2.6 Вибір кількості та місця розташування підстанції

Проектування системи електропостачання підприємства передбачає раціональне розміщення на території цехових підстанцій. На генеральному плані підприємства наноситься картограма навантаження S, площа якого в масштабі

дорівнює розрахунковому навантаженню відповідного цеху. На генеральному плані визначають центр електрона вантаження точку А з координатами (x_o;y_o). Місцезнаходження заводської ГЗП і цехових підстанцій повинно бути поблизу центру навантаження, щоб знизити затрати в кабелях і монтажі.

План підприємства для нанесення мережі ЕП і місця розміщення ГЗП:

1-компресорна станція;

2-5-проектуємі цехи.

Картограма навантаження дозволяє вибрати місце положення розподільчих чи цехових ТП і скоротити довжину розподільчих мереж.

Координати точки А (x_o;y_o) вибираємо з формул:

x_OA= x_i / ; y_OA= y_i / ;

x_OA = =

= = = 296,87

у_ОА = =

= = = 236,21

В точці А з координатами х_о-296,87 і у_о-236,21 розмістимо центр навантаження проектуємої ГЗП.

2.7 Розрахунок струмів короткого замикання Розрахунок струмів короткого замикання в системі електропостачання промислових підприємств відбувається спрощеним способом з рядом допущень:

вважають, що трифазна система є симетричною; не враховують насичення магнітних систем, тобто вважають, що індуктивні опори в процесі короткого замикання не змінюються; приймають, що фази всіх ЕРС джерел не змінюються в процесі короткого замикання; напруга на шинах джерела приймається незмінною, так як точки короткого замикання зазвичай віддалені від джерела; аперіодична складова струму короткого замикання не підраховується, бо тривалість короткого замикання у віддалених точках перевищує 0,15 с (аперіодична складова струму короткого замикання за цей час затухає).

Для розрахунку струмів короткого замикання складається розрахункова схема – спрощена однолінійна схема електроустановки в якій враховуються всі джерела (генератори, трансформатори, повітряні і кабельні лінії, реактори, високовольтні синхронні двигуни).

Струм К.З. для вибора струмоведучих частин і апаратів розраховується при номінальному режимі роботи електроустановки: паралельне ввімкнення всіх джерел, паралельна або роздільна робота трансформаторів і ліній. Паралельна або роздільна робота трансформаторів залежить від режиму роботи секційного вимикача на підстанціях.

По розрахунковій схемі складається схема заміщення, в якій вказують опори всіх елементів і намічаються точки для розрахунків струмів К.З. Генератори, трансформатори великої потужності, повітряні лінії, реактори представляють в схемі заміщення їх індуктивними опорами, так як їх активні опори незначні. Кабельні лінії 6-10кВ, трансформатори 1600кВА і менші представляються індуктивними і активними опорами. Всі опори розраховуються в іменованих (Ом) або в відносних одиницях, що на результати розрахунку не впливає. Для розрахунку опори задаються базовими величинами напруги U_б, потужності S_б (формули приведені в таблиці 7.2 Л1). За базову напругу приймають напругу U_б=230;150;37;10,5;6,3;0,4кВ. За базову потужність приймають S_б=100 або 1000мВА.  Вихідні данні до виконання розрахунку струмів К.З.

Розрахунок струмів К.З. виконуємо в відносних одиницях: 1. Визначаю опір мережі в базисних відносних одиницях: X_*бс=Х_с∙ =31∙ =2,26;  де Sб=100 мВА,X_c=31 (Ом)  2. Визначаю індуктивний опір ЛЕП – 37 кВ l₁:

X_*бл1=X_o∙l₁∙ =0,4∙18∙ = 7,2 0,07 = 0,504;  де X_o=0,4 – це питомий індуктивний опір для високовольтної лінії. 3. Визначаю індуктивний опір трансформатора: S_н=40000 кВА  U_к.з.=12,5%  X_{*б тр.}= ∙ = ∙ = 0,31;

4. Розраховую сумарний реактивний опір базисного ланцюга до точки короткого замикання К1:  X_*б∑К1=X_*бс+X_*бл1+X_{*б тр.}=2,26+0,504+0,31=3,07;  5. Визначаю струм К.З. в базисних відносних одиницях до точки К1:

I_*б= = = 0,32;  6. Визначаю струм короткого замикання в іменованих одиницях до точки К₁: IК1=I*б∙Iб=0,32∙Sб3Uн=0,32∙1001,73∙6,3=2,94 кА;  7. Визначаю ударний струм К.З. в точці К1: I_{у к1}=K_у∙ ∙ I_К1 = 1,4 ∙ ∙ 2,93 = 5,8 кА; 

де Kу=1,4.  8. Визначаю базисний індуктивний опір l₂:

X_*бl2 = Х_о l₂ = 0,4 7 2,51 = 7,05

9. Визначаю базисний опір реактора для обмеження струму К.З. на шинах 6 кВ. Реактор типу РБ – 6 – 400 – 5 (6 кВ; 400 А; 5%):

X_{*б р}= ∙ = ∙ ∙ =0,0009; 

де I_б= = 9,62 

10. Визначаю індуктивний опір кабельної лінії: X_*бк(l3)=X_o(к)∙l₃ ∙ = 0,07∙ 0,8 ∙ = 0,14; 

де X_o=0,07 Ом/км-індуктивний опір кабеля. 11. Розраховую сумарний реактивний опір базисного ланцюга до точки короткого замикання К2: X_*б∑К2=X_*б∑К1+X_*бl2+X_*бр + X_*бк(l3) = 3,07+7,05+0,0009+0,14 = 10,26; 

12. Визначаю струм К.З. в базисних відносних одиницях в точці К2: 

I_*бК2= = =0,1;  13. Визначаю струм К.З. в іменованих одиницях в точці К2: I_К2= І_*бК2 ∙Iб = 0,1∙ = 0,1∙ =0,92 кА;  14. Визначаю ударний струм К.З. в точці К2: I_уК2=K_у∙ ∙I_К2 = 1,41∙1,4∙0,92=1,82 кА;

На величину струму К.З. можуть впливати турбо- і гідрогенератори, синхронні компенсатори і синхронні двигуни. Вплив асинхронних двигунів враховують тільки в початковий момент часу і тільки в тих випадках, коли вони підключені поблизу місця К.З. Тому враховую вплив на величину струму К.З. потужного синхронного двигуна поблизу місця К.З.

Р_ном = 400 кВт

І_{ном СД} = = = = 50,38 А = 0,05 кА

І_{К.З. Д­} = 4,5 І_{ном СД} = 4,5 0,05 = 0,22 кА

І_{у д} = 6,5 І_{ном Д} = 6,5 0,05 = 0,32 кА

Визначаю загальний струм К.З. в точці К1

І_К.З.К1 = І_К2+І_{К.З. Д} = 0,92+0,22 = 1,14 кА

І_у = і_уК2+і_{у Д} = 1,82+0,32 = 2,14 кА

2.8 Вибір комутаційних апаратів мережі 35 і 6 кВ Для вибору комутаційної апаратури в мережі 35 кВ спочатку приблизно визначаю номінальний струм вторинної обмотки трансформаторів Тр1 і Тр2 за формулою: Iн=Sн∙1033∙U=40000∙1033∙35∙103=660 А 

Обираємо роз’єднувачі P₃₅-1, P₃₅-2, P₃₅-3 та P₃₅-4 типу РЛНД – 35/1000 з наступними технічними даними: I_н = 1000 А >I_н Тр₁ і Тр₂; U_{н max} = 40,5 кВ ≥ U_н – мережі; I_{пред.к.з.} = 80 кА; привод типу – ПРН-110М

Обираємо вимикачі типу ВМК-35В/1000/16 з наступними технічними

даними: I_н = 1000 А >I_н Тр₁ і Тр₂; U_{н max} = 40,5 кВ ≥ U_н – мережі; I_{н откл} = 16 кА; привод типу - ВП Обираємо заземлювачі P₃-1, P₃-2, P₃-3 та P₃-4типу ЗР-35УЗ з наступними технічними даними: U_н =35 кВ ≥ U_н – мережі;

I_{пред.к.з.} = 235 кА; привод типу – ПЧ-50

Обираємо роз’єднувачі P₃₅-5, P₃₅-6, та P₃₅-7 типу РНД-35/630 з наступними технічними даними:

I_н = 630 А >I_н Тр₁ і Тр₂; U_н max = 40,5 кВ ≥ Uн – мережі; I_{пред.к.з.} = 64 кА; Привод типу – ПРН-110М Обираємо вимикачі P₃₅-3, P₃₅-4 С-35М-630-10У1 з наступними технічними даними:

I_н = 630 А >I_н Тр₁ і Тр₂; U_н max = 40,5 кВ ≥ Uн – мережі; I_{н откл} = 10 кА; привод типу – ШПЕ-12

В мережі 6 кВ: Обираємо роз’єднувачі P₆-1, P₆-2, P₆-3, P_ш-9 та P_л-9 типу РЛВ – 10/3000 з наступними технічними даними: I_н = 3000 А >I_н Тр₃ і Тр₄ U_{н max} =11,5 кВ ≥ U_н – мережі I_{пред.к.з.} = 140 кА привод типу – ПР-3 Обираємо вимикачі В₆-1, В₆-2 та В₆-9 типу ВМПЕ-10-3200-31,5 з

наступними технічними даними: I_н = 3200 А >I_н Тр₁ і Тр₂ U_{н max} =12 кВ ≥ U_н – мережі I_{н откл} = 31,5 кА привод типу – ПЕВ-11А Обираємо роз’єднувачі P_ш-(4-8); P_л-(4-8) типу РВФ-10/400 для кожного споживача та трансформатора освітлення з наступними технічними даними: I_н = 400 А >I_{н спож}

U_{н max} =115 кВ ≥ Uн – мережі I_{пред.к.з.} = 50 кА

привод типу – ПР-10 Обираємо вимикачі В-(4-8) типу ВММ-10-400-10-У2 з наступними технічними даними: I_н = 400 А >I_{н спож} U_{н max} =12 кВ ≥ U_н – мережі I_{н откл} = 10 кА привод типу – ППВ

Обираємо заземлювачі Р₃-(4-8) типу ЗР-10-У3 з наступними технічними даними: U_н =10 кВ ≥ U_н – мережі I_{пред.к.з.} = 235 кА Привод типу – ПЧ-50

2.9 Вибір і розрахунок релейного захисту силового трансформатора

Вибір захисту трансформаторів залежить від потужності, призначення, місця установки і експлуатаційного режиму трансформаторів.

До пошкоджень у трансформаторах , крім міжфазних і виткових К.З., слід віднести пошкодження магнітопроводу трансформаторів, що викликає місцеве нагрівання та «пожежі сталі», а також пошкодження бака масло наповнених трансформаторів. Слід відзначити, що найчастіше К.З. відбуваються на виводах трансформаторів, тому бажано, щоб останні входили до зони дії захистів.

Найпоширеніший ненормальний режим роботи трансформаторів систем електропостачання – поява надструмів внаслідок зовнішніх К.З. та перенавантажень.

Захист від пошкоджень у трансформаторі здійснюється за допомогою струмового відсікання, повздовжнім диференціальним та газовим захистами, діючими на вимикання. Захист від наскрізного струму-при зовнішніх К.З. відбувається за допомогою максимального струмового захисту, максимального захисту з блокуванням мінімальної напруги, струмового захисту нульової послідовності, захисту зворотної послідовності, а також газового захисту.

Приймаю такі види захисту:

- максимально-струмову відсічку від міжфазних К.З., яка виконана за схемою неповної зірки за допомогою двох реле;

- максимальний струмовий захист з витримкою часу, який виконано за схемою неповної зірки за допомогою двох реле;

- захист нульової послідовності на стороні 0,4 кВ, який виконується з нейтралі трансформатора;

- газовий захист (застосовується від пошкоджень всередині кожуха трансформатора, що супроводжується виділенням газів, і від пониження рівня масла).

Газовий захист є більш чуттєвим захистом трансформатора у порівнянні з ДСЗ, бо вона реагує на замикання невеликої кількості витків обмотки трансформатора, від якого інші види захистів через недостатній рівень підвищення струму не спрацьовують.

Мал.2 Принципова трифазна схема диференціального двообмоткового трансформатора

Розраховую струм К.З. на стороні 0,4 кВ без урахування опору мережі живлення:

І⁽¹⁾_кнн = = = 6735 А,

де U_ор=220В – фазна напруга мережі, Z_тр і Z_отр – повні опори відповідно прямої та нульової послідовності трансформатора (довідкові дані). Струм однофазного К.З. на стороні 0,4 кВ, приведений до сторони 6 кВ:

І⁽¹⁾_квн = І_кнн = 6735 = 427 А

Визначаю номінальні струми трансформатора:

І_нтрВН = = 96,2 А І_нтрНН = = 1445 А

Приймаю для встановлення на високій стороні трансформатора струму з коефіцієнтом трансформації n_тв=150/5=30

Приймаю для встановлення в нейтралі трансформатора на низькій стороні трансформатор струму з коефіцієнтом трансформації 600/5=0,25; І_ном=0,25 1445=360А, при схемі з’єднання V/V-0 n_то=600/5=120.

Приймаю для максимального струмового захисту реле РТ-40. Визначаю струм

спрацювання МЗС:

І_зс = І_{роб.мах} = 1,4 96,2 = 429А,

де К_н=1,1 – коефіцієнт надійності; К_в=0,8 – коефіцієнт повернення; К_сзп=2,5 – коефіцієнт само запуску навантаження І_{роб.мах}=1,4; І _ном – враховує можливе

перевантаження.

Струм спрацювання реле МЗС:

І_ср = = = 14,3 А

Розрахунковий струм в реле при двофазному К.З. за трансформатором:

І_р = = 260 А

Коефіцієнт чутливості: К_ч=І_р/І_ср=260/14,3=18,2>2

Коефіцієнт чутливості МЗС при однофазному К.З. за трансформатором:

К_ч=І_р/І_ср= = = 0,33

Максимальний струмовий захист, встановлений на стороні 6 кВ трансформатора і виконаний за схемою неповної зірки з двома реле не чутливий до струмів однофазного К.З. з боку 0,4 кВ.

Виконую додатково спеціальний захист нульової послідовності з боку 0,4 кВ, який діє на вимкнення автомата вводу Н.Н.

Струм спрацювання реле вибираємо за умови відстрочки від найбільшого додаткового струму в нейтралі силового трансформатора.

І_ср = = = 4,7 А,

де КМ=0,25 – для схеми V/V; К_отс=1,25 – коефіцієнт відстрочки; К_в=0,8 – для реле РТ-40.

Приймаю І_ср=5А (реле Р_т-81/1)

І_р = = = 56,2 А

Коефіцієнт чутливості захисту К_ч=І_р/І_ср=56,2/5=11,5>>2

Розраховую струм спрацювання відсічки виконаної за допомогою реле РТ-40: І_сзК_н І_квн=1,3 1,45 10³=1880 А,

Де К_н=1,3 – коефіцієнт надійності (реле РТ-40).