Система электроснабжения станции "Гришево", на территории которой находится промышленный объект

Выбираем две линии по одному кабелю.

Выбор автомата

Iмах = 523 / 2 = 261 А

Выбираем автомат ВА52 - 39 с Iном = 630 А Iрас = 320 А

Выбор сечения кабеля

По максимальному току :

Iдл.доп ? 261 А

По соответствию выбранному автомату Iдл.доп ? 320 · 0,66 = 211

Выбираем кабель сечением S = 120 мм2 с Iдл.доп = 270 А

Питание ремонтномехонических мастерских

Iмах = 422 / ( v3 · 0,38 ) = 640А по ( 4.2 )

Выбираем две линии с Iмах = 640 / 2 = 320 А

Выбор автомата

Выбираем автомат ВА55 - 39 с Iном = 630 А Iрас = 400 А

Выбор сечения кабеля

По максимальному току.

Iдл.доп ? 320 А

По соответствию выбранному автомату Iдл.доп ? 400 · 0,66 = 264 А

Выбираем кабель сечением S = 185 мм2 с Iдл.доп = 342 А

Резервирование питания от ТП № 5 .

АБК является электроприемником II категории, поэтому его надо обеспечить питанием в послеаварийном режиме.

Сечение кабеля и автоматический выключатель выбираем такими же как и для питания АБК.

Первая линия из двух кабелей сечением S = 95 мм2

Автомат ВА 52 - 39 Iном = 630 А Iрас = 500 А.

Распределение кабелей по группам на ТП № 4 выполнено в т 7.2.

Таблица 7.2.

Распределение кабелей по группам на ТП № 4.

обозначение	Iном.а ( А )	Iрас.а ( А )	Iот ( А )	Тип кабеля	Адрес
ШНВ Ввод Ф1 Ф2 ШНЛ1 Ф3 Ф4 Ф5 ШНЛ2 Ф7 Ф8	3000 630 630 630 630 630 630 630	2500 500 320 500 320 400 400 500	5000 3200 5000 3200 4000 4000 5000	2хААШпс(4х95+1х50) ААШпс(4х120+1х70) 2хААШпс(4х95+1х50) ААШпс(4х120+1х70) ААШпс(4х185+1х120) ААШпс(4х185+1х120) 2хААШпс(4х95+1х50)	АБК Столярный цех АБК Столярный цех Рем.мех.мастерские Рем.мех мастерские ТП № 5

Выбор проводников и автоматических выключателей на ТП № 7.

ТП № 7 имеет три отходящих линии.

Питание субабонента осуществляется по ВЛ - 0,4 кВ, подключенным к двум автоматам отходящих линий.

Выбор автоматов.

Iмах = 113 / (v3 · 0,38 ) = 172 А

Iмах.л = Iмах / 2 = 86 А

Выбираем автомат ВА51 - 33 Iном = 100 А Iном = 100 А

Выбор сечения и марки проводов.

По максимальному току

Iдл.доп ? 86 А

По соответствию выбранному аппарату

Iдл.доп ? Iзащ · Кзащ

По т. 5.9 [ 8 ] Кзащ = 1

Iдл.доп ?100 А

По т. 7.5 [ 2 ] выбираем сталеаллюминиевый провод сечением 35 мм2 марка АС 35 / 6,2

С Iдл.доп = 175 А.

8. Защита и автоматика системы электроснабжения

Расчет токов КЗ.

Расчет токов КЗ ведется с учетом возможной установки в процессе эксплуатации на трансформаторах 35 кВ автоматических регуляторов напряжения ( РПН ) с целью поддержания на шинах низшего напряжения трансформатора номинального напряжения.

При регулировании напряжения на стороне высшего напряжения изменяется сопротивление рассеивания трансформатора, отнесенное к стороне ВН.

Поэтому токи КЗ считаются для максимального и минимального значений РПН.

Справочные данные для трансформатора ТМ 4000 / 35

Sном = 4 МВ · А

Uнвн = 35 кВ

Uннн = 10,5 кВ

Uк min = 7 %

Uн мах = 8,6 %

Uвн min =31,85 кВ

Uвн мах = 38,15 кВ

Схема замещения

Рис. 8.1

Х'с = U2ср ном / S''кс = 372 / 150 = 9,127 Ом.

ХL1 = х0 · L1 = 0,432 · 0,78 = 0,337 Ом.

Хт min = Uк min · U2min вн / ( 100 · Sном тр ) = 8,6 · 38,1522 / ( 100 · 4 ) = 31,29 Ом.

Х? min = х'с + хL1 + х т min = 9,127 + 17,75 + 0,337 = 27,214 Ом

Х? мах = х'с + хL1 + хт мах = 9,127 + 0,337 + 31,29 = 40,754 Ом

I(3)к1 = Uср.ном / ( v3 · ( х'с + хL1)) = 37 / ( v3 · ( 9,127 + 0,337 )) =2,257 кА.

I(3)к2 мах (вн) = Uном / ( v3 · х? min ) = 35 / ( v3 · 27,214 ) = 0,743 кА.

I(3)к2 min (вн) = Uмах (вн) / ( v3 · х?мах ) = 38,15 / ( v3 · 40,754 ) = 0,54 кА.

I(3)к2 мах (нн) = I(3)к2 min (ВН) · Umin (вн) / U(нн) = 0,743 · 31,85 / 10,5 = 2,254 кА.

I (3)к2 min (нн) = I(3)к2 min(вн) · Uмах (вн) / U(нн) = 0,54 · 38,15 / 10,5 = 1,962 кА.

Хмах (нн)? = Uнн / ( v3 · I(3) к2min(нн)) = 10,5 / ( v3 · 1,962 ) = 3,09 Ом.

Хmin (нн)? = Uнн / ( v3 · I(3)к2 мах (нн)) = 10,5 / ( v3 · 2,254 ) = 2,69 Ом.

Расчет токов КЗ за трансформаторами на ТП. В точке Кn рис. 8.1

Iк3n мах = Uнн / ( v3 · ( х min? + хLn + х тn)) ( 8.1 )

Iк3 min = Uнн / ( v3 · ( х мах? + хLn + х тn)) ( 8.2 )

Где хLn - сопротивление линии от ГПП до ТП № n, хтn - сопротивление трансформатора на ТП № n.

Расчет токов КЗ на ТП за трансформаторами выполнен по ( 8.1 ) , ( 8.2 ) и сведен в таблицу 8.1

электрический нагрузка трансформатор мощность

Таблица 8.1

Токи КЗ за трансформаторами на ТП.

№ Подст.	Хт Ом	хLn Ом	Iк3n мах Ом	Iк3 min Ом
ТП № 1 ТП № 2 ТП № 3 ТП № 4 ТП № 5 ТП № 6 ТП № 7	6,06 9,625 6,06 6,06 9,625 9,625 49,6	0,0342 0,0027 0,0144 0,0081 0,0063 0,0225 0,0594	690 492 692 692 492 491 116	660 477 661 662 477 476 115

Примечание

хт = Uк % / 100 · Uср.ном / Sном т

хл = х о · L

Коэффициент самозапуска.

Максимальный ток самозапуска, проходящий по регулируемой стороне ВН трансформатора с РПН, определяется так же, как и ток Iк3n мах при КЗ за сопретивлением заторможенной нагрузки по выражению

Iсзп.мах вн = Uном / (v3 · ( хс + хтр min + х'n сум )) ( 8.3 )

Где х'nсум - сопротивление заторможенной нагрузки, приведенной к стороне ВН при максимальном коэффициенте трансформации трансформатора.

х'n сум = х нагр · Umin(вн) / Sном.тр. ( 8.4 )

где х нагр = 0,35 сопротивление обобщенной нагрузки [ 9 ] § 1.5

х'n сум = 0,35 · 31,852 / 4 = 88,76 Ом. По ( 8.4 )

Iсзп мах вн = 35 / ( v3 · ( 9,127 + 17,75 + 88,76 )) = 0,175 кА по ( 8.3 )

Коэффициент самозапуска определяется по выражению

Ксзп = I сзп.мах / Iноп тр мах = 175 / 72,5 = 2,4

С помощью Ксзп определяется ток срабатывания максимальной токовой защиты.

Релейная защита трансформаторов на ТП и ГПП.

Так как соединение трансформатора и питающей линии выполнено глубоким вводом, то защита линии и трансформатора осуществляется с помощью выключателя на ГПП.

В соответствии с ПУЭ для трансформаторов с обмоткой высшего напряжения № кВ и выше должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

1) Многофазных замыканий в обмотках и на выводах.

2) Витковых замыканий в обмотках.

3) Токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ.

4) Токов в обмотках, обусловленных перегрузкой.

5) Понижения уровня масла

6) Однофазных замыканий на землю в сетях с изолированной нейтралью.

Типы используемых защит

В качестве защиты от повреждений на выводах, а так же от внутренних повреждений, предусматривается токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора. В качестве защиты от токов в обмотках обусловленных внешними многофазными КЗ , предусмотрена максимальная токовая защита.

Для защиты от внутренних повреждений трансформаторов и от понижения уровня масла применяется газовая защита с использованием поплавкового газового реле.

Лдя трансформаторов на ТП № 1 - ТП № 6 оперативная цепь газовой защиты действует на сигнал. На ТП № 7 газовая защита не ставится, исходя из ПУЭ. На ГПП оперативная цепь подключается к выключателю с обоих сторон трансформатора.

Защита трансформатора от перегрузки выполняется действующей на сигнал посредством токового реле, установленного в одной фазе.

Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена с использованием трансформатора тока нулевой последовательности.

Защита питающей линии и трансформатора на ТП № 1.

Токовая отсечка.

Отсечка выполняется на реле типа РТ - 40 по схеме неполной звезды с двумя реле.

Ток срабатывания отсечки

Iс.о. ? Кн · I(3)к мах ( 8.5 )

Iс.о. ? 1,3 · 690 = 897 А

Кн =1,3 - коэффициент надежности для реле типа РТ - 40 по т. 1- 2 [ 9 ]

Коэффициент чувствительности.

Кч(2) = 0,865 · I(3)к3 min / Iс.о. ( 8.6 )

Кч(2) = 0,865 · 1962 / 897 = 1,89 около 2 по ( 8.6 )

Токовая отсечка удовлетворяет требованиям ПУЭ

Токовая отсечка. Схема

Рис. 8.2

Максимальная токовая защита ( МТЗ ) . МТЗ выполняется на реле типа РТ - 40 по схеме неполной звезды с тремя реле. Отстройка тока срабатывания МТЗ от тока срабатывания защит смежных элементов.

Iс.з. ? Кн · Ксзп / Кв · Iраб.мах ( 8.7 )

Где Кн = ( 1,1 - 1,2 ) для реле РТ - 40,

Кв = ( 0,8 - 0,85 ) - коэффициент возврата

Iс.з ? 1,2 · 2,4 / 0,85 · 84,3 = 268 А по ( 8.7 )

Отстройка по условию срабатывания АВР

Iс.з ? Кн ( Ксзп · Iраб мах + I раб мах ) ( 8.8 )

Iс.з. ? 1,2 · ( 2,4 · 42,1 + 42,1 ) = 172 А по ( 8.8 )

Принимаем

Iс.з. = 268 А приведенный к стороне 10 кВ или Iс.з = 7150 А приведенный к стороне 0,4 кВ

Проверка на селективность действия МТЗ с вводным выключателем КТП по условию

Iс.з. ? Кн · Iсо ( 8.9 )

Iс.з ? 1,4 · 5000 = 7000 А

Где Кн = 1,4 по т. 4.1 [ 11 ]

Коэффициент трансформации трансформаторов тока 100 /5

Ток срабатывания реле

Iср. = Iс.з · Ксх / nт ( 8.10 )

Где nт - коэффициент трансформации трансформаторов тока,

А Ксх = 1 - коэффициент схемы.

Iср. = 286 / 20 = 14,3 А по ( 8.10 ) ( 8.11 )

Ток в реле при двухфазном КЗ за трансформатором

I(2)р.min = I(3)к min / Iс.р = 3,3 / 1,43 = 2,31 > 2 ( 8.12 )

При однофазном КЗ на стороне 0,4 кВ трансформатора со схемой соединения ? /Y ток

I(1)к ? I(3)к , поскольку у этих трансформаторов Zотр ? Z1тр.

Следовательно

Iк(1) min = 660 А

Iр = I(1)кmin / (v3 · nт ) = 660 / ( v3 · 20 ) = 19,05 А ( 8.13 )

к(1) ч = 33 / 19,05 = 1,732 ? 1,5

данная защита удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Максимальная токовая защита трансформатора.

Рис. 8.3

Время срабатывания МТЗ.

tс.з = tсо + ? t

где

tсо - время срабатывания вводного автомата на стороне 0,4 Кв tсо = 0,2 с

?t - ступень селективнисти ; принимается равным 0,5 с.

tс.з = 0,2 + 0,5 = 0,7 с

Защита от токов в обмотках трансформатора, обусловленных перегрузкой.

Ток срабатывания выбирается из условия возврата токового реле при номинальном токе трансформатора.

Выполняется на реле РТ - 40

Iс.з = Кн / Кв · Iмах

Где Кн = 1,05 кВ = 0,8

Iс.з. = 1,05 / 0,8 · 84,3 = 111 А

tс.з = tмтз + ?t = 0,7 + 0,5 = 1,2 с

Защита от однофазных замыканий на землю линии, питающей трансформатор.

Защита выполняется с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности. Она должна в первую очередь реагировать на установившееся замыкание на землю.



Защита трансформатора от перегрузки.

Рис. 8.4

Выбор защит на ТП № 2 - ТП № 7 производится аналогично, за исключением : на

ТП № 7 не устанавливается газовая защита.

Релейная защита трансформаторов на ГПП.

Токовая отсечка

Ток срабатывания токовой отсечки

Iс.о ? 1,3 · 743 = 966 А по ( 8.5 )

Коэффициент чувствительности

К(2)ч = 0,865 · 2257 / 966 = 2,02 > 2 по ( 8.6 )

Токовая отсечка выполняется на реле типа РТ- 40 по схеме неполная звезда ( рис. 8.2 ) со стороны питания и действует на отключение обоих выключателей трансформатора.

Максимальная токовая защита.

МТЗ выполняется на реле типа РТ - 40 по схеме неполной звезды с тремя реле ( рис 8.3 )

Отстройка тока срабатывания МТЗ от токов самозапуска.

Iс.з = 1.2 • 2.4 / 0.85 • 92.4 = 313 А по ( 8.7 )

Отстройка по условию срабатывания АВР

Iс.з ? 1,2 · ( 2,4 · 26 + 66 ) = 155 А

Принимаем Iс.з = 313 А на стороне 35 кВ и Iс.з = 1043 А на стороне 10 кВ

Проверка на селективность действия МТЗ с предыдущими защитами.

Iс.з > Кн · ( Iсо.мах + ? Iн ) ( 8.14 )

Где Кн = 1,3 по т. 2- 4 [ 9 ]

Iсо мах - максимальный ток срабатывания отсечки предыдущих защит.

Iс.з. > 1,3 · ( 35,8 + 76 ) = 113,1 А

Iс.з. ? 313 А

Время срабатывания защиты

tсз = tсз мах + ? t = 0,7 + 0,5 = 1,2 с

Коэффициент трансформации ТТ 300 / 5

Ток срабатывания реле

Iс.р = 313 · 1 / 60 = 5,22 А

Ток в реле при двухфазном к.з. за трансформатором

Iр.min = 540 / 60 = 9 А

Кч = 9 / 5,22 = 1,72 > 1,5

Коэффициент чувствительности удовлетворяет требованиям ПУЭ

Выбор трансформаторов тока на стороне 35 кВ.

Выбираем трансформаторы тока , встроенные в силовой трансформатор типа ТВТ35 - Ш 300 /5 со следующими справочными данными

Uном = 35 кВ

Iном = 300 А

Коэффициент трансформации 300 / 5

Коэффициент тока термической стойкости 28

Время термической стойкости 3 с.

Номинальная предельная кратность 20

Проверка по электродинамической стойкости по условию :

Iу ? Кэд · v2 · I1ном 4,62 < 10,4 ( кА )

Проверка по термической стойкости по условию :

Вк ? ( Кт · I1ном )2 · t 19,3 < 212 ( кА2 · с )

Защита трансформатора от токов в обмотках, обусловленных перегрузкой выбирается так же как и у трансформатора на ТП № 1 с действием на сигнал для отключения обоих выключателей трансформатора.

В качестве защиты от внутренних повреждений используется газовая защита.

Защита питающей линии 35 кВ

Так как протяженность линии невелика, то устанавливаем только МТЗ с выдержкой времени и токовую отсечку с выдержкой времени.

Отстройка от токов, возникающих при отключении с выдержкой времени КЗ на смежном элементе.

Iсз ? 1,2 · 2,4 / 0,85 · 132 = 447 А по ( 8.7 )

Отстройка от токов, возникающих при срабатывании АВР

Iсз ? 1,2 · ( 2,4 · 66 + 66 ) = 270 А по ( 8.8 )

Согласование по току с защитами смежных элементов.

Iсз ? 1,25 · ( 313 + 66 ) = 474 А по ( 8.14 )

Окончательно выбираем

Iсз ? 474 А

Время срабатывания защиты

tсз = tсз мах см + tкз + ? t

лде tсз мах см - максимальное время срабатывания МТЗ смежного элемента

tкз - время срабатывания короткозамыкателя

tкз = tкз + ? t

tсз = 1,2 + 0,4 + 0,5 + 0,5 = 2,6 с

Защита выполняется на реле РТ - 40 по схеме неполной звезды с двумя реле.

Проверка чувствительности

Кч = 0,865 · 2,257 / 0,474 = 4,11 по ( 8.12 )

Коэффициент чувствительности удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Токовая отсечка с выдержкой времени

Iср ? Кнс ( Iсо см + ? Iраб )

Iсо ? 1,25 · ( 966 + 66 ) = 1290 А

Кч = 0,865 · 2,340 / 1,29 = 1,57 > 1,5 по ( 8.12 )

Коэффициент чувствительности удовлетворяет ПУЭ

Время действия t = 0,5 с

Автоматика

Из устройств автоматики на ГПП устанавливаются устройства автоматического резерва ( АВР ) . Схемы и установки местных АВР должны отвечать следующим основным требованиям

1) схема АВР должна приходить в действие при исчезновении напряжения на шинах подстанции по любой из причин.

А) При аварийном , ошибочном или самопроизвольном отключении выключателя рабочего питания

В) При исчезновении напряжения на шинах или на линии, откуда питается рабочий источник. Для выполнения этого требования в АВР должен предусматриваться специальный пусковой орган, состоящий из реле, реагирующих на снижение напряжения рабочего источника питания, и реле , контролирующего напряжение на резервном источнике питания.

Напряжение срабатывания замыкающих контактов реле, реагирующих на снижение напряжения для реле РН - 53 /60 Д.

Uс.р = ( 0,25 / 00,4 ) Uном

Напряжение срабатывания максимального реле напряжения для реле типа РН - 50

Uс.р. = ( 0,6 / 0,65 ) Uном.

2) Пуск схемы местного АВР при снижении напряжения на шинах должен производиться с выдержкой времени для предотвращений излишних действий АВР при к.з. в питающей сети или на отходящих элементах, а так же для создания при необходимости определенной последовательности действий. Время срабатывания реле времени пускового органа напряжения местного АВР выбирается по условию отстройки от времени срабатывания тех защит, в зоне действия которых к.з. могут вызвать снижение напряжения ниже принятого по формуле :

t.р авр ? t1 + ? t , ( 8.15 )

tср авр ? t2 + ? t ( 8.16 )

где t1 - наибольшее время срабатывания защиты присоединений шин высшего напряжения подстанции

t2 - то же, для присоединений шин , где установлена АВР.

АВР выбирается по условию согласования с другими устройствами противоаварийной автоматики по формуле :

tр авр1? tср авр2 + tзап ( 8.17 )

где :

tср авр1 - время срабатывания АВР, расположенного ближе к источнику питания

tзап ? 2 - 3 с в зависимости от типа выключателей и реле .

Время срабатывания АВР на стороне 35 кВ

tср авр1 ? t1 + ? t = 2,6 + 0,6 = 3,2 с по ( 8.15 )

Где ? t = 0,6 с для реле времени АВР типа ЭВ со шкалой до 9 с.

Время срабатывания АВР на стороне 10 кВ.

tср.авр2 ? 3,2 + 0,3 = 3,5 с по ( 8.17 )

Оперативный ток

В соответствии с § 2.94 [ 1 ] на подстанциях 35 / 6 - 10 кВ с масляными выключателями 35 кВ, с выключателями на стороне 10 кВ, оснащенными электромагнитными приводами, применяется выпрямленный ток.

Выпрямленный оперативный ток - система питания оперативных цепей с переменным током, в которой переменный ток преобразуется в постоянный с помощью блоков питания и выпрямительных силовых устройств. В качестве дополнительных источников питания могут использоваться предварительно заряженные конденсаторы.

9. Измерение параметров и учет электроэнергии

Граница балансовой принадлежности находится на изоляторах линейного портала РУ - 35 кВ. Ответственность за состояние контактов несет электроснабжающая организация.

Коммерческим учетом электроэнергии называется учет выработанной, а так же отпущенной потребителям электроэнергии для денежного расчета за нее. Счетчики, устанавливаемые для расчетного учета , называются расчетными счетчиками.

В соответствии с ПУЭ, расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции, принадлежащей потребителю ( ГПП ), устанавливаются на стороне высшего напряжения на подстанции, т.к. есть связь с другой подстанцией ( тяговой ).

Так же счетчики устанавливаются на границе раздела основного потребителя и субабонента . граница раздела - линейный портал КРУ - 10 кВ на ГПП.

Допустимый класс точности счетчиков активной энергии 2.

Класс точности ТТ и напряжения для присоединения расчетных счетчиков должен быть не более 0,5.

Счетчики реактивной энергии устанавливаются на стороне высшего напряжения трансформаторов на ГПП .

Техническим учетом электроэнергии называется учет для контроля расхода электроэнергии внутри предприятия.

Счетчики технического учета устанавливаются на линиях , питающих предприятие, отходящих от КРУ - 10 кВ ГПП.

измерение параметров электроэнергии

В соответствии с ПУЭ в цепях переменного тока следует измерять ток одной фазы. Для него устанавливаем по одному амперметру на каждую отходящую и приходящую линию.

Измерение напряжения производится на секциях сборных шин, которые работают раздельно.

На каждую секцию сборных шин устанавливается по одному вольтметру с переключением на несколько точек измерения.

Выбор измерительных трансформаторов на стороне 35 кВ.

Так как ТТ , встроенные в силовые трансформаторы, не удовлетворяют классу точности, на стороне 35 кВ устанавливаются дополнительные комплекты ТТ наружной установки.

Выбираем трансформатор типа

ТФЗМ - 35 - 100 / 5 - У1

Uном = 35 кВ

I1ном = 100 А

I2ном = 5 А

iэд.с. =21 кА

Тt / tt = 35 кА / 3 с

Проверка по длительно допустимому току.

Iдл.доп мах ? I1ном 92,4 < 100 ( А )

Проверка по электродинамической стойкости

iуд ? iэ.д.с. 4,86 < 21 ( кА )

Проверка на термическую стойкость.

Вк ? I2t · tt 14,1 < 36,75 ( кА2 · с )

Проверка по ПУЭ на завышение коэффициента трансформации.

Iмах2 > 0,4 Iном си 2,74 > 2 ( А )

Imin2 > 0,05 Iном си 0,96 > 0,25 ( А )

Проверка по вторичной нагрузке по условию

Z2 ? Z2доп.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому Z2 ? R2/

Вторичная нагрузка R2 состоит из сопротивления приборов Rприб, соединительных проводов Rпр и переходного сопротивления контактов Rк.

R2 = Rприб + Rпр + Rк ( 9.1 )

Сопротивление приборов определяется по выражению :

Rприб = Sприб / I22 ( 9.2 )

Где Sприб - мощность, потребляемая приборами

I22 - вторичный номинальный ток прибора.

Сопротивление контактов принимается 0,1 Ом § 4.11 [ 6 ]

Мощность приборов определяется в таблице 9.1

Таблица 9.1

Вторичная нагрузка ТТ.

Прибор	Тип	Нагузка ВА фазы
		А	В	С
Амперметр Счетчик акт. Энергии Счетчик реакт. Энергии Итого	Э351 СА4У - И672М СР4У - И672М	0,5 2,5 2,5 5,5	- - -	- 2,5 2,5 5

Наибольшая нагрузка приходится на фазу А

Общее сопротивление приборов

Rприб = 5.5 / 52 = 0,22 оМ по ( 9.2 )

Определим допустимое сопротивление соединительных проводов из ( 9.2 )

Rпр = Z2 - Rприб - Rк ( 9.3 )

Rпр = 2 - 0,22 - 0,01 = 1,77 Ом

Длинна соединительных проводов из § 4.11 [ 6 ] для РУ - 35 кВ 60 - 75 м.

Определим сечение соединительных проводов

q = сL / Rпр ( 9.4 )

где с = 0,0238 Ом · мм2 /м - удельное сопротивление для проводов в алюминиевыми жилами.

Исходя из условия прочности выбираем сечение 2,5 мм2

Выбор трансформатора напряжения ( ТН )

Выбираем ТН типа

ЗНОМ - 35 - 65У1

Uном = 35 кВ

Номинальная мощность 150 ВА

Класс точности 0,5

Проверка ТН по Вторичной нагрузке

S2? ? Sном

Мощность вторичной нагрузки ТН рассчитана в таблице 9.2

Таблица 9.2

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения на стороне 35 кВ

Прибор	Тип	Sкат ВА	Кол. Катуш.	cosц	Sin ц	Кол. Приб.	Общ. Потр.мощн.
							Р Вт.	Q ВАр
Вольтметр Счетчик Активный Счетчик Реактивный Итого	Э351 СА4У- -И672М СР4У- -И673М	2 3 Вт 3 Вт	1 2 2	1 0,38 0,38	0 0,925 0,925	1 1 1	2 6 6 14	- 14,6 14,6 29,2

Вторичная нагрузка

S2? = v Р2 + Q2 = v14 + 29,22 = 32,4 ВА

S2? ? S2ном 32,4 < 150 ( ВА )

Выбор измерительных трансформаторов на стороне 10 кВ

Выбираем ТТ типа

ТПЛК - 10 - У3

Uном = 10кВ

Номинальная нагрузка в классе точности Z2 =0,4 Ом

Выбор номинального тока и проверка трансформаторов тока производится в таблице 9.3

Таблица 9.3

Проверка ТТ на стороне 10 кВ.

Условие проверки	Расчетные Данные.	Номинальные значения ТТ в Линии тр - ров с Sном ( кВт )
		4000	1000	630	100
Uс ? Uн ( кВ ) Iдл.доп мах ? Iн1 ( А ) iу ? iэдс Вк ? I2t · tt (кА2 · с) 0,4 Iном.сч < Iмах2 ( А ) 0,5 Iном.сч < Imin2 ( А ) Устанавливаемые приборы Амперметр Счетчик активной энергии Z2 ? Z2доп ( Ом )	10 323 81 48 8 3,95 12,65 2 0,25 0,4	10 400 - - - 74,5 1072 2,4 0,84 + + 0,23	10 - 100 - - 74,5 67 2,1 0,63 + + 0,23	10 - - 50 - 14,8 16,7 2,9 0,78 + + 0,23	10 - - - 50 14,8 16,7 0,65 0,13 + - 0,11

Выбираем трансформаторы напряжения типа НТМИ - 10 - 6У3

Uном = 10 кВ

Номинальная мощность Sном = 120 В·А

Класс точности 0,5

Мощность вторичной нагрузки ТН рассчитана в таблице 9.4

Sн? = v Р2 + Q2 = v 382 + 882 = 96 ВА

Sн? ? Sном 96 < 120 ( ВА )

Таблица 9.4

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения на стороне 10 кВ.

Прибор	Тип	Sкат ВА	Кол. катушек	Cosц	Sin ц	Кол. Приб.	Общая потр. Мощность
							Р Вт	Q ВАр
Вольтметр Счетчик Активный Итого	Э351 СА4У - -И672М	2 3 Вт	1 2	1 0,38	0 0,925	1 6	2 36 38	- 88 88

Из таблицы 9.3 выдим, что ТТ на отходящей линии субабонента по своей прочности не соответствуют требованиям ПУЭ, а поставить ТТ меньшей кратности нельзя по условию термической стойкости. Исходя из этого, устанавливаем расчетный счетчик на стороне низкого напряжения ТП № 7.

10. Оценка эффективности установки компенсирующих устройств

Для оценки требуется определить стоимость потерь до и после установки компенсирующих устройств. Общая величина потерь энергии складывается из потерь в ЛЭП и потерь в трансформаторах.

? Эпот = ? Элэп + ? Этр ( 10.1 )

Потери энергии в ЛЭП :

? Элэп = n [ (Sн / n)2 / Uн2] · Rлэп · ф ( 10.2 )

Где n - количество питающих линий

Rлэп - активное сопротивление 1 линии

ф - годовое время использования минимальной мощности

Rлэп = с · L / S ( 10.3 )

Где с - удельное сопротивление материала. Для алюминия с = 0,0238 Ом · мм2 / мощность

L - длинна проводника, S - сечение проводника.

ф = 8760 · Sср

где Sср - среднее значение мощности по графику нагрузки в отрицательных единицах.

Потери энергии в трансформаторах

? Этр = m [ ? Рхх · 8760 + ?Ркз · ф ( Sн /m · Sном )2 ] ( 10.5 )

Где m - количество трансформаторов на подстанции.

Расчет потерь энергии производится по ( 10.1 - 10.5 ) в таблицах 10.1 , 10.2

Разность потерь с КУ и без КУ в ЛЭП

? Элэп?пот = ?Элэп без ку - ? Элэп с ку = 408361 - 216445 = 191916 кВ · ч

Разность потерь с КУ и без КУ в трансформаторах.

?Этр?пот = ?Этр без ку - ? Этр с ку = 1655280 - 973830 = 681450 кВ · ч

Суммарная разность потерь с КУ и без КУ

?Э?пот = ?Элэп + ?Этр = 191916 + 581450 = 873366 кВ · ч

Таблица 10.1

Общая величина потерь энергии в ЛЭП.

Подключаемый Объект	Кол. ЛЭП	Sн кВА	U Кв	Кл Ом	? Элэп кВ· ч
		Без КУ	сКУ			Без КУ	С КУ
Вокзал на 300 п. Компрессорная Котельная Пост ЭЦ ТП № 1 ТП № 2 ТП № 3 Рем.мех. маст. Столярный цех АБК ТП № 4 ТП № 5 ТП № 6 ТП № 7	2 4 3 4 2 2 1 2 2 4 1 2 1 1	147,4 800 457 368 1732 2500 990 667 533 290 1311 2000 714 143	147,4 600 344 368 1460 1616 920 422 344 290 931 1292 535 113	0,4 0,4 0,4 0,4 10 10 10 0,4 0,4 0,4 10 10 10 10	0,0251 0,00257 0,0159 0,0139 0,181 0,0143 0,0762 0,00515 0,0436 0,0251 0,0428 0,0333 0,119 0,314	11943 15016,3 54058 23189 17599 2607 4357 41772 211922 13955 4184 3886 3539 337	11943 8447 30630 23189 12505 1089 3763 16721 88275 13955 2108 1622 1987 211
Итого						408361	216445

Таблица 10.2

Общая величина потерь энергии в трансформаторах.

Подстанция	Кол. Тр-ров	Sн кВА	? Рхх кВт	?Ркз кВт	Т ч	?Этр - ров кВт · ч
		Без КУ	с КУ				Без КУ	с КУ
ТП № 1 ТП № 2 ТП № 3 ТП № 4 ТП № 5 ТП № 6 ТП № 7 ГПП Итого	2 2 1 1 2 1 1 2	1732 2500 990 1311 2000 714 143 9180	1460 1616 920 930 1292 535 113 6643	1,9 1,31 1,9 1,9 1,31 1,31 0,33 5,3	10,8 7,6 10,8 10,8 7,6 7,6 1,97 33,5	6482 5834 5834 5683 5834 5834 5256 6249	138290 342050 78397 122133 246375 68426 24064 635545 1655280	107900 168816 69973 69843 116189 43450 16112 381547 973840

Стоимость разности потерь с КУ и без КУ

И?пот = ?Э пот · И1квт · ч

Где И1квт · ч = 1,83 руб / кВт · ч

И?пот = 873366 · 1,23 = 1.074 тыс. руб / год

Для оценки эффективности определим срок окупаемости КБ.

Ток = Sк / Ипот

Sк - капитальные вложения.

Sк = Икб + Им

Где Икб - стоимость конденсаторных батарей

Им - стоимость монтажа.

Икб = Qкб · икб

икб - удельная стоимость 1 кВАр

Икб = 4310 · 196 = 844,76 тыс.руб

Им = 0,3 · Икб = 0,3 · 844,76 = 253, 428 тыс руб

Sк = 844,76 + 253,428 = 1101,188 тыс руб

Ток = 1101,188 / 1,074 = 1.02 года

Срок службы КБ - 8 - 10 лет.

Нормированный срок окупаемости пять лет

Установка конденсаторных батарей на стороне 0,4 кВ экономически эффективна.

11. Расчет защитного заземления на ГПП

Расчет производится методом наведенных потенциалов. В качестве расчетной принята двухслойная модель неоднородной земли с удельными сопротивлениями слоев верхнего ( плодородный ) с с1 = 50 Ом · м, мощность верхнего слоя h = 1,5 м и нижнего ( суглинок ) с с2 = 100 Ом · м.

Заземлитель выполняется из горизонтальных полосовых элементов сечением 4х40 мм и вертикальных стержневых электродов диаметром d = 12 мм и длинной L = 3м. Глубина траншеи hт = 0,8 м. концы вертикальных электродов выступают со дна траншеи на 0,2 м.

Вертикальные электроды вбиваются по периметру ограждения на расстоянии 2 м.

Территория подстанции S = 780 м

Расчетный ток замыкания на землю

Iз = U / 350 · ( 35 Lк.л. + Lв.а )

Где Lк.л. = 10км - длинна кабельных линий.

Lв.л. = 100 км - длинна воздушных линий.

Iз = 35 / 350 · ( 35 · 10 + 100 ) = 45 А

Так как Iз > 10 А в нейтраль трансформатора включается дугогасящий заземляющий реактор.

Сопротивление заземляющего устройства

Rзу = 125 / ( Iр · 1,25 ) = 125 / ( 50 · 1,25 ) = 2 Ом

Площадь территории, занимаемой заземлителем

Sз = 30 · 34 м 1020 м2

Определим суммарную длину горизонтальных электродов

Lг = 500 м.

Определим предварительно количество вертикальных электродов

n = 32.

Составляем расчетную модель заземлителя в виде квадратной сетки площадью

S = 1020 м2

Длинна одной стороны

а = v S = v 1020 = 32 м

Количество ячеек по одной сторонемодели

m = Lг / ( 2 · v3 ) - 1

500 / ( 2 · v1020 ) - 1 = 6,83

Принимаем m = 6

Уточняем суммарную длину горизонтальных электродов

Lг = 2 · ( m + 1 ) · vS = 2 · ( 6 + 1 ) · v1020 = 447 м

Длинна стороны ячейки в модели

b = v S / m = v 1020 /6 = 5, 323 м

Расстояние между вертикальными электродами

а = 4 · vS / n = 4 · v1020 / 32 = 4 м

Суммарная длинна вертикальных электродов

Lb = n · Lb = 32 · 3 = 96 м

Относительная глубина погружения в землю верхнего конца вертикальных электродов

tотн = ( Lb + tb ) / vS

Где tb - глубина погружения в землю верхнего конца вертикальных электрода

Tb = ht - 0,2 = 0,8 - 0,2 = 0,6 м

tотн = ( 3 + 0,6 ) / v1020 = 0,1127

Относительная длинна

Lотн = ( h1 -tb ) / Lb = ( 1,5 - 0,6 ) / 3 = 0,3

Расчетное эквивалентное удельное сопротивление грунта. Предварительно находим значения

с1 / с2 = 50 · 2,7 / 100 = 1,35

2,7 - коэффициент сезонности т. 3.13 [ 13 ]

Поскольку 1 < с1 / с2 < 10 , значение К находим по

К = 0,43 ( Lотн + 0,272 Lн · аv2 / Lв)

К = 0,43 ( 0,3 + 0,272 Lн · 4v2 / 3 ) = 0,203

Определяем сэ

Сэ = с2 ( с1 / с2 )к = 100 ( 1,35 )0,203 = 106,3 Ом · м

Вычисляем расчетное сопротивление искусственного заземлителя.

R = А · сэ / vS + сэ / Lг + Lв

Где А - 0,385 - 0,25 · tотн = 0,385 - 0,25 · tотн = 0,385 - 0,25 · 0,1127 = 0,357

R = 0,357 · 106,3 / v1020 + 106,3 / ( 447 + 96 ) = 1,4 Ом

Потенциал заземляющего устройства

цзу = Iз · Rз = 27,5 · 1,4 = 38,5 В

Значение сопротивления заземляющего устройства ниже допустимого, что повышает уровень безопасности.

Окончательно искусственный заземлитель подстанции выполняется из горизонтальных пересекающихся полосовых электродов сечением 4х40 мм общей длинной не менее 447 м и вертикальных стержневых электродов в количестве не менее 32 шт диаметром 12 мм длинной по 3 м, размещаемые по периметру заземлителя равномерно.

12. Меры обеспечения электробезопасности при эксплуатации ГПП

Оборудование подстанций осуществлено в соответствии с ПУЭ, которые предусматривают соответствующие меры электробезопастности для обслуживающего электротехнического персонала. Согласно ПТЭ проводятся периодические осмотры электрооборудования РУ, обращая внимание на общее состояние помещений. Проверяется исправность дверей, замков, исправность освещения, заземляющего устройства, наличие электрозащитных средств. При осмотре электроустановок выше 1000 В не разрешается проникать за ограждения и входить в камеры РУ. Осмотр производиться с порога камеры или стоя перед барьером . При необходимости дежурному , имеющему квалификационную группу не ниже IV, разрешается входить в РУ.

При обнаружении случайного замыкания токоведущей части на землю запрещается приближаться до отключения поврежденного участка к месту замыкания на расстояние менее 8 м без применения средств защиты ( диэлектрические боты ).

Перед допуском к ремонту коммутационных аппаратов помимо общих мер безопасности необходимо выполнить следующее :

1) В цепи оперативного тока автоматических выключателей необходимо снять плавкие предохранители на обоих полюсах.

2) На ключах и кнопках дистанционного управления следует вывесить запрещающие плакаты “ НЕ включать - работают люди ”.

Для пробных включений ремонтируемого электрооборудования временная подача напряжения в цепи оперативного тока , в цепи сигнализации и подогрева осуществляются оперативным персоналом или, под его наблюдением, производителем работ.

При выкатывании тележки с выключателем вход людей в отсек ячеек допускается только после снятия напряжения.

Накладывать заземление на токоведущие части необходимо непосредственно после проверки отсутствия напряжения. Переносные заземления сначала нужно сначала присоединить к заземляющему устройству , а затем , после проверки отсутствия напряжения наложить на токоведущие части. Снимать переносные заземления следует в обратной последовательности.

Накладывать переносные заземления должны два лица из оперативного или оперативно - ремонтного персонала с группами по электробезопасности не ниже IV иIII.

Комплекты переносных заземлений пронумеровываются и хранятся в отведенных для этого местах.

Если предполагается работать на отходящих от КРУН кабельных линиях, то тележку с выключателем следует выкатить полностью, после чего запереть шторку отсека, в котором токоведущие части остались под напряжением и вывесить запрещающий плакат

« НЕ включать - работа на линии » . На отходящие кабели в отсеках накладываются переносные заземления. При работе на кабельной воронке, находящейся в отсеке за выключателем, тележка с выключателем выкатывается полностью, на дверцах или на задней стенке отсека вывешивается плакат « НЕ включать - работают люди » , а шторки запирают на замок и на них помещают плакат « Стой ! Напряжение » . После этого для доступа в отсек, где находится кабельная воронка, снимается специальная перегородка, проверяется отсутствие напряжения на ремонтируемом кабеле, после чего накладывается переносное заземление. В самом отсеке вывешивается плакат « Работать здесь.».

Для ремонта электрооборудования, находящегося на тележке, двери шкафа запирают и на электрооборудовании вывешивают плакат « Работать здесь ». Выкатывание тележки и её обратная установка разрешается только лицу из числа оперативного персонала имеющего квалификационную группу IV.

Силовые трансформаторы периодически осматривают, обращая при этом внимание на состояние их кожухов, показания термометров, уровень масла в расширителях, состояние изоляции выводов, заземления. При обнаружении сильного неравномерного шума, потрескивания внутри трансформатора, ненормально высокой температуры масла, наличии выброса масла из расширителя или разрыва диафрагмы на выхлопной трубе, недопустимого уровня масла, трансформатор немедленно выводиться из работы путем всестороннего отключения.

До начала ремонтных работ на силовом трансформаторе, после всестороннего его отключения и проверки отсутствия напряжения на всех выводах обмотки, на них накладывается переносное заземление - закоротка , чем гарантируется невозможность появления напряжения на участке ремонтируемого трансформатора.

Оперативные переключения в РУ производятся дежурным или оперативно - ремонтным персоналом по распоряжению или с ведома вышестоящего дежурного электротехнического персонала в соответствии с установленным режимом работы. Распоряжение а переключениях может быть передано лично, или по телефону с записью в оперативном журнале.

Список лиц, имеющих право производить оперативные переключения, утверждается главным энергетиком предприятия.

В РУ сложные оперативные переключения должны выполняться двумя лицами, причем старший из них по должности контролирует действия младшего и руководит, а младший непосредственно управляет коммутационными аппаратами.

Перед началом работ для обеспечения электробезопастности должны быть выполнены следующие организационные мероприятия :

1) Оформление работы нарядом или распоряжением.

2) Оформление в наряде допуска рабочих к работе.

3) Надзор во время работы.

4) Оформление в наряде перерывов в работе.

5) Оформление в наряде окончания работы.

6) Закрытие наряда

Оформление наряда требуется на те работы, которые производятся с полным или частичным снятием напряжения с ремонтируемого оборудования, а так же на работы, выполняемые без снятия напряжения в близи или непосредственно на токоведущих частях находящихся под напряжением.

При работах без снятия напряжения на токоведущих частях, находящихся под напряжением, необходимо обеспечить соответствующее расположение работающих по отношению к токоведущим частям, соблюдая минимальное допустимое расстояние до них. Работающий должен располагаться так, чтобы находящиеся под напряжением токоведущие части электроустановки находились перед ним и только с одной боковой стороны. Недопустимо работать, если неотключеные токоведущие части электроустановки будут располагаться сзади или с двух боковых сторон, а так же работать в согнутом положении, если при выпрямлении расстояние от токоведущих частей до любой части тела окажется менее допустимого. Приближение рук работающего к токоведущим частям должно быть не менее длинны изолирующей часть применяемых защитных средств.

Для обеспечения безопасности на подстанции должны быть в наличии электрозащитные средства и приспособления. К ним относятся :

1) Штанги изолирующие (оперативные, измерительные, для наложения заземления )

2) Изолирующие средства для ремонтных работ

3) Диэлектрические перчатки, боты, калоши, коврики.

4) Переносные заземления в количестве, достаточном для полного заземления всех токоведущих частей подстанции.

5) Временные ограждения, предупредительные плакаты.

6) Защитные очки, рукавицы, противогазы, предохранительные монтерские пояса ,

Когти, страховочные канаты, защитные каски.

Все это находится в специальном помещении на территории подстанции.

Немаловажным фактором обеспечения электробезопасности при выполнении работ является самоконтроль, контроль за действиями членов бригады, правильный и полный целевой инструктаж членов бригады пред выполнением работ, соблюдение правил техники безопасности, должностных инструкций и других нормативных документов.

Заключение

В соответствии с исходными данными был разработан проект электроснабжения станции Гришево. Система электроснабжения включает в себя двухтрансформаторную главную понизительную подстанцию, номинальной мощностью 8 мВА и семь понижающих подстанций мощностью 2000, 1260, 1000, 1000, 1260, 630 и 630 кВА. Мощность трансформаторов выбрана в соответствии с ГОСТ - 14209 - 85.

Для повышения коэффициента мощности на цеховых распределительных подстанциях установлены конденсаторные батареи.

Все подстанции расположены как можно ближе к центрам нагрузок.

Транспортировка электроэнергии от ГПП до ТП производится по кабельным линиям, уложенным в траншеи.

Выбрано оборудование на ГПП, ТП № 1, ТП № 4 и ТП № 7.

Для защиты оборудования произведен расчет токов КЗ и выбраны следующие типы релейных защит в соответствии с ПУЭ :

Максимальная токовая защита.

Токовая отсечка

Защита от перегрузки

Газовая защита

Защита нулевой последовательности.

Так же в соответствии с ПУЭ были выбраны приборы учета и измерения параметров электроэнергии и места их установки.

Спроектированная система электроснабжения соответствует условиям надежности при эксплуатации.

Список использованной литературы

1) Справочник по проектированию электроснабжения / Под редакцией Ю.Г. Барыбина, Л.Е. Федорова, М.Г. Зименкова, А.Г. Смирнова. Москва « Энергоатомиздат ». 1990 г.

2) Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Для студентов вузов. Москва, « Энергоатомиздат »1989 г.

3) Справочник по электроснабжению промышленных предприятий / Под редакцией А.А. Федорова, Г.В. Сербиновского. В двух томах. Москва. « Энергия » 1973 г.

4) Правила устройства электроустановок ( ПУЭ ) / Минэнерго. Москва, « Энергоатомиздат » 1987 г.

5) Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов. / Под редакцией В.М. Блок. Москва. « Высшая школа » 1990 г.

6) Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. Электрооборудование станций и подстанций. Для учащихся техникумов. Москва. 1980 г.

7) А.А. Федоров, Л.Е Старкова. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. Для студентов вузов. Москва. « Энергоатомиздат » 1987 г.

8) Б.А. Князевский, Б.Ю. Линкин. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебник для вузов. Москва. « Высшаю школа ». 1986 г.

9) М.А. Шабад. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. Ленинград. « Энергоатомиздат »1985 г.

10) Н.В. Чернобровов. Релейная защита. Москва. « Энергия ». 1971 г.

11) 621.316.Р368 Релейная защита в системах электроснабжения. ( Методические указания к курсовой работе ) . Новосибирск 1987 г.

12) П.А. Долин. Основы техники безопасности в электроустановках. Для студентов вузов. Москва. « Энергоатомиздат » 1984 г.

13) Охрана труда в электроустановках. / Под редакцией Б.А. Князевского. Для стедентов вузов. Москва. « Энергоатомиздат » . 1983 г.

14) 658.с844 Н.А. Стрельников. Электроснабжение промышленных предприятий. Часть 1 . Учебное пособие. Новосибирск. 1998 г.

15) Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. / Под редакцией Ю.Г. Барыбина, Л.Е. Федорова, М.Г. Зименкова, А.Г. Смирнова. Москва . « Энергоатомиздат ». 1991 г.

16) Ю.Л. Мукосеев. Электроснабжение промышленных предприятий. Москва. « Энергия ». 1973 г.

Размещено на Allbest.ru