СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА
2. РАСЧЕТ НАГРУЗОК
2.1. Расчет силовой нагрузки
2.2. Расчет осветительной нагрузки
3. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
4. ВЫБОР СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИЙ
5. РАСЧЕТ СИЛОВОЙ СЕТИ
6. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
6.1. Расчет токов короткого замыкания в сети 10
6.2. Расчет токов трехфазного короткого замыкания в сети 0,4 кВ
6.3. Расчет токов однофазного короткого замыкания в сети 0,4 кВ
7. ВЫБОР И ПРОВЕРКА КОММУТАЦИОННО-ЗАЩИТНОЙ
АППАРАТУРЫ
7.1. Проверка коммутационно-защитной аппаратуры 0,4 кВ
7.2. Выбор и проверка высоковольтных выключателей 10 кВ
7.3. Выбор трансформаторов тока
7.4. Выбор и проверка разъединителей, разрядников
8. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
9. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
9.1 Сметно-финансовый расчет.
9.2 Организация работ по вводу схемы в эксплуатацию
10. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЕНИЯ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСИК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ПРИЛОЖЕНИЕ А.
ПРИЛОЖЕНИЕ Б.
ПРИЛОЖЕНИЕ В.
ПРИЛОЖЕНИЕ Г.
ВЕДЕНИЕ
Основными потребителями электрической энергии являются промышленные предприятия. Они расходуют более половины всей энергии, вырабатываемой в нашей стране.
Актуальность данного проекта заключается в том, что ввод в действие новых предприятий, расширение существующих, рост энерговооруженности, широкое внедрение различных видов электротехнологии во всех отраслях производств выдвигают проблему их рационального электроснабжения.
В настоящее время электроэнергетика России является важнейшим жизнеобеспечивающей отраслью страны. В ее состав входит более 700 электростанций общей мощностью 215,6 млн кВт.
Система распределения столь большого количества электроэнергии на промышленных предприятиях должна обладать высокими техническими и экономическими показателями и базироваться на новейших достижениях современной техники. Поэтому электроснабжение промышленных предприятий должно основываться на использовании современного конкурентоспособного электротехнического оборудования.
Строительная компания «Горстройзаказчик» - лидирующая компания на рынке строительства жилья в г.Череповце. Компания работает на рынке жилой недвижимости уже более 10 лет.
Основными направлениями деятельности ООО "Горстройзаказчик" и ООО "Инвестстройзаказчик" являются: строительно-монтажные и ремонтно-строительные работы;выполнение проектных работ с правом проектирования жилых зданий высотой до 25 этажей, общественных и производственных зданий, генеральных планов, автодорог и городских улиц, инженерного оборудования, сетей и систем;выполнение функций заказчика, генерального подрядчика;риэлторская деятельность;оказание услуг автотранспорта, строительных машин и механизмов.
Объектом проектирования в представленной работе является электроснабжение производственной базы ООО "Горстройзаказчик".
Целю данной работы является разработка рациональной, надежной, технически и экономически целесообразной схемы электроснабжения, выбор соответствующего электрооборудования, расчет затрат на ввод схемы в эксплуатацию.
1 ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
По категории надежности большая часть (75%) электроприемников цеха являются потребителями II категории, 15% - потребители первой категории, а все остальные – потребители III категории. Питание электроприемников осуществляется от двух независимых, взаимно резервирующих источников питания.
Все потребители электрической энергии являются потребителями трехфазного напряжения 380 В переменного тока частотой 50 Гц. Потребители имеют разные режимы работы. Вся осветительная нагрузка цеха однофазная.
Большая часть потребителей объекта – металло- и деревообрабатывающие станки мощностю от 3до 20 кВт, работающие в кратковременном режиме.Так же в кузнечном и термическом отделении имеются печи сопротивления, молоты, сварочное оборудование. В автогараже находится оборудование для испытания автомобилных двигателей. На производственной базе находится крановое оборудование- мостовые краны, кран-балки, мостовой кран. Полный список потребителей цеха, их мощность, количество и режим работы, а так же расположение по отделениям базы представлен в таблице 1 приложения А.
2 РАСЧЕТ СИЛОВЫХ И ОСВЕТИТЕЛЬНЫХ НАГРУЗОК
2.1 Расчет силовых нагрузокОсновными 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 Ки,i – коэффициент использования электроприемника;
Рном,i – номинальная мощность электроприемника, кВт.
Для потребителей, работающих в повторно-кратковременном режиме:
. (2.3)
Коэффициент использования для группы электроприемников:
. (2.4)
Эффективное число электроприемников определяется по формуле:
. (2.5)
Расчетная нагрузка группы потребителей электроэнергии определяется по формуле:
, (2.6)
где Кр – коэффициент расчетный.
Расчетная реактивная мощность группы потребителей определяется в зависимости от эффективного числа электроприемников по выражениям:
при nэф ≤ 10:
; (2.7)
при nэф> 10:
, (2.8)
где tgφi – соответствует cosφ, принятому для данного потребителя.
Полную расчетную мощность определяем по выражению:
. (2.9)
Расчетный ток для группы потребителей определяется по выражению:
, (2.10)
где Uном = 0,38 кВ – номинальное напряжение сети.
Произведем расчет нагрузок для цеха.
Так как нет однофазных потребителей, то суммарная среднесменная мощность:
. (2.11)
Рсм,Σ = 651 кВт.
Так как нет однофазных потребителей, то суммарная номинальная нагрузка:
.
Рн,Σ = 1450,7 кВт.
Определим средневзвешенный коэффициент использования по (2.4):
.
Определим эффективное число электроприемников по (2.5). Получаем nэф=63 шт.
Определяем значение коэффициента расчетной нагрузки KР для сетей напряжением до 1 кВ [1, табл. 2.2]:
Кр = 1.
Расчетную активную мощность определим по (2.6):
Рр = Кр · Рсм,Σ = 1 · 718,9=651кВт.
Определим расчетную реактивную мощность нагрузок по (2.8):
Склад:
Бытовые помещения:
Инструментальная:
Ремонтное отделение:
Рр = 1,2 · 30 = 36 кВт;
Qр = 36 · 0,8 = 28,8 квар.
Суммарная расчетная активная мощность:
Суммарная расчетная реактивная мощность:
Полная мощность определяется по формуле (2.8)
Расчетный ток определяем по (10):
А.
2.2 Расчет осветительных нагрузокРасчет осветительных нагрузок цеха производим по методу удельных мощностей.
Площадь освещаемого помещения цеха определяется по формуле:
. (2.12)
Установленная мощность источника света в соответствии с методом удельных мощностей определяется по формуле:
. (2.13)
Расчетная активная нагрузка осветительных установок определяется по формуле:
, (2.14)
где Кс – коэффициент спроса;
КПРА – коэффициент, учитывающий потери в пускорегулирующей аппаратуре.
Расчетная реактивная нагрузка осветительных установок определяется по формуле:
, (2.15)
где tgφ – соответствует cosφ осветительных установок.
Устанавливаем VI разряд зрительных работ. Освещенность Е = 100 лк. Освещение выполним люминесцентными лампами, тип светильника ЛБ-80, cosφ = 0,93. Коэффициентыотражения от потолка, стен и рабочей поверхности: , , . Коэффициент спроса: . Коэффициент пускорегулировочной аппаратуры для люминесцентных ламп . Высота подвеса светильников над полом – м. Находим удельную мощность осветительной установки – Вт/м2. Удельная плотность силовой нагрузки – σуд = 250 Вт/м2.
м2;
Руст = 4,1 · 2044,4 = 8382 Вт;
Рр,о = 8382 · 0,9 · 1,2 = 9053 Вт;
Qр,о = 9052,6 · 0,4 = 3621 вар;
ВА.
3. ВЫБОР ЦЕХОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
3.1. Расчёт числа и мощности цеховых трансформаторов
При выборе числа и мощности трансформаторов учитывается категория надёжности электроснабжения потребителей и их коэффициент загрузки , который зависит от системы охлаждения трансформатора:
Для I категории - =0,65 (сухие) и =0,7 (масляные);
Для II категории - =0,7 (сухие) и =0,8 (масляные);
Для III категории - =0,9 (сухие) и =0,95 (масляные).
Принимаем =0,8.
Найдём суммарную мощность, потребляемую цехом с учётом осветительной нагрузки:
, (3.1)
=775+17,6=882,4 кВт
, (3.2)
=743,3+7,059=750,4 кВар
, (3.3)
Количество трансформаторов определяется по выражению:
(3.4)
где - номинальная мощность трансформатора, кВ*А.
Рассмотрим возможность применения КТП с силовыми трансформаторами типа ТМ-630/10/0,4.
Уточняем коэффициент загрузки трансформатора по формуле:
, (3.5)
Уточняем коэффициент загрузки трансформатора в аварийном режиме по формуле:
,(3.6)
,
Реактивная мощность, передаваемая через трансформаторы из сети ВН в сеть НН, определяется по формуле:
,(3.7)
где коэффициент 1,1 учитывает тот факт, что для трансформаторов масляных марки ТМ может быть допущена в течении одной смены систематическая перегрузка величиной 10%.
Так как трансформаторы способны передать большую реактивную мощность, чем расчетная реактивная мощность, то установка компенсирующих устройств не требуется.
Таким образом, для дальнейших расчетов принимаем вариант двухтрансформаторной подстанции с трансформаторами ТМГ-630 кВА.
4 ВЫБОР СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИЦеховые сети распределения электроэнергии должны обеспечивать необходимую надёжность электроснабжения приёмников электроэнергии в зависимости от их категории надёжности, быть удобными и безопасными в эксплуатации, иметь оптимальные технико-экономические показатели, и конструктивное исполнение, обеспечивающее применение индустриальных и скоростных методов монтажа. Схемы могут быть: радиальными, магистральными и смешанными, с односторонним и двухсторонним питанием.
В данном случае применяется радиальная схема. Радиальная схема – это такая схема, когда питание одного достаточно мощного потребителя или группы потребителей осуществляется от ТП или вводного устройства по отдельной питающей линии. Радиальные схемы выполняются одноступенчатыми, когда питание осуществляется непосредственно от ТП и двухступенчатыми, когда питание осуществляется от промежуточного РП. Радиальные схемы применяют для питания сосредоточенных нагрузок большой мощности, при неравномерном размещении приемников в цехе или на отдельных его участках, а также для питания приемников во взрывоопасных помещениях, где невозможно применение магистральных схем. Они выполняются кабелями или проводами, прокладываемыми открыто в трубах, в специальных каналах. К достоинствам радиальных схем относятся их высокая надежность и удобство автоматизации, поэтому они рекомендуются для питания потребителей I и II категории.
Питание распределительных пунктов от ТП и отдельных потребителей от распределительных пунктов выполним при помощи кабелей. Необходимо рассчитать сечения кабелей и выбрать распределительные пункты.
4.1 Расчет нагрузок по отдельным узлам схемыРасчет выполним аналогично пункту 2.1. Питание потребителей осуществляется от десяти распределительных пунктов.
Выполним расчет нагрузки, приходящейся на 1-й РП (28-39).
Рсм = 0,16 · (16,2·2 + 5,5·3 + 4,8·1+12·1+4,2·3+3,1·2) = 13,5 кВт;
шт.
Принимаем Кр = 1,68.
Рр = 1,68 · 13,5 = 21,7кВт;
Qр = 1,1 · 13,5 · 1,33 = 19,8 квар;
кВА;
А.
Расчет остальных РП произведен аналогично и сведен в таблицу 1 приложения Б.
4.2 Выбор распределительных шкафов Выбор силовых шкафов и пунктов осуществляется по степени защиты в зависимости от характера среды в цехе, по его комплектации предохранителями или автоматическими выключателями.
Условия выбора силовых пунктов.
Номинальный ток силового пункта Iн,СП должен быть больше расчетного тока Iр группы приемников
Iн,СП ≥ Iр. (4.1)
Число присоединений к силовому пункту и их токи не должны превышать количества отходящих от силового пункта линий
Nприс ≤ Nдоп, (4.2)
Таблица 2 Выбор распределительных пунктов
№
РП Sр, кВА Iр, А Nприс Тип СП Iн,СП, А Nдоп
1 20,4 44,7 12 ПР8513-33-00-1ХХ-21-1ХХ-54 160 12
2 54,4 83,4 11 ПР8513-33-00-1ХХ-21-1ХХ-54 160 12
3 46,6 70,1 10 ПР8513-33-00-1ХХ-21-1ХХ-54 160 12
4 23 35 9 ПР8513-31-00-1ХХ-21-1ХХ-54 100 12
5 48,9 74,4 5 ПР8513-31-00-1ХХ-21-1ХХ-54 100 12
6 33,5 51 12 ПР8513-31-00-1ХХ-21-1ХХ-54 100 12
7 21,3 32,4 7 ПР8513-29-00-1ХХ-21-1ХХ-54 63 8
8 40,8 62 7 ПР8513-29-00-1ХХ-21-1ХХ-54 63 8
9 47,6 73,3 9 ПР8513-31-00-1ХХ-21-1ХХ-54 100 12
10 108,4 165 8 ПР8513-35-00-1ХХ-21-1ХХ-54 250 10
11 12,7 19,4 8 ПР8513-29-00-1ХХ-21-1ХХ-54 63 8
12 32,5 47 4 ПР8513-29-00-1ХХ-21-1ХХ-54 63 8
13 17,6 25,1 4 ПР8513-29-00-1ХХ-21-1ХХ-54 63 8
14 90,7 131,5 2 ПР8513-33-00-1ХХ-21-1ХХ-54 160 12
15 161 234 6 ПР8513-35-00-1ХХ-21-1ХХ-54 250 10
4.3 Выбор сечения проводов и жил кабелейСечения проводов и жил кабелей выбирают по следующим условиям:
- по нагреву расчетным током:
Iр ≤ Кср · Кпр · Iдоп, (4.3)
где Iр – расчетный ток линии, питающей группу приемников (для линии, питающей единичный приемник вместо Iр принимается номинальный ток приемника Iн);
Кср – поправочный коэффициент, учитывающий отличие температуры в цехе от температуры, при котором заданы Iдоп в ПУЭ;
Кпр – поправочный коэффициент, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки для проводов и кабелей при многослойной прокладке в коробах.
При выборе сечения проводов и жил кабелей необходимо учитывать, что токи нагрузки электроприемников, работающих в повторно-кратковременном режиме, нагревают проводники в меньшей степени, чем токи длительного режима, поэтому их следует пересчитать на условный приведенный длительный ток нагрузки. В этом случае выбор проводника по нагреву осуществляется следующим образом:
, (4.4)
где IПВ – ток повторно-кратковременного режима;
0,875 – коэффициент запаса.
- по термической стойкости:
, (4.4)
где tоткл = tс.о + tА – время отключения КЗ; tс.о – время срабатывания отсечки селективного автомата; tА – время гашения дуги;
Та.ср – усредненное значение времени затухания свободных токов КЗ, принимается равным 0,03 с;
– расчетный ток КЗ;
С – температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева жил проводников.
Выбранные сечения проводов и жил кабелей необходимо проверить на потери напряжения, которые определяются по формуле:
, (4.5)
где l – длина линии;
r0, х0 – соответственно удельные активное и индуктивное сопротивления;
φ – угол сдвига между током и напряжением сети.
Произведем выбор проводов. Для этого необходимо знать номинальные токи электроприемников, которые определяются по формуле:
, (4.6)
где Рн – номинальная мощность электроприемника.
Произведем расчет для 1-го потребителя.
А.
Выбираем провод марки АВВГнг 4(1х16) с Iдоп = 55 А.
Проверяем выбранный провод по нагреву номинальным током нагрузки и по падению напряжения.
1 · 1 · 45,58 = 45,58 А< 55 А;
.
Выбор кабелей для всех потребителей представлен в таблице 2 приложения Б.
Кабели для питания распределительных пунктов выбираются по нагреву расчетным током нагрузки РП:
, (4.7)
где Sр – суммарный расчетный ток нагрузки.
В качестве примера, произведем расчет для 1-го РП.
А.
Выбираем кабель ААШв 4(1х35) с Iдоп = 95 А. 13 мПроверяем выбранный кабель по нагреву расчетным током нагрузки и по падению напряжения.
1 · 1 · 94,53 = 94,53 А< 95 А;
.
Выбор кабелей, питающих РП приведен в приложении Б, табл.3
Кабель для линии 10кВ выбираем по максимальному рабочему току трансформатора на стороне ВН 36,4 А. Выбираем предварительно сечение, например для АС S=16 мм.кв.
По экономической плотности тока: п.1.3.25 ПУЭ, при использовании максимума нагрузки от 3000 до 5000 Jэк=1,4, S=36,4/1,4=26, принимаем 25 мм.кв.
По термической устойчивасти к токам КЗ:
Smin=Ik(3)C∙tiuде Smin -минимально допустимое сечение жилы кабеля, мм2
Ikз(3) максимальный ток 3-фазного к.з., А (Iк.зmax=5.6 кА)
tl время срабатывания защиты линии, сек (tмтз+tвыкл=0,5+0,1c)
С -коэффициент для кабелей до 10 кВ принимается равной 90 для кабелей с алюминиевой жилой.
Smin=560090 ∙0.6=47.9 мм2Принимаем кабель АС сечением 50 мм2.
5 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯВСТАВИТЬ РАСЧЕТ НА 10кВ!!!!
5.2 Расчет токов кз на стороне 0,4 кВ
Расчет выполним для электроприемника №92, так как он является самым мощным электроприемником, и для электроприемника №10, так как он является самым удаленным электроприемником.Расчетная схема и схема замещения представлена в приложении В.
Исходные данные для расчета:
Система: UНН,ср= 0,4 кВ;
Трансформатор Т: Sн,тр= 630 кВА; Uк = 5,5%; ΔPк = 8,6 кВт;
Линия W1: ААШв 1(4х120); r0 = 0,258 мОм/м; х0 = 0,0602 мОм/м; l = 38 м;
Линия W2: АПВ 4(4х35); r0 = 0,89 мОм/м; х0 = 0,0637 мОм/м; l = 13 м;
Линия W3: ААШв 1(4х16); r0 = 1,24 мОм/м; х0 = 0,0662 мОм/м; l = 69 м;
Линия W4: АПВ 4(1х4); r0 = 7,74 мОм/м; x0 = 0,095 мОм/м; l = 29 м;
Выключатель QF1: Iн = 630 А;
Выключатель QF2: Iн = 250 А;
Выключатель QF3: Iн = 100 А;
Выключатель QF4: Iн = 250 А;
Выключатель QF5: Iн = 63 А;
Печь сопротивления Н1: Рн = 45,8 кВт; Iн = 81,4 А; cosφ = 0,95;
Токарный станок Н2: Рн = 4,8 кВт; Iн = 13,5 А; cosφ = 0,6.
Найдем параметры схемы замещения.
Индуктивное сопротивление системы:
, (5.6)
где Iном,откл – номинальный ток отключения выключателя на стороне ВН.
мОм.
Сопротивления трансформатора:
, (5.7)
. (5.8)
мОм;
мОм.
Сопротивления линий:
RW = r0 · l, (5.9)
ХW = х0 · l. (5.10)
RW1 = 0,258 · 38 = 9,8 мОм;
XW1 = 0,0602 · 38 = 2,29 мОм;
RW2 = 0,89 · 13 = 11,57 мОм;
XW2 = 0,0637 · 13 = 0,83 мОм;
RW3 = 1,24 · 69 = 85,56 мОм;
XW3 = 0,0662 · 69 = 4,58 мОм;
RW4 = 7,74 · 29 = 224,46 мОм;
ХW4 = 0,095 · 29 = 2,76 мОм.
Сопротивления автоматических выключателей:
RQF1 = 0,41 мОм; XQF1 = 0,13 мОм;
RQF2 = 1,1 мОм; XQF2 = 0,5 мОм;
RQF3 = 2,15 мОм; XQF3 = 1,2 мОм;
RQF4 = 1,1 мОм; XQF4 = 0,5 мОм;
RQF5 = 3,5 мОм; XQF5 = 2 мОм.
Переходные сопротивления контактных соединений:
Rк1 = 0,0034 мОм;
Rк2 = 0,024 мОм;
Rк3 = 0,85 мОм.
Сопротивление дуги можно определить как
, (5.11)
где Uд – падение напряжения в дуге;
– максимальный ток КЗ.
Uд = Eд · lд, (5.12)
где Ед – напряженность в стволе дуги, при Ед = 1,6 В/мм;
lд – длина ствола дуги.
Начальное действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ:
, (5.13)
где RΣ, ХΣ – суммарные активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности до точки КЗ со стороны системы.
Минимальное значение тока трехфазного КЗ:
. (5.14)
Ударный ток определяется по выражению:
, (5.15)
где kуд – ударный коэффициент.
, (5.16)
. (5.17)
где f – частота напряжения сети, f = 50 Гц.
Выполним расчет токов трехфазного КЗ в точке К1.
RΣК1 = Rтр + RQF1 + RК1, (5.18)
ХΣК1 = Хс + Хтр + ХQF1. (5.19)
RΣК1 = 3,42 + 0,41 + 0,0034 = 3,83мОм;
ХΣК1 = 0,03 + 7,6 + 0,13 = 8,53мОм.
кА.
Определим сопротивление дуги. Расстояние между фазами проводника для КТП с трансформаторами мощностью 630 кВА составляет а = 60 мм. Так как а >50 мм, то lд = а = 60 мм. Получаем
Uд = 1,6 · 60 = 96 В;
мОм;
кА.
Определим ударный ток:
с;
;
кА.
Выполним расчет токов трехфазного КЗ в точке К2.
RΣК2 = RΣК1 + RQF2 + RW1 + Rк2, (5.20)
ХΣК2 = ХΣК1 + ХQF2 + XW1. (5.21)
RΣК2 = 3,89 + 1,1 + 9,8 + 0,024 = 14,81 мОм;
ХΣК2 = 8,53 + 0,5 + 2,29 = 11,32 мОм.
кА.
Определим сопротивление дуги. Расстояние между фазами проводника с сечением жилы 120 мм2 составляет а = 4 мм. Так как а < 5мм, то lд = 4 · а = 4 · 4 = 16 мм.
Uд = 1,6 · 16 = 25,6 В;
мОм;
кА.
Определим ударный ток:
с;
;
кА.
Выполним расчет токов трехфазного КЗ в точке К4.
RΣК4 = RΣК1 + RQF4 + RW3 + Rк3, (5.22)
ХΣК4 = ХΣК1 + ХQF4 + XW3. (5.23)
RΣК4 = 3,83 + 1,1 + 85,56 + 0,85 = 91,34 мОм;
ХΣК4 = 8,53 + 0,5 + 4,57 = 13,6 мОм.
кА.
Так как 0,01 · = 0,01 · 2540 = 25,4 А>Iн,№10 = 13,5 А, то подпитку от двигателей станка не учитываем.
Определим сопротивление дуги. Расстояние между фазами проводника с сечением жилы 10 мм2 составляет а = 1,6 мм. Так как а < 5мм, то lд= 4·а = 4·1,6= = 6,4 мм.
Uд = 1,6 · 6,4 = 10,24 В;
мОм;
кА.
Определим ударный ток:
с;
;
кА.
Токи однофазного КЗ в сетях напряжением до 1 кВ, как правило, являются минимальными. По их величине определяется чувствительность коммутационно-защитной аппаратуры.
Действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ определяется по формуле:
, (5.24)
где – полное сопротивление питающей системы и трансформатора, а также переходных контактов току однофазного КЗ;
Zп – полное сопротивление петли фаза-нуль от трансформатора до точки короткого замыкания.
, (5.25)
где ХТ1, ХТ2, ХТ0 – соответственно индуктивные сопротивления силового трансформатора прямой, обратной и нулевой последовательностей;
RТ1, RТ2, RТ0 – соответственно активные сопротивления силового трансформатора прямой, обратной и нулевой последовательностей.
мОм.
. (5.26)
где zуд – удельное сопротивление петли фаза-нуль.
Определим значение тока однофазного КЗ в точке К2.
Zп = Zп.W1 = 0,7 · 38 = 26,6 мОм;
кА.
Определим значение тока однофазного КЗ в точке К3.
Zп = ZW1 + ZW2 = 26,6 + 2,12 · 38 = 107,16 мОм;
кА.
Определим значение тока однофазного КЗ в точке К4.
Zп = ZW3 = 2,22 · 69 = 153,18 мОм;
кА.
Определим значение тока однофазного КЗ в точке К5.
Zп = ZW3 + ZW4 = 153,18 + 18,52 · 29 = 690,26 мОм;
кА
6. ВЫБОР И ПРОВЕРКА КОММУТАЦИОННО-ЗАЩИТНОЙ
АППАРАТУРЫ
7.1. Выбор автоматических выключателей на стороне 0,4 кВ
Условия выбора и проверки автоматических выключателей:
По напряжению:
(6.1)
По номинальному току:
.(6.2)
По отстройке от пиковых токов:
,(6.3)
гдеIco – ток срабатывания отсечки;
Кн – коэффициент надежности;
Iпик – пиковый ток.
По условию защиты от перегрузки:
.(6.4)
По времени срабатывания:
,(6.5)
где– собственное время отключения выключателя;
Δt– ступень селективности.
По условию стойкости к токам КЗ:
,(6.6)
гдеПКС – предельная коммутационная способность.
По условию чувствительности:
,(6.7)
гдеКр – коэффициент разброса срабатывания отсечки, Кр=1,4-1,5
В качестве РП №10 выбран распределительный пункт ПР8513-37-00-1ХХ-21-1ХХ-54, который комплектуется четырьмя выключателями ВА51-35 и десятью выключателями АЕ2046М. В качестве выключателя QF3 выбираем автоматический выключатель ВА-51-35: Iн,в = 250 А; Iн,расц = 100 А; Iс,о/Iн,расц = 12; ПКС=12кА. К нему подключена печь сопротивления с номинальной мощностью Рн = 45,8 кВт и номинальным током Iн = 81,4 А.
1) 660 В> 380 В.
2) Iн,в = 250 А>Iн = 81,4 А.
3) Кн · Iпик = 2,1 · 4 · 81,4 = 683,8 А;
Iс,о = 12 · Iн,расц = 12 · 100 = 1200 А;
1200 А> 683,8 А.
4) Iс,п = 100 А;
1,3 · Iн = 1,3 · 81,4 = 105,8 А;
100 А< 105,8 А.
5) tс,о = 0,02 с.
6) ПКС = 14 кА; кА;
14 кА > 8,36 кА.
7) ; 1,1 · Кр = 1,1 · 1,3 = 1,43;
2,32 > 1,43.
Шкафы РУНН КТП комплектуются автоматическими выключателями выкатного исполнения типа А3700 и «Электрон», поэтому в качестве выключателя QF2 выбираем автоматический выключатель А3734С: Iн,в = 250А; Iн,МТЗ = 250 А; Iн,расц = 200 А; Iс,о/Iн,расц = 2; 3; 5; 7; 10; tс,о = 0,1с; 0,25с; 0,4с; Iс,п/Iн,расц = 1,25; ПКС = 50 кА.
1) 660 В> 380 В.
2) Iн,в = 250 А>Iр = 185,78 А.
3) Кн · Iпик = 1,5 · 1,8 · 185,78 = 501,6 А;
Iс,о = 7 · 200 = 1400 А;
1400 А> 501,6 А.
4) Iс,п = 1,25 · 200 = 250 А;
1,4 · Iр = 1,4 · 185,78 = 260 А;
250 А< 260 А.
5) tс,о = 0,25 с > 0,02 + 0,15 = 0,17 с.
6) ПКС = 50 кА; кА;
50 кА > 11,66 кА.
7) ; 1,1 · Кр = 1,1 · 1,5 = 1,65;
3,34 > 1,65.
В качестве РП №2 выбран распределительный пункт ПР8513-33-00-1ХХ-21-1ХХ-54, который комплектуется двенадцатью выключателями АЕ2046М. В качестве выключателя QF5 выбираем выключатель АЕ2046М со следующими параметрами Iн,в = 63 А; Iн,расц = 16 А; Iс,о/Iн,расц = 12; Iс,п/Iн,расц = 1,15; ПКС = 4,5 кА. К нему подключен токарный станок с номинальной мощностью Рн = 4,8 кВт и номинальным током Iн = 13,5 А.
1) 660 В> 380 В.
2) Iн,в = 63 >Iн = 13,5 А.
3) Кн · Iпик = 2,1 · 6,5 · 13,5 = 184,3 А;
Iс,о = 12 · 16 = 192 А;
192 А> 184,3 А.
4) Iс,п = 1,15 · 16 = 18,4 А;
1,4 · 13,5 = 18,9А;
18,4 А< 18,9 А.
5) tс,о = 0,02 с.
6) ПКС = 4,5 кА >кА.
7) ; 1,1 · Кр = 1,1 · 1,3 = 1,43;
2,76 > 1,43.
Шкафы РУНН КТП комплектуются автоматическими выключателями выкатного исполнения типа А3700 и «Электрон», поэтому в качестве выключателя QF4 выбираем автоматический выключатель А3714С: Iн,в = 160А; Iн,МТЗ = 160 А; Iн,расц = 40 А; Iс,о/Iн,расц = 2; 3; 5; 7; 10; tс,о = 0,1с; 0,25с; 0,4с; Iс,п/Iн,расц = 1,25; ПКС = 50 кА.
1) 660 В> 380 В.
2) Iн,в = 160 А>Iр = 44,98 А.
3) Кн · Iпик = 1,5 · 1,8 · 44,98 = 121,4 А;
Iс,о = 7 · 40 = 280 А;
280 А> 121,4 А.
4) Iс,п = 1,25 · 40 = 50 А;
1,2 · Iр = 1,2 · 44,98 = 53,98 А;
50 А< 53,98 А.
5) tс,о = 0,25 с > 0,02 + 0,15 = 0,17 с.
6) ПКС = 18 кА; кА;
18 кА > 11,66 кА.
7) ; 1,1 · Кр = 1,1 · 1,5 = 1,65;
4,82 > 1,65.
Вводной автоматический выключатель выбираем на номинальный ток трансформатора с учетом коэффициента перегрузки 1,4 двухтрансформаторной подстанции. В нашем случае на номинальный ток трансформатора.
А.
Шкафы РУНН КТП комплектуются автоматическими выключателями выкатного исполнения типа А3700 и «Электрон», поэтому в качестве выключателя QF1 выбираем автоматический выключатель Э40В со следующими параметрами: Iн,в = 1000А; Iн,МТЗ = 1000 А; Iс,о/Iн,МТЗ = 3; 5; 7; 10; tс,о = 0,25с; 0,45с; 0,7 с; Iс,п/Iн,МТЗ = 0,8; 1,25; 2; ПКС: iуд = 70 кА, Iоткл = 28 кА.
1) 660 В> 380 В.
2) Iн,в = 1000 А >Iн,тр = 913 А.
3) Кн · Iпик = 2,2 · 3 · 913 = 6026 А;
Iс,о = 7 ·1000 = 7000 А;
4410 А> 4011 А.
4) Iс,п = 1,25 · 1000 = 1250 А;
1,4 · Iн,тр = 1,4 · 913 = 1278 А;
1250 А< 1278 А.
5) tс,о = 0,45 с = 0,25 + 0,2 = 0,45 с.
6) iуд,в = 70 кА; Iоткл = 28 кА; кА; iуд,К1 = 66,44 кА;
70 кА > 66,44 кА; 28 кА > 24,73 кА.
7) ; 1,1 · Кр = 1,1 · 1,35 = 1,49;
1,1 < 1,49.
Условие не выполняется. В этом случае можно использовать защиту от перегрузки для защиты от однофазных КЗ с проверкой по ее чувствительности
> 3. (6.8)
> 3.
Выбор выключателей РП представлен в таблице приложения Г.
7.2 Выбор аппаратуры на стороне 10кВ
7.2 Выбор выключателей 10 кВ
Выключатели выбираются по номинальному значению тока и напряжения, роду установки и условиям работы, конструктивному исполнению и отключающим способностям.
Выбор выключателей производится:
по напряжению
Uном ≥ Uсети, ном, (6.8)
гдеUном – номинальное напряжение выключателя, (кВ);
Uсети, ном - номинальное напряжение сети, (кВ).
2) по длительному току
Iном ≥ Iраб, max, (6.9)
где Iном – номинальный ток выключателя, (А)
Iраб, max – максимальный рабочий ток, (А)
3) по отключающей способности:
(6.10)
гдеia,r – апериодическая составляющая тока КЗ, составляющая времени до момента расхождения контактов выключателя;
ia,норм – номинальный апериодический ток отключения выключателя;
Допускается выполнение условия:
(6.11)
где норм – нормативное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения;
τ – наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения контактов;
τ = τз, мин + tсоб, (6.12)
где τз, мин = 1,5 с – минимальное время действия защит;
tсоб – собственное время отключения выключателя.
4) на электродинамическую стойкость выключатель проверяется по сквозному предельному току короткого замыкания:
(6.13)
где Iпр, скв – действительное значение предельного сквозного тока короткого замыкания;
- начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя.
5) на термическую стойкость:
выключатель проверяется по тепловому импульсу:
(6.14)
где - предельный ток термической стойкости;
- нормативное время протекания тока термической стойкости.
Таблица 6.1 Параметры выключателей отходящих линий 10 кВ
Условия выбора Расчетные данные Тип оборудования
BB-TEL -12,5/630
UномUсети Uсети =10 кВ Uном =12,5 кВ
IномIраб.мах Iраб.мах =37,5 А Iном =630 А
IотклIкз Iкз =5,02 кА Iоткл =12,5 кА
iдинiуд iуд =13,73 кА iдин =31,5 кА
I2t Вк Вк =87,8 кА2с I2t =1200 кА2с
Данные вакуумные выключатели устанавливаем в шкаф типа ШВВ-002.2500.20 У3.
Выберем секционный выключатель:
За максимальный рабочий ток принимаем 70 % номинального тока силового трансформатора:
А
Принимаем выключатель BB-TEL -12,5/630.
. Выбор трансформаторов тока
Условия выбора трансформаторов тока:
Uном ≥Uсети,(6.15)
Iном ≥Iраб.max,(6.16)
iдин ≥iуд ,(6.17)
I2·t ≥Вк .(6.18)
Параметры трансформаторов тока на стороне 10 кВ приведены в таблице 6.3
Таблица 6.2 Параметры трансформаторов тока на стороне 10 кВ
Условия выбора Расчетные данные Тип оборудования
ТЛК-10
UномUсети Uсети =10 кВ Uном =10 кВ
IномIраб.мах Iраб.мах =37,5А Iном =50
iдинiуд iуд =13,73 кА iдин =81 кА
I2t Вк Вк =87,8 кА2с I2·t = 768 кА2·с
Выбор ограничителей перенапряжения
Условие ограничителей перенапряжения:
Uном=Uсети. (6.19)
POLIM-H11N:Uном=10 кВ; Uдоп. max=12,7 кВ; Uост.500=26 кВ; Uост. 10000 = 30,5 кВ
Таблица 6.3 Выбор разъединителей
Условия выбора Расчетные данные Тип оборудования
РВЗ10/400
UномUсети Uсети =10 кВ Uном =10 кВ
IномIраб.мах Iраб.мах =37,5А Iном =400
iдинiуд iуд =13,73 кА iдин =41 кА
I2t Вк Вк =87,8 кА2с I2·t = 163 кА2·с
Выберем шины на 10 кВ. Расстояние между фазами 0,8 м и пролетом l = 2 м.
Проверка по допустимому току ( Imax< Iдоп ):
А.
Сборные шины по экономической плотности тока не выбирают, поэтому сечение шины выбираем по допустимому току. Принимаем алюминиевые шины прямоугольного сечения 3*15 с Iдоп = 165 А.
Данные шины необходимо проверить на термическую стойкость. Проверка производится по условию:
(6.20)
, (6.21)
где Вк – термический импульс к.з., определяется по формуле (6.6).
С = 90, постоянная для алюминия.
Термический импульс для шин равен термическому импульсу для выключателей Вк = 104,52 .
Определим минимально возможное сечение:
На термическую стойкость шины проходят.
Проверка шин на электродинамическую стойкость осуществляется по формуле [8, стр.231]:
, (6.22)
, (6.23)
где l - длина пролета между изоляторами, м;
J - момент инерции поперечного сечения шины.
см3,
где b – толщина шины, см;
h – ширина шины, см;
q - поперечное сечение шины, см2.
Гц.
Т.к. Гц, то шины проходят по динамической стойкости.
Механический расчет шин.
Шины являются механически прочными при выполнении условия:
расч доп ,
где доп – допустимое механическое напряжение в материале шин ( для алюминиевых шин 82,3 МПа по [8,таблица 4-3] );
расч – расчетное напряжение в материале шин:
,
где iy – ударный ток, кА;
l – пролет между изоляторами, м;
Wa – момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы, см;
при расположении шин плашмя:
см2;
МПа
расч=68,49доп=82,3.
Следовательно, шина механически прочна.
Окончательно принимаем: алюминиевые шины прямоугольного сечения 315 с Iдоп = 165 А.
Выбираем шины на 0,4кВ
I
Принимаем алюминиевые шины прямоугольного сечения 80*6 Iдоп = 1150А.
Вк = 99,8
расч=89,5доп=109,2.
Выбор трансформаторов тока и напряжения.
Выбор трансформаторов тока (ТА) производится по следующим условиям:
- по напряжению установки: Uуст < Uном;
- по току: Iраб.max < Iном;
- по конструкции и классу точности;
- по динамической устойчивости:
,
- по термической стойкости:
,
где kT - кратность термической устойчивости(справочные данные);
tТ - время протекания тока термической устойчивости;
Вк - расчетный импульс квадратичного тока к.з..
- по вторичной нагрузке:
Z2<Zном,
где Zном - номинально-допустимая нагрузка в выбранном классе точности;
Z2 - вторичная нагрузка ТА.
Индуктивное сопротивление вторичных цепей невелико, поэтому Z2 ~ r2,
где :
r2 = rприб. + rпров. + rк.,
где rприб. - сопротивление приборов;
rпров. - сопротивление измерительных проводов;
rк. - переходное сопротивление контактов;
,
где I2 ном - номинальный вторичный ток;
Sприб.-мощность приборов.
rк = 0,05 Ом - при малом количестве приборов;
rк = 0,1 Ом - при большом количестве приборов;
rпров. - зависит от длины и сечения соединительных проводов.
Выбор трансформаторов тока на отходящих линиях сводим в таблицу 6.6.
Максимальный ток выбираем из таблицы 6.3. Imax = 486,71 А.
Таблица 6.4 –Выбор трансформаторов тока на отходящих линиях
Расчетные данные Каталожные данные Условия выбора
Uуст = 10 кВ Uном = 10 кВ Uуст Uном
Imax = 37,5 А Iн= 600 А ImaxIном
iу = 13,73 кА Imдин = 81 кА Iу Imдин
Вк = 104,52 кА2с IT2Кт=2976,7 кА2с Вк КтIT2
Приборы, подсоединенные к трансформатору тока, указаны в таблице 6.7.
Таблица 6.5 Приборы на отходящих фидерах
Наименование и тип прибора Количество Нагрузка фазы,ВА
Фаза А Фаза В Фаза С
Амперметр 1 0,1 0,1 0,1
Счетчик активной энергии 1 2,5 - 2,5
Счетчик реактивной энергии 1 2,5 - 2,5
Итого: 5,1 0,1 5,1
Проверку по допустимой нагрузке производим для наиболее загруженного трансформатора.
Сопротивление приборов:
Ом.
Номинальная вторичная нагрузка в классе точности 0,5 Z2= 0,4 Ом.
Принимаем ТЛК-10-3 У3.
Сопротивление контактов принимаем rк = 0,05 (т.к. подключается только три прибора).
Определяем допустимое сопротивление проводов:
rпр= z2ном-rприб-rк = 0,4 - 0,204 - 0,05 = 0,146 Ом.
Сечение проводов:
мм2.
По условию механической прочности минимальное сечение равно 2,5 мм2, поэтому принимаем сечение провода S = 2,5 мм . Контрольный кабель типа АКВРТ с тремя жилами сечением 2,5 мм2.
Выбор трансформаторов тока на секционном выключателе сводим в таблицу 6.8.
Максимальный ток Imax = А.
Таблица 6.6 Выбор трансформаторов тока на секционном выключателе
Расчетные данные Каталожные данные Условия выбора
Uуст = 10 кВ Uном = 10 кВ Uуст Uном
Imax = 37,5 А Iн= 1000А ImaxIном
iу = 36,26 кА Imдин = 81 кА Iу Imдин
Вк = 104,52 кА2с IT2Кт=2976,7 кА2с Вк КтIT2
Таблица 6.7 Приборы на секционном выключателе
Наименование и тип прибора Количество Нагрузка фазы,ВА
Фаза А Фаза В Фаза С
Амперметр 1 0,1 0,1 0,1
Итого: 0,1 0,1 0,1
Проверку по допустимой нагрузке производим для наиболее загруженного трансформатора.
Сопротивление приборов:
Ом.
Номинальная вторичеая нагрузка в классе точности 0,5 = 0,4 Ом.
Принимаем ТЛК-10-3 У3.
Сопротивление контактов принимаем rк = 0,05 (т.к. подключается только три прибора).
Определяем допустимое сопротивление проводов:
rпр= z2ном-rприб-rк = 0,4 - 0,004 - 0,05 = 0,346 Ом.
Сечение проводов:
мм2.
По условию механической прочности минимальное сечение равно 2,5 мм2, поэтому принимаем сечение провода S = 2,5 мм . Контрольный кабель типа АКВРТ с тремя жилами сечением 2,5 мм2
Таблица 6.8 Выбор трансформаторов напряжения
Наименование и тип прибора Мощность одной катушки Число катушек cos sin Число приборов Общая мощность
P,Вт Q,Вар
Вольтметр 2 1 1 0 1 2 -
Ваттметр 1,5 2 1 0 1 1,5 -
Счетчик активный 2,5 2 0,38 0,925 13 24,7 60,13
Счетчик реактивный
Варметр 2,5
1,5 2
2 0,38
1 0,925
0 12
1 22,8
1,5 55,5
-
Итого: 52,5 128,5
Тогда нагрузка вторичных цепей TV равна:
ВА
Выбираем трансформатор типа НАМИТ-10-У3. S2ном=200 ВА при классе точности 0,5.
Таблица 6.9 Выбор выключателей нагрузки
Условия выбора Расчетные данные Тип оборудования
ВНР-10/400-10з
UномUсети Uсети =10 кВ Uном =10 кВ
IномIраб.мах Iраб.мах =37,5А Iном =400
iдинiуд iуд =13,73 кА iдин =20 кА
I2t Вк Вк =87,8 кА2с I2·t = 163 кА2·с
7 ВЫБОР И РАСЧЕТ УСТАВОК МИКРОПРОЦЕССОРНОЙ
РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
7.1 Общая характеристика микропроцессорных терминалов защит REF 541
На РП «Олимпийская» принимаем к установке терминалы защиты REF 541. Терминал защиты фидеров REF 541 является частью системы автоматизации подстанций фирмы АВВ. Внешний вид устройства терминала защит см. в приложении Д.
Релейная защита линий 10 кВ выполняется ступенчатыми токовыми защитами. Первая ступень - токовая отсечка без выдержки времени, вторая ступень - токовая отсечка с небольшим замедлением и третья, самая чувствительная ступень - максимальная токовая защита (МТЗ) с выдержкой времени. На коротких линиях выполнить трехступенчатую защиту часто бывает невозможно по условию недостаточной чувствительности первой или второй ступени. Тогда применяют либо две ступени - отсечку без выдержки времени и МТЗ, либо одну ступень - только МТЗ. Таким образом, МТЗ является обязательной защитой на всех линиях напряжением до 35 кВ.
Для защиты отходящих линии выбираются уставки токовой отсечки, максимально токовой защиты, защиты от перегрузки и защиты от замыкания на землю, также на каждом выключателе будет предусмотрено УРОВ( .
Задачей МТЗ является не только защитить свою линию, на которой установлена МТЗ, но и обеспечить дальнее резервирование в случае отказа защиты или выключателя при повреждениях на нижестоящих (предыдущих) линиях.
Ток срабатывания МТЗ выбирается по трем условиям:
-несрабатывание защиты при сверхтоках после аварийных перегрузок, т.е. после отключения к.з. на предыдущем элементе;
- согласование чувствительности защит последующего и предыдущего элементов;
- обеспечение достаточной чувствительности при к.з. в конце защищаемого элемента (основная зона ) и в конце каждого из предыдущих элементов (зона дальнего резервирования).
По первому из этих условий ток срабатывания МТЗ выбирается по выражению:
, (7.1)
где Кн - коэффициент надежности несрабатывания защиты, учитывающий погрешность и необходимый запас, Кн = 1,1…1,2;
Кв - коэффициент возврата максимальных реле тока, Кв = 0,95…0,98; Ксзп - коэффициент самозапуска нагрузки, отражающий увеличение рабочего тока Iраб.мах за счет одновременного пуска электродвигателей, которые затормозились при снижении напряжения во время короткого замыкания. Для бытовой нагрузки Ксзап = 1,1…1,3; для обобщенной нагрузки Ксзап = 1,3…2,5.
Максимальное значение рабочего тока защищаемого элемента Iраб.мах определяется с учетом его дополнительной перегрузки. Для этого необходимо знать максимальный ток нагрузки линии. Если отсутствуют официальные данные, он определяется приближенно:
а) По номинальному току наиболее слабого элемента сети: например трансфрматора тока, по длительно допустимому току кабеля, провода линии.
б) По суммарной мощности подключенных трансформаторов в нормальном, ремонтном и аварийном режиме. Если эта мощность чрезмерно велика, иногда приходится учитывать загрузку трансформаторов сети.
По условию согласования чувствительности защит последующего (защищаемого) и предыдущего элементов ток срабатывания последующей защиты выбирается по выражению:
, (7.2)
где Кнс – коэффициент надежности согласования, Кнс = 1,1;
- наибольшее значение тока срабатывания максимальных токовых защит предыдущих элементов, с которыми производится согласование, А;
- арифметическая сумма значений рабочих токов нагрузки всех предыдущих элементов, за исключением того элемента, с защитой которого производится согласование, А.
За расчетный ток принимается значение наибольшего тока из условий (7.1), (7.2).
После этого необходимо определить ток срабатывания Iс.р:
, (7.3)
где Iс.р – ток срабатывания защиты (первичный), А;
nт – коэффициент трансформации трансформаторов тока;
Ксх – коэффициент схемы соединения трансформаторов тока и реле, при применении схемы полной или неполной звезды Ксх = 1 и при полном или неполном треугольнике Ксх = .
После этого необходимо принять окончательную уставку срабатывания реле и сделать обратный расчет тока срабатывания на первичной стороне.
Таким образом, уставка по току МТЗ предыдущего элемента должна всегда быть больше уставки МТЗ последующего элемента, что, некоторым образом, обеспечивает токовую селективность.
Определение коэффициентов чувствительности защиты производится по выражениям:
(8.4)
где Кч.о, Кч.р – коэффициенты чувствительности защиты соответственно в основной и резервной зонах.
Согласно ПУЭ, должны выполняться условия:
; (8.5)
. (8.6)
Выдержка времени максимальных токовых защит вводится для замедления действия защиты с целью обеспечения временной селективности действия защит последущего элемента по отношению к защитам предыдущих элементов. Для этого время срабатывания защиты последующей линии выбирается большей времени срабатывания предыдущей линии:
, (8.7)
где ∆t – ступень селективности. ∆t = 0,2 с;
Величина ∆t состоит из следующих составляющих: времени отключения выключателя (0,05…0,1 с), времени возврата защиты (0,05 с), погрешности по времени последующей и предыдущей защит (3..5%) и необходимого запаса (0,05…0,1 с).
Токовая отсечка (ТО) без выдержки времени (первая ступень токовой защиты) предназначена для ускорения отключения близких коротких замыканий. Ее уставка (ток срабатывания) выбирается из условия отстройки (несрабатывания) от максимального трехфазного тока КЗ в конце защищаемой линии или трансформатора. Уставки токовой отсечки выбираются из условия:
, (8.8)
где Котс - коэффициент отстройки, принимаемый для цифровых реле 1,1…1,2.
Iк2.мах – ток трехфазного короткого замыкания в конце защищаемого элемента, кА.
После этого необходимо определить ток срабатывания Iс.р:
.(8.9)
После этого необходимо принять окончательную уставку срабатывания реле и сделать обратный расчет тока срабатывания на первичной стороне.
Определение коэффициентов чувствительности защиты производится по выражениям:
. (8.10)
Согласно ПУЭ, должны выполняться условия:
Для обеспечения селективности по току: .
На линейных выключателях токовая отсечка выполняется без выдержки времени.
Защита от перегрузки необходима для отключения линии при длительной перегрузки, чтобы обезопасить оборудование от перегрева. Время срабатывание данной защиты выбирается в пределах 30…50 с.
Выбор тока срабатывания производится из условия:
. (8.11)
После этого определяется ток срабатывания реле.
При выборе уставок защиты от замыканий на землю, где отсутствует компенсация, необходимо определить расчетом суммарный ток замыкания на землю и токи замыкания на землю конкретного фидера.
, (8.12)
где m – число кабелей на присоединении;
l – длина кабельной линии;
Iс.з.0 – удельный емкостной ток на 1 км длины кабеля, выбирается [10, таблица 8.1].
Уставка срабатывания защиты выбирается для двух случаев: в начальный момент времени и через 0,4 секунды после замыкания. Она вычисляется по следующей формуле:
, (8.13)
где Котс – коэффициент отстройки, принимаемый равным 1,2;
Кбр - коэффициент, учитывающий бросок емкостного тока в момент зажигания дуги, для начального момента времени Кбр=4, после 0,4 с и Кбр = 1,5;
Iс – собственный емкостной ток защищаемого присоединения, А.
Из расчетов, приведенных выше, максимальный ток Iраб.мах = 36,4 А.
Ikmax = 5,02 кA, Ikmin = 4 кA
.
.
Принимаем к уставке на терминале защит Iс.р.у =552 А, с действием на отключение.
.
Коэффициент чувствительности:
.
Проверим коэффициент чувствительности по трехфазному току:
.
Выберем уставки для максимальной токовой защиты:
Согласно (7.1) ток срабатывания:
.
Вычислим согласно (7.3) ток срабатывания реле:
.
Коэффициент чувствительности в основной зоне защиты:
, условие выполняется
Время срабатывания МТЗ принимаем tсз = 0,4 с.
Выберем уставки для защиты от перегрузки:
Согласно (8.10) ток срабатывания:
.
Вычислим согласно (8.3) ток срабатывания реле:
.
Выберем уставки для защиты от замыкания на землю:
Длина кабельной линии l = 1,4 км.
Емкостной ток линии:
.
Ток срабатывания в начальный момент времени t = 0 c:
.
При отказе выключателя должно действовать УРОВ (Устройство резервирования при отказе выключателя) на отключение более близкого к источнику питания выключателя. При отказе выключателя стороны НН, СН (второй НН) этим выключателем является выключатель стороны ВН трансформатора. Воздействие УРОВ при отказе выключателя в первом случае осуществляется внутри устройства REF 541 подключением функции УРОВ к соответствующему выходному реле, а во втором случае - сигнал УРОВ выдается во внешнюю схему.
Выдержка времени УРОВ должна обеспечивать возврат схемы после нормального отключения выключателя.
Таким образом, время действия УРОВ можно принять 0.15 – 0.3 сек., с учетом качества применяемых выключателей.
Расчет уставки произведем по следующей формуле:
.
Ток срабатывания реле:
.
Дифференциальная защита шин 10 кВ
Ток короткого замыкания на первой секции шин равен
Iкmax = 5,41 кА. Iнагр = 1205,2 А
Определим ток небаланса:
Первичный ток срабатывания защиты:
из условия отстройки от тока нагрузки:
из условия отстройки от тока небаланса:
Принимаем ток срабатывания защиты Iс.з = 650 А.
Тогда ток срабатывания реле:
.
Коэффициент чувствительности:
, условие выполняется
Расчет релейной защиты трансформаторов
На трансформаторе обязательно устанавливается газовая защита, на базе терминала защит REF 541.
Выбираем для защиты цеховых трансформаторов предохранители типа ПСН из условий отстройки от максимального рабочего тока и от броска тока намагничивания при включении трансформатора на холостой ход.
,(7.14)
где - мощность трансформатора, 36,37кВ·А.
По второму условию обычно принимают номинальный ток плавкой вставки, равным:
,(7.15)
где 2,0 – коэффициент отстройки от броска тока намагничивания трансформатора.
А
Реально бросок тока намагничивания может достигать (6 8) , но с учетом времени плавления вставки предохранителя расчетная кратность этого тока может быть уменьшена.
Выбираем для трансформаторов предохранитель с номинальным током равным 75 А. По времятоковой характеристике ([9], с.279, Рис. П-3) оцениваем время плавления при двухфазном КЗ за трансформатором. Предохранитель в этом случае имеет время плавления = 0,2 c.
9 РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ
Расчет заземляющих устройств сводится к расчету заземлителя, так как заземляющие проводники в большинстве случаев принимают по условиям механической прочности и стойкости к коррозии по [1].
В качестве примера рассмотрим расчет заземляющего устройства встроенной цеховой трансформаторной подстанции.
Контур заземления ТП предполагается соорудить по периметру подстанции и соединить с контуром заземления здания. В качестве вертикальных заземлителей принимаем стальные стержни диаметром 15 мм и длиной 3 м., которые погружаем в грунт методом ввертывания. Верхние; концы электродов располагаем на глубине 0,7 м от поверхности земли. К ним привариваем горизонтальные электроды стержневого типа из той же стали, что и вертикальные электроды. Наибольший ток через заземление при замыкании на землю на стороне 10 кВ составляет 4,5 А, грунт в месте сооружения - суглинок, климатическая зона 2, дополнительно в качестве заземления используется фундамент здания ТП с сопротивлением растеканию 9 Ом.
Для стороны 10 кВ в соответствии с [1] сопротивление заземляющего устройства определяем по формуле:
(9.1)
где UР=125 В, так как заземляющее устройство используется одновременно для электроустановок до 1 кВ и выше. С учетом исходных данных R3=27,8 Ом.
Сопротивление заземляющего устройства для электроустановок напряжением до 1 кВ не должно быть больше 4 Ом [1], поэтому за расчетное сопротивление принимаем R3 < 4 Ом.
Предварительно с учетом площади (12x14,5 м), занимаемой объектом, намечаем расположение заземлителей - по периметру с расстоянием между вертикальными электродами 6 м.
Сопротивление искусственного заземлителя рассчитываем с учетом использования фундамента в качестве параллельной ветви заземления:
Определяем расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей:
где - удельное сопротивление грунта, =100 Ом·м;
, - повышающие коэффициенты для вертикальных и горизонтальных
электродов, принятые по [9, табл. 8-2] для климатической зоны 2.
Сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа определяем по формуле:
, (9.2)
Определяем примерное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом по [9, табл. 8-5] коэффициенте использования Ки.в=0,66:
, (9.3)
Определяем расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов по формуле:
, (9.4)
Уточняем необходимое сопротивление вертикальных электродов:
, (9.5)
Уточняем число вертикальных электродов при коэффициенте использования Ки.в.у=0,66, принятом из [4, табл. 8-5] при N=10 и а/1=(Р/10)/3=2,
где Р=60 м периметр контура расположения электродов:
.
Окончательно принимаем к установке 8 вертикальных электродов, расположенных по контуру ТП.
Аналогичным образом рассчитываем заземляющие устройства остальных зданий и сооружений. Заземляющие устройства используются только для электроустановок до 1 кВ. Данные расчетов сведены в табл. 9.1.
Таблица 9.1Данные расчета заземляющих устройств
Объект Площадь объекта,
м2 Rе.з.,
Ом Вертикаль-ный заземлитель D,
мм Кол-во
Nв.з.,
шт. Горизонталь-ный заземлитель D,
мм Длина,
Lг.з.,
м
КТП 12x6 9 стальной
стержень 15 8 стальной
стержень 16 60
Здание Периметр 298м 2 стальной
стержень 15 30 стальной
стержень 16 298
Для защиты от поражения электротоком заземлению подлежат все металлические части электрооборудования. Подкрановые пути, рельсы, металлические обрамления каналов используются в качестве существующего контура заземления, соединяются сваркой с прокладываемой полосой.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
ГОСТ 15150—69. Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды [Электронный текст]. - Введ. 1970 - 01 - 01. - М. : Госстандарт СССР. - НТИ ЗАО “Энергетика”. сор. 2007. - 112 с.
ГОСТ 26883—86. Электрооборудование. Внешние воздействующие факторы [Электронный текст]. - Введ. 1997 - 01 - 01. - М. : ТК №214. - НТИ ЗАО “Энергетика”. сор. 2007. - 27 с.
ГОСТ Р 50571.2-94. Электрические установки промышленных зданий. Часть 3. Основные характеристики [Электронный текст]. - Введ. 1995 - 01 - 01. - М. : ТК №337. - НТИ ЗАО “Энергетика”. сор. 2007. - 43 с.
СНиП 23-01-2003. Строительная климатология [Электронный текст]. - Взамен СНиП 2.01.01.-82. - Введ. 2000 - 01 - 01. - Изменения 2003 - 01 -01. - М. : Управление Госстроя России. - НТИ ЗАО “Энергетика”. сор. 2007. - 27 с.
ТСН 48-31-97 Л. Строительная климатология для пунктов Липецкой области [Электронный текст]. - Введ. 1998 - 01 - 01. - Липецк. : Комитет АиГ по Липецкой области . - НТИ ЗАО “Энергетика”. сор. 2007. - 43 с.
Правила устройства электроустановок [Электронный текст]. - 7-е изд., перераб. и доп. с изм. 2004. - НТИ ЗАО “Энергетика”. сор. 2007. - 565 с.
ФЕДЕРАЛЬНЫЙ ЗАКОН РФ № 96-ФЗ «Об охране атмосферного воздуха» [Электронный текст]. Введ. 1999 - 04 - 05. - НТИ ЗАО “Энергетика”. сор. 2007. - 14 с.
ГОСТ 17.2.1.04-77. Источники и метеорологические факторы загрязнения, промышленные выбросы [Электронный текст]. - Введ. 1978 - 01 - 01. - М. : Госстандарт СССР. - НТИ ЗАО “Энергетика”. сор. 2007. - 12 с.
ГОСТ 17.2.1.03-84. Охрана природы. Атмосфера. Контроль загрязнения [Электронный текст]. - Введ. 1985 - 01 - 01. - М. : ТК №14а. - НТИ ЗАО “Энергетика”. сор. 2007. - 23 с.
СНиП 31-03-2001. Производственные здания [Электронный текст]. - Взамен СНиП 2.09.02.-85. - Введ. 2002 - 01 - 01. - Изменения 2004 - 01 -01. - М. : Управление Госстроя России. - НТИ ЗАО “Энергетика”. сор. 2007. - 12 с.
СНиП 21-01-2002. "Пожарная безопасность зданий и сооружений" [Электронный текст]. - Взамен СНиП 2.02.07.-91. - Введ. 2003 - 01 - 01. - Изменения 2006 - 01 -01. - М. : Управление Госстроя России. - НТИ ЗАО “Энергетика”. сор. 2007. - 57 с.
ГОСТ Р 51330.9-99 . Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон [Электронный текст]. - Введ. 2000 - 01 - 01. - М. : ТК №403. - НТИ ЗАО “Энергетика”. сор. 2007. - 24 с.
Рожкова Л.Д. - Электрооборудование станций и подстанций [Текст] / Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. 3-е изд., доп. - М: Энергия, 1987. - 161 с.
Стандарт отраслевой СО 153-34.20.187-2003. Рекомендации по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ [Электронный текст]. - Введ. 2003 - 06 - 06. - М. : Минэнерго России. - НТИ ЗАО “Энергетика”. сор. 2007. - 45 с.
Ершевич В.В. Справочник по проектированию электроэнергетических систем [Текст] / В.В. Ершевич, Г.А.Илларионов. М: Энергоатомиздат, 1985. -345 с.
Стандарт отраслевой СО 153-34.20.164-2003. Типовые схемы подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ [Электронный текст]. - Введ. 2003 - 06 - 06. - М. : Минэнерго России. - НТИ ЗАО “Энергетика”. сор. 2007. - 121 с.
НТП ЭПП-94. Проектирование электроснабжения промышленных предприятий. Нормы технологического проектирования [Электронный текст]. - Взамен СН 174-75 "Инструкция по проектированию электроснабжения промышленных предприятий" - Введ. 1995 - 01 - 01. - 1-я редакция - М. : Тяжпромэлектропроект. - НТИ ЗАО “Энергетика”. сор. 2007. - 18 с.
ГОСТ 11677-85 (99). Трансформаторы силовые. Общие технические условия [Электронный текст]. - Взамен ГОСТ 11677-75 - Введ. 1986 - 01 - 01. - Изменения 2000 - 01 -01. - М. : Госстандарт России. - НТИ ЗАО “Энергетика”. сор. 2007. - 48 с.
РД 153-34.0-20.527-98. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования [Электронный текст]. - Взамен РД 153-34.0-20.527-71 - Введ. 1999 - 01 - 01. - М. : МЭИ. - НТИ ЗАО “Энергетика”. сор. 2007. - 133 с.
ГОСТ 30830-2002. Трансформаторы силовые. Часть 1. Общие положения [Электронный текст]. - Введ. впервые 2004 - 01 - 01. - М. : ТК №37. - НТИ ЗАО “Энергетика”. сор. 2007. - 28 с.
Выключатели вакуумные. Каталог продукции НПО “Контакт” г. Саратов [Текст]. Саратов. : НПО “Контакт”. 2005. - 46 с.
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации [Электронный текст]. - Введ. впервые 2003 - 20 - 06. - М. : Минэнерго России. - НТИ ЗАО “Энергетика”. сор. 2007. - 147 с.
Шабад М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей [Текст] / М. А. Шабад. - 4-е издание., доп. - СПб. : ПЭИПК, 2003. - 350 с.
Александров А.М. Дифференциальные защиты трансформаторов [Текст] / А.М. Александров. - 2-е издание., доп. - СПб. : ПЭИПК, 2002. - 216 с.
ГОСТ 12.4.011-95. Микроклимат производственных помещений [Электронный текст]. - Введ. 1996 - 01 - 01. - М. : ТК №112. - НТИ ЗАО “Энергетика”. сор. 2007. - 132 с.
Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок потребителей ПОТ Р М-016-2001 РД153.-34.0-03.150-00 [Текст]. Введ. 2001 - 01 -01. - СПб. : Гидрометеоиздат, 2001. -160 с.
ГОСТ 12.1.030-81 (2001). ССБТ. Защитное заземление. Зануление. [Электронный текст]. - Взамен ГОСТ 12.1.030-71 - Введ. 1982 - 01 - 01. - Изменения 2002 - 01 -01. - М. : Госстандарт России. - НТИ ЗАО “Энергетика”. сор. 2007. - 144 с.
РД 153-34.3-35.125-99. Руководство по защите электрических сетей 6-1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений. Часть 1 [Текст]. Введ. 2000 - 01 -01. - М. : РАО ЕЭС России, 2001. -160 с.
Шабад М. А. Автоматизация распределительных электрических сетей с использованием цифровых реле [Текст] / М. А. Шабад. - 4-е издание., доп. - СПб. : ПЭИПК, 2005. - 48 с.
Приложенные файлы
