Электрооборудование предприятий

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Выбор рационального напряжения и режима нейтрали электроснабжения и конструкции сети

Промышленные предприятия питаются от энергосистемы повышенным напряжением 110 кВ, которое понижается на территории предприятия или вблизи него. Сети внутри предприятия используют напряжение 6 кВ. Выбор напряжения производится в зависимости от мощности электроустановок.

Для питания предприятия от энергосистемы используем повышенные напряжения 110 кВ, так как источник энергии расположен довольно на большом расстоянии (32 км) и меньших потерь электроэнергии. На предприятии расположены двигатели большой мощности использующие напряжение 6 кВ и трансформаторная понижающая подстанция 6/0,4 кВ, следовательно, рационально использовать напряжение 6 кВ.

Выбор режима нейтрали определяется безопасностью обслуживания сети, надежностью электроснабжения электрических приемников и экономичностью.

При номинальном напряжении 110 кВ применяют сети с эффективным заземлением нейтрали по соображениям стоимости изоляции, так как в таких сетях при замыкании на землю одной фазы напряжение на двух других не превышает 0,8 междуфазного напряжения. Это означает, что изоляцию рассчитывают на это напряжение, а не на полное междуфазное напряжение в случае изолированной или компенсированной нейтрали.

Недостатком режима эффективно заземленной нейтрали является то, что замыкание фазы на землю является коротким замыканием и требует немедленного отключения. Значительная часть однофазных замыканий в сетях 110 кВ и выше при снятии напряжения самоустраняется, поэтому автоматическое повторное включение восстанавливает питание потребителей. Для уменьшения величины тока однофазного КЗ применяют частичное заземление нейтралей. Например, из двух установленных на подстанции трансформаторов нейтраль заземляется только у одного.

Еще одним недостатком режима является усложнение конструкции заземляющего устройства, которое должно быть рассчитано на большой ток КЗ.

Чтобы повышение напряжения по отношению к земле на неповрежденных фазах не превышало 0,8 Uл, ток однофазного КЗ в любой точке сети должен быть не менее 60% тока трехфазного КЗ в этой точке. Это обеспечивается заземлением необходимого количества нейтралей трансформаторов.

2. Выбор схемы

Прежде всего, схема питания потребителей электроэнергии должна обеспечивать надежность, удобство в эксплуатации и быстрое восстановление питания в случаи аварии или другой неисправности.

Данная схема, прежде всего, должна обеспечивать надежную защиту и автоматическое восстановление питания.

В нормальном режиме работы секционные выключатели отключены. Каждая секция шин питается от отдельного трансформатора. Основное оборудование подстанции это два независимых двух обмоточные трансформаторы.

Данная схема позволяет поочередно отключать секции шин для ремонта или ревизии, не нарушая электроснабжение объектов с ответственным производством. Питание подводится по двум питающим линиям, присоединенным к разным секциям шин. При отключении одной из питающих линий в тоже время отключается секция питаемая этой линией, то ее питание можно восстановить включением секционного выключателя.

Возможны два варианта схем, это радиальная и магистральная. Радиальная схема характеризуются тем, что РУ отходят линии, питающие крупные электрические приемники или групповые распределительные пункты, от которых, отходят линии, питающие более мелкие электрические приемники. Данные схемы обеспечивают высокую надежность питания, возможность более легкой установки элементов автоматики.

Магистральные схемы применяют при равномерном распределении нагрузок на предприятии. Характеризуются не надежной работ, так как при повреждении магистральной сети обесточиваются все потребители электроэнергии запитанные от нее.

Для НС предпочтительней использовать радиальную схему, так как она более надежная.

3. Расчет электрических нагрузок

Для расчета электрических нагрузок узлов питания всего объекта используем метод определения электрических нагрузок по графикам активной и реактивной мощности на момент времени. Графики нагрузок дают наглядное представление об изменении потребляемой мощности электроустановок в течение заданного промежутка времени (сутки).

Определяется средняя, активная нагрузка по графику нагрузки за наиболее загруженные сутки:

Р_ср=

Где:

Pn - активная мощность, кВт;

tn - время, ч.

P_ср==8704,833 кВт.

Определяется средняя, реактивная нагрузка по графику нагрузки за наиболее загруженные сутки:

Q_ср=

Где:

Qn - реактивная нагрузка, кВар.

Q_ср==4724,041.

Привожу диаграммы нагрузок.

График активной мощности и график реактивной мощности:

Рисунок:

Рисунок:

Определяется среднее значение тока:

I_ср=

Где:

Pcр - средняя активная нагрузка, кВт;

Qcр - средняя реактивная нагрузка, кВар;

Uном - номинальное напряжение, кВ.

I_ср=954 А.

Определяем среднюю мощность:

S_ср =

Где:

Pcр - средняя активная нагрузка, кВт;

Qcр - средняя реактивная нагрузка, кВар.

S_ср= =9904,062 кВА.

Среднеквадратичная активная мощность:

Р_ск=

P_cк==9901,455 кВт.

Среднеквадратичная реактивная мощность:

Q_ск=

Q_ск==5533,796 кВа.

Среднеквадратичная мощность:

S_ск=

Где:

Pск - среднеквадратичная активная мощность, кВт;

Qск - среднеквадратичная реактивная мощность, кВар.

Sск==11342,915 кВА.

Среднеквадратичный ток:

I_ск=

Где:

Sск - среднеквадратичная мощность, кВА.

I_cк==1097 А.

4. Компенсация реактивной мощности

Реактивная мощность и энергия ухудшают показатели работы энергосистемы, то есть увеличиваются потери в подводящих сетях. Реактивный ток дополнительно нагружает линии электропередачи, что приводит к увеличению сечений проводов и кабелей и соответственно к увеличению капитальных затрат на внешние и внутриплощадочные сети.

Определяем фактический коэффициент мощности:

Где:

Pmax - максимальная активная мощность, кВт;

Smax - максимальная мощность, кВА.

.

Рассчитываем мощность компенсирующего устройства:

кВар.

Выбираем компенсирующие устройства:

2- КУ6-II СБРВ -1 = 500 кВар.

1-КУ6-I=330 кВар.

Пересчитываем электрическую нагрузку с учетом установки компенсирующего устройства:

Где:

Qmax - максимальная реактивная мощность, кВар.

кВА.

Определяем значение коэффициента мощности после компенсации:

.

Результаты расчета и выбора компенсирующего устройства сведены в таблицу ниже:

Таблица - Таблица сводной ведомости нагрузки:

Параметры			кВт	Qmax, кВар	Smax, кВА
Всего на НН без КУ	0,872	0,55	9901,456	5533,796	11342,915
КУ				2х500;1х330
Всего на НН с КУ	0,9204	0,42	9901,456	4203,796	10756,892

5. Расчет и выбор числа, мощности и типа силовых трансформаторов

Учитывая наличие потребителей первой категории, принимаем к установке два трансформатора.

Находим коэффициент заполнения графика:

K_з.г.=

Где:

Sср - средняя полная мощность, МВА;

Smax - максимальная полная мощность, МВА.

K_з.г.= 0,8731.

По значениям K_з.г и t = 2ч по кривым кратностей допустимых перегрузок трансформаторов определяем коэффициент допустимой перегрузки K_д.п..

K_д.п.=1,085.

По полученным значениям S_max и K_д.п рассчитываем мощность трансформатора:

S_н.=

Где:

Кд.п. - коэффициент допустимой перегрузки.

S_н.= =5,227 МВт.

Намечаем два возможных варианта мощности трансформатора:

1 вариант-два трансформатора по Sн=16000 кВА,

2 вариант-два трансформатора по Sн=10000 кВА.

Записываются технические данные трансформаторов по справочнику в таблицу ниже.

Таблица - Технические данные принятых трансформаторов:

Тип тр-ра	В.Н., кВ	Н.Н., кВ	?Рх.х., кВт	?Рк.з., кВт	Йх.х., %	Uк, %	Стоимость, тыс.руб
ТДН-16000/110	110	6,3	18	85	0,7	10,5	3792
ТДН-10000/110	110	6,3	14	58	0,75	8	3160

Определяем коэффициент загрузки в нормальном режиме для 1 и 2 варианта по формуле:

Кз.н=Sмах/2Sн

Где:

Sн - номинальная мощность трансформатора, МВА;

Smax - максимальная полная мощность, МВА.

Кз.н1=11,342/2·16=0,354, Кз.н2=11,342/2·10=0,567.

Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме:

Кз.ав=х%ЧSмах/SнЧКд.п

Где:

Кд.п=1,05- коэффициент допустимой перегрузки.

Кз.ав1=1Ч11,342/16Ч1,05=0,675.

Кз.ав2=1Ч11,342/10Ч1,05=1,080.

Определяем приведенные затраты для трансформаторов мощностью 16000 кВА и 10000 кВА.

Потери активной энергии в год:

ДWтр=8760ЧnЧ?Рх+1/nЧ?РкЧ(Sмах/Sн.т)ІЧТмакс

Где:

n - число трансформаторов, шт;

Тм - время использования максимума нагрузки;

?Рх - потери активной мощности холостого хода;

?Рк - потери активной мощности короткого замыкания;

T_макс - равное 4000, ч.

1 вариант с трансформатором 16000 кВА.

?Wтр=8760Ч2Ч18+0,5Ч85Ч(11,342/16)²Ч4000=400785,640 кВт·ч

2 вариант с трансформатором 10000 кВА.

?Wтр=8760Ч2Ч14+0,5Ч58Ч(11,342/10)² Ч4000=394503,518 кВт·ч.

Стоимость потерь электроэнергии:

Сп=СоЧ?Wтр

Где:

Со=3,01 руб. за кВт.

Сп1=3,01Ч400785,640=1242435,484 руб,

Сп2=3,01Ч394503,518 =1222960,905 руб.

Амортизационные отчисления:

Са=(P_a / 100)ЧК

Где К-стоимость тр-ра;

P_a-отчисления на амортизацию-6,3 %.

Са1=(6,3/100)Ч3792000=238986 руб,

Са2=(6,3/100)Ч3160000=199081 руб.

Приведенные затраты:

З=0,15·К+С

Где:

С=Сп + Са

С=Сп + Са

Где:

Сп - стоимость потерь эл.энергии;

Са - амортизационные отчисления.

С₁=1242435,484+238986=1481421,484 руб.

С₂=1222960,905+199081=1422041,905 руб.

З₁=0,15Ч3792000+1481421,484=2050221,484 руб.

З₂=0,15Ч3160000+1422041,905=1896041,905 руб.

Данные расчетов сведены в таблицу ниже.

Таблица - Сводная таблица сравнения вариантов выбора трансформаторов:

Расходы	Вариант 1 ТДН-16000/110 (в руб.)	Вариант 2 ТДН-10000/110 (в руб.)
Капитальные вложения	3792000	3160000
Эксплуатационные затраты, всего	1481421,484	1422041,905
В том числе:	Стоимость потерь	1242435,484	1222960,905
	Амортизационные отчисления	238986	199081
Приведенные затраты	2050221,484	1896041,905

Выбираю трансформатор серии ТДН-16000/110 с учетом выбором технологии производства.

6. Расчет токов короткого замыкания в характерных точках электрической сети

Расчет токов короткого замыкания производится для выбора аппаратов и токоведущих частей распределительного устройства подстанции, проверки их на стойкость к токам короткого замыкания, для обоснования выбранных средств защиты элементов подстанции.

Расчет токов короткого замыкания производится по расчетной схеме электроснабжения объекта в нормальном режиме.

На основе ее составления схема замещения, на которой все элементы представлены в виде сопротивлений.

В сетях напряжением свыше 1000 В учитываются только индуктивное сопротивление, причем расчет производится в относительных единицах.

При вычислении в относительных единицах все сопротивления должны быть приведены к базовым условиям.

За базовую мощность энергосистемы принимаем:

Sб = 100 МВА.

За базовое напряжение:

Uб1 = 115 кВ;

Uб2 = 6,3 кВ.

Для начала расчетов необходимо начертить расчетную схему, а затем схему замещения

Замещение допустимо для определения удельного сопротивления линий.

Чертим расчетную схему упрощенной системы электроснабжения.

Рисунок:

Составляем схему замещения по расчетной схеме и определяем относительные сопротивления ее элементов, приведенные к базовым условиям.

Чертим схему замещения:

Рисунок:

Определяем относительное сопротивление для воздушной линии:

Где:

x0 - удельное реактивное сопротивление линии, Ом/км;

l - длина линии, км;

Sб - базовая мощность системы, МВА;

Uб - базовое напряжение, кВ.

Ом/км.

Определяем относительное сопротивление трансформаторов:

Где:

Uк.з.% - напряжение короткого замыкания в %;

Sб - базовая мощность системы, МВА;

Sн.m. - номинальная мощность трансформаторов, МВА.

Ом/км.

Определяем относительное сопротивление для кабельной линии питающей двигатель:

= Ом/км.

= Ом/км.

Определяем относительное сопротивление для кабельной линии от подстанции до станции:

= Ом/км.

= Ом/км.

Определяем относительное сопротивление для кабельной линии комплексной трансформаторной подстанции:

= Ом/км.

= Ом/км.

Определяем относительное сопротивление реактора:

Где:

xр - сопротивление реактора, Ом;

Sб - базовая мощность системы, МВА;

Uб - базовое напряжение, кВ.

Ом.

Определяем относительное сопротивление для кабельной линии питающей двигатель:

= Ом/км.

= Ом/км.

Определяем суммарное сопротивление для каждой характерной точки короткого замыкания:



Где:

- сумма реактивных сопротивлений до точки короткого замыкания;

- сумма активных сопротивлений до точки короткого замыкания.

Определяем базовый ток, кА

Где:

Sб - базовая мощность системы, МВА;

Uб - базовое напряжение, кВ.

,

.

Определяем значение тока короткого замыкания для каждой характерной точки:

Iб - ток базисный, кА;

Zрез - суммарное сопротивление до точки короткого замыкания.

,

,

,

,

,

,

Определяем значение ударного тока для характерных точек к.з.:



Где:

Iк.з - ток короткого замыкания, кА;

k_у. - ударный коэффициент.

,

,

,

,

,

.

Полученные данные заносим в таблицу ниже:

Таблица - Сводная таблица характеристик точек к.з.:

Характерные точки к.з.	Sб МОм	Uср, кВ	Zэкв	kуд.	Iк.з. , кА	iуд. ,кА
К1	100	115	0,0967	1,608	5,192	11,806
К2	100	6,3	0,7527	1,369	12,175	23,571
К3	100	6,3	0,832	1,369	11,014	21,323
К4	100	6,3	1,763	1,369	5,198	10,063
К5	100	6,3	1,788	1,369	5,125	9,922
К6	100	6,3	1,822	1,369	5,029	9,736

7. Выбор электрической аппаратов и токоведущих частей с проверкой их на действие токов короткого замыкания

При выборе электрических аппаратов каталожные данные, предполагаемого к установке аппарата, сравниваются с расчетными, причем расчетные данные не должны превышать номинальные параметры аппаратов. Величина В_к должна определяться с учетом назначения аппарата в схеме, так как время протекания тока короткого замыкания по элементам схемы может быть различно.

В режиме короткого замыкания надежная работа аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается соответствием выбранных параметров устройств условиям термической и электродинамической стойкости. Для проверки токоведущих частей на термическую стойкость при коротком замыкании необходимо определить величину теплового импульса короткого замыкания В_к, пропорционального количеству выделяемого при этом тепла.

На сторону ВН выбираем: разъединитель, высоковольтный выключатель, трансформатор тока и напряжения, разрядник. Результаты выбора электрооборудования представлены в таблице ниже:

Таблица - Таблица с результаты выбора электрооборудования:

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВМТ-110Б-20/1000-УХЛ1	Разъединитель РГН-В-110/1000 УХЛ1	Трансформатор тока ТФБ 110III-УХЛ1	Трансформатор напряжения НКФ-110-83ХЛ1	Разрядник РВМГ-110-40/70ХЛ1
Uуст=110 кВ	110кВ	110кВ	110кВ	110кВ	110кВ
Iраб.макс.=56,53 А	1000А	1000 А	100 А	-	-
iуд= 11,806 кА	52 кА	80 кА	12,5 кА	-	-
Iпо=5,192 кА	20 кА	-	-	-	-

На сторону НН выбираем:

Разъединитель, высоковольтный выключатель, трансформатор тока и напряжения, разрядник, реактор.

Результаты выбора электрооборудования представлены в таблицу ниже:

Таблица - Таблица с результаты выбора электрооборудования:

Выбор провода для воздушной линии.

Расчетный ток установки:

=

Сечение кабеля по экономической плотности тока:

По таблице для не изолированных проводов с алюминиевой жилой при:

Т_макс = 4000ч.

Принимаем экономическую плотность тока:

j_эк = 1.1 А/мм².

Проверяя кабеля на термическую стойкость, определяем тепловой импульс короткого замыкания:



Где:

t_откл = t_з + t_о.в

- время отключения короткого замыкания;

t_з - время действия основной защиты;

t_о.в - время отключения маломасляных выключателей, применяемых на подстанциях промышленных предприятий;

Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания.

.

Минимально допустимое сечение по условию нагрева током КЗ:

Где:

С - коэффициент, зависящий от допустимой температуры при КЗ и материала проводника.

Принимаем стандартное сечение провода равным 120мм².

Длительно допустимый ток для принятого сечения составляет I_дл.доп = 390А.

Условия термической стойкости F_мин ? F_выбр выполняется. Окончательно принимаем провод марки АС 3х120.

Находим для трехфазной линии переменного тока линейные потери напряжения:

=

Это значение является удовлетворительным.

Выбор шины.

Расчетный ток установки:

=

Проверяем шины на термическую стойкость, определяем тепловой импульс короткого замыкания:

Где:

t_откл = t_з + t_о.в

- время отключения короткого замыкания;

t_з - время действия основной защиты;

t_о.в - время отключения маломасляных выключателей, применяемых на подстанциях промышленных предприятий;

Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания.

.

Минимально допустимое сечение по условию нагрева током КЗ:

Где:

С - коэффициент, зависящий от допустимой температуры при КЗ и материала проводника.

Выбираем шины ШМА 80Ч6 = 480 мм². Длительно допустимый ток составляет I_дл.доп = 1150/1170 А. Условия термической стойкости F_мин ? F_выбр выполняется. Проверяем шины на динамическую стойкость.

Сила, действующая на шины при трехфазном коротком замыкании:

Где:

l = 1300мм,

а = 350мм - для шкафов РУ.

Изгибающий момент шин:

=

Момент сопротивления шин при положении их плашмя и расположении в одной плоскости:



Где:

b - толщина шины, см;

h - ширина шины, см.

.

Расчетное напряжение в материале шин:

=

Условия напряжения в материале для алюминия 75 МПа выполняется. Окончательно принимаем шины ШМА 80х6.

Выбор кабеля для электродвигателя ВАО.

Расчетный ток установки:

=

Сечение кабеля по экономической плотности тока:

=

По таблице для кабелей с бумажной изоляцией с медной жилой при Т_макс = 4000ч принимаем экономическую плотность тока j_эк = 2.5 А/мм². Проверяя кабеля на термическую стойкость, определяем тепловой импульс короткого замыкания:

Где:

t_откл = t_з + t_о.в

- время отключения короткого замыкания;

t_з - время действия основной защиты;

t_о.в - время отключения маломасляных выключателей, применяемых на подстанциях промышленных предприятий;

Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания.

.

Минимально допустимое сечение по условию нагрева током КЗ:

=

Где:

С - коэффициент, зависящий от допустимой температуры при КЗ и материала проводника.

Принимаем стандартное сечение кабеля равным 120мм².

Длительно допустимый ток для принятого сечения составляет I_дл.доп = 250А.

Условия термической стойкости F_мин ? F_выбр выполняется. Окончательно принимаем кабель марки СБ 3х120.

Находим для трехфазной линии переменного тока линейные потери напряжения:

.

Это значение является удовлетворительным.

8. Выбор конструкции распределительных устройств подстанции

Выбираю РУ первичного напряжения: КМ ОРУ 110 кВ предназначено для приема и транзита электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 Гц и 60 Гц при номинальном напряжении 110кВ.

Конструктивные особенности: особенностью конструкции является вертикальный разъединитель, не требующий обслуживания, с использованием контактных групп разъединителей серии РГ. Данное техническое решение позволяет отказаться от выкатного элемента на выключателе как у зарубежных аналогов, что значительно повышает эксплуатационную надежность модуля в суровых российских условиях и позволяет проводить регламентные и ремонтные работы на выключателе и трансформаторах тока без погашения системы сборных шин, в полном соответствии с требованиями по электрической безопасности. Модуль обладает функцией разъединителя.

Неподвижные контакты являются частью шинной системы и не требуют технического обслуживания.

Модуль сохраняет работоспособность при гололеде с толщиной корки льда до 20 миллиметров и скорости ветра 15?м?/?с, а при отсутствии гололеда - при скорости ветра до 40?м/с.

Конструкция: модуль состоит из маломасляного выключателя, однофазных трансформаторов тока, элементов жесткой ошиновки с применением полимерных изоляторов типа ОСК - 10 110 и опорных металлоконструкций.

Климатическое исполнение модуля - УХЛ1.

Выбираю РУ вторичного напряжения: КРУН серии КНВ-10, предназначены для работы в качестве распределительных устройств 6 кВ промышленной частоты 50 Гц и 60 Гц.

В том числе и распределительных устройств трансформаторных подстанций, включая комплектные трансформаторные блочные подстанции 110/6.

Конструктивные особенности: разделение ячейки на отсеки: релейный, отсек выключателя, отсек сборных шин, отсек линейных шин. Нижнее расположение сборных шин.

Наличие полного комплекта схем главных цепей и цепей вторичной коммутации построение схем вспомогательных соединений на базе электромеханических реле, а также микропроцессорных устройств РЗА. В шкафах предусмотрены механические и электрические блокировки, обеспечивающие защиту обслуживающего персонала от случайного прикосновения к токоведущим частям и защиты от ошибочных оперативных переключений.

Конструкция: ячейка КРУН КНВ-10 состоит из высоковольтной части (шкафа), смонтированной на жесткой металлической основе, и коридора управления закрытой металлической защитной оболочкой. Вид шкафов: с выключателями высокого напряжения; с разъемными контактными соединениями; с трансформаторами напряжения; с силовыми предохранителями; с силовыми трансформаторами; с статическими конденсаторами; с вакуумными контакторами; комбинированные (с трансформаторами напряжения и разрядниками);

Климатическое исполнение - ХЛ1.

Все оборудование КМ ОРУ устанавливаются на опорные металлоконструкции. Силовой трансформатор устанавливается на фундаменте, шкафа КРУН привариваются к металлической раме, прокладка кабелей осуществляется в кабельных лотках.

9. Выбор релейной защиты и автоматики элементов системы электроснабжения

Чтобы избежать вредных последствий короткого замыкания, необходимо быстро отключить повреждённый участок плавкими предохранителями или выключателями путём воздействия на них реле предназначенными для:

1) автоматического отключения повреждённого элемента от остальной, неповреждённой части электрической системы с помощью выключателей.

2) реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы.

Устройства релейной защиты должны обеспечивать:

- Селективность действия с тем чтобы при повреждении какого-либо элемента электроустановки отключался только повреждённый элемент.

- Наименьшее время отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы повреждённой части системы.

Токи короткого замыкания, достигая нескольких десятков тысяч ампер, могут привести к опасным перегревам проводников и аппаратов. Электрическая дуга, возникающая в месте короткого замыкания , также может повредить электрическое оборудование. Короткое замыкание в одной какой-либо части сети сопровождается значительным снижением напряжения на сборных шинах КТП или РУ, что нарушает работу потребителей, подключенных к остальной части этой сети.

Дифференциальная защита устанавливается в качестве основной для защиты трансформаторов. Одним из недостатков такой защиты является сложность её исполнения: в частности, требуется наличие надёжной, защищённой от помех линии связи между двумя участками, на которых установлены трансформаторы тока. В связи с этим, дифференциальную защиту применяют для защиты одиночно работающих трансформаторов мощностью 6300 кВА и выше, параллельно работающих трансформаторов мощностью 4000 кВА и выше и на трансформаторах мощностью 1000 кВА и выше, если токовая отсечка не позволяет добиться необходимой чувствительности при коротком замыкании на выводах высокого напряжения, а максимальная токовая защита имеет выдержку времени более, чем 0,5 с.

Принцип действия продольной дифференциальной защиты основан на сравнении токов, протекающих через участки между защищаемым участком линии (или защищаемом аппаратом). Для измерения значения силы тока на концах защищаемого участка используются трансформаторы тока(TA1, TA2). Вторичные цепи этих трансформаторов соединяются с токовым реле(KA) таким образом, чтобы на обмотку реле попадала разница токов от первого и второго трансформаторов.

В нормальном режиме, значения величины силы тока вычитаются друг из друга, и в идеальном случае ток в цепи обмотки токового реле будет равен нулю. В случае возникновения короткого замыкания на защищаемом участке, на обмотку токового реле поступит уже не разность, а сумма токов, что заставит реле замкнуть свои контакты, выдав команду на отключение поврежденного участка.

Газовая защита предназначена для защиты силовых трансформаторов с масляным заполнением, снабженных расширителями, от всех видов внутренних повреждений, сопровождающихся выделением газа, ускоренным перетеканием масла из бака в расширитель, а также от утечки масла из бака трансформатора.

Измерительным органом газовой защиты является газовое реле. Газовое реле представляет собой металлический сосуд с двумя поплавками (элементами), который врезается в наклонный трубопровод, связывающий бак трансформатора с расширителем. При нормальной работе трансформатора газовое реле заполнено трансформаторным маслом, поплавки находятся в поднятом положении и связанные с ними электрические контакты разомкнуты. При незначительном повреждении в трансформаторе (например, витковое замыкание) под воздействием местного нагрева из масла выделяются газы, которые поднимаются вверх, к крышке бака, а затем скапливаются в верхней части газового реле, вытесняя из него масло. При этом верхний из двух поплавков (элементов) опускается вместе с уровнем масла, что вызывает замыкание его контакта, а следовательно, предупредительный сигнал. При серьезном повреждении внутри трансформатора происходит бурное газообразование и под воздействием выделившихся газов масло быстро вытесняется из бака в расширитель. Поток масла проходит через газовое реле и заставляет сработать нижний поплавок (элемент), который дает команду на отключение поврежденного трансформатора. Этот элемент срабатывает также и в том случае, если в баке трансформатора сильно понизился уровень масла, например при повреждении бака и утечке масла.

Газовая защита является очень чувствительной и весьма часто позволяет обнаружить повреждение в трансформаторе в самой начальной стадии. При серьезных повреждениях трансформатора газовая защита действует достаточно быстро: 0,1-0,2 с (при скорости потока масла не менее чем на 25 % выше ставки). Благодаря этим достоинствам газовые реле обязательно устанавливаются на трансформаторах мощностью 6300 кВА и более. Для внутрицеховых трансформаторов газовая защита должна выполняться при мощности трансформатора 630 кBА и более.

Максимальная токовая защита - релейная защита, действие которой связано с увеличением силы тока в защищаемой цепи при возникновении короткого замыкания на участке данной цепи. Данный вид защиты применяется практически повсеместно.

Принцип действия МТЗ аналогичен принципу действия токовой отсечки. В случае повышения силы тока в защищаемой сети защита начинает свою работу. Однако, если токовая отсечка действует мгновенно, то максимальная токовая защита даёт сигнал на отключение только по истечении определённого промежутка времени, называемого выдержкой времени. Выдержка времени зависит от того, где располагается защищаемый участок. Наименьшая выдержка времени устанавливается на наиболее удалённом от источника участке. МТЗ соседнего (более близкого к источнику энергии) участка действует с большей выдержкой времени, отличающейся на величину, называемую ступенью селективности. Ступень селективности определяется временем действия защиты.

В случае короткого замыкания на участке срабатывает его защита. Если по каким-то причинам защита не сработала, то через определённое время (равное ступени селективности) после начала короткого замыкания сработает МТЗ более близкого к источнику участка и отключит как повреждённый, так и свой участок.

По этой причине важно, чтобы ступень селективности была больше времени срабатывания защиты, иначе защита смежного участка отключит как повреждённый, так и рабочий участок до того, как собственная защита повреждённого участка успеет сработать. Однако важно так же сделать ступень селективности достаточно небольшой, чтобы защита успела сработать до того, как ток короткого замыкания нанесёт серьёзный ущерб электрической сети.

Ставку выбирают, исходя из наименьшего значения тока короткого замыкания в защищаемой сети (при разных повреждениях токи короткого замыкания отличаются).

Однако при выборе ставки следует так же учитывать характер работы защищаемой сети.

10. Расчет заземления трансформаторной подстанции

Защитное заземление - преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических не токопроводящих частей электроустановок, которые могут оказаться под напряжением. Для обеспечения безопасности людей все металлические части электрооборудования машин, по которым нормально ток не проходит, должны быть заземлены.

Согласно ПУЭ заземляющие устройства электроустановок сети с эффективно заземлённой нейтралью 110 кВ выполняется с учётом сопротивления или допустимого напряжения прикосновения.

Расчёт по допустимому сопротивлению производит к неоправданному перерасходу проводникового материала и трудозатрат при сооружении заземляющих устройств. Опыт эксплуатации распреде-лительных устройств 110 кВ. и выше позволяет перейти к нормированию напряжения прикосновения, а не величены R₃.

В расчётах многослойный грунт представляется двухслойным: верхний толщиной h₁ с удельным сопротивлением p₁, нижний с удельным сопротивлением p₂.

Для заземления насосной станции принимаем:

Грунт:

1=300 Омм - Супесь,

2=100 Омм - Суглинок,

_В=0,15 с согласно зон защит.

Климатический район II:

Толщина слоя сезонных изменений h₁=2 м,

Размер участка AЧB=55Ч40 м,

Площадь S=2200 м²,

Периметр Р=190 м.

Глубина заложения заземляющего устройства t=0,5 м.

Длинна вертикального заземлителя lв=5 м.

Расстояние между вертикальными заземлителями с полосами а=5 м.

Определяем количество ячеек:

Где:

- количество ячеек в длину.

.

=

Где:

- количество ячеек в ширину.

Расстояние между продольными проводниками:

=

Расстояние между поперечными проводниками:

=

Общая длина горизонтальных проводников:

=

Находим количество вертикальных электродов:

=

Определяем полную длину вертикальных электродов:

L_В= l_ВN_В=

Среднее расстояние между вертикальными проводниками:

_ср = P/ N_B=_ср = 190/38=5 м

Определяем эквивалентное удельное среднее сопротивление грунта:

Где:

=

Ом^.м.

Определяем сопротивление заземлителя:

Где:

=

Сопротивление заземляющего устройства выше допустимого, но основной является величина допустимого напряжения прикосновения. Устанавливаем для длительности воздействия _В=0,15 с наибольшее допустимое напряжение прикосновения U_{ПР. ДОП} =400 В.

Где:

- коэффициент распределения потенциала по поверхности земли,

- коэффициент определяемый по сопротивлению тела человека Rч и сопротивлению растеканию тока от ступней человека Rс.

Где:

М - коэффициент зависящий от отношения удельного сопротивления грунтов М=0,69.

Где:

=1000 Ом - сопротивление тела человека;

- сопротивление растекания тока от ступней.

- сопротивление верхнего слоя земли.

.

1401.94 В.

U_Ч > U_{ПР. ДОП}.

Для уменьшения напряжения прикосновения применим подсыпку слоя щебня толщиной 0,2 м по всей территории КТП.

Удельное сопротивление верхнего слоя при этом Омм, тогда: энергосистема промышленный трансформатор

.

Подсыпка щебнем не влияет на растекание тока с заземляющего устройства, так как глубина заложения заземлителей 0,5 м больше толщины слоя щебня, поэтому соотношение и величина М остаются неизменными, тогда напряжение прикосновения:

368,28 В.

Что меньше допустимого значения 400 В.

Размещено на Allbest.ru

...