Расчёт и особенности выбора электротехнических установок РЭС посёлка Затобольск

Содержание Введение

1. Краткая технологическая и энергетическая характеристика РЭС посёлка Затобольск.

1.1 Технологическая характеристика предприятия

1.2 Энергетическая характеристика предприятия

2. Расчет электроснабжения для ТП № 1

2.1 Определение электрических нагрузок для ТП № 1

2.2 Компенсация реактивной мощности для ТП № 1

2.4 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для ТП № 1

2.5 Расчет и выбор сечений жил кабелей механического цеха

3. Расчет схемы внешнего электроснабжения

3.1 Расчет электрических нагрузок предприятия

3.2 Составление картограммы нагрузок

3.3 Выбор места расположения ГПП

3.4 Компенсация реактивной мощности ГПП

3.5 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП

3.6 Выбор схемы первичной и вторичной коммутации

3.7 Расчет питающих линий ГПП

3.8 Расчет кабельной сети 6 кВ

4. Главная понизительная подстанция

4.1 Компоновка главной понизительной подстанции

4.2 Выбор и проверка оборудования по токам короткого замыкания главной понизительной подстанции

4.2.1 Выбор гибких токопроводов распределительного устройства высокого напряжения. 5,97−115]

4.2.2 Выбор жестких шин распределительного устройства низкого напряжения

4.2.3 Выбор изоляторов

4.2.4 Выбор выключателей

4.2.5 Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

5. Релейная защита трансформаторов ГПП

5.1 Общие вопросы релейной защиты

5.2 Дифференциальная защита трансформаторов ГПП.

5.3 Расчет МТЗ трансформаторов

5.4 Газовая защита

6. Выбор автоматики ГПП

7. Заземляющая сеть ГПП

7.1 Расчет заземляющего устройства.

7.2 Молниезащита

8. Промышленная экология

8.1 Вред, наносимый окружающей среде предприятием

9. Охрана труда

9.1 Анализ вредных производственных факторов в РЭС

9.2 Мероприятия по снижению опасных и вредных факторов

9.3 Пожарная безопасность

10. Технико-экономическое обоснование выбора трансформаторов Заключение Список использованных источников Приложение

Введение

Первым и важнейшим этапом усовершенствования и развития электроэнергетики является создание рациональных систем электроснабжения предприятий.

Производство, передача и рациональное распределение электроэнергии приобретают всё большее значение. В свете задачи всемерного повышения технического уровня и качества продукции необходимо направить усилия и в кратчайшие сроки добиться улучшения качества электроэнергии, повышения надёжности электроснабжения. В этом ключ к решению главных задач проектирования и эксплуатации современных систем электроснабжения промышленных предприятий.

Главными задачами проектирования и эксплуатации современных систем электроснабжения промышленных предприятий являются правильное определение электрических нагрузок, рациональная передача и рациональное распределение электроэнергии, обеспечение необходимого качества электроэнергии на зажимах электроприёмников с питающей сетью, экономия электроэнергии и других материальных ресурсов.

Выполнение этих задач осуществляется входящими в состав электросетей воздушными и кабельными линиями электропередачи, различными токопроводами, трансформаторными подстанциями, распределительными устройствами и коммутационными пунктами, электроустановками, генерирующими реактивную мощность, средствами регулирования напряжения и устройствами для поддержания качества электроэнергии.

Среди многочисленных отраслей народного хозяйства энергетика наряду с машиностроением занимает ведущее положение. Уровень развития энергетики и электрификации в наиболее обобщенном виде отражает достигнутый технико-экономический потенциал любой страны. Энергетика обеспечивает электроэнергией и теплом промышленные предприятия, сельское хозяйство, транспорт, коммунально-бытовые нужды городов, рабочих и сельских поселков.

Электрификация оказывает определяющее влияние на развитие всех отраслей народного хозяйства, она является стержнем строительства экономики коммунистичёского общества. Отсюда объективно следует необходимость опережающих темпов развития энергетики и электрификации, непрерывного роста производства электроэнергии и тепла.

Потребители электроэнергии весьма разнообразны в отношении преобладающих видов приемников энергии, размера и режима потребления энергии, требований к надежности электроснабжения и качеству электроэнергии. Различают следующие основные виды потребителей:

1) промышленные предприятия;

2) строительство;

З) железно дорожный электрифицированный транспорт;

4) коммунально-бытовые потребители городов и рабочих поселков;

5) сельское хозяйство.

Приемниками электроэнергии являются асинхронные и синхронные электродвигатели, электрические печи, электротермические, электролизные и сварочные установки, осветительные и бытовые приборы, кондиционные и холодильные установки, радиои телеустановки, медицинские и другие специальные установки.

Режим потребления электрической с отдельными предприятиями, группами предприятий, населением городов, поселков в течение суток и года, как правило, неравномерен, что объясняется работой предприятий в одну, две и три смены с неодинаковой нагрузкой, перерывами между сменами, изменением режима работы в лет нее время, праздничные дни, а так же внешними факторами: продолжительностью светлой части суток, температурой воздуха и др. Значительную неравномерность вносит нагрузка светильников, возникающая в утренние (зимой) и вечерние часы и спадающая днем и ночью, а также летом.

Режим потребления электроэнергии может быть представлен графиком нагрузки — зависимостью активной, реактивной или полной мощности от времени. Различают суточные графики для разных дней недели и разных периодов года (зимний, летний, весенний, осенний), а также годовые графики.

Суточные графики нагрузки представляют собой непрерывные кривые зависимости. Однако при проектировании электроустановок, разного рода расчетах непрерывные графики обычно заменяют приближенными ступенчатыми графиками.

Актуальность выбранной темы дипломной работы обуславливается современным состоянием электроэнергетики Республики Казахстан. Топливно-энергетический комплекс современного Казахстана является одним из наиболее приоритетных направлений в науке и индустрии.

Практическая ценность результатов дипломной работы подтверждается наличием акта о внедрении.

Теоретическая ценность нашей дипломной работы состоит в расчете и его подробном описании.

Цель: рассчитать с учетом особенностей выбора электрооборудования РЭС поселка Затобольск.

В соответствии с целью, были поставлены следующие задачи:

— изучить и проанализировать технические характеристики РЭС п. Затобольск;

— рассчитать электроснабжение для ТП№ 1;

— рассчитать схемы внешнего электроснабжения;

— определить электрооборудование для главной понизительной подстанции;

— проанализировать и рассчитать релейную защиту трансформаторов ГПП;

— произвести выбор автоматики ГПП;

— рассчитать заземляющую сеть ГПП.

Поставленные задачи и порядок их решения, определили структуру дипломной работы.

Для решения указанных задач и в соответствии с целью работы, были использованы следующие методы:

Теоретические: анализ научной, технической, нормативной и учебной литературы по теме исследования, систематизирование собранных и проанализированных данных.

Практические: расчет, методы математической статистики, эксперимент.

1. Краткая технологическая и энергетическая характеристика РЭС посёлка Затобольск

1.1 Технологическая характеристика предприятия

Имеющиеся цеха для производства: заготовительный (гибкая, механическая и газовая резка металла,), литейный (чугунное, стальное, литье), кузнечный (штамповка, ковка), механический цех металлоконструкций (сварка ручная и полуавтоматическая), сборочный цех с покрасочным отделением, вспомогательные цеха.

Кузнечный цех. Обработка давлением основана на использовании пластичности металлов, т. е. на их способности в определенных условиях воспринимать под действием внешних сил остаточную деформацию без нарушения целостности материала заготовки, поэтому она применима лишь к металлам достаточно пластичным.

Ковка. Ковкой называется обработка металла, находящегося в пластическом состоянии под действием бойков молота (динамическое действие) или пресса (статическое воздействие) с использовании при надобности подкладного инструмента.

Штамповка. Производительность штамповки в десятки раз больше, чем при ковке, кроме того, при штамповке достигается значительно большая точность размеров малая шероховатость поверхности. Так нередко после штамповке изделия не требуют механической обработки.

Литейный цех. Литейное производство — это процесс получения фасонных отливок путем заполнения жидким металлом заранее приготовленных форм, в которых металл затвердевает.

Отливки могут быть или готовыми деталями, или заготовками для последующей обработки в механических цехах. В последнем случае на отливках предусматривается припуск на обработку.

В цехе установлены два крана грузоподъемностью 5 тн. и четыре кранбалки грузоподъемностью 2 тн.

Электромонтажный цех. В задачи цеха входит эксплуатационное обслуживание электросетей и установок электрического освещения высоковольтных кабельных и воздушных сетей, трансформаторных подстанции и распределительных устройств, а также электросетей и электроприводов.

Компрессорная. Источник сжатого воздуха для технологических нужд (абсолютное давление сжатого воздуха для технологического оборудования равно 0,3−0,8 МПа).

К производственным участкам относятся участки узловой и общей сборки.

К вспомогательным службам относятся: промежуточные склады деталей и узлов, склад вспомогательных материалов, инструментально-раздаточная кладовая, мастерская цехового механика, экспедиция, склад готовой продукции, а также участки технического контроля.

К служебно-бытовым помещениям относятся: помещения контроля для административно-технического персонала, помещения уборочные и др.

1.2 Энергетическая характеристика предприятия

Энергетическая характеристика предприятия и категория надежности электроснабжения электроприемников приведена в таблицах 1.1, 1.2. Распределенная схема ТП № 1 и генеральный план предприятия приведены на рисунках 1.1, 1.2.

«Таблица1.1»

Категория надежности электроснабжения электроприемников

«Таблица 1.2» -Энергетическая характеристика предприятия

Рисунок 1.1 Генеральный план РЭС посёлка Затобольск

Рисунок 1.2 Распределительная схема ТП № 1

2. Расчет электроснабжения для ТП № 1

2.1 Определение электрических нагрузок для ТП № 1

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные расходы, надежность работы электрооборудования. [1, 10−12]

Режим работы приемников электроэнергии разнообразны и изменяются во времени. Поэтому для приемников повторно-кратковременного режима работы номинальную мощность определяют по паспортной мощности путем приведения ее к длительному режиму работы (ПВ=1) в соответствии с формулами

Рн=Рпас ПВпас, кВт (2.1)

где Рпас — мощность указанная в паспорте приемника электроэнергии, кВт.

ПВпас — паспортная продолжительность включения в долях единицы.

Расчетную нагрузку группы однородных по режиму работы электроприемников определяют по формулам

Рр=Ni*Kca*PНi, кВт, (2.2)

Qp=Pp*tg, кВАр, (2.3)

кВА, (2.4)

где tg соответствует cos данной группы электроприемников,

Kca — коэффициент спроса по активной мощности,

Ni — количество электроприемников в группе.

Результаты расчета приведены в приложении.(смотри приложение А)

2.2 Компенсация реактивной мощности для ТП № 1

Реактивная мощность которую необходимо скомпенсировать:

кВАр,

где Рр — расчетная активная мощность, кВт,

tg1 = tg до компенсации

tgнор = tg соответствующему cos = 0,95.

Необходимая реактивная мощность одной конденсаторной батареи

кВАр,

где N — количество конденсаторных установок,

n — количество фаз.

Принимаем к установке КС2−0,38−28-ЗУ1 с фактической реактивной мощностью 28 кВАр. Фактическая реактивная мощность всех конденсаторных установок

кВАр,

кВАр,

«Таблица 2.1»

Расчетные мощности электроприемников мехцеха.

2.3 Выбор схемы электроснабжения цехов для ТП № 1

Системы электроснабжения выбирают в первую очередь по условиям надежностью. Надежность определяется в зависимости от категории приемников, имеющихся на данном предприятии. 2,150 159]

Если на предприятии хотя бы один приемник первой категории, то система питания должна быть обеспечена не менее чем двумя источниками питания. Так как все электроприемники первой и второй категории, то по условиям надежности питания и с экономической точки зрения выбираем радиальную двух цепную схему электроснабжения, которая приведена на рисунке 2.1.

2.4 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для ТП № 1

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для цеховых понизительных подстанций предприятий должен быть технически и экономически обоснованным, так как он оказывает существенное влияние на рациональное построение схем промышленного электроснабжения.

ТП № 1 выполняем двухтрансформаторными по упрощенной схеме кабельная линия — трансформатор с перемычкой имеющей разъединитель на стороне НН.

Номинальная мощность каждого трансформатора.

кВА,

Рисунок 2.1-Радиальная схема электроснабжения цехов

где Sp — расчетная полная мощность всех потребителей присоединенных к трансформаторной подстанции № 1 с учетом компенсации реактивной мощности.

Принимаем к установке на ТП № 1 два одинаковых трансформатора ТМ 1000/6.

Выбранный трансформатор необходимо проверить на допустимую перегрузку в аварийном режиме

1,4*SH.TSp

1,4*1000=14 001 383.91

Выбранный трансформатор по условию перегрузки в аварийном режиме проходит.

Схема распределения электроэнергии цехов для ТП № 1 приведена на рисунке 1.2. План расположения электрооборудования механического цеха приведен на рисунке 2.2.

2.5 Расчет и выбор сечений жил кабелей механического цеха

Для расчетов сечений кабелей необходимы значения мощностей, протекающих между ЦРЩ (центральным распределительным щитом) и потребителями. На основании таблицы 2.1 рассчитаем значения токов, протекающих по кабелям по формуле:

А (2.11)

где Iрасч — расчетный ток, протекающий по кабельной линии. А;

Клэп — коэффициент учитывающий тип линии

(для кабельных линий Клэп=0,01);

Uн — номинальное напряжение сети 6 кВт;

Значения рассчитанных токов протекающих по кабельным линиям приведены в таблице 2.3.

Определим сечения жил кабелей по экономической плотности тока:

мм (2.12)

где Sрасч — расчетное значение сечения жил кабеля, мм2;

Iрасч — рассчитанный ток протекающий в линии, А;

jэк — экономическая плотность тока, А/мм2 (1,7А/мм2).

Стандартные сечения жил, а также кабелей выбираем по расчетным значениям и проверяем по падению напряжения. Выбранные марки кабелей занесем в графу «кабель» таблицы 2.3.

Потери напряжения в кабельных линиях определяем по формуле:

(2.13)

где R0, X0 — соответственно активное и индуктивное сопротивления кабеля на единицу длины, Ом/км,

l — длина кабельной линии, км,

IМ — расчетный ток протекающий в линии, А.

Потери напряжения в трансформаторе определяются по формуле:

(2.14)

где (2.15)

(2.16)

где ?Ркз — потери короткого замыкания.

SН.ТР — номинальная мощность цехового трансформатора;

в — коэффициент загрузки, определяемый из выражения:

(2.17)

где Sм — максимальная суммарная полная мощность приемников цеха, кВА;

Sн.т — номинальная мощность трансформатора, кВА.

Проверка кабелей по потерям напряжения осуществляется из расчета, что допустимые потери в сети до 1 кВт составляют не более 10%. Если потери превышают этот рубеж, необходимо изменить принятый тип кабеля или иной аппарат (трансформатор). 3,72−85]

Например для участка РШ2-№ 1 имеем:

А

мм2

В

В

В

Таким образом, окончательно выбираем кабель АВВГ 335, который удовлетворяет всем условиям.

Данные расчетов по другим кабелям приведены в приложении (смотри приложение Б).

3. Расчет схемы внешнего электроснабжения

3.1 Расчет электрических нагрузок предприятия

Расчет электрических нагрузок всего предприятия производим применяя метод коэффициента спроса.

Расчет производим отдельно для каждого цеха (по аналогии с п. 2.1). Производим выбор силовых трансформаторов цеховых подстанций.

Результаты расчетов приведены в приложении.(смотри приложение В)

Расчетная активная мощность на шинах ГПП

кВт

где — суммарная активная расчетная мощность всех электроприемников получающих питания с шин ГПП.

Расчетная реактивная мощность на шинах ГПП

кВАр,

где — суммарная реактивная расчетная мощность всех электроприемников получающих питания с шин ГПП.

Полная расчетная мощность на шинах ГПП

.

3.2 Составление картограммы нагрузок

С целью определения места расположения ГПП предприятия строим картограммы нагрузок.

Радиус окружности картограммы активной нагрузки для термического цеха.

см,

где Рр — расчетная активная мощность термического цеха, кВт.

mp — масштаб площади круга по активной мощности, кВт/см2.

Радиус окружности картограммы реактивной нагрузки для термического цеха

см,

где Qр — расчетная реактивная мощность термического цеха, кВт.

mQ — масштаб площади круга по реактивной мощности, кВАр/см2.

Для отдельных потребителей питающихся от ГПП расчет производим аналогично и заносим в таблицу 3.2.

«Таблица 3.1» Расчет картограммы нагрузок.

На основании полученных данных строим картограммы нагрузок активной и реактивной мощности рисунках 3.1, 3.2 (генплан дан в масштабе 1:4000).

На основании построенной диаграммы находим координаты центра активных и реактивных нагрузок.

; ;

; ;

где Х0р, Y0р, Х0Q, Y0Q — координаты центров электрических нагрузок активной и реактивной мощности;

xi, yi — координаты центров окружностей потребителей ГПП.

Результаты расчета отражены в таблице 3.1 и на рисунке 3.1 и 3.2.

3.3 Выбор места расположения ГПП

Расположение ГПП в центре электрических нагрузок (ЦЭН) не представляется возможным по технологическим и архитектурным соображениям. Учитывая все это место расположения источника питания ГПП располагаем в месте указанном на генеральном плане.

3.4 Компенсация реактивной мощности ГПП

Поскольку нагрузка на шинах ГПП имеет cos = 0,9, то нет необходимости компенсации реактивной мощности.

Рисунок 3.1 — Картограмма активных нагрузок РЭС посёлка Затобольск

Рисунок 3.2 — Картограмма реактивных нагрузок РЭС посёлка Затобольск.

3.5 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП

Наличие среди потребителей ГПП электроприемников первой и второй категории по бесперебойности ЭС требует установки на ГПП двух силовых трансформаторов.

Номинальная мощность одного трансформатора

кВА,

где Sp — расчетная полная мощность всех потребителей присоединенная к ГПП, кВА;

n — количество силовых трансформаторов;

k — коэффициент загрузки силовых трансформаторов в доаварийном

режиме.

Принимаем к установке на ГПП два одинаковых трансформаторов ТМ 2500/35 (Sн = 2500 кВА, Uн = 35 000 В, хх = 4,35 кВт, ixx = 1,1%, Uкз = 6,5%).

Выбранный трансформатор необходимо проверить на допустимую перегрузочную способность в аварийном режиме.

Выбранный трансформатор по условию перегрузки в аварийном режиме проходит.

Потери активной мощности в трансформаторе в нормальном режиме:

кВт,

где xx — потери холостого хода в трансформаторе, кВт;

кз — потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт;

— коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме.

Потери активной мощности в трансформаторе в аварийном режиме:

кВт,

где — коэффициент загрузки трансформатора (по активной мощности) в аварийном режиме.

Потери реактивной мощности в трансформаторе в нормальном и аварийном режимах соответственно:

кВАр,

кВАр,

где i0 — ток холостого хода в трансформаторе, %

Uk — напряжение короткого замыкания в трансформаторе, %

 — коэффициент загрузки трансформатора в нормальном и аварийном режимах.

3.6 Выбор схемы первичной и вторичной коммутации

Близкое расположение источника питания позволяет записать трансформаторы ГПП от разных секций районной ГПП «Затобольская «по упрощенной схеме блок «трансформатор — линия» с разъединителем, отделителем и короткозамыкателем не снижая надежности ЭС. На стороне ВН ГПП необходима перемычка с двумя разъединителями, для того чтобы при выводе в ремонт одного трансформатора, оставшийся в работе имел резервный источник питания (рисунок 3.3).

Сборные шины ГПП (НН) состоящие из двух секций, соединены секционным выключателем для взаимного резервирования. Распределительная сеть 6 кВ выполнена по радиальной схеме.

3.7 Расчет питающих линий ГПП

ГПП получает питание по двум ВЛ. Учитывая, что потребитель присоединенные к ГПП имеют первую и вторую категорию по бесперебойности электроснабжения пропускная способность ВЛ рассчитывается на полную мощность ГПП.

Расчетный ток ВЛ:

А,

где — расчетная активная и реактивная мощности на шинах ГПП, кВт, кВАр;

— активные и реактивные потери в трансформаторе, кВт, кВАр.

Сечение провода по экономической плотности тока:

мм2,

где — экономическая плотность тока для сталеалюминиевых проводов ВЛ, А/мм2.

Принимаем для ВЛ провод АС-70/11 сечением 70 мм², Iдл = 265 А.

Проверяем выбранное сечение по длительно допустимому току:

.

Следовательно выбранное сечение по длительно допустимому току проходит.

3.8 Расчет кабельной сети 6 кВ

Выбор сечения кабелей для распределительной сети 6 кВ производим по экономической плотности тока.

Сечение кабеля для питания ТП № 1 по экономической плотности тока:

мм2,

где А,

— расчетная полная мощность ТП № 1, кВА;

— номинальное напряжение, кВ;

— экономическая плотность тока для кабелей с алюминиевыми жилами, А/мм2.

Для питания ТП № 1 выбираем кабель АСБ-6 395.

Дальнейший выбор производим аналогично. Результаты расчета сведем в таблицу 3.2.

Расчет падения напряжения в кабельной сети 6 кВ производим аналогично п. 2.5. Результаты расчета сведем в таблицу 3.4. Падения напряжения в кабельной сети 6 кВ не превышает 5% (300 В).

«Таблица 3.2» Расчет сечений жил кабелей 6 кВ

«Таблица 3.3» Расчет падения напряжения кабелей 6 кВ

4. Главная понизительная подстанция

4.1 Компоновка главной понизительной подстанции

Главная понизительная подстанция предприятия состоит из двух частей: открытого распределительного устройства напряжением 35 кВ и закрытого распределительного устройства напряжением 6 кВ.

ГПП получает питание по двум одноцепным сталеалюминиевым воздушным линиям. При отключении одной из линий питание секции должно восстанавливаться автоматически, поэтому применяется секционный выключатель. На стороне 35 кВ вместо выключателей используются отделители и короткозамыкатели, что обеспечивает простоту и надежность. При повреждении внутри трансформатора действует релейная защита, которая замыкает цепь привода короткозамыкателя и ножи включаются. Создается короткое замыкание на линии, что приводит в действие защиту, установленную на питающем конце линии, она отключается вместе с трансформатором. На стороне высшего напряжения трансформаторов применяется перемычка с разъединителями. При повреждении одной линии после отключения выключателя на стороне высокого напряжения трансформатора можно включить перемычку и осуществить питание двух трансформаторов от одной линии.

Конструкция открытого распределительного устройства обеспечивает свободный доступ к трансформаторам при эксплуатации. Для ремонта трансформатора на ГПП предусмотрена возможность его перевозки. Соединение трансформаторов с распределительным устройством низкого напряжения выполнено гибким проводом. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы проложены в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву. Все аппараты открытого распределительного устройства расположены на невысоких железобетонных основаниях. 4,101−109]

ОРУ выполненное по схеме одной секционированной системой шин — однопортальное. Металлические стойки, расположенные через 4,6 м, соединены швеллерами и уголками и образуют жесткую конструкцию, по которой в нижней части установлены выключатели и трансформаторы тока, а в верхней части — разъединители и сборные шины. Между линейным и шинным разъединителем есть сетчатое ограждение для обеспечения безопасности при подъеме на опору со стороны линии (или трансформатора) во время ремонтов. Приводы разъеденителей монтируются на металлических стойках. Вдоль многопролетного портала проходит лоток для контрольных кабелей.

В закрытом распределительном устройстве 6 кВ устанавливаются маломаслянные выключатели небольших размеров, что позволяет все оборудование одного присоединения разместить в одной камере.

Камеры, ввиду малого количества присоединений, размещены в один ряд. Обслуживание аппаратов производится из коридора управления, доступ в камеру имеется только с одной стороны. Все аппараты крепятся на металлическом каркасе, составляющем основу камеры. Перегородки между камерами выполнены стальными листами. Камеры разделены на два отсека: верхний отсек масляного выключателя и нижний отсек линейного разъединителя и отходящих кабелей. Каждый из них с фасада закрыт дверью из листовой стали. За дверью отсека масляного выключателя находится сетчатая дверь, которая может быть открыта только при отключенных шинном и линейном разъединителях.

Сборные шины выполненные прямоугольными алюминиевыми полосами находятся вне камеры и крепятся на опорных изоляторах, установленных в верхней части камеры на несущем каркасе через 1 м, что соответствует длине камеры. Шинный разъединитель установлен наклонно, а не вертикально для уменьшения высоты камеры, без увеличения ее ширины.

4.2 Выбор и проверка оборудования по токам короткого замыкания главной понизительной подстанции

4.2.1 Выбор гибких токопроводов распределительного устройства высокого напряжения. 5,97−115]

На подстанции в открытой части применяется гибкая ошиновка, выполненная проводами марки АС. Выбор гибких токопроводов выполняется по следующей схеме:

определяется минимальное допустимое сечение по нагреву от длительного выделения тепла рабочим током утяжеленного режима;

определяется минимально допустимое сечение по термической устойчивости;

экономически целесообразное сечение провода, которым обеспечивается минимум суммарных эксплутационных расходов;

минимально допустимое сечение по условиям коронирования;

проверка проводов на схлестывание.

Проверка по условиям коронирования необходима при напряжении 35 кВт и выше. Разряд в виде короны возникает при напряженности электрического поля:

кВ/см (4.1)

где m` - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности проводника;

r0 — радиус провода.

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

(4.2)

где U — линейное напряжение, кВ;

Dср — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см

см, (4.3)

где D — расстояние между соседними фазами, D=150 см.

см.

Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого проводника не более 0,9Е0, поэтому условие проверки на корону можно записать в виде .

При больших токах к.з. провода в фазах могут сблизиться на столько, что произойдет их схлестывание. Наибольшее сближение поводов фаз наблюдается при двухфазном к.з. между соседними фазами. Усилие от тока двухфазного к.з. определяется по формуле:

Н/м, (4.4)

где I (2) — действительное значение периодической составляющей двухфазного к.з. при t = 0.

Определим силу тяжести одного метра токопровода:

где m — масса одного метра токопровода, кг.

Задаваясь стрелой провеса f ` определяем параметр, где tэ — эквивалентное по импульсу тока время действия быстродействующей защиты, с.

с (4.5)

где tз — время действия защиты.

с

f`` не должна превышать 2 — 2.5 м.

По диаграмме определяем отклонение провода b, м и угол, гр и сравниваем с bдоп :

м (4.6)

где d — диаметр токопровода, м

aдоп — допустимое расстояние в свету между соседними фазами в момент их наибольшего сближения (для ОРУ 35 кВт aдоп=0,3 м).

Произведем выбор линий Л1 и Л2:

А. (4.7)

Выбираем провод АС-16/2.7 с Iдоп=11 А.

Проверим выбранный провод на термическую устойчивость к токам короткого замыкания:

мм2, (4.8)

А2с,

мм2.

Поскольку выбранный провод по термической устойчивости не проходит выбираем провод марки АС-35/6.2.

Проверим выбранный провод по экономическому сечению:

мм2, (4.9)

мм2.

Проверим провод на условие короны.

Радиус провода r0=0,42 см.

кВ/см,

кВ/см,

кВ/см,

т.е. провода коронировать не будут.

Проверка проводов на схлестывание:

А,

Н/м,

кг.

Принимая стрелу провеса f``=1 м, находим отношение:

.

Тогда по кривым находим b = 0,02 м, =10.

Таким образом, выбранный провод удовлетворяет всем условия проверки.

4.2.2 Выбор жестких шин распределительного устройства низкого напряжения

В закрытом распределительном устройстве ошиновка выполняется жесткими алюминиевыми шинами.

Следует учесть, что по экономической плотности тока сборные шины не выбираются, так как нагрузка по длине шин неравномерна и на многих ее участках меньше рабочего тока.

Проверка шин на длительно допустимый ток производится по условию:

.

где I’дл.доп — длительно допустимый ток для шин выбранного сечения по таблице П3−2.

. (4.10)

Подставив для шин дл. доп=700С и о. н=250С, получим

А.

Выбираем однополосные алюминиевые прямоугольные шины размером мм.

.

Произведем проверку шин на термическую стойкость к току к.з.

мм2, (4.11)

где — термический коэффициент, для алюминиевых шин =11;

I — установившийся ток к.з., кА;

tпприведенное время (время, в течение которого I даст такой же термический эффект, как и действительный ток к.з. за действительное время существования к.з.), tп=1,5 с.

мм2, Sш=200 мм2,

т.е. условие выполняется.

Механический расчет однополосных шин

Наибольшее удельное усилие при трехфазном к.з. шин определяется

Н/м. (4.12)

Так как расстояние между фазами значительно больше периметра шин, то коэффициент формы kф=1.

Равномерно распределенная сила f создает изгибающий момент

(4.13)

l — пролет, расстояние между опорными изоляторами шинной конструкции, м.

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента

(4.14)

где Wмомент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см3.

Шины механически прочны, если

.

Для шин прямоугольного сечения при расположении последних на изоляторах на «ребро»:

(4.14)

см3,

Н/м,

Нсм,

Н/см2,

т. е. условие выполняется.

4.2.3 Выбор изоляторов

Жесткие шины в ЗРУ 6 кВ крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:

(4.15)

(4.16)

где Fрасчсила, действующая на изолятор;

Fдоп — допустимая нагрузка на головку изолятора.

Принимается Fдоп=0.6Fразр, где Fразр — разрушающая нагрузка при действии на изгиб.

Расчетная сила:

Н, (4.17)

где kф — поправочный коэффициент на высоту шины, если она расположена на ребро.

Максимальная сила, действующая на изгиб:

Н,

Н.

По таблице П3−4 Fразр=3750 Н. Так как Н, выбираем опорный изолятор типа ОФ-6−375.

Выбираем проходной изолятор П — 10/630−7500.

Uн= 10 кВ; Iн=630 АIраб. мах=490,7 А; Fразр=7500 Н.

Проверим проходной изолятор на механическую прочность:

т.е. выбранный изолятор удовлетворяет требуемым условиям.

4.2.4 Выбор выключателей

Выбор выключателей производиться по следующим условиям:

(4.17)

. (4.18)

Выбранные выключатели подвергаются проверки на электродинамическую стойкость и проверку на симметричность тока отключения.

Проверка на электродинамическую стойкость производиться по формулам:

(4.19)

где Iпо — начальное значение периодически составляющее тока к.з.;

Iдин — действующее значение периодически составляющее тока к.з.;

Iм.дин — максимальное значение составляющей тока к.з.

Проверка на симметричность тока отключения выполняется по условиям:

(4.20)

где — действующие значение периодической составляющей тока к.з. в момент начала расхождения дугогасительных контактов;

— номинальный ток отключения в кА.

Выберем выключатели Q1 и Q2:

А

Выбираем выключатель типа ВМПЭ-10−630У2.

Проверка условия:

Проверим выбранный выключатель на электродинамическую стойкость:

Проверка на симметричный ток отключения:

Таким образом, выбранный выключатель удовлетворяет всем условиям проверки.

4.2.5 Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

Выбор разъединителей также как и выключателей производиться по номинальному напряжению и току установки, по конструкции. Короткозамыкатели выбираются по тем же условиям, за исключением рабочего тока.

Выбранные электрические аппараты проверяются по электродинамической и термической устойчивости к токам к.з.

Произведем выбор аппаратов на стороне высокого напряжения.

Iраб.утяж=87,43 А

Выбираем разъединители типа РНД-35/1000У1, отделители типа ОД-35/630У1 и короткозамыкатели типа КЗ-35.

Выполним проверку аппаратов по электродинамической устойчивости к токам к.з.:

Проверка на термическую стойкость аппаратов к токам к.з.:

А2с, (4.21)

где Iтер — предельный ток термической стойкости, кА;

tтер — длительность протекания предельного тока термической стойкости.

.

Таким образом, все выбранные электрические аппараты полностью удовлетворяют всем условиям. 6,56−68]

5. Релейная защита трансформаторов ГПП

5.1 Общие вопросы релейной защиты

Системы электроснабжения являются сложными производственными объектами кибернетического типа, все элементы которых участвуют в едином производственном процессе, характерными явлениями которых является быстротечность и неизбежность повреждений. Поэтому надёжное и экономичное функционирование систем электроснабжения возможно только при автоматическом управление ими. Для этого используется комплекс автоматики, среди которых первостепенное значение имеют устройства релейной защиты. Рост потребления электрической энергии и усложнение систем электроснабжения требуют постоянного усовершенствования РЗ и А.

Развиваются микропоцессорные системы управления. В месте с тем широко применяются простейший виды защиты (плавкие вставки, автоматические выключатели, реле прямого действия и т. д.). На схемные решения и режимы работы систем электроснабжения оказывают влияние характер нагрузок, энергетические характеристики потребителей и т. д.

Промышленные предприятия для них характерна компактность расположения электроприёмников (узлов нагрузки), значительные мощности, что определяется глубоким вводом напряжения 35−110−220 кВ, применение мощных трансформаторов, кабельных линий большого сечения и различных токопроводов. Значительная часть приёмников (70%) относится к первой группе потребителей (крупные преобразователи, электродуговые печи).

Города, множество электроприёмников различной мощности, разбросанных по всей территории города, разнотипное оборудование, отсутствие постоянного дежурного персонала на ТП и РП. Городская сеть выполняется кабельной (часто к одному выключателю подключаются дветри кабельных линии).

Предприятия агропромышленного комплекса, основу системы составляют радиальные сети 0,22−110 кВ. Они характерны невысокой плотностью нагрузок (сезонностью), распределение осуществляется по воздушным линиям, применение стальных проводов, значительная протяженность сетей их разветвлённость определяют низкий уровень токов К. З, соизмеримые с токами нагрузки.

Горные предприятия, характерной особенностью является прокладка сетей подземная прокладка кабелей, наличие в рудничной атмосфере влаги (близкой к 100%), метана, пыли, стесненность пространства, передвижной характер работ, рудничное исполнение оборудования, повышенные требования по ТБ.

Железнодорожный транспорт, система электроснабжения состоит из двух частей: тяговой и внешней. В тяговую часть входят подстанции и тяговая сеть. Основная доля приёмников приёмники первой группы. Наиболее ответственным элементом является контактная сеть. Не имеет резерва, поэтому её надёжность обеспечивается путем секционирования (при К. З отключается не вся сеть, а её часть).

Назначение РЗ и, А в СЭС. Наиболее опасные и частые повреждения это К. З между фазами и К. З на землю в установках с глухо заземленной нетралью, а также более значительные повреждения К. З с обрывом фаз (опасность токов КЗ термическое и динамическое действие). Для уменьшения размеров аварии и размеров повреждения необходимо быстро выключить поврежденный элемент (в ряде случаев поврежденный должен отключатся за доли секунды). Основным элементом РЗ и, А является — реле. Для обеспечения надежности и бесперебойности электроснабжения применяются следующие автоматические устройства: АВР (автоматическое включение резерва), АПВ (автоматическое повторное включение), АЧР (автоматическая частотная разгрузка), для подержания напряжения (номинал) применяется АРВ (автоматическое регулирования возбуждения синх. генераторов), для регулирования напряжения на трансформаторах применяется система РПН (регулировка под нагрузкой). Применяются автоматизированные системы управления (АСУ), автоматические устройства обеспечивающие сбор и передачу информации от контролируемых пунктов на диспетчерские пункты с применением устройств: телеизмерения, телесигнализации, телемеханики, телеуправления. 7,124−135]

В настоящее время созданы и эксплуатируются системы телемеханики 4-ого поколения на базе микропроцессоров (информация выводится на дисплей, увеличивается быстродействие систем).

Элементы и функциональные части РЗ.

Измерительная часть контролирует параметры энергосистемы (абсолютное значения) тока, напряжения, угол сдвига фаз, частоту при помощи первичных преобразователей (трансформаторов напряжения и тока).

Различают сигналы аналоговые (непрерывные) и дискретные (цифровые). Основные входные величины аналоговые, а релейный измерительный орган преобразует аналоговый сигнал в дискретный.

Логическая, исполнительная и передающая (телемеханика и передача сигнала на расстояния) часть. Электрическим реле согласно госта, называется, аппарат, предназначенный производить скачкообразные изменения в выходных цепях при заданных значениях воздействующих величин. При этом считается, что реле срабатывает. Различают реле максимальные и минимальные (срабатывают на максимальную или минимальную величину тока, напряжения). В зависимости от способа включения первичные и вторичные (прямое включение в сеть или через трансформаторы). В реле прямого действия подвижная система связана с отключающим устройством коммутационного аппарата. Реле косвенного действия управляет цепью электромагнита выключателя. Основные свойства и требования к релейной защите (согласно ПУЭ).

РЗ распределительных сетей должна отвечать следующим требованиям:

Избирательность (селективность) — это свойство защиты отключать только поврежденный элемент. Избирательность достигается соответствующим подбором принципа действия защит и выбором её установок с таким расчетом чтобы не допустить её ложного срабатывания.

Быстродействие защиты в распределительных сетях сокращает размер повреждения. Быстрое отключение КЗ предотвращает не только разрушения элементов системы, но и предотвращает нарушение устойчивости параллельно работающих генераторов и синхронных двигателей, повышает вероятность успешного АПВ. Быстродействующая защита имеет время срабатывания 0,1−0,15с, за исключением защит мощных трансформаторов и сетей, где повреждения опасны для жизни людей (0,002−0,004с).

Чувствительность — это способность четко срабатывать при повреждениях в зоне ее действия (в основной и резервной зонах). Оценка чувствительности защиты производится по коэффициенту чувствительности величина которого регламентируется в ПУЭ.

Надежность — это способность устройства защиты правильно работать в нормальном, ненормальном и аварийном режимах. различают надежность срабатывания и надежность не срабатывания (возможны разные последствия от излишнего срабатывания и несрабатывания, отказа защиты). Надежность аппаратуры зависит от качества её изготовления, технического уровня эксплуатации и простоты схем. 8,156−160]

Основные принципы построения защит. Принципы построения защит весьма разнообразны. Большинство защит стоится с учетом тока и напряжения как воздействующих величин. По способам обеспечения селективности делятся две группы. Защиты с относительной селективностью в это группу входя токовые, токовые направленные (с пуском по напряжению) и дистанционные защиты (основные параметры Iср ток срабатывания, Zcp сопротивление срабатывания, выдержка времени t, коэффициент возврата kв= Iвр / Iср). Защиты с абсолютной селективностью основаны на сравнении однородных электрических величин по концам защищаемого участка или в соответствующих ветвях параллельно соединенных элементов электрической установки. Такая защита реагирует на КЗ внутри защищаемой зоны и не реагирует на внешние КЗ. Защитами с абсолютной селективностью являются продольная и поперечная дифференциальные защиты.

В данном проекте линия является тупиковой. Для защиты линии от междуфазных К. З применяем М.Т.З с блокировкой по напряжению. Для защиты линии от К. З на землю применяем токовую ступенчатую защиту. Согласно ПУЭ для защиты трансформаторов мощностью 6,3 МВА и более применяем М.Т.З, дифференциальную защиту. В данном проекте для защиты трансформатора от повреждений внутри бака при К. З, пожаре стали, снижении уровня масла ниже допустимого уровня принимаем высокочувствительную газовую защиту имеющую время срабатывания 0,05- 0,5 секунды. Простота выполнения реле и конструкция в целом является достоинством газовой защиты. Согласно ПУЭ газовую защиту требуется устанавливать на трансформаторах мощностью 6,3 МВА и более. В качестве реле применяем газовое реле марки РГУЗ-66. Для повышения надежности и качества электроснабжения применяем систему АПВ линии имеющую два повторных включения АПВ1время срабатывания которой будет 0,5 секунды и АПВ2 время срабатывания которой будет 50 секунд. Также применяется система АВР для ароматического включения резерва при выходе из строя линии или трансформатора.

5.2 Дифференциальная защита трансформаторов ГПП

Дифференциальный принцип позволяет выполнить быстродействующую защиту трансформатора с абсолютной селективностью, реагирующую на повреждения в обмотках, на выводах и в соединениях с выключателями. При этом она может иметь недостаточную чувствительность только при витковых замыканиях и «пожаре стали» .

Согласно ПУЭ дифференциальная защита должна быть установлена на трансформаторах мощностью 6,3 МВА и более. На ГПП располагаются два трансформатора мощностью 6,3 МВА поэтому в качестве основной защиты принимаем дифференциальную токовую защиту двухобмоточного трансформатора на реле РНТ с промежуточными насыщающимися трансформаторами тока типа ННТ.

Реле РНТ-565 применяются в том случае, если чувствительность токовой отсечки недостаточна или требуются дополнительные устройства для выравнивания токов в схеме с реле косвенного действия. Реле РНТ-565 позволяют отстроить защиту от бросков тока намагничивания и повысить её чувствительность. Расчет параметров защиты начинается с предварительного определения тока срабатывания, по условию отстройки от броска тока намагничивания. По условию отстройки от максимального первичного тока небаланса с учетом того, что для защиты с НТТ коэффициент kап=1,0, а составляющая тока небаланса в первом приближении не учитывается благодаря соответствующему выбору числа витков уравнительных обмоток НТТ. Принимается большее из двух полученных значений тока срабатывания и производится предварительная проверка чувствительности согласно ПУЭ kч > 1,5. Расчетным по чувствительности является двухфазное к.з. на стороне низшего напряжения в минимальном режиме работы питающей системы и при максимальном сопротивлении защищаемого трансформатора. Если условие обеспечивается, то расчет параметров защиты продолжают. Он сводится к выбору схем соединения трансформаторов тока и их коэффициентов трансформации, определению числа витков дифференциальной Wдиф (Wраб) и уравнительных Wур1 и Wур2 обмоток исходя из принятого значения тока срабатывания, магнитодвижущей силы срабатывания.

С помощью ответвлений от обмоток НТТ подбираются витки дифференциальной и уравнительных обмоток так. Расчет повторяется до тех пор, пока действительный коэффициент отстройки не окажется примерно равным или большим 1,3. Для окончательно выбранного тока срабатывания защиты определяется значение коэффициента чувствительности.

В ряде случаев, особенно при наличии встроенного регулирования напряжения под нагрузкой и на трансформаторах с числом групп трансформаторов тока более двух, имеющих источники питания с нескольких сторон, определяющим при выборе тока срабатывания является отстройка от максимального тока небаланса при внешних коротких замыканиях. При этом чувствительность защиты с реле РНТ может оказаться недостаточной. Все расчеты токовой и дифференциальной защиты сводим в таблицы.

Производим расчет дифференциальной защиты, а данные расчета сводим в таблицу 5.1

«Таблица 5.1»

Расчет продольной дифференциальной защиты

В качестве основной принимаем сторону с наибольшим вторичным током, которой является сторона 35 кВ.

а) Находятся токи, протекающие через защищаемый трансформатор в расчетных режимах:

при внешне трехфазном коротком замыкании на шинах

(5.1)

б) при внутреннем двухфазном коротком замыкании на выводах.

(5.2)

определяется первичный расчетный ток небаланса без учета составляющей I3мб составляющая I3мб обусловлена неточностью установки на реле расчетных чисел витков первичной обмотки при коэффициентах трансформации силового трансформатора, соответствующих среднему значению регулируемого напряжения) по формуле.

(5.3)

где: Кодн — коэффициент однотипности трансформатора тока, как правило принимается равным 1.

fi — относительная погрешность трансформатора тока, при выборе последних по кривым допустимых кратностей при 10% - ной погрешности не превышает 0,1

?UI — относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на первичной стороне трансформатора, принимаемая равной половине суммарного диапазона регулирования.

(?UI· Iк.з.макс.=I2нб — составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием коэффициента трансформации силового трансформатора; Кодн· fi·Iк.з.макс=I1нб — составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью трансформатора тока.)

предварительно определяется первичный ток срабатывания защиты:

а) по условию стойкости от сброса тока намагничивания (ориентировочно)

К= 1,22−1,3 по РУ по релейной защите — коэффициент отстройки защиты от переходных намагничивающих токов. В тех случаях, когда расчетной является отстройка от броска намагничивающего тока, следует пользоваться более точными формулами;

б) по условию отстройки от максимального стока небаланса

(5.4)

где: Кн — коэффициент надежности, учитывающий ошибку реле и необходимый запас (принимается для реле РНТ — 1,3 для реле ДЗТ — 1,5)

Принимается большие значения Iсз из полученных по первому и второму условию.

Производится предварительная проверка чувствительности защиты.

(5.5)

Поскольку расчетной является отстройкой от броска намагничивающего тока, ток срабатывание защиты должен быть выбран более точно, чем это сделано в п. 4. При более точных расчетах Кч, как правило оказываются значительней выше. Определяется сопротивление системы в относительных единицах

(5.6)

Сопротивление обмотки трансформатора

(5.7)

Суммарное сопротивление

(5.8)

Наибольший бросок однополярного тока в относительных единицах

(5.9)

здесь:

(5.10)

где: Вr=0,550,7 тл — предельная остаточная индукция

Вном.т=1,41,5 тл — амплитуда номинальной индукции сердечника.

Вs=1,93 — индукция насыщения (значения индукций берутся в зависимости от способа прокатки стали и марки стали).

Ток срабатывания защиты по условию отстройки от переходных намагничивающих токов с отрицательными полуволнами.

(5.11)

где: Котп=0,24 — коэффициент отстройки защиты от переходных первичных намагничивающих токов с отрицательными полуволнами, в том числе и от периодических бросков тока.

Определяется ток срабатывания защиты по условию отстройки от вторичного тока при однополярных бросках тока намагничивания.

(5.12)

где: Котп=0,26 — коэффициент отстройки от вторичных токов с отрицательными полуволнами, возникающими в реле благодаря насыщению трансформаторов тока и поглощению ими апериодической слагающей при однополярных бросках намагничивающего тока силовых трансформаторов.

Принимаем Iс.з.=101 А

находится ток срабатывания реле для стороны 35 кВ.

(5.13)

Число витков первичной обмотки реле для стороны 35 кВ

(5.14)

Число витков первичной обмотки реле для стороны 6 кВ

(5.15)

Уточненный первичный ток срабатывания защиты.

(5.16)

(составляющая Iзнб мала и не влияет на ток срабатывания защиты)

Коэффициент чувствительности защиты

(5.17)

Проверяем трансформаторы тока на погрешность:

Ом; принимаем сечение провода = 2,5 мм².

Ом;

K10=4,65

Определяем по кривой кратности.

Zн.доп=2 Ом.

Zн.расч=1,49 Ом.

Выполнили проверку: по кривой 100/0-х погрешностей определяется допустимая внешняя вторичная нагрузка Zн.доп., соответствующая найденной кратности тока.

Zн.доп.= 2Ом1,49 Ом

5.3 Расчет МТЗ трансформаторов

Газовая защита не действует при к. з на выводах трансформатора и в его соединениях с выключателями, поэтому для отключения трансформатора при этих повреждениях на трансформаторах небольшой и средней мощности менее 6,3 МВА предусматривается токовая защита от многофазных к. з. Она содержит обычно две ступени: первую-токовую отсечку без выдержки времени, третью-максимальную токовую защиту. Токовая защита со ступенчатой характеристикой выдержки времени от многофазных к.з. Защита устанавливается со стороны источника питания непосредственно у выключателя, при этом в зону действия защиты входят трансформатор и его соединения с выключателями. Срабатывая, защита действует на отключение выключателей. Она выполнена посредством вторичных реле косвенного действия постоянном оперативном токе. Селективность отсечки обеспечивается выбором ее тока срабатывания по выражению Iс. зI= kотсI Iк. вн мах. Максимальный ток внешнего короткого замыкания Iк. вн тах определяется при повреждении на шинах низшего напряжения. Коэффициент отстройки kотс в зависимости от типа реле, принимается 1,2 …2,0, при этом отсечка без выдержки времени оказывается отстроенной от бросков тока намагничивания. Сопротивление трансформатор: обычно достаточно велико, поэтому при к. з. со стороны питания; ток повреждения значительно превышает Iк.вн.мах Указанное соотношение токов дает возможность использовать токовую отсечку без выдержки времени в качестве защиты трансформаторов, причем она обычно обладает достаточной чувствительностью к коротким замыканиям со стороны питания kч?2,0.

Недостаток отсечки без выдержки времени состоит в неполной защите трансформаторов. В ее зону действия входит только часть обмотки. Защита не реагирует на короткие замыкания на выводах и в соединениях с выключателем со стороны низшего напряжения.

Для отключения коротких замыканий на выводах и в соединениях с выключателем со стороны низшего напряжения токовая отсечка без выдержки времени дополняется максимальной токовой защитой, полностью защищающей трансформатор и являющейся вместе с тем его защитой от сверхтоков внешних коротких замыканий. Получается защита со ступенчатой характеристикой выдержки времени без второй ступени.

При установке на трансформаторе защита действует на отключение выключателя со стороны высшего напряжения. При этом коэффициент чувствительности должен быть kч?1,5.

Ток срабатывания третьей ступени определяется выражением:

Iс.зIII>Iраб.мах (kотсIII kн/kв) (5.18)

Iр>Iраб.мах/nт kсх (kотсIII kн/kв) (5.19)

Выдержка времени:

tIII=tэл.мах+Дt (5.20)

tэл.мах максимальная выдержка времени защит со стороны приемной подстанции.

Расчет токовой отсечки для защиты трансформаторов от сквозных токов К3

Ток срабатывания реле:

А) расчетный (5.21)

Б) принятый

В) первичный (5.22)

где — коэффициент схемы,

— коэффициент надежности,

— коэффициент трансформаций ТТ,

— максимальный ток К3

Расчет максимальной токовой защиты от замыканиях на выводах трансформатора.

А) расчетный (5.23)

Б) принятый

В) первичный (5.24)

Тип выбранного реле тока марки РТ — 40 /100 для токовой отсечки без выдержки времени и реле марки РТ — 40/10 для МТЗ. Для осуществления выдержки времени применяем реле времени марки ЭВ — 133.

Напряжение срабатывания защиты определяется по следующему условию:

— для минимального реле напряжения, включенного на междуфазное напряжение, исходя из обеспечения возврата реле в условиях самозапуска после отключения внешнего короткого замыкания:

(5.25)

рекомендуется принимать равными 1.2.

Подставляя численные данные в формулы (2.40) и (2.41), получим:

Для тока срабатывания на стороне высокого напряжения

Для тока срабатывания на стороне низкого напряжения

Защита должна иметь необходимую чувствительность по току и по напряжению:

— для реле тока:

(5.26)

— для реле напряжения:

=1.5

=1.44

По условию коэффициенты чувствительности должны быть не менее 1.25. Условие выполняется.

Принимаем реле минимального напряжения марки РН-54, реле времени ЭВ-122.

Принимаем следующие схемы соединения трансформаторов тока и реле для токовых защит. Двухфазная трехрелейная с соединением трансформаторов и реле в неполную звезду. Трансформаторы тока устанавливаются в фазах, А и С схема реагирует на все виды КЗ кроме замыкания на землю фазы где нет трансформатора тока. k сх (m) = k сх (3) = 1. Выполнение схемы без обратного провода недопустимо (для правильной работы схемы при КЗ в нем протекает ток). Чувствительность может оказаться в два раза ниже по сравнению с полной звездой при некоторых видах КЗ за трансформаторами соединением обмоток. Для определения погрешности трансформаторов тока принимаем двухфазное КЗ за трансформаторами, погрешность трансформаторов тока определяется:

Ом; (5.27)

где — вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом;

— сопротивление соединительных проводов, Ом;

— полное сопротивление реле, Ом;

— переходное сопротивление на контактах, Ом.

Переходное сопротивление на контактах принимается равное 0.1 Ом.

Сопротивление соединительных проводов определяется по формуле:

Ом; (5.28)

где l — длина провода кабеля от трансформатора тока до реле, м;

j — удельная проводимость кабеля, м/(Ом мм2);

S — сечение кабеля, мм2.

Полное сопротивление определяется по формуле:

Ом; (5.29)

где S — потребляемая мощность, ВА;

I — ток, при котором задана потребляемая мощность, А.

Для проверки полученных результатов определяется кратность тока по следующей формуле:

(5.30)

где — первичный номинальный ток трансформатора тока, А;

— первичный расчетный ток, А.

Сопротивление реле принимаем равным 0.8 Ом.

Расчет приведен для одного трансформатора, с наибольшей кратностью тока и таким образом с наименьшей допустимой нагрузкой.

Ом; принимаем сечение провода 6 мм².

Ом;

K10=8,75

Определяем по кривой кратности.

Zн.доп=1,2 Ом.

Zн.расч=1,14 Ом.

Выполнили проверку: по кривой 100/0-х погрешностей определяется допустимая внешняя вторичная нагрузка Zн.доп., соответствующая найденной кратности тока.

Zн.доп.=1,2Ом1.14 Ом

По кривым кратностей тока допустимая нагрузка составляет, т. е. трансформатор тока подходит.

5.4 Газовая защита

Газовая защита, как указывалось выше основана на использовании явления газообразования в баке поврежденного трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение.

Согласно ПУЭ газовая защита устанавливается: на трансформаторах мощностью 6,3 МВ А, на реакторах напряжением 500 кВ, для внутрицеховых ТП мощностью 630 кВА и более. Газовую защиту можно устанавливать на трансформаторах мощностью 1 — 4 МВА по спецзаказу.

Основным элементом газовой защиты является газовое реле KSG, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем. Принимаем более совершенно реле РГЧЗ-66 с чашкообразными элементами.

Элементы выполнены в виде плоскодонных алюминиевых чашек, вращающихся вместе с подвижными контактами вокруг осей. Эти контакты замыкаются с неподвижными контактами при опускании чашек. В нормальном режиме при наличии масла в кожухе реле чашки удерживаются пружинами. Система отрегулирована так, что масса чашки с маслом является достаточной для преодоления силы пружины при отсутствии масла в кожухе реле. Поэтому понижение уровня масла сопровождается опусканием чашек и замыканием соответствующих контактов. Сначала опускается верхняя чашка и реле действует на сигнал. При интенсивном газообразовании возникает сильный поток масла и газов из бака в расширитель через газовое реле. На пути потока находится лопасть, действующая вместе с нижней чашкой на общий контакт. Лопасть поворачивается и замыкает контакт в цепи отключения трансформатора, если скорость движения масла и газов достигает определенного значения, установленного на реле. Предусмотрены три уставки срабатывания отключающего элементы по скорости потока масла: 0,6; 0,91,2 м/с. При этом Время срабатывания реле составляет tс. р=0,05 … 0,5с. Уставка по скорости потока масла определяется мощностью и характером охлаждения трансформатора. 9,96−109]

Монтаж газовой защиты связан с выполнением некоторых специфических требований: для беспрепятственного прохода газов в расширитель должен быть небольшой подъем (1,0−1,5% у крышки трансформатора и 2−4% у маслопровода) от крышки к расширителю; нижний конец маслопровода, входящий внутрь трансформатора, должен заделываться с внутренней поверхности крышки, а нижний конец выхлопной трубы — вдаваться внутрь трансформатора; контрольный кабель, используемый для соединения газового реле с панелью защиты или промежуточной сборкой зажимов, должен иметь бумажную, а не резиновую изоляцию, так как резина разрушается под действием масла; действие газовой защиты на отключение необходимо выполнить с самоудерживанием, чтобы обеспечить отключение трансформатора в случае кратковременного замыкания или вибрации нижнего контакта газового реле, обусловленных толчками потока масла при бурном газообразовании.

В схеме защиты на переменном оперативном токе самоудерживание достигается путем шунтирования нижнего контакта газового реле KSG верхним замыкающим контактом реле KL. Самоудерживание автоматически снимается после разрыва цепи отключения вспомогательным контактом выключателя.

Достоинства газовой защиты: высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака; сравнительно небольшое время срабатывания; простота выполнения, а также способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам. Наряду с этим защита имеет ряд существенных недостатков, основной из которых — не реагирование ее на повреждения, расположенные вне бака, в зоне между трансформатором и выключателями. Защита может подействовать ложно при попадании воздуха в бак трансформатора, что может быть, например, при доливке масла, после ремонта системы охлаждения и др. Возможны также ложные срабатывания защиты на трансформаторах, установленных в районах, подверженных землетрясениям. В таких случаях допускается возможность перевода действия отключающего элемента на сигнал. В связи с этим газовую защиту нельзя использовать в качестве единственной защиты трансформатора от внутренних повреждений.

Необходимо также отметить, что начальная стадия виткового замыкания может и не сопровождаться появлением дуги и газообразованием. В таком случае газовая защита не действует и витковые замыкания в трансформаторе могут длительно оставаться незамеченными. Можно создать защиту, позволяющую обнаружить витковые замыкания в начальной стадии и при отсутствии газообразования. Одна из таких защит основана на изменении пространственного распределения поля рассеяния обмоток.

6. Выбор автоматики ГПП

Перегрузка трансформаторов обычно не сопровождается понижением напряжения сети. Сверх токи перегрузки относительно не велики и допустимо их прохождение в течение некоторого времени, достаточного чтобы персонал принял меры к разгрузке. По нормам перегрузка током 1,6 Iном допустима в течение 45 минут. Поэтому защита трансформатора от перегрузки при наличие дежурного персонала выполняется с действием на сигнал.

Такая защита выполняется при помощи токовых реле с применением реле времени, которые позволяют продлевать выдержку времени срабатывания защиты.

Температура обмоток в трансформаторах измеряется косвенным путем через температуру масла. Для предотвращения старения и окисления масла, которое резко усиливается при превышение допустимой температуры более 950 С. На трансформаторах устанавливаются термометры.

На данных трансформаторах устанавливаются термометрические сигнализаторы марки ТС он позволяет дистанционно производить измерение температуры масла внутри кожуха трансформатора. Термометрические сигнализаторы имеют контакты в цепи сигнализации и цепи отключения, пределы измерения температуры от 20 до 110 0 С. При его помощи подаются команда на включение реле обдувки трансформатора и тем самым регулируется температура масла.

Автоматическая аварийная разгрузка трансформаторов. Действует аналогично действию защиты от перегрузки. При этом вместо реле времени применяется много позиционное реле, имеющее множество контактов и позволяющее изменять выдержку времени до 10 минут и более. При действие автоматики потребители отключаются очередями. Выдержка времени первой очереди принимается в пределах 5 — 10 минут. Если перегрузка трансформатора не устраняется продолжается отключение других очередей с выдержкой времени с шагом через 30 секунд с оставшейся нагрузкой трансформатор должен работать в течение 1,5 — 2 ч. За это время персонал должен принять меры по разгрузке трансформатора. Ток срабатывания пускового органа принимаем.

(6.1)

Тип выбранного реле тока марки РТ — 40 /10.

Автоматическое регулирование напряжения трансформаторов. Нормальная работа потребителей электроэнергии обеспечивается при определенном напряжение. Отклонение от номинала приводит к снижению качества продукции, порче электрооборудования. Трансформаторы снабжены устройством РПН, позволяющим автоматически регулировать напряжение путем переключения числа обмоток одной из обмоток под нагрузкой. Система РПН устанавливается с высокой стороны трансформатора. Основными характеристиками системы РПН является: ступень регулирования Uст=1,25 — 2,5%; точность регулирования; выдержка времени что бы исключить срабатывания при кратковременных отклонениях напряжения.

Известно, что значительную часть стоимости подстанций составляет стоимость выключателей на стороне высшего напряжения. Связи с этим все более широко применяются подстанции, выполненные по схемам с минимальным количеством выключателей на стороне высшего напряжения. Технико-экономический эффект от применения таких подстанций заключается в возможности отказаться не только от выключателей, но и от аккумуляторных батарей и компрессорных установок. Важным фактором являет также уменьшение площади участка, занимаемого подстанцией, кроме того, резкое сокращение сроков строительства. Одновременно снижаются расходы на эксплуатацию таких подстанций благодаря автоматизации. Наибольшее распространение получили схемы подстанций с использованием комплектов отделитель-короткозамыкатель. Все эти схемы имеют разные возможности для обеспечения требуемой защиты и автоматики подстанций. Их можно классифицировать, например, по способу отключения поврежденного трансформатора подстанции. В одних случаях трансформатор отключается головным выключателем линии и для этого необходимо создавать искусственные короткие замыкания или использовать средства телемеханики, а на трансформаторе устанавливать релейную защиту, в других — трансформатор отключается плавкими предохранителями, выполняющими также функции защиты. 10,47−68]

Подстанции без коммутационной аппаратуры на стороне высшего напряжения являются наиболее простыми. Трансформатор присоединяется к линии по схеме блока линия-трансформатор Л-Т. При повреждении трансформатора подстанция отключается головным выключателем, установленным в начале линии. При этом если релейная защита линии имеет достаточную чувствительность к повреждениям на выводах низшего напряжения трансформатора, то на трансформаторе защиту со стороны высшего напряжения можно не устанавливать. Для предотвращения повреждений обмоток трансформатора при внешних коротких замыканиях выдержка времени защиты линии должна быть не больше времени термической стойкости защищаемого трансформатора. Однако защита линии часто не обладает достаточной чувствительностью и необходимым быстродействием при повреждении внутри трансформатора. В таких случаях на трансформаторе предусматривается собственная релейная защита. Она, как и защита линии, действует на отключение головного выключателя. Отключающий сигнал передается с помощью устройств телемеханики, что может привести к усложнению и удорожанию защитного устройства, поэтому целесообразна разработка простейших устройств телемеханики, рассчитанных на передачу одной-двух команд, способных работать как по каналу телемеханики, так и с аппаратурой высокочастотной телефонной связи без специально выделенных каналов, например с аппаратурой ВЧА-СЧ. Это позволяет телемеханизировать значительную часть подстанций упрощенного типа распределительных сетей 35−110 кВ без существенных дополнительных капитальных вложений и при минимальном объеме монтажных и наладочных работ. При наличии на таких подстанциях короткозамыкателей за ними могут сохраняться только функции резервирования. Такое устройство телеотключения (ТО) для совместной работы с аппаратурой высокочастотной связи типов ВЧА-СЧ, АСК-1

Устройства автоматического включения резервного источника (УАВР). В системах электроснабжения при наличии двух (и более) источников питания часто целесообразно работать по разомкнутой схеме. При этом все источники включены, но не связаны между собой, каждый из которых обеспечивает питание выделенных потребителей. Такой режим работы сети объясняется необходимостью уменьшить ток к.з., упростить релейную защиту, создать необходимый режим по напряжению, уменьшить потери электроэнергии и т. п. однако при этом надежность электроснабжения в разомкнутых сетях оказывается более низкой, чем в замкнутых, так как отключение единственного источника приводит к прекращению питания всех его потребителей. Электроснабжения потребителей, потерявших питание, можно восстановить автоматическим подключением к другому источнику питания с помощью устройства автоматического включения резервного источника (УАВР).

Они должны удовлетворять основным требованиям:

Находится в состоянии постоянной готовности к действию и срабатывать при прекращении питания потребителей по любой причине и наличии нормального напряжения на другом, резервном для данных потребителей источнике питания.

Иметь минимально возможное время срабатывания tАПВ1. Это необходимо для сокращения продолжительности перерыва питания потребителей и обеспечения потребителей и обеспечения самозапуска электродвигателей.

Обладать однократностью действия, что необходимо для предотвращения много кратного включения резервного источника на устойчивое к.з.

обеспечивать вместе с защитой быстрое отключение резервного питания и его потребителей от поврежденной резервируемой секции шин и тем самым сохранять их нормальную работу. Для этого предусматриваются ускорение защиты после АВР.

Не допускать опасных несинхронных включений синхронных электродвигателей и перегрузок оборудования.

Принимается меньшее значение напряжения срабатывания и получаем:

(6.2)

принимаем реле напряжения РН-54/48, с напряжением уставки 12…48 В.

Принимаем трансформатор тока ТПШЛ-10, трансформатор напряжения НТМИ — 6.

Устройства автоматического повторного включения (АПВ). Большинство повреждений воздушных линий электропередачи возникает в результате схлестывания проводов при сильном ветре и гололеде, нарушения изоляции во время грозы, падения деревьев, набросав, замыкания проводов движущимися механизмами и т. п. Эти повреждения неустойчивы и при быстром отключении поврежденной линии самоустраняются. В этом случае она остается в работе и электроснабжение потребителей не прекращается. Повторное включение осуществляется автоматически устройством автоматического повторного включения (УАПВ). Устройствами АПВ должны оборудоваться воздушные и смешанные кабельновоздушные линии всех типов напряжением выше 1 кВ при наличии соответствующих коммутационных аппаратов. В эксплуатации применяются устройства АПВ, различающиеся по следующим основным признакам: по числу фаз выключателей, включаемых устройством АПВ — трехфазное и однофазное; по способу проверки синхронизма при АПВ — для линий с двухсторонним питанием; по способу воздействия на привод выключателя — механические и электрические; по кратности действия — однократного и многократного действия. 11,79−93]

Все АПВ должны удовлетворять основным требованиям:

Они должны находится в состоянии постоянной готовности к действию и срабатывать при всех случаях аварийного отключения выключателя.

Устройства АПВ должны иметь минимально возможное время срабатывания tАПВ1 для того, чтобы сократить продолжительность перерыва питания потребителей. Для успешного действия АПВ необходимо, чтобы время срабатывания tАПВ1 было больше: времени tг.п., необходимо для восстановления готовности привода к работе на включение.

tАПВ1tг.п.+ tзап=0,5…0,8 с. (6.3)

где: tг. п=0,2- готовность привода к работе на включение.

tзап=0,5- время, принимаемое равным ступени селективности защиты линии, с;

tАПВ1=0,7 с.

В отдельных случаях для воздушных линий разрешается принимать время несколько повышенной — около нескольких секунд.

3. Автоматически с заданной выдержкой времени устройства АПВ должны возвращаться в состояние готовности к новому действию после включения в работу выключателя. При выборе выдержки времени tАПВ2 на возраст АПВ в состояние готовности к действию должны выполнятся следующие требования: устройство не должно производить многократные включения выключателя на неустранившееся короткое замыкание, что обеспечивается при условии, если релейная защита с максимальной выдержкой времени tс.з.мах. успеет отключить выключатель, включенный на короткое замыкание, раньше, чем устройство АПВ вернется в состояние готовности к новому действию буде находится по формуле:

(6.4)

где: максимальная выдержка времени;

время, принимаемое равным ступени селективности защиты линии;

время включения выключателей, с.

— время отключения выключателей, с.

— время первого повторного срабатывания, с;

Устройство должно быть готовым к действию не раньше, чем это допускается по условиям работы выключателя после успешного включения его в работу устройством АПВ.

Устройства АПВ на линиях с двухсторонним питанием необходимо учитывать, что для восстановления работоспособности поврежденные линии требуется ее отключение и включение с двух сторон. В связи с этим устройства АПВ следует устанавливать на выключателях обоих концов защищаемого элемента. Необходимо также учитывать возможность несинхронного повторного включения и в ряде случаев принимать специальные меры, чтобы не допускать такое включение. Это достигается с помощью специальных органов, состоящих из реле, контролирующего наличие напряжения на линии, и реле контроля синхронизма. Устройства АПВ, дополненные этими органами, называются УАПВ с контролем синхронизма.

Быстродействующее УАПВ не требует каких-либо дополнительных устройств, разрешающих его действие. В настоящее время только воздушные выключатели обладают достаточным для осуществления быстродействующего АПВ временем отключения. При этом поврежденная линия должна отключатся с двух сторон быстродействующими защитами без выдержки времени.

Несинхронное УАПВ можно применять, если после несинхронного включения обеспечивается быстрая ресинхронизация и если, несмотря на понижение напряжения, не нарушается устойчивость основных нагрузок. Для облегчения ресинхронизации при несинхронном АПВ устройства автоматики должны осуществлять определенные операции.

Согласование действия устройств АПВ, АВР, АЧР. Эффективность от внедрения этих устройств обеспечивается, если их действия будут между собой согласованы. Так, например, согласованием выдержек времени УАВР и УАПВ, установленных в разных точках сети, можно сохранить питание наибольшего числа потребителей при отключении поврежденного элемента в системе электроснабжения. Действие УАЧР имеет смысл и разгрузка возможна, если отключенные потребители не включаться повторно устройствами АПВ, а устройства АВР не восстанавливают их питание от тех же источников. Действие УАПВ и УАВР необходимо согласовать так, чтобы при повреждении любой из линий и отключении ее соответствующей защитой устройства автоматики попытались восстановить электроснабжение потребителей от своего источника питания. Это значит, что первым после отключения линии должно действовать УАПВ и после его неудачного действия потребители устройством АВР подключаются к резервному источнику питания.

7. Заземляющая сеть ГПП

7.1 Расчет заземляющего устройства

По требованиям ПУЭ все электроустановки должны быть заземлены.

Принимаем сплошное контурное заземление с соединением вертикальных заземлителей между собой горизонтальными стальными полосами. Всё заземляющее устройство заглубляем на глубину 0.7 м.

Расчет заземляющих устройств сводится к расчету заземлителя, так как заземляющие проводники в большинстве случаев принимают по условиям механической прочности и стойкости к коррозии по ПУЭ.

Дополнительно имеем исходные данные: территория подстанции занимает 1400 м². В качестве естественного заземлителя используется система трос-опоры двух подходящих к подстанции воздушных линий электропередач 35 кВ с сопротивлением заземлителя 1.2 Ом. Расчетный ток замыкания на землю на стороне 35 кВ составляет 40 А, на стороне 6 кВ — 30 А.

Сопротивление заземлителя растеканию тока Rз согласно требованиям ПУЭ должно быть не более 0,5 Ом.

Сопротивление искусственного заземлителя рассчитывается с учетом использования системы трос-опоры:

Ом, (7.1)

Ом.

Составляем предварительную схему заземлителя, приняв контурный (распределенный) тип заземлителя, т. е. в виде сетки из горизонтальных полосовых и вертикальных стержневых электродов. Выбираем круглые заземлители диаметром 10 мм² и длиной 5 м

Определим расчетные сопротивления растеканию электродов — вертикального Rв горизонтального Rг по формулам:

Ом (7.2)

Ом (7.3)

где расч. в и расч. г — расчетные удельные сопротивления земли соответственно для вертикального и горизонтального заземлителей;

tглубина заложения заземлителя в землю, t0=0.8 м

Ом,

Ом.

По предварительной схеме определяем суммарную длину горизонтальных и количество вертикальных электродов: Lг=600 м, n=30 шт.

Составляем расчетную модель заземлителя в виде квадратной сетки площадью S=1400 м2. Длина одной стороны ее будет м.

Количество ячеек по одной стороне модели:

(7.4)

шт.

Принимаем m=7.

Уточняем суммарную длину горизонтальных электродов:

м, (7.5)

м.

Длина стороны ячейки в расчетной модели:

м, (7.6)

м.

Расстояние между вертикальными электродами:

м, (7.7)

м.

Принимаем а=5 м.

Суммарная длина вертикальных электродов:

м, (7.8)

м.

Таким образом, искусственный заземлитель подстанции выполнен из горизонтальных пересекающихся полосовых электродов сечением 440 мм² общей длиной не менее 592 м и вертикальных стержневых электродов в количестве не менее 30 шт, диаметром 10 мм² и длиной 5 м, размещенных по периметру подстанции по возможности равномерно, т. е. на одинаковом расстоянии один от другого. Глубина погружения электродов в землю 0.7 м.

Рисунок 7.1 — План подстанции и схема заземлителя

7.2 Молниезащита

Молниезащитой называется комплекс мероприятий по защите зданий и сооружений от последствий грозовых явлений, происходящих как в результате первичных воздействий на сооружения при поражении их прямыми ударами молний, так и от вторичных воздействий молний, а также в результате заноса на объект высоких потенциалов (от заземлителя молниеотвода) через подземные коммуникации (трубы и кабели), связанные с защищаемым сооружением.

Наиболее опасным проявлением молнии сточки зрения поражения зданий и сооружений является прямой удар. Для защиты от прямых ударов молний зданий, сооружений и промышленных установок применяют молниеотводы.

Ожидаемое число поражений молний в год зданий и сооружений высотой не более 60 м, определяется по формуле:

(7.9)

где В — ширина защищаемого объекта, м;

L — длина защищаемого объекта, м;

n — среднее число поражений молнией 1 км² земной поверхности в год, значение которого для РЭСn=10;

hx — высота объекта по его боковым сторонам, м.

.

Исходя из этого, ГПП относится ко второй категории устройства молниезащиты и к зоне защиты типа Б.

Для защиты ГПП в соответствии с ПУЭ принимаем двойной стержневой молниеотвод высотой 15 м.

Параметры зоны защиты для зоны Б, определяем по формуле:

м, (7.10)

м, (7.11)

. (7.12)

Зоны защиты двойного молниеотвода для зоны Б, которая имеет место при L5h, при L1,5h (151.515=22.5), имеют следующие размеры:

м, (7.13)

;, (7.14)

м, (7.15)

м,

м, (7.16)

м.

Зоны защиты построим для двух уровней hx1=2.5 м и hx2=8 м. Радиусы зон защиты rx1 и rx2 составят:

м, (7.17)

м,

м, (7.18)

м.

Определим параметры hc, rcx1 и rcx2:

м,

м,

м.

На основании полученных значений построим зоны защиты ГПП на уровне забора 2,5 м и уровне осветительной вышки 8 м. Зоны защиты ГПП представлены на рисунке 7.1.

Помимо выбора и установки молниеотводов и определения защитной зоны, для заземления молниеотводов предусматриваем по четыре вертикальных электрода, соединенных между собой стальной полосой. Для защиты ГПП от вторичных проявлений молнии, электромагнитной и электростатической индукции и заноса высоких потенциалов на ней надежно заземляем все проводящие элементы. [12,129−141]

Рисунок 7.2 — Схема молниезащиты

8. Промышленная экология

8.1 Вред, наносимый окружающей среде предприятием

Промышленная площадка РЭС посёлка Затобольск находится в степной ландшафтной зоне умеренного пояса. Одной из отличительных особенностей этой зоны является преобладание равнинного характера рельефа.

Климат района резко континентальный, характеризуется резкими колебаниями температуры в течение суток и года, сильными и довольно частыми ветрами.

Температура воздуха в течение года колеблется в пределах от макси-мальной +40єС до минимальной — 40 єС. Весна и осень отличаются кратковременностью, с резкой сменой тепла и холода. Среднегодовое количество осадков 317 мм. Среднее число дней с туманом — 37, число дней с пыльной бурей — 16,7.

Среднегодовая скорость ветра составляет 5,5 м/с. Максимальная скорость ветра достигает 25 м/с. В теплое время года преобладают северо-восточные, а в зимний период — юго-западные ветры.

8.2 Влияние электромагнитных колебаний на организм человека

В процессе эксплуатации электроустановок — открытых распределительных устройств (ОРУ) и воздушных линий (ВЛ) электропередачи — отмечено ухудшение состояния здоровья персонала, обслуживающего эти установки. Субъективно это выражается в ухудшении самочувствия работающих — повышенная утомляемость, вялость, головные боли, плохой сон, боли в сердце и т. п.

Специальные наблюдения и исследования позволили установить, что фактором, влияющим на здоровье обслуживающего персонала, является электромагнитное поле, возникающее в пространстве вокруг токоведущих частей действующих электроустановок.

Интенсивное электромагнитное поле промышленной частоты вызывает у работающих нарушение функционального состояния центральной нервной системы, сердечной деятельности и системы кровообращения. При этом наблюдается повышенная утомляемость, снижение точности рабочих движений, изменение кровяного давления и пульса, возникновение болей в сердце, сопровождающихся сердцебиением и аритмией, и т. п.

Эффект воздействия электромагнитного поля на биологический объект принято оценивать количеством электромагнитной энергии, поглощаемой этим объектом при нахождении его в поле. Электромагнитное поле можно рассматривать состоящим из двух полей: электрического и магнитного. Можно также считать, что в электроустановках электрическое поле возникает при наличии напряжения на токоведущих частях, а магнитное — при прохождении тока по этим частям.

При малых частотах, в том числе при 50 Гц, электрическое и магнитное поля практически не связаны между собой, поэтому их можно рассматривать отдельно друг от друга и также отдельно рассматривать влияние, оказываемое ими на биологический объект. Исходя из этого опреде-лена поглощаемая телом человека энергия электрического и магнитного полей. При этом в любой точке электромагнитного поля, возникающего в электроустановках промышленной частоты, поглощенная телом человека энергия магнитного поля примерно в 50 раз меньше поглощенной им энер-гии электрического поля. Вместе с тем измерениями в реальных условиях установлено, что напряженность магнитного поля в рабочих зонах ОРУ и ВЛ напряжением до 750 кВ включительно на превышает 20−25 А/м, в то время как вредное действие магнитного поля на биологический объект проявляется при напряженности 150−200 А/м.

Это позволило сделать вывод, что отрицательное действие на организм человека электромагнитного поля в электроустановках промышленной частоты обусловлено электрическим полем; магнитное же поле оказывает незначительное биологическое воздействие и в практических условиях им можно пренебречь.

Процесс биологического действия электрического поля на организм человека изучен недостаточно. Предполагается, что нарушение регуляции физиологических функций организма — изменение кровяного давления, пульса, нарушение сердечного ритма — обусловлено воздействием поля на различные отделы нервной системы.

При этом повышение возбудимости центральной нервной системы происходит за счет рефлекторного действия поля, а тормозной эффект вызывается прямым воздействием поля на структуры головного и спинного мозга. Считается, что кора головного мозга, а также промежуточный мозг особенно чувствительны к воздействию электрического поля.

Предполагается также, что основным материальным фактором, вызывающим такие изменения в организме, является индуцируемый в теле ток и в значительно меньшей мере — электрическое поле.

9. Охрана труда

Закон Республики Казахстан от 3 апреля 2002 года № 314 регулирует правовые отношения в области обеспечения безопасной эксплуатации опасных производственных объектов и направлен на предупреждение аварий на опасных производственных объектах, обеспечение готовности организаций к локализации и ликвидации их последствий, гарантированного возмещения убытков, причиненных авариями физическим и юридическим лицам, окружающей среде и государству.

Правовое регулирование в области трудовых отношений и охраны труда, экологической, пожарной безопасности, безопасности при использовании атомной энергии и космического пространства, уничтожении химического и ядерного оружия, использовании и утилизации боеприпасов осуществляется специальным законодательством Республики Казахстан.

Согласно статье 2 закона № 314, законодательство Республики Казахстан в области промышленной безопасности основывается на Конституции Республики Казахстан и состоит из настоящего Закона и иных нормативных правовых актов Республики Казахстан.

Закон Республики Казахстан от 28 февраля 2004 года № 528 регулирует общественные отношения в области охраны труда в Республике Казахстан и направлен на обеспечение безопасности, сохранение жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, а также устанавливает основные принципы государственной политики в области безопасности и охраны труда.

По статье 17 закона № 528 лица, виновные в нарушении законодательства Республики Казахстан в области промышленной безопасности, несут ответственность в соответствии с законодательными актами Республики Казахстан.

9.1 Анализ вредных производственных факторов в РЭС

Опасными факторами на заводе являются:

— наличие оборудования с подвижными и вращающимися частями (точильные, фрезерные, сверлильные, шлифовальные станки);

— возможное падение грузов при перемещении их по территории цеха с помощью кран-балок;

— возможность получения ожогов кожи и сетчатки глаз при проведении сварочных работ;

— возможность поражения электрическим током при работе с электрооборудованием и вблизи открытых токоведущих цепей.

Все рассмотренные выше факторы могут привести к несчастным случаям и даже к смерти.

Вредными факторами производства являются:

— повышенный уровень шума и вибрации при работе оборудования;

— выделение вредных газов при проведении электросварочных работ;

— повышенная температура воздуха в помещении вследствие работы нагревательных элементов оборудования;

— образование металлической и других видов пыли при работе точильного и шлифовального оборудования.

9.2 Мероприятия по снижению опасных и вредных факторов

Для всех групп станков общие требования безопасности заключаются прежде всего в правильном размещении оборудования в соответствии с технологией производства, соблюдением допустимых расстояний между станками и от станков до стен и колонн здания, предписываемых правилами ТБ и производственной санитарии при обработке металлов для предприятий электротехнической промышленности. Несоблюдение этих правил приводит к загромождению рабочих мест и может быть одной из причин травмирования.

Основными видами травм при работе на станках являются: ранения рук, глаз, лица, ушибы тела.

При выполнении сверлильных, фрезерных и других работ возникает опасность захвата одежды и ранения рук. Одежда станочника должна быть прилегающей, прическа убрана под головной убор (берет, косынка и др.). Работать в рукавицах или перчатках, а также с забинтованными пальцами рук недопустимо ввиду опасности захвата их режущим инструментом.

Основные требования ТБ при работе ручным инструментом: обученность работе с инструментом, исправность инструмента и применение его только по назначению.

Электрифицированный инструмент, независимо от его исправности, необходимо периодически, не реже двух раз в год разбирать, проверять, смазывать. При использовании электрифицированного инструмента необходимо проверить отсутствие замыкания на корпус, исправность изоляции питающих проводов, наличие изоляции токоведущих частей и соответствие инструмента условиям работы. К работе с электроинструментом допускаются только рабочие, прошедшие соответствующее обучение и имеющие квалификационную группу. Работать электроинструментом следует в спецодежде без свисающих концов, обшлага рукавов должны быть обвязаны, а шарфы заправлены.

9.3 Пожарная безопасность

Пожаром называется неконтролируемое горение вне специального очага, наносящее материальный ущерб. Согласно ГОСТ 12.1.033−81 понятие пожарная безопасность означает состояние объекта, при котором с установленной вероятностью исключается возможность возникновения и развития пожара и воздействия на людей опасных факторов пожара, а также обеспечивается защита материальных ценностей.

Пожарная безопасность на предприятии обеспечивается системой предотвращения пожара путем организационных мероприятий и технических средств, обеспечивающих невозможность возникновения пожара, а также системой пожарной защиты, направленной на предотвращение воздействия на людей опасных факторов пожара и ограничения местного ущерба от него.

Основными факторами пожара для людей являются открытый огонь и искры, повышенная температура воздуха и предметов, токсичные продукты горения, дым, пониженная концентрация кислорода в воздухе, обрушение и повреждение зданий и сооружений, установок, а также взрывы.

Наибольшую пожарную опасность представляют электрические печи, масляный трансформатор цеховой ТП, а также проведение сварочных работ.

Пожар в маслонаполненном трансформаторе может быть вызван выбросом масла и его паров при коротком замыкании внутри трансформатора и несрабатывании газовой защиты.

Трансформаторное масло горит со значительным выделением продуктов неполного сгорания в виде окиси углерода СО, что представляет еще большую опасность для жизни людей находящихся поблизости.

Тушение пожаров в электроустановках имеет свои особенности. Если горящая электроустановка не отключена и находится под напряжением, то ее тушение представляет опасность поражения электрическим током. Как правило, тушить ручными средствами пожар электрооборудования следует при снятом напряжении. Если почему-либо снять напряжение невозможно, то допускается тушение установки находящейся под напряжением, но с соблюдением особых мер электробезопасности, которые предусмотрены Инструкцией по тушению пожаров в электроустановках электростанций и подстанций.

При пожаре трансформатора он должен быть отключен со всех сторон, после чего немедленно следует приступать к тушению воздушно-механической пеной, распыленной водой или огнетушителями.

Для предотвращения растекания масла по территории и распространения пожара, под трансформатором предусматривается маслосборник, способный вместить весь объем масла трансформатора.

Для быстрой ликвидации очага загорания, или локализации огня до прибытия пожарной команды применяются ручные огнетушители ОУ-5 и ОВП-10. Два огнетушителя ОУ-5 находятся в цеховой ТП, один ОВП-10 на сварочном участке и по два на пожарных щитах термического и ремонтного участков.

Для быстрого извещения службы пожарной охраны о возникшем пожаре в каком-либо помещении или сооружении предприятия применяется пожарная сигнализация.

Система автоматической пожарной сигнализации состоит из извещателей-датчиков, устанавливаемых в защищаемых от пожара помещениях; приемной станции, в помещении противопожарной службы; источников электропитания и электрической сети, связывающей извещатели с приемной станцией.

Помимо автоматической пожарной сигнализации применяется сигнализация ручного действия. Ручные извещатели типа ПКИЛ-7 с кнопочным управлением располагают на заметных местах. Для вызова пожарной команды следует разбить стекло на корпусе извещателя и нажать кнопку.

Эвакуация рабочих при пожаре производится через эвакуационные выходы.

10. Технико-экономическое обоснование выбора трансформаторов

С целью уменьшения капитальных затрат и эксплуатационных расходов в системах электроснабжения проводятся технико-экономические расчёты. Их выполняют для выбора:

наиболее рациональной схемы электроснабжения цехов и предприятия в целом;

экономически обоснованного числа, мощности и режима работы трансформаторов ГПП и ТП;

рациональных напряжений в системе внешнего и внутреннего электроснабжения предприятия;

экономически целесообразных средств компенсации реактивной мощности и мест размещения компенсирующих устройств;

электрических аппаратов и токоведущих устройств;

сечений проводов, шин и жил кабелей;

целесообразной мощности собственных электростанций и генераторных установок в случае их необходимости;

трасс и способов прокладки электросетей с учётом коммуникаций энергохозяйства в целом.

Целью технико-экономических расчетов является определение оптимального варианта схемы, параметров электросети и ее элементов. При технико-экономических расчётах систем электроснабжения соблюдают следующие условия сопоставимости вариантов:

— технические, при которых сравнивают только взаимозаменяемые варианты при оптимальных режимах работы и оптимальных параметрах, характеризующих каждый рассматриваемый вариант;

— экономические, при которых расчёт сравниваемых вариантов ведут применительно к одинаковому уровню цен и одинаковой достижимости принятых уровней развития техники с учётом одних и тех же экономических показателей, характеризующих каждый рассматриваемый вариант.

При разной надёжности сравниваемых вариантов дополнительно учитывают народнохозяйственный ущерб от снижения надежности.

Каждый рассматриваемый вариант должен соответствовать требованиям, предъявляемым к системам промышленного электроснабжения соответствующими директивными материалами, отраслевыми инструкциями и ПУЭ.

В технико-экономических расчетах используют укрупненные показатели стоимости (УПС) элементов системы электроснабжения, а также УПС сооружения подстанций в целом.

В УПС не включены некоторые статьи расхода, поэтому их не применяют для определения реальной стоимости сооружения объекта, а используют при сравнительных расчетах вариантов.

В соответствии с существующей методикой технико-экономических расчётов в качестве основного метода оценки рекомендуется метод срока окупаемости. В этом случае показателями являются капитальные вложения (затраты) и ежегодные (текущие) эксплуатационные расходы.

Заключение

В процессе выполнения дипломной работы были рассчитаны нагрузки электропотребителей завода и электроприемников цеха, произведены расчеты токов короткого замыкания на шинах.

В ходе проектирования электрической части завода, в том числе цеха, был произведен выбор трансформаторов на ГПП — полностью удовлетворяющего всем условиям работы. По результатам расчета токов короткого замыкания были выбраны следующие элементы: выключатели ЗРУ, кабельные линии от шин ГПП до цеховых трансформаторных пунктов, шины ГПП.

Все элементы электрической схемы были выбраны по номинальным параметрам электроустановок. Были рассмотрены вопросы заземления и защиты завода от грозовых перенапряжений, выяснены особенности молниезащиты.

В ходе выполнения проектирования электроснабжения были востребованы знания по следующим дисциплинам:"Электроснабжение промышленных предприятий", «Электрооборудование станций и подстанций», «Электрические сети и системы», «Переходные процессы в системах электроснабжения».

В разделе «Экономика» был рассмотрен вопрос выбора оптимального варианта по технико-экономическим показателям трансформаторов на ГПП.

В разделе «Охрана труда» были рассмотрены анализ причин несчасных случаев, проиводственный травматизм, организационные и технические мероприятия, а также изложены требования к электроустановкам и основные правила техники безопасности для рабочих завода.

В разделе «Экология» были рассмотрены вопросы влияния предприятия на окружающую среду, меры предпринимаемые по очистке выбросов в атмосферу, влияние сточных вод.

Следовательно, задачи, поставленные в ходе работы над темой исследования и указанные во введении к настоящей работе, выполнены.

Таким образом, дипломная работа, являясь заключительным этапом подготовки бакалавров технического направления, позволяет обобщить все полученные знания, проявить себя в выборе оптимальных вариантов и закрепить полученные навыки и методики проектирования по специальности «Электроэнергетика».

Список использованных источников

1.Липкин Б. Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок: Учебное пособие для вузов.- 3-е изд., перераб. и допол.- М.: Высшая школа, 1981.-376 с.

2.Федоров А. А., Старкова Л. Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учебное пособие для вузов.- М.: Энергоатомиздат, 1987.-368 с.

3.Справочник по электроснабжению и электрооборудования: в 2-х томах/ Под общей редакцией А. А. Федорова.- М.: Энергоатомиздат, 1987.-592 с.

4.Правила устройства электроустановок, 1985

5.Казак Н. А., Князевский Б. А. и др. Электроснабжение промышленных предприятий/ Под редакцией Н. А. Казака. М.-Л, издательство Энергия, 1966;421 с.

6.Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебное пособие для вузов. М., «Энергия», 1976

7.Неклепаев Б. Н., Крючков И. О. Электрическая часть станций и подстанций: Учеб. Пособие для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов.-4-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1988

8.М. В. Грейсух, С. С. Лазарев Расчеты по электроснабжению промышленных предприятий М.: Энергоатомиздат, 1987.-368 с.

9.Шабад М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. Л.,"Энергия", 1972. -94 с.

10Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: Промышленные электрические сети. 2-е изд., перераб. и доп./Под общей редакцией А. А. Федорова и Г. В. Сербиновского. М.: Энергия, 1986

11.Электрическая часть станций и подстанций: Учеб. для вузов/ А. А. Васильев, И. П. Крючков, Е. Ф. Нияшкова и др.; Под общей редакцией А. А. Васильева.-2-изд., перераб и доп.-М.:Энергоатомиздат, 1990

12.Андреев А. А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учебник для вузов по специальности «Электроснабжение». — 3-е изд., перераб. и доп.-М.: Высшая школа, 1991.

Приложение А

Приложение Б

Приложение В