Электрооборудование и электрохозяйство нефтеперерабатывающего завода

Если удельная плотность нагрузки более 0,3 кВА/м2, то на цеховой подстанции можно устанавливать трансформаторы 2500 кВА.

Согласно СН 174-75 для трансформаторов цеховых подстанций следует, как правило, принимать следующие коэффициенты загрузки:

-для цехов с преобладающей нагрузкой 1-й категории при двухтрансформаторных подстанциях 0,65 - 0,7;

-для цехов с преобладающей нагрузкой 2-й категории при однотрансформаторных подстанциях с взаимным резервированием 0,7 - 0,8;

-для цехов с преобладающей нагрузкой 2-й категории при использовании централизованного резерва трансформаторов и цехов с нагрузкой 3-й категории 0,9 - 0,95.

Произведем выбор цеховых трансформаторных подстанций. Трансформаторы с охлаждением негорючей жидкостью целесообразно применять в тех производственных помещениях, где по условиям среды, по количеству, значению, мощности и этажности нельзя применять масляные трансформаторы. Сухие трансформаторы мощностью не более 630-1000 кВА будем принимать к установке в административных и общественных зданиях, где возможны большие скопления людей, а также на испытательных станциях, в лабораториях и других установках с ограничением по условиям пожарной безопасности.

Для нефтебазы №1 удельная нагрузка согласно (5.3.1)



Мощность трансформаторов 1000 кВА.

По величине максимальной мощности выбираем две двухтрансформаторных КТП с трансформатором марки ТМ-1000/6 У1

Для регулирования напряжения трансформаторы оснащены высоковольтным переключателем, позволяющим регулировать напряжение ступенями по 2,5% на величину +2 - -2 * 2.5% от номинального значения при отключенном от сети трансформаторе со стороны НН и ВН.

Проверяем их на перегрузочную способность:

, (5.3.2)

,(5.3.3)

Согласно выражениям (5.3.2) и (5.3.3) коэффициенты загрузки и перегрузки:

,

.

Так как расчетная нагрузка склада, гаража и администативного корпуса меньше 200 кВА, то в этих цехах КТП не устанавливаем, а установим силовые пункты, питание которых будем осуществлять с шин 0,4 кВ ближайших КТП.

Результаты расчетов и выбранные трансформаторы сведем в табл. 5.3.1

Таблица 5.3.1 Параметры и проверка выбранных трансформаторов

№ на плане	Наименование цеха	SР, кВА	F, м2	SТП кВА	Sуд кВА/м2	Марка Тр-ра	N шт	KЗ.Н	KЗ.ПА
1.	Нефтебаза	924,54	4722	924,54	0,20	ТМ-1000/6 У1	2	0,46	0,92
2.	Котельная № 1	1023,81	6600	1023,81	0,16	ТМ-1000/6 У1	2	0,51	1,02
3.	Насосная мазута	2058,38	2222	2820,18	0,93	ТМ-2500/6 У1	2	0,56	1,13
4.	Насосная товарного парка	893,11	1167	893,11	0,77	ТМ-630/6 У1	2	0,71	1,42
5.	Лабораторный корпус (ЦЗЛ)	761,80	8056	909,26	0,09	ТМ-1000/6 У1	2	0,45	0,91
6.	Депарафинизированная установка (ДПУ)	1916,38	2833	1916,38	0,68	ТМ-1600/6 У1	2	0,60	1,20
7.	Водонасосная	1856,45	1711	1856,45	1,08	ТМ-1600/6 У1	2	0,58	1,16
8.	Электрообессоливающая установка (Элоу)	1455,57	1589	1455,57	0,92	ТМ-1000/6 У1	2	0,73	1,46
9.	Теплоцентр	1803,03	2689	1803,03	0,67	ТМ-1600/6 У1	2	0,56	1,13
10.	Склад	147,46	12756	КТП не устанавливается т.к. S<200 кВА
11.	Этилосмесительная установка (ЭТСУ)	1415,78	778	1415,78	1,82	ТМ-1000/6 У1	2	0,71	1,42
12.	Цех №1	1635,85	9778	1635,85	0,17	ТМ-1600/6 У1	2	0,51	1,02
13.	Цех №2	1400,50	9778	1400,50	0,14	ТМ-1000/6 У1	2	0,70	1,40
14.	Электоцех	1296,16	778	1296,16	1,67	ТМ-1000/6 У1	2	0,65	1,30
15.	Компрессорная	1434,92	500	1434,92	2,87	ТМ-1000/6 У1	2	0,72	1,43
16.	Котельная № 2	1701,93	1733	1701,93	0,98	ТМ-1600/6 У1	2	0,53	1,06
17.	Ремонтно-строительный цех	645,33	3333	645,33	0,19	ТМ-630/6 У1	2	0,51	1,02
18.	Насосная перекачки нефти	2179,06	1244	2179,06	1,75	ТМ-1600/6 У1	2	0,68	1,36
19.	Сооружение циркуляционной системы	1547,64	6600	2521,21	0,23	ТМ-1600/6 У1	2	0,79	1,58
20.	Ремонтно-механический цех	721,23	2689	2878,822	0,27	ТМ-630/6 У1	2	0,57	1,14
21.	Гараж	168,13	1778	КТП не устанавливается т.к. S<200 кВА
22.	Административный корпус	84,21	1944	КТП не устанавливается т.к. S<200 кВА

5.4 Выбор способа, схемы канализации электрической энергии и сечений кабельных линий 6 кВ

После определения количества и мощности трансформаторов, цеховых КТП, нанесем на генеральный план схему канализации электроэнергии по территории предприятия, нанося при этом трассы кабельных линий электропередач.

В промышленных распределительных электрических сетях выше 1000 В в качестве основных способов канализации электроэнергии применяются КЛЭП и токопроводы 6-10 кВ.

При выборе трассы кабельной линии (КЛ) стараются достичь наименьшего расхода кабеля и обеспечить его защиту от механических повреждений, коррозии. Сечение жил кабеля должно соответствовать допустимой токовой нагрузке для участка трассы с наихудшими условиями охлаждения. Каждая КЛ должна иметь свой номер или наименование. Также следует учесть, что прокладку кабелей рекомендуется по возможности осуществлять в грунтах, не агрессивных по отношению к металлическим оболочкам кабелей осуществляется в земле.

В промышленных предприятиях встречается необходимость передавать в одном направлении токи порядка 2000-5000 А и более. Передача таких токов при помощи кабельных сетей становится затруднительной технически и нерациональной экономически. В этих случаях для передачи электрической энергии на относительно небольшие расстояния (до 1-2 км) становится целесообразным применение шинопроводов высокого напряжения.

Шинопроводы высокого напряжения прокладываются в подземных и надземных туннелях и коридорах. Предпочтение чаще всего отдается надземному варианту исполнения, так как в этом случае обеспечивается лучшая вентиляция, сокращаются земляные работы, отпадает необходимость установки для откачки грунтовых вод и т.п.

Выбор сечения кабельных линий ЛЭП производится в соответствии с требованиями ПУЭ с учетом нормальных и послеаварийных режимов работы электрической сети и перегрузочной способности кабелей различной конструкции.

Распределение электроэнергии на промышленном предприятии должно выполняться по радиальной, магистральной или смешанной схеме в зависимости от территориального размещения нагрузок, величины потребляемой предприятием мощности, надежности питания и других характерных особенностей проектируемого объекта. Магистральным схемам следует, как правило, отдавать предпочтение, как более экономичным.

Число трансформаторов напряжением до 10 кВ, присоединяемых к одной магистрали, следует принимать, как правило, 2-3 при их мощности 1000-1600 кВА и 3-4 меньших мощностей из-за отсутствия подходящего кабеля.[СНИП]

Магистральные схемы не применяются для питания потребителей первой категории.

Схема канализации электрической энергии представлена на рисунке 5.4.1

Способ прокладки кабелей - в земле в трубе. Примем, что кабельные линии, запитывающие цеха с шин ПГВ, прокладываются по разным трассам (в разных траншеях). В качестве кабелей, запитывающих цеховые КТП и электроприёмники 6 кВ предполагается использовать кабели марки цААШВ, а для питания силового пункта (СП) будем использоваться токопровод.

Кабели цААШВ предназначены для передачи и распределения электрической энергии в стационарных установках для сетей на напряжение 1; 6; 10кВ. Предназначены для прокладки на вертикальных и наклонных участках трасс без ограничения разности уровней.

Кабели цААШВ эксплуатируются при температуре от -50 оС до +50 оС и относительной влажности воздуха до 98% при температуре до 35 оС.

Кабели могут быть проложены без предварительного подогрева при температуре не ниже 0 оС.

Электрическое сопротивление изоляции 1 км кабелей цААШВ на напряженеи 1 кВ - не менее 100 МОм, на напряжение 6 кВ и 10 кВ - не менее 200 МОм. Срок службы кабелей ЦААШВ - 30 лет.

После нахождения тока короткого замыкания проверим данный кабель на термическую стойкость.

Рассмотрим пример расчета линии №1 (кузнечный и механический цеха)

Расчетный ток в нормальном режиме:

, (5.4.1)

(А)

В послеаварийном режиме:

(5.4.2)

(А.)

Сечение кабеля:

, (5.4.3)

где jэ - экономическая плотность тока. Так как для проектируемого предприятия Тmax>5000 ч, то для кабельных линий jэ=1,2 А/мм2.

Согласно (5.4.3) имеем

 (мм2)

Выбор кабеля производим по нагреву током нормального и послеаварийного режимов с учетом поправочных коэффициентов. По таблице стандартных сечений предварительно намечаем кабель сечением 50 мм2 с аллюминевой жилой, поливинилхлоридной и полиэтиленовой оболочкой уложенный в земле, с допустимым длительным током 155А.

(5.4.4)

(5.4.5)

где Im = 155А - допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля по таблицам ПУЭ для токопроводящей жилы сечением 50 мм2 с бумажной изоляцией;

Кп - 1,3 - коэффициент перегрузки (при послеаварийном режиме для кабелей с бумажной изоляцией - 30%).

К1 - Допустимая кратковременная перегрузка для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией [8].

К4 - Поправочный коэффициент на ток для кабелей, неизолированных и изолированных проводов и шин в зависимости от температуры земли и воздуха [8].

К5 - Поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле (в трубах или без труб) [8].

Окончательно принимаем 2 кабеля марки цААШВ - 350.

В компрессорной (6 кВ) установлено 4 синхронных двигателя (СД): СДС 15-59-6У3 мощностью 1250 кВт; в насосной (6 кВ) - 2 синхронных двигателя СДН 14-46-8УЗ мощностью 800 кВт, в литейном цеху установленно 4 вакуумные индукционные электропечи серии ИСВ -0,6-НИ мощностью 500 кВт и 2 вакуумные индукционные электропечи серии ИСВ-2,5 И5 мощностью по 1600 кВт и запитаем каждый СД, по возможности одним кабелем. Каталожные данные ЭД 6 кВ приведены в табл. 5.4.1

Таблица 5.4.1 Параметры выбранных СД

№ цеха	Тип ЭД	Рном кВт	Sном кВА	cos	%	Uном кВ	Количество, шт
6	СДС 14-59-6У3	1250	1389	0,9	95,9	6	4
21	СДН 14-41-6У3	800	889	0,9	95,3	6	2

Приведём пример расчёта выбора кабельной линии, запитывающей СД цеха №6.

Номинальный ток СД:

, (5.4.7)

(А)

Экономическое сечение по выражению (5.4.3):

По таблице стандартных сечений [8] предварительно намечаем кабель сечением 120 мм2 с допустимым длительным током 260 А.

= 0,87 - поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле (в трубах и без таковых) (4 кабеля с расстоянием между их осями 300 мм);

Согласно (5.4.4) определяем допустимый ток, протекающий через СД

Окончательно принимаем 4 кабеля марки цААШВ - 3120. После нахождения тока короткого замыкания проверим данный кабель на термическую стойкость.

Результаты расчетов сечений кабельных линий 6 кВ для всех цехов приведены в табл. 5.4.2 , 5.4.3

Таблица 5.4.2 Расчётные данные кабельных линий

№ цеха	Линия между	Sцеха, кВА	Iр. А	Fэк мм2	Fc мм2	К2	Iдл.доп, А	Iдоп, А
			Iн.р.	Iпар					Iдоп.н.р.	Iдоп,пар.
Электроприёмники 0,4 кВ
1	ПГВ - ТП1	924,54	44,48	88,96	37,07	150	0,9	300	270	351
2	ПГВ - ТП2	1023,81	49,26	98,52	41,05	150	0,9	300	270	351
3	ПГВ - ТП3	2820,18	135,69	271,37	113,07	150	0,9	300	270	351
4	ПГВ - ТП4	893,11	42,97	85,94	35,81	25	1	105	105	136,5
5	ПГВ - ТП5	1056,72	762,62	1525,25	635,52	120	0,9	270	243	315,9
6	ПГВ - ТП6	1916,38	92,20	184,40	76,83	50	1	155	155	201,5
7	ПГВ - ТП7	1856,45	89,32	178,64	74,43	50	1	155	155	201,5
8	ПГВ - ТП8	1455,57	70,03	140,06	58,36	10	1	60	60	78
9	ПГВ - ТП9	1803,03	86,75	173,50	72,29	10	1	60	60	78
10	ТП5 - СП10	147,46	106,42	212,84	88,68	50	0,9	165	148,5	193,05
11	ПГВ - ТП11	1415,78	68,12	136,23	56,76	25	1	105	105	136,5
12	ПГВ - ТП12	1635,85	78,70	157,41	65,59	25	1	105	105	136,5
13	ПГВ - ТП13	1400,50	67,38	134,76	56,15	10	1	60	60	78
14	ПГВ - ТП14	1296,16	62,36	124,72	51,97	10	1	60	60	78
15	ПГВ - ТП15	1434,92	69,04	138,08	57,53	70	1	190	190	247
16	ПГВ - ТП16	1701,93	81,88	163,77	68,24	10	1	60	60	78
17	ПГВ - ТП17	645,33	31,05	62,10	25,87	25	1	105	105	136,5
18	ПГВ - СП18	2179,06	1572,60	3145,20	1310,50	10	0,9	65	58,5	76,05
19	ПГВ - СП19	2605,42	1880,30	3760,59	1566,91	95	0,9	240	216	280,8
20	ПГВ - ТП20	889,36	641,84	1283,68	534,87	25	0,9	115	103,5	134,55
21	ТП20 - СП21	168,13	121,33	242,67	101,11	25	0,9	115	103,5	134,55
22	ТП19-СП22	84,21	4,05	8,10	3,38	10	1	60	60	78
Электроприёмники 6 кВ
12	ПГВ - ТП12	3584,60	172,46	344,93	143,72
13	ПГВ - ТП13	3584,60	172,46	344,93	143,72
16	ПГВ - ТП16	4251,24	204,54	409,08	170,45

Проверка

На участке ПГВ-РП выбираем токопровод серии ТЗК-6-1800-УХЛ1

Расчетный параметр	Каталожные данные	Условия выбора и проверки
Iраб.пар=1761,43 А	Iном =1800 А	Iном Iраб.пар
iуд =32,012 кA	iдин =81 кА	iдин iуд

Таблица 5.4.3 - Результаты расчёта кабельных линий

№ цеха	Категория по надёжности	наименование	Линия между	Марка и количество кабелей
Электроприёмники 0,4 кВ
1	I	Нефтебаза	ПГВ - ТП1	1ЧАВВГнг (3Ч10+2Ч6)
2	I	Котельная № 1	ПГВ - ТП2	1ЧАВВГнг (3Ч10+2Ч6)
3	I	Насосная мазута	ПГВ - ТП3	2ЧцААШВ (3Ч10)
4	I	Насосная товарного парка	ПГВ - ТП4	2ЧцААШВ (3Ч50)
5	II	Лабораторный корпус (ЦЗЛ)	ПГВ - ТП5	2ЧцААШВ (3Ч10)
6	I	Депарафинизированная установка (ДПУ)	ПГВ - ТП6	2ЧцААШВ (3Ч35)
7	I	Водонасосная	ПГВ - ТП7	1ЧцААШВ (3Ч25)
8	I	Электрообессоливающая установка (Элоу)	ПГВ - ТП8	1ЧцААШВ (3Ч50)
9	I	Теплоцентр	ПГВ- ТП9	2ЧцААШВ (3Ч50)	2ЧцААШВ (3Ч50)
10	III	Склад	ТП5 - СП10	2ЧцААШВ (3Ч50)	2ЧцААШВ (3Ч50)
11	I	Этилосмесительная установка (ЭТСУ)	ПГВ - ТП11	2ЧцААШВ (3Ч50)
12	I	Цех №1	ПГВ - ТП12	2ЧцААШВ (3Ч25)
13	I	Цех №2	ПГВ - ТП13	2ЧцААШВ (3Ч95)
14	I	Электоцех	ПГВ - ТП14	2ЧцААШВ (3Ч95)
15	I	Компрессорная	ПГВ - ТП15	2ЧцААШВ (3Ч35)
16	I	Котельная № 2	ПГВ - ТП16	2ЧцААШВ (3Ч50)
17	I	Ремонтно-строительный цех	ПГВ - ТП17	2ЧцААШВ (3Ч50)
18	I	Насосная перекачки нефти	ПГВ - СП18	1Ч АВВГнг (3Ч10+2Ч6)
19	I	Сооружение циркуляционной системы	ПГВ - СП19	2ЧцААШВ (3Ч150)
20	III	Ремонтно-механический цех	ПГВ - ТП20	2ЧцААШВ (3Ч120)
21	III	Гараж	ТП20 - СП21	1ЧцААШВ (3Ч25)
22	III	Административный корпус	ТП19-СП22	2ЧцААШВ (3Ч70)
Электроприёмники 6 кВ
12	I	Цех №1 (6 кВ)	ПГВ - ТП12	4ЧцААШВ (3Ч120)
13	I	Цех №2 (6 кВ)	ПГВ - ТП13	4ЧцААШВ (3Ч70)
16	I	Цех №1 (6 кВ)	ПГВ - ТП16	2ЧцААШВ (3Ч70)



Рисунок 5.4.1 Канализация электрической энергии

6. Расчет токов короткого замыкания в системе ЭСПП

электроснабжение замыкание напряжение мощность

Произведем расчет токов короткого замыкания (трёхфазное КЗ) в следующих точках:

на линейных вводах высшего напряжения трансформатора ППЭ;

на секции шин 6 кВ ППЭ;

на секции шин 6 кВ РП;

на шинах 0,4 кВ наиболее мощной цеховой подстанции.

Расчет ведем по следующим схемам:



Рисунок 6.1. Принципиальная схема расчета токов КЗ.



Рисунок 6.2 Схема замещения для расчета токов КЗ выше 1000 В.



Рисунок 6.3. Схема замещения для расчета токов КЗ до 1000 В.

Расчет токов короткого замыкания на линейных вводах высшего напряжения трансформатора ППЭ (в точке К-1).

Расчёт производим от системы до цеховой подстанции ТП №16.

Принимаем за базисное условие Sб = Sс = 450 MBA, Uб = 115 кВ,

Ес = Е''с =1, Хс =0,6

Определим базисный ток:

,(6.1)

(кА).

Сопротивление воздушной линии (в относительных единицах):

АС-95/16 (r0 = 0,306 Ом/км,x0 =0,434 Ом/км)

(6.2)

, (6.3)

Согласно (6.2) и (6.3) имеем

,

.

Эквивалентное сопротивление схемы замещения до точки К-1:

;

.

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-1:

,(6.4)

(кА).

Согласно [1] найдем постоянную времени затухания апериодической составляющей тока КЗ:

,(6.5)

(с).

Ударный коэффициент:

,(6.6)

.

Ударный ток короткого замыкания в точке К-1:

,(6.7)

(кА).

Расчет токов короткого замыкания на секции шин 6 кВ (в точке К-2).

Принимаем за базисные условия следующие:

Sб = Sс = 450 MBA; Uб = 6,3 кВ.

Определим базисный ток согласно (6.1):

(кА).

Сопротивления трансформатора ППЭ

Типа ТРДН - 40000/110.

Технические параметры: Sном=40 МВ•А; Uвн=115 кВ; Uнн=6,3/6,3 кВ; Pхх=36 кВт; Pкз=172 кВт; Uкз%=10,5%; Iх%=0,65%.

;(6.8)

.(6.9)

Согласно выражениям (6.6), (6.7) имеем

,

Коэффициент расщепления Kр для данного трансформатора принимаем равным 3,5. Рассчитаем сопротивления обмоток высокого и низкого напряжения с учетом коэффициента расщепления.

Принимаем

, (6.10)

, (6.11)

, (6.12)

Используя выражения (6.9), (6.10), (6.11) получаем

,

,

,

Результирующее сопротивление схемы замещения до точки К-2:

,

.

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ согласно

(6.13)

(кА).

Вычислим согласно 6.5, 6.6, 6.7 следующие значения

,(с).

(кА)

(кА).

Найдем токи подпитки от высоковольтного двигателя, расположенного в цехе №21 (СДН 14-46-8УЗ Pном=800 кВт, S=888,88 кВА)

Сопротивление синхронных двигателей цеха № 21:

,(6.14)

где - сверхпереходное индуктивное сопротивление синхронного двигателя. Согласно [3]

.

Рассчитаем ток подпитки от двигателей цеха №21.

,(6.15)

(кА).

Кабель 1ЧцААШВ(3Ч70)-424 метра.

,

Вычислим согласно 6.5, 6.6, 6.7 следующие значения для СД

,

Ударный коэффициент двигателей цеха №21 согласно

.

(кА)

(кА).

Найдем токи подпитки от синхронных двигателей располагаются в цехе №6 (2 синхронных двигателя СДС 15-59-6У3: Pном=1250 кВт, Sном=1388,888 кВА)

Сопротивление синхронных двигателей цеха № 6 согласно 6.14:

где - сверхпереходное индуктивное сопротивление синхронного двигателя. Согласно [2]

До двигателей цеха №6 проложен Кабель 2ЧцААШВ(3Ч120)-97 метра.

,

Сопротивление кабельной линии ПГВ-РП (токопровод) ТЗК6-1800 УХЛ 1-451 метров

,

Рассчитаем ток подпитки от двигателей цеха №6.

(кА)

Вычислим согласно 6.5, 6.6, 6.7 следующие значения для СД

,

Ударный коэффициент двигателей цеха №6 согласно

.

(кА)

(кА).

Ударный ток КЗ

Расчет токов короткого замыкания на секции шин 6 кВ РП (точка К-3)

Результирующее сопротивленое схемы замещения до точки КЗ К-3

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ согласно (6.4):

(кА).

Вычислим согласно 6.5, 6.6, 6.7 следующие значения

,(с).

(кА)

(кА).

Найдем токи подпитки от высоковольтного двигателя, расположенного в цехе №21 (СДН 14-46-8УЗ Pном=800 кВт, S=888,88 кВА, Tа =0,06 с )



Вычислим согласно 6.5, 6.6, 6.7 следующие значения для СД

,

Ударный коэффициент двигателей цеха №21 согласно

.

(кА)

(кА).

Найдем токи подпитки от высоковольтного двигателя, расположенного в цехе №6 (2 синхронных двигателя СДС 15-59-6У3: Pном=1250 кВт, Sном=1388,888 кВА, Tа =0,06 с )

(кА)

,

Ударный коэффициент двигателей цеха №6 согласно

.

(кА)

(кА).

Ударный ток КЗ с учетом подпитки от синхронных двигателей

Расчет токов короткого замыкания на шинах 0,4 кВ ТП13 (точка К-4)

Систему принимаем системой бесконечной мощности, сопротивление системы равно нулю (Sс = ; хс = 0), расчет ведется в именованных единицах.

Наиболее мощной является ТП 16 (2Ч2500 кВА).

Сопротивления силового трансформатора ТМЗ-2500/6:

(мОм),

(мОм).

Сопротивление контактов

rк = 0.01 мОм - для контактных соединений шинопроводов,

rк = 1 мОм - для контактных соединений коммутационных аппаратов.

Для определения сопротивления катушки автомата и главных контактов рассчитаем рабочий максимальный ток автомата:

,

(А).

Так как рабочий максимальный ток выше 500 А, то сопротивлением трансформатора тока можно пренебречь.

Сопротивление автоматического выключателя подбираем из расчета на рабочий ток с учетом сопротивления токовых катушек расцепителя и переходных сопротивлений подвижных контактов: Iном=5500 А; rв=0,1 мОм; хв=0,05 мОм (ближайшее значение).

В качестве шинопроводов предполагается использовать шинопроводы ШЗК-1,2-6300-128-У3Д3 (Iном=6300 А, x0=0,015 мОм/м; r0=0,013 мОм/м)

Длину шинопровода принимаем равной 3м, тогда:

(мОм/м)

(мОм/м)

Сопротивление шин: rш=0,024 мОм; хш=0,018 мОм.

Сопротивление дуги: rд=3 мОм.

Результирующее сопротивление схемы замещения:

,

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ:

,

(кА).

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ в точке К-4:

,

 (с).

Ударный коэффициент согласно (6.3):

.

Ударный ток короткого замыкания:

,

(кА).

7. Выбор и проверка элементов системы электроснабжения завода химической промышленности

7.1 Выбор и проверка высоковольтных выключателей на головном участке ЛЭП 110 кВ

Ток в питающей линии ВЛЭП:

- в нормальном режиме (А);

- в послеаварийном режиме (А).

Предварительно выбираем выключатель ВЭБ 110-40/2500 УХЛ1 Выключатели соответствуют требованиям ГОСТ 687-78, ГОСТ 18397-86.

Рассчитаем тепловой импульс тока КЗ:

, (7.1.1)

где - расчетное время отключения выключателя

(с)-ступень селективности), - в зависимости от схемы,

(кА2•с).

Расчетный параметр цепи	Каталожные данные аппарата	Условия выбора и проверки
Uуст =110 кВ	Uном =110 кВ	Uном Uуст
Iраб.max=180,244 А	Iном =2500 А	Iном Iраб.max
Iпо = 2,362 кА	Iоткл.н =40 кА	Iоткл.н Iпо
iуд =9,627 кA	im.дин =125 кА	im.дин iуд
Вк = 6,143 кА2/с	Iт/tт = 50 кА /3с	Вк I2т tт 6,143 502•3

Выключатель по условиям проверки проходит, принимаем его к установке.

7.2 Выбор и проверка разъединителей на головном участке ЛЭП 110 кВ

Предварительно выбираем разъединитель РНД3-110/1000У1

Расчетный параметр цепи	Каталожные данные аппарата	Условия выбора и проверки
Uуст =110 кВ	Uном =110 кВ	Uном Uуст
Iраб.max =180,244 А	Iном =1000 А	Iном Iраб.max
iуд =9,627 кA	im.дин =80 кА	im.дин iуд
Вк = 6,143 кА2/с	Iт/tт = 25 кА/4с для главных ножей Iт/tт = 25 кА/1с для заземляющих ножей	Вк I2т tт 6,143 252•4 6,143 252

Разъединитель по условиям проверки проходит, принимаем его к установке

7.3 Выбор вводного выключателя

Выбираем вводной выключатель секции шин 6 кВ трансформатора

ТРДН - 40000/110

Максимальный рабочий ток:

· в нормальном режиме:

,

(А).

· в послеаварийном режиме:

,

(А).

Предварительно выбираем вакуумный выключатель марки ВРС-6-40/1600 У3

Вакуумные выключатели ВРС-6 могут эксплуатироваться в условиях умеренного или тропического климата (климатическое исполнение и категория размещения У2 и Т3 в соответствии с ГОСТ 15150). Выкатной вариант выключателя на базе ВРС встраивается в ячейки типа К-104 без доработок.

Тепловой импульс тока КЗ:

, (7.1.2)

где - расчетное время отключения выключателя

(с)-ступень селективности), - в зависимости от схемы,

Расчетный параметр цепи	Каталожные данные аппарата	Условия выбора и проверки
Uуст =6 кВ	Uном =6 кВ	Uном Uуст
Iраб.max =1573,593 А	Iном =1600 А	Iном Iраб.max
Iпо = 16,245 кА	Iоткл.н = 40 кА	Iоткл.н Iпо
iуд =44,894 кA	Im.дин = 102 кА	Im.дин iуд
Вк = 307,18 кА2 ·с	Iт = 40 кА/3c	Вк I2т tт 307,18 < 402·3

Данный выключатель по условиям проверки проходит, принимаем его к установке.

Для установки на ППЭ (РУ НН) принимаем ячейки комплектных распределительных серии К-104. КРУ этой серии предназначены для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока промышленной частоты 50 Гц и 60 Гц, напряжением 6-10 кВ, и комплектования распределительных устройств 6-10 кВ подстанций различного назначения.

Схемы главных цепей КРУ К-104 ( КВ-02-104 ), комплектных распределительных устройств соответствуют схемам главных цепей по ТУ 3414-001-43229919-2002.

Отличительные особенности:

· Оригинальная конструкция, обеспечивающая легкий доступ к оборудованию;

· Широкий диапазон рабочих параметров (токи от 630 до 2500 А, токи короткого замыкания до 50 кА);

· В сетке схем первичных соединений предусмотрены: камера с конденсаторной батареей и камера отходящей линии с контактором и плавким предохранителем;

· Корпус выполнен из высококачественной стали с алюминоцинковым покрытием;

· Продуманная система блокировок.

Предназначены для приёма и распределения электрической энергии 6 кВ для систем с изолированой или заземлённой через дугогасящий реактор нейтралью с возможностью установка вакуумных, элегазовых и масляных выключателей на номинальные токи до 1600 А и вакуумных, элегазовых - до 2000 и 3150 А

Технические данные ячейки приведены в табл. 7.3.1

Таблица 7.3.1 Технические данные ячейки К-104М

Номинальное напряжение, кВ	6; 10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	7,2; 12
Номинальный ток сборных шин, А	1000,1600,2000,3150
Номинальный ток главных цепей (кабельных присоединений), А	630,1000,1600,2000,3150
Номинальный ток отключения выключателя, кА	20; 31,5.
Номинальный ток термической стойкости для промежутка времени 3с, кА	20; 31,5.
Номинальный ток электродинамической стойкости, кА	До 81
Номинальное напряжение вспомогательных цепей постоянного и оперативного тока, В	До 40
Условия технического обслуживания	Одно- и двухстороннее
Время протекания тока термической стойкости, с	3
Габаритные размеры (ширина глубина высота)	Определяется числом камер (2755,2850)

7.4 Выбор выключателя отходящей кабельной линии

Выбираем выключатель отходящей от секции шин 6 кВ кабельной линии трансформатора ТРДНС-40000/110. Наибольшую мощность от распределительной сети, согласно таблице 5.4.2, потребляет ТП №16.

Максимальный рабочий ток

,

(А).

Используя выражения (7.1.1) и (7.1.2) имеем

,

Предварительно выбираем вакуумный выключатель марки ВВ/TEL-6-20/630У2

Расчетный параметр цепи	Каталожные данные аппарата	Условия выбора и проверки
Uуст =6 кВ	Uном =6 кВ	Uном Uуст
Iраб.max =322,294 А	Iном =630 А	Iном Iраб.max
iуд =44,894 кA	Im.дин = 45 кА	Im.дин iуд
Вк = 202,939 кА2 ·с	Iт = 17 кА tт = 3 с	Вк I2т tт 202,939 < 172·3

Данный выключатель по условиям проверки проходит, принимаем его к установке.

7.6 Выбор трансформаторов тока в вводной ячейке 6 кВ

По напряжению и току в первичной обмотке выбираем трансформатор тока марки IGSW (производитель KWK Messwandler GmbH, Германия, прототип Российского ТОЛК-6, но на более широкий диапазон токов первичной обмотки)

Трансформаторы тока включены в сеть по схеме «неполной звезды» на разность токов двух фаз (7.6.1).

Рисунок 7.6.1 Схема подключения измерительных приборов к трансформатору тока

Чтобы трансформатор тока не вышел за заданные пределы класса точности, необходимо выполнение условия z2ном z2

(7.6.1)

Для определения сопротивления приборов, питающихся от трансформаторов тока, необходимо составить таблицу - перечень электроизмерительных приборов, устанавливаемых в данном присоединении.

Принимаем к установке счетчик электрической энергии ЦЭ6812

· Класс точности (активной/реактивной энергии):

0,5S/1,0; 1,0/1,0; 2,0/2,0

· Измерение активной и активно - реактивной энергии и мощности в одном и двух направлениях;

· Учет в режиме многотарифности;

· Передача данных по цифровому интерфейсу.

· Телеметрический канал

Для определения сопротивления приборов, питающихся от трансформаторов тока, необходимо составить таблицу - перечень электроизмерительных приборов, устанавливаемых в данном присоединении.

Наименование прибора	Кол-во	Sпр, ВА	Sпр, ВА
Амперметр СА3020	1	2	2
Ваттметр ЦЭ6802	1	1	1
Варметр СР3020	1	2,5	2,5
Счетчик электрической энергии ЦЭ6812	1	2	2

Сопротивление соединительных проводов определяем по площади сечения и длине проводов (при установке приборов в камерах КСО L = 4 м, и так как схема соединения трансформатора тока- неполная звезда, то lр=3L ):

(м),

,(7.6.2)

где - удельное сопротивление алюминия ( мОм•мм2/м).

(мОм).

Суммарное сопротивление приборов, питающихся от трансформа- торов тока, рассчитывается по суммарной мощности:

,(7.6.3)

(Ом).

Сопротивление контактов принимаем Ом (так как во вторичную цепь трансформатора тока включено более 3х приборов), тогда

(Ом)

Расчетный параметр цепи	Каталожные данные трансформатора тока	Условия выбора и проверки
Uуст =6 кВ	Uном = 6 кВ	Uном Uуст
Iраб.max =1573,593 А	Iном =2000 А	Iном Iраб.max
Вк = 202,939 кА2/с	Iт/tт = 120 кА/3с	Вк I2т tт
z2 = 0,45 Ом	z2ном = 0,8 Ом	z2ном z2

Трансформатор тока по условиям проверки подходит, принимаем его к установке.

7.7 Выбор трансформаторов напряжения для секции шин 6 кВ

Трансформатор напряжения выбирают по номинальному напряжению первичной обмотки, классу точности, схеме соединения обмоток и конструктивному выполнению.

Выбираем трансформатор напряжения марки НАМИ-6-66УЗ

Число отходящих от ПГВ и РП кабелей - 52 (52/4=13), следовательно, к каждой секции шин подключаем по 13 счётчиков.

Схема включения приведена на рис. 7.7.1.



Наименование прибора	Кол-во	Sпр, BA	Sпр, BA
Вольтметр В7-78/1	1	4	4
Ваттметр ЦЭ6802	1	1	1
Варметры СР3020	1	2,5	2,5
Частотомер CNT-66	1	2,1	2,1
Счетчик электрической энергии ЦЭ6812	13	2	26

Uс.ном =U1ном=6 кВ; класс точности 0,5; S2ном =200 ВА S2расч = 35,6 ВА,

Трансформатор напряжения подобран правильно, принимаем его к установке.

7.8 Выбор автоматического выключателя на стороне 0,4 кВ

Выбираем автоматический выключатель на стороне 0,4 кВ трансформаторной подстанции цеха №16 (данные таблицы 5.4.2).

Максимальный рабочий ток цепи:

,

(А).

Выбираем автоматический выключатель серии серии ВА74

Расчетный параметр цепи	Каталожные данные	Условия выбора и проверки
Uуст = 400 В	Uном =440 В	Uном Uном
Iраб.max = 5076,14 А	Iном = 5500 А	Iном Iраб.max
Iпо = 38,71 кА	Iоткл.н = 45 кА	Iоткл.н Iпо

Уставка тока срабатывания защиты от перегрузки:

,

(А).

Принимаем уставку Iрасц = 6500 A.

Выключатель по условиям проверки подобран правильно, принимаем его к установке.

7.9 Выбор защитных аппаратов высокого напряжения

Для защиты воздушных электрических сетей 110 кВ и изоляции нейтрали силовых трансформаторов 110 кВ от грозовых и коммутационных перенапряжений, которые становятся возможны при отключении ненагруженных трансформаторов наиболее эффективным способом ограничения коммутационных перенапряжений является шунтирование контактов выключателя ограничителем перенапряжений (ОПН).

Применение ОПН/TEL вместо разрядников обусловлено рядом преимуществ:

* глубоким уровнем ограничения всех видов перенапряжений;

* отсутствием сопровождающего тока после затухания волны перенапряжения;

* простотой конструкции и высокой надёжностью в эксплуатации;

* стабильностью характеристик и устойчивостью к старению;

* способностью к рассеиванию больших энергий;

* стойкостью к атмосферным загрязнениям;

* малыми габаритами, весом и стоимостью;

Для защиты высоковольтного выключателя от грозовых и коммутационных перенапряжений используем ОПН-110 УХЛ1.

Для защиты вакуумных выключателя коммутационных перенапряжений используем ОПН-6/8,2-10(I) УХЛ1/

Методика выбора представлена в рекомендации по выбору ОПН [19].

Выбор наибольшего длительно допустимого рабочего напряжения ОПН Uнр

Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение ОПН Uнр должно быть не ниже наибольшего рабочего напряжения сети UНС.ОПН или защищаемого оборудования Uн.р.о.

Uнр > UНС.ОПН.

Длительно допустимое рабочее напряжение ОПН Uнр определим по следующему выражению:

(7.10.1)

где: UНС -- наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение в электрической сети.

Во всех случаях для повышения надежности выбирают ограничители с наибольшим длительно допустимым рабочим напряжением UНРОПН не менее, чем на 2-5% выше наибольшего уровня напряжения сети в точке установки ОПН. Значение наибольшего длительно допустимого рабочего напряжения ограничителя выбирают из номенклатуры предприятия-изготовителя, которое должно быть не ниже расчетных значений, произведенных в соответствии с данным пунктом. Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение в электрической сети 114,797 кВ с учётом надбавки 5% получаем UНС=120,537 кВ

Тогда согласно (7.10.1)

(кВ)

Выбор номинального разрядного тока.

Величина номинального разрядного тока служит для классификации ОПН.

ЗАО «ЗЭТО» производит ограничители с номинальными разрядными токами:

Выбираем 10000 А -- ограничители для защиты электрооборудования от коммутационных и грозовых перенапряжений на классы напряжения от 3 до 330 кВ.

Номинальному разрядному току 10 кА соответствует 1, 2 и 3 классы по пропускной способности, номинальному разрядному току 20 кА -- 4 и 5 классы по пропускной способности.

Выбор класса энергоемкости ОПН

Критерием оценки энергоемкости ОПН является его способность пропускать нормируемые импульсы тока коммутационного перенапряжения без потери рабочих качеств.

При установке ограничителя на шунтовых конденсаторных батареях или кабельных присоединениях энергия поглощаемая ОПН, может быть рассчитана по выражению:

, (7.10.2)

где С - емкость батареи или кабеля, Ф.

, (7.10.3)

где - угловая частота питающей сети, с-1

Поглощаемая энергия не должна превосходить допустимую энергоемкость ОПН (WОПН < Wдоп)

При расчетах принимают 10% недокомпенсацию емкостного тока замыкания на землю, которая моделирует возможный аварийный режим.

Суммарная энергия, рассеиваемая ограничителем за одно замыкание с учетом повторных замыканий, может быть определена как

(7.10.4)

где W1 -- наибольшая энергия, рассеиваемая ограничителем в одном цикле гашение -- зажигание (гашение в ноль тока промышленной частоты и повторное зажигание в момент максимума восстанавливающегося напряжения на поврежденной фазе).

где: n -- число зажиганий с наибольшей энергией за одно замыкание на землю, определяемое по эмпирической формуле,

(7.10.5)

полученной на основе сетевых испытаний;

IC -- емкостный ток замыкания на землю для сети с изолированной нейтралью, либо ток недокомпенсации для сети с компенсацией емкостного тока на землю, определяется на основе расчета или непосредственных измерений в эксплуатации. Вследствии того что завод выдуманный и никаких испытаний не было произведено, опускаем данный пункт.

Определение защитного уровня ОПН.

Определяющим при выборе защитного уровня ОПН является его назначение (для защиты от грозовых или коммутационных перенапряжений) и уровень выдерживаемых перенапряжений изоляцией электрооборудования.

Уровень выдерживаемых напряжений электрооборудованием 110 кВ при коммутационных перенапряжениях.

Определяется уровнем испытательных напряжений, которое нормируется ГОСТ 1516.3-96.

Переход от испытательных напряжений к выдерживаемому изоляцией электрооборудования уровню коммутационных перенапряжений определяется исходя из одноминутного испытательного напряжения (U1МИН.), которое нормируется ГОСТ 1516.3-96.

(7.10.6)

где: КИ = 1,35 -- коэффициент импульса, учитывающий упрочнение изоляции при более коротком импульсе по сравнению с испытательным;

КК = 0,9 -- коэффициент кумулятивности, учитывающий многократность воздействий перенапряжений и возможное старение изоляции.

Для аппаратов КИ = 1,1 и КК = 1,0.

Выдерживаемый уровень грозовых перенапряжений для электрооборудования определяется по формуле:

(7.10.7)

 (7.10.8)

где: КДОП.К. -- допустимая кратность (выдерживаемый уровень) коммутационных перенапряжений.

Допустимые (выдерживаемые) кратности коммутационных и грозовых перенапряжений электрических машин приведены [19]

Допустимая кратность (выдерживаемый уровень) коммутационных и грозовых перенапряжений определяется по соотношению:

(7.10.9)

Следовательно, данное требование выполняется

Окончательно принимаем к установке ОПН-110 УХЛ1.

Расчетный параметр цепи	Каталожные данные	Условия выбора и проверки
UНС.ОПН = 21,976 кВ	Uном =110 кВ	Uном UНС.ОПН
UвыдР = 132,23 кВ	UВЫД = 150 кВ	UВЫД UвыдР
Uвыд.Г.Р. = 99кВ	Uвыд.Г.= 200 кВ	Uвыд.Г Uвыд.Г.Р.
КДОП.К.Р. = 3,99	КДОП.К. = 4,4	КДОП.К КДОП.К.Р.
КДОП.Р.= 3,6	КДОП.= 4	КДОП. КДОП.Р.

При применении вакуумных выключателей в цепи электродвигателей 6 кВ или силовых трансформаторов необходимо учитывать возможность отключения выключателем пускового тока электродвигателя или ненагруженных трансформаторов, что в ряде случаев может приводить к коммутационным перенапряжениям в их цепи, в связи с чем также необходима установка ОПН.

Произведём выбор параметров ОПН на 6кВ, производим аналогично выбору ОПН на 110 кВ расчёты сводим в следующую таблицу

Расчетный параметр цепи	Каталожные данные	Условия выбора и проверки
UНС.ОПН = 3,8 кВ	Uном =6 кВ	Uном UНС.ОПН
UвыдР = 38,89 кВ	UВЫД = 45 кВ	UВЫД UвыдР
Uвыд.Г.Р. = 38,5 кВ	Uвыд.Г.= 50 кВ	Uвыд.Г Uвыд.Г.Р.
КДОП.К.Р. = 6,875	КДОП.К. = 7,6	КДОП.К КДОП.К.Р.
КДОП.Р.= 3,6	КДОП.= 4	КДОП. КДОП.Р.

Следовательно, данное требование также выполняется

Окончательно принимаем к установке ОПН-6/7,5-10(I) УХЛ1

7.10 Выбор выключателя нагрузки с предохранителем при питании ЦТП магистральной линией

Выбираем выключатель нагрузки на ТП-12.

Предварительно выбираем выключатель марки ВНВР-10/630-20 У2

Расчетный параметр цепи	Каталожные данные аппарата	Условия выбора и проверки
Uуст =6 кВ	Uном =10 кВ	Uном Uуст
Iраб.max =58,37 А	Iном =630 А	Iном Iраб.max
iуд =40,894 кА	im.дин =51 кА	im.дин iуд
Вк = 40,808 кА2/с	Iт/tт = 51/1 кА/с	Вк I2т tт

Данный выключатель нагрузки по условиям проверки проходит.

Выбираем предохранитель на ТП-12, типа ПКТ102-6-80-20УЗ

Расчетный параметр цепи	Каталожные данные аппарата	Условия выбора и проверки
Uуст =6 кВ	Uном =6 кВ	Uном Uуст
Iраб.max =56,26 А	Iном =80 А	Iном Iраб.max
IПО =15,679 кА	IОТКЛ.Н. =31,5 кА	IОтк.ном? iПО

7.11 Проверка кабелей на термическую стойкость

Теперь, когда известен ток КЗ в точке К-2 (IК-2 =16,245 кА), найдем минимальное допустимое сечение кабеля отходящего от ПГВ, т.е. на 6кВ:

С - температурный коэффициент, учитывающий ограничение

допустимой температуры нагрева жил кабеля, [5].

Ближайшее стандартное сечение 120 мм2, т.о. сечение КЛЭП необходимо увеличить до 120 мм2 , если оно меньше данного значения.

Согласно [1], по режиму КЗ при напряжении выше 1кВ не проверяются:

кабели в сетях к индивидуальным электроприемникам (двигатели 6кВ);

кабели, питающие потребителей III категории. Для магистральных линий, питающих потребителей II категории надежности, по режиму КЗ проверяются кабели головных участков магистрали.

Аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями.

8. Релейная защита и автоматика (релейная зашита и МТЗ трансформатора ПГВ)

8.1 Расчет токов короткого замыкания

Расчет параметров схемы замещения.

Схема замещения для расчёта токов КЗ представлены на рис.20.1.1.

Расчёт токов КЗ производится в именованных единицах, Uб=115 кВ.

Ом;

Ом.

рис.14.Схема замещения.

Активные и реактивные сопротивления линий W1, W2:

Ом;

 Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом.

Сопротивление трансформатора ТДН-25000/115/6,3:

Ом;

Так как , то

Ом.

Расчет токов КЗ.

Точка К-1:

Вычисление производим при наименьшем сопротивлении питающей системы и сопротивлении .

Максимальный ток трехфазного короткого замыкания в точке К-1:

кА;

Полученный ток , приводим к стороне НН не по среднему коэффициенту трансформации, а по минимальному соответствующему тому же крайнему положению РПН при котором вычислялся этот ток.

;

кА.

Вычисление минимального тока КЗ производим при и .

Минимальный ток трехфазного КЗ на стороне ВН в точке К-1:

;

кА.

Минимальный ток трехфазного КЗ на стороне НН:

кА.

Минимальный ток двухфазного КЗ:

А;

кА.

Точка К-2:

Максимальный ток трехфазного короткого замыкания в точке К-2:

;

кА.

Максимальный ток трехфазного КЗ на стороне НН:

;

кА.

Минимальный ток трехфазного КЗ на стороне ВН:

;

кА;

Минимальный ток трехфазного КЗ на стороне НН:

кА.

Минимальный ток двухфазного КЗ:

 кА;

кА.

Результаты расчетов токов КЗ сведены в таблицу №13.

Таблица №13.

ток КЗ, кА	К-1	К-2
	1,534	1,112
	23,525	17,051
	0,914	0,79
	18,271	15,792
	0,791	0,684
	15,823	13,676

8.2 Расчет дифференциальной защиты на основе реле РНТ-565

Дифференциальная токовая защита является основной быстродействующей защитой трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 3 кВ и выше от к.з. на выводах, а также внутренних повреждений.

Выполнение схемы и расчеты уставок дифференциальной защиты трансформаторов имеют ряд особенностей по сравнению с выполнением схемы и расчетами уставок дифференциальных защит других элементов:

1. необходимость отстройки от бросков намагничивающего тока, возникающих при включений ненагруженного тр-ра под напряжение или при восстановлении напряжения после отключения внешнего к.з. в питающей сети.

2. необходимость отстройки от токов небаланса, обусловленных неполным выравниванием действия неодинаковых вторичных токов в плечах дифференциальной защиты, что вызывается:

1) невозможностью точной установки на коммутаторе реле РНТ и ДЗТ расчетных чисел витков уравнительных обмоток; этим вызывается появление составляющей тока небаланса - .

2) регулировкой коэффициента трансформации защищаемого тр-ра с РПН; этим вызывается изменение вторичных токов только в одном из плеч дифференциальной защиты, что приводит к появлению составляющей тока небаланса - .

Наряду с этими составляющими существует составляющая тока небаланса , обусловленная разностью намагничивающих токов тр-ров тока в плечах защиты. Эта составляющая, характерна для всех дифференциальных защит, особенно значительна для дифференциальных защит тр-ов.

Таким образом, ток небаланса дифференциальной защиты тр-ов состоит из трех составляющих:

.

рис. 15

1. Определяются первичные токи на стороне ВН и НН трансформатора соответствующие его номинальной мощности, и токи в плечах защиты:

- первичные токи:

А;

А.

- определяем коэффициенты трансформации ТТ:

; ;

;

.

- вторичные токи в плечах защиты:

; ;

А;

А.

В качестве основной стороны защиты выбираем сторону с большим вторичным током в плечах защиты. В нашем случае в качестве основной стороны выбираем сторону низкого напряжения.

2. Определяем первичный расчетный ток небаланса без учета составляющей небаланса , т.к. неизвестно, насколько точно удастся в ходе расчета подобрать число витков уравнительных обмоток.

,

где:

- коэффициент апериодичности, учитывающий переходный режим;

- коэффициент однотипности, для диф. защиты трансформатора;

- относительное значение тока намагничивания, равное полной погрешности трансформатора тока.

кА,

3. Определяется предварительное значение тока срабатывания защиты.

- по условию отстройки от тока небаланса:

А,

где - коэффициент отстройки.

А,

- по условию отстройки от броска тока намагничивания:

кА.

Из полученных значений тока IСЗ к дальнейшим расчетам принимаем большее, т.е. ICЗ=7,951 кА.

4. Определяем предварительное значение коэффициента чувствительности защиты при повреждениях в зоне её действия. В соответствии с ПУЭ продольная дифференциальная защита трансформаторов должна иметь коэффициент чувствительности около двух. Допускается снижение коэффициента чувствительности до значения около 1,5 в тех случаях, когда обеспечение чувствительности около двух связано со значительным усложнением защиты или технически недостижимо:

,

где:

- минимальное значение периодической составляющей суммарного трехфазного тока КЗ, в защищаемой зоне приведенного к стороне основного питания;

- ток срабатывания защиты, приведенный к стороне основного питания;

- коэффициент схемы, определяемый видом повреждения (m), схемой соединения трансформаторов тока защиты на рассматриваемой стороне и схемой соединения обмоток защищаемого трансформатора;

m - число фаз.

5. Определяем число витков основной обмотки реле.

FСР=100 А - магнитодвижущая сила срабатывания реле РНТ-565.

А;

.

Предварительно принимаем ближайшее меньшее целое: WОСН=7.

6. Определяем число витков обмотки НТТ реле для не основной стороны:

Предварительно принимаем ближайшее целое число витков: W1=7.

7. Уточним ток небаланса.

А;

- уточненное значение тока небаланса:

кА.

8. Уточним значение тока срабатывания защиты:

кА.

9. Определяем окончательное значение коэффициента отстройки защиты.

.

Так как Ko<1,3, то уменьшаем число витков основной обмотки реле на единицу и пункты 8-10 пересчитываются. WОСН=6.

Определяем число витков обмотки НТТ реле для неосновной стороны.

.

Округляем до ближайшего целого W1=6.

Уточним ток небаланса.

А.

- уточненное значение тока небаланса:

кА.

уточним значение тока срабатывания защиты:

кА.

Определяем окончательное значение коэффициента отстройки защиты.

.

Так как >1,3, то окончательно принимаем: ; .

10. Для окончательно принятого числа витков НТТ реле определяется значение КЧ для тока срабатывания соответствующего окончательно принятому.

.

Значение (КЧ<2) не удовлетворяет требованиям ПУЭ.

8.3 Расчет дифференциальной защиты на основе реле ДЗТ-11

рис. 16.

1. Определяются первичные токи на стороне ВН и НН трансформатора соответствующие его номинальной мощности, и токи в плечах защиты:

- первичные токи:

А;

А.

- определяем коэффициенты трансформации ТТ:

; ;

;

;

- вторичные токи в плечах защиты:

; ;

А;

А.

В качестве основной стороны защиты выбираем сторону с большим вторичным током в плечах защиты. В нашем расчете в качестве основной стороны выбираем сторону низкого напряжения.

2. Определяем первичный расчетный ток небаланса без учета составляющей небаланса по (ХХ.ЧЧ).

А.

3. Определяется предварительное значение тока срабатывания защиты.

- по условию отстройки от броска тока намагничивания:

кА.

4. Определяем число витков основной обмотки реле.

FСР=100 А - магнитодвижущая сила срабатывания реле ДЗТ-11.

А;

.

Округляем до ближайшего меньшего целого WОСН=17.

5. Определяем число витков обмотки НТТ реле для не основной стороны.

Округляем до ближайшего целого W1=18.

6. Проверяем равенство МДС в плечах защиты:

;

.

условие приблизительного равенства соблюдается

7. Уточняется ток срабатывания защиты с учетом выбранного числа витков в обмотке.

кА.

8. Определяется ток небаланса.

кА.

- уточненное значение тока небаланса IНБ:

кА.

9. Определяется число витков тормозной обмотки:

; ; ;

.

Принимаем ближайшее большее из стандартного ряда (1, 3, 5, 7, 9, 11, 13, 18, 24)

.

10. Определяется чувствительность защиты при КЗ в защищаемой зоне когда торможение отсутствует.

.

Значение (КЧ>2) удовлетворяет требованиям ПУЭ.

8.4 Расчет МТЗ трансформатора

рис.17.

1. Выбирается ток срабатывания МТЗ с независимой характеристикой установленной на секционном выключателе QB1.

Ток срабатывания защиты должен быть равен:

,

где:

коэффициент отстройки, учитывающий погрешность реле и необходимый запас;

- коэффициент возврата реле;

- коэффициент самозапуска, значение которого зависит от схемы и параметров питающей сети, от вида нагрузки и ее параметров, от выбранных параметров срабатывания защиты и автоматики.

,

где - коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме работы.

Приближенный расчет токов самозапуска:

Ток самозапуска определяется как ток 3-х фазного КЗ за эквивалентным сопротивлением питающей системы к подключенной к ней нагрузке:

А.

Рассчитаем сопротивление нагрузки:

При срабатывании секционного выключателя питание получает 4 двигателя:

Компрессорная 6 кВ (цех №6):

2 двигателя: Pном = 1000 кВт, Sн = 1047 кВА, = 5,7.

Кислородная 6 кВ (цех №8):

2 двигателя: Pном = 500 кВт, Sн = 526 кВА, = 6,0.

Номинальные токи двигателей:

;

А;

А.

Сопротивления двигателей:

;

Ом;

Ом.

Сопротивления кабельных линий идущих к СД:

;

Ом;

Ом.

Суммарное сопротивление двигателей (параллельное включение):

=1,977 Ом;

Суммарный ток всех двигателей:

А.

Сопротивление нагрузки на 0,4 кВ:

Ом,

где А - ток приходящийся на нагрузку 0,4 кВ.

Суммарное сопротивление нагрузки:

;

Ом.

Приведем параметры схемы замещения к стороне НН:

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

 Ом;

кА;

;

кА;

кВ;

.

Посчитаем коэффициент чувствительности:

.

Значение КЧ удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Время срабатывания защиты на QB1:

с.; с.

с.

2. Выбирается ток срабатывания МТЗ трансформатора установленной на стороне ВН. В качестве тока срабатывания МТЗ принимается наибольшее значение тока найденное по следующим расчетным условиям.

- по условию отстройки от самозапуска электродвигателей нагрузки.

;

;

где - коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме.

А;

Рассчитаем сопротивление нагрузки:

При срабатывании АПВ питание получают 8 двигателей:

Суммарное сопротивление двигателей (параллельное включение):

Ом;

Суммарный ток всех двигателей:

А.

Приведем суммарные сопротивление и ток двигателей к высокой стороне:

Ом;

А.

Сопротивление нагрузки на 0,4 кВ приведенное к высокой стороне:

Ом,

где А - ток приходящийся на нагрузку 0,4 кВ.

Суммарное сопротивление нагрузки:

;

Ом;

Ом;

А;

;

А;

кВ;

.

- по условию отстройки от тока перегрузки при действии АВР трансформаторов в результате чего к работающему с нагрузкой трансформатору Т1 подключается затормозившаяся нагрузка трансформатора Т2:

;

 А;

;

А.

- по условию отстройки (согласования) от тока срабатывания МТЗ, установленной на секционном выключателе QB1. Защита расположение которой ближе к источнику питания (последующая) должна быть менее чувствительна, т.е. иметь больший ток срабатывания, чем защита, расположенная дальше от источника питания (предыдущая):

,

КНС - коэффициент надежности согласования.

.

А;

А.

После расчета всех 3-х подпунктов выбираем наибольший IСЗ. Выбираем IСЗ1, в итоге IСЗ=483,53 А.

3. Определятся ток срабатывания реле и минимальные токи в реле при КЗ в основной и резервной зоне МТЗ:

А;

А;

А.

4. Определяется коэффициенты чувствительности МТЗ в основной и резервной зоне:

;

.

Значения КЧ удовлетворяют требованиям ПУЭ.

6. Время срабатывания МТЗ трансформатора.

Для первой ступени МТЗ действующей на отключение вводного выключателя НН (Q2) время срабатывания выбирается на ступень селективности больше времени срабатывания МТЗ установленного на QB1:

сек.

Для 2-й ступени действующей в нашем случае на включение выключателя на ВН (Q1), время срабатывания выбирается на больше чем время срабатывания 1-й ступени:

сек.

Обе выдержки времени могут быть выполнены одним реле времени с импульсными (проскальзывающими) и замыкающими контактами (типа РВМ).

9. Расчет заземляющего устройства

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

Произведём расчёт заземляющего устройства подстанции ПГВ.

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

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

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

Размеры подстанции 64x44 метров. Тогда периметр контурного заземлителя равен р=2·(64-4+44-4)=200 м, а среднее значение расстояния между электродами:

м;

где nв=40 -- предварительное число вертикальных электродов.

Отношение а/1=5/5=1, тогда из [12] коэффициент использования вертикальных электродов Ки верт=0,4.

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

Расчётное удельное сопротивление грунта для вертикальных электродов:

срасч.верт=Кс.в·со ,

где Кс.в=1,3 -- коэффициент сезонности для вертикальных электродов и климатической зоны 2;

со=50 -- удельное сопротивление грунта для глины, Ом-м.

Расчётное удельное сопротивление грунта для горизонтальных электродов:

срасч.гор=Кс.г·со ,

где Кс.г=3 -- коэффициент сезонности для горизонтальных электродов и климатической зоны 2;

срасч.верт=1,3·50=65 Ом·м; срасч.гор=3·50=:150 Ом·м.

Определим сопротивление растеканию тока одного вертикального электрода:

где 1=5 -- длина вертикального электрода, м;

d=14-10-3 --диаметр электрода, м;

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

Ом.

Определим примерное число вертикальных электродов nв при предварительно принятом коэффициенте использования вертикальных электродов Ки.верт=0,4:

; принимаем nв=72.

Определим сопротивление растеканию тока горизонтального электрода:

,

где l=200 -- длина горизонтального электрода, м;

t=3,2 -- глубина заложения , м;

d3 -- эквивалентный диаметр электрода, м; d3=0,5·b=0,5·0,04=0,02 м;

 Ом.

Уточнённые значения коэффициентов использования: Ки.верт=0,4;

Ки.гор =0,21, тогда уточнённое число вертикальных электродов с учётом проводимости горизонтального электрода:

;

; принимаем nву =68.

100%= 5,5 %,

отличие меньше 10%, следовательно, окончательное число вертикальных электродов -- 68.

Сопротивление заземляющего устройства: