El snab nasosnyy NnGkBt 4 var1


В состав проекта входят:
Расчётная часть – КП 140613.51.10з.16.00.12.ПЗ.
Формат А4.
Графическая часть – КП 140613.51.10з.16.00.12.ЭЗ.
Схема электроснабжения насосной станции напряжением 6 кВ
Формат А1
Содержание
1.Введение3
2. Определение надежности электроснабжения4
3. Расчет нагрузок6
4. Компенсация реактивной мощности10
5. Выбор типа, числа и мощности силовых тр-ров12
6. Выбор питающих и распределительных сетей ВН 17
7. Расчет низковольтной сети21
8. Расчет токов короткого замыкания 24
9. Выбор электрооборудования подстанции и ВРУ29
10. Компоновка подстанции32
11. Расчет заземления подстанции34
12. Релейная защита и автоматика подстанции37
13.Источники информации40
1.Введение
Научно-технический прогресс невозможен без развития энергетики, электрификации. Для повышения производительности труда первостепенное значение имеет механизация и автоматизация производственных процессов, замена человеческого труда машинным. Но подавляющее большинство технических средств механизации и автоматизации (оборудование, приборы, ЭВМ) имеет электрическую основу. Особенно широкое применение электрическая энергия получила для привода в действие электрических моторов. Мощность электрических машин (в зависимости от их назначения) различна: от долей ватта (микродвигатели, применяемые во многих отраслях техники и в бытовых изделиях) до огромных величин, превышающих миллион киловатт (генераторы электростанций).
К традиционным источникам в первую очередь относятся: тепловая, атомная и энергия потока воды.
Российская энергетика сегодня - это 600 тепловых, 100 гидравлических, 9 атомных электростанций. Есть, конечно, несколько электростанций использующих в качестве первичного источника солнечную, ветровую, гидротермальную, приливную энергию, но доля производимой ими энергии очень мала по сравнению с тепловыми, атомными и гидравлическими станциями.
В данном курсовом проекте рассматривается электроснабжение насосной станции напряжением 6 кВ.
2.Определение категории надежности
электроснабжения
В отношении обеспечения надежности электроснабжения электропривод разделяются на следующие категории:
I категория – электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства.
Она должна обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжение при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.
Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания.
II категория – электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.
Для них рекомендуется обеспечить электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. При нарушении электроснабжения одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания.
III категория – все остальные электроприемники, не входящие под определения I и II категорий.
Для них электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения не превышают 24 часа.
В данном курсовом потребители относятся ко второй категории электроснабжения.
3.Расчет электрических нагрузок
Электрические нагрузки систем электроснабжения определяют для выбора числа и мощности силовых трансформаторов, мощности и места подключения компенсирующих устройств, выбора и проверки токоведущих элементов по условию допустимого нагрева, расчёта потерь и колебаний напряжения и выбора защиты.
Метод коэффициента максимума (упорядоченных диаграмм). Это основной метод расчета электрических нагрузок, который сводится к определению максимальных (Рmax, Qmax, Smax) расчетных нагрузок группы электроприемников.



где Рmax - максимальная активная нагрузка, кВт;
Qmax - максимальная реактивная нагрузка, кВар;
Smax - максимальная полная нагрузка, кВА;
Кmax - коэффициент максимума активной нагрузки;
К'max - коэффициент максимума реактивной нагрузки;
Рсм - средняя активная мощность за наиболее нагруженную смену, кВт;
Qсм - средняя реактивная мощность за наиболее нагруженную смену, кВар.


где Ки - коэффициент использования электроприемников.
Рном - номинальная активная групповая мощность, приведенная к длительному режиму, без учета резервных электроприемников, кВт;
- коэффициент реактивной мощности;
Кmax = F(Ки, nэ) определяется по таблицам (графикам).
Ки.ср - средний коэффициент использования группы электроприемников,

где Рсм.Σ, Рном.Σ - суммы активных мощностей за смену и номинальных, кВт
nэ = F(n, m, Ки.ср, Рном)
nэ может быть определено по упрощенным вариантам,
где n - фактическое число электроприемников в группе;
m - показатель силовой сборки в группе,

где Рном.нб, Рном.нм - номинальные приведенные к длительному режиму активные мощности электроприемников наибольшего и наименьшего в группе, кВт.
В соответствии с практикой проектирования принимается
К'м =1 при nэ> 10.
Максимальный ток, А

где Uном- номинальное напряжение потребителя
Исходные данные берем из таблицы 1, результаты заносим туда же.
Таблица №1. Расчет электрических нагрузок.


4. Компенсация реактивной мощности
Порядок расчета:
1) Компенсация на стороне НН:
1.1) Определяем компенсирующую мощность:
,
где - коэффициент, учитывающий сменность предприятия, =0,750,95; tg1 – соответствующий средневзвешенному коэффициенту мощности без компенсации; tg2 – соответствующий коэффициенту мощности, который должен быть получен после компенсации, tg2 = 0,329 0,395.
1.2) Определяем расчетную мощность для выбора конденсатора:

1.3) Определяем номинальную компенсирующую емкость:
1.4) Записываем компенсирующую мощность в строку «компенсация НН» со знаком «-» по колонке Qсм .
1.5)Определяем Qсм с учетом компенсации:
;
1.6) По строке «итого НН с учетом компенсации» определяем Pmax,
Qmax, используя nэ,, km по строке «итого»: Qсм=Qmax.
1.7) Определяем Smax:

1.8)Определяем I’max c учетом компенсации:

2) Расчет компенсации на стороне ВН:
2.1) Компенсация выполняется при помощи СД:

Где - коэффициент загрузки СД.
2.2) Определяем сменную реактивную мощность с учетом компенсации:

2.3) Записываем Qсд в строку «компенсация ВН» со знаком «-».
2.4) Записываем Q’см в строку «итого ВН с учетом компенсации».
2.5) Определяем расчетную максимальную мощность с учетом компенсации:

Где
2.6) Определяем I’max с учетом компенсации:

Все результаты расчетов заносим в таблицу 1.
5.Выбор типа, числа и мощности трансформаторов с технико-экономическим обоснованием
При выборе числа трансформаторов следует иметь в виду, что сооружение одно-трансформаторных подстанций не всегда обеспечивает наименьшие затраты. Если по условиям резервирования питание потребителей необходима установка более чем одного трансформатора, то нужно стремиться к тому, чтобы число трансформаторов на подстанции не превышало двух. Двух трансформаторные подстанции экономически более целесообразны, чем подстанции с одним или большим числом трансформаторов.
В системах электроснабжения промышленных предприятий мощность силовых трансформаторов в нормальных условиях должна обеспечивать питание всех приемников.
При выборе мощности трансформаторов следует добиваться как экономически целесообразного режима работы, так и соответствующего обеспечение явного или неявного резервирование питание приемников при отключении одного из трансформаторов, причем нагрузка трансформаторов в нормальных условиях не должна (по нагреву) вызывать сокращение естественного срока его службы. Мощность трансформатора должна обеспечивать потребную мощность в режиме работы после отключения поврежденного трансформатора в зависимости от требований, предъявляемых потребителями данной категории.
Надежность электроснабжения предприятия достигается за счет установки на подстанции двух трансформаторов (второй в нормальном режиме работ может быть как отключен, так и включен). При этом любой из оставшихся в работе трансформаторов (при аварии с другим) обеспечивает полную потребную мощность. Покрытие потребной мощности может осуществляться не только за счет использования номинальной мощности трансформаторов, но и за счет их перегрузочной способности (в целях уменьшения установленной мощности трансформатора).
Для цеховых трансформаторов мощностью до 1000 кВА можно определять при помощи технико-экономического обоснования, когда по затратам или сроку окупаемости выбирается наиболее выгодный вариант.

(Расчет питающей и распределение сети высокого напряжения)
Таблица №2. Расчет и выбор трансформатора с технико-экономическим обоснованием.
№ Обозначение Единица измерения Вар 1 Вар 2
1 Sp max кВА 250 400
2 Sнт кВА 117,5 117,5
3 n Шт 1 1
4 Sав кВА ТМ 25010ТМ 400105 io % 2,3 2,1
6 Uкз % 6,5 45
7 ∆Pт кВт 32,1 613,9
8 ∆Qт кВАр 6,2 1,3
9 Tmax час 4500 4500
10 τчас 2886 2886
11 ∆Wa кВтхч 3925 4329
12 ∆Wp кВАрхч 16907 3545
13 ∆W кВтхч 433910 392711
14 K руб 150000 261000
15 И1 руб 867820 785422
16 αа+αр % 10,3 10,3
17 И2,3 руб 15000 21600
18 У руб -50 62500
19 Затраты руб 890270 880322
Определяем номинальную мощность трансформатора по условию
Sнт>2352=117,5 кВА
Принимаем варианты трансформаторов:
Sнт1= 250 кВА
Sнт2= 400 кВА
Определяем аварийную мощность трансформатора
Sаb=1,4×Sнтn-1= 164,5
Определяем коэффициент нагрузки

β1=0,47
β2=0,29По справочнику определяем тип трансформаторов и их параметры:
Вариант 1. ТМ-250/6
Рн= 250 кВА
Вариант 2. ТМ-400/6
Рн= 400 кВА
Определяем потери активной мощности трансформатора:
∆PT1=h×∆Pxx+∆Pk3×β2n=2∙0,743,7∙0,4722=1,36 кВт∆PT2=2∙0,955,5∙0,2922=1,5 кВтОпределяем потери реактивной мощности на холостом ходу и при КЗ трансформаторах:
∆Qxx1=Io%100×Sнт=2,3100∙117,5=2,7 кВАр∆Qxx2=2,1100×117,5=2,46 кВАрQкз1=6,5100×117,5=7,63 кВАрQкз2=4,5100×117,5=5,2 кВАрОпределяем потери активной мощности трансформатора:
∆Qт=n∙∆Qxx+∆Qк3×β2n, кВАр∆Qт1=2∙2,7+7,63×0,4722=6,2 кВАр∆Qт2=2∙2,46+5,2×0,2922=1,03 кВАрОпределяем время максимальных потерь:
τ=0,124Tmax100002×8760=0,124+4500100002×8760=2886 часОпределяем активные потери электроэнергии:
∆Wa=∆Pт1×τ∆Wa2=1,5∙2886=4329 кВтчас∆Wa1=1,36∙2886=3925 кВтчасОпределяем реактивные потери электроэнергии:
∆Wp=∆Qт×τ∆Wp1=6,2×2727=169,07∆Wp2=1,3×2727=3545,1Определяем потери электрической энергии:
∆W=∆Wa+Kn×∆Wp∆W1=4329+0,06×169,07=4339,10∆W2=3925+0,06×35,45=3927,11Определяем эксплуатационные издержки:
И1=∆W×cИ11=433910∙2=867820И12=392711∙2=785422Определяем капитальные затраты:
K=Kспт×KинфK1=750×200=150000 рубK2=1080×200=216000 рубОпределяем амортизационные издержки:
И2,3=6,3+4100×150000=15000 рубИ2,3=21600 рубОпределяем ущерб от недовыдачи продукции:
Pн1=Sнт×cos=250×0,9=225Pн2=360Pсм1=225-235=-10Pсм2=360-235=125y1=yoxTp×Pcм=5×100-10=-50 рубy2=62500 рубОпределяем приведенные годовые затраты:
Зат = Eн×K+И1+И2,3+y=0,15×150000+8678200+-50=890270Зат = 880322
Где Eн- нормативный коэффициент эффективности Ен=0,120,15.
В результате расчетов экономически выгодным является второй вариант
ТМ-400/6
6. Выбор питающих и распределительных сетей ВН
Внутризаводское электроснабжение промышленных предприятий и установок осуществляется в основном с помощью электрических сетей напряжением 6, 10, 35, 110 и 220 кВ.
Система электроснабжения промышленного предприятия (СЭС), представляющая собой сочетание отдельных элементов, может быть условно разделена на: внешнюю и внутреннюю. К внешней части СЭС относятся питающие сети 6-20 кВ, обеспечивающие подачу электроэнергии на предприятие от точки присоединения к энергосистеме до ГПП. К внутренней части СЭС относятся распределительные сети напряжением до 1 кВ и выше, предназначенные для распределения электроэнергии по территории предприятия и внутри цехов.
Канализация электрической энергии – это распределение электроэнергии с помощью воздушных, кабельных линий и токопроводов от места производства до места потребления. В сетях напряжением выше 1 кВ промышленных предприятий канализация электроэнергии может осуществляться с помощью кабельных и воздушных линий и токопроводов. Выбор того или иного конструктивного решения электрической сети промышленного предприятия зависит от размещения нагрузок, плотности застройки, ее насыщенности технологическими, сантехническими и транспортными коммуникациями, уровня агрессивности грунтовых вод, степени загрязненности воздуха, района гололедности.
Кабельной линией (КЛ) называется устройство для передачи электроэнергии, состоящее из одного или нескольких параллельных кабелей с соединительными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями. Гарантийный срок службы кабеля, как правило, не менее 25 лет.
В группу кабелей высокого напряжения входят кабели 6-110 кВ. Такие кабели изготовляются с пластмассовой бумажной пропитанной изоляцией, маслонаполненные и др.
Для внутризаводского электроснабжения промышленных предприятий применяются различные способы прокладки КЛ: в земляных траншеях, в кабельных каналах и туннелях, по эстакадам и галереям.
Таблица №3. Выбор питающих и распределительных цепей ВН.
ImaxJэкFэкFстRоXоL км Iдл∙доп∆Uдоп∆UТип прово-
дника
Вывод ВЛ 168 1,1 152,7 185 0.077 0,4 1,4 340 300 40 Шина 168 1,1 152,7 50×5 0,142 0,2 0,08 290 300 2,32 Насос ВН 40,7 1,4 28,5 95 0,89 0,87 0,35 125 300 10,1 подстанд 22,5 1,4 16 16 1,94 0,102 0,6 80 300 17,4 Находим расчетный максимальный ток проводника:
Iнд2=3200001,7∙6000∙0,78=40,7Определяем расчетное сечение проводника
Fэк=ImaxjэкSрасч=Pном×cosφ=360∙0,9=324 кВт
Qном=Sрасч2-Pрасч2=129600-104976=157Определяем потери напряжения:
∆U=103×lUн×Ro∙P∙Xo∙Q∆U=103×1,46000×0,077∙360∙0,04∙157=0,23∙174=40 ВОпределяем потери напряжения:
∆Uдоп=Uн100×51=3Iн=Pн3∙Uн∙cosφUн=0,4 кВкран об Iн=61,7∙0,4∙0,78=11,32 А≈6вент Iн=31,7∙0,4∙0,76=5,88 А≈31задв Iн=21,7∙0,4∙0,85=1,75 А≈9пн∙с Iн=281,7∙0,4∙0,78=52,8 А≈320осв Iн=1,21,7∙0,4∙0,7=2,27 А≈15дн-с Iн=31,7∙0,4∙0,79=5,66 А≈32мн-с Iн=5,66 Апроч Iн=101,7∙0,4∙0,8=18,3Iнвн=3201,7∙6∙0,78=40,22Угол выбора выключателей
Iна≥IнрVна≥VcIнр≥Iд- для линии без ЭД
Hнр≥1,25 IдлIдл=Iн- для линии с ЭД
Iнр≥1,1 Iм- для группы двигателейодновременного пуска 0,9
Iн max= пусковой ток наиболее мощных двигателей
∑Iн= ток остальных двигателей в группе
Kо=IoIнрIн∙р- принятый номинальный ток расцепителя
Iо≥1,2 In- для линий с одним ЭД
Iо≥1,2 Iм- для группы двигателей
Таблица №4. Выбор схемы распред-устройств 0,4 кВт
1 с 2 с
Подъемное кранов об 6 кВт Вентилятор(2) 4 кВт
Вентилятор(1) 2 кВт Питьевой насос(1) 28 кВт
Питьевой насос(1) 28 кВт Задвижка(1) 1 кВт
Задвижка (1) 1 кВт Вакуумный насос 31 кВт
Освещение(4) 1,2 кВт Освящение(6) 1,8 кВт
Дренажный насос(1) 3 кВт Дренажный насос(1) 3 кВт
Масл насос(1) 3 кВт Маслонасос(1) 3 кВт
7. Выбор низковольтной (до 1000В) силовой сети
В качестве основного электрооборудования для внутрицеховых сетей напряжением до 1 кВ применяются: панели распределительные, силовые распределительные шкафы, распределительные пункты, ящики с рубильниками и предохранителями, ящики с блоками выключатель-предохранитель, щитки освещения, плавкие предохранители, магнитные пускатели, контакторы, автоматические выключатели и др.
Щиты, вводные устройства, шкафы, панели, щитки и другие распределительные устройства современных конструкций – это законченные комплектные устройства для приема и распределения электроэнергии, управления и защиты ЭУ от перегрузок и коротких замыканий. В них смонтированы коммутационные и защитные аппараты, измерительные приборы, аппаратура автоматики и вспомогательные устройства (в цехах промышленных предприятий для распределения электроэнергии применяются силовые распределительные шкафы ШР11)
Для защиты внутрицеховых электрических сетей от токов КЗ служат плавкие вставки. Они являются простейшими аппаратами токовой защиты, действие которых основано на перегорании плавкой вставки. При размещении предохранителей в электрической сети обязательным условием является обеспечение селективности их действия. Это значит, что при КЗ на каком-либо участке сети должна перегореть плавкая вставка только этого поврежденного участка.
Магнитные пускатели предназначены главным образом для дистанционного управления асинхронными электродвигателями с короткозамкнутым ротором мощностью до 100кВт; для пуска непосредственным подключением к сети и остановки электродвигателя (нереверсивные пускатели); для пуска, останова и реверса электродвигателя (реверсивные пускатели). В исполнении с тепловым реле пускатели также защищают управляемые электродвигатели от перегрузок.
Автоматические воздушные выключатели предназначены для автоматического размыкания электрических сетей при нормальных режимах (КЗ и перегрузках), для редких оперативных переключений (три – пять в час) при нормальных режимах, а также для защиты электрических цепей при недопустимых снижениях напряжения.
Автоматические выключатели, не обладая недостатками предохранителей, обеспечивают быструю и надёжную защиту проводов и кабелей как от токов перегрузки, так и от токов короткого замыкания.
Таблица №5. Технические данные автоматических выключателей для сети НН
Оборудование IномАIпускААвтомат: выключатель
IипIн авт,АIн расу,АНасос выв напряж 40,22 242 Подъемное кран обор 11,32 66 BA51Г-25 100 8
Вентилятор 5,88 31 ВА51Г-25 100 8
Задвижка 1,75 9 ВА51Г-25 25 1
Питьевой насос 52,8 320 ВА51-37 400 250
Вакуумный насос 60 360 ВА51-37 400 250
Освещение 2,72 ВА51Г-25 25 1
Дженажный насос 5,66 32 ВА51Г-25 100 8
Маслонасос 5,66 32 ВА51Г-25 100 8
Прочее 18,3 110 ВА51Г-25 160 80
ПР 1 60 360 ВА51-37 400 250
ПР 2 17,66 104 ВА51Г-33 160 100
ПР 3 17,66 104 ВА51Г-33 160 100
ПР 4 60 360 ВА51-37 400 250
Таблица №6. Технические данные пускателей для сети НН
Наименование PнIнПускатель контактор
IинIномпуск
Вентилятор 2 5,88 ПМЛ 110004 10
Подъемк к/о 6 11,32 ПМЛ 21 25
Задвижка 1 1,75 ПМЛ 11 10
Питьевой насос 28 58,8 ПМЛ 51 80
Вакуумный насос 31 60 ПМЛ 51 80
Дженажный насос 3 5,66 ПМЛ 11 10
Маслонасос 3 5,66 ПМЛ 11 10
Прочее 10 18,3 ПМЛ 21 25
Таблица №7. Технические данные выбранных кабелей НН
Наименование IнКабель
Марка Сечение
Вентилятор 5,88 АВВГ 2
Подъемк к/о 11,32 АВВГ 2
Задвижка 1,75 АВВГ 2
Питьевой насос 57,8 АВВГ 10
Дженажный насос 5,66 АВВГ 2
Маслонасос 5,66 АВВГ 2
Вакуумный насос 60 АВВГ 10
Прочее 18,3 АВВГ 4
8.Расчет токов короткого замыкания
Коротким замыканием (КЗ) называют всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы, электрическое соединение различных точек электроустановки между собой или землей, при котором токи в ветвях электроустановки резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима (ГОСТ 26522-85).
В системе трехфазного переменного тока могут быть замыкания между тремя фазами – трехфазные КЗ, между двумя фазами – двухфазные КЗ. Если нейтраль электроэнергетической системы соединена с землей, то возможны однофазные КЗ. Чаще всего возникают однофазные КЗ (60 – 92% общего числа КЗ), реже трехфазные КЗ (1 – 7%).
Причинами КЗ могут быть: механические повреждения изоляции – проколы и разрушения кабелей при земляных работах; поломка фарфоровых изоляторов; падение опор воздушных линий; старение, т.е. износ, изоляции, приводящее постепенно к ухудшению электрических свойств изоляции; увлажнение изоляции; различные набросы на провода воздушных линий; перекрытие фаз животными и птицами; перекрытие между фазами вследствие атмосферных перенапряжений. КЗ может возникнуть при неправильных оперативных переключениях, например, при отключении нагруженной линии разъединителем, когда возникающая дуга перекрывает изоляцию между фазами.
Последствиями коротких замыканий являются резкое увеличение тока в короткозамкнутой цепи и снижение напряжения в отдельных точках системы.
Для уменьшения последствий коротких замыканий необходимо как можно быстрее отключить поврежденный участок, что достигается применением быстродействующих выключателей и релейной защиты с минимальной выдержкой времени. Немаловажную роль играют автоматическое регулирование и форсировка возбуждения генераторов, позволяющие поддерживать напряжение в аварийном режиме на необходимом уровне. Все электрические аппараты и токоведущие части электроустановок должны быть выбраны таким образом, чтобы исключалось их разрушение при прохождении по ним наибольших возможных токов КЗ, в связи с чем возникает необходимость расчета этих величину.
1. Определяем расчетную схему:
Рисунок 1.Расчетная схема КЗ

2. Составляем схему замещения:
Рисунок 2. Схема замещения

Определяем результирующее сопротивление до точек КЗ:
Zрез к1б*=Хвлб*+Хшб*2+Rваб*+Rшб*= =1,41+0,042+0,2716+0,0282=1,47Zрез к2б*=Хвлб*Хшб*Хк2б*Rвлб*Rшб*Rк2б*=4,88+1,17=2,4Zрез к3б*=3,6Определяем установившийся ток КЗ для каждой точки:
I∞1=IбZраз к1б=9,171,47=6,24I∞2=3.82I∞3=2.55Определяем ударный ток КЗ для каждой точки:
jуд=2*I∞*КудГде Куд ударный коэффициент равный 1.8-для ВЛЭП, Куд=1.3 для КЛЭП выше 1000В.
jуд1=15,88 jуд2=7,02 jуд3=4,69Определяем токи КЗ:
Iд=Iд*1+2*Куд-12Iд1=11,19Iд2=6,71Iд3=7,88Определяем токи подпитки:
Iн=nPн3*Uн*cosφ=0.0115 kAОпределяем токи КЗ с учетом подпитки
I∞I=I∞+4IнI∞1I=6,70kAI∞2I=4.28kAI∞3I=3.01kAjудI=jуд+7Iнjуд1I=16,69kAjуд2I=7,83kAjуд3I=5.5kAIдI=Iд+5IнIд1I=12,49kAIд2I=7.29kAIд3I=7.46kASкз=3Un*I∞Sкз1=64.77Sкз2=39.65Sкз3=26.47Таблица №8. Данные расчетов токов КЗ.
№КЗ Rрез*Xрез*Zрез*KудI∞кАIIуд кАIд кАSкз мВАIкАIIуд кАIIд кАI1 0,09 2,1 1,47 1,8 6,7 16,69 11,91 64,8 6,24 16,69 12,49
2 1,17 4,88 2,4 1,3 4,28 7,83 6,71 39,6 3,82 7,83 7,29
3 10,4 2,56 3,6 1,3 3,01 5,5 7,88 26,5 2,55 5,5 7,46
9. Выбор электрооборудования подстанции
Выбор оборудования производится путём сравнения расчётных величин с допустимыми для данного типа аппарата. Выбор осуществляется по таблице сравнения.
Проверяем выключатели, выбираем трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, кабели, шину.
Таблица №9. Выбор электрооборудования подстанции.
Тип оборудования Условия выбора Единица измерения Технические данные
Расчетные Паспортные
Выключатель высоковольтный вводной
ВВЭ-10-31,5 /630 УЗ Uсети≤UномIрвсч≤IномIх≤Iном отклIуд≤Iпр сквВк≤ВткВ
А
кА
кА
кА2*с6
168
26,73
53,7
18,04 10
630
31,5
31,5
2976
Силовой выключатель (ПС) Uсети≤UномIрвсч≤IномIх≤Iном отклIуд≤Iпр сквВк≤ВткВ
А
кА
кА
кА2*с6
22,5
8,43
27,22
2,7 10
630
31,5
31,5
29,76
Выключатель силовой
(насос) Uсети≤UномIрвсч≤IномIх≤Iном отклIуд≤Iпр сквВк≤ВткВ
А
кА
кА
кА2*с6
40,7
2
6,5
5,6 10
630
31,5
31,5
2976
Трансформатор вводной
ТПЛК-10 Uсети≤UномIрвсч≤IномIуд≤Iпр сквВк≤ВткВ
А
кА
кА2*с6
168
53,7
18,04 10
200
9,5
267,9
Трансформатор
(ПС) Uсети≤UномIрвсч≤IномIуд≤Iпр сквВк≤ВткВ
А
кА
кА2*с6
22,5
8,43
18,04 10
200
9,5
267,9
Трансформатор (насос) Uсети≤UномIрвсч≤IномIуд≤Iпр сквВк≤ВткВ
А
кА
кА2*с6
40,7
6,5
18,04 10
50
2,36
16,7
Трансформатор нулевой последовательности ТНПШ-1УЗ Uсети≤UномIрвсч≤IномIуд≤Iпр сквВк≤ВткВ
А
кА
кА2*с6
168
53,77
18,4 6,3
1750
165
5760
Измерительный трансформатор напряжения
НОМ-6-77-УЗ
НТМИ-6-66-УЗ Uсети≤UномкВ
кВ 6
6
Продолжение таблицы №9. Выбор сечения.
Провод ВЛЭП Iрасч≤Iдл допFрасч≤FстFmin≤FстА
мм2
мм2 168
152
159 185
185
Кабель (насос) Iрасч≤Iдл допFрасч≤FстFmin≤FстА
мм2
мм2 40,7
28,5
88 95
95
Кабель (ПС) Iрасч≤Iдл допFрасч≤FстFmin≤FстА
мм2
мм2 22,5
16
60 16
80
Шина РУ ВН Iрасч≤Iдл допFрасч≤FстGрасч≤GдопА
мм2
мПа 168 275
50/5
39,3
βкβт – проверка по тепловому импульсу;
, где
tт – допустимое время термической стойкости, сек;
Iт – предельный ток термической стойкости, кА.
, где(9.2)
Tпр – время отключения, сек;
, где
tр=0,6сек; tо=0,05 сек.
Fmin – минимальное сечение;

10. Компоновка подстанции
ЦТП предназначены для приёма преобразования электроэнергии между цеховыми потребителями. Эти подстанции выполняются с высоковольтным РУ 6-20 кВ и РУ низкого напряжения. По конструкции бывают открытые и закрытые:
- внутри цеховая;
- встроенная;
- пристроенная;
- отделительная.
Для потребителей первой и второй категории при установке двух трансформаторов необходимо секционировать РУ с равномерным распределением потребителей по мощности (максимальная допустимая разница 15%).
В некоторых случаях для отдельных мощных потребителей, может предусматриваться отдельная система шин.
Для каждого элемента ЦТП предусматривается отдельное помещение. Компенсирующие конденсаторные установки могут устанавливаться в помещении РУ соответствующего напряжения, но они должны быть отгорожены от основного РУ. Ворота трансформаторных камер должны позволять выкатывать трансформатор из-под станции, а в помещениях РУ заносить или выносить шкафы или ячейки.
РУ высокого напряжения должна быть предусмотрена возможность заходить в РУ с обеих сторон. Размеры трансформаторных камер должны обеспечивать безопасное обслуживание трансформаторов находящихся под нагрузкой.
РУ низкого напряжения при длине щита более семи метров должны находиться два выхода. Двери из щитового должны открываться в наружу или другое помещение, за исключением, дверей ведущих в помещение более высоких напряжений, открываются внутрь.
Рисунок №3. Компоновка подстанции

11.Расчет заземления подстанции
При обслуживании электроустановки опасность представляют не только неизолированные токоведущие части, находящиеся под напряжением, но и те конструктивные части электрооборудования, которые нормально не находятся под напряжением, но могут оказаться под напряжением при повреждении изоляции (корпуса электродвигателей, пускателей, баки трансформаторов, кожухи шинопроводов, металлические каркасы щитов и т.п.).
Для защиты людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции применяется заземление защитное и рабочее.
Защитное заземление – это преднамеренное или электрическое соединение какой-либо части электроустановки с заземляющим устройством для обеспечения электробезопасности. Рабочее заземление предназначено для создания нормальных условий работы аппарата или электроустановки. К рабочему заземлению относится заземление нейтралей, генераторов, трансформаторов, дугогасительных катушек. Без рабочего заземления аппарат не может выполнить своих функций или нарушается режим работы электроустановки.
Для выполнения заземлений различных назначений и разных напряжений в ЭУ, территориально, приближенных одна к другой, рекомендуется применять одно общее заземляющее устройство, удовлетворяющее требованиям к заземлению этих ЭУ.
Заземляющее устройство состоит из заземлителя и заземляющих проводников. В качестве заземлителей используются в первую очередь естественные заземлители: проложенные в земле стальные водопроводные трубы, металлические конструкции зданий и сооружений, имеющие надежный контакт с землей.
Расчет :
Расчет заземления подстанции.
Для уголка: rв=0,3 ρ*Ксез=39Расчетный ток замыкания на землю I3= ∪35*LKA+LG350=1,07 АПредельное расчетное сопротивление заземляющего устройства совмещенное с 0,4 кВ
Rуз=125I3=116 Ом*мС учетом сопротивления грунта
Rуз=4ρ100=4 ОмОпределяем количество вертикальных электродов
Nвр=rвRуз=9.75=10Учитываем коэффициент экранирования
Nвр=NврIn=14.5=16Размещаем электроды на плане
Проверяем принятые заземляющие устройства
Rг=0,4Ln*nгρКазlg2л2b*l*40*4=362043Фактическое заземление
Rзу=Rв*RгRв+Rг=39 Ом
План размещения заземляющих электродов
12.Релейная защита и автоматика на подстанции
Для асинхронных и синхронных двигателей напряжением до 1 кВ предусматривают защиту от многофазных замыканий, защиту от токов перегрузки (при систематической технологической перегрузке и при особо тяжелых условиях пуска и самозапуска), защиту минимального напряжения (при недопустимости самозапуска по условиям технологического процесса или техники безопасности), защиту от однофазных замыканий на землю в сетях с глухозазем- ленной нейтралью. Защита от многофазных замыканий действует на отключение и осуществляется предохранителями с плавкими вставками или автоматическими выключателями. Для двигателей с легкими условиями пуска Iп/Iп.в. ном=2,5; с тяжелыми условиями Iп/Iп.в. ном=2÷1,6; последнюю цифру принимают для ответственных двигателей независимо от условий пуска.
Двигатели, подключаемые к сети через контакторы, защищают от КЗ токовой отсечкой с помощью токовых реле косвенного действия, применяемых для двигателей мощностью более 100 кВт. Токовые реле включают в каждую фазу статора непосредственно или через трансформаторы тока. В сетях с изолированной нейтралью используют два реле.
Защиту от перегрузки выполняют с помощью теплового реле магнитного пускателя или теплового расцепителя автоматического выключателя, осуществляют с выдержкой времени и действием на отключение, сигнал или разгрузку механизма.
В четырехпроволных сетях 380/220 В, где нейтрали обычно глухо заземляют, однофазное замыкание на землю является КЗ и отключается защитой без выдержки времени, функции которой могут осуществляться трехфазной защитой от многофазных КЗ.
Для синхронных двигателей защиту от асинхронного режима совмещают с защитой от перегрузки но току статора. Все виды защиты двигателей выполняют соответствующими расцепителями, встроенными в один аппарат. Установку защиты двигателя от работы на двух фазах допускают лишь в исключительных случаях.
Защита электродвигателя от коротких замыканий и перегрузки максимальными реле тока: QS – выключатель неавтоматический (разъединитель); M – электродвигатель; SA– контакты коммутационного аппарата в цепи управления; KA1 – KA4 – реле тока; KM– контактор; KT – реле времени; FU1, FU2 – предохранитель;
SB1, SB2– кнопочные выключатели «Пуск» и «Стоп»
 
Защита от обрыва фазы требуется, чтобы не допустить несимметрии напряжения на обмотках электродвигателя. 
Таблица 12. Защита синхронных и асинхронных двигателей.
Характер по-
вреждения или нарушения нормального режима
работы Название
и исполнение защиты Уставка
времени, с Параметры
срабатывания Зона действия
защиты
Многофазные
КЗ Токовая, предохраните-
лями По характе-
ристике плавкого предохрани-
теля Ток плавкой вставки
для двигателей с нормальным пуском Iп.в.=
= Iп/2,5; для двигателей
с тяжелым пуском Двигатель и провода до места установки предохра-
нителей на щите
Максимальная токовая
с максимальным расцепителем автоматического выключателя2 0 Ток уставки макси-
мального расцепителя
автоматического выключателя
Iа≥1,2Iп Двигатель и провода до места ус-
тановки автомати-
ческого выключателя
Многофазные
замыкания и
кратковре-менное сни-
жение на-
пряжения Минимального напряжения, при помощи расцепителя минимального напряжения автоматического выключателя на оперативном пере-
менном токе3 0 Напряжение уставки
расцепителя минимального напряжения автоматического выключателя
Uа< 0,8 Uном От источников питания (шины) до
двигателя
Источники информации
Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанции и подстанции: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.
Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования / Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат, 1991. – 464с.
Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 576 с.
Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. В.И. Круповича и др. – М.: Энергия, 1980. – 456 с.
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2 томах / Под ред. А.А. Фёдорова – М.: Энергоатомиздат, 1986. 1 т. – 586 с., 2 т. – 592 с.
Шеховцов В.П. Расчёт и проектирование схем электроснабжения: методическое пособие для курсового проектирование – М.: Форум – Инфра – М, 2003. – 214 с.

Приложенные файлы

  • docx 19071982
    Размер файла: 667 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий