Курсовая работа: Электроснабжение компрессорной станции

Im(10) = ,

Im(10) = = 50,2 А,

Im(10) = = 43,6 А.

Таким образом, в результате установки двух КБ, с мощностью по QКБ = 135 квар получили снижение полной максимальной мощности на величину 113,66 кВА, что позволяет выбирать трансформатор меньшей мощности и питающие сети высокого напряжения меньшего сечения. Увеличение коэффициента активной мощности дает снижение потерь активной мощности при транспортировании электроэнергии.

6. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховой подстанции.

Выбор типа подстанции

Однотрансформаторные цеховые подстанции напряжением 6…10 кВ можно применять при наличии складского резерва для потребителей всех категорий по надёжности электроснабжения, даже для потребителей первой категории, если величина их не превышает 15…20% общей нагрузки и их быстрое резервирование обеспечено при помощи автоматически включаемых резервных перемычек на вторичном напряжении.

Двухтрансформаторные подстанции применяются в тех случаях, когда большинство электроприёмников относится к первой или второй категориям. Также эти подстанции целесообразно применять при неравномерном графике нагрузки.

Применение подстанций с числом трансформаторов более двух экономически невыгодно.

Мощности трансформаторов и их количество зависит от: величины и характера графика нагрузки; длительности нарастания нагрузки по годам; числа часов работы объекта электроснабжения; стоимости энергии и других факторов.

В результате компенсации реактивной мощности в сетях низкого напряжения полная мощность цеха составила Smц' = 764,6 кВА. Т.к. электроприёмники данного цеха относятся к 1 категории по надёжности электроснабжения то согласно [4, пункты 1.2.17, 1.2.18] принимаем к установке два силовых трансформатора с полной номинальной мощностью Sн = 630 кВА по каталогу [6, приложение 12]

Проверяем выбранный трансформатор по коэффициенту загрузки в нормальном режиме работы Kзн

Kзн =  ,

где nтр – число трансформаторов, шт.

Kзн = = 0,60 < 0,75.

Проверяем выбранный трансформатор по коэффициенту загрузки в аварийном режиме работы Kз.ав.

Kз.ав. =  ,

Kз.ав. = = 1,2 < 1,4.

Т.к. коэффициент загрузки не превышает рекомендуемых правилами эксплуатации значений, то принимаем трансформаторы к окончательной установке, его технические параметры сводим в таблицу 3.

Таблица 3 – Параметры силового трансформатора

Выбранная компоновка электрооборудования должна обеспечить: пожаробезопасность и взрывобезопасность, действие окружающей среды на оборудование, безопасность обслуживания оборудования в нормальном режиме работы установки, максимальную экономию площади, возможность удобного транспортирования оборудования, безопасный осмотр, смену, ремонт аппаратов, со снятием напряжения не нарушив нормальной работы аппаратов под напряжением.

Т.к. среда в помещении нормальная, площадь цеха позволяет расположить трансформаторную подстанцию, то принимаем к установке двухтрансформаторную комплектную подстанцию внутрицехового исполнения.

7. Расчёт потерь мощности в трансформаторе

Потери мощности в трансформаторах состоят из потерь активной и реактивной мощности.

Потери активной мощности состоят из двух составляющих: потерь, идущих на нагрев обмоток трансформатора, зависящих от тока нагрузки и потерь, идущих на нагревание стали, зависящих от тока нагрузки.

Потери реактивной мощности состоят из двух составляющих: потерь, вызванных рассеянием магнитного потока в трансформаторе, зависящих от квадрата тока нагрузки и потерь, идущих на намагничивание трансформатора, независящих от тока нагрузки, которые определяются током холостого хода.

Расчёт потерь мощности в трансформаторе необходим для более точного выбора сетей высокого напряжения, а также для определения стоимости электроэнергии.

Определяем потери активной мощности в трансформаторе ΔP, кВт, по формуле

ΔP = Pкз · Kзн2+Рхх,

где Pкз – потери активной мощности в трансформаторе при проведении опыта короткого замыкания  

Рхх – потери активной мощности в трансформаторе при проведении опыта холостого хода, кВт.

ΔP = 7,3 · 0,62+2 = 4,6 кВт.

Рассчитываем потери реактивной мощности в трансформаторе ΔQ, кВар

ΔQ = 0,01 · (Uкз · Kзн2 + Iхх) · Sн,

где Uк.з. – напряжение при опыте короткого замыкания в процентах от номинального

Iх.х. – ток при опыте холостого хода в процентах от номинального

ΔQ = 0,01 · (5,5 · 0,62+3) · 630 = 31,4 кВар.

Определяем потери полной мощности в трансформаторе ΔS, кВА

ΔS = ,

ΔS = = 31,7 кВА.

Все полученные данные сводим в таблицу 4.

Таблица 4 – Потери мощности в трансформаторе

Итак, потери мощности в трансформаторе будут зависеть от коэффициента загрузки трансформатора, от его конструктивного исполнения и полной номинальной мощности. Для уменьшения потерь необходимо правильно выбрать трансформатор и оптимально загрузить его.

8. Расчёт и выбор сетей напряжением выше 1 кВ

Критерием для выбора сечения кабельных линий является минимум приведённых затрат. В практике проектирования линий массового строительства выбор сечения производится не по сопоставительным технико-экономическим расчётам в каждом конкретном случае, а по нормируемым обобщённым показателям.

Т.к. сети напряжением выше 1 кВ не входят в перечень [4, пункта 1.3.28], то выбор сетей до цеховой трансформаторной подстанции осуществляем по экономической плотности тока jэк, .Рассчитываем максимальную активную мощность, проходящую по высоковольтному кабелю, Рm(10), кВт с учётом потерь мощности в трансформаторе

Рm(10) = Рmц+nтр · ΔP,

Рm(10) = 725,12+2·4,6=734,32 кВт.

Определяем максимальную реактивную мощность, проходящую по кабелю U=10 кВ с учётом потерь мощности в трансформаторе Qm(10), кВар, по формуле

Qm(10)=Qm'+ nтр · ΔQ,

Qm(10)=210,72+2·31,4=273,52 кВар.

Определяем полную мощность в сетях высокого напряжения Sm(10), кВА

Sm(10)= =783,6 кВА.

Рассчитываем коэффициенты активной (cosφ(6)) и реактивной (tgφ(6)) мощности высоковольтной линии

cosφ(10)= = 0,94,

tgφ(10)= = 0,37.

Рассчитываем силу тока, проходящую по линии напряжением U=10 кВ Im(10), A

Im(10)= =22,6 А.

По справочнику [4, таблица 1.3.36] определяем экономическую плотность тока, учитывая, что число часов использования максимума нагрузки в год Тm=3000-5000 тысяч час/год и прокладываемый кабель марки ААШв

jэк = 1,4 А/мм2

Определяем экономически целесообразное сечение кабеля Fэк, мм2

Fэк=,

Fэк= =16,14 мм2.

Принимаем к прокладке кабель ближайшего стандартного сечения 16 мм2, т.е.  ААШв 3х16 с допустимым током Iд, А, определяемым по каталогу [4, таблица 1.3.16]

Iд=80 А.

Определяем допустимую величину тока с учётом поправочных коэффициентов

Iд'=Iд·Kп·Kт,

где Kп – поправочный коэффициент на параллельную прокладку двух кабелей   

в траншее, принимаемый по каталогу по [4, таблица 1.3.26], Kп=0,9;

Kт – поправочный коэффициент на температуру земли, принимаемый по каталогу [4, таблица 1.3.3], Kт=1, т.к. принята температура t=15 ºC.

Iд'=80·0,9·1=72 А > Im(10)=22,6 А.

По справочнику [7, таблица 4-79] определяем активное (r0) и реактивное (х0) сопротивления кабельной линии, Ом/км

r0=1,95 Ом/км,

х0=0,113 Ом/км.

Проверяем выбранный кабель по потере напряжения ∆U, %, которые согласно [8] не должны превышать 5%

∆U=,

∆U==0,59% .

Параметры кабеля заносим в таблицу 5.

Таблица 5 – Параметры кабеля

ААШв – кабель с алюминиевыми жилами, с бумажной изоляцией, алюминиевая оболочка, в поливинилхлоридном шланге.

Итак, кабель выбранный по экономической плотности тока обеспечивает снижение сопротивления кабеля, возможность расширения производства, а также запас по току, что ведет к снижению эксплуатационных затрат, т.к кабель нагревается значительно меньше, обеспечивая, тем самым, меньший физический износ изоляции, а как следствие меньшее число повреждений и пробоев.

9. Расчёт и выбор питающих сетей напряжением до 1 кВ

Согласно [4, пункт 1.3.20] проверке по экономической плотности тока не подлежат: сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1 кВ при числе использования максимума нагрузки предприятий до 4000-5000; сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых распределительных устройств всех напряжений; ответвления к отдельным электроприёмникам напряжением до 1 кВ, а также осветительные сети промышленных предприятий, жилых и общественных зданий.

Т.к. шины не входят в перечень [4, пункт 1.3.28], то выбор осуществляем по току с условием, что Iд≥Imц с проверкой по потере напряжения и на действие токов короткого замыкания.

В результате расчёта электрических нагрузок максимальный ток Imц=1321,8 А.Т.к. ток проходящий по одной секции Im1с=660,9 А, то принимаем к предварительной установке шину алюминиевую сечением 50×6 с Iд=740А по каталогу [6,таблица 1.3.31].

Согласно [4, пункт 1.3.23] при расположении шин плашмя ток, указанный в справочнике [4, таблица 1.3.31], должен быть уменьшен на 5 %, если ширина шины до 60 мм и на 8 %, если ширина шины больше 60 мм.

Iд′ = 740-0,05·740 = 703 А > Im1с=660,9 А.

По справочнику [7, таблица 4-79] определяем активное (r0) и реактивное (х0) сопротивления шины, Ом/км

х0=0,137 Ом/км,

r0=0,119 Ом/км.

Проверяем выбранную шину по потере напряжения ∆U, %, при длине шины l =0,005 км

∆U= Im1c·l·( r0·cosφсрв+ х0·sinφсрв),

∆U%=·100%,

∆U= 660,9·0,005·(0,119·0,83+0,137·0,55) =0,57 В,

∆U%=·100=0,3 % ≤ 1,8%.

Т.к. Iд′ = 703 А > ImIс = 669,9 А; ΔU% = 0,5 % < 1,8 %, то принимаем шину к предварительной установке. Окончательное решение будет принято после проверки шины на термическое и динамическое действие токов короткого замыкания.

Выбор кабельных сетей, идущих к силовым шкафам.

В результате расчёта электрических нагрузок шкафа ШР1 Imшр1= 48,8 А. Т.к. согласно [4, пункт 1.3.28] сети напряжением до 1 кВ не подлежат проверке по экономической плотности тока при Tm ≤ 5 тыс. час/год, то выбор осуществляем по току с условием, что Iд ≥ Imшр1, с проверкой по потере напряжения и на установленную защитную аппаратуру.

Определяем ток расцепителя автоматического выключателя Iрасц, А

Iрасц = Kп1·Imшр1,

где Кп1 – поправочный коэффициент учитывающий неточность калибровки  расцепителя и одновременный запуск всех потребителей шкафа, принимаем Кп1 = 1,25.

Iрасц = 1,25·48,8 = 61 А.

Принимаем к установке автоматический выключатель ВА 13-29  по каталогу [9]

Принимаем к предварительной прокладке кабель АВВГ 4×25 с   Iд = 75·0,92 = 69 А по справочнику [4, таблица 1.3.7]

Проверяем кабель на установленную защитную аппаратуру по условию

Iд′ ≥ Iз · Кз ,

где Iз – ток срабатывания защиты, равный току расцепителя, А,  

принимаем Iз = 63 А;

Кз – коэффициент защиты, зависящий от вида защитной аппаратуры, изоляции кабеля, среды в помещении и необходимости защиты кабеля от перегрузки, принимаем Кз = 1по [3, таблица 2.10].

Iд′ = 69 А > (63 · 1) А,

r0 = 1,25 Ом/км,

x0 = 0,0662 Ом/км.

Проверяем выбранный кабель по потере напряжения ∆U, %, при длине кабеля l=0,015 км

,

∆U=· 28,4 · 0,015 · (1,25 + 0,0662 · 0,53) = 0,38% ≤ 5%

Т.к. Iд′ ≥ Imшр1, Iд′ ≥ Iз · Кз, ∆U ≤ 5%, то кабель принимаем к окончательной прокладке. Аналогичным образом выбираем кабели, идущие к остальным шкафам. Все полученные данные сводим в таблицу 7.

Выбор кабелей идущих к одиночным электроприёмникам

Т.к. сети, идущие к одиночным электроприёмникам, не подлежат проверке по экономической плотности тока, то выбор ведём по номинальному току электроприёмника Iн, А.

Определяем номинальную силу тока двигателя компрессора, позиция 1 Iн1, А

Iн1 = ,

где η – коэффициент полезного действия двигателя.

Iн1 = = 41,27 А.

Определяем ток расцепителя автоматического выключателя Iрасц, А

Iрасц = Kп2 · Iн1,

где Kп2 – коэффициент, учитывающий неточность калибровки расцепителя и пусковые токи двигателя, принимаем Kп2 = 1,15

Iрасц = 1,15 · 41,27 = 47,5 А.

Принимаем к установке автоматический выключатель ВА 13-29  [8]

Принимаем к прокладке кабель АВВГ 4×16 с Iд′= 60 · 0,92 = 55 А по каталогу [4, таблица 1.3.7]

Iд′ = 55 А ≥ Iн = 41,27 А.

Проверяем кабель на установленную защитную аппаратуру по условию

Iд′ ≥ Iз · Kз,

Iд′ = 55 А ≥ (50 · 1) А. r0 = 1,95 Ом/км;

x0 = 0,0675 Ом/км [7, таблица 4-79],

∆U = ·22·0,01·(1,95+0,0675·0,48) = 0,3% ≤ 5% .

Т.к. Iд′ ≥ Iн, Iд′ ≥ Iз · Kз, ∆U ≤ 5%, то кабель принимаем к окончательной прокладке.

Аналогичным способом выбираем кабели идущие к остальным электроприёмникам. Полученные данные сводим в таблицу 8.

Выбираем кабель идущий к вентилятору, позиция 2, защищаемому предохранителем

Рассчитываем силу тока двигателя вентилятора Iн2, А

Iн2 = = 1,2 А.

Определяем ток плавкой вставки предохранителя, А

,

где kп – кратность пускового тока,

принимаем kп =5;

 α – коэффициент снижения пускового тока,

   принимаем α =2,5 (при легких пусках).

 Iвст =  = 2,4 А.

Для защиты двигателя вентилятора принимаем к установке предохранитель ПП 21  по каталогу [3,таблица 2.21].

Принимаем к предварительной прокладке кабель АВВГ 4×2,5 с  Iд′= 19 · 0,92 = 18 А [4, таблица 1.3.7].

Iд′ = 18 А ≥ Iн = 1,2 А

Проверяем кабель на установленную защитную аппаратуру по условию

Iд′ ≥ Iз · Kз,

Iд′ = 18 А ≥ (5 · 0,33)=1,65 А,

ro = 12,5 Ом/км,

xo = 0,104 Ом/км,

∆U =  · 0,37 · 0,011 · (12,5 + 0,104 · 1,04) = 0,04% ≤ 5%.

Т.к. Iд′ ≥ Iн, Iд′ ≥ Iз · Kз, ∆U ≤ 5%, то кабель принимаем к окончательной прокладке.

10. Расчёт токов короткого замыкания

В электроустановках могут возникать различные виды коротких замыканий, сопровождающиеся резким увеличением тока. Поэтому электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения, должно быть устойчивым к токам короткого замыкания и выбираться с учётом величин этих токов. Основными причинами возникновения коротких замыканий в сети могут быть: повреждение изоляции отдельных частей электроустановки; неправильные действия обслуживающего персонала; перекрытие токоведущих частей.

Вычисление токов короткого замыкания производится для определения условий работы потребителей при аварийных режимах; выбора электроаппаратов, шин, изоляторов, силовых кабелей; проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики; проектирования защитных заземлений; подбора характеристик разрядников для защиты от перенапряжений.

При расчёте токов КЗ принимают, что источниками питания места КЗ являются: синхронные генераторы, синхронные компенсаторы и двигатели, асинхронные двигатели в начальный период времени.

До начала расчётов токов короткого замыкания составляем упрощённую схему согласно рисунку 2. Затем строим схему замещения, согласно рисунку 3, на ней указываем все точки наиболее вероятных возникновений токов короткого замыкания. Расчёт ведём в именованных единицах.

Рисунок 2 – Упрощённая однолинейная схема

Рисунок 3 – Схема замещения

Пересчитываем удельные сопротивления высоковольтной линии в мОм

r1′ = r1 ∙ l,

r1′ = 1,95 ∙ 800 = 1560 мОм;

х1′ = х1 ∙ l,

х1′ = 0,113 ∙ 800 = 90,4 мОм.

Определяем ток периодической составляющей тока кз в начальный момент времени Iпо, кА

Iпо =  = ,

где Uср – среднее напряжение в точке расчёта тока кз, В;

  z – полное сопротивление участка сети, мОм.

Iпо = = 3,88 кА.

Находим соотношение реактивного и активного сопротивлений

 =  = 0,06.

По [1, рисунок 7.4] определяем ударный коэффициент Ку

Ку = 1.

Рассчитываем ударный ток, iу, кА

iу = ∙ Iпо ∙ Ку,

iу = ∙ 3,88 ∙ 1 = 5,49 кА.

Пересчитываем сопротивления всех остальных участков сети аналогично точке 1

Пересчитываем сопротивления трансформатора, мОм

rтр =  ,

rтр =  = 2,94 мОм ,

xтр = ,

xтр =  = 13,65 мОм.

По максимальному току первой секции ImIc=660,9 А выбираем выключатель с низкой стороны трансформатора по каталогу [10] ВА 62 .

По каталогу [11, таблицы 14.4, 14.5] определяем активное сопротивление катушек расцепителей Rа=0,12 мОм, и переходное сопротивление контактов Rк=0,25 мОм и индуктивное сопротивление катушек Xа=0,094 мОм.

Пересчитываем сопротивления шины 50×6, мОм

rш′ = 0,119 ∙ 5 = 0,595 мОм,

xш′ = 0,137 ∙ 5 = 0,685 мОм.

Находим сопротивление кабельной линии, идущей к шкафу ШР1, мОм

rшр1′ = 1,25 ∙ 15 = 18,75 мОм,

xшр1 = 0,0662 ∙ 15 = 0,99 мОм.

Определяем сопротивление кабельной линии, идущей к двигателю, мОм

r2′ = 1,95 ∙ 10 = 19,5 мОм,

x2′ = 0,0675 ∙ 10 = 0,675 мОм.

Принимаем, что напряжение на шинах U=10 кВ при возникновении тока кз остаётся неизменным и сопротивление энергосистемы не учитываем.

Аналогично точке К – 1 выполняем расчёт тока кз в оставшихся намеченных точках.

К – 2

rк-2 = rтр + Ra + Rк ,

rк-2 = 2,94 + 0,12 + 0,25 = 3,31 мОм,

xк-2 = xтр + Хa,

xк-2 = 13,97 + 0,094 = 14,06 мОм,

Iпок-2 = = 16,01кА,

 =  = 4,24

Ку = 1,40,

iу = ∙ 1,40 ∙ 16,01 = 31,60 кА.

К – 3

rк-3 = rк-2 + rш′ + Rа1 + Rк1 + rшр1′ ,

rк-3 = 3,31 + 0,595 + 1,8 + 0,75 + 18,75 = 25,21 мОм,

xк-3 = хк-2 + хш′ + Xа1 + xшр1′,

xк-3 = 13,74 + 0,685 + 0,86 + 0,99 = 16,275 мОм,

Iпок-3 = = 7,7 кА,

 =  = 0,65,

Ку = 1,02,

iу = ∙ 7,7 ∙ 1,02 = 11,11 кА.

К – 4

rк-4 = rк-3 + Rа2 + Rк2 + r2′,

rк-4 = 25,21 + 1,8 + 0,75 + 19,5 = 47,26 мОм,

хк-4 = хк-3 + Xа2 + x2′,

хк-4 = 16,275 + 0,86 + 0,675 = 17,81 мОм,

Iпо = = 4,57 кА,

 =  = 0,38,

Ку = 1,

iу = ∙ 4,57 ∙ 1 = 6,46 кА.

11. Выбор элекрооборудования и проверка его на действие токов

короткого замыкания

Токи короткого замыкания вызывают нагрев токоведущих частей, значительно превышающий нормальный. Чрезмерное повышение температуры может привести к выжигании изоляции, разрушению контактов и даже их расплавлению, несмотря на кратковременность процесса короткого замыкания.

Проверка аппаратов на термическую стойкость производится по току термической стойкости Iт и времени термической стойкости tт. Аппарат термически стоек, если тепловой импульс Вк < Iт2 ∙ tт.

Выбранные шины или кабель термически стойки, если принятое сечение больше минимального Fmin, то есть Fmin < Fпр .

При коротком замыкании по токоведущим частям проходят токи переходного режима, вызывая сложные усилия в шинных конструкциях и аппаратах электроустановок. Эти усилия изменяются во времени и имеют колебательный характер. Проверка аппаратов по электродинамической стойкости производится по условию:

iу ≤ iпр.скв (iдин),

где iпр.скв (iдин) – предельный сквозной ток, указанный заводом-изготовителем.

Проверку шин на динамическую стойкость проводят по условию:

σрасч ≤ σдоп

В качестве защитной аппаратуры с высокой стороны трансформатора принимаем к предварительной установке вакуумный выключатель серии ВВ/TEL-10-12,5/1000-У2-41 по каталогу [11, таблица ].

Определяем время отключения короткого замыкания tоткл , с

tоткл = tв + tз,

где tв – полное время отключения выключателя, с,

принимаем tв = 0,025 с;

tз – время действия основоной защиты, с,

принимаем tз = 0,5 с.

tоткл = 0,025 + 0,5 = 0,525 с.

Находим время затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания Тa, с по формуле

Та = ,

Та =  = 0,00018 с.

Определяем тепловой импульс Вк, с

Вк = Iп.о.к-12 · (tв + tз + Tа),

Вк = 38802 · (0,025 + 0,5 + 0,00018) = 7906269,79 А2 · с.

Т.к. расчётные данные не превышают справочные, то вакуумный выключатель ВВ/TEL-10-12,5/1000-У2-41 принимаем к окончательной установке. Для видимого разрыва цепи выбираем разъединитель внутренней установки с заземляющими ножами типа РВЗ-10/400I по каталогу [12, таблица ]

Для подключения катушек измерительных приборов выбираем по каталогу [12, таблица 5.9] трансформатор тока проходной с литой изоляцией для КРУ типа ТПЛ-10К с классом точности 0,5, с номинальным током вторичной обмотки Iн2 = 5 А, с номинальной нагрузкой в классе точности 0,5 Rн0,5 = 0,4 Ом.

Выбираем по справочнику [12, таблица 5.13] однофазный трансформатор напряжения с естественным масляным охлаждением типа НОМ-10 с номинальным напряжением вторичной обмотки U2н = 100 В, с номинальной мощностью в классе точности 0,5 Sн0,5 = 75 ВА

Проверяем кабель ААШв 3×16 на термическое действие токов кз.

Определяем минимальное сечение кабеля Fmin, мм2

Fmin = ,

где Ст – коэффициент, зависящий от допустимой температуры при коротком замыкании и материала проводника,

принимаем по справочнику [1] Ст = 85: для кабельной линии с U=10кВ, алюминиевыми жилами, без изоляции

Fmin =  = 33 мм2 > Fпр = 16 мм2

Т.к. условие не соблюдается, то принимаем к окончательной установке кабель ААШв 3×35 с Iд′ = 115 А по каталогу [4, таблица 1.3.16].

Проверяем шину алюминиевую с размерами 50×6 на термическое действие токов кз.

Так-2 =  = 0,013 с,

Вкк-2 = 163402 · ( 0,04 + 0,1 + 0,013) = 40850326,8 А2 · с,

Fmin =  = 73 мм2 < Fпр = 50 · 6 = 300 мм2.

Т.к. расчётные данные не превышают принятых, то шина термически стойка.

Проверяем шину алюминиевую сечением 50×6 на динамическое действие токов кз.

Определяем максимальное усилие на шинную конструкцию F(3), Н

F(3) = · iy2 · 10-7,

где l – расстояние между изоляторами, м,

принимаем l = 0,9 м;

а – расстояние между фазами, м

принимаем а = 0,07 м.

Определяем изгибающий момент М, Н · м

М = ,

М =  = 218,79 Н · м.

Определяем момент сопротивления сечения шины при расположении шины плашмя W, см3

где b и h – размеры поперечного сечения шины, см

W =  = 2,5 см3.

Находим напряжение в материале шин от изгиба σрасч, МПа

σрасч = ,

σрасч =  = 87,5 МПа > σдоп Al = 75 МПа.

Т.к. условие не выполняется , то принимаем к установке шину большего сечения 60×6 с Iд′ = 870 – 870 · 0,05 = 827 А по каталогу [4].

12. Релейная защита отдельных элементов электрической цепи

В условиях эксплуатации возможны повреждения отдельных элементов системы электроснабжения. В ряде случаев повреждение должно быть ликвидировано в течение долей секунды, совершенно очевидно, что человек не в состоянии справиться с такой задачей. Поэтому для определения места повреждения и подачи сигнала на отключение соответствующих выключателей устанавливаются специальные автоматические устройства. Это и есть релейная защита, действующая на отключение.

Иногда в условиях эксплуатации возникают ненормальные режимы, существование которых допустимо в течение некоторого времени. Нарушение нормального режима в этих случаях может быть ликвидировано действием оперативного персонала. При этом нецелесообразно немедленное отключение элемента электрической сети, а достаточно дать сигнал персоналу. Это осуществляется релейной защитой, действующей на сигнал.

Релейная защита и автоматика должны удовлетворять ряду требований, основными из которых являются: селективность, чувствительность, быстродействие, надежность.

Под селективностью понимается свойство релейной защиты, действующей на отключение, избирать поврежденный участок и отключать только его. Для релейной защиты, действующей на сигнал, под селективностью понимается способность однозначно указывать место возникновения ненормального режима и конкретный элемент системы электроснабжения, требующий вмешательства персонала.

Под чувствительностью релейной защиты понимается ее способность реагировать на возможные повреждения в минимальных режимах системы электроснабжения, когда изменение воздействующей величины (величина, на которую реагирует защита) будет минимальным. Обычно стремятся сделать защиту возможно более чувствительной, сохраняя, однако, ее селективность. Это требование и ставит практический предел возможной чувствительности защиты.

Чувствительность защиты оценивается коэффициентом чувствительности. Он регламентирует отношение между значением воздействующей величины при повреждении в защищаемой зоне и установленным на защите значением параметра ее срабатывания.

Чувствительность - одно из основных требований, предъявляемых к устройствам автоматики. Высокой чувствительностью должны обладать, например, автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) и автоматические регуляторы частоты (АРЧ), реагирующие на изменения напряжения и частоты в системе.

Быстродействие защиты необходимо в большинстве случаев по следующим соображениям:

1) при кз мощность, отдаваемая генераторами станций, вблизи которых произошло КЗ, резко снижается. В результате скорость вращения генераторов возрастает. Если КЗ отключается защитой, имеющей выдержку времени, то к моменту его отключения генераторы этой станции выйдут из синхронизма по отношению к другим станциям. Быстрое отключение КЗ может предотвратить нарушение синхронизма, представляющее собой наиболее тяжелую аварию в системе.

2) кз в любом элементе системы приводит к понижению напряжения, снижению вращающего момента синхронных и асинхронных двигателей и их торможению. При быстром отключении КЗ двигатели немедленно возвращаются к нормальному режиму, их торможение не является опасным. Отключение КЗ с выдержкой времени может привести к полной остановке и необходимости отключения синхронных и некоторых асинхронных двигателей.

3) быстрое отключение КЗ уменьшает размеры нарушения изоляции и токоведущих частей в месте повреждения, уменьшает вероятность несчастных случаев.

4) ускорение отключения повреждений повышает эффективность АПВ и АВР, так как чем меньше разрушения в месте КЗ, тем меньше вероятность успешного действия автоматики.

Время отключения повреждения складывается из времени действия защиты и времени действия выключателя. Следовательно, для ускорения отключения повреждений необходима не только быстродействующая защита, но и быстродействующие выключатели. Защиты, действующие со временем, не большим 0,1 ...0,2 с, считаются быстродействующими. Время отключения наиболее распространенных выключателей не превышает 0,06...0,15 с.

Для повышения надежности электроснабжения недостаточно только быстрого отключения поврежденного элемента, необходимо также быстро включить этот элемент повторно в работу или заменить его резервным. Таким образом, быстродействием должны обладать также устройства АПВ и АВР.

Применительно к релейной защите и автоматике под надежностью понимают свойство этих устройств выполнять заданные функции, сохраняя свои эксплуатационные показатели в заданных пределах в течение требуемого промежутка времени.

Для обеспечения надежности релейная защита и автоматика должны выполняться при помощи высококачественных и надежно работающих реле и других элементов. Их монтаж должен быть надежным, т. е. таким, при котором исключается обрыв проводов, замыкание между ними, ложное срабатывание от механических сотрясений и др. Существенное значение для надежности имеет правильная эксплуатация защиты и автоматики. Состояние всех устройств защиты и автоматики должно периодически проверяться. Так как каждый элемент может оказаться неисправным, то надежность защиты и автоматики тем выше, чем меньшее число элементов они содержат. Особенно важно уменьшение числа наименее надежных элементов, которыми являются контакты реле. Поэтому для увеличения надежности устройства следует стремиться к его упрощению. Существенное повышение надежности устройств релейной защиты и автоматики может быть достигнуто применением бесконтактных элементов.

Для предупреждения повреждений необходим свой вид релейной защиты, в соответствии с чем, для отдельных элементов электроустановок рекомендуются следующие наборы защит:

1) для генераторов - от внешних коротких замыканий, перегрузок, многофазных замыканий, однофазных замыканий на землю, замыканий между витками одной фазы в обмотке статора, замыканий на корпус в цепи возбуждения и повышения напряжения в обмотке статора;

2) для силовых трансформаторов - от внешних коротких замыканий, перегрузок, многофазных замыканий, однофазных замыканий на землю, витковых замыканий в обмотках, понижения уровня масла в кожухе трансформатора;

3) для воздушных и кабельных линий - от многофазных замыканий, однофазных замыканий на землю и внешних коротких замыканий;

4) для синхронных и асинхронных электродвигателей - от многофазных замыканий, однофазных замыканий на землю, перегрузок, снижения напряжения и асинхронного режима для синхронного двигателя;

5) для конденсаторных установок - от коротких замыканий, повышения напряжения и перегрузок токами высших гармоник при наличии в сети вентильных преобразовательных и выпрямительных установок.

Для защиты ряда электроустановок вместо автоматических выключателей и релейной защиты следует применять предохранители или открытые плавкие вставки. Если они выбраны с требуемыми параметрами, то обеспечивают селективность и чувствительность и не препятствуют применению автоматики.

Предохранители и устройства релейной защиты от многофазных замыканий являются основными средствами защиты, однако, в случае выхода их из строя в качестве резервной для сетей, трансформаторов и генераторов предусматривается защита от внешних коротких замыканий. Такая защита осуществляет отключение только с определенной выдержкой времени, так как предназначена для работы только при отказе основной защиты.

Для отключения тока внешнего короткого замыкания в сетях напряжением выше 1 кВ применяется максимальная токовая защита. Ток, проходящий по защищаемому элементу системы, через трансформатор тока подводится к максимальной токовой защите, которая при соответствии нормальному режиму работы на него не реагирует. При возникновении короткого замыкания ток резко возрастает, защита срабатывает и подает сигнал на отключение выключателя.

Максимальная токовая защита обладает достаточной селективностью, определенной чувствительностью; широко применяется в радиальных сетях всех уровней напряжения с одним источником питания, а в системах электроснабжения промышленных предприятий напряжением 10 кВ и ниже она является основной защитой.

Токовая отсечка, являясь разновидностью максимальной токовой защиты, имеет ограниченную зону действия и в большинстве случаев реагирует мгновенно.

Токовая отсечка устанавливается обычно для защиты электродвигателей мощностью менее 5000 кВт, трансформаторов мощностью менее 6300 кВА, нереактированных линий, конденсаторных установок мощностью более 400 кВар.

Защита от многофазных замыканий требует селективного и быстрого отключения элементов электроустановки, предотвращая тем самым ее раз рушение.

Наиболее распространенными видами защит всех элементов электрической системы являются токовая отсечка и дифференциальные защиты. Помимо этих защит используют дистанционную защиту и направленную защиту с высокочастотной блокировкой (высокочастотная защита). Выбор той или иной определяется требованиями защиты конкретной установки и схемы электроснабжения.

Дифференциальная защита подразделяется на продольную и поперечную. Продольная используется в основном для элементов с сосредоточенными нагрузками (электродвигатели, трансформаторы и др.), а также для линий относительно небольшой длины. Поперечная дифференциальная защита применяется для защиты параллельных линий.

Для силовых трансформаторов предусматривается релейная защита от следующих повреждений и анормальных режимов работы: междуфазных КЗ в обмотках и на выводах; однофазных КЗ в обмотке и на выводах; витковых замыканий в обмотках; скачков токов в обмотках при внешних КЗ; перегрузок; понижения уровня масла в маслонаполненных трансформаторах и в маслонаполненных вводах.

Газовая защита устанавливается на трансформаторах, автотрансформаторах, преобразовательных агрегатах и реакторах с масляным охлаждением, имеющих расширители. Основным элементом газовой защиты является газовое реле. Широкое распространение получили реле типа ПГ-22 и РГЧЗ-66.

Защита от перегрузки выполняется одним реле тока, включенным в цепь трансформатора тока защиты от внешних коротких замыканий. Для отстройки от кратковременных перегрузок и коротких замыканий предусмотрено реле времени, рассчитанное на длительное прохождение тока в его обмотках.

Для защиты трансформаторов мощностью 6300 кВА и выше от междуфазных замыканий, витковых и замыканий на землю используют дифференциальную токовую защиту, действующую без выдержки времени на отключение всех выключателей трансформаторов.

Для защиты трансформаторов мощностью ниже 6300 кВА, работающих одиночно, и трансформаторов мощностью менее 4000 кВА, работающих параллельно, устанавливается токовая отсечка.

Для секций сборных шин напряжением (6-35) кВ предусматривается защита от многофазных коротких замыканий, а также сигнализация о замыканиях на землю.

Определяющим для типа защиты является конструктивное исполнение и расположение шин: внутри и вне комплектных распределительных устройств (КРУ).

Для сборных шин КРУ применяется дуговая защита и быстродействующая неполная дифференциальная токовая защита. Сборные шины вне КРУ защищаются максимальной токовой защитой, установленной на выключателе ввода в РУ или на выключателе в начале питающей линии, а также максимальной токовой защитой - на секционном выключателе.

Для конденсаторных установок, предназначенных для компенсации реактивной мощности, применяется защита от многофазных коротких замыканий, от сверхтоков перегрузки и от повышения напряжения. Однако [5] не требует защиты от повышения напряжения, если конденсаторная установка выбрана по максимально возможному напряжению.

В качестве защиты от многофазных коротких замыканий рекомендуется максимальная токовая защита без выдержки времени. На батареях, состоящих из нескольких секций конденсаторов, если они не защищены предохранителями, может устанавливаться, помимо общей, собственная защита от многофазных коротких замыканий.

Защита от повышения напряжения выполняется одним реле максимального напряжения с высоким коэффициентом возврата и действует на отключение всей установки.

Любое отключение должно сопровождаться запретом на повторное включение прежде, чем пройдет время, достаточное для разряда батареи (5с).

13. Расчёт заземляющих устройств

Согласно [4, п. 1.7.70] для заземления электроустановок в первую очередь рекомендуется использовать естественные заземлители. В их качестве рекомендуется использовать водопроводные и другие металлические трубопроводы, за исключением трубопроводов горючих жидкостей; обсадные трубы скважин; металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, находящихся в соприкосновении с землей и другое.

В данном курсовом проекте в качестве естественного заземлителя принимаем железобетонный фундамент здания.

Согласно [4, п. 1.7.62] сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены нейтрали трансформаторов и генераторов в любое время года не должно превышать 4 Ом при напряжении 380 В.

Определяем сопротивление растеканию тока, через арматуру железобетонного фундамента здания Rф

Rф = ρ · ,

где ρ – удельное сопротивление грунта с учётом коэффициента сезонности,  определяемое по формуле

ρ = ρсправ · Ксез,

где ρспр – рекомендуемое справочное значение удельного сопротивления грунта, Ом ∙м, принимаем ρспр = 100 Ом∙м – для суглинка [13, таблица 6-4];

kсез – коэффициент сезонности, учитывающий промерзание и просыхание грунта, принимаем kсез = 1,45 [13, таблица 6-5].

ρ = 100 ∙ 1,45 = 145 Ом ∙ м.

Sф – площадь, ограниченная периметром здания на уровне поверхности  земли, м2 , Sф = 540 м2.

Rф = 145 ∙  = 3,12 Ом.

Т.к. Rф = 3,12 Ом < R = 4 Ом, что соответствует [4, пункт 1.7.62], то выбранный тип естественного заземлителя принимаем к предварительной установке. Окончательное решение будет принято после проведения реальных технико-эксплуатационных замеров.

Список литературы

1 Коновалова Л.Л., Рожкова Л.Д. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. – М.: Энергоиздат, 1989

2 Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов. – М.: Мастерство, 2001.

3 Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. – М.: Высшая школа, 1990.

4 Правила устройства электроустановок (ПУЭ). – М.: Издательство ДЕАН, 2001.

5 Барыбин Ю.Г. Справочник по проектированию электроснабжения. – М.: Энергоиздат, 1986.

6 Постников Н.П., Рубашов Г.М. Электроснабжение промышленных предприятий. Л.: Стройиздат, 1989.

7 Большам Я.М., Крупович В.И. Справочник по проектированию электроснабжения, линий электропередач и сетей. – М.: Энергия, 1975.

8 ГОСТ 13109-99. Качественные показатели электроэнергии.

9 Справочник. Автоматические выключатели общего применения до 630 А. М.: Информэлектро, 1996

10 Крупович В.И., Барыбина Ю.Г., Самовера М.Л. М Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования под редакцией.: Энергоиздат, 1981

11 Каталог. Таврида Электрик., 2002

12 Крючков И.П., Кувшинский Н.Н., Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций. – М.: Энергия, 1978.

13 Крупович В.И., Барыбина Ю.Г. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования под редакцией – М.: Энергоиздат, 1981.