Энергоснабжение виртуального района

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Содержание

1. ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Описание энергоснабжаемого района

1.2 Определение расчетных электрических нагрузок

1.3 Центры электрических нагрузок

1.4 Выбор величины питающего напряжения

1.5 Выбор трансформаторов ТП

1.6 Выбор схемы и расчет элементов цепи 10 кВ

1.7 Выбор схемы и расчет элементов цепи 0,4 кВ

1.8 Расчет токов короткого замыкания

1.9 Проверка коммутационной аппаратуры на действие т.к.з

1.10 Проверка кабеля на участке ГПП-РП

1.11 Компенсация реактивной мощности

2. РАСЧЁТ ЗАЩИТ И ИХ СОГЛАСОВАНИЕ

2.1 Виды устройств релейной защиты элементов систем электроснабжения

2.2 Расчёт селективности релейной защиты

2.3 Расчет релейной защиты кабельной линии 10 кВ

2.4 Учёт электрической энергии

2.5 Разработка схемы АВР на постоянном оперативном токе

3. АСПЕКТЫ ЭКОНОМИКИ И МЕНЕДЖМЕНТА

3.1 Технико-экономическое сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения

3.2 Энергетический менеджмент

4. БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУДА И ОХРАНА ЗДОРОВЬЯ

4.1 Пожарная безопасность ТП 10/0,4 кВ встроенное в РП-10 кВ

4.2 Зануление электроустановок

4.3 Расчет искусственного заземления ТП 10/0,4 кВ

4.4 Система уравнивания потенциалов в 1 C, D



Введение

Городские электрические сети являются источником питания всех, без исключения, элементов инфраструктуры города. По своей сути они представляют собой сложнейшую многоуровневую инженерную систему, состоящую из подстанций, устройств для распределения электроэнергии, кабельных и воздушных линий электропередач, токопроводов и т.п., целиком охватывающую определенную территорию (город, микрорайон, поселок и т.д.). Проектирование городских электрических сетей рассматривается как совокупность проектных работ по созданию работоспособной схемы электроснабжения селитебной (предназначенной для проживания населения) территории как с заранее заданным количеством объектов промышленности и внутренней инфраструктуры, так и с перспективой ее дальнейшего развития.

В процессе формирования схемы электроснабжения города обойтись без проектирования городских электрических сетей не представляется возможным по целому ряду причин. Все элементы подобных электросетей строго определенным образом связаны между собой и взаимно обусловлены. Именно проектирование позволяет заранее, еще до начала строительства, наилучшим способом спланировать и согласовать расположение тех или иных компонентов будущей городской электрической сети. Проектирование городских электрических сетей дает возможность определить нужды всех предполагаемых потребителей электроэнергии, вне зависимости от их принадлежности, и на основе данных расчетов организовать электроснабжение по самой оптимальной схеме. Заблаговременно созданный проект способствует учету различных обстоятельств, способных повлиять на заданную работу электрических сетей, что в свою очередь позволяет предусмотреть наличие резервных или аварийных режимов функционирования электроснабжения.

С другой стороны, необходимость проектирования городских электрических сетей обусловлена экономическими причинами. Планирование системы электроснабжения города делает возможным расчет стоимости предстоящих строительных, монтажных и отладочных работ, которые потребуются для снабжения города электроэнергией, позволяет выяснить нужное количество строительных материалов, инструментов и специализированного оборудования и определить временную протяженность строительства.

Кроме того, проектирование городских электрических сетей предполагает разработку всех необходимых мер по организации удобства и безопасности эксплуатации системы электроснабжения города и минимизации ее влияния на окружающую среду с учетом будущего развития инфраструктуры города.



1. ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Описание энергоснабжаемого квартала

В предоставленном дипломном проекте, произведено энергоснабжение жилого микрорайона города . Данный микрорайон представляет собой 4 квартала жилых и общественных застроек .

Площадь микрорайона составляет - 0,075 км2

Суммарная активная расчётная нагрузка - 7425 кВт

Плотность нагрузки составляет - 99 Вт/м2

Рассматриваемый в проекте квартал относится к III климатической зоне (Молдова).

Наиболее высокая температура воздуха +39 °С , наиболее низкая температура -32°С.

Годовое количество осадков 475 мм .Снежный покров неустойчивый.

Электроснабжение данного квартала запроектировано от разных секций шин городского ГПП расположенного на расстоянии 3 км от проектируемого микрорайона.

По степени надёжности электроснабжения , проектируемые жилые и общественные здания ( продовольственный магазин, супермаркет , столовая и т.д.) относятся к II категории.

Лифты , электроприёмники противопожарных устройств и охранной сигнализации и аварийное освещение , а так же больница , школа , детсад и здание городского управления к I категории.

В графической вкладке №1 показано месторасположение и наименование всех жилых домов и общественных зданий проектируемого микрорайона .

В таблице 1.1 дана краткая характеристика домов и общественных зданий .



Таблица 1.1 - Список и характеристика потребителей

№ п/п	Наименование	Кол. под., шт.	Кол. квар. в под., шт.	Кол этаж., шт.	Кол кварт., в доме, шт.	Кол лифт., шт.	Тип топл. кухни
1	Жилой дом	10	44	11	440	10	электр.
2	Жилой дом	10	44	11	440	10
3	Жилой дом	1	88	11	88	1
4	Жилой дом	1	88	11	88	1
5	Жилой дом	2	66	11	132	2
6	Жилой дом	6	96	16	576	2
7	Жилой дом	6	96	16	576	2
8	Жилой дом	3	80	10	240	5
9	Жилой дом	3	80	10	240	5
10	Жилой дом	5	15	5	75	-	газ
11	Жилой дом	5	15	5	75	-
12	Жилой дом	5	15	5	75	-
13	Жилой дом	5	15	5	75	-
14	Жилой дом	5	15	5	75	-
15	Жилой дом	5	15	5	75	-
16	Жилой дом	5	15	5	75	-
17	Жилой дом	5	15	5	75	-
18	Прод. магазин (300 м2)	-	-	2	-	-	-
19	Жилой дом	3	80	10	240	3	электр.
20	Столовая (100 мест)	-	-	-	-	-	газ
21	Жилой дом	3	80	10	240	3	электр.
22	Жилой дом	4	66	11	264	4
23	Жилой дом	4	15	5	60	-	газ
24	Жилой дом	4	15	5	60	-
25	Жилой дом	4	15	5	60	-
26	Жилой дом	4	15	5	60	-
27	Жилой дом	4	15	5	60	-
28	Жилой дом	4	66	11	264	4	электр.
29	Прод. магазин (100 м2)	-	-	1	-	-	-
30	Супермаркет (1500м2)	-	-	1	-	-
31	Магазин хозт.(500м2)	-	-	1	-	-	-
32	Здание под офисы(2500м2)	-	-	6	-	2
33	Здания гор.управл.(9000м2)	-	-	6	-	2
34	Книжный магазин	-	-	2	-	-
35	Школа (800 уч.)	-	-	4	-	3
36	Гараж (150 авто)	-	-	1	-	-
37	Управление полиции(500м2)	-	-	1	-	-
38	Детский сад (500мест)	-	-	2	-	-
39	Гор. больница(1000 мест)	-	-	9	-	4
40	Гараж (100 авто)	-	-	1	-	-
41	Жилой дом	4	15	5	60	-	газ
42	Жилой дом	4	15	5	60	-
43	Жилой дом	4	15	5	60	-

1.2 Определение расчетных электрических нагрузок

Расчеты электрических нагрузок производились с использованием математической модели, случайных процессов формирования расчетной нагрузки.

Оценка вероятностных моментов нагрузки (математическое ожидание и дисперсия) выполнялась на базе методов имитационного моделирования.

Оценка наличия конкретных типов электробытовых приборов и машин в настоящее время и на перспективу производилась на основании:

-статистического анализа и экспертных оценок вероятностных параметров и режимов работы приборов;

-анализа данных по структуре застройки (плотности, этажности, оснащения предприятиями сферы обслуживания) и параметров средней квартиры (площади, вида пище приготовлении и др.).

Для оценки нагрузки квартиры с заданной вероятностью использовались результаты эмпирических и теоретических исследований законов распределения колебаний нагрузок.

-Расчётная активная нагрузка дома ()



; (1.1)

где - расчетная активная нагрузка потребляемая квартирами, кВт;

- расчетная активная нагрузка лифтов дома , кВт;

; (1.2)

где - удельная расчетная электрическая нагрузка электроприёмников квартир жилых зданий, принимаемая в зависимости от числа квартир в доме , от способа пище приготовления ,(включает в себя освещение лестничных площадок , вестибюлей , подъездов и т.д.) , кВт/квартиру;

- количество квартир.

; (1.3)

где - коэффициент спроса, определяемый в зависимости от количества лифтовых установок и этажности зданий;

- номинальная мощность электродвигателей лифта , кВт;

- количество лифтовых установок.

-Расчётная реактивная нагрузка дома ():

; (1.4)

где - расчетная реактивная нагрузка потребляемая квартирами, квар;

- расчетная реактивная нагрузка лифтов дома , квар;

; (1.5)

;

; (1.6)

;

-Расчётная нагрузка дома № 1

n=440 (количество квартир в доме) ;

=1,08 кВт/квартиру;

; (см. выражение 1.2)

n=10 (количество лифтов в доме) ;

=5 , кВт

=0,5 (для лифтов)

; (см. выражение 1.3)

; (см. выражение 1.1)

( для квартир )

( для квартир )

; (см. выражение 1.5)

( для лифтов )

( для лифтов )

; (см. выражение 1.6)

; (см. выражение 1.4)

Аналогично рассчитываются нагрузки остальных домов, результаты заносятся в таблицу А.1

Расчётная активная нагрузка общественных зданий ()

( для зданий с лифтами ) (1.7)

где - расчетная активная нагрузка помещений , кВт;

- расчетная активная нагрузка лифтов здания , кВт;

; (1.8)

где - удельная расчетная электрическая нагрузка, кВт/м2,кВт/место и т.д.

- площадь здания (число мест )

определяется аналогично как и для лифтовых установок домов.

-Расчётная реактивная нагрузка дома ():

; (1.9)

где - расчетная реактивная нагрузка помещений , квар;

- расчетная реактивная нагрузка лифтов дома , квар;

; (1.10)

;

определяется аналогично как и для лифтовых установок домов.

-Расчётная нагрузка продовольственного магазина (300 м2 )№ 18

m=300 (площадь магазина )

=0,22 кВт/м2 ;

; (см. выражение 1.8)

; (см. выражение 1.7)

( для квартир )

( для квартир )

; (см. выражение 1.10)

Аналогично рассчитываются нагрузки остальных зданий , результаты заносятся в таблицу А.2

1.3 Центр электрических нагрузок

-Общие понятия

При проектировании электроснабжения группы электроприемников или установок бывает целесообразно заменить эту группу одним эквивалентным электроприемником, расположенным в некоторой условной точке площади, занимаемой этой группой. Такую точку называют центром электрических нагрузок (ЦЭН); понятие о ней использовалось уже в начале 1880-х годов при сооружении первых осветительных электрических сетей. Под центром нагрузок понимают теоретически наивыгоднейшую точку размещения источника питания (электростанции, подстанции и т. п.) или сетевого распределительного пункта питания рассредоточенных потребителей электроэнергии.

Размещение источника или распределительного пункта питания как можно ближе к ЦЭН преследует следующие цели:

· минимизацию суммарной длины внутригрупповой сети;

· обеспечение по возможности более близких друг к другу уровней напряжения у потребителей;

· минимизацию потерь электроэнергии или суммарных приведенных годовых затрат.

Координаты центра определяем по формулам:

и ; (1.11)

где и - координаты i-го потребителя группы;

- мощность i-го потребителя группы.

-Определение центра электрических нагрузок

Важной целью проектирования является выбор оптимального числа и местоположения потребительских ТП. Районирование электрических нагрузок является неотъемлемой частью решения этой задачи.

Согласно проектным нормативам предусматривается, что протяженность кабеля от ТП к зданиям не должна превышать 400 м.

В городской жилой застройке между зданиями размещаются детские и спортивные площадки, не всегда удается расположить подстанцию в центре электрических нагрузок.

Рекомендуется смещать ЦЭН к источнику питания.

Таким образом, проектируемый квартал необходимо мысленно разделить на 4 части, для каждой из которой необходимо определить свой ЦЭН , по формулам (1.11).

Расположение и координаты домов даны на рисунке 1.1

а )ЦЭН для части 1



Рисунок 1.1 - ЦЭН части 1 проектируемого района

Учитывая архитектурные особенности расположения зданий и отсутствия свободного места под ТП, место расположение ТП 1 смещаем в точку с координатами и .

б)ЦЭН для части 2



Рисунок 1.2 - ЦЭН части 2 проектируемого района

Учитывая тот факт , что близко к части 2 расположена РП и рекомендации нормативных документов об совмещение при возможности ТП с РП , то ТП 2 будет перемещен от ЦЭН в здание РП , место расположение ТП 2 смещаем в точку с координатами и

в)ЦЭН для части 3



Рисунок 1.3 - ЦЭН части 3 проектируемого района

Место расположение ТП 3 будет совпадать с точкой ЦЭН , координаты и .

в)ЦЭН для части 3

Рисунок 1.4 - ЦЭН части 4 проектируемого района



Учитывая архитектурные особенности расположения зданий, место расположение ТП №4 смещаем в точку с координатами и .

1.4 Выбор величины питающего напряжения

В качестве основного для городской питающей среды принимается 10 кВ,которое характеризуется меньшими капиталовложениями и потерями в сетях по сравнению с системой 6 кВ.

Городские электрические сети напряжением 10 кВ выполняются трехфазными, с изолированной нейтралью.

Для распределительной сети низкого напряжения основным напряжением является 380/220 В, сеть выполняется четырехпроводной с глухозаземленной нейтралью.

1.5 Выбор трансформаторов ТП

Согласно ПУЭ, жилые дома с электроплитами , жилые дома высотой 6 этажей и выше с газовыми плитами или плитами на твердом топливе и здания учреждений высотой до 16 этажей с количеством работающих от 50 до 2000 человек необходимо обеспечить II категорией надежности электроснабжения.

Согласно ПУЭ электроприемники II категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания, допустимы перерывы электроснабжения на время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Номинальная мощность цеховых трансформаторов выбирается исходя из рациональной нагрузки трансформаторов, а так же по условия резервирования в аварийном режиме. Число типоразмеров трансформаторов не должно превышать трех.

-Номинальная мощность трансформаторов выбирается по условию:

(1.12)

где - расчетная мощность всех домов запитываемых подстанцией и потери в кабельных линиях и в трансформаторе;

- число трансформаторов в трансформаторных подстанциях;

- коэффициент загрузки трансформаторов.

(1.13)

где -активная суммарная расчетная нагрузка, где учитывается силовая нагрузка дома , освещение подъездов и лестничных площадок (берётся из таблицы 1.2 и 1.3)

- потери активной мощности в линиях, определяется следующим образом

(1.14)

- потери активной мощности в трансформаторе

(1.15)

Полученное значение мощности трансформатора округляется до ближайшего большего стандартного значения.

-Номинальная мощность трансформаторов ТП1:

=2270 , кВт ( из таблицы 1.2)

; (см. выражение 1.14)

; (см. выражение 1.15)

; (см. выражение 1.13)

Выбираем ТМ - 1600/10, параметры занесены в таблицу 1.2 .

Таблица 1.2 - Справочные данные трансформаторов ТП1

Условное обозначение	Количество единиц	S, кВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	потери	Iхх, %	Uкз, %
					х.х.,кВ	к.з.,кВ
ТМ-1600/10	2	1600	10	0,4	3,3	16,5	1,3	5,5

Фактический коэффициент загрузки составляет:

При выходе из строя одного из трансформаторов, оставшийся в работе будет иметь коэффициент загрузки равный:

Следовательно, при выходе из строя одного трансформатора, оставшийся в работе не сможет полностью обеспечить питание электроприемников. Поэтому при аварии возникает необходимость в отключении ЭП.

-Номинальная мощность трансформаторов ТП2:

=1417 , кВт ( из таблицы 1.2)

; (см. выражение 1.14)

; (см. выражение 1.15)



; (см. выражение 1.13)

Выбираем ТМ - 1000/10, параметры занесены в таблицу 1.3 .

Таблица 1.3 - Справочные данные трансформаторов ТП2

Условное обозначение	Количество единиц	S, кВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	потери	Iхх, %	Uкз, %
					х.х.,кВ	к.з.,кВ
ТМ-1000/10	2	1000	10	0,4	1,65	11,5	0,5	5,5

Фактический коэффициент загрузки составляет:

При выходе из строя одного из трансформаторов, оставшийся в работе будет иметь коэффициент загрузки равный:

При выходе из строя одного трансформатора, оставшийся в работе не сможет полностью обеспечить питание электроприемников. Поэтому при аварии возникает необходимость в отключении ЭП.

-Номинальная мощность трансформаторов ТП3:

=1833 , кВт ( из таблицы 1.2)

; (см. выражение 1.14)

; (см. выражение 1.15)

; (см. выражение 1.13)

Выбираем ТМ - 1600/10, параметры занесены в таблицу 1.4 .

Таблица 1.4 - Справочные данные трансформаторов ТП3

Условное обозначение	Количество единиц	S, кВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	потери	Iхх, %	Uкз, %
					х.х.,кВ	к.з.,кВ
ТМ-1600/10	2	1600	10	0,4	3,3	16,5	1,3	5,5

Фактический коэффициент загрузки составляет:

При выходе из строя одного из трансформаторов, оставшийся в работе будет иметь коэффициент загрузки равный:

При выходе из строя одного трансформатора, оставшийся в работе трансформатор сможет полностью обеспечить питание электроприемников. Поэтому при аварии не возникает необходимость в отключении ЭП.

-Номинальная мощность трансформаторов ТП4:

=1661 , кВт ( из таблицы 1.3)

; (см. выражение 1.14)

; (см. выражение 1.15)

; (см. выражение 1.13)

Выбираем ТМ - 1600/10, параметры занесены в таблицу 1.5 .

Таблица 1.5 - Справочные данные трансформаторов ТП4

Условное обозначение	Количество единиц	S, кВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	потери	Iхх, %	Uкз, %
					х.х.,кВ	к.з.,кВ
ТМ-1600/10	2	1600	10	0,4	3,3	16,5	1,3	5,5

Фактический коэффициент загрузки составляет:



При выходе из строя одного из трансформаторов, оставшийся в работе будет иметь коэффициент загрузки равный:

При выходе из строя одного трансформатора, оставшийся в работе трансформатор сможет полностью обеспечить питание электроприемников. Поэтому при аварии не возникает необходимость в отключении ЭП.

1.6 Выбор схемы и расчет элементов цепи 10 кВ

-Выбор схемы 10 кВ.

Распределение электроэнергии от РП до потребительских ТП осуществляется по распределительным сетям 10 кВ. Распределительная и питающая сети 10 кВ используются для совместного питания городских коммунально-бытовых объектов. Городские сети 10 кВ выполняются с изолированной нейтралью.

Схем построения городских распределительных сетей довольно много. Выбор схемы зависит от требования высокой степени надежности электроснабжения, а также от территориального расположения потребителей относительно РП и относительно друг друга.

Следует учитывать, что к электрической сети предъявляются определенные технико-экономические требования, с учетом которых и производится выбор наиболее приемлемого варианта.

Выбор наиболее приемлемого варианта, удовлетворяющего технико-экономическим требованиям - это один из основных вопросов при проектировании любого инженерного сооружения, в том числе и электрической сети.

В дипломном проекте в связи с протяженностью квартала и наличия электропотребителей первой категории, применим двойную магистральную схему электроснабжения для трансформаторных подстанций ТП2 и ТП3 , и радиальную схему электроснабжения для ТП1 и ТП4 .данные схемы представлены на рисунке 1.5.

При аварии на любом участке линии или на шинах 10 кВ подстанции, автоматически отключится головной масляный выключатель В1 или В2 и вне подстанции прекращают подачу электроэнергии потребителям на время ремонта . При обесточивании одной из секций шин РП срабатывает АРВ и все ТП не прекращают подачу электроэнергии. Такие схемы используют для питания потребителей II и III категории.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.5 - Схемы радиальной и магистральной распределительных сетей.

-Расчет тока и сечения кабельных линии 10 кВ

Электрические сети 10 кВ на территории городов, в районах застройки зданиями высотой 4 этажа и выше выполняются, кабельными. Кабельные линии прокладывают в траншеях на глубине не менее 0,7 м.

Выбор сечения кабельной линии от ГПП к РП

Питание жилого района осуществляется сдвоенной кабельной линией длиной 3 км.

Определяется ток в одной цепи линии при нормальном режиме работы

где - средне номинальное напряжение связи с системой, кВ;

- расчетная мощность городского района на стороне низкого напряжения ТП;

(из таблицы 1.2)

- число питающих линий , .

.

Определяется сечение провода по экономической плотности тока

где - экономическая плотность тока

Для кабелей с пластмассовой изоляцией при числе использования максимума нагрузки Тmах=3000-5000 ч , =1,6 А/мм.

Выбираем кабель ААШВ-3х185 для которого А.

Определяется ток в одной цепи в аварийном режиме

А > 280 А.

Выбранный нами кабель не удовлетворяет этому требованию, выбираем другой.

Выбираем 2 кабеля в одну кабельную линию 2ААШВ-3х240 для которых А.

Сечения остальные кабельных линий выбираются аналогично , данные занесены в таблицу 1.6 .

Таблица 1.6 - Данные кабельных линий 10 кВ от РП до ТП

Участок кабеля		Марка кабеля	Сечение мм2					Длина мм2
РП - ТП1	88	ААШВ	120	218	176	54	0,405	0,03
РП - ТП4	88	ААШВ	120	218	176	54	4	0,3
РП - ТП2	176	ААШВ	240	320	330	58	2,63	0,15
ТП2 - ТП3	88	ААШВ	120	218	176	54	2	0,15

-выбор выключателя 10 кВ

Выбор линейного выключателя для цепи электроснабжения ТП 1 .

Определяем расчетные токи для выбора выключателя 10 кВ на стороне ВН трансформатора:

Из [2] табл.31.1 выбираем выключатель типа ВМПЭ10-320

Остальные выключатели выбираются аналогично и заносятся в таблицу 1.7

Таблица 1.7 - Справочные данные выключателей 10 кВ

Место установки	Условное обозначение	Uвн, кВ	Iн, А	Амплитуда пред. тока,кА	Ном. Iоткл. ,кА	tоткл , c	привод
на вводе РП	ВМПЭ10-1000	10	1000	80	20	0,12	электром.
в цепи ТП1	ВМПЭ10-320	10	320	80	20	0,12	электром.
в цепи ТП2,3	ВМПЭ10-320	10	1600	80	20	0,12	электром.
в цепи ТП4	ВМПЭ10-320	10	320	80	20	0,12	электром.

1.7 Выбор схемы и расчет элементов цепи 0,4 кВ

-Выбор схемы электроснабжения 0,4 кВ

Городские распределительные сети 0,4 кВ могут иметь различные схемы построения.

Рисунок 1.6 - Радиальная схема электроснабжения 0,4 кВ



Рисунок 1.7 - Кольцевая схема электроснабжения 0,4 кВ.

Для питания электроприемников II и III категории, в частности жилых и бытовых зданий, применяют радиальную схему с двумя кабельными линиями, рисунок 1.6 и кольцевую схему, рисунок 1.7 . В кольцевой схеме, в случае выхода из строя одной питающей линии, питание здания осуществляется по резервной линии.

В связи с протяженностью квартала и густой сетью других коммуникаций в данном проекте используем двойную радиальную схему электроснабжения.

-Выбор автоматического выключателя между ТП и РУ-0,4 кВ

Номинальный ток трансформатора:

где - номинальная мощность трансформатора ;

- средне номинальное напряжение

Ток срабатывания электромагнитного расцепител ;



Определяется ток уставки теплового расцепителя автомата:

Выберем автоматический выключатель между ТП1 и РУ-0,4 кВ:

Принимается к установке автоматический выключатель типа:

ВА 07-325 с .

Аналогично выбираются автоматические выключатели для остальных ТП

-Расчет и выбор типа кабелей от ТП к отдельным домам (распределительным щитам)

Сечение кабелей питающие дом выбираем по допустимому току в аварийном режиме

где: - допустимый ток, протекающий по проводнику;

- расчетный ток, протекающий по проводнику при аварии;



где: - соответствующая расчетная мощность узла, кВт;

- номинальное напряжение, .

Выбираем кабель от ТП1 к СП15 (дом № 6):

Выбираем кабель типа АВВГ (3х185+1х50) c .

Рассчитанные токи и марка выбранных кабелей к остальным СП приведены в таблице А.3

-Выбор предохранителя между РУ-0,4 кВ и СП15:

Номинальный ток уставки предохранителя :

где - номинальный ток уставки;

- расчетный ток при аварийнов выходе одного из кабелей из строя;

Принимается к установке предохранитель типа ПН-2 400/300.

Для остальных узлов также выбирается автоматический выключатель, данные заносятся в таблицу А.4

1.8 Расчет токов короткого замыкания

Коротким замыканием называют всякое не предусмотренное нормальными условиями работы соединение двух точек электрической цепи (непосредственное или через пренебрежимо малое сопротивление). Причинами КЗ являются механические повреждения изоляции, её пробой из-за перенапряжения и старения, обрыва и т. п. В следствии КЗ в цепях возникают опасные для элементов сети токи, которые могут вывести их из строя. Поэтому для обеспечения надежной работы электрической сети, электрооборудования, устройства релейной защиты производится расчет токов КЗ.

В трехфазных сетях и устройствах различают трехфазные (симметричные), двухфазные и однофазные (несимметричные) КЗ. Могут иметь место также двухфазные КЗ на землю, КЗ с одновременным обрывом фазы. Наиболее частыми являются однофазные КЗ на землю (до 65% общего количества КЗ), значительно реже бывают двухфазные на землю (20%), двухфазные (до 10%) и трехфазные (до 5%).

При расчете токов короткого замыкания принимаются следующие допущения:

- трехфазная система симметрична;

- магнитные системы не насыщены;

- отсутствуют качания роторов синхронных машин;

- короткое замыкание считается металлическим.

Для упрощения расчетов для каждой электрической ступени в расчетной схеме указывается вместо ее действительного напряжения среднее номинальное напряжение. Для расчета токов трехфазного короткого замыкания в сетях и установках выше 1 кВ составляется расчетная схема для рассматриваемой системы электроснабжения. Расчет токов короткого замыкания в сетях выше 1 кВ имеет ряд особенностей:

- активные сопротивления элементов системы электроснабжения при определении тока короткого замыкания не учитываются;

Для расчетов токов КЗ на основании расчетной схемы составляется схема замещения системы электроснабжения предприятия. Схема замещения представляет собой электрическую схему, соответствующую расчетной схеме, в которой все магнитные связи заменены электрическими и все элементы системы электроснабжения представлены сопротивлениями.

Особенностями расчета токов КЗ в сетях до 1 кВ являются:

- активные сопротивления элементов системы электроснабжения играют существенную роль, и могут даже преобладать над индуктивными, что обуславливает необходимость в их учете при расчете токов КЗ;

- если установка до 1 кВ получает питание через понижающий трансформатор, то периодическую составляющую тока при коротком замыкании на стороне низкого напряжения трансформатора можно считать неизменной по амплитуде;

При определении сопротивления цепи КЗ учитываются не только активные и индуктивные сопротивления трансформаторов, кабелей, шин, но и сопротивления электрических аппаратов. При расчете необходимо учитывать переходные активные сопротивления всех контактных соединений, так как реальные величины токов КЗ значительно меньше расчетных, найденных без учета сопротивлений контактных соединений. Сопротивления всех элементов цепи проводятся к напряжению ступени КЗ и выражаются в именованных единицах. Влияние двигателей на величину тока КЗ учитывается в тех случаях, когда они непосредственно подключены к месту короткого замыкания проводом или кабелем длиной до 5 м.

Расчет токов короткого замыкания осуществляем с помощью ЭВМ по данным схемы замещения составленной для цепи Энергосистема - ЭП №10 и Энергосистема - кабельная линия 10 кВ.

В результате расчетов получаем следующие показатели:

-сверхпереходный ток трехфазного КЗ;

-ударный ток трехфазного КЗ;

-действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ;

-начальное значение периодической составляющей тока двухфазного КЗ;

-ток однофазного КЗ в одной точке.

Составляем схему замещения для расчета токов КЗ

Исходные данные и результаты расчета токов КЗ приведены в результатах выведенных ЭВМ



Рисунок 1.8- Расчетная схема проверяемой цепи.



Рисунок 1.9 - Схема замещения для расчета токов К.З



Все расчеты выполнены с помощью ЭВМ, результаты вычислений занесены . Расчет токов к.з. выполнен для следующих точек- 4,7,11,14

1.9 Проверка коммутационной аппаратуры на действие т.к.з.

-проверка вводного выключателя ВМПЭ 10-1000 на вводе в РП:

Таблица 1.9- Условия проверки на т.к.з. выключателя ВМПЭ 10-1000

Расчетные данные	Каталожные данные. выключателя ВМПЭ 10-1000
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iмакс =500 A	Iном = 1000 А
= 11,6кА	= 20 кА

Из условия селективности уставка времени срабатывания принимается tср=2,3c

-проверка линейного выключателя ВМПЭ 10-320 в цепи ТП1:

Таблица 1.10- Условия проверки на т.к.з. выключателя ВМПЭ 10-320

Расчетные данные	Каталожные данные. выключателя ВМПЭ 10-320
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iмакс =88 A	Iном = 320 А
= 10,2кА	= 20 кА

Из условия селективности уставка времени срабатывания принимается tср=1,8c

-проверка вводного автомата ВА-07-325 на стороне НН трансформатора:



Таблица 1.11- Условия проверки на токи к.з. автомата ВА-07-325

Расчетные данные	Каталожные данные. автомата ВА-07-325
Uуст = 0,4 кВ	Uном = 0,4 кВ
Iмакс =2300 A	Iном = 2500 А
= 6,2 кА	= 45 кА
= 6,2 кА	= 5 кА

Из условия селективности уставка времени срабатывания принимается tср=1,5c

-проверка предохранителя ПН-2 100/100 для СП 51:

Таблица 1.12- Условия проверки на токи к.з предохранителя НПН-2 100/100

Расчетные данные	Каталожные данные. предохранителя ПН-2 100/100
Uуст = 0,4 кВ	Uном = 0,4 кВ
Iном. =95 A	Iном.пат. = 100 А
Iном. =95 A	= 100 А
= 0,53 кА	= 50 кА

Из условия селективности уставка времени срабатывания принимается tср=0,9c

1.10 Проверка кабеля на участке ГПП-РП

При КЗ тепловыделение в аппаратах и проводниках значительно превышает нормальное. Температура проводников и частей аппаратов быстро увеличивается и в течение долей секунды обычно уже выходит за пределы, установленные для длительной работы. Нагревание прекращается вместе с автоматическим отключением поврежденной цепи, после чего происходит медленное остывание.

При чрезмерном повышении температуры частей аппаратов и проводников, даже кратковременном, возможны размягчение и плавление металла, выжигание изоляции, разрушение контактов и другие повреждения. Тепловое действие тока КЗ особенно опасно для элементов системы с малым рабочим током, которые могут быть полностью разрушены. Для надежной работы электрической системы необходимо исключить эти повреждения, что достигается соответствующим выбором сечений проводников и времени автоматического отключения цепей при КЗ. В тех случаях, когда уменьшение времени отключения цепи невозможно, а увеличение площади сечений проводников экономически нецелесообразно, принимают меры к ограничению тока КЗ.

Проводники любого назначения должны удовлетворять требованиям в отношении предельно допустимого нагрева, с учетом не только нормальных режимов, но и послеаварийных режимов, а так же режимов в период ремонта и возможных неравномерностей распределения токов между линиями, секциями шин и т.д. сети.

Кабели выбираются:

- по напряжению установки

;

- по допустимому току

;

- на термическую стойкость

Проверяем термическую стойкость кабельных линий с помощью метода минимального сечения проводника. Минимальное сечение проводника, отвечающее требованию его термической стойкости при коротком замыкании приближенно можно определить по формуле

= ,

где С = 100 ;

На участке ГПП-РП был выбран кабель 2ААШв 3х240 мм2

кА2·с;

= = 110 мм2 < 240 мм2.

Сечение кабельной линии ГПП - РП удовлетворяет условию минимального сечения

проводника, отвечающего требованию его термической стойкости, поэтому остаётся выбранный кабель 2ААШв 3х240 с

1.11 Компенсация реактивной мощности

Компенсация реактивной мощности является неотъемлемой частью задачи электроснабжения .

Передача реактивной мощности от энергосистемы к потребителям не рациональна по той причине, что возникают дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения, (что ведёт к увеличению сечения проводов и кабелей, повышение мощности трансформаторов), обусловленные их загрузкой реактивной мощностью.

Компенсация реактивной мощности является одним из основных направлений по снижению потерь электроэнергии. В качестве средств КРМ в сетях общего назначения применяют высоковольтные и низковольтные конденсаторные батареи .

Расчет мощности КБ

Компенсация реактивной мощности будет выполняться непосредственно у места её потребления ,т.е. БК будут устанавливаться в помещении ТП и будут обеспечивать реактивной мощностью дома запитываемые этим ТП.

Рассчитаем мощность КБ для ТП 1:

Выбираем 2 батареи со следующим номиналом :

2хУКЛН-0,38-600-150У3 с мощностью 600 квар.

Таблица 1.12- Условия проверки на токи к.з предохранителя НПН-2 100/100

Тип КБ	Номинальная мощность, квар	Место установки
2хУКЛН-0,38-600-150У3	600	ТП1
2хУКЛН-0,38-324-150У3	324	ТП2
2хУКЛН-0,38-600-150У3	600	ТП3
2хУКЛН-0,38-600-150У3	600	ТП4

Схема автоматического регулирования реактивной мощности

Схема автоматического регулирования реактивной мощности конденсаторной установки по времени выполнена на базе аналогичных схем .

Схема работает следующим образом. Часовой механизм замыкает свои контакты для подачи сигнала на подключения конденсаторной установки к сети в 7-12-17-20 ч. и отключения от сети в 11-14-16-23 ч. Сигнал на включение или отключение контактов реле KM подаётся с выдержкой времени осуществляемой при помощи реле времени KT1 или KT2.

Если в момент включения КУ в сеть напряжение в которой выше 1.1Unom то срабатывает реле максимального напряжения KV1 и по цепи KV1.2 - блок контактов KM.4 запускается реле времени KT2, которое при замыкании скоих контактов подключит реле KL1. Реле KL1, сработав, разблокирует обмотку контактов KM и конденсаторная установка отключится от сети .

Кнопки SB1, SB2 предназначены для ручного управления КУ.

Диоды VD1, VD2 для исключения возможности включения КУ в сеть при срабатывании KV1, то есть когда напряжение выше или ниже допустимого.

Защита от увеличения напряжения реализована при помощи реле KV2 и реле времени KT3. контакты реле KT3 замыкаются и приводят в действие реле KL2, которое через кнопку SB3 и свой контакты KL2.2 переходит в автоматически режим. Реле KL2 через свои контакты KL2. подает питание на обмотку реле KL1, которое размыкает свои нормально замкнутые контакты , и размыкает контакт KM. В случае срабатывания защиты конденсаторная установка может быть подключена к сети только при разблокировании защиты нажатием кнопки SB3.

Рисунок 1.10 - Комбинированная схема одноступенчатого регулирования мощности КБ по времени суток с коррекцией по напряжению



2. РАСЧЁТ ЗАЩИТ И ИХ СОГЛАСОВАНИЕ

Общие сведения

Электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты, предназначенными для:

-автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей. Если повреждение (например, замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью) непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие релейной защиты только на сигнал;++0,14

-реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы (например, перегрузку, повышение напряжения в обмотке статора гидрогенератора).

В зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на отключение тех элементов, оставление которых в работе может привести к возникновению повреждения.

С целью удешевления электроустановок вместо автоматических выключателей и релейной защиты следует применять предохранители или открытые плавкие вставки, если они:

могут быть выбраны с требуемыми параметрами (номинальные напряжение и ток, номинальный ток отключения и др.);

обеспечивают требуемую селективность и чувствительность;

не препятствуют применению автоматики (автоматическое повторное включение - АПВ, автоматическое включение резерва - АВР и т. п.), необходимой по условиям работы электроустановки.

При использовании предохранителей или открытых плавких вставок в зависимости от уровня несимметрии в неполнофазном режиме и характера питаемой нагрузки следует рассматривать необходимость установки на приемной подстанции защиты от неполнофазного режима.

Устройства релейной защиты должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповрежденной части системы (устойчивая работа электрической системы и электроустановок потребителей, обеспечение возможности восстановления нормальной работы путем успешного действия АПВ и АВР, самозапуска электродвигателей, втягивания в синхронизм и пр.) и ограничения области и степени повреждения элемента.

Релейная защита, действующая на отключение, как правило, должна обеспечивать селективность действия, с тем, чтобы при повреждении какого-либо элемента электроустановки отключался только этот поврежденный элемент.

Допускается неселективное действие защиты (исправляемое последующим действием АПВ или АВР):

для обеспечения, если это необходимо, ускорения отключения КЗ при использовании упрощенных главных электрических схем с отделителями в цепях линий или трансформаторов, отключающими поврежденный элемент в бестоковую паузу.

Устройства релейной защиты с выдержками времени, обеспечивающими селективность действия, допускается выполнять, если защита действует в качестве резервной защиты.

Надежность функционирования релейной защиты (срабатывание при появлении условий на срабатывание и несрабатывание при их отсутствии) должна быть обеспечена применением устройств, которые по своим параметрам и исполнению соответствуют назначению, а также надлежащим обслуживанием этих устройств.

При необходимости следует использовать специальные меры повышения надежности функционирования, в частности схемное резервирование, непрерывный или периодический контроль состояния и др. Должна также учитываться вероятность ошибочных действий обслуживающего персонала при выполнении необходимых операций с релейной защитой.

2.1 Виды устройств релейной защиты элементов систем электроснабжения

Таблица 2.1 Виды устройств релейной защиты элементов систем электроснабжения

Наименование	Вид повреждения и анормального режима	Вид устройства релейной защиты	Автома-тизация
Кабельная линия 10 кВ	Междуфазные К.З	Максимальная токовая защита и токовая отсечка	АПВ
	Замыкание одной фазы на землю	Максимальная токовая защита нулевой последовательности
	Замыкание одной фазы на землю	Максимальная токовая защита нулевой последовательности
	Междуфазные К.З	Максимальная токовая защита и токовая отсечка
Кабельная линия 10 кВ	Междуфазные К.З	Максимальная токовая защита и токовая отсечка	АПВ
	Замыкание одной фазы на землю	Максимальная токовая защита нулевой последовательности
	Замыкание одной фазы на землю	Максимальная токовая защита нулевой последовательности
Трансформатор ТМЗ 400/10	Междуфазные К.З на стороне высшего напряжения	Предохранители 10 кВ или максимальная токовая защита и токовая отсечка	Нет
	Междуфазные и однофазные замыкания на стороне Н.Н.	Автоматические выключатели
	Перегрузки	Предохранители 10 кВ или максимальная токовая защита и автоматический выключатель
	Повреждение внутри кожуха и понижение уровня масла	реле повышения внутри трансформаторного давления, работающего на сигнал
Кабельная линия 0,4 кВ	Междуфазные и однофазные К.З	Автоматические выключатели или предохранители	Нет
Асинхронный электродвига-тель	Междуфазные КЗ в обмотках и на выводах	Предохранитель или автомат	Пуск
	Перегрузки
	Потеря питания и понижение напряжения	Контактор или магнитный пускатель, автоматически отключающийся при снижений напряжения до (0,3? 0,6) Uн

2.2 Расчёт селективности релейной защиты

Защита ЭП расположенного в здании №18 осуществляется предохранителем ПН2 250/150. При токе = 869 А с минимальной выдержкой времени равной:

0,01 с .

В качестве линейного автомата принят автомат ВА88-40 с . Селективность по времени между последовательно расположенным предохранителем типа ПН2-100/30 и автоматом ВА88-40:

, (2.1)

1,5 · 0,1 = 0,15 с.

.

Определяем время срабатывания автомата ВА88-40 по формуле:

, (2.2)

где К- коэффициент срабатывания защиты от перегрузки, К=0,5;

p- коэффициент кратности предполагаемого фактического тока относительно номинального тока автоматического выключателя:

-время задержки срабатывания защиты, устанавливаемое DIP- переключателем на лицевой панели выключателя, =3 с ;

c .

Определяем время срабатывания автомата ВА88-43 по формуле (2.2):

c .

где

Селективность срабатывания предохранителей на стороне 10 кВ трансформатора при трёхфазном К.З на стороне 0,4 кВ цехового трансформатора:

, (2.3)

с

Определяем время перегорания плавкой вставки предохранителя при токе К.З в точке К4 ( = 10305 А) приведённому к высокой стороне трансформатора:



, (2.4)

с

где

Селективность по времени между предохранителем на стороне 10 кВ трансформатора и МТЗ линий 10 кВ :

, (2.5)

где ? t- ступень селективности , ? t = 0,4 с (для реле РСТ - 40 - 1) ;

с.

Селективность по времени между МТЗ линии и секционным выключателем:

с.

Селективность по времени между МТЗ питающей линии 10 кВ и МТЗ линии:

с.



2.3 Расчет релейной защиты кабельной линии 10 кВ

Кабельные линии промышленных предприятий защищаются от следующих повреждений и ненормальных режимов работы:

1) от междуфазных КЗ;

2) от замыкания на землю;

3) при обрывах фаз;

4) при перегрузках.

Для защиты от междуфазных КЗ предусматривается двухступенчатая токовая защита:

I ступень - токовая отсечка;

II ступень МТЗ - токовая отсечка с выдержкой времени.

III ступень - максимальная токовая защита с выдержкой времени.

Защита выполняется с установкой двух трансформаторов тока и, в зависимости от требований чувствительности, защита может быть выполнена одно-, двух- и трехрелейной. Трансформаторы тока подключаются в одни и те же фазы на протяжении всей сети, тем самым обеспечивается отключение двухфазного короткого замыкания на землю только поврежденного участка.

I ступень токовая отсечка

В качестве 1-ой ступени используется токовая отсечка выполненная при помощи реле РСТ-40-1.

, (2.11)

где Кн = 1,15 ( коэффициент надежности для реле РСТ- 40-1);

Iк.макс - ток проходящий через линию при трехфазном КЗ в конце линии.

IIс.з.= 1,15 · 3669 = 4219,4 А,

Защита является чувствительной.

II ступень МТЗ с выдержкой времени

В качестве второй ступени МТЗ применяем токовую отсечку с выдержкой времени:

-МТЗ не должна срабатывать вследствие после аварийной перегрузки, возникающей после отключения внешнего КЗ:

-защита не должна срабатывать вследствие после аварийной перегрузки, возникающей после отключения внешнего КЗ:

, (2.12)

где = 1,15 ( коэффициент надежности для реле РСТ- 40-1)

Определяем ток срабатывания защиты I ступени

. (2.13)

(2.14)

После определения тока срабатывания по вышеперечисленным условиям в качестве расчетного принимаем большее значение:

Ток срабатывания реле определяется из выражения:

где = 1,4 ( коэффициент надежности для реле РСТ- 40-1 )

Проверяем коэффициент чувствительности

(2.15)

где - ток при к.з. в конце магистрали.

III ступень максимальная токовая защита с выдержкой времени

Максимальная токовая защита с выдержкой времени. Данная защита является резервной защитой I ступени и основной защитой от перегрузок.

1) Защита отстраивается от максимального рабочего тока кабеля:

, (2.16)

где = 1,2 (коэффициент надежности реле РСТ-40-1);

kсзп = 2,5 - 3,5 (коэффициент самозапуска, учитывающий возможность увеличения тока в защищаемой линии вследствие самозапуска ЭД при восстановлении напряжения после отключения КЗ);

kв = 0,85 ( коэффициент возврата токового реле);

I р max = 61,3 A ( максимальный рабочий ток линии);

.

2) Отстройка от сверхтоков вследствии срабатывания устройства АПВ

(2.17) где ( коэффициент возврата);

3) Отстройка от сверхтоков, вызванных отключением параллельной линии и действием устройств АВР

(2.18) где ( коэффициент возврата).

Из трёх условий выбираем наибольший

Проверяем коэффициент чувствительности

(2.19)

где = 3178 кA ( двухфазный ток короткого замыкания в конце линии);

(2.20)

Выбираем реле тока РСТ-40-1, Iуст = 6 A‚ выдержка времени обеспечивается реле РСВ 18-11.

Выдержка МТЗ определяется:

(2.21)

где - максимальная выдержка времени кабельной линии,

?t = 0,5 ? 0,7 s ( селективность).

=0,9 + 0,5 = 1,4 c.

Выбираем реле времени типа ВЛ-50 с срабатыванием в пределах 2 ? 200 с.

Защита линии от замыканий на землю

Используем МТЗ нулевой последовательности. Защита состоит из фильтра тока нулевой последовательности к которому подключается токовое реле и действует на отключение с выдержкой времени.



,

где kотс = 2,0 2,5 ( в случае действия защиты с выдержкой времени),

- ток обусловленный емкостью линии, для кабельных линий.

, (2.22)

где l - длина линии, l = 2,5 км.

.

Чувствительность защиты характеризуется коэффициентом

, (2.23)

где - ток, определяющий емкость всех неповрежденных линий

, (2.24)

где l - суммарная длина неповрежденных линий, l = 6,5 км.

;

Выбираем реле тока нулевой последовательности типа РТЗ-51 с I0с.з. = 1,15 6,8 А.



2.4 Учёт электрической энергии

Учёт электрической энергии производится для расчёта за потреблённую электрическую энергию с энергоснабжающей организацией, учёта расхода активной энергии на предприятии, составления электробаланса по району в целом.

Для учёта электрической энергии применяется счетчики электрической энергии трехфазные электронные Альфа А1140 классов точности 0,5S; 1 по активной энергии и 1; 2 по реактивной энергии предназначены для учета активной, реактивной энергии и мощности в цепях переменного тока, а также для использования в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) при передаче измеренных или вычисленных параметров на диспетчерский пункт по контролю, учету и распределению электрической энергии предназначенный для измерения электрических параметров в одно, трёх фазных сетях. Счетчик имеет современный удобный и безопасный корпус, позволяющий производить его установку практически в любой электротехнический шкаф, используя стандартное расположение монтажных отверстий.

Результаты измерений получаются путем обработки и вычисления входных сигналов тока и напряжения микропроцессорной схемой основной платы счетчика. Измеренные данные, параметры конфигурации, статусная и иная информация хранятся в энергонезависимой памяти и могут отображаться на жидкокристаллическом индикаторе (ЖКИ) счетчика. Счетчики позволяют вести многотарифный учет активной и реактивной энергии в двух направлениях.

Счетчики Альфа А1140 имеют возможность измерения и отображения параметров электрической сети: фазных токов и напряжений, частоты сети, коэффициентов мощности трехфазной системы и пофазно, активной мощности трехфазной системы и пофазно, углов фаз тока и напряжения.

Схема измерения электрических величин состоит из счетчиков учета потребления активной и реактивной энергии, подключенных через измерительные трансформаторы тока и напряжения. Счетчики устанавливаются на границе раздела энергосистемы и сети потребителя.

Расчетный (коммерческий) учет электроэнергии отпущенной потребителям электроэнергии предусматривается производить на границе электрораздела поставшика электроэнергии и электроснабжающей организации, т.е. на РУ предприятия. Такой расчет производят расчетными счетчиками класса точности не ниже второго, если же они подключены через измерительные трансформаторы, в таком случае последние должны иметь класс точности 0,5.

Схема расстановки приборов измерения электрических величин а учёта электроэнергии приведена на рисунке 2.1 .

Технический учет электроэнергии для контроля расхода электроэнергии предусматривается производить также на щитах НН подстанции цехов.

Рисунок 2.1 - Схема электрических измерений и учета потребления электроэнергии.

Проверка трансформаторов тока на 10% погрешность

Проверку осуществляем для трансформатора тока ТПЛ-10-40/5

Находим кратность первичного тока:

К10 = I1расч / (K1 · I1ном), (2.25)

где I1расч = 1,1·Iсз·K2 = 1,1·61,3·1,2 = 81 А ( максимальное значение первичного тока при котором должна обеспечиваться работа трансформаторов тока с погрешностью не более 10%);

К2=1,2 (коэффициент учитывающий неточность расчетов и влияние апериодической составляющей тока к.з.);

I1ном = 40 А (номинальный первичный ток трансформатора);

К1= 0,8 (коэффициент, учитывающий возможное ухудшение характеристики намагничивания установленного трансформатора тока).

К10 = 81 / (0,8·40) = 2,53

По графику кривых предельных кратностей трансформаторов тока типа ТПЛ-10 их сопротивление составляет 4 Ом.

В качестве расчётного является трёхфазное короткое замыкание. Рассчитываем Zн.расч

Zн.расч = , (2.26)

где Rпер = 0,1 Oм ( переходное сопротивление на контактах);

Rпров - сопротивление алюминиевого провода, Oм;

Zф - сопротивление реле включенных в фазу, Oм;

Zобр = 0 Oм (сопротивление реле включенных в обратный провод)

Zф = ZРСТ-40, (2.27)

Cопротивление реле

Zр= ; (2.28)

где Sр - потребляемая мощность реле, B·A;

Iср - ток срабатывания реле, A.

Для реле РСТ-40

Zр= =2,35 Oм.

Определяем допустимое сопротивление проводов:

Rпр = (Zн.расч - Rпер - Zф - Zобр )/; (2.29)

Rпр = (4- 0,1 - 2,35 )/=0,46 Oм.

Определяем минимально допустимое сечение провода

, (2.30)

где l 15 м ( длина провода);

= 28,3 м/(Oм · мм2).

.

Принимаем к установке кабель КРВГ 2х4мм2 .

Сопротивление провода:

Ом,

Ом,

Ом.



Следовательно, трансформатор тока работает с погрешность меньше 10%.

2.5 Разработка схемы АВР на постоянном оперативном токе

АВР представляет собой устройство автоматического ввода резерва. Оно используется с целью возобновления питания потребителей посредством соединения источника резервного питания в автоматическом режиме в момент прекращения работы основного источника питания. Кроме того, АВР необходимо для восстановления основного источника питания при параллельном восстановлении рабочего источника. Применяется АВР чаще всего на электроснабжение городов и предприятий с целью электроснабжения на должном уровне потребителей первых двух категорий.

Рисунок 2.2 - Схема цепей оперативного тока АВР



Рассмотрим принцип действия схем АВР на примере двухтрансформаторной подстанции, приведенной на рисунке выше. Исходно оба трансформатора T1 и T2 включены и осуществляют питание потребителей секций шин низшего напряжения, а выключатель Q5 выключен. При отключении по любой причине выключателя Q1 трансформатора T1 его вспомогательный контакт SQ1.2 размыкает цепь обмотки промежуточного реле KL1. В результате контактная система реле KL1 при снятии напряжения возвращается в исходное положение с некоторой выдержкой времени и размыкает контакты. Второй вспомогательный контакт SQ1.3 выключателя Q1, замкнувшись, подает плюс через еще замкнутый контакт KL1.1 на обмотку промежуточного реле KL2, которое своими контактами производит включение секционного выключателя Q5, воздействуя на контактор включения YAC5. По истечении установленной выдержки времени реле KL1 размыкает контакт KL1.1 и разрывает цепь обмотки промежуточного реле KL2. Если секционный выключатель Q5 включится действием схемы АВР на неустранившееся КЗ и отключится релейной защитой, то его повторного включения не произойдет. Таким образом, реле KL1 обеспечивает однократность АВР и поэтому называется реле однократности включения. Реле KL1 вновь замкнет свои контакт KL1.1 и подготовит схему АВР к новому действию лишь после того, как будет восстановлена нормальная схема питания подстанции и включен выключатель Q1. Выдержка времени на размыкание контакта KL1 должна быть больше времени включения выключателя Q5, для того чтоб он успел надежно включиться.

С целью обеспечения АВР при отключении выключателя Q2 от его вспомогательного контакта SQ2.2 подается команда на катушку отключения YAT1 выключателя Q1. После отключения Q1 схема АВР запускается и действует, как рассмотрено выше.

Аналогично рассмотренному выше АВР секционного выключателя будет действовать и при отключении трансформатора Т2.

Кроме рассмотренных случаев отключения одного из трансформаторов потребители также потеряют питание, если по какой-либо причине останутся без напряжения шины высшего напряжения. Схема АВР при этом не подействует, так как оба выключателя T1 (QI и Q2) или Т2 (Q3 и Q4) останутся включенными. Для того чтобы обеспечить действие схемы АВР и в этом случае, предусмотрен специальный пусковой орган минимального напряжения, в состав которого входят реле KV1, KV2 и KV3. При исчезновении напряжения на шинах высшего напряжения питающих T1, а следовательно, и на шинах А минимальные реле напряжения, подключенные к трансформатору напряжения TV1, замкнут свои контакты и подадут плюс оперативного тока на обмотку реле времени КТ через контакт реле KV3. Реле КТ при этом запустится и по истечении установленной выдержки времени подаст плюс на обмотку выходного промежуточного реле KL3, которое произведет отключение выключателей Q1 и Q2 трансформатора T1. После отключения выключателя Q1 схема АВР подействует, как рассмотрено выше.