Электроснабжение механического завода местной промышленности

По режиму КЗ при напряжении выше 1 кВ не проверяются:

1.                 Проводники защищенные плавкими предохранителями не зависимо от их номинального тока и типа.

2.                 Проводники в цепях к индивидуальным электроприемникам, в том числе цеховым трансформаторам общей мощностью до 2,5 МВА и с высшим напряжением до 20 кВ, если соблюдены одновременно следующие условия:

– в электрической или технологической части предусмотрена необходимая степень резервирования, выполненного так, что отключение указанных электроприемников не вызывает расстройства технологического процесса;

– повреждение проводника при КЗ не может вызвать взрыва или пожара;

– возможна замена проводника без значительных затруднений.

3.                 Проводники к отдельным небольшим распределительным пунктам, если такие электроприемники и распределительные пункты являются не ответственными по своему назначению и если для них выполнено хотя бы только условие приведенное в пункте 2.2.

В остальных случаях сечение проводников надо увеличить до минимального сечения, удовлетворяющего условию термической стойкости.

Так как в нашем случае выполняются все выше изложенный условия в пунктах 1, 2 и 3 то сечение проводников увеличивать не будем.

Для проводников напряжением до 1 кВ приведенных в табл. 19 сечение увеличиваем до 95 мм2.

11. Расчет самозапуска электродвигателей

Самозапуск заключается в том, что при восстановлении электроснабжения после кратковременного нарушения электродвигатели восстанавливают свой нормальный режим работы. Отличительные особенности самозапуска по сравнению с обычным пуском:

– Одновременно пускается группа двигателей;

– В момент восстановления электроснабжения и начала самозапуска часть, или все электродвигатели вращаются с некоторой скоростью;

– Самозапуск обычно происходит под нагрузкой.

При кратковременном нарушении электроснабжения самозапуск допустим как для самих механизмов так и для электродвигателей.

Если невозможно обеспечить самозапуск двигателей, то в первую очередь необходимо обеспечить самозапуск для ответственных механизмов, отключение которых необходимо.

Расчет самозапуска синхронных двигателей:

В цехе № 15 установлены 6х500 СД. Из справочника выбираем двигатель марки СДН32-20-49-20 справочные данные последнего снесем в табл.19.

Таблица 19. Справочные данные СДН32-20-49-20.

1. Электромеханическая постоянная времени механизма и двигателя определяется:

где n0 – синхронное число оборотов в минуту.

РН – номинальная мощность двигателя, кВт.

 с

Выбор определяется по формуле

где tН – время нарушения электроснабжения, с.

mС – момент сопротивления механизма.

Цех питается от трансформатора ППЭ.

За базисную мощность принимаем мощность двигателя. Индуктивное сопротивление источника питания:

Расчетная пусковая мощность, индуктивное сопротивление двигателя и напряжения при самозапуске в начале самозапуска К' = 6.

  кВА

При скольжении 0,1; К' = 3

 кВА

Выходной момент при глухом подключении:

где DМ = 0,3 определено по номограмме [3].

Входной момент при глухом подключении недостаточен для обеспечения самозапуска.

Проверим достаточность момента при разрядном сопротивлении.

Критическое скольжение:

Так как это условие выполняется, двигатель дойдет до критического скольжения

Избыточный момент:

В начале самозапуска

При скольжении 0,05:

Время самозапуска

с

Дополнительный нагрев.

 оС

Из расчета следует, что самозапуск возможен как по условию необходимого избыточного момента, так и по условию допустимого дополнительного нагрева.

12. Расчет релейной защиты

Распределительные сети 6-220 кВ промышленных предприятий обычно имеют простую конфигурацию и выполняются, как правило, радиальными и магистральными. Силовые трансформаторы подстанций на стороне низшего напряжения обычно работают раздельно. Поэтому промышленные электросети и электроустановки для своей защиты от повреждения и аномальных режимов в большинстве случаев не требуют сложных устройств релейной защиты. В месте с тем, особенности технологических процессов и связанные с ними условия работы и электрические режимы электроприемников и распределительных сетей могут предъявлять повышенные требования к быстродействию, чувствительности и селективности устройств релейной защиты, к их взаимодействию с сетевой автоматикой: автоматическим выключением резервного питания (АВР, автоматическим повторным включением (АПВ), автоматической частотной разгрузкой (АЧР).

Исходными данными определено произвести расчет релейной защиты трансформаторов ПГВ.

Согласно [3] для трансформаторов, устанавливаемых в сетях напряжением 6 кВ и выше, должны предусматриваться устройства релейной защиты от многофазных КЗ в обмотках и на выводах, однофазных КЗ в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью, витковых замыканий в обмотках, токов в обмотках при внешних КЗ и перегрузках, понижений уровня масла в маслонаполненных трансформаторах и маслонаполненных вводах трансформаторов.

12.1 Защита от повреждений внутри кожуха и от понижений уровня масла

Тип защиты – газовая, реагирующая на образование газов, сопровождающих повреждение внутри кожуха трансформатора, в отсеке переключения отпаек устройства регулирования коэффициента трансформации (в отсеке РПН), а также действующая при чрезмерном понижении уровня масла. В качестве реле защиты в основном используется газовые реле. При наличии двух контактов газового реле защита действует в зависимости от интенсивности газообразования на сигнал или на отключение.

Типовыми схемами защиты предусматривается в соответствие с требованиями ПЭУ возможность перевода действия отключающего контакта газового реле (кроме реле отсека РПН) на сигнал и выполнение раздельной сигнализации от сигнального и отключающего контактов реле. Газовое реле отсека РПН должно действовать только на отключение.

При выполнении газовой защиты с действием на отключение принимаются меры для надежного отключения выключателей трансформатора при кратковременном замыкании соответствующего контакта газового реле.

Газовая защита установлена на трансформаторах ПГВ и на внутрицеховых трансформаторах мощностью 630 кВА и более. Применяем реле типа РГУЗ-66.

Защита от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена и с помощью реле давления, а защита от понижения уровня масла – реле уровня в расширителе трансформатора.

12.2 Защита от повреждений на выводах и от внутренних

повреждений трансформатора

Для этой цели будем использовать продольную дифференциальную токовую защиту, действующую без выдержки времени на отключение поврежденного трансформатора от неповрежденной части электрической системы с помощью выключателя. Данная защита осуществляется с применением реле тока, обладающих улучшенной отстройкой от бросков намагничивающего тока, переходных и установившихся токов небаланса. Согласно рекомендациям [3] будем использовать реле торможением типа ДЗТ-11. Рассматриваемая защита с реле ДЗТ-11 выполняется так, чтобы при внутренних повреждениях трансформатора торможение было минимальным или совсем отсутствовало. Поэтому тормозная обмотка реле обычно подключается к трансформаторам тока, установленных на стоне низшего напряжения трансформатора.

Произведем расчет продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторов ПГВ, выполненной с реле типа ДЗТ-11.

Для этого сначала определяем первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:

где SНОМ – номинальная мощность защищаемого трансформатора, кВА.

UНОМ – номинальное напряжение соответствующей стороны, кВ.

Ток для высшей стороны напряжения:

 А

Для низшей стороны напряжения:

Принимаем трансформаторы тока с nТ ВН = 150/5 и nТ НН = 1500/5. Схемы соединения трансформаторов тока следующие: на высшей стороне D, а на низшей стороне – Y.

Определим соответствующие вторичные токи в плечах защиты:

где КСХ – коэффициент схемы включения реле защиты, которой согласно [3] для ВН равен , для НН-1.

Тогда с использованием выражения (11.2.2):

  А

  А

Выберем сторону, к трансформаторам тока которой целесообразно присоединить тормозную обмотку реле. В соответствии с [8] на трансформаторах с расщепленной обмоткой тормозная обмотка включается в сумму токов трансформаторов тока, установленных в цепи каждой из расщепленной обмоток.

Первичный минимальный ток срабатывания защиты определяется из условия отстройки от броска тока намагничивания:

где Котс = 1,5 – коэффициент отстройки.

 А

Расчетный ток срабатывания реле, приведенный к стороне ВН:

 А

Расчетное число витков рабочей обмотки реле включается в плечо защиты со стороны ВН:

где FСР = 100 – магнитодвижущая сила срабатывания реле, А.

Согласно условию WВН £ WВН расч принимаем число витков WВН = 9, что соответствует минимальному току срабатывания защиты:

  А

Расчетное число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны НН:

Принимаем ближайшее к WНН расч целое число, т.е. WНН = 17.

Определим расчетное число витков тормозной обмотки, включаемых в плечо защиты со стороны НН:

где e = 0,1 – относительное значение полной погрешности трансформатора тока;

Du – относительная погрешность, обусловленная РНП, принимается равный половине суммарного диапазона регулирования напряжения;

α – угол наклона касательной к горизонтальной характеристике реле типа ДЗТ-11, tgα = 0,75.

Для ТРДН-25000-110 Du = 0,5×2×9×0,0178 = 0,16

Согласно стандартного ряда, приведенного в [3], принятое число витков тормозной обмотки для реле ДЗТ-11 WТ = 9.

Определим чувствительность защиты при металлическом КЗ в защищаемой зоне, когда торможение отсутствует. Для этого определим ток КЗ между двумя фазами на стороне НН трансформатора:

 кА

 кА = 462 А

Коэффициент чувствительности:

 ,

что удовлетворяет условиям

Определяем чувствительность защиты при КЗ в защищаемой зоне, когда имеется торможение.

Вторичный ток, подводимый к рабочей обмотке реле:

  А

Второй ток, подводимый к тормозной обмотке:

  А.

Рабочая МДС реле:

  А

Тормозная МДС реле:

  А

По характеристике срабатывания реле, приведенной в [9], графически определяем рабочую МДС срабатывания реле: FCР = 125 А.

Тогда коэффициент чувствительности:

 ,

что удовлетворяет условиям

12.3 Защита от токов внешних многофазных КЗ

Защита предназначена для отключения внешних многофазных КЗ при отказе защиты или выключателя смежного поврежденного элемента, а также для выполнения функции ближайшего резервирования по отношению к основным защитам трансформатора (дифференциальной и газовой). В качестве защиты трансформатора от токов внешних КЗ используются:

1.  токовые защиты шин секций распределительных устройств низшего и среднего напряжений, подключенных к соответствующим выводам трансформатора;

2.  максимальная токовая защита с пуском напряжения, устанавливаемая на стороне высшего напряжения защищаемого трансформатора.

Защита установленная на стороне ВН, выполняется двухобмоточных трансформаторах с двумя, а на трехобмоточных с тремя реле тока. Реле присоединяется ко вторичным обмоткам ТТ, соединенным, как правило, в треугольник.

Непосредственное включение реле защиты от токов внешних КЗ в токовые цепи дифференциальной защиты не допускается.

12.4 Защита от токов внешних замыканий на землю на стороне ВН

Защита предусматривается для трансформаторов с глухим заземлением нейтрали обмотки высшего напряжения при наличии присоединенных синхронных электродвигателей в цепях резервирования отключения замыканий на землю на шинах питающей подстанции и для ускорения отключения однофазного КЗ в питающей линии выключателями низшего напряжения трансформатора. Реле максимального тока защиты подключается к трансформатору тока, встроенному в нулевой вывод обмотки ВН трансформатора.

12.5 Защита от токов перегрузки

Согласно [3] на трансформаторах 400 кВА и более, подверженных перегрузкам, предусматривается максимальная токовая защита от токов перегрузки с действием на сигнал с выдержкой времени. Устанавливается на каждой части расщепленной обмотки. Продолжительность срабатывания такой защиты должны быть выбраны примерно на 30% больше продолжительности пуска или самозапуска электродвигателей, получающих питание от защищаемого трансформатора, если эти процессы приводят к его перегрузке.

13. Расчет молниезащиты и заземляющего устройства ПГВ

Защита от прямых ударов молнии установок, зданий и сооружений независимо от их высоты должна быть выполнена отдельностоящими тросовыми или стержневыми молниеотводами.

Открытые распределительные устройства (ОРУ) подстанций 20-500 кВ защищают от прямых ударов молнии стержневыми молниеотводами. Защиту ОРУ 110 кВ можно выполнить на конструкциях независимо от площади заземляющего контура подстанции. При этом от стоек конструкции ОРУ 110 кВ нужно обеспечить растекание тока не менее, чем в двух-трех направлениях и установить вертикальные электроды длиной 3-5 метра на расстоянии не менее длины электрода. Для экономии металла молниеотводы необходимо установить на конструкциях (порталах, опорах линии, прожекторных мачтах и т.п.) и на закрытых распределительных устройствах (ЗРУ). Сами здания, имеющие железобетонные несущие конструкции кровли защищать молниеотводами не требуется.

Защитное действие стержневого молниеотвода основано на свойстве молнии поражать наиболее высокие и хорошо заземленные металлические сооружения. Во время лидерной стадии развития молнии на вершине молниеотвода накапливаются заряды, создающие на ней очень большие напряженности электрического поля. К этой области и направляется канал молнии.

Зоной защиты молниеотвода называется пространство вокруг него, в котором объект защищен от прямых ударов молнии с определенной степенью надежности. Защищаемый объект не поражается молнией, если он целиком входит в зону защиты молниеотвода.

Защита ПГВ от прямых ударов молнии производится с помощью стержневых молниеотводов. Два молниеотвода устанавливаются на порталах ОРУ 110 кВ, других на ЗРУ.

Условие защищенности всей площади ПГВ выражается соотношением:

,

где D – диаметр окружности, м;

Р – коэффициент для разных высот молниеотводов (до 30 м Р = 1);

hа – активная высота молниеотвода, м.

Минимальная активная высота молниеотвода

Принимаем hа = 5 м.

Молниеотводы характеризуются высотой h:

где hх – высота заземляемого объекта (hх = 12 м.)

 м

Зона защиты молниеотвода представляет собой конус, с криволинейной образующей. Радиус зоны защиты определяется по формуле:

  м

Наименьшая ширина зоны защиты bх в середине между молниеотводами (на горизонтальном сечении) на высоте hХ определяется по формуле:

где а – расстояние между молниеотводами

 м

Граница зоны защиты между молниеотводами (в вертикальном сечении) определяется радиусом R, проходящей через вершины молниеотводов и точку А, распложенную по средине между молниеотводами на высоте h0, м

 м

Самые высокие объекты входят в зону защиты молниеотводов.

Условия защищенности всей площади выполняется:

(38 £ 40 м)

Воздушные линии на железобетонных опорах защищаются тросовыми молниеотводами на подходе к подстанции. Длина подхода 2 км. Защитный угол тросового молниеотвода равен 25 градусов.

Защитное заземление необходимо для обеспечения безопасности персонала при обслуживании электроустановок. К защитному заземлению относятся заземления частей установки, нормально не находящейся под напряжением, на которые могут оказаться под ним при повреждении изоляции. Заземление позволяет снизить напряжение прикосновения до безопасного значения.

Произведем расчет заземляющего устройства ПГВ.

Установим необходимое допустимое сопротивление заземляющего устройства. В данном случае заземляющее устройство используется одновременно для установок выше 1000 В с заземленной нейтралью и изолированной нейтралью. Согласно [10] сопротивление растекания RЗ для установок свыше 1000 В с заземленной нейтралью RЗ £ 0,5 Ом, а для установок свыше 1000 В с изолированной нейтралью , но не более 10 Ом. Из двух сопротивлений выбираем наименьшее, т.е. RЗ £ 0,5 Ом.

Определим необходимое сопротивление искусственного заземлителя RН. Так как данных о естественных заземлителях нет, то RН = RЗ = 0,5 Ом.

Выберем форму и размеры электродов, из которых будем сооружать групповой заземлитель. В качестве вертикальных электродов выбираем прутки длиной 5 м, диаметром 14 мм. Эти заземлители наиболее устойчивы к коррозии и долговечны. Кроме того, их применение приводит к экономии металла. Прутки погружаем в грунт на глубину 0,7 м с помощью электрозаглубителей. В качестве горизонтальных электродов применяем полосовую сталь сечением 4х40 мм. Во избежания нарушения контакта при возможных усадках грунта укладываем ее на ребро. Соединение горизонтальных и вертикальных электродов осуществляем сваркой.

Размеры подстанции 37х28 м. Тогда периметр контурного заземлителя равен Р = 2 × (37 – 4 + 28 – 4) = 114 м, а среднее значение расстояния между электродами:

  м

где nВ – предварительное число вертикальных электродов.

Отношение а/1 = 1,9/5 = 0,38, тогда из [10] коэффициент использования вертикальных электродов Кu верт = 0,29.

Определяем расчетное удельное сопротивление грунта отдельно для горизонтальных и вертикальных электродов с учетом повышающих коэффициентов КС, учитывающих высыхание грунта летом и промерзания его зимой.

Расчетное удельное сопротивление грунта для вертикальных электродов:

где КС.В. = 1,3 – коэффициент сезонности для вертикальных электродов и климатической зоны 2 согласно [10].

r0 = 40 – удельное сопротивление грунта для глины, Ом×м.

Расчетное удельное сопротивление грунта для горизонтальных электродов:

где КС.Г. = 3 – коэффициент сезонности для горизонтальных электродов и климатической зоны 2 согласно [10];

 Ом×м  Ом×м

Определим сопротивление растеканию тока одного вертикального электрода:

где l = 5 м – длина вертикального электрода, м;

d = 14 × 10-3 диаметр электрода, м;

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14