Предприятия элеватор 2 цех – МИС

Сечение жил кабелей напряжением 0, 38 кВ выбираем по нагреву длительным током

,                                                                     (6.12)

где - поправочный коэффициент на условия прокладки кабелей.

Рассчитанный ток для питания РП1 рабочего здания стендов (РЗС) составляет 748, 46 А. Питание осуществляется двумя кабельными линиями. токовая нагрузка на один кабель  = 748, 46/2=374, 2 А. Так как с увеличением сечения величина охлаждающей поверхности приходящейся на единицу сечения уменьшается, условия охлаждения ухудшаются. Учитывая это, вместо одного кабеля прокладывают два (всего четыре), питающихся из одного автомата. Для кабеля марки АВВГ, предполагаемого к установке сечением 3´ 185´ 1´ 95, длительно длительно допустимый ток составляет 345 А. При замене его на два кабеля той же марки сечением рабочих жил 120 мм², длительно допустимый ток с учетом поправочного коэффициента составит I=2´ 270´ 0, 8=432 А.

Аналогичный расчет проводим для всех линий. Данные расчетов заносим в таблицу 6.11.

Проверим выбранные проводники по потере напряжения согласно формуле:

                                            (6.13)

где - длина участка линии, км;

- реактивное сопротивление, Ом/км;

x – индуктивное сопротивление проводника, Ом/км;

cos j - коэффициент мощности.

Потеря напряжения в линиях ТП-РП1 составит

 В.

Аналогичный расчет проведем для всех питающих линий. Результаты расчетов в таблице 6.11.

На основании расчетных данных таблицы делаем вывод, что потери напряжения на линиях ТП до наиболее удаленного электроприемника в пределах 5%, что соответствует норме [5].

Выбор защитной аппаратуры. На отходящих от щитов низшего напряжения трансформаторной подстанции линиях приняты к установке автоматические выключатели серии АВМ.

Произведем расчет автоматического выключателя, установленного на линии ТП-РП1. Расчетный длительный ток на два присоединяемых кабеля I _р = =187, 15 × 2 = 374, 3 А. Выбираем электромагнитный расцепитель автоматического выключателя АВМ-4И на 400 А из условия I _н.а.=400 А > I _д.н.=374, 3 А.

Кратковременную токовую нагрузку определяем из условия пуска двигателя привода нории мощностью 75 кВт,

I _пуск = I _н;                                                                        (6.14)

I _двиг = 133× 5 = 665 А;

I _дл = I _р – I _дв                                                                            (6.15)

I _дл= 374, 32 – 133 = 241, 32 А;

I _кр = I _пуск + I _дл = 241, 32 + 665 = 906, 32 А                                      (6.16)

 Выбираем ток срабатывания 1600 А по шкале независимой от тока характеристики (отсечка с выдержкой време6ни), устанавливаем невозможность срабатывания автоматического выключателя при пуске двигателя 75 кВт.

I _ср.эл = 1, 25 I _р                                                                      (6.17)

1600 А > 1, 25 × 906, 32 = 1133 А.

Выбираем ток срабатывания 400 А по шкале, зависящей от тока характеристики. Для сетей, не требующих защиты от перегрузки, при токе срабатывания расцепителя автоматического выключателя с регулируемой обратно зависимой от тока характеристикой

I _ср.эл = 400 А и К_защ = 0, 66;

I _доп = К_защ I= 0, 66 × 400 = 264 А                                            (6.18)

Таблица 6.11 – Выбор кабельных линий

Линия	Длина линии, км	Расчетный ток, А	Длительный ток, А	Допустимый ток, А	r, Ом/км	x, Ом/км		, В	, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
ТП-РП1	0, 063	187, 15	216	0, 258	0, 0602	0, 7/0, 71	АВВГ(3´ 120++1´ 50)	18, 1	4, 78
ТП-РП2	0, 63	424, 17	432	0, 258	0, 0602	0, 7/0, 71	АВВГ2(3´ 120+1´ 50)	10, 2	2, 68
ТП-РП3	0, 63	473, 31	552	0, 167	0, 0596	0, 78/0, 63	АВВГ(3´ 185++1´ 95)	11, 45	3, 01
ТП-РП4	0, 063	172, 25	216	0, 89	0, 0637	0, 8/0, 6	АВВГ2(3´ 95++1´ 10)	13, 55	3, 56
ТП-РП5	0, 046	127, 62	132	0, 62	0, 0625	0, 8/0, 6	АВВГ2(3´ 50++1´ 16)	5, 42	1, 42
ТП-лаб.корпус	0, 056	141, 94	160	0, 443	0, 0612	0, 87/0, 49	АВВГ 3´ 70+ +1´ 25	5, 71	1, 5
ТП-ПБК	0, 009	106, 89	108	0, 89	0, 0637	0, 7/0, 69	АВВГ 3´ 35+ +1´ 10	1, 11	0, 29
ТП-РП6	0, 06	403, 66	432	0, 258	0, 0602	0, 74/0, 67	АВВГ2(3´ 120+1´ 50)	18, 38	4, 83
ТП-з/сРП7	0, 074	149, 2	160	0, 443	0, 0612	0, 77/0, 64	АВВГ 3´ 70+ +1´ 25	7, 78	2, 04
ТП-с.к.4РП8	0, 127	385, 38	432	0, 258	0, 0602	0, 71/0, 69	АВВГ2(120´ 3+1´ 150)	19, 1	5, 01
ТП-мех.мастер	0, 12	123, 28	132	0, 62	0, 0625	0, 66/0, 74	АВВГ 3´ 50+ +1´ 16	12, 48	3, 28
ТП-ПБ	0, 054	223, 67	244	0, 206	0, 0596	0, 65/0, 76	АВВГ 3´ 150+ +1´ 75	3, 74	0, 98
ТП-насосная	0, 04	27	30	7, 74	0, 095	0, 8/0, 6	АВВГ 3´ 4+ +1´ 2, 5	11, 67	3, 07

 

Таблица 6.12 - Расчет автоматических выключателей

Линия	Расчетный ток линии, А		Номинальный ток расцепителя, А		Установка тока мгновенного срабатывания, А		Коэффициенты	Тип выключателя
	Iдл	Iкр	Iрасч	Iпр	Iрасч	Iпр	Kзащ
К РП1	374, 3	906, 32	374, 3	400	1133	1600	0, 66	АВМ – 4с
К РП2	424, 17	524, 97	424, 17	600	656	4000	0, 66	АВМ – 10с
К РП3	473, 31	541, 11	473, 31	600	676, 38	4000	0, 66	АВМ – 10с
К РП4	172, 25	294, 12	172, 25	200	367, 65	1600	0, 66	А372ОБ
К РП5	127, 62	167, 11	127, 62	200	208, 88	1600	0, 66	А372ОБ
К РП-6	403, 66	597, 82	403, 66	600	747, 27	4000	0, 66	АВМ – 10с
К РП-7	149, 2	205, 37	149, 2	400	256, 71	1600	0, 66	АВМ – 4с
К РП-8	385, 38	921, 1	385, 38	400	1141	1600	0, 66	АВМ – 4с
К лаб. корпус	141, 94	163, 12	141, 94	200	203, 9	1600	0, 66	А372ОБ
К ПБК	106, 89	206, 87	106, 89	200	258, 58	1600	0, 66	А372ОБ
К мех.мастерская	123, 28	243, 2	123, 28	200	304	1600	0, 66	А372ОБ
К ПБ	223, 67	390, 67	223, 67	250	487, 58	1600	0, 66	А372ОБ
К ПР1	548, 7	660, 31	548, 7	800	685, 87	4000	0, 66	АВМ – 10с
К ПР2	373, 67	412, 3	373, 67	400	515, 37	4000	0, 66	АВМ – 10с
Вводные выключатели	2063, 1	2971	2063, 1	3000	3713, 7	8000	0, 66	АВМ – 20с
Секционный выключатель	2063, 1	2971	2063, 1	3000	3713, 7	8000	0, 66	АВМ – 20с

 

 

Условие выполняется. В распределительных пунктах ПР1 и ПР2 устанавливаем выключатели типа А-3700. Расчет уставок выключателей А-3700 аналогичен выше приведенному. Данные расчетов приведены в таблице 6.12.

Определяем расчетные токи продолжительных режимов.

А                                      (6.19)

Определяем максимальный ток с учетом коэффициента перезагрузки

 А                                        (6.20)

Выбираем сечение алюминиевых шин по допустимому току, так как шинный мост, соединяющий трансформатор с КРУ, небольшой длины и находится в пределах подстанции. принимаем двухполосные шины 2(60´ 10) мм²; I _доп = 2010 А.

По условию нагрева в продолжительном режиме шины проходят I_max= 1139 А < Iдоп = 2010 А.

Проверим шины на термическую стойкость по формуле

мм², что меньше принятого сечения.

Проверим шины на механическую прочность. Определим пролет l при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц.

                                                                (6.21)

откуда                                                             (6.22)

Если шины положены на ребро, а полосы в пакеты жестко связаны между собой, то по формуле:

J = 0, 72b ³ h = 0, 72 × 1 × 6 = 4, 32 см⁴,                                         (6.23)

тогда                                          (6.24)

м.

Если шины на изоляторах расположены плашмя, то

 см⁴                                                         (6.25)

м²

l < 1, 22 м.

Этот вариант расположения шин на изоляторах позволяет увеличить длину пролета до 1, 22 м, т.е. дает значительную экономию изоляторов.

Принимаем расположение пакета шин плашмя, пролет 1, 2 м, расстояние между фазами а=0, 8 м.

Определяем расположение шин между прокладками по формуле:

                                                  (6.26)

                                                      (6.27)

где  = 7× 10⁶, модуль упругости материала шин;

 см⁴                                                                                                 (6.28)

 - коэффициент формы;

 = 2b = 2 см.

Массу полосы m _п на 1 м определяем по сечению g, плотности материала шин (для алюминия 2, 7 × 10³ кг/см³) и длине 100 см.

m _п = 2, 7 × 10³ × 6× 1 × 100 = 1, 62 кг/м,

тогда

 м

 м.

Принимаем меньшее значение  = 0, 51 м, тогда число прокладок в пролете равно

                                                    (6.29)

принимаем = 2.

При двух прокладках в пролете расчетный пролет равен

м                                                             (6.29)

Определяем силу взаимодействия между полосами по формуле:

 Н/м           (6.30)

где  = 10 мм.

Напряжение в материале полос определяем по формуле

 МПа                                 (6.31)

где  = момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия

см³                                                            (6.32)

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз определяем по формуле:

 МПа (6.33)

где  - момент сопротивления пакета шин.

 см³                                                                                      (6.34)

 МПа, что меньше s _доп = 75 МПа. Таким образом, шины механически прочны.

Выбираем опорные изоляторы ОФ-10-2000УЗ F _разр= 20000 Н. Сила, действующая на изолятор равна

                                                     (6.35)

где a – расстояние между осями полос

а = а_п = 26 = 2× 0, 01 = 0, 02

 - поправочный коэффициент на высоту шины, принимаем равным 1, 03 ( ).

Н < 0, 6F _разр = 0, 6× 20000 = 12000 Н.

Проходной изолятор выбираем такого же типа.

Выбор трансформатора СН

 

Мощность трансформатора собственных нужд (СН) выбирается по нагрузкам собственных нужд с учетом коэффициента разновременности К_р. Мощность трансформаторов СН на подстанциях без постоянного дежурного персонала должна удовлетворять требованию

                                                                     (7.1)

По установленной мощности определяем нагрузку собственных нужд. Расчет производим в табличной форме, данные заносим в таблицу 7.1.

Расчетная нагрузка при коэффициенте спроса R_c = 0, 75

 кВА      (7.2)

при отключении одного трансформатора ТМ-63 кВА (приняли к установке два) второй будет загружен на 123, 68/63 = 1, 92 или 92%, что недопустимо. Принимаем к установке два трансформатора ТМ-100.

Загрузка в аварийном режиме 24%, что удовлетворяет требовании. ПУЭ.

Таблица 7.1 – Нагрузка собственных нужд подстанции

Вид потребителя	Установленная мощность		Cos j	Sin j	Нагрузка
	Единицы кВт	Всего кВт			Pуст, кВт	Qуст, квар
1	2	3	4	5	6	7
Охлаждение ТРДН-25000/110	-	2, 5	0, 85	0, 62	29, 6	2, 12
Подогрев шкафов КРУ-10	1´ 4	44	1	0	44	-
Подогрев приводов разъединителей, отделителей, короткозамыкателей	0, 6´ 8	48	1	0	4, 8	-
Освещение и вентиляция ПС	7	7	1	0	7	-
Подогрев релейного шкафа	1´ 24	24	1	0	24	-
Отопление пункта управления	-	50	1	0	50
Отопление помещения для ремонтных бригад

 

Выбор защиты и автоматики

 

Трансформаторы подстанции подключены к ВЛ через выключатели, с помощью которых поврежденный трансформатор должен отключиться от сети в безтоковую паузу. Отключение осуществляется с помощью защиты трансформатора, реагирующей на к.з. в зоне ее действия, вызываемое отключением короткозамыкателя на стороне высшего напряжения трансформатора.

В качестве релейной защиты принимаются следующие виды защиты: продольная дифференциальная, газовая, максимальная токовая с пуском по напряжению, максимальная токовая от токов, обусловленной перезагрузкой.

Дифференциальная защита выполнена на реле ДЗТ-11, которое благодаря наличию тормозной обмотки обеспечивает несрабатывание защиты от токов небаланса от внешних к.з. Первичный ток срабатывания защиты с реле ДЗТ определяют только по условию отстройки от броска тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора под напряжение. Расчет защиты приведен в таблице.

Относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения по стороне ВН, принята равной половине суммарного диапазона регулирования напряжения. Е = 0, 1 – полная погрешность трансформаторов тока.

tg j - тангенс угла наклона к горизонтальной оси касательной, проведенной из начала координат к тормозной характеристике реле, соответствующей минимальному торможению. Для ДЗТ-11 tga=0, 87. Наименьший коэффициент чувствительности продольной дифференциальной защиты трансформаторов должен быть около двух.

Таблица 8.1 – Расчет продольной нагрузки дифференциальной защиты трансформатора ТРДН 25000/110

Величины		Расчетная формула			Расчетное значение
1		2			3
1 Номинальная мощность защищаемого трансформатора, кВА		S Н			25000
2 Номинальное напряжение обмоток защищаемого трансформатора, кВ ВН НН		U ВН U НН		110 10
3 Относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на стороне ВН		D U		0, 08
4 Схема соединения трансформаторов тока: на стороне ВН на стороне НН		D Y
5 Коэффициент трансформации трансформаторов тока:            на стороне ВН на стороне НН		n ВН n НН		60 400
6 Значение тока трехфазного к.з. на выводах НН, приведенное к напряжению ВН, кА		IK		0, 50
Определение установок и чувствительности защиты
7 Номинальный ток защищаемого трансформатора на стороне ВН, А				А
8 Первичный ток срабатывания по условию отстройки от бросков тока намагничивания				= 1, 5× 131, 3=196, 95 А
9 Ток срабатывания реле, приведенный к стороне ВН, А				А
10 Расчетное число обмоток реле, включаемых в плечо защиты со стороны ВН
11 Принятое число витков обмотки реле, включаемых со стороны ВН				W ВН = 17
12 Расчетное число витков обмотки реле, включаемых со стороны НН
13 Принятое число витков обмотки реле, включаемых со стороны НН		WHH – ближайшее число		WHH = 18
14 Расчетное число витков тормозной обмотки по условию отстройки от тока небаланса при к.з. на стороне НН
15 Принятое число тормозной обмотки		WT > WT расч		WT = 9
16 Минимальное значение тока в реле при двухфазном к.з.				А
17 Минимальное значение коэффициента чувствительности защиты

 

Газовая защита. При повреждении внутри бака трансформатора происходит выделение газа за счет разложения масла и изолирующих материалов. При большом количестве газа, выделяющегося в течение малого времени, резко увеличивается давление в баке. Масло приходит в движение и вытесняется из бака в сторону расширителя.

Таким образом, появление газа, увеличение давления или движение масла может явится критерием, позволяющим определить факт повреждения.

Газовую защиту выполним с помощью реле В₁=80/0 с двумя пластмассовыми поплавками. Реле имеет сигнальный и комбинированный отключающий орган из двух элементов – поплавкового и лопастного, установленного поперек оси маслопровода. К подвижным элементам прикреплены постоянные магниты, поворот которых приводит к замыканию магнитоуправляемых контактов. Кроме того, в баке РПН дополнительно устанавливаем струйное реле URF 25/10, у которого имеется только один отключающий элемент в виде пластины. Источником оперативного тока для газовой защиты выбираем ТСН.

Максимальная токовая защита (МТЗ). Защита устанавливается со стороны основного питания.

Кратковременные перегрузки по току приводят к необходимости загрублять МТЗ. Одним из критериев, по которому режим перегрузки можно отличить от режима к.з. является разная степень снижения напряжения на шинах подстанции. Пр к.з. снижение напряжения является большим. В схеме защиты применена схема с комбинированным пуском от реле обратной последовательности и минимального реле напряжения (шина РНФ-1м). Ток срабатывания МТЗ отстраивается от тока нагрузки в нормальном режиме

,                                                         (8.1)

где К_Н – коэффициент надежности, для РТ-40, К_Н = 1, 1;

К_В – коэффициент возврата реле, К_В = 0, 8;

К_с.з. – коэффициент самозапуска нагрузки, К_с.з.= 1;

I _раб – рабочий ток линии после устранения к.з.,

 А.

Расчетный ток срабатывания реле

,                                                                            (8.2)

где К_сх – коэффициент схемы. При соединении трансформаторов тока в треугольник К_сх = ;

n _т – коэффициент трансформации, n _т = 60.

 А.

Напряжение срабатывания фильтра реле обратной последовательности РНФ-1м выбираем из условия обеспечения отстройки от напряжения небаланса фильтра в нормальном режиме.

 кВ                                         (8.3)

В                                                      (8.4)

Напряжение срабатывания реле минимального напряжения определяем из условия обеспечения возврата реле после отключения внешнего к.з. по выражению

,                                                                           (8.5)

,                                                                             (8.6)

где U_min – минимальное напряжение в месте установки трансформатора.

,                                                                       (8.7)

кВ,

кВ,

В.

Защита от перегрузки. Для защиты от перегрузки предусматриваем максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал. Максимальную токовую защиту устанавливаем на каждой расщепленной обмотке трансформатора.

Ток срабатывания защиты от перегрузки определяем по выражению

,                                                                       (8.8)

где К_В – коэффициент возврата, К_В = 0, 85;

К_Н – коэффициент надежности, К_В = 1, 05.

А

Ток срабатывания реле определим по выражению

,                                                                       (8.9)

А

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: