Проектирование системы электроснабжения предприятия по изготовлению бетонных строительных материалов

Определение частоты собственных колебаний для:

- алюминиевых шин:

-медных шин:

где l - длина пролета между изоляторами, м, примем 0,8 м;

J - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см4,[15] ;

q - поперечное сечение шины, см2.

Необходимо произвести проверку на электродинамическую стойкость с учетом механических колебаний.

Если каждая фаза выполняется из двух полос (рисунок 5.1), то возникают усилия между полосами и между фазами. Усилие между полосами не должно приводить к их соприкосновению. Для того чтобы уменьшить это усилие, в пролете между полосами устанавливают прокладки (рисунок 6.6).

Рисунок 6.6 - Расположение двух полосных шин

Пролет между прокладками выбирается таким образом, чтобы электродинамические силы, возникающие при КЗ, не вызывали соприкосновение полос:

.

Механическая система две полосы - изоляторы должна иметь частоту собственных колебаний больше 200Гц, чтобы не произошло резкого увеличения усилия в результате механического резонанса. Исходя из этого, величина lп выбирается еще по одному условию:

,

где - расстояние между осями полос, см;

- момент инерции полосы, ;

- коэффициент формы, определяется по кривой, приложение;

- масса полосы на единицу длины, кг/м;

Е - модуль упругости материала шин.

Для РУ генераторов:

см;

см.

Для РУ ТП:

см;

см.

В расчет принимается меньшая из двух величин.

Силу взаимодействия между полосами в пакете из двух можно определить:

;

Н;

Н.

Напряжение в материале шин от взаимодействия полос, МПа (шины рассматриваются как балки с равномерно распределенной нагрузкой и защемленными концами):

,

где - момент сопротивления одной полосы, .

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:

,

где l - длина пролета между изоляторами, м;

- момент сопротивления пакета шин.

Шины механически прочны если:

;

Допустимое механическое напряжение для шин марки АДЗ1Т = 75 МПа, марки М1= 171 МПа [15], следовательно выбранные шины распределительных устройств соответствуют необходимой электродинамической прочности.



6. РАСЧЕТ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

6.1 Выбор КЛ

Сечение кабельной линии определено в пункте 5.2. Необходимо выбрать только марку кабеля и тип прокладки: принимаем кабель марки АПВБПГ 3Ч90/21 [11], Iдоп = 253 А, прокладка будет осуществляется в траншее.

6.2 Выбор электрооборудования РУ 10 кВ.

Расчет токов КЗ.

Составим расчетную схему (рисунок 6.1).

Рисунок 6.1 - Расчетная схема

Составим схему замещения (рисунок 6.2).

Рисунок 6.2 - Схема замещения

Расчет будем вести в именованных единицах и при приближенном приведении.

Определим параметры схемы замещения.

Исходные данные представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Параметры элементов схемы

Система	Кабельная линия 3Ч70 мм2
Система задана мощностью КЗ, МВ·А мин/макс 240/320	rуд.кб = 0,443 Ом/км, худ.кб = 0,119 Ом/км l = 0,85 км

Данные по мощности КЗ взяты в ходе преддипломной практики.

Сопротивление системы определяется по формуле:

,

где Sк.з - мощность КЗ системы, МВ·А..

Тогда ток трехфазного КЗ, равен:

- для точки К1:

- для точки К2:



Найдем ударный ток (только для точки К2), в максимальном режиме :

Набольший ток аварийного режима:

Определим тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания, при этом примем время действия основной защиты трансформатора, равное 0,1 с.

кА2с.

Выбор выключателя. Выключатели в РУ 10 кВ выбираем по утяжеленному режиму:

Принимаем к установке вакуумный выключатель ВB/TEL -10-12,5/630 У2.



Таблица 6.3 - Данные для выбора выключателя

Расчетные данные	Каталожные данные
	ВB/TEL -10-20/100 У2.
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iраб.утяж = 140 А	Iном = 630 А
IпО = 10,5 кА	Iоткл = 12,5 кА
iуд = 16,1 кА	iпр.с = 51 кА
Bк = 42,9 кА2с	I2тер. · tтер = 7803 кА2·с

10-20/Выбор трансформаторов тока. Трансформаторы тока выбираем аналогично пункту 4.4.

Iраб.утяж. = 140 А.

Принимаем к установке трансформаторы тока ТОЛ -10-I У2.

Таблица 6.4 - Данные для выбора трансформаторов тока

Расчетные данные	Каталожные данные
	ТОЛ -10-I У2
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iраб.утяж = 140 А	Iном = 150 А
iуд = 16,1 кА	Iдин. = 51 кА
Bк = 42,9 кА2с	I2тер. · tтер = 7803 кА2·с

Выбор ограничителей перенапряжения. Для защиты электрооборудования 10 кВ, принимаем к установке ограничителе перенапряжения ОПН-KP/TEL-10/12 УХЛ2.

Для приема и распределения электроэнергии используем КРУ серии D -12P. Принципиальная схема выбранного КРУ представлена на рисунке 6.3.

Выбор гибких проводов

Для обвязки трансформатора используем СИП-3 - это одножильный самонесущий изолированный провод. Жила выполнена из алюминиевого сплава. Принимаем СИП-3, сечением 70 мм2, Iдоп = 310 А.

На питающей подстанции устанавливается аналогичное оборудование, с аналогичными характеристиками. Для реализации защиты кабельной линии, от токов замыкания на землю установим трансформатор тока нулевой последовательности ТЗЛМ-10.



7. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ

Потребителями собственных нужд подстанции и электрогенераторной являются:

- освещение генераторной и подстанции и наружное освещение;

- вентиляция ЗРУ и трансформаторного блока;

- ремонтно-розеточные сети

- собственные нужды электрогенераторной: охладитель надувочного воздуха, компрессор, насос замены масла, насосы сетевой воды, вентиляция и другое.

Согласно [9], нагрузка собственных нужд электрогенераторов на базе газопоршневых двигателей составляет 3 - 4 %, от номинальной мощности установки, то есть

Рс.н. = (0,04 · 1456) = 58,2 кВт.

Таблица 7.1 - Потребители собственных нужд электрогенераторной

Вид потребителя	Количество	Мощность на единицу, Вт	Общая мощность, кВт
Охладитель надувочного воздуха, компрессор, насос замены масла, насосы сетевой воды, вентиляция и другое	2	58,2	116
Внутреннее освещение	1	1,44	1,44
Итого	118

Таблица 7.2 - Потребители собственных нужд трансформаторной подстанции

Вид потребителя	Количество	Мощность на единицу, Вт	Общая мощность, кВт
Внутреннее освещение	1	0,79	0,79
Наружное освещение	1	0,42	0,42
Вентиляция	1	0,35	0,35
Итого	1,56



8. ВЫБОР РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ

8.1 Расчет защиты генераторов

Генератор SR4B Caterpillar: Pном - 1165 кВт, Uном - 0,4 кВ, cos? = 0,8.

Согласно [18], защиту генераторов до 1 кВ выполняют с помощью плавких предохранителей или автоматических выключателей. В нашем проекте будем использовать автоматические выключатели (рисунок 8.1).

Для генераторов, работающих с глухозаземленной нейтралью, РЗ от всех видов повреждений и ненормальных режимов осуществляется с помощью автоматических выключателей с максимальными расцепителями или выключателями с МТЗ. Защита должна предусматриваться в трех или двухфазном исполнении, но в последнем случае с установкой дополнительной максимальной или дифференциальной защиты нулевой последовательности от КЗ на землю. Защита должна присоединяться к ТТ, установленным на выводах генератора со стороны нейтрали. Если выводы со стороны нейтрали отсутствуют то автоматический выключатель включают со стороны выводов генератора, обращенных к шинам. Также в генераторах мощностью более 1 МВт должно осуществляется автоматическое гашение поля.

Установка автомата со стороны выводов генератора, обращенных к шинам, не обеспечивает защиту от внутренних повреждений. Поэтому для таких генераторов целесообразно устанавливать автоматический выключатель со стороны нулевых выводов генератора или выполнять дополнительно трех- или двухфазную МТЗ, включенные на трансформаторы тока со стороны нулевых выводов генератора. Защита должна действовать на отключения выключателя установленного со стороны выводов.



Рисунок 8.1 - Схема к расчету РЗ генератора

Устанавливаемый выключатель ВА07 - 325 [14], с номинальным током отключения Iном.в. = 2500 А имеет следующие типы защит:

- МТЗ;

- защита от перегрузки;

- мгновенная токовая отсечка.

Токовая отсечка используется лишь для защиты генераторов, работающих параллельно с сетью или с другими генераторами.

Расчет уставок МТЗ генератора. Ток уставки максимального расцепителя с выдержкой времени, обратно зависимой от тока, принимают равным:

Далее по шкале уставок автоматического выключателя подбирается ближайшая большая уставка. Ряд устовок применяемого выключателя выглядит следующим образом Iном.в.Ч (1-1,5-2-2,5-3-4-6-8), т.е выбираем Iном.в.Ч 1,5. Ток уставки максимального расцепителя равен:

Ток уставки для МТЗ генераторов принимаем равным Iус.расц = 3750 А.

Чувствительность МТЗ проверяется в установившемся режиме трехфазного КЗ на выводах генератора:

где согласно п. 6.1.

Защита чувствительна.

Для обеспечения селективности требуется согласование выбранной защитной характеристики автомата защищаемого генератор, с защитными характеристиками автоматов, установленных на элементах внешней сети. При всех возможных КЗ на этих элементах их защитные устройства должны срабатывать раньше, чем сработает автомат, уставленный для защиты генератора. Так как в НКУ для защиты отходящих линий (шинопровода) используются выключатели с аналогичной времятоковой характеристикой, необходимо отстроится от их времени срабатывания.

Время срабатывания определим по выражению:

где tвнеш. - время отключения отходящих присоединений, с;

Дt - ступень селективности, для защит с применением микропроцессорных, равна 0,3 с.

Время отключения отходящих присоединений, пример равным собственному времени отключения защитных автоматических выключателей [14].

Выдержка времени токовой отсечки принимается с.

Расчет уставок защиты от перегрузки генератора. Ток срабатывания защиты от перегрузки:

где kв - коэффициент возврата, для электронных (цифровых) реле равен 0,95;

Kн - коэффициент надежности, учитывающий увеличение тока при различных перегрузках генератора, а также неточности расчета и настройке реле, принимается 1,05;

Ряд уставок выключателя для защиты от перегрузок: Iном.в.Ч (0,8-1,0-1,05-1,15). Выбираем Iном.в.Ч 1. Ток уставки для защиты от перегрузки равен:

Ток уставки для защиты генераторов от перегрузки принимаем равным Iус.расц = 2500 А.

Выдержка времени устанавливается больше выдержки времени МТЗ генератора на ступень селективности:

Выдержка времени защиты от перегрузки принимается с.

8.2 Расчет защиты трансформатора

Основными видами повреждения в трансформаторе являются: замыкания между фазами внутри кожуха трансформатора и на наружных выводах обмоток; замыкания в обмотках между витками одной фазы (витковые замыкания); замыкания на землю обмоток или их наружных выводов, повреждения магнитопровода трансформатора, приводящие к появлению местного нагрева и «пожару стали».

Для трансформаторов с высшим напряжением 10(6) кВ должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

1) междуфазных коротких замыканий в обмотках и на выводах (токовая отсечка без выдержки времени);

2) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ (максимальная токовая защита);

3) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой (максимальная токовая защита от перегрузки).

В данном проекте будем рассчитывать защиту для трансформатора

ТМГ -2500/10/0,4, со схемой соединения .

Максимальная нагрузка трансформатора примем равной 1,4·Sном.т.

Максимальное время защит линий, отходящих от шин НН трансформатора равняется собственному времени отключения автоматических выключателей, tмакс = 0,03с.

Приведем токи КЗ в таблицу 8.1.



Таблица 8.1 - Токи КЗ для расчета защиты трансформатора

ВН 10 кВ	НН 0,4 кВ

Максимальная защита трансформатора и токовая отсечка выполнена с применением устройства микропроцессорной защиты «SEPAM T-20»[19].

SEPAM серии 20 представляет собой терминал для использования в простых защитах одного присоединения, основанных на измерении токов или напряжений. Например: защита воздушных линий со встроенным АПВ; защита вводов и фидеров подстанции от междуфазных КЗ и замыканий на землю; защита трансформаторов 10 (6) кВ малой мощности от перегрузок (в том числе тепловая защита с учетом температуры окружающей среды и двумя группами уставок для разных режимов обдува); защита двигателей от внутренних повреждений и повреждений, зависящих от нагрузки с контролем режима пуска, включая защиту от перегрузок (в том числе термическая защита с учетом температуры окружающей среды и кривой холодного состояния, которую можно отрегулировать в соответствии с характеристиками двигателя.

Для цифровых терминалов SEPAM уставки рассчитываются и задаются в первичных величинах или в процентах от номинальных значений.

Поясняющая схема к расчету релейной защиты трансформатора изображена на рисунке 8.2.

Рисунок 8.2 - Схема к расчету РЗ трансформатора

Расчет токовой отсечки. Токовая отсечка от междуфазных КЗ на стороне 10 кВ. Для защиты трансформаторов мощностью до 4 МВ·А может применяться токовая отсечка [1]. На трансформаторах 6,3 МВ·А и более должна устанавливаться продольная дифференциальная защита. Известно, что мощности трансформаторов 10/0,4 кВ не превышают 1600 кВ·А (в исключительных случаях 2500 кВ А). Поэтому для защиты вводов и части первичной обмотки этих трансформаторов применяется токовая отсечка. Если применение токовой отсечки не позволяет обеспечить чувствительность защиты (kч ?1,5), то для трансформаторов мощностью более 1000 кВ·А применяют продольную дифференциальную защиту.

Продольная дифференциальная защита должна устанавливаться на крупных трансформаторах мощностью 6,3 МВт и более. Она используется в качестве основной быстродействующей защиты от всех видов КЗ в обмотках трансформатора, КЗ на выводах и в соединениях с шинами высшего и низкого напряжений. По условиям селективности токовая отсечка не должна срабатывать при КЗ на стороне 0,4 кВ. Это обеспечивается правильным выбором значений параметров срабатывания этой защиты. Уставка срабатывания реле выбирается больше значения тока трехфазного КЗ стороне 0,4 кВ. В зону действия токовой отсечки входят выводы обмотки 10 кВ, часть первичных обмоток трансформатора, а так же кабель, соединяющий трансформатор с выключателем Q2.

Уставка токовой отсечки выбирается по формуле:

где - значение тока трехфазного КЗ на выводах обмотки 0,4 кВ, А.

kотс - коэффициент отстройки учитывающий погрешность при расчете значений токов КЗ.

Для цифровых терминалов SEPAM, kотс принимается в диапазоне 1,1…1,15.

Защита не должна срабатывать при включении трансформатора от броска намагничивающего тока:

Выбирается больший из токов срабатывания защиты, т.е. 831,6 А.

Для проверки чувствительности необходимо знать двухфазный ток короткого замыкания на выводах 10 кВ трансформатора. По известному значению тока трехфазного найдем ток двухфазного КЗ по формуле:

Проверим коэффициент чувствительности токовой отсечки:

Защита чувствительна. Токовая отсечка действует только при повреждениях на выводах и части обмотки ВН поэтому выдержка времени токовой отсечки принимается с.

Расчет МТЗ. Максимальная токовая защита трансформатора устанавливается со стороны вводов 10 кВ и является одновременно защитой ввода рабочего питания 0,4 кВ. На реактированных линиях 10 кВ МТЗ является единственной защитой от междуфазных КЗ, так как при защите этих линий быстродействующие защиты не применяются. МТЗ выполняет функцию резервной защиты токовых защит трансформатора при их отказе или выводе из действия. Выбор уставок срабатывания МТЗ осуществляется из условия несрабатывания защиты при самозапуске электродвигателей. Причем, значения токов самозапуска могут значительно превышать номинальные значения токов трансформатора. При использовании в качестве защиты цифровых терминалов SEPAM защита выполняется с применением трансформаторов тока в трех фазах.

Защита должна быть отстроена от максимально возможного тока нагрузки, с учетом токов самозапуска электродвигателей:

где kсзп - коэффициент самозапуска электродвигателей, принимается равным 1,3 ч1,5;

Iнаг.макс. - максимальный нагрузочный ток, А.

Для цифровых терминалов SEPAM значение kн принимают равным 1,1, а kв принимают 0,935. Максимальную нагрузку принимаем равной суммарной расчетной нагрузкой всего предприятия УSрасч = 2548 кВ·А.

Чувствительность МТЗ проверяется по коэффициенту чувствительности со стороны 0,4 кВ:

где - ток двухфазного КЗ на выводах трансформатора со стороны 0,4 кВ

Защиту чувствительна.

Время срабатывания МТЗ определяем по формуле:

где tср.пред. - время срабатывания предыдущей защиты, с, в нашем случае автоматический выключатель установленный на стороне 0,4 кВ.

Выдержка времени МТЗ трансформатора принимается с.

Расчет защиты от симметричных перегрузок. Защита от симметричных перегрузок на стороне 10 кВ предназначена для выявления режима симметричных перегрузок защищаемого трансформатора. Защита от симметричных перегрузок действует на сигнал. Данная защита, как правило, выполняется с помощью одной из ступеней МТЗ SEPAM. Защита от симметричных перегрузок не устанавливается на реактированных линиях напряжением 10,5 кВ.

Ток срабатывания защиты от перегрузки определяется из выражения:



Время срабатывания защиты от симметричных перегрузок должно превышать время срабатывания основных защит трансформатора.

Так как, защита от перегрузки действует на сигнал, то проверять чувствительность нет необходимости. Выдержка времени принимается с.

8.3 Расчет защиты питающей кабельной линии

Согласно [1], для линий в сетях 3 - 10 кВ с изолированной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и однофазных замыканий на землю (ОЗЗ). Релейная защита кабельной линии выполнена с применением терминала защиты «SEPAM S-20» (рисунок 9.3).

Рисунок 9.3 - Схема к расчету РЗ КЛ

Расчет МТЗ. На одиночных линиях с односторонним питанием, от многофазных КЗ устанавливается МТЗ с независимой или зависимой выдержкой времени с действием на отключение.

Ток срабатывания МТЗ выбирается в амперах по двум условиям:

- несрабатывание защиты при сверхтоках послеаварийных перегрузок, т.е. после отключения КЗ на предыдущем элементе

Согласование чувствительности защит последующего и предыдущего элементов сети:

где kн.с. - коэффициент надежности согласования, принимается равным 1,1;

Iс.з.пред. - ток срабатывания МТЗ предыдущих элементов, А;

Выбираем больший из токов срабатывания защиты, т.е. 373,7 А.

Проверим чувствительность защиты в основной и резервной зоне:



где - ток двухфазного КЗ в конце защищаемой линии, примем равным току на выводах 10 кВ трансформатора (п. 8.2);

Защита чувствительна.

Выдержка времени МТЗ выбирается большей, чем у защит последующего элемента:

,

где tс.з.посл. - наибольшее время срабатывания защиты последующего элмента, с, в нашем случае tмтз трансформатора.

Выдержка времени принимается tс.з. = 0,63 с.

Расчет токовой отсечки. Токовая отсечка защищает только часть линии или часть обмотки трансформатора, расположенные ближе к источнику питания. Отсечка срабатывает без специального замедления, то есть t ? 0 с.

Селективность токовой отсечки мгновенного действия обеспечивается выбором её тока срабатывания Iс.о. большим, чем максимальное значение тока трехфазного КЗ при повреждении в конце защищаемой линии. Выбор уставки тока срабатывания выбирается по выражению 9.7:

Токовая отсечка не чувствительна из-за малой длины линии поэтому настраивать её не будем.

Расчет токовой защиты нулевой последовательности. В электрических сетях 6 - 35 кВ, работающих, как правило, с изолированной или компенсированной нейтралью, значения токов однофазного замыкания на землю (ОЗЗ) невелики, они не превышают 20 - 30 А. Поэтому сети этих классов напряжения называют сетями с малым током замыкания на землю. Однако ОЗЗ представляют большую опасность для оборудования электрических сетей и для находящихся вблизи места ОЗЗ людей и животных. В связи с этим ПУЭ требуют в одних случаях быстро автоматически отключать ОЗЗ, а в других немедленно приступать к определению присоединения с ОЗЗ и затем отключать его.

Значение емкостного тока линии и, соответственно, суммарного емкостного тока кабельной линий всей сети можно ориентировочно определить по эмпирической формуле:

- для кабельных сетей

- для воздушных сетей

где LКЛ - длина кабельной линии, км.

Тогда для данной КЛ:

Для других отходящих линий питающей подстанции, емкостной ток определяем аналогично расчеты сведем в таблицу 8.2.



Таблица 8.2 - Значения емкостного тока отходящих линий

№ линии	Тип линии	LКЛ, км	IС, А
1	3ЧАС 70	2,1	0,06
2	АСБ 3Ч240	1,2	1,2
3	АСБ 3Ч185	1,5	1,5
4	ААБл 3Ч240	1,4	1,4
5	АСБ 3Ч240	1,8	1,8
6	3ЧАС 70	1,9	0,05
7	ААШВ 3Ч70	2,2	2,2
8	ААБл 3Ч240	2,1	2,1
9	АСБ 3Ч185	1,1	1,1
10	ААШВ 3Ч185	2,2	2,2
11	ААБ 3Ч240	1,5	1,5
12	3ЧАС 70	1,4	0,04
13	АПВБПГ 3Ч70	0,85	0,9
Сумма IСУ, А	16,0

При использовании SEPAM в качестве измерительного органа защиты от ОЗЗ селективная работа защиты в режиме изолированной нейтрали может быть обеспечена при условии, когда суммарный емкостной ток сети ICУ (минимально возможный из всех режимов работы сети) существенно превышает собственный емкостной ток любого фидера Iс.фид.макс (при внешнем ОЗЗ).

Ток срабатывания определяем по условию:

где kбр - коэффициент «броска», учитывающий бросок емкостного тока в момент ОЗЗ, а также способность реле реагировать на него.

Бросок емкостного тока представляет собой апериодический процесс, который частично подавляется фильтрами цифровых терминалов. Поэтому, при использовании для защиты от ОЗЗ цифровых реле серии SEPAM, можно принимать значение: kбр =1 - 1,5.

Коэффициент чувствительности проверяется по условию:

Защита чувствительна.

Защита должна работать с минимальной выдержкой времени tт.о. = 50 мс. Защита действует на сигнал.

8.4 Расчет уставок АВР

Пусковой орган минимального напряжения. Напряжение срабатывания минимального реле напряжения выбирается так, чтобы пусковой орган срабатывал только при полном исчезновении напряжения и не приходил в действие при понижении напряжении, вызванных КЗ или самозапуском двигателей [20].

Для выполнения этого условия напряжение срабатывания минимального реле напряжения должно быть равным:

,

где Uост.к. - наименьшее расчетное значение остаточного напряжения при КЗ;

kотс. - коэффициент отстройки, принимаемый 1,2 для электронных реле.

Рассчитаем остаточное напряжения на шинах 0,4 кВ при КЗ на генераторном распределительном устройстве.

где ZУ - полное сопротивление от шин источника до места КЗ (п. 6.1), Ом.

Выдержка времени пускового органа минимального напряжения должна быть на ступень селективности больше выдержек времени защит, в зоне действия которых остаточное напряжение при КЗ оказывается ниже напряжения срабатывания минимального реле напряжения. Для защиты отходящих линий на распределительных устройствах 0,4 кВ установлены выключатели с временем отключения равным 0,03 с.

,

где tРЗ.НН - наибольшая выдержка времени защит присоединений, шин 0,4 кВ, с.

Выдержка времени принимается tс.з. = 0,33 с.

Для управления автоматическим включением резерва установим блок управления «БУАВР.2С».

БУАВР предназначен для управления автоматическим переходом от основного источника питания на резервный и обратно при недопустимых отклонениях напряжения в фазах, асимметрии или перекосе фаз, изменении порядка чередования фаз, обрывах одной или нескольких фаз в «основной» или «резервной» сетях.

Все рассчитанные уставки задаем в данном устройстве. Диапазон регулирования уставок по напряжению равен (65 ч 98) % Uном, соответственно задаем минимальное значение.

Все рассчитанные уставки по защитам электрооборудования сведем в таблицы 8.3, 8.4 и 8.5.

Таблица 8.3 - Уставки защит генераторов

Вид защиты	Iс.з., А	tс.з., с
МТЗ	3750	0,33
Защита от перегрузки	2500	0,63

Таблица 8.4 - Уставки защит трансформатора

Вид защиты	Iс.з., А	tс.з., с
ТО	832	0
МТЗ	222	0,33
Защита от перегрузки	109	0,63

Таблица 8.5 - Уставки защит кабельной линии

Вид защиты	Iс.з., А	tс.з., с
МТЗ	374	0,63
Защита от токов НП	0,007	0,05



9. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

В данном разделе рассмотрим наиболее возможные ОВПФ согласно [21], оказывающий влияние на обслуживающий персонал электроустановок и укажем необходимые мероприятия по защите от них.

Влияние электромагнитных полей. Зона влияния электрического поля - это пространство, в котором напряжённость магнитного поля превышает 5 кВ/м. Предельно допустимый уровень напряжённости электрического поля составляет 25 кВ/м [22]. В связи с тем, что высшее напряжение на подстанции составляет 10 кВ, влияние электромагнитных полей на персонал будет в пределах допустимых норм.

В данном проекте источниками ЭМП являются: трансформаторы, генераторы, коммутационные аппараты, устройства защиты и автоматики, измерительные приборы и др..

Все вопросы связанные с воздействием ЭМП, решаются непосредственно производителями данного оборудования, но для дополнительного снижения воздействия ЭМП в данном проекте каждый блок электрогенераторной и ТП выполнены раздельно и имеют капитальные перекрытия из газобетонных блоков толщиной 300 мм.

Влияние горюче смазочных материалов. Согласно[1], в камерах трансформаторов или других маслонаполненных аппаратов с массой масла в одном баке до 600 кг при расположении камер на первом этаже с дверями выходящими наружу, маслосборные устройства не выполняются. При массе масла более 600 кг должен быть устроен маслоприемник, рассчитанный на полный объем масла или удержание 20% масла с отводом его в маслосборник.

Масса масла установленного трансформатора составляет 1220 кг[11], емкость системы смазки одной газопоршневой установки (ГПУ) составляет 401 л[10], плотность моторных масел составляет 0,8…0,9 кг/л при 20 0С, тогда примем массу масла равной 360 кг. Из этого следует, что необходимо сделать маслоприемник только для трансформатора, для этого воспользуемся [1].

Замена масла ГПУ. Конструкция ГПУ установки сделана таким образом что замены моторного масла не требуется, она работает на угар, требуется только контроль и доливка масла. Для этого имеется насос для доливки и бочка емкостью 200 л возле каждой ГПУ. Хранение масла будет осуществляться на складе готовой продукции, в специально отведенном помещении.

Вентиляция. В герметичных трансформаторах типа ТМГ, который установлен в проектируемой подстанции, масло не соприкасается с воздухом и не окисляется. Однако в процессе работы есть определенный долевой выход «масляных» газов, что делает необходимым выполнение вентиляционной системы согласно [23] блока трансформатора.

Для вентиляция трансформаторного блока предусматривать естественную приточно-вытяжную вентиляцию путем установки жалюзийных решеток на дверях таким образом, чтобы воздух «омывал» трансформатор. На крыше трансформаторного блока устанавливаются дефлекторы типа Т-16, с диаметром воздуховода равным 150 мм.

Вентиляция ЗРУ 10 кВ будет выполнена только с применением установки жалюзийных решеток на дверях.

Для вентиляции электрогенераторной и ЗРУ 0,4 кВ будет обустроена вентиляция c применением принудительной приточно - вытяжной системы.

Обеспечение электробезопасности. Статистика электротравматизма в России показывает, что смертельные поражения электрическим током составляют 2,7% от общего числа смертельных случаев, что непропорционально много относительно травматизма вообще. Это означает, что электротравматизм носит по преимуществу смертельный характер. Следует отметить, что число несчастных случаев в электроустановках напряжением до 1000 В в 3 раза больше, чем в электроустановках напряжением выше 1000 В.

Это объясняется тем, что установки напряжением до 1000 В применяются более широко, а также тем, что контакт с электрооборудованием здесь имеет большее число людей, как правило, не имеющих электротехническую специальность. Электрооборудование выше 1000 В распространено меньше, и к его обслуживанию допускаются только высококвалифицированные электрики.

Для обеспечения электробезопасности каждое из помещений окольцовывают шиной заземления - внутреннее заземляющее устройство, расположенной на 0,5 м от пола и снабженной надежными контактами. Сопротивление шины заземления в любом месте не должно превышать 4 Ом. Все корпусы электродвигателей, а также металлические части оборудования, которые могут оказаться под напряжением, зануляются. Для этого используется провод марки ПВ3, сечение которого выбирается согласно [1].

В РУ 10 кВ и РУ 0,4 кВ будут установлены КРУ заводского исполнения, поэтому специальных средств защиты не предусматриваем. Необходимо только занулить корпус электроустановки, а также заземлить ввод/вывод кабельных линии. Также необходимо руководствоваться инструкциями по монтажу на данное оборудование.

Также предусмотрим следующие защитные средства, для обеспечения безопасных работ:

- резиновые диэлектрические перчатки Э29-34 (2 пары);

- коврик диэлектрический 500 Ч 500 мм (4 шт.);

- переносные заземления ПЗУ-1 (1 шт.) и ЗРЛ-10 (2 шт.);

- указатели напряжения УНН-1Д (1 шт.) и УВН-1Д (1 шт.);

- комплект предупредительных плакатов: «СТОЙ напряжение», «ВЛЕЗАТЬ здесь», «РАБОТАТЬ здесь», «ЗАЗЕМЛЕНО», НЕ ВКЛЮЧАТЬ! работают люди», «НЕ ВКЛЮЧАТЬ! работа на линии», «НЕ ВЛЕЗАЙ убьет».

Весь обслуживающий персонал должен иметь соответствующие группы допуска:

- >II - для персонала обслуживающие электроустановки до 1000 В,

- >IV - для персонала обслуживающие электроустановки свыше 1000 В.

Расчет заземления. Территория, на которой размещается подстанция, оборудуется заземляющим устройством, основной функцией которого является защита обслуживающего персонала от поражения электрическим током. Для защиты электротехнического персонала в помещениях электрогенераторной и трансформаторной подстанции предусматриваем два взаимосвязанных заземляющих устройства. И в связи с тем что электрогенераторная и подстанция являются пристроенными, то необходимо рассчитать выносное заземление.

При выносной системе заземления заземлители располагаются на некотором удалении от заземляемого оборудования. Поэтому заземленное оборудование находится вне поля растекания тока и человек, касаясь его, окажется под полным напряжением относительно земли. Выносное заземление защищает только за счёт малого сопротивления грунта.

Согласно [1] при использовании заземляющего устройства одновременно для электроустановок напряжение выше 1000 В сети с изолированной нейтралью и для электроустановок до 1000 В с глухозаземленной нейтралью, сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 4 Ом при линейном напряжении 380 В.

Предполагаемый контур искусственного заземлителя имеет форму прямоугольника. Заземлитель предполагается выполнить из вертикальных стальных электродов длиной 3 метра. Верхние концы вертикальных электродов соединяются с помощью горизонтального электрода - стальной полосы размером 40Ч4 мм, уложенной в землю на глубине0,5 м.

Исходные данные для расчета искусственных заземлителей сведены в таблицу 9.2. Расчет заземляющего устройства будем производить согласно [24].



Таблица 9.2 - Исходные данные

Вид заземления	выносное
Длина вертикального электрода l, м	3
Диаметр вертикального электрода (пруток), м	0,016
Глубина заложения заземлителя в грунт h, м	0,5
Удельное сопротивление грунта с , Ом•м	50
Климатическая зона	II
Размеры горизонтального электрода b Ч c, мм	40 Ч 4
Сопротивление заземляющего устройства RЗ.У., Ом	4

Расчет заземлителя (по допустимому сопротивлению заземлителя).

I. Определяем значение электрического сопротивления растеканию тока в землю с одиночного заземлителя:

где с - удельное сопротивление грунта, Ом · м;

- коэффициент сезонности, учитывающий промерзание и просыхание грунта, в нашем случае равен 2;

l - длина вертикального электрода, м;

d - диаметр вертикального электрода, м;

t - расстояние от поверхности грунта до середины вертикального электрода, м.

где h - глубина заложения заземлителя в грунт, м.

II. Рассчитываем число заземлителей без учета взаимных помех, оказываемых заземлителями друг на друга, так называемого явления взаимного экранирования:

III. Рассчитываем число вертикальных электродов с учетом экранирования.

где ?з- коэффициент экранирования.

Коэффициент экранирования принимаем по [24], при условии, что расстояние между вертикальными электродами а = l = 3 м (рисунок 9.1).

Рисунок 9.1 - Схема расположения вертикальных электродов

IV. Определяем длину соединительной полосы:

V. Рассчитываем полное значение сопротивления растеканию тока с соединительной полосы:

где b - ширина соединительной полосы, м.

VI. Рассчитываем полное значение сопротивления заземляющего устройства:

где ?з- коэффициент экранирования полосы, [24];

Сопротивление Rзу = 2,9 Ом меньше допускаемого сопротивления, равного 4 Ом. Следовательно, рассчитанная система заземления (чертёж 140211-12-ПЛ.06.00) обеспечивает защиту при выносной схеме расположения заземлителей. Данное значение Rзу рассчитано для заземляющего устройства электрогенераторной, для трансформаторной подстанции значение Rзу = 2,72 Ом, уменьшенное значение сопротивления объясняется большей длиной горизонтального электрода.

Расчет искусственного освещения. На подстанции и в электрогенераторной предусмотрено рабочее освещение. Территория вокруг подстанции и электрогенераторной освещается прожекторами, питающимися от сети переменного тока напряжением 220 В. На подстанции предусмотрена система автоматического и ручного включения наружного освещения. Данная система монтируется в шкафу собственных нужд, расположенному в блоке РУ 0,4 кВ и включает в себя:

- контрольное фотореле ФР-7Е;

- ряд питающих и защитных автоматических выключателей ВА47-29;

- контактор КМИ-34012;

- стационарный понижающий трансформатор напряжения переменного тока ОСМ1-0,1 220/5-22-220/36;

- штепсельная розетка на 220В, для подключения дополнительного электрооборудования РАр10-3-ОП;

- штепсельная розетка на 36В для питания переносных ремонтных светильников РШ-п-2;

- ручка переключения режима работы панели наружного освещения двух положений (ручное включение, автоматическое включение).



Заключение

В данном дипломном проекте произвели анализ источников питания, на основе которого определились со схемой электроснабжения, выбрали тип и мощности источников питания, а также произвели расчет распределительной сети.

Также, выбрали основное электрооборудование и токоведущие части распределительных устройств генераторов и трансформаторной подстанции.

Был выполнен расчет токов короткого замыкания, на основании которых произвели проверку выбранного оборудования.

Произведен расчет защиты и автоматики для основных элементов сети с применением современных микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики.



Список литературы

1. Федоров А. А., Старкова Л. Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учебное пособие для вузов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергия, 1987. - 386 с.: ил.

2. Неклипаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат, 1989. - 604 с.: ил.

3. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В2т. Т.1. Электроснабжение / Под общ. ред. А. А. Фёдорова. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 568 с.: ил.

4. Справочник по проэктировани электрических сетей / Под редакцией Д.Л. Файбисовича. - М.:Изд-во НЦЭНАС,2006.-320с. Ил.

5. Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. Учебник для техникумов. М., «Высш. школа», 1975.

6. Правила устройства электроустановок /Минэнерго СССР. - 6-е изд., перераб. и доп. - М., Энергоатомиздат, 1985. - 640 с.

7. Расчёт токов короткого замыкания в сети внешнего и внутреннего электроснабжения промышленных предприятий: Методические указания к курсовой работе для студентов специальности 100400 - «Электроснабжение»/Сост. Л.Л.Латушкина, Красноярск: КГТУ, 2004, 34 с.

8. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2 т. т 2. Электрооборудование / Под общ. ред. А. А. Федорова. - М.: Энергоатомиздат, 1987. 592 с.: ил.

9. Справочная книжка энергетика. - 5-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 568 с.: ил.

10. Электротехнический справочник: в 3-х т. Т. 2. Э 45 Электротехнические устройства/Под. общ. ред. Проф. МЭИ В. Г. Герасимова, П. Г. Грудинского, Л. А. Жукова и др. - 6-е изд., испр. и доп. - М.: Энергоиздат, 1981. - 640 с.: ил.

11. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Под общ. ред. А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского. В 2-х кн. Кн. 2. Проектно расчетные сведения. М., «Энергия», 1981.

Размещено на Allbest.ru