего персонала.

К недостаткам можно отнести:

-Большая стоимость

-Надежность.

-Неремонтопригодность

-Затраты на обучение обслуживающего персонала

-Отсутствие унификации

При изучении опыта эксплуатации таких устройств было установлено, что многие достоинства в реальных условиях оборачивались серьезными недостатками.

Многофункциональность таких устройств обеспечивается сложными электронными устройствами, которые чувствительны к качеству питающего напряжения. Перенапряжения при коммутации цепей способны вызвать сбой в работе устройства, что может привести к аварии. При этом при проверке устройство будет вести себя как абсолютно исправное. Также имеют место случайные программные сбои.