Проектирование электроснабжения оборудования блока ПГУ предприятия "Вологодская ТЭЦ"

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Целью данного дипломного проекта является проектирование электроснабжения оборудования блока ПГУ предприятия «Вологодская ТЭЦ». Проектирование предусматривается в связи с необходимостью расширения установленной мощности электростанции.

В ходе работы над дипломным проектом необходимо выбрать оборудование, распределительных устройств собственных нужд 6 кВ и 0,4 кВ, трансформаторы собственных нужд, а также коммутационно-защитную аппаратуру и кабельные линии; проверить их по термической, электродинамической стойкости и по потере напряжения, для чего необходимо рассчитать силовую нагрузку и токи короткого замыкания.

При проектировании выбирается число и мощность силовых трансформаторов, схема электроснабжения и распределительные пункты.

В разделе релейной защиты, рассмотрен расчет релейной защиты двигателей 6 кВ и трансформаторов собственных нужд.

В разделе расчет заземления произведен расчет заземления для электрооборудования береговой насосной станции.

В экономической части произведен сметно-финансовый расчет и расчет эффективности инвестиционных вложений в объект проектирования.



1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Вологодская ТЭЦ структурно входит в Главное управление ОАО «Территориальная генерирующая компания №2» по Верхневолжскому региону. Установленная электрическая мощность Вологодской ТЭЦ - 34 МВт (располагаемая: зимой - 34 МВт, летом - 13 МВт), установленная тепловая мощность - 582 Гкал/час (располагаемая - 542 Гкал/час).

Выдача мощности в энергосистему действующей ТЭЦ осуществляется на напряжении 35 кВ на ПС 220/110/35/10/6 кВ «Вологда-Южная». Через трансформаторы 2?40 МВА 110/35/6 кВ этой ПС обеспечивается связь с энергосистемой на напряжении 110 кВ.

Электроснабжение сторонних потребителей осуществляется на генераторном напряжении от распределительного пункта (РП 6 кВ), который присоединен к шинам ГРУ 6 кВ.

В целом, Вологодская область является энергодифицитной. Лишь 50 % потребности в электроэнергии покрывают собственные генерирующие объекты. Основные потребители электроэнергии по Вологодской области являются промышленные потребители и коммунальное хозяйство (ГЭП «Вологдаоблкоммунэнерго»). Средний темп роста этих групп потребителей на электроэнергию оценивается в период по 2010 год - 2,88% в год, по 2015 год - 3,34% в год.

Расположение промплощадки выбрано с учетом выдачи электрической мощности в сторону существующего коридора ВЛ 110 - 220 кВ , который будет использоваться для передачи электроэнергии потребителю, а также с устройством подъездных автомобильных дорог и подвода инженерных коммуникаций.

Выдача электрической мощности и обеспечение параллельной работы ПГУ - 110 МВт Вологодской ТЭЦ с энергосистемой производится на напряжении 110 кВ по схеме «блок трансформатор - линия» от каждого повышающего трансформатора на сборные шины распределительного пункта (РП 110 кВ), находящегося в балансовой принадлежности электросетевого предприятия. К шинам РП 110 кВ подключен также резервный трансформатор собственных нужд 115/6,3 кВ блока.

Климат района строительства ПГУ относится ко IIВ климатическому району. В соответствии со СНиП23-01-99 "Строительная климатология", территория строительства характеризуется следующими величинами температур:

- минимальная расчетная температура наиболее холодных суток с обеспеченностью 0,92 - минус 37? С,

- минимальная расчетная температура наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 - минус 32? С,

- абсолютная минимальная температура воздуха - минус 47,1? С.

Среднегодовая температура воздуха - плюс 2,6 C°. Самый холодный месяц в году - январь, абсолютный минимум - минус 47,1?С. Самый тёплый месяц июль, средняя температура июля 17,0?С, абсолютный максимум - плюс 35,5?С.

Продолжительность отопительного периода (t < 8oC) 228 дней, средняя температура периода - минус 4,1 оС.

высоковольтный кабель трансформатор релейный



2. РАСЧЕТНАЯ НАГРУЗКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

2.1 Расчет силовых нагрузок 0,4 кВ

Основными исходными данными для определения расчетных силовых нагрузок служит перечень потребителей электрической энергии с указанием их номинальной мощности, количества и режима работы.

Расчет производится по методу упорядоченных диаграмм.

Среднесменная активная и реактивная мощности электроприемника определяются по формулам:

; (2.1)

, (2.2)

Где - коэффициент использования электроприемника;

- номинальная мощность электроприемника, кВт.

Коэффициент использования для группы электроприемников:

. (2.3)

Эффективное число электроприемников определяется по формуле:

. (2.4)



Расчетная нагрузка группы потребителей электроэнергии определяется по формуле:

. (2.5)

где Кр - коэффициент расчетный.

Расчетная реактивная мощность группы потребителей определяется в зависимости от эффективного числа электроприемников по выражениям:

При: :

, (2.6)

при:

, (2.7)

где - соответствует cos ?, принятому для данного потребителя.

Полную расчетную мощность определяем по выражению:

. (2.8)

Расчетный ток для группы потребителей определяется по выражению:

, (2.9)



где Uном - номинальное напряжение сети.

Суммарная среднесменная мощность 1-й секции:

кВт.

Суммарная номинальная нагрузка 1-й секции:

кВт.

Найдем средневзвешенный коэффициент использования:

Эффективное число электроприемников определяется по упрощенной формуле:

(2.10)

шт.

Определяем значение коэффициента расчетной нагрузки KР для сетей

напряжением до 1 кВ [1] :

Kp=1

Найдем суммарную расчетную активную и реактивную мощности:

кВт;

квар.

Полная расчётная мощность электроприёмников секции 1:

кВА.

Полный расчетный ток:

кВа.



2.2 Расчет силовых нагрузок 6 кВ

Расчет нагрузок 6 кВ выполнен методом упорядоченных диаграмм аналогично расчету нагрузок 0,4 кВ, с использованием соответствующих коэффициентов. Результаты расчета сведены в таблицу 1 приложения 2.



3. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ МОЩНОСТИ ТСН

Трансформаторы собственных нужд выбираем по полной мощности всех потребителей. С учетом того, что согласно [4] для резервирования собственных нужд устанавливается дополнительный трансформатор, питающийся от независимого источника, коэффициент загрузки выбираем равным 1.

Для питания собственных нужд 6 кВ выбираем трансформатор ТРДНС-16000/12 У1 10,5±5*2%/6,3-6,3 кВ, трехфазный, с расщепленной обмоткой НН, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха, с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН).

Уточняем коэффициент загрузки трансформатора по выражению:

(3.1)

Где Kз - коэффициент загрузки трансформатора;

Sp - суммарная полная мощность подключенных электроприемников, кВА;

Sтр - полная мощность выбранного трансформатора, кВА.

В качестве резервного трансформатора собственных нужд 6 кВ выбираем трансформатор ТДН-16000/110 УХЛ1 115±9*1,78%/6,3 кВ, трехфазный, двухобмоточный, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха, с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН).

Силовые трансформаторы - повышающие трансформаторы генераторов блока, рабочий трансформатор 10,5/6,3-6,3 кВ собственных нужд и резервный трансформатор 115/6,3 кВ собственных нужд размещаются снаружи вдоль ряда А1 этажерки главного корпуса. Пути перекатки трансформаторов позволяют обеспечить их перемещение до подъездной автодороги для отправки с целью ремонта в специализированную организацию.

Между трансформаторами предусматриваются разделительные перегородки с пределом огнестойкости не менее 1,5 часа. Разделительные перегородки имеют ширину не менее ширины маслоприемника и высоту - не менее высоты выводов высшего напряжения наиболее высокого трансформатора.

На фундаментах установки трансформаторов и в местах изменения направления их передвижения по путям перекатки предусмотрены площадки для установки домкратов. Вдоль путей перекатки, а также у фундаментов трансформаторов предусматриваются анкеры для закрепления лебедок, используемых для перекатки трансформаторов в обоих направлениях.

Связи трансформаторов собственных нужд с электротехническим оборудованием, установленным в главном корпусе, осуществляется экранированными комплектными токопроводами ТЗКР-6-1600-81 УХЛ1.

Связи повышающих трансформаторов блока и резервного трансформатора собственных нужд с ячейками ОРУ 110 кВ осуществляются кабелями. На площадке установки трансформаторов в узле перехода воздушных гибких связей 110 кВ в кабель устанавливаются разъединители и ограничители перенапряжений.

Для питания собственных нужд 0,4 кВ выбираем по одному трансформатору на секцию и один резервный, мощностью 1000 кВА каждый.

Уточняем коэффициент загрузки трансформатора:

Принимаем к установке сухие трансформаторы типа ТСЛ 1000/10 с литой изоляцией с защитным кожухом производства ЗАО «Трансформер», г. Подольск.

4. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ ЭЛ. СЕТИ ВН

Потребители собственных нужд станции относятся к электроприёмникам I и II категории по обеспечению надёжности электроснабжения согласно [6].

Все электродвигатели одноимённых взаимно резервируемых механизмов одного агрегата или устройства присоединяются к разным секциям, питающимся от разных трансформаторов, 6 кВ, 0,4 кВ. [4]

Питание потребителей собственных нужд 6 кВ энергоблока предусматривается от двух секций распределительного устройства 6 кВ, каждая из которых подключена к рабочему и резервному источнику электроснабжения. Рабочее питание секций 6 кВ блока выполняется от отпаечного трансформатора собственных нужд с расщепленной обмоткой мощностью 16 МВА, напряжением 10,5/6,3- 6,3 кВ, с РПН ± 5х 2%, подключенного на генераторном напряжении ГТУ в зоне между выключателем и повышающим трансформатором. К секциям подключаются потребители собственных нужд ПГУ и нагрузки вспомогательных сооружений, вводимые в эксплуатацию с блоком ПГУ 110: трансформаторы собственных нужд 6/0,4 кВ главного корпуса, потребители дожимной компрессорной и циркнасосной.

Резервное питание блочных секций 6 кВ осуществляется от двух магистралей, подключенных к резервному трансформатору собственных нужд 115 ± 9х 1,78%/6,3 кВ.

Сеть 6 кВ работает в режиме с частичным заземлением нейтрали.

Для возможности подачи питания на секции 6 кВ в аварийных случаях, связанных с выходом из строя источников питания собственных нужд, предусматривается кабельная связь с ГРУ 6 кВ существующей части. [4]

РУСН 6 кВ собственных нужд выполняются на базе комплектных устройств заводского исполнения «Волга» с номинальным током сборных шин 1600 А. В шкафах устанавливаются вакуумные выключатели VF12 на номинальный ток отключения 31,5 кА с номинальным током для вводных ячеек 1600 А, и с номинальным током 630 А - для отходящих линий.



5. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ ЭЛ. СЕТИ НН

Для питания потребителей собственных нужд 0,4 кВ главного корпуса и вспомогательных сооружений станции предусматривается две секции распределительного устройства 0,4 кВ (РУСН 0,4 кВ). Рабочее питание каждой секции РУСН 0,4 кВ выполняется от своего рабочего трансформатора 6/0,4 кВ мощностью 1000 кВА, подключенного к блочной секции КРУ 6 кВ собственных нужд станции. Питание секций 0,4 кВ главного корпуса принято по схеме «явного резерва». Приняты к установке сухие трансформаторы типа ТСЛ 1000/10 с литой изоляцией с защитным кожухом производства ЗАО «Трансформер», г. Подольск.

Резервное питание РУСН 0,4 кВ блока предусматривается от резервного трансформатора 6/0,4 кВ, подключенного к сборке резервного питания 6 кВ.

Секции РУСН 0,4 кВ секционируются автоматическими выключателями на две полусекции. К полусекции с резервным вводом питания присоединяются ответственные потребители.

Все РУСН 0,4 кВ выполняются на базе комплектных низковольтных устройств заводского исполнения НКУ «СТЭЛС» ЗАО «Завод «АтомСтройЭнерго», г. Москва.

Питание потребителей 0,4 кВ нагрузки вспомогательных сооружений осуществляется от секций блочного РУСН 0,4 кВ.

Питание электроприемников циркуляционной насосной, градирни, химводоочистки и дожимной компрессорной осуществляется непосредственно от секций РУСН 6 и 0,4 кВ главного корпуса.

В связи с наличием в районе размещения электростанции развитых сетей 220 и 110 кВ дизель - генератор для обеспечения пуска газовой турбины не предусматривается.

Схема питания собственных нужд 0,4 кВ представлена на черт. № 3.

Для питания особо ответственных потребителей (аварийные маслонасосы, цепи управления, контроля и сигнализации, аварийное освещение, АСУ ТП) блока предусмотрен щит постоянного тока с аккумуляторной батареей 220 В из герметичных аккумуляторов, двумя зарядно-подзарядными агрегатами и устройством стабилизации напряжения на шинах.

Аккумуляторная батарея работает в режиме постоянного подзаряда. Емкость аккумуляторной батареи выбирается исходя из условий обеспечения питания потребителей блока в аварийном режиме в течение 30 мин.

Свинцово-кислотная аккумуляторная батарея принята с пластинами большой поверхности типа «Планте» по классификации DIN Classic GROE.

Предусматривается установка отдельного комплекта аккумуляторной батареи с малообслуживаемыми аккумуляторами с электролитом типа AGM для питания АСУ ТП с сетью взаиморезервирования и заряда. Весь комплект оборудования постоянного тока, включая зарядно-выпрямительные устройства и стабилизаторы напряжения, установлены в шкафу.

Для ГТУ предусматривается комплектная поставка контейнера с аккумуляторными батареями напряжением 125 В с продолжительностью автономной работы 6 часов, комплектная система АСУ с оборудованием ГТУ, оперативный ток управления генераторным выключателем, разъединителем, заземлителями, системы пуска и возбуждения генератора получают питание от аккумуляторной батареи ГТУ.

Для питания цепей управления, защит, автоматики и другой ответственной нагрузки на переменном токе, применяются агрегаты бесперебойного питания (АБП).



6. Выбор ошиновок, кабельных линий

6.1 Выбор ошиновок

Для выбора шин и ячеек КРУ РУСН-6 кВ определим расчетный ток на секциях шин:

, (6.1)

где Iр - расчетный ток на секции шин, А

Sт - полная мощность трансформатора, кВА;

Uном - номинальное напряжение на шинах, кВ.

А.

Магистральный шинопровод выбираем по расчетному току из условия

Iр ? Iном, (6.2)

Где Iном - номинальный ток шинопровода.

Так как расчетный ток на секциях шин РУСН-6 кВ составляе Iр1 = 1539 А, то выбираем шинопроводы типа ТЗКР-6-1600-81 УХЛ1 на номинальный ток 1600 А и ячейки КРУ «Волга» с номинальным током сборных шин 1600 А.

Проверку на термическую и динамическую стойкость выполним после расчета токов короткого замыкания и уставок релейной защиты.

6.2 Выбор кабельных линий 6 кВ

Выбор высоковольтных кабелей осуществляется по нагреву расчетным током. Выбранное сечение должно удовлетворять следующему условию

Iп.а. ? Кср Кпр Кпер Iдоп (6.3)

где Iп.а. - ток послеаварийного режима, когда одна питающая линия вышла из строя, А;

Кср - поправочный коэффициент, зависящий от температуры земли и воздуха, выбирается из [1];

Кпр - поправочный коэффициент, зависящий от количества работающих кабелей, лежащих рядом в земле, выбирается из [1];

Кпер - коэффициент перегрузки кабеля, выбирается из [1];

Iдоп- допустимый длительный ток для данного кабеля, А.

Сечение должно быть проверено по экономической плотности тока jэк. Экономически целесообразное сечение определяется из соотношения

(6.4)

где Fp - расчетное сечение кабеля или провода, мм2;

Ip - расчетный ток кабеля или провода, А;

jэк - экономическая плотность тока, А/мм2. Значения jэк в [1].

Также сечение необходимо проверить по термической стойкости при токах короткого замыкания. Минимальное сечение проводника, отвечающее требованию термической стойкости при КЗ, можно определить по формуле:

(6.5)

где ВК - полный тепловой импульс квадратичного тока КЗ, кА2•с;

- расчетный ток КЗ;

С - температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева жил кабеля, для кабелей с медными жилами и ПВХ-изоляцией С = 75 Ас1/2/мм2;

Расчетный импульс квадратичного тока КЗ определяется по выражению:

(6.6)

Где - расчетный ток КЗ, кА;

- время отключения КЗ, с, которое складывается из времени действия релейной защиты данной цепи tр,з и полного времени отключения выключателя tотк,в;

- усредненное значение времени затухания свободных токов КЗ, принимается равным 0,03 с;

Проверку кабельных линий 6 кВ по потере напряжения выполним по формуле:

(6.7)

где ?U - потери напряжения на линии, кВ;

r, x - активное и реактивное сопротивления линии, Ом;

P, Q - активная и реактивная, передаваемые по линии, кВт и квар.

Выберем кабель, питающий газодожимной компрессор. Длина кабеля составляет 520 м. Определяем сечение кабеля по экономической плотности тока. За расчетный принимаем ток, соответствующий номинальной мощности:



Из [1] выбираем кабель марки ВВГнг со стандартным сечением Fст = 150 мм2, ближайшим к Fр = 132,7 мм2, допустимый ток которого Iдоп = 440 А:

358,4 < 1•1•1,15•440 = 506 А.

Удельное активное и индуктивное сопротивления данного кабеля соответственно равны rуд = 0,12 мОм/м, худ = 0,074 мОм/м. Потеря напряжения в кабеле составит

Результаты выбора кабельных линий 6 кВ сведены в таблицу 1 приложения 3.

Проверку кабеля на термическую стойкость выполним после расчета токов короткого замыкания и уставок релейной защиты.

6.3 Выбор кабельных линий 0,4 кВ

Для выбора кабелей необходимо знать характер среды, способ прокладки, номинальные токи электроприемников, которые рассчитываются по формуле:

(6.8)

Проверяем выбранный кабель по нагреву расчетным током:



Iр ? Кср Кпр Iдоп , (6.9)

Где Iр - расчетный ток потребителя, для одиночного электроприемника ; - поправочный коэффициент, учитывающий отличие температуры в цехе от температуры, при которой задан , принимаем ; - поправочный коэффициент, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки для кабелей при их многослойной прокладке в коробах, берем . Iдоп - длительно допустимый ток, А;

Выбранные кабели необходимо проверить на потери напряжения по формуле:

(6.10)

Где , - активное и реактивное удельные сопротивления провода или кабеля, мОм/м;

- длина провода или кабеля, м;

- угол сдвига между напряжением и током.

Согласно ПУЭ потеря напряжения не должна превышать 5%.

Приведем расчет для одного потребителя (сборки вентиляции):

Берем кабель марки ВВГнг-LS (4x70), Iдоп = 270 А.

.

Проверку кабеля на термическую стойкость выполним после расчета токов короткого замыкания и уставок релейной защиты.



7. РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ

7.1 Расчет токов короткого замыкания 6 кВ

При расчете токов КЗ в установках напряжением выше 1 кВ в качестве расчетных сопротивлений следует принимать индуктивные сопротивления элементов системы электроснабжения. Активное сопротивление следует учитывать только для протяженных кабельных сетей малых сечений с большим активным сопротивлением, а также, если не выполняется условие r? < (x?/3), где r? и x? - суммарные активные и реактивные сопротивления элементов системы электроснабжения до точки КЗ.

Расчет токов короткого замыкания в сети 10 кВ включает в себя:

1. Составление расчетной схемы системы электроснабжения, ее эквивалентной схемы замещения и определение параметров ее элементов;

2. Преобразование схемы с целью приведения ее к простейшему виду;

3. Определение искомого тока короткого замыкания.

Питание РУСН-6 кВ осуществляется через два трансформатора, имеющих различные параметры. Схема для расчета токов короткого замыкания представлена на рис. 7.1, а схема замещения представлена на рис. 7.2.



Рис.7.1 Схема для расчета токов КЗ 6 кВ

Рис. 7.2 Схема замещения 6 кВ

Расчет токов короткого замыкания для сети 6 кВ ведем в именованных единицах. Определим параметры схемы замещения.

Параметры системы:



(7.1)

где Iном,откл - номинальный ток отключения выключателя, кА; для установленных выключателей VF12 Iном,откл = 31,5 кА.

Индуктивное сопротивление кабельной линии находим по формуле

XW = xуд•lW , (7.2)

где xуд - удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км;

lW - длина линии, км.

Активное сопротивление линии:

RW = rуд•lW , (7.3)

где rуд - удельное активное сопротивление линии, Ом/км;

Индуктивное сопротивление трансформатора:

(7.4)

где uK - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

- номинальная мощность трансформатора, кВ·А.

Активное сопротивление трансформатора:



, (7.5)

где - потери короткого замыкания трансформатора, кВт.

Определим сопротивления трансформатора T1:

Определим сопротивления обмоток ВН и НН:

Хвн = 0,125 ? 0,689 = 0,086 Ом;

Хнн1 = Хнн2 = 1,75 ? 0,689 = 1,206 Ом;

Rвн =0,5 ? 0,037 = 0,019 Ом;

Rнн1 = Rнн2 = 0,037 Ом.

Определим сопротивления трансформатора T2:

Определим сопротивления кабельной линии W1:

XW1 = 0,078•0,025 = 0,002 Ом;

RW1 = 0,19•0,025 = 0,0048 Ом.

Определим сопротивления кабельной линии W2:

XW2 = 0,074•0,52 = 0,0385 Ом;

RW2 = 0,12•0,52 = 0,0624 Ом.

Расчёт токов трехфазного КЗ выполняем для напряжения 6 кВ по формуле:



(7.6)

где X?, R? - суммарные активное и индуктивное сопротивление от источника питания до расчётной точки КЗ, Ом.

Установившееся значение тока при двухфазном КЗ определяется по значению тока трёхфазного КЗ:

(7.7)

Расчет ударного тока:

, (7.8)

где куд - ударный коэффициент.

Ударный коэффициент:

куд = 1 + е-0,01/Та, (7.9)

где Та - апериодическая составляющая тока КЗ.

Апериодическая составляющая тока КЗ:

. (7.10)

Рассчитаем ток трехфазного КЗ в точке К1:



Ток двухфазного КЗ в точке К1:

Найдем ударный ток:

Апериодическая составляющая будет равна по (7.10):

Ударный коэффициент по (7. 9):

куд = 1 + е-0,01/0,001 = 1,000.

Ударный ток по (7.8):

кА.

Аналогичным образом найдем токи КЗ в точках 2, 3 и 4. Результаты сводим в таблицу 1 приложения 5.

Проверим по термической стойкости токам короткого замыкания сечение кабельных линий, питающих трансформатор с.н. 6/0,4 кВ.

Определим тепловой импульс квадратичного тока КЗ:

Определим минимальное сечение проводника, отвечающее требованию термической стойкости при КЗ:



Следовательно выбранное сечение кабеля 95 мм2 > 26 мм2 будет термически стойко при коротком замыкании.

Остальные кабельные линии проверяются аналогичным способом.

7.2 Расчет токов короткого замыкания 0,4 кВ

Сети промышленных предприятий напряжением до 1 кВ характеризуются большой напряженностью и наличием большого количества коммутационно-защитной аппаратуры. При напряжении до 1кВ даже небольшое сопротивление оказывает существенное влияние на ток К.З. Поэтому в расчетах учитывают все сопротивления короткозамкнутой цепи, как индуктивные, так и активные. Кроме того учитывают сопротивления всех переходных контактов в этой цепи (на шинах, на вводах аппаратов, разъемные контакты аппаратов и котактов в месте К.З.). При отсутствии достоверных данных о контактах и переходных сопротивлениях рекомендуется при расчете токов КЗ в сетях, питаемых трансформаторами мощностью до 1600 кВ.А, учитывать их сопротивление следующим образом:

а) для распределительных устройств на подстанциях - 15 мОм;

б) для первичных цеховых РП, а также на зажимах аппаратов питаемых радиальными линиями от щитов подстанций или главных магистралей - 20 мОм;

в) для вторичных цеховых РП, а также на зажимах аппаратов, питаемых от первичных РП - 25 мОм;

г) для аппаратуры, установленной непосредственно у электроприемников, получаемых питание от вторичных РП - 30 мОм.

Для установок напряжением до 1 кВ при расчете токов КЗ считают, что мощность питающей системы не ограничивается и напряжение на стороне высшего напряжения цехового трансформатора является неизменным. Это условие выполняется, если мощность системы примерно в 50 раз мощность цехового трансформатора.

Расчет токов КЗ на напряжение до 1 кВ выполняют в именованных единицах. Сопротивления элементов системы электроснабжения высшего напряжения приводят к низшему напряжению по формуле:

(7.11)

где xв - сопротивление элемента системы электроснабжения высшего напряжения;

xн - сопротивление элемента системы электроснабжения высшего напряжения, приведенного к низшему напряжению;

Uном,в - номинальное напряжение высшей ступени;

Uном,н - номинальное напряжение низшей ступени.

Если предполагается развитие энергосистемы и стремятся, чтобы все выбранные аппараты при этом соответствовали своему назначению,расчет токов КЗ выполняют без учета сопротивления системы до цехового трансформатора.

Значение трехфазного тока КЗ определяется по формуле:

(7.12)

Где r - суммарное активное сопротивление цепи КЗ, мОм;

х - суммарное реактивное сопротивление цепи КЗ, мОм.

Ударный ток КЗ определяется по формуле:



(7.13)

Выбор защитной аппаратуры и проверка шинопроводов в цеховых сетях на электродинамическую стойкость осуществляется после расчета ударных токов. Значения ударных коэффициентов определяют по кривой Kуд = ( x/r ), а при x/r < 0.5 принимают равным единице.

Согласно правилам [1] влияние асинхронных двигателей на ток КЗ не учитывается, если ток от них поступает к месту КЗ через те элементы, через которые протекает основной ток КЗ от сети и которые имеют существенное сопротивление. Для сети 0,4 кВ такими элементами являются кабели и переходныесопротивления в месте КЗ. Поэтому подпитку от электродвигателей следует учитывать только при выборе аппаратуры на основном щите КТП и не следует учитывать при выборе аппаратуры на сборках 0.4 кВ.

Периодическую составляющую тока подпитки от электродвигателей можно определить, рассматривая нагрузку трансформатора как обобщенную с параметрами Е”* = 0.8 и x”* = 0.35:

, (7.14)

Суммарный ток вместе КЗ с учетом подпитки от электродвигателей:

(7.15)

Где -расчетный ток КЗ от трансформатора, для металлического КЗ равен ;

для КЗ через переходные сопротивления равен .

Ударный ток КЗ от электродвигателей [ 5 ]:

(7.16)

Где кУ.ДВ - ударный коэффициент тока КЗ от электродвигателей, принимается равным единице ввиду быстрого затухания апериодической составляющей.

Суммарный ударный ток КЗ с учетом подпитки от электродвигателей:

, (7.17)

В четырехпроводных сетях (3ф+N) при замыкании одной фазы на нулевой провод или на металлический корпус электрооборудования для защиты персонала защитный аппарат должен автоматически отключить защищаемый им участок цепи.

Для проверки срабатывания защитного аппарата при замыкании между фазным и нулевым проводами необходимо прежде всего определить расчетный ток КЗ.

Ток однофазного КЗ определяется по формуле:

(7.18)

Где UФ - номинальное фазное напряжение сети, В;

zп - полное сопротивление петли фаза-нуль, мОм;

zт - полное сопротивление трансформатора току замыкания на корпус, мОм.

Пример расчета:

Составим расчетную схему (рис. 7.3) и схему замещения (рис. 7.4) для расчета на примере одной из секций РУСН 0,4 кВ

Рис. 7.3 Схема для расчета токов КЗ 0,4 кВ

Рис. 7.4 Схема 0,4 кВ

Определим токи КЗ в точке К1 сети 0.4 кВ.

1) Определим сопротивление цехового трансформатора Т1

(7.19)

;

(7.20)

xц.тр =8,6 мОм.

2) Рассчитываем ток КЗ в точке К1 на вводе низшего напряжения шин РУСН 0,4 кВ в максимальном и минимальном режимах.

Токи трехфазного КЗ в максимальном и минимальном режимах определяем по формуле (6.2):

11.1 кА;

11 кА.

При расчете тока КЗ , учитываем переходное сопротивление контактов. Для этого вводим добавочное сопротивление, которое на шинах подстанции составляет 15 мОм.

Находим средний ток КЗ в точке К1:

кА .

Ток КЗ с учетом подпитки от электродвигателей определяем по формуле (7.15):

Iк(3) = 11,05 + 2,29 ? 0.94 = 13,2 кА.

3) Ударный ток КЗ в точке К1 определяем по формуле (7.13):

iуд = 1 ? 1,41 ? 11,05 =15,58 А.

Значение ударного коэффициента определяем по кривой куд=f(x/r) (рис 6.2 [ c ]).

Суммарный ударный ток КЗ с учетом подпитки от электродвигателей по формуле (7.17):

iуд =15.58 + 3.22 ? 0.94 = 18,6 кА.

Токи КЗ для остальных точек рассчитываем только для минимального режима, при этом учитываем сопротивления шинопроводов, кабельных линий и переходные сопротивления контактов.



8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

8.1 Выбор выключателей 6 кВ

Выключатели выбираются по номинальному значению тока и напряжения, роду установки и условиям работы, конструктивному исполнению и отключающим способностям.

Выбор выключателей производится:

1) По напряжению:

(8.1)

2) По длительному току:

(8.2)

3) По отключающей способности:

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току короткого замыкания:

(8.3)

(8.4)

Где Iпр.скв - действительное значение предельного сквозного тока КЗ;

- начальное значение периодической слагающей тока короткого замыкания в цепи выключателя.

Выбираем вакуумные выключатели VF12 на номинальный ток отключения 20 кА с номинальным iтоком для вводных ячеек 1600 А, и с номинальным током 630 А - для отходящих линий.

Выбранные выключатели подходят по напряжению, длительному току и отключающей способности.

8.2 Выбор автоматических выключателей

Условия выбора и проверки автоматического выключателя:

Соответствие номинального напряжения автоматического выключателя Uн.в номинальному напряжению сети Uн.с.:

Uн.в. Uн.с (В). (8.5)

Соответствие номинального тока выключателя расчетному току защищаемой цепи:

Iн.в Iр (А) (8.6)

Если выключатель имеет комбинированный или электронный расцепитель, то уставки iрасцепителей выбираются раздельно. Для выключателей серий А3700 и АЕ задаётся ток расцепителя:

Iн.р Iр (А) (8.7)

Для выключателей серий Э задаётся ток базовый ток МТЗ:

Iн.МТЗ Iр (А) (8.8)

Токовую отсечку автоматического выключателя (уставку электромагнитного или iаналогичного ему расцепителя) отстраивают от пускового тока электроприемника по выражению:

Iсо 1,05 кз ка кр Iпик = кн Iпик (А) (8.9)

Где кН 1,05 кз ка кр - коэффициент надежности отстройки;

1,05 - коэффициент, учитывающий, что в нормальном напряжение может быть на 5% выше номинального электроприемника;

Кз - коэффициент запаса;

КА - коэффициент, учитывающий наличие составляющей в пусковом токе электроприемника;

Кр - коэффициент, учитывающий возможный разброс срабатывания отсечки, относительно уставки;

Iпик - пиковый ток электроприемника.

Величина пикового тока iзависит от вида электроприемника. Для защит электродвигателей пиковый ток является пусковым и определяется по формуле:

Iпик = кп Iн.дв (А) (8.10)

Где кп кратность пускового тока электродвигателя (принимается по справочнику);

Iн.дв - номинальный ток двигателя, А.

Для защит группы электродвигателей:

Iпик = (кп -1)Iн.м + Iр (А) (8.11)

Пиковый ток на шинах КТП или шинопроводе определяется по формуле:

Iпик = ксз•Iр (А) (8.12)

Где ксз = 1,2…2,4 принимается в зависимости от соотношения видов электроприемников на шинах КТП или шинопровода.

Защита от перегрузки:

Надо иметь в виду, что контроль за iперегрузкой электроприемников ложится на тепловой или аналогичный ему электронный расцепитель автоматического выключателя, поэтому уставку последнего выбирают из соображения допустимой перегрузки электроприемника электрической сети.

Для защиты от перегрузки трансформаторов уставки выбираются исходя из перегрузочной способности трансформатора:

Iс.п. 1,4 Iн.тр (А). (8.13)

Для защиты от перегрузки двигателя уставки выбираются исходя из условия:

Iс.п. 1,2 ?1,4 Iн.д (А) (8.14)

Где Iн.дв номинальный ток двигателя, А.

Для защиты от перегрузки iсетей уставки выбираются исходя из длительно-допустимого тока кабельной линии по условию:

Iс.п. 1,25 Iдоп (А) (8.15)

Где Iдоп - допустимый ток кабеля (справочная величина) принимается по [6], А.

Выбор времени срабатывания:

Время срабатывания отсечки автоматического выключателя, защищающего, группу электроприемников (шинопроводы, кабельную сеть с распределительными шкафами), секционных и вводных выключателей определяется по условию:



tс.о tc.о.п. + t (с), (8.16)

где tс.о.п. - аибольшее время срабатывания отсечки предыдущей от источника питания защиты, с;

t - ступень селективности, принимается для выключателей А3700, ВА равной 0,1-0,15 с, для серии «Электрон» 0,2-0,25 с.

Проверка по условиям стойкости при КЗ:

Предельной коммутационной способностью выключателя (ПКС) называется максимальное значение тока КЗ, которое выключатель способен включить и отключить несколько раз, iоставаясь в исправном состоянии. Одноразовой ПКС (ОПКС) называют наибольшее значение тока, которое выключатель может отключить один раз. После этого дальнейшая работа выключателя не гарантируется. Каталожное значение ПКС должно быть не меньше значения тока КЗ, протекающего в цепи в момент расхождения контактов выключателя.

ПКС I(3) к (А) (8.17)

Где I(3) к = (3) к.мах - ток металличекого КЗ для вводных и секционного выключателей, кА.

Допускается установка нестойких к КЗ выключателей или группы выключателей, если они защищены расположенным ближе к источнику питания стойким к КЗ выключателем, обеспечивающим мгновенное отключение всех КЗ с током, равным или большим тока ОПКС указанных нестойких выключателей.

В тех случаях, когда заводом-изготовителем в качестве ПКС задается ток диамической стойкости проверка осуществляется по условию:

ПКС(ОПКС) iуд (А). (8.19)



Проверка по чувствительности отсечки при КЗ:

, (8.19)

Где Кч - коэффициент чувствительности отсечки;

I (1)к.min - минимальный однофазный ток КЗ ограниченный переходным сопротивлением дуги в конце защищаемой линии, А;

Iс.о - ток срабатывания отсечки, А;

Кр - коэффициент разброса срабатывания отсечки по току (справочная величина [5] ).

Приведем пример расчета для iудаленного потребителя. Рассмотрим выбор автоматических выключателей для участка: начиная от ввода трансформатора, далее по отходящей линии, и защиту двигателя НБГК.

Выбор линейного автоматического выключателя QF2. Для установки в панели РУ-0,4кВ выберем автоматический выключатель А3712Б с комбинированным расцепителем, Iн.в = 160 А, селективного действия. По выбираем параметры автоматического выключателя и рассчитываем уставки защит:

Номинальные параметры выключателя:

Uн.в. = 660 В > Uн.с. = 380В,

Iн.в = 160 А > Iр = 33,4 А,

Iн.р = 40 А > Iр = 33,4 А.

Расчетный ток уставки отсечки электромагнитного:

Iс.о. кН Iпик,

Iпик = (кп -1)Iн.м + Iр = (7,5 -1)•15,1+33,4 = 131,5 А,

Iс.о. = 10 Iн.р = 10 40 = 400 А > 1,5 131,5 = 197,25 А.

Время срабатывания отсечки:

tс.о = 0,01 + 0,1 = 0,11 с, выбираем tс.о = 0,25 с.

Ток срабатывания теплового расцепителя при коэффициенте 1,25:

Iс.п = 1,25 Iн.р. = 1,25 40 = 50 A < 1,25 Iдоп = 1,25 42 = 52,5 А.

Предельная коммутационная способность:

ПКС = 20 кА > iуд (к-2) = 10,8 кА.

Чувствительность току однофазного замыкания в конце зоны:

> 1,1 Кр = 1,1 1,3 = 1,43.

Выключатель проходит по всем требованиям.

Выберем вводной автоматический выключатель QF1. Марка выключателя «Электрон» - Э16, выдвижного исполнения , Iн.в = 1600 А. По [5, т. 6.15, с. 121] выбираем параметры автоматического выключателя и рассчитываем уставки защит:

Номинальные параметры выключателя:

Uн.в. = 660 В > Uн.с.= 380В,

Iн.в = 1600 А > Iр = 1564,9 A,

Iн.МТЗ = 1600 А > Iр = 1564,9 A.

Ток срабатывания от перегрузок при коэффициенте 1,25:

Iс.п. = 1,25?Iн.МТЗ = 1,25?1600 = 2000 А,

Iс.п. = 2000 < 1,4Iн.тр =.

Расчетный ток уставки отсечки электронного расцепителя:

Iс.о кн Iпик,

Iпик = ксз Iр = 1,5 1564,94 = 2347,41 А,

Iс.о = 3 1600 = 4800 А > кн Iпик = 1,6 2347,41 = 3755,86 А.

Время срабатывания отсечки по:

tс.о = 0,11 + 0,2 = 0,31 с, выбираем tс.о = 0,45 с.

Ток срабатывания мгновенной отсечки:

Iс.мгн = 2,2 ?3 Iс.о =2,2 4800 = 10560 А< I(3) к.мах(к-1) = 13,2кА.

Время срабатывания мгновенной отсечки:

tс.о = 0,05 с.

Предельная коммутационная способность по:

ПКС = 105 кА > I(3) к.мах(к1) = 13,2 кА.

Чувствительность току однофазного замыкания в конце зоны защиты:

>1,1Кр = 1,1 1,35 = 1,485.

Выключатель проходит по всем требованиям.

8.3 Выбор трансформаторов тока

Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значения, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Выбор трансформаторов тока осуществляется:

- по напряжению установки ;

- по току ;

- по конструкции и классу точности;

- по электродинамической устойчивости ;

- по термической стойкости ;

Выбираем трансформаторы тока типа ТОЛ-10.



8.4 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Условие выбора трансформатора напряжения:

Выбираем трансформаторы напряжения НАМИ-6 У3 со следующими характеристиками:

- Напряжение обмотки ВН - 6 кВ

- Напряжение основной обмотки НН - 0.1 кВ

- Напряжение дополнительной обмотки НН - 0.1/3 кВ

- Мощность основной вторичной обмотки - 75 ВА

- Мощность дополнительной вторичной обмотки - 30 ВА

- Класс точности в номинальном режиме - 0.2

8.5 Выбор ограничителей перенапряжения

Установка ОПН на присоединениях с вакуумными выключателями ограничивает перенапряжения, связанные с обрывом тока и эскалацией напряжений, сокращает число повторных зажиганий, а следовательно число опасных перенапряжений и полностью исключает перенапряжения при виртуальном срезе тока.

Защита от перенапряжений требуется при коммутациях вакуумными выключателями присоединений с электродвигателями и трансформаторами.

Условие выбора ограничителей напряжения:



Выбираем ОПН-6 У2 с классом напряжения 6 кВ, с номинальным разрядным током 5 кА.



9. ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ

В целях сокращения расходов электроэнергии проектом строительства ПГУ предусматривается ряд мероприятий, направленных на достижение максимальной эффективности энергосбережения:

- выбор наиболее рациональной с точки зрения технико-экономических показателей схемы электроснабжения собственных нужд;

- технически и экономически обоснованный выбор числа, мощности и режима работы трансформаторов с.н.;

- выбор электрических аппаратов, токоведущих устройств в соответствии с требованиями технико-экономической целесообразности;

- применение автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) для обеспечения эффективного управления параметрами и экономичностью работы оборудования энергоблоков во всех эксплуатационных режимах работы, процессами выработки и отпуска электрической энергии заданного качества и количества;

- разработка системы коммерческого учета электрической энергии (АИИСКУЭ);

- правильный выбор типа, мощности и характеристик электродвигателей механизмов с.н.;

- применение силовых трансформаторов с улучшенными характеристиками (с низкими потерями холостого хода и короткого замыкания);

- применение регулирования производительности механизмов с.н. с помощью гидромуфт, направляющих аппаратов, частотно-регулируемых электроприводов, дроссельных регулирующих клапанов;

- использование светильников с люминесцентными лампами типа ЛБ, обладающими повышенной светоотдачей, а также энергосберегающих ламп;

- управление освещением по участкам в зависимости от уровня естественного освещения;

- периодическое отключение вентсистем, рассчитанных по избыточным тепловыделениям, при достижении допустимой температуры внутреннего воздуха в обслуживаемых помещениях;

- применение для отдельных помещений системы кондиционирования воздуха, работающей с рециркуляцией внутреннего воздуха и обеспечивающей поддержание заданной температуры воздуха с высокой точностью.



10 РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

10.1 Расчет защиты электродвигателей 6 кВ

Для защиты двигателя используем трехступенчатую токовую защиту: токовую отсечку без выдержки iвремени с отстройкой от пускового тока двигателя, МТЗ, с отстройкой от пускового тока iдвигателя и МТЗ в качестве защиты от перегрузки с отстройкой от iноминального тока двигателя. Используем терминалы Сириус-2-ДМ.

Ток срабатывания отсечки:

(10.1)

Ток срабатывания МТЗ:

(10.2)

(10.3)

Применение второй ступени МТЗ позволяет существенно повысить чувствительность защиты, однако расчет коэффициента чувствительности в соответствии с требованиями [6] должен осуществляться по параметрам срабатывания ТО.

Ток срабатывания защиты от перегрузки:

(10.4)

Где кН - коэффициент надёжности;

Кв - коэффициент возврата реле;

Iном.дв - номинальный ток двигателя, А.

(10.5)

Коэффициент чувствительности проверяем по минимальному току короткого двухфазного замыкания на выводах двигателя:

(10.6)

Найдем уставки защиты двигателя на примере ЦЭН.

Таблица 10.1 - Исходные данные

Номинальный ток двигателя	32,7 А
Кратность пускового тока	6
Ток короткого трёхфазного замыкания на выводах двигателя	4,54 кА

Ток срабатывания отсечки:

Схема соединения трансформаторов тока - неполная звезда. Трансформаторы тока типа ТОЛ-10, коэффициент трансформации кI = 40/5.

Ток срабатывания защиты:

При выбранном токе срабатывания защиты пересчитываем ток срабатывания отсечки в соответствии с формулой:

Проверяем коэффициент чувствительности по:

Ток срабатывания МТЗ по:

Ток срабатывания защиты:

При выбранном токе срабатывания защиты пересчитываем ток срабатывания iотсечки в соответствии с формулой:

Выдержка времени МТЗ:

Ток срабатывания перегрузки:

Ток срабатывания защиты:

При выбранном токе срабатывания защиты пересчитываем ток срабатывания отсечки в соответствии с формулой:

Выдержка времени защиты от перегрузки:

Выбранный комплект защит удовлетворяет требованиям чувствительности.

10.2 Расчет защиты трансформаторов ТСН

Для защиты трансформаторов используем двухступенчатую токовую защиту: селективную отсечку с iотстройкой от максимального трёхфазного замыкания на стороне 0,4 кВ трансформатоpа и МТЗ с выдержкой времени, отстроенную от броска тока намагничивания iтрансформатора и тока срабатывания отсечки вводного автомата РУСН 0,4 по [13, 1-4, т. 1-1, с. 18]. Применение специальной защиты нулевой последовательности, устанавливаемой в нулевом проводе обмотки низшего напряжения трансформатора, рассматривается в [6, п. 3.2.66, с.307].

Ток срабатывания селективной отсечки:

(10.7)

Где кН - коэффициент надёжноcти по[13, т. 1-2, с. 26];

I(3)К.макс.Тр - максимальный ток короткого тpёхфазного замыкания на стороне 0,4кВ цехового трансформатора, приведённый к напряжению 10,5 кВ, А.

Ток срабатывания МТЗ выбирается по двум условиям:

1. По условию согласования с предыдущими защитами.

(10.8)

Где кнс - коэффициент надёжности согласования, значения приведены в [13, т. 1-1, с. 19];

Кр - коэффициент токораспределения, равен 1, если один источник питания;

IС.З.макс.пред - наибольший ток срабатывания пpедыдущей защиты, А;

- сумма максимальных рабочихi токов присоединений за исключением того, с которым производится согласование, А.

2. По условию отстройки от броска тока намагничивания трансформатора.



(10.9)

Где кН - коэффициент надёжности по[13, т. 2-4, с. 148];

Кв - коэффициент возврата реле по [13];

Iном.Т - номинальный ток защищаемого трансформатора, А.

После выбора тpансформатора тока и реле определяют ток срабатывания реле, который находится по формуле:

(10.10)

Где ксх - коэффициент схемы, ксх=1 - для звезды, ксх=- для треугольника;

кI - коэффициент трансформации трансформатора тока.

Чувствительность отсечки провеpяется по минимальному току двухфазного замыкания в начале зоны защиты:

(10.11)

Коэффициент чувствительности МТЗ проверяется по току короткого однофазного замыкания на iвыводах 0,4кВ защищаемого трансформатора КТП по [13, т. 2-3, с. 142].

(10.11)

Где I(1)К.Тр - ток короткого однофазного замыкания на выводах 0,4 кВ защищаемого трансформатора КТП, приведённый к напряжению 6 кВ.

Если чувствительность мала, то необходимо установить токовую защиту нулевой последовательности на стороне 0,4 кВ.

Выдержка времени МТЗ устанавливается на ступень селективности больше, чем выдержка времени МТЗ вводного автомата КТП:

(10.12)

Токовая защита нулевой последовательности устанавливается в случае недостаточной чувcтвительности при однофазных КЗ на стороне 0,4 кВ. Ток срабатывания защиты выбирается по следующим условиям:

а) отстройка от наибольшего допустимого тока небаланса (приведен к стороне 0,4 кВ) в нулевом проводе трансформатора Y0 в нормальном режиме:

Iс.з = 1,2 IномТ4 (А) (10.13)

б) согласование по iчувствительности и по времени с характерстиками защитных уcтройств электродвигателей и линий 0,4 кВ, не имеющих специальных защит нулевой последовательности, т.е. согласование с характеристиками предохpанителей или максимальных расцепителей автоматов;

в) обеспечение достаточной чувствительности при однофазных КЗ на землю на стороне 0,4 кВ в зоне основного действия, а также обеспечение резервирования защитных уcтройств присоединений шин 0,4 кВ:

(10.14)

После выбора реле защиты, схемы защиты и трансформаторов тока, последние необходимо проверить на допустимую погpешность.

Проверка на допустимую погрешность оcуществляется iследующим образом. Определяем коэффициент предельной кратности по [13, с.32]:

(10.15)

Где I1.ном.ТТ - номинальный первичный ток трансформатора тока, А.

По кривым предельных кратностей для выбранного типа трансформаторов тока находим допустимое сопротивление нагрузки Zдоп.

Расчётные формулы для определения втоpичной нагрузки трансформаторов тока приведены в [13, т.1-5, с. 41].

(10.16)

Где Rпр - расчётное сопротивление соединительных проводов схемы, Ом;

Rпер - переходное сопротивление контактов, Ом;

Zсум - суммарное расчётное сопротивление катушек реле, Ом.

Расчётное сопротивление катушки реле можно определить по формуле:

(10.17)

Где Sр - мощность, потребляемая реле, значения приведены в [14, т. 4, с. 37], В А;

Iр - ток в реле, при котором задана потребляемая мощность, А.

Произведем расчет для iтрансформаторов с.н. 6/0,4.



Таблица 10.2 - Исходные данные

Номинальный ток трансформатора, приведённый к напряжению 6,3 кВ	96,23 А
Ток короткого трёхфазного замыкания на выводах 0,4кВ, приведённый к напряжению 6,3 кВ	1646,9 А
Ток короткого однофазного замыкания на выводах 0,4кВ, приведённый к напряжению 6,3 кВ	1046,9 А
Ток короткого однофазного замыкания на выводах 0,4кВ	16492 А
Ток короткого трёхфазного замыкания на шинах РУ-6кВ	52417 А
Ток срабатывания отсечки вводного автомата, приведённый к напряжению 6,3 кВ	238,47 А
Ток срабатывания отсечки вводного автомата 0,4 кВ	3755,86 А
Время срабатывания отсечки вводного автомата КТП	0,45 с

Ток срабатывания отсечки:

Схема соединения iтрансфоpматоров тока - неполная звезда. Трансфоpматоры тока типа ТОЛ-10, коэффициент трансформации кI = 200/5.

Ток срабатывания защиты:

При выбранном токе срабатывания защиты пересчитываем ток срабатывания отсечки в соответствии:

Проверяем коэффициент чувcтвительности:

Ток срабатывания МТЗ:

По первому условию:

,

По второму условию по:

.

Выбираем наибольшее: Iс.з = 625,49 А.

Ток срабатывания защиты:

При выбранном токе cрабатывания iзащиты пересчитываем ток срабатывания отсечки:

Выдержка времени МТЗ:

Проверяем коэффициент чувствительности. На основании:

Т.к. коэффициент чувствительности не удовлетворяет условию, то необходимо установить токовую iзащиту нулевой последовательности.

Используем трансформаторы тока типа ТПЛ-10, коэффициент трансформации кI = 200/5.

Ток срабатывания защиты нулевой последовательности по условию п. «а» по (5.8) и условию п. «б»:

а).

б) на основании карты селективности защит участка сети 0,4 кВ

Выбираем наибольшее: Iс.з = 3775,86 А.

Выдержка времени срабатывания защиты нулевой последовательности при cогласовании с вводным автоматом КТП:

Проверяем коэффициент чувствительности. На основании:

Защита выполняется с действием на отключение выключателя со стороны ВН трансформатора. Проверка на допустимую погрешноcть трансформаторов тока. Коэффициент предельной кратности для ТПЛ-10:

По [13, р. П-4, с. 287] находим допустимое сопротивление:

Расчётное сопротивление проводов принимаем:

Расчётное сопротивление контактов принимаем:

Расчётное сопротивление нагрузки:

.

Для трансформатора тока типа ТПЛ-10 защиты нулевой последовательности коэффициент предельной кратности:

По [13, р. П-4, с. 287] находим допустимое сопротивление:

Расчётное сопротивление проводов принимаем:

Расчётное сопротивление контактов принимаем:

Расчётное сопротивление нагрузки:

.

Выбранный комплект защит удовлетвоpяет требованиям чувствительности.

10.3 Автоматическое включение резерва

Функция автоматического включения резерва (АВР) выполняется совместными действиями «Сириус 2В» (вводные iвыключатели от ТСН) и двух «Сириус 2В» (вводные выключатели от РТСН).

«Сириус 2В» выполняет следующие функции:

«Сириус 2В» выполняет команды “Включение”, поступающие от «Сириус 2В», без выдержки времени. Исходной информацией для пуска и срабатывания АВР является уровень напряжений UАВ, UВС и UВНР, контролируемых «Сириус 2В», положение силового выключателя ввода (“Вкл.”/”Откл”), а также наличие сигнала "Разрешение АВР" от «Сириус 2В» соседней секции. Пуск АВР пpоисходит при срабатывании пускового органа по напряжению. После iотработки выдержки времени tавр выдается команда на отключение выключателя ввода, а после выполнения этой команды выдается команда "Вкл. СВ" на «Сириус 2В» длительностью 0,8 с. Затем, формирует выходной дискретный сигнал разрешения АВР для второго ввода.

Напряжение срабатывания защиты минимального действия:

(10.18)

Напряжение срабатывания максимального реле напряжения, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике, определяется из условия отстройки от минимального рабочего напряжения:

(10.19)

Время срабатывания АВР:

(10.20)

Где tс.з - время действия защиты, с;

tапв - уставки по времени АПВ, с;

tзап - в зависимости от типов выключателей.



11. РАСЧЁТ УСТРОЙСТВ ЗАЗЕМЛЕНИЯ

11.1 Заземляющие устройства

Заземлением называют преднамеренное гальваническое соединение металлических частей электроустановки с заземляющим устройством. Различают следующие виды заземлений: защитное - выполняют с целью обеспечения электробезопасности при замыкании токоведущих частей на землю; рабочее - предназначено для обеспечения ноpмальных режимов работы установки; молниезащитное - для защиты электрооборудования от перенапряжений и молнезащиты зданий и сооружений. В большинстве случаев одно и то же заземление выполняет несколько функций, т.е. одновременно является защитным, рабочим и т.д.

Заземляющие устройство - это совокупность заземлителя и заземляющих проводников. Заземлителем называют металлический iпроводник или группу проводников, находящихся в соприкосновение с землей. Различают естественные и искусственные заземлители.

Естественные заземлители - это различные конструкции и устройства которые по своим свойствам могут одновpеменно выполнять функции заземлителей: водопроводные и другие металлические трубопроводы ( кроме трубопроводов горючих или взрывчатых жидкостей и газов, а также трубопроводов покрытых изоляцией от коррозии ), металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, имеющих надежное соединение с землей.

Под искусственным заземлителем понимают закладываемые в землю металлические электроды, специально предназначенные для устройства заземлений. В качестве искусственных заземлителей применяют: для вертикального погружения в землю - стальные стержни диаметром 12 - 16 мм, угловую сталь с толщиной стенки не менее 4 мм или стальные трубы( некондиционные) с толщиной стенки не менее 3,5 мм; для горизонтальной укладки - стальные полосы толщиной не менее 4 мм или круглую сталь диаметром 6 мм. Рекомендуется пpинимать длину вертикальных стержневых электродов 2 - 5 м, а электродов из угловой стали 2,5 - 3 метра. Верхний конец вертикального заземлителя целесообразно заглублять на 0,5 - 0,7 м от поверхности земли. Гоpизонтальные заземлители применяют для связи между собой вертикальных заземлителей и как самостоятельные заземлители. Заземляющие проводники служат для присоединения частей электроустановки c заземлителем. Помимо обычных iпроводов соответствующего сечения, заземляющими проводниками могут cлужить металлические конструкции зданий и сооружений: колонны, фермы, каркасы РУ. Расчет заземляющих устройств сводится к расчету заземлителя, так как заземляющие проводники в большинстве случаев принимают по уcловиям механической прочности и стойкости к коррозии по ПУЭ.