Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Краткая технологическая и энергетическая характеристика РЭС посёлка Затобольск.

1.1 Технологическая характеристика предприятия

1.2 Энергетическая характеристика предприятия

2. Расчет электроснабжения для ТП №1

2.1 Определение электрических нагрузок для ТП №1

2.2 Компенсация реактивной мощности для ТП №1

2.4 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для ТП №1

2.5 Расчет и выбор сечений жил кабелей механического цеха

3. Расчет схемы внешнего электроснабжения

3.1 Расчет электрических нагрузок предприятия

3.2 Составление картограммы нагрузок

3.3 Выбор места расположения ГПП

3.4 Компенсация реактивной мощности ГПП

3.5 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП

3.6 Выбор схемы первичной и вторичной коммутации

3.7 Расчет питающих линий ГПП

3.8 Расчет кабельной сети 6 кВ

4. Главная понизительная подстанция

4.1 Компоновка главной понизительной подстанции

4.2 Выбор и проверка оборудования по токам короткого замыкания главной понизительной подстанции

4.2.1 Выбор гибких токопроводов распределительного устройства высокого напряжения.[5,97-115]

4.2.2 Выбор жестких шин распределительного устройства низкого напряжения

4.2.3 Выбор изоляторов

4.2.4 Выбор выключателей

4.2.5 Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

5. Релейная защита трансформаторов ГПП

5.1 Общие вопросы релейной защиты

5.2 Дифференциальная защита трансформаторов ГПП.

5.3 Расчет МТЗ трансформаторов

5.4 Газовая защита

6. Выбор автоматики ГПП

7. Заземляющая сеть ГПП

7.1 Расчет заземляющего устройства.

7.2 Молниезащита

8. Промышленная экология

8.1 Вред, наносимый окружающей среде предприятием

9. Охрана труда

9.1 Анализ вредных производственных факторов в РЭС

9.2 Мероприятия по снижению опасных и вредных факторов

9.3 Пожарная безопасность

10. Технико-экономическое обоснование выбора трансформаторов

Заключение

Список использованных источников

Приложение

Введение

Первым и важнейшим этапом усовершенствования и развития электроэнергетики является создание рациональных систем электроснабжения предприятий.

Производство, передача и рациональное распределение электроэнергии приобретают всё большее значение. В свете задачи всемерного повышения технического уровня и качества продукции необходимо направить усилия и в кратчайшие сроки добиться улучшения качества электроэнергии, повышения надёжности электроснабжения. В этом ключ к решению главных задач проектирования и эксплуатации современных систем электроснабжения промышленных предприятий.

Главными задачами проектирования и эксплуатации современных систем электроснабжения промышленных предприятий являются правильное определение электрических нагрузок, рациональная передача и рациональное распределение электроэнергии, обеспечение необходимого качества электроэнергии на зажимах электроприёмников с питающей сетью, экономия электроэнергии и других материальных ресурсов.

Выполнение этих задач осуществляется входящими в состав электросетей воздушными и кабельными линиями электропередачи, различными токопроводами, трансформаторными подстанциями, распределительными устройствами и коммутационными пунктами, электроустановками, генерирующими реактивную мощность, средствами регулирования напряжения и устройствами для поддержания качества электроэнергии.

Среди многочисленных отраслей народного хозяйства энергетика наряду с машиностроением занимает ведущее положение. Уровень развития энергетики и электрификации в наиболее обобщенном виде отражает достигнутый технико-экономический потенциал любой страны. Энергетика обеспечивает электроэнергией и теплом промышленные предприятия, сельское хозяйство, транспорт, коммунально-бытовые нужды городов, рабочих и сельских поселков.

Электрификация оказывает определяющее влияние на развитие всех отраслей народного хозяйства, она является стержнем строительства экономики коммунистичёского общества. Отсюда объективно следует необходимость опережающих темпов развития энергетики и электрификации, непрерывного роста производства электроэнергии и тепла.

Потребители электроэнергии весьма разнообразны в отношении преобладающих видов приемников энергии, размера и режима потребления энергии, требований к надежности электроснабжения и качеству электроэнергии. Различают следующие основные виды потребителей:

1) промышленные предприятия;

2) строительство;

З) железно дорожный электрифицированный транспорт;

4) коммунально-бытовые потребители городов и рабочих поселков;

5) сельское хозяйство.

Приемниками электроэнергии являются асинхронные и синхронные электродвигатели, электрические печи, электротермические, электролизные и сварочные установки, осветительные и бытовые приборы, кондиционные и холодильные установки, радио- и телеустановки, медицинские и другие специальные установки.

Режим потребления электрической с отдельными предприятиями, группами предприятий, населением городов, поселков в течение суток и года, как правило, неравномерен, что объясняется работой предприятий в одну, две и три смены с неодинаковой нагрузкой, перерывами между сменами, изменением режима работы в лет нее время, праздничные дни, а так же внешними факторами: продолжительностью светлой части суток, температурой воздуха и др. Значительную неравномерность вносит нагрузка светильников, возникающая в утренние (зимой) и вечерние часы и спадающая днем и ночью, а также летом.

Режим потребления электроэнергии может быть представлен графиком нагрузки - зависимостью активной, реактивной или полной мощности от времени. Различают суточные графики для разных дней недели и разных периодов года (зимний, летний, весенний, осенний), а также годовые графики.

Суточные графики нагрузки представляют собой непрерывные кривые зависимости. Однако при проектировании электроустановок, разного рода расчетах непрерывные графики обычно заменяют приближенными ступенчатыми графиками.

Актуальность выбранной темы дипломной работы обуславливается современным состоянием электроэнергетики Республики Казахстан. Топливно-энергетический комплекс современного Казахстана является одним из наиболее приоритетных направлений в науке и индустрии.

Практическая ценность результатов дипломной работы подтверждается наличием акта о внедрении.

Теоретическая ценность нашей дипломной работы состоит в расчете и его подробном описании.

Цель: рассчитать с учетом особенностей выбора электрооборудования РЭС поселка Затобольск.

В соответствии с целью, были поставлены следующие задачи:

- изучить и проанализировать технические характеристики РЭС п.Затобольск;

- рассчитать электроснабжение для ТП№1;

- рассчитать схемы внешнего электроснабжения;

- определить электрооборудование для главной понизительной подстанции;

- проанализировать и рассчитать релейную защиту трансформаторов ГПП;

- произвести выбор автоматики ГПП;

- рассчитать заземляющую сеть ГПП.

Поставленные задачи и порядок их решения, определили структуру дипломной работы.

Для решения указанных задач и в соответствии с целью работы, были использованы следующие методы:

Теоретические: анализ научной, технической, нормативной и учебной литературы по теме исследования, систематизирование собранных и проанализированных данных.

Практические: расчет, методы математической статистики, эксперимент.

1. Краткая технологическая и энергетическая характеристика РЭС посёлка Затобольск

1.1 Технологическая характеристика предприятия

Имеющиеся цеха для производства: заготовительный (гибкая, механическая и газовая резка металла,), литейный (чугунное, стальное, литье),кузнечный (штамповка, ковка), механический цех металлоконструкций (сварка ручная и полуавтоматическая), сборочный цех с покрасочным отделением, вспомогательные цеха.

Кузнечный цех. Обработка давлением основана на использовании пластичности металлов, т.е. на их способности в определенных условиях воспринимать под действием внешних сил остаточную деформацию без нарушения целостности материала заготовки, поэтому она применима лишь к металлам достаточно пластичным.

Ковка. Ковкой называется обработка металла, находящегося в пластическом состоянии под действием бойков молота (динамическое действие) или пресса (статическое воздействие) с использовании при надобности подкладного инструмента.

Штамповка. Производительность штамповки в десятки раз больше, чем при ковке, кроме того, при штамповке достигается значительно большая точность размеров малая шероховатость поверхности. Так нередко после штамповке изделия не требуют механической обработки.

Литейный цех. Литейное производство - это процесс получения фасонных отливок путем заполнения жидким металлом заранее приготовленных форм, в которых металл затвердевает.

Отливки могут быть или готовыми деталями, или заготовками для последующей обработки в механических цехах. В последнем случае на отливках предусматривается припуск на обработку.

В цехе установлены два крана грузоподъемностью 5 тн. и четыре кранбалки грузоподъемностью 2 тн.

Электромонтажный цех. В задачи цеха входит эксплуатационное обслуживание электросетей и установок электрического освещения высоковольтных кабельных и воздушных сетей, трансформаторных подстанции и распределительных устройств, а также электросетей и электроприводов.

Компрессорная. Источник сжатого воздуха для технологических нужд (абсолютное давление сжатого воздуха для технологического оборудования равно 0,3-0,8 МПа).

К производственным участкам относятся участки узловой и общей сборки.

К вспомогательным службам относятся: промежуточные склады деталей и узлов, склад вспомогательных материалов, инструментально-раздаточная кладовая, мастерская цехового механика, экспедиция, склад готовой продукции, а также участки технического контроля.

К служебно-бытовым помещениям относятся: помещения контроля для административно-технического персонала, помещения уборочные и др.

1.2 Энергетическая характеристика предприятия

Энергетическая характеристика предприятия и категория надежности электроснабжения электроприемников приведена в таблицах 1.1, 1.2. Распределенная схема ТП №1 и генеральный план предприятия приведены на рисунках 1.1, 1.2.

«Таблица1.1»

Категория надежности электроснабжения электроприемников

Цех и отделение	Оборудование и производство	Категория надежности ЭС
1	2	3
1. Механические и сборочные цехи	Станки холодной обработки металлов и вентиляция	2 3
2. Инструментальный цех	Станки холодной обработки металлов и вентиляция	2 3
4. Кузнечный цех	Ковочные молоты, прессы, вентиляция	2
5. Литейный цех	Механизмы дуговых сталеплавильных печей, краны и прочее оборудование	1 2

«Таблица 1.2» -Энергетическая характеристика предприятия

Наименование потребителя	Номинальная мощность РН, кВт	Номинальное напряжение UН, В
1	2	3
Кузнечный цех
1. Токарно-винторезный станок	10	380
2. Пресс-автомат	6,6	380
3. Пресс	10,0	380
4. Вентилятор	2х1,0 3х2,8 1х10,0 1х20,0 1х4,5	380
5. Фрикционный цех	1х20,0	380
6. Гидравлика	1х1,7	380
7. Кран-балка	1х9,6	380
8. Сварочный аппарат	1х32	380
9. Электрический молот	2х28,0 1х10,0	380 380
10. Калорифер	1х1,7	380
Механический цех
1. Калорифер	1х2,8	380
2. Сирена ГО	1х0,6	-
3. Кран	1х4,3 1х5,9 1х11	380
4. Кран укосина	1х0,96 1х0,85	380 380
5. Кран консольно -поворотный	1х0,96	380
6. Кран-балка	2х11,5	380
7. Вертикально-фрезерный станок	1х10,225 1х13	380 380
8. Токарно-револьверный станок	2х23,625 1х13,13 4х6,725 1х14,125 1х28,125	380
9. Поперечно строгальный станок	1х5,5 1х55,2	380 380
10. Токарно-винторезный станок	1х10 1х11,675 4х11,825 1х14,225 1х5,625 1х7,125 1х3,125 1х23,65 1х15,725 1х4,65	380
11. Вертикально-сверлильный станок	2х4,125 1х7,625 1х2,925	380
12. Продольно фрезерный станок	1х11,65 1х36	380 380
13. Бесцентро -шлифовочный станок	1х26,59 1х21,7	380 380
14. Радиально сверлильный станок	1х7,7 1х2,9	380 380
15. Внутри-шлифовочный станок	1х13,9	380
16. Алмазно-заточный станок	1х1,3	380
17. Резьбонарезной полуавтомат	1х6,1 1х4,2	380 380
18. Токарный станок с цикличным программным управлением	1х8,3	380
19. Консольно-фрезерный станок	9,8	380
20. Настольно сверлильный станок	0,675	380
21. Горизонтально протяжной станок	40,15	380
22. Круг ошлифованный полуавтоматом	23,18	380
23. Зубофрезерный вертикальный станок	1х13,8 1х11,05	380
24. Эмульсионный аппарат	603	380
25. Электротележка	3,5	380
26. Заточный участок	7,925	380
27. Освещение	32,5	380/220
Литейный цех
1. Кран-балка	4х9,6	380
2. Вентилятор	3х2,8 1х1,7	380 380
3. Автоматическая формовочная установка	1х7,6	380
4. Литейный конвейер	1х8,4	380
5. Конвейер центробежного литья	1х12	380
6. Насос	1х20	380
7. Дробометная машина	1х16	380
8. Электроплавительная печь емкостью 3 тонны	2х1000	380
9. Освещение	30	380/220
Инструментальный цех
1. Токарно-винторезной станок	1х5,625	380
2. Токарные станки	4х7,2	380
3. Вертикально-сверлильные станки	2х2,92	380
4. Настольно-фрезерный станок	2х0,9	380
5. Гидравлический пресс	2х1,7	380
6. Станок резки и правки проволоки	1х7,8	380
7. Сварочный трансформатор	2х16	380
8. Машина для сварки трением	1х18	380
9. Тельфер	1х5,5	380
10. Освещение	27,9	380/220
Рабочий бытовой комплекс
1. Освещение	40	380/220
2. Прочие эл. приемники	32	380/220
Компрессорная
1. Компрессорная установка	4х42	380
2. Насос	1х22 1х2,8	380 380
3. Освещение	2,8	380/220
Цех стоек
1. Кран козловой большой	34,5	380
2. Кран козловой малый	2х17,3	380
Гаражи
1. Освещение	16,7	380/220
Склады
1. Освещение	29,6	380/220
Инженерного корпуса
1. Освещение	18,2	380

Рисунок 1.1 Генеральный план РЭС посёлка Затобольск



Рисунок 1.2 Распределительная схема ТП №1

2. Расчет электроснабжения для ТП №1

2.1 Определение электрических нагрузок для ТП №1

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные расходы, надежность работы электрооборудования. [1, 10-12]

Режим работы приемников электроэнергии разнообразны и изменяются во времени. Поэтому для приемников повторно-кратковременного режима работы номинальную мощность определяют по паспортной мощности путем приведения ее к длительному режиму работы (ПВ=1) в соответствии с формулами

Рн=Рпас ПВпас, кВт (2.1)

где Рпас - мощность указанная в паспорте приемника электроэнергии, кВт.

ПВпас - паспортная продолжительность включения в долях единицы.

Расчетную нагрузку группы однородных по режиму работы электроприемников определяют по формулам

Рр=Ni*Kca*PНi, кВт, (2.2)

Qp=Pp*tg, кВАр, (2.3)

, кВА, (2.4)

где tg соответствует cos данной группы электроприемников,

Kca - коэффициент спроса по активной мощности,

Ni - количество электроприемников в группе.

Результаты расчета приведены в приложении.(смотри приложение А)

2.2 Компенсация реактивной мощности для ТП №1

Реактивная мощность которую необходимо скомпенсировать:

кВАр,

где Рр - расчетная активная мощность, кВт,

tg1 = tg до компенсации

tgнор = tg соответствующему cos = 0,95.

Необходимая реактивная мощность одной конденсаторной батареи

кВАр,

где N - количество конденсаторных установок,

n - количество фаз.

Принимаем к установке КС2-0,38-28-ЗУ1 с фактической реактивной мощностью 28 кВАр. Фактическая реактивная мощность всех конденсаторных установок

кВАр,

кВАр,

«Таблица 2.1»

Расчетные мощности электроприемников мехцеха.

№	Потребитель	РН, кВт	cosц	tgц	Кс	РР, КВт	QP, кВАр	Sр, кВА
1	Сварочный аппарат.	32	0,8	0,75	0,76	24,32	12,24	30,4
2	Тельфеф.	12	0,75	0,88	0,72	9,36	2,25	12,48
3	Токарный станок №1	8	0,77	0,83	0,75	6	4,97	7,79
4	Токарный станок №2	8	0,77	0,83	0,75	6	4,97	7,79
5	Токарный станок №3	8	0,77	0,83	0,75	6	4,97	7,79
6	Токарный станок №4	8	0,77	0,83	0,77	6	4,97	7,79
7	Наждачный станок	5	0,8	0,75	0,75	3,75	8,81	4,69
8	Наждачный станок	3	0,78	0,8	0,73	2,19	4,76	2,8
9	Сверлильный станок №1	10	0,8	0,75	0,74	7,4	5,55	9,25
10	Сверлильный станок №2	8	0,79	0,78	0,77	6,76	4,78	7,8
11	Сверлильный станок №3	10	0,8	0,75	0,74	7,4	5,55	9,25
12	Гильотинные ножницы	9	0,79	0,78	0,77	6,93	5,38	8,77
13	Кран балка №1	7	0,75	0,88	0,73	5,11	4,5	6,8
14	Кран балка №2	7	0,75	0,88	0,73	5,11	4,5	6,8
15	Сварочный станок№1	28	0,76	0,85	0,73	20,44	17,42	26,9
16	Сварочный станок№2	32	0,8	0,75	0,76	24,32	18,24	30,4
17	Сварочный аппарат.	28	0,76	0,85	0,73	20,44	17,46	26,9
18	Мех. Пила №1	30	0,75	0,88	0,75	22,5	19,84	30
19	Мех. Пила №2	30	0,75	0,88	0,75	22,5	19,84	30
20	Тельфеф.	10	0,78	0,8	0,73	7,3	5,86	9,36
21	Освещение	30	0,95	0,33	0,9	27	8,87	28,4
	Итого по цеху	325	0,78	0,8	0,75	242,1	193,8	310,2
	с КУ=0,95		0,78	0,8	0,71	230,1	184,1	294,7
	Конденсаторы 0,38кВ						-80
	2шт. по 40 кВАр		0,92	0,4		230,1	104,1	252,5
	Всего нагрузок 0,38кВ		0,92			230,1	104,1	252,5
	Потери в тр-ре 400кВА						40,5
	Итого по ТП мех. Цеха со стороны 6 кВ.					230,1	144,6	271,4

2.3 Выбор схемы электроснабжения цехов для ТП №1

Системы электроснабжения выбирают в первую очередь по условиям надежностью. Надежность определяется в зависимости от категории приемников, имеющихся на данном предприятии.[2,150 159]

Если на предприятии хотя бы один приемник первой категории, то система питания должна быть обеспечена не менее чем двумя источниками питания. Так как все электроприемники первой и второй категории, то по условиям надежности питания и с экономической точки зрения выбираем радиальную двух цепную схему электроснабжения, которая приведена на рисунке 2.1.

2.4 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для ТП №1

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для цеховых понизительных подстанций предприятий должен быть технически и экономически обоснованным, так как он оказывает существенное влияние на рациональное построение схем промышленного электроснабжения.

ТП №1 выполняем двухтрансформаторными по упрощенной схеме кабельная линия - трансформатор с перемычкой имеющей разъединитель на стороне НН.

Номинальная мощность каждого трансформатора.

кВА,



Рисунок 2.1-Радиальная схема электроснабжения цехов

где Sp - расчетная полная мощность всех потребителей присоединенных к трансформаторной подстанции №1 с учетом компенсации реактивной мощности.

Принимаем к установке на ТП №1 два одинаковых трансформатора ТМ 1000/6.

Выбранный трансформатор необходимо проверить на допустимую перегрузку в аварийном режиме

1,4*SH.TSp

1,4*1000=14001383.91

Выбранный трансформатор по условию перегрузки в аварийном режиме проходит.

Схема распределения электроэнергии цехов для ТП №1 приведена на рисунке 1.2. План расположения электрооборудования механического цеха приведен на рисунке 2.2.

2.5 Расчет и выбор сечений жил кабелей механического цеха

Для расчетов сечений кабелей необходимы значения мощностей, протекающих между ЦРЩ (центральным распределительным щитом) и потребителями. На основании таблицы 2.1 рассчитаем значения токов, протекающих по кабелям по формуле:

, А (2.11)

где Iрасч - расчетный ток, протекающий по кабельной линии. А;

Клэп - коэффициент учитывающий тип линии

(для кабельных линий Клэп=0,01);

Uн - номинальное напряжение сети 6 кВт;

Значения рассчитанных токов протекающих по кабельным линиям приведены в таблице 2.3.

Определим сечения жил кабелей по экономической плотности тока:

, мм (2.12)

где Sрасч - расчетное значение сечения жил кабеля, мм2;

Iрасч - рассчитанный ток протекающий в линии, А;

jэк - экономическая плотность тока, А/мм2 (1,7А/мм2).

Стандартные сечения жил, а также кабелей выбираем по расчетным значениям и проверяем по падению напряжения. Выбранные марки кабелей занесем в графу “кабель” таблицы 2.3.

Потери напряжения в кабельных линиях определяем по формуле:

(2.13)

где R0, X0 - соответственно активное и индуктивное сопротивления кабеля на единицу длины, Ом/км,

l - длина кабельной линии, км,

IМ - расчетный ток протекающий в линии, А.

Потери напряжения в трансформаторе определяются по формуле:

(2.14)

где (2.15)

(2.16)

где ?Ркз - потери короткого замыкания.

SН.ТР - номинальная мощность цехового трансформатора;

в - коэффициент загрузки, определяемый из выражения:

(2.17)

где Sм - максимальная суммарная полная мощность приемников цеха, кВА;

Sн.т - номинальная мощность трансформатора, кВА.

Проверка кабелей по потерям напряжения осуществляется из расчета, что допустимые потери в сети до 1 кВт составляют не более 10 %. Если потери превышают этот рубеж, необходимо изменить принятый тип кабеля или иной аппарат (трансформатор).[3,72-85]

Например для участка РШ2-№1 имеем:

А

мм2

 В

В

В

Таким образом, окончательно выбираем кабель АВВГ 335, который удовлетворяет всем условиям.

Данные расчетов по другим кабелям приведены в приложении(смотри приложение Б).

3. Расчет схемы внешнего электроснабжения

3.1 Расчет электрических нагрузок предприятия

Расчет электрических нагрузок всего предприятия производим применяя метод коэффициента спроса.

Расчет производим отдельно для каждого цеха (по аналогии с п.2.1). Производим выбор силовых трансформаторов цеховых подстанций.

Результаты расчетов приведены в приложении.(смотри приложение В)

Расчетная активная мощность на шинах ГПП

, кВт

где - суммарная активная расчетная мощность всех электроприемников получающих питания с шин ГПП.

Расчетная реактивная мощность на шинах ГПП

кВАр,

где - суммарная реактивная расчетная мощность всех электроприемников получающих питания с шин ГПП.

Полная расчетная мощность на шинах ГПП

.

3.2 Составление картограммы нагрузок

С целью определения места расположения ГПП предприятия строим картограммы нагрузок.

Радиус окружности картограммы активной нагрузки для термического цеха.

см,

где Рр - расчетная активная мощность термического цеха, кВт.

mp - масштаб площади круга по активной мощности, кВт/см2.

Радиус окружности картограммы реактивной нагрузки для термического цеха

см,

где Qр - расчетная реактивная мощность термического цеха, кВт.

mQ - масштаб площади круга по реактивной мощности, кВАр/см2.

Для отдельных потребителей питающихся от ГПП расчет производим аналогично и заносим в таблицу 3.2.

«Таблица 3.1» Расчет картограммы нагрузок.

Потребители ГПП	Рр, см	Rp, см	Qp, см	RQ, см	X, см	Y,см
1. Цех ТВЧ	117,75	0,9	87,96	0,7	17,15	15,5
2. Кузнечный цех	81,415	0,7	101,32	0,7	15,8	15,6
3. Механический цех	599,871	2	496,628	1,6	11,4	15,5
54 Литейный цех	811,01	2,3	460,69	1,6	16,7	8,2
5. Инструментальный цех	49,67	0,6	49,35	0,5	18,9	13,6
6.Рабочий бытовой комплекс	61,12	0,6	8,98	0,2	21,2	12,1
7. Компрессорная	114,83	0,9	84,34	0,7	14	10,5
Освещение
8. Гаражей	14,195	0,3	-	-	21,5	6,5
9. Склада	25,16	0,4	-	-	20,3	2,1
10. Инженерный корпус	9,945	0,3	-	-	25,8	6,8
11.Центр активных электрических нагрузок	12,7	13,2
12.Центр активных электрических нагрузок	16,6	12,1

На основании полученных данных строим картограммы нагрузок активной и реактивной мощности рисунках 3.1, 3.2 (генплан дан в масштабе 1:4000).

На основании построенной диаграммы находим координаты центра активных и реактивных нагрузок.

; ;

; ;

где Х0р, Y0р, Х0Q, Y0Q - координаты центров электрических нагрузок активной и реактивной мощности;

xi, yi - координаты центров окружностей потребителей ГПП.

Результаты расчета отражены в таблице 3.1 и на рисунке 3.1 и 3.2.

3.3 Выбор места расположения ГПП

Расположение ГПП в центре электрических нагрузок (ЦЭН) не представляется возможным по технологическим и архитектурным соображениям. Учитывая все это место расположения источника питания ГПП располагаем в месте указанном на генеральном плане.

3.4 Компенсация реактивной мощности ГПП

Поскольку нагрузка на шинах ГПП имеет cos = 0,9, то нет необходимости компенсации реактивной мощности.



Рисунок 3.1 - Картограмма активных нагрузок РЭС посёлка Затобольск



Рисунок 3.2 - Картограмма реактивных нагрузок РЭС посёлка Затобольск.

3.5 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП

Наличие среди потребителей ГПП электроприемников первой и второй категории по бесперебойности ЭС требует установки на ГПП двух силовых трансформаторов.

Номинальная мощность одного трансформатора

кВА,

где Sp - расчетная полная мощность всех потребителей присоединенная к ГПП, кВА;

n - количество силовых трансформаторов;

k - коэффициент загрузки силовых трансформаторов в доаварийном

режиме.

Принимаем к установке на ГПП два одинаковых трансформаторов ТМ 2500/35 (Sн = 2500 кВА, Uн = 35000 В, хх = 4,35 кВт, ixx = 1,1%, Uкз = 6,5%).

Выбранный трансформатор необходимо проверить на допустимую перегрузочную способность в аварийном режиме.

Выбранный трансформатор по условию перегрузки в аварийном режиме проходит.

Потери активной мощности в трансформаторе в нормальном режиме:

кВт,

где xx - потери холостого хода в трансформаторе, кВт;

кз - потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт;

- коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме.

Потери активной мощности в трансформаторе в аварийном режиме:

кВт,

где - коэффициент загрузки трансформатора (по активной мощности) в аварийном режиме.

Потери реактивной мощности в трансформаторе в нормальном и аварийном режимах соответственно:

кВАр,

кВАр,

где i0 - ток холостого хода в трансформаторе, %

Uk - напряжение короткого замыкания в трансформаторе, %

, - коэффициент загрузки трансформатора в нормальном и аварийном режимах.

3.6 Выбор схемы первичной и вторичной коммутации

Близкое расположение источника питания позволяет записать трансформаторы ГПП от разных секций районной ГПП ”Затобольская ” по упрощенной схеме блок ”трансформатор - линия” с разъединителем, отделителем и короткозамыкателем не снижая надежности ЭС. На стороне ВН ГПП необходима перемычка с двумя разъединителями, для того чтобы при выводе в ремонт одного трансформатора, оставшийся в работе имел резервный источник питания (рисунок 3.3).

Сборные шины ГПП (НН) состоящие из двух секций, соединены секционным выключателем для взаимного резервирования. Распределительная сеть 6 кВ выполнена по радиальной схеме.

Размещено на http://www.allbest.ru/

3.7 Расчет питающих линий ГПП

ГПП получает питание по двум ВЛ. Учитывая, что потребитель присоединенные к ГПП имеют первую и вторую категорию по бесперебойности электроснабжения пропускная способность ВЛ рассчитывается на полную мощность ГПП.

Расчетный ток ВЛ:

А,

где - расчетная активная и реактивная мощности на шинах ГПП, кВт, кВАр;

- активные и реактивные потери в трансформаторе, кВт, кВАр.

Сечение провода по экономической плотности тока:

мм2,

где - экономическая плотность тока для сталеалюминиевых проводов ВЛ, А/мм2 [4].

Принимаем для ВЛ провод АС-70/11 сечением 70 мм2, Iдл = 265 А.

Проверяем выбранное сечение по длительно допустимому току:

.

Следовательно выбранное сечение по длительно допустимому току проходит.

3.8 Расчет кабельной сети 6 кВ

Выбор сечения кабелей для распределительной сети 6 кВ производим по экономической плотности тока.

Сечение кабеля для питания ТП №1 по экономической плотности тока:

 мм2,

где А,

- расчетная полная мощность ТП №1, кВА;

- номинальное напряжение, кВ;

- экономическая плотность тока для кабелей с алюминиевыми жилами, А/мм2 [4].

Для питания ТП №1 выбираем кабель АСБ-6 395.

Дальнейший выбор производим аналогично. Результаты расчета сведем в таблицу 3.2.

Расчет падения напряжения в кабельной сети 6 кВ производим аналогично п.2.5. Результаты расчета сведем в таблицу 3.4. Падения напряжения в кабельной сети 6 кВ не превышает 5% (300 В).

«Таблица 3.2» Расчет сечений жил кабелей 6 кВ

Наименования электроприем- ников	N	Uн, В	Рр, кВт	Qр, кВАр	Sр, кВА	Iрас, А	Fэк, мм2	Fст, мм2	Iдоп, А	Число и марка кабеля
1) ТП №1	2	6	1309	447	1383	133	78,3	95	313	АСБ-6 395
1) ТП №2	1		240	168	293	28,2	16,6	25	66,5	2АСБ-6 325
1) ТП №4	1		254	195	320	30,8	18,1	25	66,5	АСБ-6 325
1) ТП №5	1		750	420	860	82,7	48,7	50	209	2АСБ-6 350
1) ТП №6	1		49,6	-	49,6	4,8	2,8	10	39,9	АСБ-6 310
1) Перемычка на стороне НН в ГПП	4		2603	1230	2879	277	163	185	475	2АСБ-6 3185

«Таблица 3.3» Расчет падения напряжения кабелей 6 кВ

Наименования электроприем- ников	Iрас, А	l, м	cos	sin	Fст, мм2	r0, Ом/км	x0, Ом/км	U, В
1) ТП №1	133,17	10	0,95	0,32	95	0,326	0,078	0,26
1) ТП №2	28,21	120	0,82	0,57	25	1,24	0,091	2,09
1) ТП №4	30,8	320	0,79	0,61	25	1,24	0,091	6,08
1) ТП №5	82,75	310	0,87	0,49	50	0,62	0,083	8,59
1) ТП №6	4,8	365	1	-	10	3,10	0,11	3,1
1) Перемычка на стороне НН в ГПП	277,1	18	0,9	0,44	185	0,167	0,073	0,53

4. Главная понизительная подстанция

4.1 Компоновка главной понизительной подстанции

Главная понизительная подстанция предприятия состоит из двух частей: открытого распределительного устройства напряжением 35 кВ и закрытого распределительного устройства напряжением 6 кВ.

ГПП получает питание по двум одноцепным сталеалюминиевым воздушным линиям. При отключении одной из линий питание секции должно восстанавливаться автоматически, поэтому применяется секционный выключатель. На стороне 35 кВ вместо выключателей используются отделители и короткозамыкатели, что обеспечивает простоту и надежность. При повреждении внутри трансформатора действует релейная защита, которая замыкает цепь привода короткозамыкателя и ножи включаются. Создается короткое замыкание на линии, что приводит в действие защиту, установленную на питающем конце линии, она отключается вместе с трансформатором. На стороне высшего напряжения трансформаторов применяется перемычка с разъединителями. При повреждении одной линии после отключения выключателя на стороне высокого напряжения трансформатора можно включить перемычку и осуществить питание двух трансформаторов от одной линии.

Конструкция открытого распределительного устройства обеспечивает свободный доступ к трансформаторам при эксплуатации. Для ремонта трансформатора на ГПП предусмотрена возможность его перевозки. Соединение трансформаторов с распределительным устройством низкого напряжения выполнено гибким проводом. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы проложены в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву. Все аппараты открытого распределительного устройства расположены на невысоких железобетонных основаниях.[4,101-109]

ОРУ выполненное по схеме одной секционированной системой шин - однопортальное. Металлические стойки, расположенные через 4,6 м, соединены швеллерами и уголками и образуют жесткую конструкцию, по которой в нижней части установлены выключатели и трансформаторы тока, а в верхней части - разъединители и сборные шины. Между линейным и шинным разъединителем есть сетчатое ограждение для обеспечения безопасности при подъеме на опору со стороны линии (или трансформатора) во время ремонтов. Приводы разъеденителей монтируются на металлических стойках. Вдоль многопролетного портала проходит лоток для контрольных кабелей.

В закрытом распределительном устройстве 6 кВ устанавливаются маломаслянные выключатели небольших размеров, что позволяет все оборудование одного присоединения разместить в одной камере.

Камеры, ввиду малого количества присоединений, размещены в один ряд. Обслуживание аппаратов производится из коридора управления, доступ в камеру имеется только с одной стороны. Все аппараты крепятся на металлическом каркасе, составляющем основу камеры. Перегородки между камерами выполнены стальными листами. Камеры разделены на два отсека: верхний отсек масляного выключателя и нижний отсек линейного разъединителя и отходящих кабелей. Каждый из них с фасада закрыт дверью из листовой стали. За дверью отсека масляного выключателя находится сетчатая дверь, которая может быть открыта только при отключенных шинном и линейном разъединителях.

Сборные шины выполненные прямоугольными алюминиевыми полосами находятся вне камеры и крепятся на опорных изоляторах, установленных в верхней части камеры на несущем каркасе через 1 м, что соответствует длине камеры. Шинный разъединитель установлен наклонно, а не вертикально для уменьшения высоты камеры, без увеличения ее ширины.

4.2 Выбор и проверка оборудования по токам короткого замыкания главной понизительной подстанции

4.2.1 Выбор гибких токопроводов распределительного устройства высокого напряжения.[5,97-115]

На подстанции в открытой части применяется гибкая ошиновка, выполненная проводами марки АС. Выбор гибких токопроводов выполняется по следующей схеме:

определяется минимальное допустимое сечение по нагреву от длительного выделения тепла рабочим током утяжеленного режима;

определяется минимально допустимое сечение по термической устойчивости;

экономически целесообразное сечение провода, которым обеспечивается минимум суммарных эксплутационных расходов;

минимально допустимое сечение по условиям коронирования;

проверка проводов на схлестывание.

Проверка по условиям коронирования необходима при напряжении 35 кВт и выше. Разряд в виде короны возникает при напряженности электрического поля:

, кВ/см (4.1)

где m` - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности проводника;

r0 - радиус провода.

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

, (4.2)

где U - линейное напряжение, кВ;

Dср - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см

, см, (4.3)

где D - расстояние между соседними фазами, D=150 см.

см.

Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого проводника не более 0,9Е0, поэтому условие проверки на корону можно записать в виде .

При больших токах к.з. провода в фазах могут сблизиться на столько, что произойдет их схлестывание. Наибольшее сближение поводов фаз наблюдается при двухфазном к.з. между соседними фазами. Усилие от тока двухфазного к.з. определяется по формуле:

, Н/м, (4.4)

где I(2) - действительное значение периодической составляющей двухфазного к.з. при t = 0.

Определим силу тяжести одного метра токопровода:

, где m - масса одного метра токопровода, кг.

Задаваясь стрелой провеса f ` определяем параметр , где tэ - эквивалентное по импульсу тока время действия быстродействующей защиты, с.

, с (4.5)

где tз - время действия защиты.

с

f`` не должна превышать 2 - 2.5 м.

По диаграмме [5] определяем отклонение провода b, м и угол , гр и сравниваем с bдоп :

, м (4.6)

где d - диаметр токопровода, м

aдоп - допустимое расстояние в свету между соседними фазами в момент их наибольшего сближения (для ОРУ 35 кВт aдоп=0,3 м).

Произведем выбор линий Л1 и Л2:

, А. (4.7)

Выбираем провод АС-16/2.7 с Iдоп=11 А.

Проверим выбранный провод на термическую устойчивость к токам короткого замыкания:

, мм2, (4.8)

А2с,

мм2.

Поскольку выбранный провод по термической устойчивости не проходит выбираем провод марки АС-35/6.2.

Проверим выбранный провод по экономическому сечению:

,мм2, (4.9)

мм2.

Проверим провод на условие короны.

Радиус провода r0=0,42 см.

кВ/см,

кВ/см,

кВ/см,

т.е. провода коронировать не будут.

Проверка проводов на схлестывание:

А,

Н/м,

кг.

Принимая стрелу провеса f``=1 м, находим отношение:

.

Тогда по кривым [5] находим b = 0,02 м, =10.

Таким образом, выбранный провод удовлетворяет всем условия проверки.

4.2.2 Выбор жестких шин распределительного устройства низкого напряжения

В закрытом распределительном устройстве ошиновка выполняется жесткими алюминиевыми шинами.

Следует учесть, что по экономической плотности тока сборные шины не выбираются, так как нагрузка по длине шин неравномерна и на многих ее участках меньше рабочего тока.

Проверка шин на длительно допустимый ток производится по условию:

.

где I'дл.доп - длительно допустимый ток для шин выбранного сечения по таблице П3-2 [5].

. (4.10)

Подставив для шин дл.доп=700С и о.н=250С, получим

 А.

Выбираем однополосные алюминиевые прямоугольные шины размером мм.

.

Произведем проверку шин на термическую стойкость к току к.з.

,мм2 , (4.11)

где - термический коэффициент, для алюминиевых шин =11;

I - установившийся ток к.з., кА;

tп -приведенное время (время, в течение которого I даст такой же термический эффект, как и действительный ток к.з. за действительное время существования к.з.), tп=1,5 с.

мм2, Sш=200 мм2,

т.е. условие выполняется.

Механический расчет однополосных шин

Наибольшее удельное усилие при трехфазном к.з. шин определяется

, Н/м. (4.12)

Так как расстояние между фазами значительно больше периметра шин , то коэффициент формы kф=1.

Равномерно распределенная сила f создает изгибающий момент

, (4.13)

l - пролет, расстояние между опорными изоляторами шинной конструкции, м.

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента

, (4.14)

где W -момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см3.

Шины механически прочны, если

.

Для шин прямоугольного сечения при расположении последних на изоляторах на «ребро»:

, (4.14)

см3,

Н/м,

Нсм,

Н/см2,

, т.е. условие выполняется.

4.2.3 Выбор изоляторов

Жесткие шины в ЗРУ 6 кВ крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:

, (4.15)

, (4.16)

где Fрасч -сила, действующая на изолятор;

Fдоп - допустимая нагрузка на головку изолятора.

Принимается Fдоп=0.6Fразр, где Fразр - разрушающая нагрузка при действии на изгиб.

Расчетная сила:

, Н, (4.17)

где kф - поправочный коэффициент на высоту шины, если она расположена на ребро.

Максимальная сила, действующая на изгиб:

Н,

,

,

,

Н.

По таблице П3-4 [5] Fразр=3750 Н. Так как Н, выбираем опорный изолятор типа ОФ-6-375.

Выбираем проходной изолятор П - 10/630-7500.

Uн= 10 кВ; Iн=630 АIраб.мах=490,7 А; Fразр=7500 Н.

Проверим проходной изолятор на механическую прочность:

,

т.е. выбранный изолятор удовлетворяет требуемым условиям.

4.2.4 Выбор выключателей

Выбор выключателей производиться по следующим условиям:

, (4.17)

. (4.18)

Выбранные выключатели подвергаются проверки на электродинамическую стойкость и проверку на симметричность тока отключения.

Проверка на электродинамическую стойкость производиться по формулам:

, (4.19)

где Iпо - начальное значение периодически составляющее тока к.з.;

Iдин - действующее значение периодически составляющее тока к.з.;

Iм.дин - максимальное значение составляющей тока к.з.

Проверка на симметричность тока отключения выполняется по условиям:

, (4.20)

где - действующие значение периодической составляющей тока к.з. в момент начала расхождения дугогасительных контактов;

- номинальный ток отключения в кА.

Выберем выключатели Q1 и Q2:

А

Выбираем выключатель типа ВМПЭ-10-630У2.

Проверка условия:

,

Проверим выбранный выключатель на электродинамическую стойкость:

Проверка на симметричный ток отключения:

Таким образом, выбранный выключатель удовлетворяет всем условиям проверки.

4.2.5 Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

Выбор разъединителей также как и выключателей производиться по номинальному напряжению и току установки, по конструкции. Короткозамыкатели выбираются по тем же условиям, за исключением рабочего тока.

Выбранные электрические аппараты проверяются по электродинамической и термической устойчивости к токам к.з.

Произведем выбор аппаратов на стороне высокого напряжения.

Iраб.утяж=87,43 А

Выбираем разъединители типа РНД-35/1000У1, отделители типа ОД-35/630У1 и короткозамыкатели типа КЗ-35.

Выполним проверку аппаратов по электродинамической устойчивости к токам к.з.:

,

Проверка на термическую стойкость аппаратов к токам к.з.:

, А2с, (4.21)

где Iтер - предельный ток термической стойкости, кА;

tтер - длительность протекания предельного тока термической стойкости.

.

Таким образом, все выбранные электрические аппараты полностью удовлетворяют всем условиям.[6,56-68]

5. Релейная защита трансформаторов ГПП

5.1 Общие вопросы релейной защиты

Системы электроснабжения являются сложными производственными объектами кибернетического типа, все элементы которых участвуют в едином производственном процессе, характерными явлениями которых является быстротечность и неизбежность повреждений. Поэтому надёжное и экономичное функционирование систем электроснабжения возможно только при автоматическом управление ими. Для этого используется комплекс автоматики, среди которых первостепенное значение имеют устройства релейной защиты. Рост потребления электрической энергии и усложнение систем электроснабжения требуют постоянного усовершенствования РЗ и А.

Развиваются микропоцессорные системы управления. В месте с тем широко применяются простейший виды защиты (плавкие вставки, автоматические выключатели, реле прямого действия и т. д.). На схемные решения и режимы работы систем электроснабжения оказывают влияние характер нагрузок, энергетические характеристики потребителей и т. д.

Промышленные предприятия для них характерна компактность расположения электроприёмников (узлов нагрузки), значительные мощности, что определяется глубоким вводом напряжения 35-110-220 кВ, применение мощных трансформаторов, кабельных линий большого сечения и различных токопроводов.Значительная часть приёмников (70%) относится к первой группе потребителей (крупные преобразователи, электродуговые печи).

Города, множество электроприёмников различной мощности, разбросанных по всей территории города, разнотипное оборудование, отсутствие постоянного дежурного персонала на ТП и РП. Городская сеть выполняется кабельной (часто к одному выключателю подключаются две- три кабельных линии).

Предприятия агропромышленного комплекса, основу системы составляют радиальные сети 0,22-110 кВ. Они характерны невысокой плотностью нагрузок (сезонностью), распределение осуществляется по воздушным линиям, применение стальных проводов, значительная протяженность сетей их разветвлённость определяют низкий уровень токов К.З, соизмеримые с токами нагрузки.

Горные предприятия, характерной особенностью является прокладка сетей подземная прокладка кабелей, наличие в рудничной атмосфере влаги (близкой к 100%), метана, пыли, стесненность пространства, передвижной характер работ, рудничное исполнение оборудования, повышенные требования по ТБ.

Железнодорожный транспорт, система электроснабжения состоит из двух частей: тяговой и внешней. В тяговую часть входят подстанции и тяговая сеть. Основная доля приёмников приёмники первой группы. Наиболее ответственным элементом является контактная сеть. Не имеет резерва, поэтому её надёжность обеспечивается путем секционирования (при К.З отключается не вся сеть, а её часть).

Назначение РЗ и А в СЭС. Наиболее опасные и частые повреждения это К.З между фазами и К.З на землю в установках с глухо заземленной нетралью, а также более значительные повреждения К.З с обрывом фаз (опасность токов КЗ термическое и динамическое действие). Для уменьшения размеров аварии и размеров повреждения необходимо быстро выключить поврежденный элемент (в ряде случаев поврежденный должен отключатся за доли секунды). Основным элементом РЗ и А является - реле. Для обеспечения надежности и бесперебойности электроснабжения применяются следующие автоматические устройства: АВР (автоматическое включение резерва), АПВ (автоматическое повторное включение), АЧР (автоматическая частотная разгрузка), для подержания напряжения (номинал) применяется АРВ (автоматическое регулирования возбуждения синх. генераторов), для регулирования напряжения на трансформаторах применяется система РПН (регулировка под нагрузкой). Применяются автоматизированные системы управления (АСУ), автоматические устройства обеспечивающие сбор и передачу информации от контролируемых пунктов на диспетчерские пункты с применением устройств: телеизмерения, телесигнализации, телемеханики, телеуправления.[7,124-135]

В настоящее время созданы и эксплуатируются системы телемеханики 4-ого поколения на базе микропроцессоров (информация выводится на дисплей, увеличивается быстродействие систем).

Элементы и функциональные части РЗ.

Измерительная часть контролирует параметры энергосистемы (абсолютное значения) тока, напряжения, угол сдвига фаз, частоту при помощи первичных преобразователей (трансформаторов напряжения и тока).

Различают сигналы аналоговые (непрерывные) и дискретные (цифровые). Основные входные величины аналоговые, а релейный измерительный орган преобразует аналоговый сигнал в дискретный.

Логическая, исполнительная и передающая (телемеханика и передача сигнала на расстояния) часть. Электрическим реле согласно госта, называется, аппарат, предназначенный производить скачкообразные изменения в выходных цепях при заданных значениях воздействующих величин. При этом считается, что реле срабатывает. Различают реле максимальные и минимальные (срабатывают на максимальную или минимальную величину тока, напряжения). В зависимости от способа включения первичные и вторичные (прямое включение в сеть или через трансформаторы). В реле прямого действия подвижная система связана с отключающим устройством коммутационного аппарата. Реле косвенного действия управляет цепью электромагнита выключателя. Основные свойства и требования к релейной защите (согласно ПУЭ).

РЗ распределительных сетей должна отвечать следующим требованиям:

Избирательность (селективность) - это свойство защиты отключать только поврежденный элемент. Избирательность достигается соответствующим подбором принципа действия защит и выбором её установок с таким расчетом чтобы не допустить её ложного срабатывания.

Быстродействие защиты в распределительных сетях сокращает размер повреждения. Быстрое отключение КЗ предотвращает не только разрушения элементов системы, но и предотвращает нарушение устойчивости параллельно работающих генераторов и синхронных двигателей, повышает вероятность успешного АПВ. Быстродействующая защита имеет время срабатывания 0,1-0,15с, за исключением защит мощных трансформаторов и сетей, где повреждения опасны для жизни людей (0,002-0,004с).

Чувствительность - это способность четко срабатывать при повреждениях в зоне ее действия (в основной и резервной зонах). Оценка чувствительности защиты производится по коэффициенту чувствительности величина которого регламентируется в ПУЭ.

Надежность - это способность устройства защиты правильно работать в нормальном, ненормальном и аварийном режимах. различают надежность срабатывания и надежность не срабатывания (возможны разные последствия от излишнего срабатывания и несрабатывания, отказа защиты). Надежность аппаратуры зависит от качества её изготовления, технического уровня эксплуатации и простоты схем.[8,156-160]

Основные принципы построения защит. Принципы построения защит весьма разнообразны. Большинство защит стоится с учетом тока и напряжения как воздействующих величин. По способам обеспечения селективности делятся две группы. Защиты с относительной селективностью в это группу входя токовые, токовые направленные (с пуском по напряжению) и дистанционные защиты (основные параметры Iср ток срабатывания, Zcp сопротивление срабатывания, выдержка времени t, коэффициент возврата kв= Iвр / Iср). Защиты с абсолютной селективностью основаны на сравнении однородных электрических величин по концам защищаемого участка или в соответствующих ветвях параллельно соединенных элементов электрической установки. Такая защита реагирует на КЗ внутри защищаемой зоны и не реагирует на внешние КЗ. Защитами с абсолютной селективностью являются продольная и поперечная дифференциальные защиты.

В данном проекте линия является тупиковой. Для защиты линии от междуфазных К.З применяем М.Т.З с блокировкой по напряжению. Для защиты линии от К.З на землю применяем токовую ступенчатую защиту. Согласно ПУЭ для защиты трансформаторов мощностью 6,3 МВА и более применяем М.Т.З, дифференциальную защиту. В данном проекте для защиты трансформатора от повреждений внутри бака при К.З, пожаре стали, снижении уровня масла ниже допустимого уровня принимаем высокочувствительную газовую защиту имеющую время срабатывания 0,05- 0,5 секунды. Простота выполнения реле и конструкция в целом является достоинством газовой защиты. Согласно ПУЭ газовую защиту требуется устанавливать на трансформаторах мощностью 6,3 МВА и более. В качестве реле применяем газовое реле марки РГУЗ-66. Для повышения надежности и качества электроснабжения применяем систему АПВ линии имеющую два повторных включения АПВ1время срабатывания которой будет 0,5 секунды и АПВ2 время срабатывания которой будет 50 секунд. Также применяется система АВР для ароматического включения резерва при выходе из строя линии или трансформатора.

5.2 Дифференциальная защита трансформаторов ГПП

Дифференциальный принцип позволяет выполнить быстродействующую защиту трансформатора с абсолютной селективностью, реагирующую на повреждения в обмотках, на выводах и в соединениях с выключателями. При этом она может иметь недостаточную чувствительность только при витковых замыканиях и "пожаре стали".

Согласно ПУЭ дифференциальная защита должна быть установлена на трансформаторах мощностью 6,3 МВА и более. На ГПП располагаются два трансформатора мощностью 6,3 МВА поэтому в качестве основной защиты принимаем дифференциальную токовую защиту двухобмоточного трансформатора на реле РНТ с промежуточными насыщающимися трансформаторами тока типа ННТ.

Реле РНТ-565 применяются в том случае, если чувствительность токовой отсечки недостаточна или требуются дополнительные устройства для выравнивания токов в схеме с реле косвенного действия. Реле РНТ-565 позволяют отстроить защиту от бросков тока намагничивания и повысить её чувствительность. Расчет параметров защиты начинается с предварительного определения тока срабатывания, по условию отстройки от броска тока намагничивания. По условию отстройки от максимального первичного тока небаланса с учетом того, что для защиты с НТТ коэффициент kап=1,0, а составляющая тока небаланса в первом приближении не учитывается благодаря соответствующему выбору числа витков уравнительных обмоток НТТ. Принимается большее из двух полученных значений тока срабатывания и производится предварительная проверка чувствительности согласно ПУЭ kч > 1,5. Расчетным по чувствительности является двухфазное к.з. на стороне низшего напряжения в минимальном режиме работы питающей системы и при максимальном сопротивлении защищаемого трансформатора. Если условие обеспечивается, то расчет параметров защиты продолжают. Он сводится к выбору схем соединения трансформаторов тока и их коэффициентов трансформации, определению числа витков дифференциальной Wдиф (Wраб) и уравнительных Wур1 и Wур2 обмоток исходя из принятого значения тока срабатывания, магнитодвижущей силы срабатывания.

С помощью ответвлений от обмоток НТТ подбираются витки дифференциальной и уравнительных обмоток так. Расчет повторяется до тех пор, пока действительный коэффициент отстройки не окажется примерно равным или большим 1,3. Для окончательно выбранного тока срабатывания защиты определяется значение коэффициента чувствительности.

В ряде случаев, особенно при наличии встроенного регулирования напряжения под нагрузкой и на трансформаторах с числом групп трансформаторов тока более двух, имеющих источники питания с нескольких сторон, определяющим при выборе тока срабатывания является отстройка от максимального тока небаланса при внешних коротких замыканиях. При этом чувствительность защиты с реле РНТ может оказаться недостаточной. Все расчеты токовой и дифференциальной защиты сводим в таблицы.

Производим расчет дифференциальной защиты, а данные расчета сводим в таблицу 5.1

«Таблица 5.1»

Расчет продольной дифференциальной защиты

Наименование величины	Обозначение	Расчет для сторон
		35 кВ	6 кВ
1	2	3	4
1	Первичные номинальные токи, А	IнI
2	Коэффициент трансформации трансформаторов тока	Ктт	300/5	1000/5
3	Соединение трансформаторов тока		?	Y
4	Трансформаторы тока		ТВТ-35	ТПШЛ-10
5	Вторичные номинальные токи в плечах защиты, А	IнII

В качестве основной принимаем сторону с наибольшим вторичным током, которой является сторона 35 кВ.

а) Находятся токи, протекающие через защищаемый трансформатор в расчетных режимах:

при внешне трехфазном коротком замыкании на шинах

, (5.1)

б) при внутреннем двухфазном коротком замыкании на выводах.

, (5.2)

определяется первичный расчетный ток небаланса без учета составляющей I3мб составляющая I3мб обусловлена неточностью установки на реле расчетных чисел витков первичной обмотки при коэффициентах трансформации силового трансформатора, соответствующих среднему значению регулируемого напряжения) по формуле.