Электроснабжение бумажной фабрики

Ом. Полное расчётное сопротивление:

Ом.

Выбор и проверка ТТ представлены в таблице 17

Таблица 17. Выбор трансформаторов тока

Условие выбора (проверки)	Расчётные данные	Каталожные данные
	10 кВ	10 кВ
	437,56 А	600А
	19,87 кА	не проверяется
	12,85 кА2·с	2402,67 кА2·с 3675
z2н<r2расч	1,03 Ом	1,2 Ом

Выберем трансформаторы напряжения.

Условия их выбора: 1. по номинальному напряжению.

Условия проверки выбранных трансформаторов: 1. проверка по нагрузке вторичных цепей.

Согласно условиям выбора из [8] выбираем трансформаторы напряжения типа НТМИ-10-66УЗ со следующими каталожными данными: U_ном=10 кВ; I_ном=600А; S_2н=200 ВА. Схема соединения приборов приведена на рисунке 13, перечень приборов - в таблице 18.



Рисунок 13. Схема соединения приборов

Таблица 19. Прибрры вторичной цепи ТН

Наименование	Количество	Мощность катушки	Число катушек	Полная мощность
Вольтметр Э335	4	2	1	8
Ваттметр Д335	1	1,5	2	3
Варметр Д335	1	1,5	2	3
Частотомер Э337	1	3	1	3
Счетчик активной мощности СА4У-И672М	6	8	2	96
Счетчик реактивной мощности СР4У-И673М	2	8	2	32

Номинальная мощность трансформатора напряжения НТМИ-10 S_2н=200 ВА. Расчётная мощность вторичной цепи S₂=145 ВА. ТН будет работать в выбранном классе точности 1.

Выберем шины на ПГВ.

Условия их выбора:

1. по номинальному длительному току;

2. по экономическому сечению. Условия проверки выбранных шин:

1. проверка на термическую стойкость;

2. проверка на электродинамическую стойкость.

Расчётный ток I_Р=437,56А был определён ранее.

Так как это сборные шины, то согласно [2] по экономической плотности тока они не проверяются.

Выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения 40x4 с допустимым током I_доп=480 А.

Проверка на термическую стойкость: Вк=12,85 кА²·с; минимальное сечение шин:

, (8.2.3)

где с=95 - термический коэффициент для алюминиевых шин 6 кВ согласно [3], А·с²мм².

мм²;

так как F_min=37,73 мм² < F=800 мм², то шины термически стойкие.

Проверим шины на механическую стойкость.

Для этого определим длину максимального пролёта между изоляторами при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц, так как при меньшей частоте может возникнуть механический резонанс:

, (8.2.4)

где W - момент сопротивления поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению силы F, м3;

- сила взаимодействия между фазами на 1 м длины при трёхфазном КЗ с учётом механического резонанса, Н/м;

=70·10⁶ - допустимое напряжение в материале для алюминиевых шин [2], Па;

- коэффициент, равный 10 для крайних пролётов и 12 для остальных пролётов.

Согласно [3] сила взаимодействия между фазами на 1 м длины при трёхфазном КЗ с учётом механического резонанса определяется по формуле:

, (8.2.5)

где а=60·10-³ - расстояние между осями шин смежных фаз для напряжения 10 кВ [3], м;

i_уд - ударный ток трёхфазного КЗ, А.

По выражению (8.2.5) Н/м.

Момент сопротивления поперечного сечения шины при расположении их плашмя определяется по выражению:

, (8.2.6)

где b=4·10^-3 - высота шин, м;

h=40·10^-3 - ширина шин, м.

м³;

Длина пролета по формуле (8.2.4)

м

Вследствие того, что ширина шкафа КРУ 750 мм, и опорные изоляторы имеются в каждом из них, принимаем длину пролёта l=0,75 м.

Максимальное расчётное напряжение в материале шин, расположенных в одной плоскости, параллельных друг другу, с одинаковыми расстояниями между фазами:

(8.2.7)

МПа.

Так как = 2,036 МПа < =70 МПа, то шины механически стойкие.

Выберем опорные изоляторы на ПГВ.

Опорные изоляторы выбираются по номинальному напряжению и проверяются на механическую прочность.

Допустимая нагрузка на головку изолятора:

, (8.2.8)

где F_разр - разрушающее усилие на изгиб, Н.

Расчётное усилие на изгиб:

, (8.2.9)

где K_h - коэффициент, учитывающий расположение шин на изоляторе.

При расположении шин плашмя К_h=1 [3].

H.

Из [8] выбираем опорные изоляторы ИО-10-3,75 УЗ со следующими каталожными данными: U_ном=10 кВ; F_разр=3750 H.

Допустимая нагрузка: Н.

Так как F_доп=2250Н>F_расч=868,6 Н, то изоляторы проходят по допустимой нагрузке.

Выберем проходные изоляторы на ПГВ.

Проходные изоляторы выбираются по номинальному напряжению, номинальному току и проверяются на механическую прочность.

Расчетный ток I_р=437,56А был определён ранее в пункте 8.2.

Расчётное усилие на изгиб:

(8.2.10)

Н.

Из [8] выбираем проходные изоляторы, ИП-10/630-750УХЛ1 со следующими каталожными данными: : U_ном=10 кВ; I_ном=630 А; F_разр=750 H.

Допустимая нагрузка: Н.

Так как F_доп=450Н > F_pacч=434,3Н, то изоляторы проходят по допустимой нагрузке.

Выберем выключатель нагрузки.

Условия его выбора:

1. по номинальному напряжению;

2. по номинальному длительному току.

Условия проверки выбранного выключателя нагрузки:

1. проверка на отключающую способность;

2. проверка на электродинамическую стойкость:

2.1. по предельному периодическому току;

2.2. по ударному току КЗ;

3. проверка на термическую стойкость (если требуется).

Согласно [2] по режиму КЗ при напряжении выше 1000 В не проверяются:

1. аппараты и проводники, защищённые плавкими предохранителями с вставками на номинальный ток до 60 А - по электродинамической стойкости;

2. аппараты и проводники, защищённые плавкими предохранителями независимо от их номинального тока и типа, - по термической стойкости.

Проверку на включающую способность делать нет необходимости, так как имеется последовательно включенный предохранитель.

Расчётные данные сети:

Расчётный ток послеаварийного режима I_р=41,12А был определён ранее при выборе выключателя на отходящей линии;

Действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ I_по=8,45 кА было рассчитано ранее в пункте 7.2.;

Для КТП-630-81 тип коммутационного аппарата на стороне 6(10) кВ согласно [8] -- выключатель нагрузки типа ВНРу-10 или BНРп-10.

Согласно условиям выбора с учётом вышесказанного из [8] выбираем выключатель нагрузки ВНРп-10/400-10зУЗ со следующими параметрами: U_ном=10 кВ; I_ном=400 А; I_{н откл}=400 А; i_{пр скв}=25 кА; I_{пр скв}=10 кА; I_Т=10 кА, t_T=l с.

I_по=8,45 кА < I_{пр скв}=10 кА;

i_уд=19.87 кА < i_{пр скв}=25 кА;

I_р=41,12 А< I_{н откл}=400 А.

Выберем предохранитель.

Условия его выбора:

1. по номинальному напряжению;

2. по номинальному длительному току.

Условия проверки выбранного предохранителя:

1. проверка на отключающую способность.

Расчётный ток I_р=41,12 А был определён ранее.

Согласно условиям выбора из [8] выбираем предохранитель ПКТ103-10-100-12,5УЗ со следующими каталожными данными: U_ном=10 кВ; I_ном=100 А; I_{н откл}=12,5 кА.

I_по=8,45 кА < I_{н откл}=12,5 кА предохранитель по отключающей способности проходит.

8.3 Выбор аппаратов напряжением 0,4 кВ

Выберем автоматический выключатель.

Условия его выбора:

1. по номинальному напряжению;

2. по номинальному длительному току.

Условия проверки выбранного автомата:

1. проверка на отключающую способность.

Ранее в 7.3. был выбран автомат типа АВМ10Н с U_н=0,38 кВ; I_н=1000 А; I_{н откл}=20 кА.

Проверка на отключающую способность:

I_п=12,87 А ? I_{н откл}=20 А.

Выбранный автомат проходит по условию проверки.

9. ПРОВЕРКА КЛЭП НА ТЕРМИЧЕСКУЮ СТОЙКОСТЬ

Согласно [2] выбранные ранее кабели необходимо проверить на термическую стойкость при КЗ в начале кабеля. Проверять будем кабели, от-ходящие от ПГВ,РП, т.к. для остальных КЛЭП неизвестны токи КЗ.

Проверка производится по условию:

, (9.1)

где с=94-термический коэффициент для кабелей с алюминиевыми однопроволочными жилами и бумажной изоляцией согласно [8], А·с²/мм²;

t_откл.- время отключения КЗ, с;

_а- постоянная времени апериодической составляющей тока КЗ, с;

F- сечение КЛЭП, мм².

Рассмотрим расчет на примере РП1-ТП1.

кА

Увеличим сечение до 95 мм²,тогда

кА, что допустимо

Результаты провели кабелей на термическую стойкость представлены в таблице 18.

Таблица 18. Результаты проверки КЛЭП на термическую стойкость.

Наименование КЛЭП	F, мм2	Iтер, кА	Iкз, кА
ПГВ-РП1	240	25,22	8,45
РП1-ТП1	16	1,68	8,45
РП1-ТП2	50	5,25	8,45
РП1-ТП3	16	1,68	8,45
РП1-ТП4	70	7,36	8,45
ПГВ-РП2	95	9,98	8,45
РП2-ТП5	25	2,63	8,45
РП2-ТП6	70	7,36	8,45
ПГВ-ТП7	16	1,68	8,45
ПГВ-ТП8	16	1,68	8,45
ПГВ-ТП9	16	1,68	8,45
ПГВ-ТП10	16	1,68	8,45
ПГВ-ТП12	50	5,25	8,45
ПГВ-РП3	95	9,98	8,45
РП3-ТП11	16	1,68	8,45
РП3-ТП13	50	5,25	8,45

10. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

Распределительные сети 6-220 кВ промышленных предприятий обычно имеют простую; конфигурацию и выполняются, как правило, радиальными или магистральными. Силовые трансформаторы подстанций на стороне низшего напряжения обычно работают раздельно. Поэтому промышленные электросети и электроустановки для своей защиты от повреждений и анормальных режимов в большинстве случаев не требуют сложных устройств релейной защиты. Вместе с тем особенности технологических процессов и связанные с ними условия работы и электрические режимы электроприёмников и распределительных сетей могут предъявлять повышенные требования к быстродействию, чувствительности и селективности устройств релейной защиты, к их взаимодействию с сетевой автоматикой: автоматическим включением резервного питания (АВР), автоматическим повторным включением (АПВ), автоматической частотной разгрузкой (АЧР).

Исходными данными определено произвести расчёт релейной защиты трансформаторов ПГВ.

Согласно [3] для трансформаторов, устанавливаемых в сетях напряжением 6 кВ и выше, должны предусматриваться устройства релейной защиты от многофазных коротких замыканий в обмотках и на выводах, однофазных коротких замыканий в обмотке и на выводах, присоединённых к сети с глухозаземлённой нейтралью, витковых замыканий в обмотках, токов в обмотках при внешних КЗ и перегрузках, понижений уровня масла в маслонаполненных трансформаторах и в маслонаполненных вводах трансформаторов.

10.1 Защита от повреждений внутри кожуха и от понижений уровня

масла

Тип защиты -- газовая, реагирующая на образование газов, сопровождающих повреждение внутри кожуха трансформатора, в отсеке переключателя отпаек устройства регулирования коэффициента трансформации (в отсеке РПН), а также действующая при чрезмерном понижении уровня масла. В качестве реле защиты в основном используются газовые реле. При наличии двух контактов газового реле защита действует в зависимости от интенсивности газообразования на сигнал или на отключение.

Типовыми схемами защиты предусматривается в соответствии с требованиями ПУЭ возможность перевода действия отключающего контакта газового реле (кроме реле отсека РПН) на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающего контактов реле. Газовое реле отсека РПН должно действовать только на отключение.

При выполнении газовой защиты с действием на отключение принимаются меры для обеспечения надёжного отключения выключателей трансформатора при кратковременном замыкании соответствующего контакта газового реле.

Газовая защита установлена на трансформаторах ПГВ и на внутрицеховых трансформаторах мощностью 630 кВА и более. Применяем реле типа РГУЗ-66.

Защита от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена и с помощью реле давления, а защита от понижения уровня масла -- реле уровня в расширителе трансформатора.

10.2 Защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений

трансформатора

Для этой цели будем использовать продольную дифференциальную токовую защиту, действующую без выдержки времени на отключение повреждённого трансформатора от неповреждённой части электрической системы с помощью выключателя. Данная защита осуществляется с применением реле тока, обладающих улучшенной отстройкой от бросков намагничивающего тока, переходных и установившихся токов небаланса. Согласно рекомендациям [3] будем использовать реле с торможением типа ДЗТ-11. Рассматриваемая защита с реле ДЗТ-11 выполняется так, чтобы при внутренних повреждениях трансформатора торможение было минимальным или совсем отсутствовало. Поэтому тормозная обмотка реле обычно подключается к трансформаторам тока, установленным на стороне низшего напряжения трансформатора.

Произведём расчёт продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторов ПГВ, выполненной с реле типа ДЗТ- 11.

Для этого сначала определим первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:

(10.2.1)

где S_ном -- номинальная мощность защищаемого трансформатора, кВА;

U_{ном ср}-- номинальное напряжение соответствующей стороны, кВ.

Ток для высшей стороны напряжения:

А

для низшей стороны напряжения:

Применяем трансформаторы тока с nт вн=50/5 и nт нн.=1000/5. Схемы соединения трансформаторов тока следующие: на высшей стороне ? , на низшей стороне -- Y. Определим соответствующие вторичные токи в плечах защиты:

(10.2.2)

где К_сх -- коэффициент схемы включения реле защиты, который согласно [3] для ВН равен , для НН - 1.

Тогда с использованием выражения (10.2.2):

А

А.

Первичный минимальный ток срабатывания защиты определяется из условия отстройки от броска тока намагничивания:

(10.2.3)

где К_отс=1,5 -- коэффициент отстройки.

А.

Расчётный ток срабатывания реле, приведённый к стороне ВН:

А.

Расчётное число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны ВН:

(10.2.4)

где F_cp=100 -- магнитодвижущая сила срабатывания реле, А.

А

Согласно условию W_ВН ?W_ВН.pаcч принимаем число витков W_ВН=7, что соответствует минимальному току срабатывания защиты:

А

Расчётное число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны НН:

, (10.2.5)

Принимаем ближайшее к целое число, то .

Определим расчётное число витков тормозной обмотки, включаемых в плечо защиты со стороны НН:

, (10.2.6)

где =0,1 -- относительное значение полной погрешности трансформатора тока;

?u -- относительная погрешность, обусловленная РПН, принимается равной половине суммарного диапазона регулирования напряжения;

- угол наклона касательной к тормозной характеристике реле типа ДЗТ-11, tg a=0,75.

Для ТДН-1000/110 ?u=0,5·2·9·0,0178=0,16

Согласно стандартного ряда, приведённого в [3], принятое число витков тормозной обмотки для реле ДЗТ-11 wT=9.

Определим чувствительность защиты при металлическом КЗ в защищаемой зоне, когда торможение отсутствует. Для этого определим ток КЗ между двумя фазами на стороне НН трансформатора:

кА; .

Коэффициент чувствительности:

, (10.2.7)

,

что удовлетворяет условиям.

Определим чувствительность защиты при КЗ в защищаемой зоне, когда имеется торможение.

Вторичный ток, подводимый к рабочей обмотке реле:

(10.2.8)

А.

Вторичный ток, подводимый к тормозной обмотке:

А

Рабочая МДС реле:

, (10.2.9)

Н.

Тормозная МДС реле:

(10.2.10)

Н.

По характеристике срабатывания реле, приведённой в [10], графически определяем рабочую МДС срабатывания реле: F_c.p=102 Н. Тогда коэффициент чувствительности:

, (10.2.11)

, что удовлетворяет условиям.

10.3 Максимальная токовая защита

На стороне НН ток срабатывания защиты МТЗ-1:

, (10.3.1)

где К₀=1,2 - коэффициент отстройки;

К_в=0,85 - коэффициент возврата реле РТ-40.

А.

На стороне ВН (110 кВ) ток срабатывания защиты МТЗ-2:

, (10.3.2)

А.

Ток срабатывания реле на стороне ВН:

, (10.3.3)

А.

Коэффициент чувствительности МТЗ-2

, (10.3.4)

,

что удовлетворяет условию.

Ток срабатывания реле на стороне НН:

, (10.3.5)

А.

Коэффициент чувствительности в основной зоне:

, (10.3.6)

, что удовлетворяет условию.

Коэффициент чувствительности в резервной зоне:

, (10.3.7)

, что удовлетворяет условию.

Защита от перегрузки:

, (10.3.8)

А.

А.

10.4 Защита от токов внешних многофазных КЗ

Защита предназначена для отключения внешних многофазных КЗ при отказе защиты или выключателя смежного повреждённого элемента, а также для выполнения функций ближнего резервирования по отношению к основным защитам трансформатора (дифференциальной и газовой). В качестве защиты трансформатора от токов внешних КЗ используются:

1 токовые защиты шин секций распределительных устройств низшего и среднего напряжений, подключенных к соответствующим выводам трансформатора;

2 максимальная токовая защита с пуском напряжения, устанавливаемая на стороне высшего напряжения защищаемого трансформатора.

Защита, установленная на стороне ВН, выполняется на двухобмоточных трансформаторах с двумя, а на трёхобмоточных с тремя реле тока. Реле присоединяются ко вторичным обмоткам ТТ, соединённым, как правило, в треугольник.

Непосредственное включение реле защиты от токов внешних КЗ в токовые цепи дифференциальной защиты не допускается.

10.5 Защита от токов внешних замыканий на землю на стороне ВН

Защита предусматривается для трансформаторов с глухим заземлением нейтрали обмотки высшего напряжения при наличии присоединений синхронных электродвигателей в целях резервирования отключения замыканий на землю на шинах питающей подстанции и для ускорения отключения однофазного КЗ в питающей линии выключателями низшего напряжения трансформатора. Реле максимального тока защиты подключается к трансформатору тока, встроенному в нулевой вывод обмотки ВН трансформатора.

10.6 Защита от токов перегрузки

Согласно [3] на трансформаторах 400 кВА и более, подверженных перегрузкам, предусматривается максимальная токовая защита от токов перегрузки с действием на сигнал с выдержкой времени. Устанавливается на каждой части расщеплённой обмотки. Продолжительность срабатывания такой защиты должна быть выбрана примерно на 30% больше продолжительности пуска или самозапуска электродвигателей, получающих питание от защищаемого трансформатора, если эти процессы приводят к его перегрузке.

11. ЗАЩИТА ПОДСТАНЦИИ ОТ ГРОЗОВЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ

И ПРЯМЫХ УДАРОВ МОЛНИИ

Перенапряжения - это такие повышения напряжения, которые представляют опасность для изоляции электрических установок.

Основным аппаратом защиты от набегающих волн является вентильный разрядник. Для ПГВ предприятия, выполненной по упрощенной схеме с короткозамыкателем и отделителем. Расстояние от разрядника до выводов трансформатора не должно превышать допустимого значения. Эти значения приведены в ПУЭ в зависимости от типа опор, длины подхода, группы разрядников и числа подключенных к подстанции линий. Вентильные разрядники подключают к контуру заземления подстанции по кратчайшему пути.

Для уменьшения токов однофазного КЗ нейтрали трансформаторов 110 кВ, реже 220 кВ, могут быть временно или постоянно разземлены. При воздействии волн атмосферных перенапряжений на линейные вводы трансформаторов на нейтрали могут развиться колебания, приводящие к значительному повышению напряжении над уровнем изоляции нейтрали. Для ограничения этих перенапряжений в нейтраль трансформатора включают вентильный разрядник с номинальным напряжением на класс ниже, чем класс изоляции трансформатора.

Подстанции относятся к 1 категории зданий и сооружений по устройству молниезашиты. Согласно [10] рис.2.5.14 для защищаемой подстанции ожидаемое число поражений молнией в год колеблется от 40 до 60 часов.

В соответствие с ПУЭ в данном случае обязательной молниезащите подлежат как ОРУ 110 кВ, так и ЗРУ 6 кВ. Зона защиты должна обладать степенью надежности 99.5% и выше (зона защиты типа А).

Защиту от прямых ударов молнии на ПГВ выполняем стержневыми молниеотводами, установленными на линейных порталах и на опорах возле здания ЗРУ. При установке молниеотводов на порталах необходимо выполнить следующие условия:

- от молниеотвода обеспечено растекание тока молнии по магистралям заземления не менее чем в 3-4 направлениях;

- на расстоянии 3-5м от молниеотвода установлены 2-3 вертикальных электрода длиной 5м;

- заземляющие проводники вентильных разрядников и трансформаторов присоединены к заземляющему устройству подстанции вблизи друг друга.

Произведем расчет внешних очертаний зоны защиты четырех молниеотводов. При этом используем те же приемы, что и для двойных молниеотводов, взятых попарно в определенной последовательности.

Для расчета принимаем: -высота защищаемого объекта h_x=11м;

-высота молниеотводаh=25м; -расстояния между молниеотводами L₁=28,85M; L₂=4 1,75м; L₃=38,14м;

Определяем параметры зоны защиты, учитывая, что L>h.

Высота расположения минимальной зоны м.

Радиус зоны защиты на уровне земли

м.

Радиус зоны защиты на уровне h_x

м.

Параметры h_c, г_с определим, рассматривая молниеотводы попарно

м.

м.

м.

Рассчитаем заземляющее устройство подстанции 110/6кВ. В целях обеспечения требований ПУЭ заземлитель выполняем сложным, состоящим из многих взаимно пересекающихся горизонтальных электродов и контура из вертикальных электродов.

Продольные заземлители прокладываем вдоль осей электрооборудования на глубине 0,7 м на расстоянии 1 м от фундаментов или оснований электрооборудования.

Поперечные заземлители прокладываем в удобных местах между оборудованием на глубине 0,7 м и расстоянием между проводниками не более 12 м. В углах каждой ячейки сетки пересекающиеся проводники должны быть надежно сварены.

Вертикальные электроды располагаем по периметру подстанции. Расстояние от границ заземлителя до ограды электроустановки принимаем Зм. Ограда в этом случае не заземляется. Длина электродов из круглой стали диаметром 20 мм - 5 м, глубина погружения вершины ниже уровня земли -0.7м.

Горизонтальные электроды - полосы 40х4 мм² глубиной заложения 0,7м.

Для стороны 110 кВ при эффективно заземленной нейтрали требуется сопротивление заземления 0,5 Ом. Для стороны 10 кВ - 10 Ом. Т.о. в качестве расчетного принимаем сопротивление R₃=0,5 Ом.

Подстанция занимает площадь S=792 м². Удельное сопротивление земли ₀=40 Ом·м.

Длина горизонтальных полос с учетом продольных и поперечных

м.

Действительный сложный заземлитель заменяем квадратной расчетной моделью со стороной м. Число ячеек по сторонам модели равно

Принимаем m=14. Тогда

м.

Длина стороны ячейки

Принимаем для вертикальных электродов а/1=2. Тогда число электродов

Относительная глубина погружения вертикальных электродов L_b =5·12 = 60 м. Поскольку полученное значение находится в пределах 0,1-0,5, то

Ом.

Полученное удовлетворяет необходимым требованиям.

12. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА

Защитное заземление необходимо для обеспечения безопасности персонала при обслуживании электроустановок. К защитному заземлению относятся заземления частей установки, нормально не находящиеся под напряжением, но которые могут оказаться под ним при повреждении изоляции. Заземление позволяет снизить напряжение прикосновения до безопасного значения.

Произведём расчёт заземляющего устройства подстанции ПГВ.

Установим необходимое допустимое сопротивление заземляющего устройства. В данном случае заземляющее устройство используется одновременно для установок выше 1000 В с заземлённой нейтралью и изолированной нейтралью. Согласно [12] сопротивление растекания R_з для установок выше 1000 В с заземлённой нейтралью R₃ ? 0,5 Ом, а для установок выше 1000 В с изолированной нейтралью R₃?, но не более 10 Ом. Из двух сопротивлений выбираем наименьшее, то есть R₃ < 0,5 Ом.

Определим необходимое сопротивление искусственного заземлителя R_н. Так как данных о естественных заземлителях нет, то R_н = R_з=0,5 Ом.

Выберем форму и размеры электродов, из которых будет сооружаться групповой заземлитель. В качестве вертикальных электродов выбираем прутки диной 5 м диаметром 14 мм. Эти заземлители наиболее устойчивы к коррозии и долговечны. Кроме того, их применение приводит к экономии металла. Прутки погружаем в грунт на глубину 0,7 м с помощью электрозаглубителей. В качестве горизонтальных электродов применяем полосовую сталь сечением 4x40 мм. Во избежание нарушения контакта при возможных усадках грунта укладываем её на ребро. Соединение горизонтальных и вертикальных электродов осуществляем сваркой.

Размеры подстанции 37x28 метров. Тогда периметр контурного заземлителя равен р=2·(37-4+28-4)=114 м, а среднее значение расстояния между электродами:

м, (12.1)

где n_a=60 - предварительное число вертикальных электродов.

Отношение а/l=1,9/5=0,38, тогда из [12] коэффициент использования вертикальных электродов К_и.верт=0,29.

Определим расчётное удельное сопротивление грунта отдельно для горизонтальных и вертикальных электродов с учётом повышающих коэффициентов Кс, учитывающих высыхание грунта летом и промерзание его зимой. Расчётное удельное сопротивление грунта для вертикальных электродов:

_{расч.верт}=К_с.в·_о, (12.2)

где К_с.в=1,3 - коэффициент сезонности для вертикальных электродов и климатической зоны 2 согласно [12];

_о=40 - удельное сопротивление грунта для глины, Ом·м.

Расчётное удельное сопротивление грунта для горизонтальных электродов:

_{расч.гор}=К_с.в·р₀, (12.3)

где К_с.в=3 - коэффициент сезонности для горизонтальных электродов и климатической зоны 2 согласно [12];

_{расч.верт}==1,3·40=52 Ом·м; _{расч.гор}=3·40=120 Ом·м.

Определим сопротивление растеканию тока одного вертикального электрода:

, (12.4)

где 1=5 - длина вертикального электрода, м;

d=14·10^-3 - диаметр электрода, м;

t=3,2 - расстояние от поверхности грунта до середины электрода, м;

Ом.

Определим примерное число вертикальных электродов п, при предварительно принятом коэффициенте использования вертикальных электродов К_и.верт=0,29:

, принимаем n_в=80.

Определим сопротивление растеканию тока горизонтального электрода:

, (12.5)

где 1=114 - длина горизонтального электрода, м;

t=3,2 - глубина заложения, м;

d_э - эквивалентный диаметр электрода, м; d_э=0,5·b=O,5·0,04=0,02 м;

Ом

Уточнённые значения коэффициентов использования: К_и.верт=0,276; К_н.гор=0,161, тогда уточнённое число вертикальных электродов с учётом проводимости горизонтального электрода:

(12.6)

, принимаем n_ву=81.

отличие меньше 10%, следовательно, окончательное число вертикальных электродов - 81.

Для выравнивания потенциала на поверхности земли с целью снижения напряжения прикосновения и шагового напряжения на глубине 0,7 м укладываем выравнивающую сетку с размером ячейки 6,6x6 метров. План подстанции с контурным заземлителем представлен на рисунке 21.

Рисунок 14. Заземление ПГВ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Спроектированная система электроснабжения бумажной фабрики имеет следующую структуру. Предприятие получает питание от энергосистемы по двухцепной воздушной линии электропередачи длиной 3 км напряжением 110 кВ. В качестве пункта приёма электроэнергии используется двухтрансформаторная подстанция глубокого ввода с трансформаторами мощностью 10000 кВА. Вся электроэнергия распределяется на напряжении 10 кВ по кабельным линиям.

В результате проделанной работы были определены следующие параметры электроснабжения. Расчетные нагрузки цехов определены по методу коэффициента спроса и статистическим методом. В качестве расчётной нагрузки по фабрике в целом приняли нагрузку, определённую методом коэффициента спроса S_м=15931,01 кВА. Была построена картограмма электрических нагрузок, по которой было определено место расположения пункта приёма электроэнергии. На основании технико-экономического расчёта было выбрано устройство высокого напряжения типа «выключатель». Были выбраны силовые трансформаторы типа ТРДН-1000/110. Питающие линии марки АС-150, которые прокладываются на железобетонных опорах. Вследствие большого процентного содержания нагрузки 10 кВ в общей нагрузке предприятия, без ТЭР было выбрано рациональное напряжения распределения электроэнергии 10 кВ. На территории фабрики расположены 15 КТП с расстановкой БСК.. Питание цехов осуществляется кабельными линиями, проложенными в земле. Для выбора элементов схемы электроснабжения был проведён расчёт токов короткого замыкания в трёх точках. На основании этих данных были выбраны аппараты на сторонах 110 кВ, 10 кВ и 0,4 кВ, а также проведена проверка КЛЭП на термическую стойкость. Был произведён расчёт продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторов ПГВ. Был рассмотрен расчёт молниезащиты и заземляющего устройства ПГВ.

В целом предложенная схема электроснабжения отвечает требованиям безопасности, надёжности, экономичности.

ЛИТЕРАТУРА

1. Фёдоров А.А., Вершинина С.И. Сборник заданий для курсового проектирования по основам электроснабжения промышленных предприятий. Учебное пособие. Чебоксары, 1968.

2. Правила устройства электроустановок. Москва, Энергоатомиздат, 1986.

3. Справочник по проектированию электроснабжения под редакцией Барыбина Ю.Г., Фёдорова Л.Е., Зименкова М.Т., Смирнова А.Г. Москва, 1990.

4. Фёдоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий. Москва, Энергоатомиздат, 1987.

5. Диев С.Г., Сюсюкин А.И. Методические указания для выполнения курсового проекта по электроснабжению промышленных предприятий. Омск, 1984.

6. Инструкция по проектированию электроснабжения промышленных предприятий. СН174-75. Москва, Госстрой СССР, 1976.

7. Справочник по проектированию электроэнергетических систем под редакцией Рокотяна С.С., Шапиро И.М. Москва, Энергоатомиздат, 1985.

8. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Москва, Энергоатомиздат, 1989.

9. Руководящие указания по релейной защите. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. Выпуск 13Б. Расчёты. Москва, Энергоатомиздат, 1985.

10. Руководящие указания по релейной защите. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. Выпуск 13 А. Схемы. Москва, Энергоатомиздат, 1985.

11. Зайцев А.И. Проектирование электрических подстанций промышленных предприятий. Учебное пособие. Томск, 1960.