Электроснабжение Сокольского деревообрабатывающего комбината

Если же отключение Q1 было вызвано КЗ на второй линии, то АПВ Q1 будет заведомо успешным. А чтобы первая линия оставалась в работе после включения второй линии от АПВ на КЗ следует на некоторое время вывести из действия несективную отсечку первой линии. В этом случае, отключив от АПВ линию W2 на неустранившееся КЗ, вновь своей защитой отключиться выключатель этого присоединения, а Q1 останется включенным. После этого несективная отсечка линии W1 должна быть приведена в состояние готовности.

Время срабатывания устройства однократного АПВ первой линии обусловлено временем готовности привода выключателя, временем деионизации среды в месте повреждения, временем возврата реле защиты. Определяющим обычно является первое условие. Из опыта эксплуатации следует, что для повышения успешности функционирования АПВ однократного действия принимают t_АПВ1 = (2-3) с.

Выдержка времени однократного действия АПВ второй линии будет  определяться во выражению:

 

                              t_АПВ2 = t_АПВ1 + (t_Q1вкл + t_Q2откл + Dt₂) + Dt₁                            (8.14)

 

где Dt₁ = 0,5 с; Dt₂ = 0,2 с;

      t_Q1вкл = 0,4 с; t_Q2откл = 0,08 с – выключателей ВЭБ-110.

 

Таким образом: t_АПВ2 = (2-3) + (0,4+0,08+0,2)+0,5 = (3,2-4,2) с

 

 

 

8.4.Устройства автоматического  включения резерва

 

 

 

Выбираем уставки АВР.

Требования с схемам устройства АВР [10]:

1. схемы АВР должны приходить в действие при исчезновении напряжения ан шинах подстанции;
2. при аварийном, ошибочном, самопроизвольном отключении;
3. при исчезновении напряжения на шинах, откуда питается рабочий источник; для выполнения этого требования предусматривается специальный пусковой орган минимального напряжения.

 

Напряжение срабатывания определяется по формуле:

 

                                                   U_ср £ 0,35U_ном,                                                 (8.15)

 

Следовательно, U_ср £ 0,35*115 = 40,25 кВ

Для напряжения 115 кВ используем, как описано в п.п.7.6, трансформатор  напряжения типа НАМИ-110, k_и = 10000/10

Напряжение срабатывания реле минимального напряжения:

 

                                                     U_ср^/ = U_ср / k_и                                                  (8.16)

 

U_ср^/ = 40,25*10³ / 10000/10 = 40,25 В

 

Принимаем U_ср = 40 В

Время срабатывания реле определяется по формуле:

 

                                                     t_ср = t₁ + Dt,                                                     (8.17)

 

где t₁ – наибольшая выдержка времени защиты присоединений, отходящих от

      шин  высшего напряжения, с;

      Dt – ступень селективности, при использовании реле времени АВР типа

      ЭВ принимается  равный 0,5 с.

 

Таким образом, t_{сз АВР} = 2 + 0,5 = 2,5 с.

 

9.ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ СОБСТВЕННЫХ  НУЖД ГПП

 

 

 

Приемники собственных нужд подразделяются на три категории:

а) основные, постоянно включенные в сеть;

б) приемники, включенные в зависимости  от сезонных условий (от температуры окружающего воздуха);

в) ремонтные, как правило, передвижные, подключаемые временно в периоды ревизий и ремонтов оборудования. Данные по нагрузкам собственных нужд сведены в таблицу 9.1.

Таблица 9.1.

Нагрузка собственных нужд ГПП

 

Наименование нагрузки	Установленная мощность		cosj	tgj	Расчетная нагрузка на трансформатор
	Единицы, кВт*кол-во	Общая мощность, кВт			Руст, кВт	Qуст, квар
Отопление, вентиляция шкафов КРУН	1х20	20	1	0	20	-
Освещение шкафов КРУН	0,08х20	1,6	0,9	0,48	1,6	0,78
Обогрев выключателей и их приводов	5х3	15	1	0	15	-
Обогрев приводов разъединителей	0,7х20	14	1	0	14	-
Аппаратура связи	-	1,2	1	0	1,2	-
Наружное освещение  подстанции	0,25	2,5	0,7	1,02	0,88	0,89
Охлаждение трансформаторов Т1, Т2	2х2	4,0	1	0	4,0	-
Отопление ОПУ	-	54	1	0	54	-
ИТОГО					114,68	7

 

Следовательно, полная мощность приемников собственных нужд будет равна:

S _СН = Ö P_уст² + Q_уст² = Ö 114,68² + 7² = 114,89 кВ*А

Полная расчётная мощность подстанции будет равна :

 

S_{расч.п/с}=( S_р + S_пос + S_сн + S_хоз) * К₁₀ =

= (18153 + 3337 + 114,89 + 1379)* 1,25= 28730,3 кВ*А

 

На трансформаторных подстанциях 35-750 кВ устанавливаются два трансформатора собственных нужд (ТСН), мощность которых выбирают в соответствии с нагрузками, с учетом допустимой перегрузки (k_П=1,4) при выполнении ремонтных работ и отказах одного из трансформаторов [3].

При двух ТСН эксплуатация их может  осуществляться двумя способами:

1. один из двух трансформаторов питает всю нагрузку собственных нужд (СН), а второй находится в автоматическом резерве;
2. оба трансформатора работают совместно, питая каждый 50…60% нагрузки СН, присоединяемый к раздельно работающим секциям сборных шин низшего напряжения. На межсекционном аппарате имеется схема автоматического ввода резерва (АВР).

К установке принимаем второй вариант  эксплуатации ТСН.

Нагрузка собственных нужд переменного  тока по данным таблицы 9.1 составляет 114,89 кВ*А. Нагрузку на один ТСН определим по формуле:

 

                                                                                                      (9.1)

 

где k_одн – коэффициент одновременности, k_одн=0,7.

 

S_нагр = 114,89 * 0,7 = 80,42 кВ*А

Для ТСН необходимо иметь резерв, поэтому номинальная мощность ТСН с учетом допустимой перегрузки должна составить:

 

                                                     S_ном = 1,4 * S_нагр                                               (9.2)

 

S_ном = 1,4 * 80,42 = 112,6 кВ*А

 

Соответственно выбираем два  трансформатора мощностью 160 кВ*А марки ТМ-160/10.

Панели щитов СН в количестве пяти штук установлены в ОПУ.

Наличие на проектируемой ПС сложных  защит, автоматики и телемеханики, обуславливает применение постоянного оперативного тока. Устанавливаем свинцово-кислотные аккумуляторные батареи напряжением 220 В марки СК-5.

Количество элементов, присоединяемых к шинам в режиме постоянного подзаряда, определим по формуле [6]:

 

                                                            n_o = U_ш / U_пз,                                             (9.3)

 

где n_o - число основных элементов в батарее;

      U_ш - напряжение на шинах, U_ш = 230 В;

      U_пз - напряжение на элементе в режиме подзаряда, U_пз = 2,15 В.

 

n_o = 230 / 2,15 = 108 элементов

 

Аккумуляторная батарея СК-5 состоит из 108 элементов. Устанавливаем аккумуляторные батареи в специальном помещении ОПУ.

ТСН подключаем к сборным  шинам КРУН 10 кВ через вакуумный  выключатель с электромагнитным приводом типа ВВЭ-М-10-630. Проверку возможности использования этого типа выключателя осуществляем согласно методике, представленной в п.7.

Каталожные данные выключателя  ВВЭ – М – 10 – 630:

U_ном = 10 кВ;   I_ном = 630 А;   I_откл = 12,5 А;   i_дин = 52 А

 

Технические данные ТСН  представлены в табл. 9.2

Таблица 9.2

Технические данные ТСН

 

Марка трансформатора, кол.	Sном,кВ*А	Uвн,кВ	Uнн,кВ	DPхх,кВт	DРк,кВт	Uк,%	Iхх,%
2хТМ160/10/0,4	160	10	0,4	0,54	2,65	4,5	2,4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10.РАСЧЕТ МОЛНИЕЗАЩИТЫ  ГЛАВНОЙ ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ

 

 

 

Определим ожидаемое  число поражений молнией в год ГПП не оборудованной молниезащитой согласно [13] по формуле:

 

N=(B + 6 * h_x ) * (L + 6 * h_x ) * n * 10^-6 ,                           (10.1)

 

где B - ширина защищаемого объекта равная 35м;

L - длина защищаемого  объекта равная 50 м;

h_x - высота объекта 9м;

n - среднее число поражений  молнией на 1 км² земной поверхности

в год 1.

 

N=(35 + 6 * 8 ) * (50 + 6 * 8 ) * 1 * 10^-6 = 8,13 * 10^-3

 

Производственные здания и сооружения в зависимости от их назначения, а также интенсивности грозовой деятельности в районе их местонахождения выделены в категории по степени устройства молниезащиты.

В нашем случае с учетом N=8,13*10^-3, ГПП относится ко второй категории устройства молниезащиты и зоне защиты молниеотвода типа В [1]. Для данной категории используем методику расчета высоты стержневого молниеотвода по [13].

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой  менее 150 метров, представляет собой  конус (см. рис. 10.1), вершина которого находится на высоте h_o . Горизонтальные сечения зон защиты на высоте защищаемого объекта h_х и на уровне земли, представляют собой окружности радиусами  r_o , r_x соответственно.

Радиус зон защиты одиночных стержневых молниеотводов  и высоту расположения h_o минимальной зоны определим согласно [13]по следующим формулам:

 

    r_o = 1,5 * h ;                                                       (10.2)

r_x = 1,5 * ( h - ) ;                                                 (10.3)

    h_o = 0,92 * h ,                                                         (10.4)

 

где  r_o - радиус зоны защиты по поверхности земли, м;

h - высота молниеотвода, м;

r_x - радиус зоны защиты на высоте h_x , м.

 

Применяем молниеотвод  выстой 35,9 м

 

r_o = 1,5 * 35,9 = 62,5 (м);

r_x = 1,5 * (35,9 - ) = 57,8 (м);

h_o = 0,92 * 35,9 = 33 (м) » 36 (м),

 

Место установки молниеотвода определено в центре ГПП (см. лист 6) для полного охвата радиусом r_x территории подстанции. В качестве молниеотвода устанавливаем опору УС110-8.

 

 

 

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода

 

                                                                                                 О

 

      h_o

                                                                                                О’       

                                                                                               

 

                                                                                                   

                                                                                                      r_x                

 

r_о

 

 

Рис. 10.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

11.ПРОЕКТИРОВАНИЕ СЕТИ 10 кВ

 

 

 

11.1.Выбор силовых трансформаторов  цеховых подстанций предприятия

 

 

 

Число и мощность цеховых  трансформаторов проектируемого предприятия определим по формуле [5]: