Разработка проекта электроснабжения шлюза №6 Северо-Двинской воднотранспортной системы

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Северо-Двинская (Виртемберская) воднотранспортная система, в состав которой входит шлюз №6, построена в 1825-1828 годах. Начинается система на р. Шексна у посёлка Топорня и проходит по Топорнинскому каналу, Сиверскому озеру, Кузьминскому каналу, р. Поздышка, Зауломскому озеру, Вазеринским каналом №1 и р. Сухоне. Общая протяженность системы по судовому ходу от р. Шексны до шлюза №7 на р. Сухоне составляет около 130 км.

С вводом в эксплуатацию в 1964 г. Волго-Балтийского водного пути и связанным с ним подъемом уровня воды на р. Шексне шлюз №1 Северо-Двинской системы был ликвидирован. Таким образом, из первоначально построенных семи однокамерных шлюзов с промежуточными головами в настоящее время действуют только шесть. В состав Северо-Двинской системы также входят одна судоходная и четыре водосборные плотины (включая Зауломскую), пять искусственных судоходных каналов и два ремонтных заграждения, расположенных в Топорнинском, выше шлюза №3, и Кишемском, выше шлюза №4, каналах и замыкающих с двух сторон водораздельный бьеф.

1. Характеристика объекта проектирования

Рассматриваемый в моей работе шлюз №6 гидроузла №3 расположен в Кириловском районе Вологодской области. Существующая подстанция находится на территории шлюза №6 10/0,4 кВ

Электроснабжение шлюза осуществляется по II категории в соответствии с ПУЭ и предусматривается от ВЛ-0,4кВ, проходящей по его территории (основной фидер) и от ДЭС (резервный фидер) от уже установленного главного распределительного щита ГРЩ-6, от дополнительного трехфазного автоматического выключателя QF4 номиналом 80А в ГРЩ-6. От данного автомата произвести подключение ЩВР2 Переключение с основного фидера на резервный в ГРЩ-6 от ДЭС осуществляется с помощью АВР, установленного в дизель-генераторном контейнере.

Основной фидер (Брагино) который подключен к ПС «Никольский Торжок» которая находиться в поселке Новый Торжок. На ПС установлены дав трансформатора марки ТМН 6300/110 у1.

2. Расчет силовых нагрузок и освещения

2.1 Расчет нагрузок

Таблица 2.1 - Нагрузка ТП «Никольский Торжок » по фидеру (Брагину)

Фидер	КТП
Брагино	ТП 160 Чебунино (котельная)
	ТП 250 Брагино МТМ
	КТП 160 Волокославино (больница)
	КТП 250 Брагино (льноток)
	ТП 250 волокославино ДК
	КТП 160 Волокославино (село)
	ТП 100 Кудрино
	ТП 40 Набережная
	ТП 250 Левково
	ТП 40 Филимоново
	КТП 250 Сопигино
	ТП 63 Коровино
	ТП 100 Шлюз №5
	Дизель Генератор
	ТП 160 Шлюз №6
	Дизель Генератор
	ТП 40 Тереховская
	ТП 100 Татьянино
	ТП 40 Хмелевицы
	ТП 60 Петровское
	ТП 63 Подгорная
	ТП 30 Истоминская
	ТП 60 Клеменово

Расчет электрических нагрузок сетей 0,4 - 110 кВ, исходя из расчетных нагрузок на вводах потребителей, на шинах подстанций и соответствующих коэффициентов одновременности, kо, отдельно для дневного и вечернего максимумов:

, кВт, (2.1)

, кВт,

Где - расчетная дневная нагрузка на участках линии или шинах трансформаторной подстанции, кВт;

- расчетная вечерняя нагрузка на участках линии или шинах трансформаторной подстанции, кВт;

, - коэффициент одновременности для дневного и вечернего максимумов;

, - дневная и вечерняя нагрузки на вводе i-го потребителя или i-го элемента сети, кВт.

Дневную и вечернюю нагрузку на вводе i-го элемента сети определяют как:

, кВт, (2.2)

, кВт,

Где , - коэффициент участия потребителей в дневном и вечернем максимумах нагрузок;

- расчетная нагрузка на вводе, кВт.

Расчет нагрузки рассмотрим на примере ТП Шлюз №6.

Потребителями являются: колонка для питания судов во время их стоянки, средняя нагрузка судна 20 кВт; транспортная безопасность 25 кВт; двигателя для открывания и закрывания ворот 4 шт. по 3 кВт; клиноксы (двигателя для откачки-закачки воды) 16 шт. по 0,35 кВт; два насоса каждый по 10 кВт; диспетчерская 3.5 кВт; на текущие ремонтные работы шлюза 80 кВт (временные жилые помещения рабочих, электрооборудование); судно(КПЛ) в котором три электродвигателя по 60кВт и 20кВт на отопление, освещение, на вспомогательные двигателя.

При числе потребителей равном 9, принимаем ==0,3.

Для потребителей коэффициенты участия в дневном и вечернем максимумах равны соответственно 0,35 и 1.

кВт,

кВт,

кВт,

кВт.

Из полученных значений расчетных дневной и вечерней нагрузок выбираем наибольшую, то есть вечернюю нагрузку.

2.2 Расчет осветительной нагрузки

Проектом предусмотрено внутреннее рабочее и ремонтное освещение в зданиях (будках и навесах, в диспетчерской). Расчет потребляемой мощности на электроосвещение выполнен исходя из требуемых по СНиП норм освещенности (для здания освещенность составит 100 люкс).

Напряжение сети ~380/220В. У ламп 220В.

Ремонтное освещение предусмотрено от ящика ЯТП с понижающим трансформатором 220/12В и осуществляется переносными светильниками, включаемыми в штепсельные розетки сети ~ 12В.

Групповые сети освещения выполнены силовым медным негорючим кабелем ВВГнг, сечением:

- рабочее 1,5мм кв.;

- ремонтное 2,5 мм кв.

Также проектом предусмотрена реконструкция системы наружного освещения территории шлюза. Расчет потребляемой мощности на электроосвещение выполнен исходя из требуемых по СНиП норм освещенности (для камер шлюза освещенность составит 5 люкс).

Напряжение сети ~380/220В. У ламп 220В.

Управление рабочим освещением осуществляется от щитков наружного освещения (ЩНО - южная сторона), установленного в будке управления механизмами ворот верхнего бьефа согласно плану.

Групповые сети освещения выполнены проводом СИП 2х16 сечением 3х6 мм.

Освещение территории предусматривается светодиодными светильниками ДКУ 98 (1х72Вт) -5 шт. на опорах.

Мощность ламп, требуемую для получения заданной освещенности причальной стенки камеры шлюза, выполним точечным методом. Он позволяет рассчитывать освещенность не только горизонтальной поверхности, но и поверхностей, расположенных в пространстве вертикально и наклонно.

Расположение светильников на шлюзе показано на рисунке. Светодиодные светильники устанавливаются на склоняющихся опорах высотой 6метров и на расстоянии 30метров один от другого. Минимальная освещенность 5лк. Требуется определить мощность лампы.

Световой поток при расчете освещенности точечным методом определим по формуле:

Ф=1000*Е*Кз*h2/µ”*?l, (2,3)

Где: a - длина освещаемой территории, м;

B - ширина территории, м;

S - площадь территории, м2;

E - требуемая освещенность горизонтальной плоскости, лк;

Кз - коэффициент запаса;

H - расчетная высота от светильника до расчетной поверхности, м;

Фл - световой поток одной лампы, Лм;

µ”-1,1..1,2 - коэффициент дополнительной освещенности от удаленных светильников и отраженных поверхностей;

?l - сумма условных освещенностей от различных светильников и отраженных поверхностей.

Площадь камеры шлюза:

S=a*b. (2,4)

Для расчета освещения территории шлюза выбирается контрольная точка “А” с наихудшей освещенностью. Расчет произведем в следующем порядке:

Находим по кривым для выбранного типа стандартного светильника, а также для каждого значения расчетной высоты h и расстояния от проекции светильника на горизонтальную плоскость до заданной точки d ближайшая кривая на которой указывается условная освещенность (лк). Пространственная кривая условной горизонтальной освещенности для выбираемого светильника приведена на чертеже.

2. Определим общую освещенность от светильников 2-5 (лк) в точке “А”:

?l=2(l2+l3)=2(43+27)=140 (2,5)

3. Вычислим световой поток лампы, устанавливаемой в светильнике:

Ф=1000*5*1,5*17,52/1,1*140=13100 лм (2,6)

4. Выбираем светодиодный светильник ДКУ 98 1х72Вт/8500/140, аналогично мощности лампы ДРЛ 400Вт, световой поток 8500 лм.

По РТМ 212.0106-81, минимальная освещенность швартовных устройств в камере на уровне нижнего бьефа шлюза должна быть равна
5 Люкс.

Тогда, с учетом всех вышеперечисленных требований, принимаем:

E=5 Лк, Кз=1,5, Фл=8500 Лм (соответствует лампе ДРЛ, 400Вт), n=1 шт, hуст.=6 м.

То есть принимаем N=5 светильников с каждой стороны (для западной и восточной сторон шлюза, с камерой, L=150 м).

Шаг установки опоры со светильником X1=L/10=15; X2=L/10+30=45м;

X3=X2+30=75 м; X4=X3+30=105 м; X5=X4+30=135 м (2,7)

(Шаг установки светильников для данной территории 30 м)

То есть для обеспечения требуемой освещенности на камерах шлюза, нужно с каждой стороны камеры установить по 5 опор со светодиодными светильниками с шагом установки 30 метров.

Опоры со светильниками наружного освещения должны быть установлены в шахматном порядке.

Рисунок 2.1 - Схема для определения освещенности в расчетной точке

, кВт, (2.8)

где:

- коэффициент спроса для расчёта сети наружного освещения, принимаемый равным = 1;

- коэффициент, учитывающий потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре ( = 1,1);

- номинальная активная мощность одной лампы, кВт;

N - количество установленных ламп, шт. , кВт.

Суммарная нагрузка шлюза составит:

, кВ•А, (2.9)

Коэффициент мощность для фидера Шлюл№6 равен 0,93.

кВ•А.

Мощность одного трансформатора определяется по формуле:

, кВ•А (2.10)

где - принимаемый коэффициент загрузки трансформатора, =0,9.

Для питания потребителей II категории применяются двухтрансформаторные ТП, =0,7.

По определенной мощности одного трансформатора находится ближайшая стандартная мощность трансформатора Sном и выбирается тип трансформатора. Выбранные трансформаторы проверяются по действительному коэффициенту загрузки.

Предназначен для наружного освещения улиц., дорог, пешеходных дорожек, тротуаров, зон отдыха, придомовых и коттеджных территорий и других открытых пространств (категория В по СНиП 23-05-95). Источником света являются сверхяркие светодиоды. Крепление светильника к опоре осуществляется с помощью патрубка и двух винтов повышенной твердости. Рекомендуемая высота установки светильника 6-8 метров.

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

3.1 Выбор трансформаторов 110/10 кВ

Так как от подстанции питаются потребители II и III категорий надежности, то требуется установка не менее двух трансформаторов.

Для двухтрансформаторной подстанции КЗ = 0,7

Принимаем два трёхфазных трансформатора ТМН -6300/110/10.

.

Проверяем перегрузочную способность трансформаторов в аварийном режиме по условию:

.

Находим КПАВ, учитывая, системное охлаждение трансформатора, температуры окружающей среды.

1,4 • 6,3 = 8,82 > 3,3.

Технические данные трансформатора приведены в таблице 3.1

Таблица 3.1 - Технические данные трансформаторов

Тип тр-ра	Sн МВ·А	Uном, кВ	Pх кВт	Uк , %	Pк кВт	цена т.р
		ВН	НН
ТМН-6300/110 У1	6,3	115	10,5	6,2	10,2	63	42000

4. Расчет нагрузок ВЛ-10 Кв «Брагино» подстанции «Никольский торжок-110/10кВ»

Расчетная мощность на шинах 10 кВ определяется суммированием расчетных мощностей головных участков отходящих линий. Расчетные мощности головных участков отходящих линий находится по формулам:

, кВА (4.1)

где KO - коэффициент одновременности, зависящий от количества ТП подключенных к отходящей линии.

Расчет нагрузок на шинах 10 кВ ПС представлен в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Расчет нагрузок на шинах 10 кВ ПС (Брагино)

ВЛ	Ко	Sл, кВА	ТП	Sрас, кВА
«Брагино»	0,85	1903	ТП Чебунино	136
			ТП Брагино МТМ	213
			КТП Больница	136
			КТП Льноток	213
			ТП Волокославино ДК	213
			КТП Волокославино (сел.)	136
			ТП Кудрино	85
			ТП Набережная	34
			ТП Левково	213
			ТП Филимоново	34
			ТП Сопигино	185
			ТП Коровино	54
			ТП Шлюз №5	100
			ТП Шлюз№6	136
			ТП Тереховская	34
			ТП Татьянино	100
			ТП Хмелевицы	34
			ТП Петровское	51
			ТП Подгорное	54
			ТП Истоминская	26
			ТП Клеменово	51
				2238

При определении расчетной мощности подстанции следует учесть мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН), которые присоединяются к сборным шинам НН, а также коэффициент перспективы роста нагрузок на 5 - 10 лет (к10 = 1,25). Но в данное время наблюдается спад нагрузок, сельское хозяйство в упадке, промышленных предприятий нет. Поэтому коэффициент перспективы в нашем расчете не применяем.

Тогда полная расчетная мощность подстанции будет равна:

Sрасч п/ст = Sрасч + SСН МВА (4.2)

где Sрасч - расчетная мощность района

Предварительно выбираем мощность собственных нужд подстанции Sсн=100 кВ·А.

Полная расчётная мощность подстанции будет равна:

Sрасч.п/с=1,903+0,1=2,003 МВА

Нагрузка на ТП Никольский торжок представлена в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - нагрузка на ТП Никольский торжок

Вл	К0	Sд. кВА	Sрас. кВА	Sрас. п/с.
Рукино	0,85	2269	2669	2,369
Заречье	0,85	2172	2555	2,272
Брагино	0,85	1903	2238	2,003
Кудрино	0,85	417	490	0,517
Тимкино	0,85	2232	2625	2,332
Кишенское	0,85	518	609	0,618

Рассчитаем сечения проводов с учетом снижения расчетной мощности. При этом учтем, что минимальное сечение сталеалюминиевых проводов во втором районе по гололеду составляет 35 мм2, минимальное сечение для линии 110 кВ по условиям короны - 70 мм2, минимальное сечение изолированных проводов на магистральной линии - 25 мм2, на ответвлениях - 16 мм2.

Сечение провода будем определять по экономической плотности тока:

, (4.3)

где - расчетный ток линии, А;

- номинальное напряжение линии, кВ;

- экономическая плотность тока.

Расчетный ток определится как:

, (4.4)

где - расчетная мощность, передаваемая по линии, кВ•А.

Мощность берем в максимальный по потреблению.

Экономическая плотность тока определяется в зависимости от числа часов использования максимума нагрузки и типа проводов и кабелей.

При расчетной нагрузке более 250 кВт и коммунально-бытовом характере нагрузки число часов использования максимума нагрузки берем равным 2600 ч. Исходя из этого, по ПУЭ, для проводов с алюминиевой жилой и изоляцией из сшитого полиэтилена с числом часов использования максимума нагрузки от 1000 до 3000, экономическая плотность тока равна 1,6, для неизолированных алюминиевых проводов при тех же условиях - 1,3. Существующие провода СИП и SAX, а также кабель ААБ менять не будем, если их сечения будут больше либо равны расчетным.

Выбираем для всего фидера (Брагино) провод СИП 35.

5. Токи короткого замыкания

Расчеты токов короткого замыкания выполняются для выбора коммутационной аппаратуры, кабелей и другого электрооборудования с целью проверки их по условиям термической и динамической стойкости, а также для выбора уставок устройств релейной защиты и автоматики и проверки их чувствительности.

Расчеты проводим аналитическим методом, основанным на методе симметричных составляющих.

Ток трехфазного металлического КЗ, определяется по формуле:

, кА, (5.1)

Где UH - среднее номинальное междуфазное напряжение, кВ;

- полное суммарное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, которое является сопротивлением прямой последовательности и определяется по формуле:

, мОм, (5.2)

где - активное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, мОм;

- реактивное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, мОм.

Ударный ток трехфазного металлического КЗ, iy определяется:

, кА, (5.3)

где - амплитудное значение периодической составляющей

сверхпереходного тока трехфазного металлического КЗ, кА;

KУ - ударный коэффициент.

Ток двухфазного металлического КЗ, определяется по формуле:

, кА, (5.4)

Где - ток трехфазного металлического КЗ, кА.

Для сетей напряжением 0,4 кВ в большинстве случаев характерны дуговые КЗ, а не металлические, поэтому расчет токов КЗ в сетях низшего напряжения проводится с учетом активного сопротивления дуги в месте КЗ, Rд, которое определяется по формуле:

, мОм, (5.5)

где Ед - напряженность в стволе дуги, В/мм (1,6 В/мм);

Lд -длина дуги, мм;

- ток трехфазного металлического КЗ, кА.

Ток трехфазного КЗ с учетом дуги, находим по формуле:

, (5.6)

гдеUH - среднее номинальное междуфазное напряжение, кВ;

- суммарное активное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, мОм;

- суммарное реактивное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, мОм;

Rд - сопротивление дуги, мОм.

Ток двухфазного КЗ с учетом дуги, находится по формуле:

, кА, (5.7)

Где - ток трехфазного КЗ с учетом дуги, кА.

Ток однофазного КЗ в сети напряжением 0,4 кВ, определяется:

, кА, (5.8)

Где Uф - фазное напряжение сети, для сетей 0,4 кВ принимается 230 В;

ZУ(1) - полное сопротивление питающей системы и трансформатора, мОм;

Zп,ф-0 - полное сопротивление петли фаза-нуль до точки КЗ, мОм.

Сопротивление ZУ(1) определяется по формуле:

, мОм, (5.9)

Где X1T, X2T и R1T, R2T - индуктивные и активные сопротивления прямой и обратной последовательностей силового трансформатора (X1T=X2T, R1T=R2T), мОм;

X0T, R0T - индуктивное и активное сопротивление нулевой последовательности силового трансформатора, мОм.

Полное сопротивление петли фаза-ноль от трансформатора до точки КЗ, Zп,ф-0, мОм, определяется по формуле:

мОм (5.10)

где ZП,Ф-0,УД,I - удельное сопротивление петли фаза-ноль каждого из последовательно включенных участков сети, мОм/м;

l - длина соответствующего участка сети, м.

Параметры элементов сети, для которой необходимо рассчитать токи КЗ, определяются по формулам приведенным ниже.

Активное сопротивление трансформатора:

трансформаторный фаза подстанция

(5.11)

гдеДPк - потери КЗ, кВт;

Uном - низшее номинальное напряжение трансформатора, кВ;

Sном.т. - номинальная мощность трансформатора, кВА;

Реактивное сопротивление трансформатора:

, Ом, (5.12)

гдеUк - напряжение КЗ, %.

Активное сопротивление кабельных линий RК определим по формуле:

RК = RУД • l, мОм, (5.13)

гдеRУД - удельное активное сопротивление кабеля, мОм/м;

l - длина кабеля, м.

Реактивное сопротивление XК определим по формуле:

ХК = ХУД • l , мОм, (5.14)

Где XУД - удельное реактивное сопротивление кабеля, мОм/м, [11];

l - длина кабеля, м.

Параметры элементов схемы замещения приводятся к одному напряжению, принятому за базисное. Расчеты токов КЗ выполняются в именованных единицах.

5.1 Расчет токов короткого замыкания на напряжение 10 кВ

Для расчета токов КЗ задаемся следующими исходными данными: сопротивление питающей системы Zc = 0,65 Ом; ток короткого замыкания на шинах РП в точке К0: Iкз0 = 10 кА.

Параметры схемы замещения рассчитаны по формулам (5.13) и (5.14).

Для кабельной линии W1:

RW1 = 0,169 . 0,2 = 0,034 Ом;

XW1 = 0,078 . 0,2 = 0,016 Ом;

Ом.

Ток трехфазного металлического КЗ определим по формуле (5.1):

кА.

Ударный ток трехфазного КЗ рассчитаем по формуле (5.3):

IУ = 1,3 . . 8,8 = 16,2 кА.

Согласно формуле (5.4) определим ток двухфазного КЗ:

кА.

Рис. 5.1 - Схема замещения для расчета токов КЗ

Таблица 5.1 - Результаты расчета токов КЗ в сети 10 кВ

Точка КЗ	Z?, Ом	IУ, кА	KУ	I(3)КМ, кА	I(2)КМ, кА
К1	0,038	16,2	1,3	8,8	7,6
К2	0,102	14,2	1,3	7,7	6,7
К3	0,087	12,6	1,3	6,9	5,9
К4	0,236	10	1,3	5,5	4,7
К5	0,073	9,5	1,3	5,2	4,4
К6	0,064	8,9	1,3	4,9	4,2
К7	0,052	15,8	1,3	8,6	7,4
К8	0,064	14,7	1,3	8,1	6,9
К9	0,073	13,5	1,3	7,4	6,3
К10	0,236	10,4	1,3	5,7	4,8
К11	0,087	9,6	1,3	5,3	4,5
К12	0,102	8,9	1,3	4,9	4,2

5.2 Расчет токов короткого замыкания на напряжение 0,4 кВ

При расчетах токов КЗ для проверки оборудования на термическую и динамическую стойкость и выбора аппаратуры по отключающей способности выполняются расчеты металлических КЗ, т.к. в этом случае значения токов КЗ являются максимальными. При проверке чувствительности устройств релейной защиты и защитных аппаратов выполняются расчеты дуговых КЗ, т.к. при этом значении токов КЗ являются минимальными.

Проведем расчет токов КЗ для сети, питающей потребителя - жилой дом № 3, запитанный от ТП 3.

Определим параметры трансформатора по формулам (5.11) и (5.12):

;

Ом.

Параметры схемы замещения рассчитаны по формулам (5.13) и (5.14).

Для кабельной линии, питающей дом:

RW1 = 0,261 . 0,12= 0,031 Ом;

ХW1 = 0,08 . 0,12 = 0,01 Ом;

Ом.

Для провода стояка подъезда:

RW2 = 0,53 . 0,03 = 0,016 Ом;

ХW2 = 0,088 . 0,03 = 0,003 Ом;

Ом.

Для провода от щитка до розетки дальней комнаты:

RW3 = 7,4 . 0,015 = 0,111 Ом;

ХW3 = 0,116 . 0,015= 0,002 Ом;

Ом.

Расчетная схема участка сети и схема замещения представлены на рис. 5.2.

Рис. 5.2 - Расчетная схема и схема замещения для расчетов токов КЗ

Рассчитаем токи КЗ для точки К1.

Ток трехфазного металлического КЗ определим по формуле (5.1) с учетом формулы (5.2):

кА.

Согласно формуле (5.6) ток трехфазного КЗ с учетом дуги:

кА,

где активное сопротивление дуги в месте КЗ, определяется по формуле (5.5):

Ом.

Ударный ток трехфазного КЗ рассчитаем по формуле (5.3):

iY = 1,3 . . 16,1 = 29,6 кА.

Ток двухфазного КЗ с учетом дуги находим по формуле (5.7):

кА.

Ток однофазного КЗ рассчитаем по формуле (5.8):

кА.

Расчет для остальных точек аналогичен. Результаты расчета представлены в табл. 5.2.

Таблица 5.2 - Результаты расчета токов КЗ в сети 0,4/0,23 кВ

Точка КЗ	КУ	IKM(3), кА	iу, кА	IКД(3), кА	IКД(2), кА	IКД(1), кА
К1	1,3	16,1	29,6	13,9	12	0,51
К2	1,1	4,9	7,5	3,2	2,8	0,37
К3	1,1	3,7	5,7	2,7	2,3	0,31
К4						0,19

6. Выбор коммутационно-защитной аппаратуры

6.1 Выбор коммутационно-защитной аппаратуры на напряжение 10 кВ

Выключатели и разъединители в сети 10(0,4) кВ выбираются по условиям:

1) По напряжению установки:

Uном.сети Uном, (6.1)

Где Uном.сети - номинальное напряжение сети, кВ;

Uном. - номинальное напряжение выключателя (разъединителя), кВ.

2) По рабочему максимальному току:

Iр.мах Iном, (6.2)

Где Iр.мах - расчетный максимальный ток, А;

Iном. - номинальный ток выключателя (разъединителя), А.

3) На симметричный ток отключения:

Ik(3) ? Iоткл,ном, (6.3)

где Ik(3) - расчетное значение тока трехфазного КЗ, кА;

Iоткл,ном - номинальный ток отключения выключателя, кА.

4) На электродинамическую стойкость:

iуд ? iдин, (6.4)

где iy - ударный ток трехфазного КЗ, кА;

iдин - ток электродинамической стойкости, кА.

5) Время отключения КЗ:

(6.5)

Где - полное время отключения выключателя, с;

- минимальное время действия защиты, принимаем 0,1 с.

6) На термическую стойкость:

, (6.6)

где ВК - тепловой импульс, кА2·с;

IВ - ток термической стойкости, кА;

t - время протекания тока термической стойкости, с.

В РП 10 кВ устанавливаются ячейки КСО содержащие вакуумные выключатели марки BB/TEL, параметры которых определяются согласно условиям (6.1) - (6.6). Технические характеристики выключателей ВВ\TEL приведены в таблице 6.1.

Время отключения КЗ:

с.

Таблица 6.1 - Параметры выключателей BB/TEL-10-12,5/400У2

Расчетные данные	Тип оборудования
	BB/TEL-10-12,5/630 У2
Uсети = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iр.max = 217А	Iном.= 630 А
I(3)К = 10 кА	Iоткл = 12,5 кА
iY=18,38 кА	Iном.дин.=32А
Вк =12,5 кА2с	I2ТЕР. tТЕР = 1024 кА2с

Разъединители трехполюсные серии РВ, РВЗ, с приводами ПР-10 предназначены для включения и отключения под напряжением обесточенных участков цепи высокого напряжения при отсутствии нагрузочного тока. Кроме того, для безопасности ремонта линии и электрооборудования разъединителем создается видимый разрыв электрической цепи .

Выбор разъединителей осуществляется согласно условиям (6.1) - (6.6). Результаты выбора приведены в табл. 6.2.

Таблица 6.2 - Параметры разъединителей в ячейках РП

Расчетные данные	Тип оборудования
	РВ-10/400 УХЛ2	РВЗ-10/400I УХЛ2
Uном.сети = 10 кВ	Uном = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iр.мах = 217 А	Iном. = 400 А	Iном. = 400 А
Ik(3) = 10 кА	-	-
iуд = 18,38 кА	iдин = 40 кА	iдин = 40 кА
Вк = 12,5 кА2с	1024 кА2с	1024 кА2с

Параметры аппаратов, содержащихся в ячейках напряжением 10 кВ, установленных в ТП приведены в табл. 6.3.

Таблица 6.3 - Параметры разъединителей, содержащихся в ячейках ТП на стороне ВН

Расчетные данные	Тип оборудования
	РВЗ-10/400 I УХЛ2	РВ-10/400 УХЛ2
Uном.сети = 10 кВ	Uном = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iр.мах = 217 А	Iном. = 400 А	-
Ik(3) = 8,8 кА	-	-
iуд = 16,2 кА	iдин = 40 кА	iдин = 40 кА
Вк =9,7 кА2с	1024 кА2с	1024 кА2с

Выключатели нагрузки предназначены для отключения и включения цепей под нагрузкой и не предназначены для отключения токов КЗ, поэтому они не проверяются по условию (6.3). Используется комбинация «выключатель нагрузки - предохранитель», что расширяет область применения выключателей нагрузки, обеспечивается защита цепей от токов КЗ предохранителями.

Результаты выбора выключателей нагрузки приведены в табл. 6.4.

Таблица 6.4 - Параметры выключателей нагрузки

Расчетные данные	Тип оборудования
	ВНПу - 10/400
Uном.сети = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iн.расч = 217 А	Iном. = 400 А
iуд = 16,2 кА	iномдин = 25 кА
Вк = 9,7 кА2с	Вк=100 кА2с

Выбор предохранителей для защиты силовых трансформаторов производится по формуле:

Iр = IНТ . kБ, (6.7)

где IНТ - номинальный ток трансформатора;

kБ - коэффициент, учитывающий бросок тока намагничивания

трансформатора при включении, kБ = 2.

Номинальный ток трансформатора определяем по формуле:

, А. (6.8)

Согласно (6.8) номинальный ток трансформатора равен:

Iр =36,4 . 2 = 72,8 А.

Результаты выбора предохранителей приведены в табл. 6.5.

Таблица 6.5 - Выбор предохранителей для защиты силовых трансформаторов

Условия выбора	Тип оборудования
	ПКТ-102-10-80-20У3
Uном.пр.?Uном.сети	Uном.сети = 10 кВ	Uном.пр = 10 кВ
Iном.пл.вст.?Iр	IР = 72,8 А	Iном = 80 А
Iоткл.?Iк(3)	Iк(3) = 8,8 кА	Iоткл= 20 кА

Выбор трансформаторов напряжения в цепях силовых трансформаторов на стороне ВН приведен в табл. 6.6.

Таблица 6.6 - Выбор и обоснование выбора трансформаторов напряжения

Условия выбора	Тип оборудования
	НАМИ-10-95 УХЛ2
Uном.тн?Uном.сети	Uном.сети = 10 кВ	Uном = 10 кВ

Выбор ограничителей перенапряжения и обоснование выбора представлены в табл. 6.7.

Таблица 6.7 - Ограничители перенапряжения

Условия выбора	Тип оборудования
	ОПН-П-10 УХЛ1
Uном.опн?Uном.сети	Uном.сети = 10 кВ	Uном = 10 кВ

Условия выбора и проверка измерительных трансформаторов:

Выбираем трансформатор тока ТПЛ-10К c коэффициентом трансформации 300/5.

Таблица 6.8 - Выбор измерительных трансформаторов тока

Условие выбора	Параметры выбора
Uном.?Uном.сети	10 кВ ? 10 кВ
Iном.?Iр	300 А ? 217А
iдин ? iуд	100 кА ? 16,2 кА
I2тер• tтер ? Вк	1024 кА2с ? 6,7 кА2с

В сетях и установках напряжением до 1000 В возможны ненормальные режимы, связанные с увеличением силы тока. Аварийные режимы могут привести к повреждению изоляции и контактов электрических сетей, оборудования, созданию опасности для персонала. Поэтому электрические сети должны быть защищены от токов короткого замыкания и перегрузок.

Согласно ПУЭ, электрические сети могут иметь защиту от токов короткого замыкания и перегрузок или только от токов короткого замыкания. Защита от перегрузок должна осуществляться в сетях:

- внутри помещений при прокладке открыто незащищенными изолированными проводами и с горючей оболочкой, а также при прокладке защищенными проводниками в трубах, в несгораемых строительных конструкциях и т. п.;

- осветительных общественных и торговых помещений, служебно-бытовых помещений промышленных предприятий;

- силовых - в промышленных предприятиях, в жилых и общественных зданиях, в торговых помещениях, когда по условиям технологического процесса или режиму работы сети может возникать длительная перегрузка проводов и кабелей;

- всех видов во взрывоопасных помещениях и взрывоопасных наружных установках независимо от технологического процесса.

Все остальные сети не требуют защиты от перегрузки и защищаются только от токов короткого замыкания.

Основные аппараты защиты сетей напряжением до 1000 В - предохранители и автоматические выключатели. От защиты требуется кратчайшее время отключения и селективность (избирательность). Номинальные токи плавких вставок и токи срабатывания расцепителей автоматов должны быть минимально возможными, но не отключать цепь при запуске электродвигателей и при кратковременных перегрузках.

Защитные аппараты устанавливаются в начале каждой ветви сети, т. е. на каждой линии, отходящей от шин подстанции, силовых пунктах, на каждом ответвлении от линий, на трансформаторных вводах.

7. Выбор и расчет устройств релейной защиты и автоматики

Релейная защита является комплексом согласованных автоматических устройств, обеспечивающих быстрое выявление и отделение от электрической сети повреждённых элементов с целью сохранения в работоспособном состоянии исправной части этой сети в аварийных ситуациях. Также назначением релейной защиты является выявление нарушений нормальных режимов работы оборудования и подача предупредительных сигналов обслуживающему персоналу, или отключение оборудования с выдержкой времени. К релейной защите предъявляются следующие основные требования: быстродействие, селективность, чувствительность и надёжность.

Релейная защита и автоматика ПС реализуется на базе микропроцессорных устройств РЗА серии “Сириус”, изготавливаемых Научно-производственной фирмой “Радиус”.

“Сириус” является современным цифровым устройством защиты, управления и противоаварийной автоматики и представляет собой комбинированное многофункциональное устройство, объединяющее различные функции защиты, измерения, контроля, автоматики, местного и дистанционного управления.

“Сириус” обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:

- выполнение функций защит, автоматики и управления, определенных ПУЭ и ПТЭ;

- сигнализацию срабатывания защит и автоматики, положения коммутационных аппаратов, неисправности самой защиты;

- задание внутренней конфигурации (ввод защит и автоматики, выбор защитных характеристик, количество ступеней защиты и т. д.) программным способом;

- фиксацию, хранение и отображение аварийных электрических параметров защищаемого объекта до девяти последних аварийных событий с автоматическим обновлением информации;

- осциллографирование аварийных процессов;

- хранение и выдачу информации о количестве и времени пусков и срабатываний защит;

- учет количества отключений выключателя и циклов АПВ;

- пофазный учет токов при аварийных отключениях выключателя;

- контроль и индикацию положения выключателя, а также исправности его цепей управления;

- непрерывный оперативный контроль работоспособности (самодиагностику) в течение всего времени работы;

- получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачу команд управления, аварийной и предупредительной сигнализации;

- двусторонний обмен информацией с Автоматизированной Системой Управления (АСУ) и ПЭВМ по стандартным последовательным каналам связи;

- подключение к импульсным выходам счетчиков электроэнергии для передачи информации в АСУ;

Питание устройства может осуществляться от источника переменного (от 45 до 55 Гц), постоянного или выпрямленного тока напряжением 220 В.

7.1 Релейная защита линий 10 кВ

Электрические сети должны иметь защиту от токов короткого замыкания, обеспечивающую селективность и наименьшее время отключения. Защита должна обеспечивать отключение поврежденного участка при двух- и трехфазных КЗ на защищаемой линии с изолированной нейтралью.

На одиночных линиях 10 кВ с односторонним питанием от междуфазных замыканий, как правило, должна устанавливаться двухступенчатая токовая защита: первая ступень - токовая отсечка, вторая ступень - максимальная токовая защита (МТЗ) с независимой или зависимой характеристикой времени срабатывания.

Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью не является КЗ. Поэтому защиту выполняют действующей на сигнал и, только когда это необходимо по требованиям безопасности, действующей на отключение.

Для защиты отходящих линий 10 кВ применяются микропроцессорные устройства релейной защиты серии “Сириус-2МЛ”, в которых реализуется алгоритм перечисленных выше защит.

Терминал “Сириус-2МЛ” предназначен для работы в качестве защиты воздушных линий с изолированной или компенсированной нейтралью напряжением 10 - 35 кВ. Терминал устанавливается в ячейке КРУН и выдает сигналы на управление выключателем присоединения.

Устройство подключается к измерительным трансформаторам тока фаз A и C с номинальным вторичным током 5 А.

7.2 Токовая отсечка

Токовой отсечкой называется токовая защита максимального типа, селективное действие которой обеспечивается за счет ограничения зоны действия.

Ток срабатывания:

(7.1)

где kЗАП - коэффициент запаса, kЗАП = 1,05;

I(3)К,MAX - максимальный ток КЗ в конце защищаемой линии.

Зоной гарантированного действия т.о. является участок линии в ее начале, при повреждении на котором минимальный ток КЗ будет больше, чем ток срабатывания отсечки. Считается, что т.о. достаточно эффективна, если зона действия не меньше 20 % протяженности контролируемой линии. Отсечка должна быть отстроена от бросков тока намагничивания всех трансформаторов, питающихся по защищаемой линии:

(7.2)

где IНОМ.Т - сумма номинальных токов трансформаторов этой линии.

Время срабатывания т.о. определяется собственным временем срабатывания защиты (tЗ) и временем отключения выключателя (tВЫК):

(7.3)

Токовая отсечка с выдержкой времени.

Ток срабатывания:

(7.4)

где IС.О.2 - ток срабатывания отсечки предыдущей защиты.

Время срабатывания,

(7.5)

где - ступень селективности, которая принимается равной 0,51 c для защит с ограниченно-зависимой от тока КЗ характеристикой времени срабатывания и 0,30,6 c - для защит с независимой характеристикой времени срабатывания;

tС.О.2 - время срабатывания т.о. предыдущей защиты.

7.3 Максимальная токовая защита

МТЗ - токовая защита максимального типа, селективное действие которой обеспечивается за счет разных выдержек времени срабатывания.

Ток срабатывания защиты:

(7.6)

где kВ - коэффициент возврата, для “Сириус 2МЛ” - kВ = 0,95;

kСЗ - коэффициент самозапуска, учитывающий возможность увеличения тока в защищаемой линии вследствие самозапуска электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения КЗ. Так как среди потребителей отсутствуют мощные электродвигатели, то kСЗ = 1,25;

IРАБ.MAX - максимальный ток в линии в нормальном режиме.

Время срабатывания защиты:

(7.7)

где tС.ПР.З. - время срабатывания защиты предыдущей ступени (время перегорания плавких вставок предохранителей в конце линий 10 кВ (0,5 с).

Оценка чувствительности.

Для количественной оценки чувствительности используется коэффициент чувствительности. Коэффициент чувствительности - это отношение минимально возможного тока КЗ в месте установки защиты при повреждении на границе зоны действия защиты к току срабатывания защиты.

Коэффициент чувствительности определяется по формуле:

(7.8)

где I(2)К,MIN - минимальный ток КЗ в конце защищаемой линии.

Чувствительность защиты считается достаточной, если kЧ 1,5 - для основной зоны действия МТЗ, а для резервируемого участка - kЧ 1,2.

Ток срабатывания:

(7.9)

где КТ - коэффициент трансформации трансформатора тока;

kСХ - коэффициент схемы, определяющийся способом соединения обмоток трансформатора тока. При соединении обмоток: Y/Y- kСХ =1.

Приведем пример расчета уставок защиты линии 10 кВ «Быстрино».

Ток срабатывания отсечки:

Время срабатывания токовой отсечки:

Ток срабатывания (уставка) токовой отсечки:

Рассчитываются уставки МТЗ.

Ток срабатывания МТЗ:

Время срабатывания МТЗ:

Коэффициент чувствительности:

Ток срабатывания (уставка) МТЗ:

Аналогично рассчитываются уставки защит остальных линий 10 кВ. результаты расчета сведены в табл. 7.1.

Таблица 7.1 - Результаты расчета уставок защит линий 10 кВ

Линия	I(3)MAX	I(2)MIN	Iраб,max	Кт	IС.О.	IСР.О	IС.З.	IСР.МТЗ	kЧ,МТЗ	tмтз
10кВ	А	А	А		А	А	А	А		с
Брагино	2953	2557	98	30	3100,7	283	150	5	14	1

7.4 Защита трансформаторов собственных нужд

Для защиты трансформаторов 10/0,4 кВ выбираем предохранители типа ПКТ из условия отстройки от максимального рабочего тока и от броска тока намагничивания при включении трансформатора на холостой ход.

Условия выбора:

- по номинальному напряжению сети:

(7.10)

- по максимальному рабочему току:

(7.11)

(7.12)

Расчёт защиты приведём на примере ТМ - 10/0,4 кВ.

Выбираем предохранитель типа ПКТ 101-10-16-31,5 У3:

- по номинальному напряжению сети (7.10):

- по максимальному рабочему току (7.11) и (7.12):

Предохранитель удовлетворяет всем условиям.

7.5 Защита силовых трансформаторов

Для силового трансформатора мощностью2600 кВ·А должны выполняться следующие виды защит: газовая, которая используются в качестве основной защит, максимальная токовая защита (МТЗ), используемая в качестве резервной, и защита от перегрузки с действием на сигнал.

Максимальная токовая защита от внешних КЗ.

Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального рабочего тока, протекающего через трансформатор.

Ток срабатывания защиты равен:

(7.13)

где kПЕР - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора;

IНОМ Т - номинальный ток трансформатора.

Выдержка времени срабатывания защиты должна быть минимальной и согласованной с МТЗ отходящих присоединений:

.

Ток срабатывания (уставка) МТЗ:

7.6 Максимальная токовая защита трансформатора от перегрузки

Первичный ток срабатывания определяется по условию отстройки от номинального тока трансформатора на стороне, где установлена рассматриваемая защита, по выражению:

, (7.12)

где Кз- коэффициент запаса, который принимается равным 1,05

(А).

При установке зашиты на стороне, где предусмотрено регулирование напряжения, в приведенном выражении следует использовать Iраб.мах, если он отличается от номинального.

Защита подключена к тем же ТТ, что и защита от внешних коротких замыканий.

Ток срабатывания (уставка) МТЗ:

Уставки по току перегрузки задаются отдельно для высшего и низшего напряжений.

Выдержка времени срабатывания защиты выбирается по условию согласования с последними, наиболее чувствительными ступенями защит от многофазных коротких замыканий предыдущих элементов, присоединенных к шинам среднего и низшего напряжения. Кроме того, МТЗ от перегрузки должна быть согласована по времени с МТЗ от внешних коротких замыканий трансформатора. В случае если в течение этого времени значение тока превышает заданную уставку, то загорается светодиод «Перегрузка». Светодиод работает в следящем режиме (гаснет при возврате токового органа).

7.7 Газовая защита

Газовая защита реагирует на повреждения внутри бака трансформатора, при которых происходит выделение газа или ускоренное протекание масла или смеси масла с газом из бака в расширитель, а также и по другим причинам (междуфазные КЗ, межвитковые замыкания в обмотках, замыкание обмотки на корпус, пожар в стали магнитопровода и др.). Основным элементом газовой защиты трансформатора является газовое реле, которое устанавливается в маслопроводе между расширителем и баком трансформатора. Для защиты трансформатора от внутренних повреждений используются реле типа РГ43-66 с чашеобразными элементами. Реле срабатывает тогда, когда скорость движения масла и газов достигает значения 0.6-1.2 м/с. При этом время срабатывания 0.05-0.5 с. Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

7.8 Логическая защита шин (ЛЗШ)

ЛЗШ действует при КЗ на шинах 10(35) кВ. Эта защита реализуется с помощью терминалов “Сириус-2В” и “Сириус-2С” и группой “Сириус-2-МЛ”. Функция ЛЗШ реализует быстрое отключение вводного выключателя при возникновении повреждения на шинах методом “от противного ”, то есть КЗ на шинах фиксируется при наличии аварийного тока при отсутствии пуска защит, установленных на всех присоединениях. Суть ЛЗШ - отдельная независимая дополнительная ступень МТЗ со своими уставками по току и времени, которая блокируется при пуске любой из фидерных защит. В данных схемах принята последовательная схема ЛЗШ, обеспечивающая действенный контроль её целостности системой диагностики устройствами “Сириус”. Автоматическое повторное включение (АПВ) линий 10 кВ.

Устройство «Сириус Т» имеет функцию однократного или двукратного АПВ. Наличие АПВ, а также количество циклов задается уставкой. Также уставками определяется время выдержки первого и второго циклов. АПВ блокируется при отключении от газовой защиты, при пуске УРОВ.

АПВ пускается по факту срабатывания:

- МТЗ;

при самопроизвольном отключении силового выключателя.

Время срабатывания первого цикла АПВ определяется по следующим условиям, из которых выбирается большее значение:

(7.13)

где tГ.П. - время готовности привода: (0,10,2)с;

(7.14)

где tГ.В. - время готовности выключателя (tГ.В. = 1 c);

tВ.В. - время включения выключателя (tВ.В. = 0,4 с).

(7.15)

где tД - время деионизации среды в месте КЗ: (0,10,3) с.

Из опыта эксплуатации линий с односторонним питанием для повышения эффективности АПВ рекомендуется брать tАПВ = (23) с.

Выбирается tАПВ.1 = 2 с.

При такой выдержке времени до момента срабатывания АПВ в линии успевают в большинстве случаев самоустраниться причины, вызвавшие неустойчивое короткое замыкание, а также успевает произойти деионизация среды в месте короткого замыкания.

Заключение

В данной Выпускной квалификационной работе было спроектировано электроснабжение шлюза №6.

По удельным нагрузкам определены расчетные нагрузки общественных и производственных зданий.

В ходе работы спроектирована система наружного освещения шлюза №6. Выбраны светодиодные светильники типа ДКУ-98, как наиболее экономичные.

По расчетным нагрузкам зданий была определена расчетная мощность на шинах ТП 0,4 кВ, выбрано оптимальное число и мощность силовых трансформатора для ТП.

Внутришлюзовая сеть выполнена проводами СИП и ВВГнг.

Для проверки параметров оборудования ТП рассчитаны токи КЗ.

Выбрана коммутационно-защитная аппаратура.

Размещено на Allbest.ru