Расчет главной понижающей подстанции

Для схемы ГПП с двумя силовыми трансформаторами, работающими с неявным резервом, в нормальном режиме работы трансформаторы должны быть нагружены на 70 %, в послеаварийном режиме не более 140%. Следовательно, используем коэффициенты загрузки для нормального режима К_зн ? 0,7; К ? 1,4 для ГПП.

где: - коэффициент разновременности максимумов нагрузок.

Для определения необходимости компенсации реактивной мощности по секции определяем коэффициент реактивной мощности:

- для 1 СШ.

- для 2 СШ.

- для ГПП.

Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме:

3. Выбор силовых трансформаторов ГПП

В системах электроснабжения промышленных предприятий мощность силовых трансформаторов в нормальных условиях должна обеспечивать питание всех приемников.

При выборе мощности трансформаторов следует добиваться как экономически целесообразного режима работы, так и соответствующего обеспечения явного или неявного резервирования питания приемников при отключении одного из трансформаторов.

Полная мощность 1СШ:

Полная мощность 2СШ:

Полная мощность ГПП:

По максимальному значению мощности выбираем силовые трансформаторы.

Технические характеристики трансформатора ТМН 6300/35:

- Номинальная мощность S_н = 6300 кВА;

- Высшее напряжение U_вн = 35 кВ;

- Низшее напряжение U_нн = 6,3 кВ;

- Потери КЗ _?Р_кз = 46,5 кВт;

- Напряжение КЗ U_кз = 7,5 %;

- Ток ХХ I_хх = 0,8 %.

Проверяем выбранный трансформатор по перегрузочной способности:

Выбранный трансформатор подходит по условиям загрузки в нормальном и послеаварийном режимах работы.

Потребляемая мощность трансформаторов из сети при их фактической загрузке:

4. Расчет питающих ЛЭП напряжением выше 1000 В

Расчет ВЛ 35 кВ.

Расчет максимального тока нагрузки 1СШ в нормальном режиме:

Расчет максимального тока нагрузки 2СШ в нормальном режиме:

Расчет максимального тока нагрузки ГПП в послеаварийном режиме:

Выбор сечения провода по экономической плотности тока, экономическая плотность тока для алюминиевых проводов: j_эк = 1,2 А/мм², при 3000 - 5000 часов в год - по ПУЭ - экономическая плотность тока, зависящая от числа использования максимальной нагрузки в год, материала и климатических условий.

Выбираем провод АС - 70, согласно ПУЭ допустимый длительный ток провода I_дл.доп = 210А.

Проверка провода по коэффициенту загрузки в нормальном и после аварийном режиме:

В соответствии с ПУЭ проверка сечения провода по коронированию не производится.

Потери напряжения ВЛ в нормальном режиме работы:

где: - удельное активное сопротивление проводника.

- удельная проводимость материала проводника.

L - длина провода от ГПП до ЭП., км

Индуктивное сопротивление проводника одной фазы ЛЭП:

где: х₀ - индуктивное удельное сопротивление проводника ЛЭП.

- коэффициент мощности группы электроприемников.

Окончательно принимаем провод АС - 70; S = 70 мм2; Iдл.доп = 210 А.

Сечение провода по механической прочности.

В процессе эксплуатации провода ВЛ испытывают механические нагрузки. От собственного веса проводов, от напора ветра, от налипания мокрого снега, от гололеда. Эти механические напряжения увеличиваются в зимнее время года.

Допустимые сечения проводов по условию механической прочности, которые для проводов АС:

- для ВЛ без пересечений с судоходными реками и сооружениями (35 мм²).

- для ВЛ с пересечениями с судоходными реками и сооружениями (50 мм²).

- для ВЛ сооружаемых на 2-х цепных и многоцепных опорах:

- до 20 кВ (70 мм²).

- до 35 кВ и выше (120 мм²).

Таблица - 3. Выбор линий 35 кВ.

Расчет ВЛ 6кВ.

Сечение проводов и жил кабелей выбирают в зависимости от ряда технических и экономических факторов. Выбор экономически целесообразного сечения по ПУЭ произведем по экономической плотности тока в зависимости от материала провода и числа использования максимума нагрузки.

Расчетный ток нагрузки в линии:

По расчетному току нагрузки принимаю провод АС - 70

.

Потери напряжения ВЛ в нормальном режиме работы:

Расчет КЛ.

ТП тех.комплекса промплощадки.

Расчетный ток нагрузки в линии:

По расчетному току нагрузки принимаю кабель марки АПВБ сечением 95 мм². .

Коэффициент загрузки трансформатора:

- по ПУЭ - экономическая плотность тока, зависящая от числа часов использования мах. нагрузки в год и климатических условий.

Сечение провода по допустимой потере напряжения:

Тип провода: КЛ.

Активное сопротивление проводника:

где: - удельное активное сопротивление проводника.

- удельная проводимость материала проводника.

L - длина провода от ГПП до ЭП., км

Индуктивное сопротивление проводника одной фазы:

где: х₀ - индуктивное удельное сопротивление проводника.

Потери напряжения для КЛ:

Активная составляющая трансформатора:

Реактивная составляющая трансформатора:

Потери напряжения в обмотках трансформатора:

Таблица - 4. Выбор линий 6 кВ

Сечение провода по механической прочности.

Кабельные линии прокладываются вертикально или с углом наклона 45⁰, также предъявляются дополнительные требования:

- изоляция токоведущих жил кабельных линий и поясная изоляция должна быть выполнена на основе истекающей массы (церезин).

Маркировка кабеля (ЦАСКН).

Бронированный кабель с аллюминивыемыми жилами,

изоляция: кабельная бумага пропитанной маслоколефольным составом, защитная оболочка свинцовая, броня выполнена из проволок (К), наружный покров не горючий.

- кабель должен быть вибростойким, стойким к опресивным средам и иметь несущую броню (П).

Для вертикальной прокладке использовать кабели сечением:

S_min = 36мм².

S_max = 185 мм².

Сечение провода по коронообразованию:

для ВЛ - 110 кВ (S_min = 70 мм²) АС.

для ВЛ - 150 кВ (S_min = 120 мм²) АС.

Сечение провода КЛ по термической стойкости:

Такой проверке подвергаются КЛ напряжением > 1000 В имеющих максимальную токовую защиту с выдержкой времени.

Предельно допустимые значения проводников при температуре нагрева:

- кабели с бумажной изоляцией до 10кВ - 200⁰ С.

- кабели с резиновой и ПВХ изоляцией - 150⁰ С.

- кабели с полиэтиленовой изоляцией - 120⁰ С.

Сверхпереходный ток:

Термическое стойкое сечение КЛ:

где: - напряжение короткого замыкания;

С - термический коэффициент;

Т_П - приведенное время действия короткого замыкания. Т_П = 0,2с

Окончательно принимаю кабель марки АПВБ сечением 70 мм².

Приведенное время действия апериодической составляющей :

где: - степень затухания.

- постоянная времени изменения апериодического тока.

Плотность тока:

Сечение провода на динамическую стойкость:

Ударный ток:

где: К_уд. - ударный коэффициент.

ТП обогатительной фабрики.

Расчетный ток нагрузки в линии:

По расчетному току нагрузки принимаю кабель марки АПВБ сечением 120 мм².

= 365 А.

Коэффициент загрузки трансформатора:

Сечение провода по экономической плотности тока:

- по ПУЭ - экономическая плотность тока, зависящая от числа часов использования мах. нагрузки в год и климатических условий на одного трансформатора.

Сечение провода по допустимой потере напряжения:

Тип провода: КЛ.

Активное сопротивление проводника:

где: - удельное активное сопротивление проводника.

- удельная проводимость материала проводника.

L - длина провода от ГПП до ЭП., км

Индуктивное сопротивление проводника одной фазы ЛЭП:

где: х₀ - индуктивное удельное сопротивление проводника ЛЭП.

Потери напряжения для КЛ:

Активная составляющая трансформатора:

Реактивная составляющая трансформатора:

Потери напряжения в обмотках трансформатора:

Сверхпереходный ток:

Термическое стойкое сечение КЛ:

где: - напряжение короткого замыкания;

С - термический коэффициент;

Т_П - приведенное время действия короткого замыкания.

Окончательно принимаю кабель марки АПВБ сечением 70 мм².

Плотность тока:

Таблица - 5. Выбор линий 6 кВ

Сечение провода на динамическую стойкость.

Ударный ток:

где: К_уд. - ударный коэффициент.

Таблица - 6. Выбор линий 6 кВ

Оценка возможных уровней отклонения напряжения в потребителе.

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Рисунок - 2. Линейная схема системы электроснабжения

Согласно ПУЭ в нормальном режиме допускается отклонение напряжения от номинального на зажимах электродвигателей и их пусковых аппаратов . Проанализируем возможные состояния напряжения на зажимах потребителей.

Анализ режимов отклонения напряжения в потребителе.

1) Отклонение напряжения в min режиме загрузки:

где: - потери напряжения в КЛ наиболее близко расположенного Э.П.

Потери напряжения в обмотках трансформатора в номинальном режиме работы:

где: - коэффициент загрузки трансформатора.

Активная составляющая трансформатора:

где: - потери активной мощности в трансформаторе, потери в меди, кВт. Реактивная составляющая трансформатора:

Потери напряжения в наиболее близко расположенном электроприемнике:

2) Отклонение напряжения в max режиме загрузки:

где: - потери напряжения в ВЛ наиболее отдаленного расположенного Э.П.

Потери в обмотках трансформатора в послеаварийном режиме работы:

5. Расчет токов короткого замыкания.

Рисунок - 3. Схема к расчету короткого замыкания

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

Знание токов короткого замыкания в общем случае необходимо для выбора электрооборудования (электрических аппаратов, изоляторов, кабелей и т.д.) для проектирования релейной защиты, для выбора средств ограничения токов короткого замыкания.

Напряжение питающей ЛЭП - 35 кВ.

Протяженность питающих ЛЭП - 20 км.

Мощность К.З. на шинах - 1200 МВА.

Допустимый ток К.З. на шинах РУ 6 кВ - 10 кА.

Расчет токов короткого замыкания в относительных еденицах.

Базисное напряжение на стороне ВН:

Базисное напряжение на стороне НН:

Базисный ток на стороне ВН:

Базисный ток на стороне НН:

Индуктивное сопротивление системы:

Активное сопротивление ЛЭП 35 кВ:

Индуктивное сопротивление ЛЭП 35 кВ:

где: - активное и индуктивное сопротивление одного километра линии.

- длина ЛЭП.

Сопротивление обмоток трансформатора:

Сопротивление в линии:

Рисунок - 4. Схема замещения к расчету токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания в точке К₁.

Результирующее индуктивное сопротивление линии:

Проверяем, можно пренебречь активным сопротивлением или нет.

0,386 > 0,225 - следовательно, активным сопротивлением пренебречь нельзя.

Полное результирующее сопротивление линии:

Ток короткого замыкания в точке К₁:

Ударный ток в точке К₁:

где:

- постоянная времени изменения апериодического тока.

Расчет токов короткого замыкания в точке К₂.

Результирующее индуктивное сопротивление от системы до точки К₂:

где: - индуктивное сопротивление трансформатора.

Активное сопротивление трансформатора:

Результирующее активное сопротивление в точке К₂:

0,393 < 0,622 - следовательно, результирующим активным сопротивлением пренебрегаем.

Ток короткого замыкания в точке К₂:

Ударный ток в точке К₂:

где:

- постоянная времени изменения апериодического тока.

Ток СД:

К

Рисунок - 5. Упрощенная схема замещения

Расчетное относительное сопротивление СД:

Для дробилки конусной:

где: - индуктивное сопротивление СД.

- сверхпереходное относительное сопротивление двигателя.

Для шаровой мельницы:

где: - индуктивное сопротивление СД.

- сверхпереходное относительное сопротивление двигателя.

По расчетным кривым определяем относительное значение периодической составляющей тока К.З.

При t = 0;

При ;

Значения токов К.З. для момента времени:

Для t = 0;

где:

Для ;

Ударный ток СД:

где: К_уд. = 1,75 - 1,9 - ударный коэффициент для СД.

Результирующее индуктивное сопротивление:

Эквивалентное сопротивление до точки К₂:

Значение установившегося тока короткого замыкания в точке К₂:

Ударный ток в точке К₂:

6. Выбор основного оборудования ГПП

Основное оборудование ГПП подразделяется на оборудование открытого распределительного устройства (ОРУ) на стороне высокого напряжения (35кВ) и оборудование закрытого распределительного устройства (ЗРУ) на стороне низкого напряжения (6кВ). Всё оборудование ЗРУ смонтировано в ячейках КСО - 6 (10) - Э1 «Аврора».

Преимущества КСО - 6(10) - Э1 «Аврора»:

- высокая надежность, удобство и безопасность технического обслуживания камер;

- высокий коммутационный ресурс применяемых коммутационных аппаратов;

- изолированные в отдельном отсеке медные сборные шины;

- модульная конструкция и выдвижное исполнение отдельных модулей в камере;

- наличие механической и световой мнемосхемы с индикацией положения аппаратов;

- более высокий срок службы (30 лет), небольшие габаритные размеры и масса.

Оборудование ОРУ - 35 кВ.

Разъединитель.

Принимаем разъединитель РДЗ - 35/1000 НУХЛ1 со следующими параметрами:

- номинальное напряжение: U_н = 35кВ;

- наибольшее рабочее напряжение: U_нр = 40,5кВ;

- номинальный ток: I_н = 1000А;

Стойкость при сквозных токах КЗ:

- амплитуда предельного сквозного тока: i_пр.скв.= 63 кА;

- предельный ток термической стойкости: I_t = 25 кА

Проверка:

1. U_нр = 40,5 > U_c = 37 кВ;

2. i_пр.скв.= 63 кА > i_уд = 39,8 кА;

3.

Трансформатор тока.

Трансформатор тока выбирается из условия:

где: I_р = 58,48 А, расчетный ток нагрузки;

Принимаем: ТЛК - 35 - II - 100/5 У: U_нр = 40,5 кВ, I_н = 100А;

К_т = 100/5 = 30 о.е.

Вакуумный выключатель.

VOX - 35 - 25/1250 - У1

- номинальное напряжение: U_н = 35 кВ;

- наибольшее рабочее напряжение: U_нр = 40,5 кВ;

- номинальный ток: I_н = 1250 А;

- предельный сквозной ток: i_пр.скв.= 41,5 кА;

- предельный ток термической стойкости: I_t = 20 кА

Проверка:

1. U_нр = 40,5 > U_c = 37 кВ;

2. I_н = 1250 > I_р = 58,48

3. i_пр.скв.= 41,5 кА > i_уд=39,8 кА;

4.

Разрядники.

РВС - 35 - в линии 35 кВ.

Заземлители.

ЗОН - 35 () - в нейтрале трансформатора.

Оборудование ячеек КСО - 6(10) - Э1 «Аврора».

Ячейки КСО - 6(10) - серия камер сборных одностороннего обслуживания, предназначенных для комплектования распределительных устройств (РУ)

напряжением 6 или 10 кВ трехфазного переменного тока частотой 50 Гц в сетях с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор или резистор нейтралью.

Металлический корпус из оцинкованной стали и покрытые порошковой краской, фасадные элементы делают конструкцию надежной и долговечной, а поперечное относительно сборных шин расположение коммутационных аппаратов - компактной.

Питание всех потребителей производится напряжением 6 кВ, так как все оборудование в ячейках одинаковое, то приведем выбор для наиболее мощного потребителя - ЦПП (I_р = 257 А; P_м = 1400 кВт).

Шинный разъединитель.

Тип: РВФ - 6/1000

- номинальное напряжение: U_н = 6 кВ;

- наибольшее рабочее напряжение: U_нр = 7,3 кВ;

- номинальный ток: I_н = 1000 А;

1. U_нр = 7,3 > U_н = 6,6 кВ;

2. I_н = 1000 > I_р = 257 А

В ячейках ввода от силового трансформатора используем

шинные разъединители РВФ - 6/1000, номинальным током 1000 А.

Применение более мощного оборудования обусловлено тем, что при выходе из

строя одного их трансформаторов потребители обеих ГПП будут получать

питание от одного трансформатора (одного ввода).

Из выше перечисленного следует, что оборудование вводных ячеек должно выдерживать возрастающие нагрузки.

Проверка ячеек ввода:

- суммарный ток потребителей 1 секции - 456,2 А

- суммарный ток потребителей 2 секции - 530,5 А

- суммарный ток потребителей по ГПП - 986,7 А

Вакуумный выключатель.

Тип: BB/TEL - 10 - 20 - 630 У2

- номинальное напряжение: U_н = 6 кВ;

- наибольшее рабочее напряжение: U_нр = 7,2 кВ;

- номинальный ток: I_н = 630 А;

- предельный сквозной ток: i_пр.скв.= 32 кА;

- предельный ток термической стойкости: I_t =1 кА

- номинальный ток отключения: I_откл.= 20 кА

Проверка:

1. U_нр = 7,2 > U_c = 6,6 кВ;

2. I_н = 1000 > I_р = 986,7 А

3. i_пр.скв.=32 кА > i_уд =12,25 кА;

4.

Трансформатор тока.

Трансформатор тока выбирается из условия:

где, I_р = 257 А, расчетный ток нагрузки.

Принимаем ТОЛ - 6(10) - 1 - 400/5 У: U_нр = 10 кВ, I_н = 400 А; К_т = 400/5.

Разъединитель с заземляющими ножами:

ЗР- 6/630

Номинальное напряжение:

Номинальный ток:

Выключатель нагрузки:

Тип: ВНТ - 10/630;

Номинальное напряжение:

Наибольшее напряжение:

Номинальный ток:

Предельный сквозной ток:

Предельный ток термической стойкости:

Время протекания наибольшего тока термической стойкости:

Номинальный ток включения:

Предохранитель:

Тип: ПКТ 101 - 10 - 63 У3

Номинальное напряжение:

Наибольшее напряжение:

Номинальный ток:

Номинальный ток отклонения:

Ограничители перенапряжения:

Тип: ОПН - П - 6

Номинальное напряжение:

Наибольшее напряжение:

Импульсное пробивное напряжение при предразрядном времени 2 -20мс не более 23,5 кВ.

Трансформатор тока:

Тип: ТПЛ - 10 - М

Номинальное напряжение:

Номинальный ток первичной/вторичной:

Предельный ток термической стойкости:

Время протекания наибольшего тока термической стойкости: t= 3 с.

Трансформатор напряжения:

Тип: ЗНОЛ - 10;

Номинальное напряжение: ВН/НН =10000/100

Номинальная мощность при классах точности:

0,5 - 75 ВА;

1 - 150 ВА;

3 - 300 ВА

Присоединение отходящих линий осуществляется кабельными вставками входящими в комплект ячеек КСО - 6 - «Аврора».

7. Конструктивное выполнение ГПП

Главная понизительная подстанция выполнена из распределительных устройств высшего и низшего напряжения.

Распределительное устройство 35кВ на ГПП выполнено открытым. Применение ОРУ уменьшает стоимость и сокращает сроки сооружения подстанции. При замене и демонтаже оборудования ОРУ по сравнению с закрытым более маневроспособны.

Для опорных конструкций в ОРУ металл, оцинковка выполнена гибкими проводами, которые с помощью гирлянд изоляторов крепятся к опорам. Контактные соединения выполняются при помощи сварки.

Конструкция ОРУ обеспечивает свободный доступ к трансформаторам при эксплуатации. Соединение трансформатора с ОРУ низшего напряжения выполнено пакетом шин (токопроводом).

На открытом распределительном устройстве устанавливается электрооборудование высшего напряжения: вакуумные выключатели, разъединители, разрядники и т.д.

Распределительное устройство низшего напряжения выполнено закрытым. КРУ изготавливают на предприятиях электропромышленности и электромонтажных организаций в виде камер типа КСО (камера стационарная одностороннего обслуживания).

С ОРУ осуществляется ввод с трансформаторов с двумя токопроводами в здание ЗРУ. В ЗРУ прокладывается шинный токопровод (секция шин) секционируемый вакуумными выключателями.

Распределительное устройство состоит из камер сборных одностороннего обслуживания КСО - 6(10) - «Аврора», предназначенных для приема и распределения электрической энергии переменного тока в трехфазных сетях, напряжением 6 или 10 кВ.

Камера ячейки представляет собой металлоконструкцию, выполненную из гнутых стальных профилей, и состоит из трех отсеков: отсека сборных шин, отсека аппаратов и присоединений кабеля, отсека релейной защиты и вторичной коммутации.

Каждый из отсеков с фасада закрыт дверью из листовой стали и сетчатым ограждением, с боков камера имеет торцевые стенки. Есть задняя стенка.

Предусмотрена блокировка, не допускающая открытия дверей высоковольтного отсека при включенных выключателях нагрузки (разъединителях).

Установка камер КСО производится в закрытом помещении. Для прокладки кабелей, силовых и контрольных, в полу помещения предусматриваются кабельные каналы.

Технические данные КСО - 6(10) - Э1«Аврора»:

Номинальное напряжение, кВ: 6 или 10

Номинальный ток, А: 630

Система сборных шин: одинарная

Система заземления: стационарная

Габаритные размеры камеры, мм:

Высота со сборными шинами: 2300

Высота каркаса: 2160

Глубина (в основании): 800

Ширина по фронту: 750 (900)

Толщина: 1100

В главных цепях камер используются: вакуумный выключатели BB/TEL - 6/630; разъединители РТ - 6, ЗР - 6; выключатели нагрузки ВНТ-10/630; трансформаторы тока в проходном исполнении ТПЛ - 10 - М; трансформаторы напряжения ЗНОМ; предохранители ПКТ; разрядники РВМ.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ:

КСО - 10 - 630/20 - 10 - 2 - Э2 УЗЛ - камера сборная одностороннего

обслуживания на номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток 630 А со схемой главных электрических цепей, с силовым выключателем типа BB/TEL на номинальный ток отключения 20 кА, модификации Э2, категории размещения и климатического исполнения У3 по ГОСТ 15150.

Для более безопасной и устойчивой работы потребителей можно применить еще дополнительную аппаратуру.

Нелинейные ограничители перенапряжений.

Для защиты оборудования от коммутационных и грозовых перенапряжений в главные цепи ячеек в отсеке аппаратов и кабельных присоединений (на технологически выдвижной монтажной панели) устанавливаются нелинейные ограничители перенапряжений.

Антиконденсатные нагревательные элементы.

Для поддержания нормальных условий эксплуатации ячеек КСО в кабельном отсеке и отсеке релейной защиты устанавливаются нагревательные элементы (резисторы).

Регулировка температуры нагрева осуществляется при помощи термостата.

Источник гарантированного оперативного тока.

В схему оперативного тока включен источник гарантированного оперативного тока, обеспечивающий надежную работу блоков релейной защиты и приводов выключателей после исчезновения напряжения. Источник бесперебойного питания (ИБП) обеспечивает гарантированное питание переменным оперативным током 220 В. ИБП устанавливается в отдельной ячейке по сетке схем главных цепей ячеек КСО) или в щите навесного типа. При необходимости организации постоянного оперативного тока 220(110) В выполняется установка щитов управления с аккумуляторными батареями различных производителей либо в ячейке или навесном щите устанавливаются ИБП на постоянный ток.

Рисунок - 6. Общий вид КСО

А - отсек сборных шин. 1 - шинный разъеденитель.

В - высоковольтный отсек. 2 - вакуумный выключатель.

С - релейный отсек. 3 - трансформатор тока.

D - кабельный отсек. 4 - трансформатор напряжения.

5 - приводы разъединителей.

6 - клемник (межпанельные соединения).

7 - разъединитель линейный.

8 - изолятор с емкостным делителем.

9 - трансформатор тока с нулевой последовательности.

В зависимости от схем главных цепей в камерах КСО устанавливаются следующие аппараты.

Таблица - 7.

8. Релейная защита и сетевая автоматика

В соответствии с ПУЭ для трансформаторов до 6300 кВА должны быть предусмотрены следующие виды защит:

- токовая отсечка без выдержки времени - от многофазных коротких замыканий;

- максимальная токовая защита - от перегрузки;

- токовая защита нулевой последовательности с действием на отключение - от однофазных замыканий на землю;

- защита минимального напряжения с действием на отключение - от понижения напряжения на шинах питающей подстанции;

- защита от асинхронного режима.

Токовая отсечка без выдержки времени.

Токовая отсечка без выдержки времени - от коротких замыканий на выводах и в соединениях трансформатора с шинами на стороне высшего напряжения.

Ток срабатывания максимальной токовой отсечки выбирается по условию отстройки от тока трёхфазного короткого замыкания на стороне U₂ силового трансформатора.

Коэффициент чувствительности.

где: - первичный ток срабатывания отсечки на стороне 35 кВ.

К_Н = 1,45 - коэффициент надежности.

Кратность тока срабатывания отсечки по отношению к току уставки реле и максимальной токовой отсечки на стороне 35 кВ.

где: - ток срабатывания.

Максимально токовая защита.

Максимально токовая защита - от сквозных замыканий. При этом первая ступень защиты должна действовать на отключение выключателя на стороне низшего напряжения, а вторая, резервирующая защиту первой ступени и токовую отсечку, на отключение выключателя на стороне высшего напряжения трансформатора.

Для расчетов примем:

S_б =100 МВА, - базисная мощность;

S_к =1200 МВА, - мощность короткого замыкания на шинах РПС;

S_н=6,3 МВА, - номинальная мощность трансформатора;

U_б1=35 кВ, - базисное напряжение на высшей стороне;

U_б2=6,3 кВ, - базисное напряжение на низшей стороне;

I_б1=1, кА, - базисный ток на стороне высокого напряжения.

Ток двухфазного короткого замыкания в точке К2:

Расчет тока уставки на U_вн трансформатора ГПП.

Коэффициент чувствительности:

где, , - коэффициент схемы, для схемы соединения обмоток реле и трансформаторов тока.

- уточненное значение первичного тока срабатывания.

- коэффициент трансформации.

- ток уставки.

- расчетное значение тока срабатывания реле.

- коэффициент надежности (РП - 85);

- коэффициент возврата (РП - 85).

- номинальный ток трансформатора.

На реле РТ - 85 регулирование тока срабатывания осуществляется не плавно, а ступенчато, путем изменением чисел витков обмотки, включенных в токовую цепь. Поэтому в общем случае не возможно установить не реле ток срабатывания, в точности равный расчетному.

Принимаем ток уставки:

Газовая защита.

Газовая защита - от повреждений внутри бака трансформатора и от понижения уровня масла с действием на отключение при интенсивном газообразовании и на сигнал - при слабом и понижении уровня масла.

Реагирует на образование газов, сопровождающих повреждение внутри бака трансформатора, в отсеке переключателя отпаек устройства регулирования коэффициента трансформации, а также действует при чрезмерном понижении уровня масла.

В качестве реле защиты в основном используется газовое реле ПГЗ - 22.

Токовая защита нулевой последовательности.

В соответствии с ПУЭ ток срабатывания защиты принимаем .

Трансформаторы тока нулевой последовательности следует устанавливать у выводов двигателя. В целях упрощения и удешивления зашиты, на электродвигателях, не имеющих шести выводов для подключения дифференциальной защиты, допускается установка трансформаторов тока нулевой последовательности в распредилительном устройстве.

Защита минимального напряжения.

Предназначена для облегчения условий восстановления напряжения после коротких замыканий и обеспечения самозапуска электродвигателей ответственных механизмов за счет отключения электродвигателей неответственных механизмов суммарной мощностью, определяемой возможностями источников питания и сети обеспечить самозапуск. Так же, действовать на отключение ответственных двигателей при длительном значительном снижении или отсутствии напряжения.

Защита от асинхронного режима.

Защита реагирует на появление уравнительного тока. Защита имеет счетчик циклов качаний. По истечении определенного времени, если качания не затухли, защита отключает двигатель от сети.

В ячейках КСО - 6 «Аврора» все защиты могут быть выполнены на основе микропроцессорных блоков релейной защиты и автоматики типа IPR - A и SMPR - A.

Расчет устройства заземления и грозозащиты электрооборудования ГПП.

Заземлители (элементы заземления) разделяют на: искусственные и естественные. В качестве искусственных заземлителей применяют вертикально забитые в землю отрезки стальной трубы длиной 3 метра и горизонтально проложенные стальные полосы круглые и прямоугольные, которые служат для связи вертикальных заземлителей.

В качестве естественных заземлителей используются:

- проложенные в земле стальные водопроводные трубы, соединенные в стыках газо- или электросваркой;

- трубы артезианских скважин;

- стальная броня силовых кабелей, проложенных в земле при числе их не менее 2;

- металлические конструкции зданий и сооружений и др.

Не допускается использовать в качестве естественных заземлителей трубопроводы горючих жидкостей и горючих или взрывчатых газов, алюминиевые оболочки кабелей, алюминиевые проводники и кабели, проложенные в туннелях, блоках, каналах.

Согласно п.1.7.96. [1]. В электроустановках напряжением выше 1 кВ сети с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устройства при прохождении расчетного тока замыкания на землю в любое время года должно быть:

где: I - расчетный ток замыкания на землю, А.

1) Сопротивление растеканию одиночного заземлителя:

В качестве заземлителя используем стержни (см. рис.7.1).

где: с = 50 (Ом·м) - удельное электрическое сопротивление верхнего слоя земли (50 м);

d = 0,015 (м) - диаметр стержня;

l = 5 (м) - длина стержня.

где: h = 0,7 (м) - расстояние между поверхностью земли и заземлителем.

Рисунок - 7. Стержневой заземлитель

2) Сопротивление полосового заземлителя, соединяющий между собой два вертикальных электрода:

где: l = 5 (м) - длина полосы,

b = 0,025 (м) - ширина полосы.

3) Общее сопротивление заземляющего контура:

где: з_г и з_в - коэффициенты использования горизонтальных и вертикальных заземлителей соответственно.

n - количество стержневых заземлителей.

Для начала нам нужно определить необходимое количество электродов. Первое, мы спроектируем начальное заземляющее устройство (см. рис. 5). Далее рассчитаем его суммарное сопротивление, если сопротивление ЗУ не будет удовлетворять требованиям ПУЭ (не более 10 Ом), то добавим еще ряд вертикальных электродов.

Рисунок - 8. Расположение электродов на ГПП

Из ЗУ: n = 16, l = 5 м, з_г = 0,5, з_в = 0,52.

Рассчитав общее сопротивление заземляющего контура, данное заземляющее устройство удовлетворяет требованиям ПУЭ. Но исходя из последней формулы, выразим требуемое число вертикальных электродов:

При расчете n коэффициенты приравняем к единице:

Рассчитаем сопротивление заземляющего контура при 8 горизонтальных электродов:

n = 8, l = 5 м, з_г = 0,67, з_в = 0,65

Остальные расчеты приведены в таблице - 8.

Таблица - 8

Принимаем число вертикальных электродов равное 3 шт., т.к. мы не учитываем другие заземляющие проводники, то заземляющее устройство спроектируем с небольшим запасом по сопротивлению.

Дуговая защита.

Принцип действия дуговой защиты.

По факту поступления на оптоволоконный датчик вспышки света от дугового разряда и наличия сигнала от пускового органа релейной защиты происходит отключение выключателей. В зависимости от выбранного режима может осуществляться как селективное, так и неселективное отключение.

В случае селективного отключения центральным блоком отдается команда на отключение только поврежденной ячейки, в случае не селективного - происходит отключение вводного и секционного выключателей с запретом автоматического повторного включения и автоматического ввода резерва.

Основные преимущества устройства дуговой защиты «ОВОД - МД»:

- тип датчика - оптоволоконный, защита радиального типа (быстрое определение места повреждения, гибкая логика работы устройства совместно с релейной защитой и автоматикой РУ);

- автоматическая проверка работоспособности всего оптоволоконного тракта

(от линзы до выходных реле);

- фиксация дугового разряда в инфракрасном диапазоне, на самом начальном этапе формирования дугового разряда - в искровом (искрение на контактах);

- индикация номеров датчика и ячейки, наименования отсека, в котором возникла электрическая дуга;

- оптоволоконным датчикам не требуются ориентация в пространстве при монтаже, протирка от пыли, защита от солнца и искусственного освещения.

Расчет молниезащиты Э.П. ГПП.

Защита подстанции от прямых ударов молнии осуществляется четырьмя отдельно стоящими молниеотводами МЖ-24.3, расположенными за территорией подстанции и присоединенных к обособленным заземлителям.

Радиус защиты одиночного стержневого молниеотвода определиться по формуле:

где: h_x - высота защищаемого объекта, м;

h - высота молниеотвода, м;

h_а - превышение молниеотвода над рассматриваемым уровнем, активная зона, м.

Для защиты КРУ или открытой подстанции применяют четыре молниеотвода (рис.3), зона защиты которых определяется выражением:

Рисунок - 9. Схема расположение молниеотводов

Защита от атмосферных перенапряжений и прямых ударов молний.

ВЛ - 35кВ защищена от ударов молний грозозащитными тросами по всей длине. Для защиты от перенапряжений предусмотрена установка разрядников типа РВС - 35.

9. Принципиальная схема электроснабжения

Схемы электроснабжения промышленных предприятий делятся на схемы внешнего и внутреннего электроснабжения. Схемы электроснабжения выбираются из соображений надежности, экономичности и безопасности. Надежность определяется в зависимости от категорий потребителей. Если в числе приемников и потребителей предприятий имеется хотя бы один, относящийся к первой категории, то количество источников питания должно быть не менее двух.

Для обеспечения надежности питания применяется - резервирование. В общем случае требуемая надежность для питания систем электроснабжения промышленных предприятий может быть обеспечена необходимым количеством генераторов, трансформаторов, секций шин, питающих линий и средствами автоматики.

Учитывая, что у нас имеются потребители первой категории, питание которых может прерываться на небольшой промежуток времени, то есть только на время срабатывания АВР, применяем схему электроснабжения с неявным резервированием. При такой схеме электроснабжения питание ГПП осуществляется от двух трансформаторов. При выходе из строя одного из трансформаторов питание осуществляется от второго, который вводится в цепь системой АВР, т.е. второй трансформатор находится в резерве при работе первого.

Для двухтрансформаторных подстанций на первичное напряжение 35 кВ применяется упрощенная схема без сборных шин с присоединением трансформаторов к питающим линиям через разъединители и выключатели.

Рисунок - 10. Однолинейная (принципиальная) схема ГПП

10. Техника безопасности при обслуживании ГПП

Основным требованием ПТБ при эксплуатации элекироустановок протребителей является, строгое соблюдение организационных и технических мероприятий, обеспечивающих безопасность работ в электроустановках.

К организационным мероприятиям относят:

- оформление работы нарядом, распоряжением или перечнем работ;

- допуск к работе;

- надзор и оформление перерывов в работе;

- окончание работ.

Для подготовки рабочего места, при работах со снятием напряжения, должны быть выполнены, в указанном порядке, следующие технические

мероприятия:

- произведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие подаче напряжения на месте работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры;

- на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационной аппаратуры вывешены запрещающие плакаты;

- должно быть проверено отсутствие напряжения на токоограничивающих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;

- наложено заземление (включены заземляющие ножи, а там, где они отсутствуют, установлены переносные заземления);

- вывешены предупреждающие и предписывающие знаки, ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части.

Заземление токоведущих частей.

Заземление токоведущих частей производятся в целях защиты работающих от поражения электрическим током в случае ошибочной подачи напряжения на место работы. Накладывать заземление на токоведущие части необходимо непосредственно после проверки отсутствия напряжения. Переносные заземления сначала присоединить к земле, а затем после проверки отсутствия напряжения наложить на токоведущие части.

Снимать переносные заземления следует в обратном порядке.

Операции по наложению и снятию переносных заземлений производится в диэлектрических перчатках с применением в электроустановках напряжения выше 1000 В изолирующей штанги. Закреплять зажимы наложенных переносных заземлений следует этой же штангой и непосредственно руками в диэлектрических перчатках.

Запрещается пользоваться для заземления проводниками не предназначенных для этой цели, а также присоединять заземление посредством скрутки.

Измерения электроизмерительными клещами и измерительными штангами в установках выше 1000 В должны производить два лица, одно из которых должно иметь группу по электробезопасности не ниже 4, а второе - не ниже 3.

Для измерений применяются клещи с амперметром, установленном на их рабочей части. Использование клещей с вынесенным амперметром не допускается.

Измерения в электроустановках напряжением выше 1000 В следует выполнять в диэлектрических перчатках, защитных очках, стоя на изолированном основании (диэлектрический коврик).

Измерения электроизмерительными клещами на шинах напряжением до 1000 В следует выполнять стоя на полу или на специальных подмостях.

Запрещается проводить работы с измерительными штангами в грозу, при тумане, дожде или мокром снеге.

Работы без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них разрешается производить только с применением средств защиты, для изоляции человека от токоведущих частей, либо от земли. Перед допуском к работе на электродвигателях насосов, дымососов и вентиляторов, должны приниматься меры по затормаживанию ротора. Если производятся работы на двигателе напряжением выше 1000 В, то с него должно быть снято напряжение с обеспечением видимого разрыва.

При осмотре электродвигателей запрещается снимать предупреждающие плакаты и ограждения, касаться токоведущих частей и обтирать, чистить их, и устранять обнаруженые недостатки.

Список литературы

1. Ополева Г.Н. «Схемы и подстанции электроснабжения»: Справочник: учеб. пособие. - М.: ИД «ФОРУМ»: ИНФРА - М, 2009. - 480 с.

2. ПУЭ - 7е.

3. Справочная книга электрика/ под редакцией В.И. Григорьева. - М. Колос. 2004.

4. Б.И. Кудрин Электроснабжение промышленных предприятий. М.:, 2005.

5. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: А.А. Федоров, Г.В. Сербиновский - М: Энергия, 1981.

Размещено на Allbest.ru