Реконструкция системы электроснабжения вспомогательных цехов АО "Агромашхолдинг"

Размещено на http://www.allbest.ru/

63

РЕФЕРАТ

Дипломный проект на тему «Реконструкция системы электроснабжения вспомогательных цехов АО «Агромашхолдинг» включает в себя пояснительную записку, состоящую из восьми разделов, ста восьми страниц, тринадцати рисунков, тринадцати таблиц, двадцати литературных источников, и графическую часть из восьми листов формата А1.

Ключевые слова: мощность, электроэнергия, напряжение, ток, трансформатор, короткое замыкание, защита, двигатель.

В дипломном проекте рассматриваются вопросы электроснабжения предприятия, автоматизации и защиты его системы электроснабжения.



СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Краткая характеристика предприятия

2. Электроснабжение

2.1 Расчет электрических нагрузок

2.2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения предприятия

2.2.1 Обоснование принимаемых значений напряжения

2.2.2 Оценка надежности электроснабжения

2.2.3 Определение количества потребительских трансформаторных подстанций (ТП)

2.2.4 Определение расчетных электрических нагрузок ТП-10/0,4 кВ

2.2.5 Компенсация реактивной мощности

2.2.6 Определение количества трансформаторов в ТП и их номинальной мощности

2.2.7 Выбор сечения проводников линий электропередачи с учетом технико-экономических сравнений вариантов

2.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения предприятия

2.3.1 Расчет сечений кабельных линий 10 кВ с учетом технико-экономического сравнения вариантов

2.4 Определение величины токов короткого замыкания

2.5 Выбор и проверка выбранного электрооборудования по условиям нормального режима и токов короткого замыкания

2.5.1 Выбор вакуумных выключателей

2.5.2 Выбор трансформатора напряжения

2.5.3 Выбор трансформатора тока

2.5.4 Выбор вводных автоматических выключателей на ТП со стороны 0,38 кВ

2.6 Защита сетей от аварийных режимов

2.6.1 Защита силового трансформатора 10/0,4 кВ

2.6.2 Защита линии 0,38 кВ от токов короткого замыкания

2.6.3 Защита оборудования системы электроснабжения от перенапряжений

3. Автоматическое включение резерва секционного выключателя

4. Устройство защиты от однофазных замыканий

4.1 Однофазные замыкания на землю и способы защиты от них

4.2 Решение задачи защиты сетей от замыканий с помощью конкретных инженерных разработок

4.3 Устройство централизованной защиты от однофазного замыкания на землю в функции срабатывания устройства защиты линии

4.4 Определение экономической эффективности специальной части

5. Организация эксплуатации электрохозяйства

6. Охрана труда и техника безопасности

6.1 Требования безопасности при обслуживании электроустановок

6.2 Расчет параметров молниезащиты и заземления

7. Охрана окружающей среды

8. Экономическая часть проекта

Заключение

Список использованной литературы



ВВЕДЕНИЕ

Задачей проектирования энергосистем является разработка и технико-экономическое обоснование решений объединяющих формирование энергетических объединений и развитие электрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации и управления, при которых обеспечивается оптимальная надежность электропотребителей.

Повышение эффективности использования технического потенциала, а так же всех видов энергоресурсов внутри страны с применением широких масштабах энергосберегающих технологий, является важнейшей задачей энергетической политики.

Топливно-энергетический комплекс играет особую роль в развитии государства, в повышении качества жизни населения, что ставит его на одно из первых мест в приоритетности по инвестициям.

Целью любых технико-экономических расчетов должен быть выбор наиболее экономичного и вместе с тем достаточно технически совершенного решения той или иной инженерной задачи. В промышленном электроснабжении при таких расчетах сравнивают экономичность нескольких технически равноценных вариантов, обеспечивающих достаточно совершенное решение задачи об электроснабжении конкретных потребителей электрической энергией высокого качества. Оценку сопоставляемых вариантов ведут по двум важнейшим экономическим показателям: капитальным вложениям в сооружение системы электроснабжения и годовым эксплуатационным расходам. Оба этих показателя в итоге определяют себестоимость производства электроэнергии (на электрических станциях) или себестоимость передачи энергии от мощной энергосистемы, где ее себестоимость известна, до потребителей.

К главным задачам, которые должны быть решены в процессе проектирования системы электроснабжения, относится следующее: выбор наиболее рациональной, с точки зрения технико-экономических показателей, схемы питания; правильный технический и экономический обоснованный, выбор мощности трансформаторов подстанции; выбор экономически целесообразного режима работы трансформаторов; выбор рационального напряжения, размеры капиталовложений, расход цветного металла величину потерь электроэнергии и эксплуатационные расходы; выбор электрических аппаратов в соответствии с требованиями технико-экономической целесообразности; выбор сечения проводов, шин, кабелей в зависимости от ряда технических и экономических факторов; выбор условий, отвечающих требованиям техники безопасности, защиты окружающей среды.

Система электроснабжения предприятия состоит из источников питания и линий электропередач, осуществляющих передачу электрической энергии к предприятию, понизительных, распределительных и преобразовательных подстанций и связывающих их кабелей воздушных линий, а также токопроводов, обеспечивающих на требуемом напряжении подвод электрической энергии к ее потребителям.

Требования, предъявляемые к электроснабжению предприятий, в основном зависят от потребляемой ими мощности и характера электрических нагрузок, особенностей технологии производства, климатических условий, загрязненности окружающей среды и других факторов.

Практика эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий показывает, что наиболее надежными являются системы электроснабжения, содержащие минимальное количество коммутационных аппаратов (выключателей, разъединителей и т.п.), смонтированных с высоким качеством, при своевременности выполнения профилактических ремонтов и замены устаревшего оборудования.

С учетом изложенного предприятие и любой его элемент (цех, предел, здание и др.) необходимо рассматривать как систему, взаимосвязанную с энергетикой окружающей среды и активно воспринимающую рассредоточенную низкопотенциальную энергию с трансформацией ее до требуемого потенциала. Как видно, отличительной особенностью энергоактивных промышленных систем является то, что они наделяются не только способностью потреблять энергию из внешней среды (энергосистема, автономный источник), но и возможностями улавливать, преобразовывать и передавать для использования, как во внутреннюю, так и во внешнюю среду (энергосистему) энергию, теряемую в технологических и энерготехнологических процессах предприятия (потери, отходы, вторичные ресурсы).

Таким образом, повышение эффективности использования энергоресурсов на промышленном предприятии связано с применением энергоактивных систем, рассчитанных на восприятие и трансформацию рассредоточивающейся низкопотенциальной энергии, использованием энергосберегающих техники и технологий и применением возобновляемых источников энергии. Последнее может осуществляться одновременно с изменениям конструкций зданий, сооружений и технологических установок, применением комплексных аграрно-промышленных модулей. Эффективность повышения энергоактивности промышленного производства, в этом случае, будет связана со степенью замещения энергии невозобновляемых источников (энергия, топливо со стороны), энергии получаемой за счет внедрения энергоактивных систем. По степени долевого замещения энергии и топлива, получаемого со стороны, может быть разработана градация предприятий отраслей по энергоактивности.



1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА

АО “АгромашХолдинг” является одним из основных технических комплексов Костанайской области Республики Казахстан.

История создания и развития неразрывно связана с историей становления и развития сельского хозяйства Костанайской области.

В 1934 году была построена и начала работать Кустанайская МТМ. Несмотря на примитивное оснащение, она оказывала посильную помощь колхозам и совхозам области. Как и для всего советского народа, настоящим испытанием на прочность тружеников МТМ были годы Великой Отечественной Войны. В целях укрепления и расширения ремонтных предприятий в Казахстане, лучшего использования эвакуируемого станочного оборудования южных заводов Союзсовхозреммаштреста приказом №302 от 28 октября 1942 года по Народному Комиссариату зерновых и животноводческих совхозов СССР, Кустанайская МТМ была передана в ведение Союзреммаштреста НКСХ, и на ее базе был организован Кустанайский механический завод. Перед вновь организованным заводом ставилась задача: на основе планово-предупредительной системы технического обслуживания производить не только капитальный ремонт машин, но и изготавливать ремонтно-технологическое оборудование для оснащения мастерских МТС и совхозов; изготавливать несложные сельхозмашины и нестандартное оборудование; увеличивать производство запасных частей.

В послевоенные годы завод работал на полную мощь, увеличивая с каждым годом объемы производства и ремонта.

В период развала союза завод практически был остановлен и в течении пяти лет практически не работал. Но в августе 2000 года акции завода были приобретены ТОО “Иволга- Холдинг”, после чего произведены существенные капиталовложения, осуществлены ремонтно-восстановительные работы производственных цехов и административных зданий.

За прошедшее время завод восстановил и активизировал все прежние виды деятельности.

На сегодняшний день завод имеет четыре производственных цеха и несколько подсобных. Каждый из цехов делится на участки;

Первый цех делится на:

участок по ремонту двигателей - данный участок специализирован на капитальном ремонте двигателей к тракторам К-700/701, МТЗ-80/82, комбайнов «Енисей» и «Джон Дир».

агрегатный участок специализируется на ремонте и замене трансмиссии и ходовой части тракторов и комбайнов.

участок сборки предусматривает комплекс работ по разборке и сборке тракторов после ремонта, там же производится покраска техники.

Второй цех занимается производством различных технологических машин и установок для сельского хозяйства так на пример были запущены в серийное производство жатки валковые ЖВПР-9,1 и ЖВП-9,1м с приводами к трактору МТЗ-80, а также измельчители соломы на комбайны «Енисей» и «Джон Дир» и т.д.

Третий цех представляет собой уборочно-транспортный отряд, который насчитывает более 200 единиц уборочной техники. Цех выполняет работы, как на посевных площадях ТОО “Иволга-Холдинг”, так и на других площадях различных хозяйств области и за ее пределами. Отрядом выполняются работы от подготовки к посеву и до окончания уборочных работ.

Четвертый цех выполняет электротехнические работы по ремонту стартеров, проводки и другого электрооборудования сельхоз техники. Не так давно было запущено производство электропроводки на трактора К-700/701, сейчас ведется освоение производства электропроводки на грузовые автомобили КАМАЗ, комбайны «Енисей» и «Джон Дир». На одном из участков цеха производится ремонт резиновых покрышек на колеса к различным видам сельхоз техники.

На заводе есть вспомогательные цеха, которые работают на непосредственно нужды завода и все предприятие Иволги в целом. Так на пример ремонтно-инструментальный участок занимается ремонтом и производством различного вспомогательного оборудования. Энерго-механический отдел обеспечивает стабильную и бесперебойную подачу в цеха электрической энергии, тепла, воды.

На заводе так же есть своя азотно-кислородная станция которая занимается производством кислорода и азота как для нужд завода так и для нужд других предприятий.

Также на заводе есть свои автозаправочные станции одна для нужд завода, другая для нужд населения.



2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ

Четкая работа современных промышленных предприятий с их сложными технологическими процессами и широким применением средств автоматического управления и регулирования в значительной степени зависит от надежности и качества систем электроснабжения. Поэтому важнейшими требованиями к проектируемым и существующим системам электроснабжения промышленных предприятий являются надежность, экономичность и обеспечение требуемых показателей качества электроэнергии. В последние годы на предприятии увеличилась аварийность и выход из строя оборудования. Ввиду того, что предприятие функционирует более 30 лет и за этот период ни разу не производилась замена питающих линий, трансформаторных подстанций, оборудования главного распределительного пункта и т.д. согласно ПУЭ требуется произвести замену технически и морально устаревшего оборудования для надежной системы электроснабжения. Для этих целей произведем расчет системы электроснабжения и произведем замену оборудования.

2.1 Расчет электрических нагрузок

В зависимости от стадии проектирования и места расположения расчетного узла в схеме электроснабжения применяют различные методы определения электрических нагрузок упрощенные или более точные.

В настоящее время в практике проектирования применяют несколько методов определения расчетных (ожидаемых) электрических нагрузок.

На данном этапе проектирования важно выбрать правильно метод расчета нагрузок, так как в дальнейшем по ним мы будем выбирать сечение питающих и распределительных сетей до 1 кВ и выше, числа и мощности трансформаторов ТП и ГРП, коммутационную и защитную аппаратуру до 1 кВ и выше. При расчете проекта используем метод коэффициента спроса [1], т.к. расчет узлов системы электроснабжения включает значительное количество приемников электроэнергии.

Задавшись, Руст, для каждого объекта предприятия, kc [1], Cos? и удельным освещением по объектам [2], по генплану определяем площади объектов предприятия.

Активная расчетная нагрузка Рр, кВт, вычисляется по формуле:

(2.1)

где kc - коэффициент спроса;

Pуст - установленная мощность объекта, кВт.

Расчетная реактивная нагрузка Qр, кВАр, вычисляется по формуле:

(2.2)

где Qp - реактивная расчетная нагрузка, кВАр.

tg - соответствует характерному для данного объекта Cos? [1]

Расчетная активная мощность на освещение Рро, кВт, вычисляется по формуле:

(2.3)

где F - площадь объекта, м2;

Pуд - удельная нагрузка освещения, Вт/м2.

Расчетная активная мощность с учетом освещения Рр1, кВт, вычисляется по формуле:

(2.4)

Расчетная полная мощность Sр, кВА, вычисляется по формуле

(2.5)

Для примера определяем расчетную активную нагрузку на объекте под номером 1 (на генеральном плане) - корпусе цветного литья и спец.видов.

Рн = 6500 Вт; Кс = 0,8; cos = 0,65; Руд.=14 Вт/м; F=32144 м2 ; tg = 1,17.

Расчетная активная нагрузка силовых потребителей (2.1):

Рр = 0,8?6500=5200 кВт.

Расчетная реактивная нагрузка силовых потребителей (2.2):

Qр = 5200?1,17=6079,5 кВАр.

Расчетная активная нагрузка электроосвещения (2.3):

Рр.о. = 14?32144/1000=450 кВт.

Расчетная активная мощность с учетом освещения (2.4):

Рр.сум = 5200 + 450 = 5650 кВт.

Полная расчетная нагрузка потребителей здания (2.5):

кВА

Расчет нагрузок для остальных потребителей выполняются аналогично, результаты расчета сводим в таблицу 2.1

2.2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения предприятия

В данном разделе необходимо определить категорию надежности электроснабжения объектов для исключения перебоев в питании, которые могут привести к значительным материальным затратам на восстановление производственного процесса.

Объекты 3 категории (склады, бытовая комната и т.д.) запитываем по магистральной схеме, но не более 4-х объектов на магистраль, это делается, чтобы обеспечить надежность снабжения объектов.

Объекты 2 категории питаются непосредственно с шин ТП, или, если это не противоречит ПУЭ двумя независимыми линиями от различных шин двухтрансформаторной ТП, к ним относятся - насосная станция и корпус цветного литья.

2.2.1 Обоснование принимаемых значений напряжения

Электроприемниками вспомогательных цехов ОА «АгромашХолдинг» являются электродвигатели напряжением 380 В, электронагреватели и электроосвещение. В связи с тем, что в составе электроприемников отсутствуют электродвигатели напряжением свыше 1000 В, принимаем для внутреннего электроснабжения напряжение 0,38 кВ.

2.2.2 Оценка надежности электроснабжения

Проблема обоснования целесообразного уровня надежности систем электроснабжения на современном этапе развития имеет большое народнохозяйственное значение. Аварийные и внезапные перерывы электроснабжения потребителей вызывают большой народнохозяйственный ущерб, обусловленный поломкой оборудования, порчей сырья и материалов, затратами на ремонты, недоотпуском продукции, простоями технологического оборудования и рабочей силы, а также издержками, связанными с другими факторами. Поэтому выбор конфигурации и параметров систем электроснабжения, их эксплуатационных режимов должен выполняться с учетом показателей надежности.

Под надежностью системы электроснабжения в соответствии с ГОСТ понимается свойство системы выполнять заданные функции, сохраняя свои эксплуатационные показатели в заданных пределах в течение требуемого промежутка времени или требуемой наработки.

Являясь комплексным свойством, надежность системы электроснабжения не может с достаточной полнотой характеризоваться одним каким-то показателем. Для объективной количественной характеристики надежности системы электроснабжения выбирается ряд параметров, определяющих одну из сторон надежности электроснабжения: безотказность - свойство системы электроснабжения сохранять работоспособность в течение некоторой наработки без вынужденных перерывов; ремонтопригодность - свойство системы электроснабжения, заключающаяся в приспособленности ее к предупреждению, обнаружению и устранению отказов и неисправностей путем проведения технического обслуживания и ремонтов; работоспособность - состояние системы электроснабжения, при котором она способна выполнять заданные функции с параметрами, установленными требованиями технической документации.

В частности, для рассматриваемого класса систем электроснабжения, являющихся системами длительного использования с восстановлением, принимаются следующие основные характеристики надежности:

? - параметр потока отказов системы электроснабжения, определяемый средним количеством отказов системы в единицу времени (например, за год); Тн - среднее время восстановления системы электроснабжения, определяемое как среднее время вынужденного перерыва электроснабжения, вызванного отыскиванием и устранением одного отказа; Р(?) - вероятность безотказной работы системы электроснабжения, определяемая как вероятность того, что в течение времени ? не возникнет отказа системы; Кг - коэффициент готовности системы электроснабжения, определяет вероятность того, что будет работоспособна в произвольно выбранный момент времени в промежутках между выполнением планового технического обслуживания.

Помимо указанных основных характеристик надежности могут использоваться некоторые дополнительные характеристики. К ним относятся длительность tр и периодичность ?р планово предупредительных ремонтов, стационарная вероятность нахождения системы электроснабжения в состоянии простоя - коэффициент простоя Кп.

Основной задачей анализа надежности электроснабжения является оценка количественных показателей надежности электроснабжающей системы, включая источник питания, если различные варианты систем предусматривают использование различных источников. Для этого, прежде всего, реальная система электроснабжения заменяется структурной схемой или блок-схемой, в которой элементы электроснабжения представляются в виде отдельных блоков.

Блок схема заменяет реальные связи между элементами системы электроснабжения условными, отражающими влияние надежности каждого отдельного элемента на надежность системы в целом.

Соединение блоков в блок-схеме может быть последовательным, когда отказ каждого из элементов приводит к отказу системы, и параллельным, когда отказ системы наступает только при одновременном отказе хотя бы одного элемента в каждой цепи. Наличие параллельного и последовательного соединений в различных сочетаниях образует все многообразие блок-схем электроснабжения. В дипломном проекте для количественной оценке надежности электроснабжения определим ущерб при полном погашении питания потребителей, питание которых не соответствует категории надежности, т.е. в схемах без резервирования.

Ущерб от нарушения электроснабжения У, тнг, определим по формуле

(2.6)

где у0 - удельная величина ущерба от нарушения электроснабжения, равна 75 тнг/кВт?ч;

Wн - количество недоотпущеной электроэнергии за период Т, кВт?ч.

Количество недоотпущенной электроэнергии при питании по одной цепи Wн, кВт, определяется по формуле:

(2.7)

где Рср - среднее значение нагрузки на участке цепи, кВт;

Твц - среднее время восстановления питания по одной цепи, ч;

?ц - параметр потока отказов цепи, 1/год4

Т - рассматриваемый период времени, равен одному году.

Параметр потока отказов ?ц, определяется как сумма потоков отказа всех элементов цепи по формуле:

(2.8)

Среднее время восстановления питания по одной цепи Твц, ч, определим по формуле:

(2.9)

где ?i - параметр потока отказов i-го элемента цепи, 1/год;

tвi - время восстановления системы электроснабжения при отказе i-го элемента цепи, ч.

Количество недоотпущенной электроэнергии при дублировании цепи (резервирование питающей цепи) Wн, кВт, определяется по формуле



(2.10)

где Рср - среднее значение нагрузки на участке цепи, кВт;

Твс - среднее время восстановления питания системы, ч;

?с - параметр потока отказов системы, 1/год;

Т - рассматриваемый период времени, принимаемый равным 1 году.

Параметр потока отказов системы ?с, определяется по формуле:

(2.11)

Среднее время восстановления питания системы Твс, ч, определим по формуле:

(2.12)

где n - количество резервных цепей, шт;

Твц - среднее время восстановления питания по одной цепи, ч.

Принимаем во внимание только те потребители, питание которых не соответствует условиям надежности электроснабжения. Приведем расчет ущерба от нарушения электроснабжения на примере питания потребителя №1 по генеральному плану предприятия (корпус цветного литья). Составим по схеме питания потребителя блок-схему, которая будет содержать: 1 - ячейку РУ-10кВ, 2 - кабельную линию 10 кВ, 3 - разъединитель 10 кВ, 4 - трансформатор 10/0,4 кВ, 5,6 - два автоматических выключателя на стороне низкого напряжения 0,4 кВ и 7 - кабельную линию 0,38 кВ.

Определим величину ущерба от ограничения электроснабжения потребителя при условии питания по одной цепи.

Определим параметр потока отказов элементов по формуле (2.8):

Среднее время восстановления питания по одной цепи (2.9):

.

Размещено на http://www.allbest.ru/

63

а) блок-схема одной цепи без дублирования

Размещено на http://www.allbest.ru/

63

б) блок-схема цепи с дублированием (резервированием)

Рисунок 2.1 - Блок-схемы системы электроснабжения

Количество недоотпущенной электроэнергии при питании по одной цепи (2.10):

кВт?ч/год.

Таким образом, ущерб от нарушения электроснабжения составит (2.6):

тнг/год

Определим величину ущерба от нарушения электроснабжения потребителя при дублировании цепи.

Параметр потока отказов системы (2.11):



Среднее время восстановления питания системы (2.12):

ч

Количество недоотпущенной электроэнергии при дублировании цепи (резервирование питающей цепи) будет равно (2.10):

кВт?ч/год

Ожидаемый ущерб от нарушения электроснабжения системы в этом случае составит (2.6):

тнг/год

Можно сделать вывод, что несоответствие схемы питания потребителя его категории надежности приводит к дополнительному ущербу, значительно превышающего ущерб от перерывов электроснабжения при резервировании питания. В нашем случае этот дополнительный ущерб для потребителя составляет 29472 тнг/год.

Таким образом, можно подсчитать ожидаемый экономический эффект просуммировав разности между ущербом от нарушения электроснабжения потребителя по цепи с резервированием и цепи без резервирования. При этом экономический эффект составит 69,157 тыс.тнг/год. Для рассмотренных потребителей определим величину дополнительных капиталовложений, которая будет равна 291,37 тыс.тнг. Далее можно определить срок окупаемости вложенных дополнительных капиталовложений Ток, г, по формуле:

(2.13)



Срок окупаемости капиталовложений Ток при этом должен быть не более 8,3 лет, что и является условием для принятия рассмотренного предложения по улучшению надежности электроснабжения предприятия.

Зная величину капиталовложений и ожидаемый эффект определим срок окупаемости капиталовложений (2.13):

лет

Таким образом, можно сделать вывод, что рассмотренное предложение по улучшению надежности электроснабжения потребителей экономически эффективно и срок окупаемости в этом случае не превышает нормативного.

2.2.3 Определение количества потребительских трансформаторных подстанций (ТП)

На территории вспомогательных цехов АО «АгромашХолдинг» расположены 7 ТП. Количество трансформаторных подстанций изменять не буду, так как это технико-экономически нецелесообразно. Произведу расчеты мощностей ТП по фактическим нагрузкам на сегодняшний день и проверю соответствие с существующими мощностями.

2.2.4 Определение расчетных электрических нагрузок ТП - 10/0,4 кВ

Расчетную нагрузку на шинах 0,4 кВ потребительских трансформаторных подстанций определяем, суммируя нагрузки потребителей питающихся от данной ТП с учетом коэффициента разновременности максимумов нагрузок.

Рртп = Кр.м. Ррi, (2.14)

Qртп = Кр.м. Qрi, (2.15)

Spтп = Рр.тп + Qртп. (2.16)

где Кр.м. - коэффициент разновременности максимумов нагрузок, Кр.м. = 0,9.

Произведем в качестве примера расчет для ТП-2, (2.14-2.16)

,

Рртп-2=0,9?(783+52,6) =835,6 кВт,

Qртп-2 = 0,9?(734,55+90,07) =824,62 кВАр,

кВА.

Определение расчетных электрических нагрузок остальных ТП сводим в таблицу 2.2. После произведенного расчета мощности ТП можно сделать вывод, что существующие мощности отличаются от расчетных в связи с тем, что установленные мощности потребителей со временем изменились.

2.2.5 Компенсация реактивной мощности

Согласно ПУЭ средневзвешенный cos? электроустановок, присоединяемых к электрическим сетям должен быть не менее 0,94.

Компенсацию реактивной мощности потребителей предусматриваем на шинах 0,4 кВ потребительских ТП, путем подключения к шинам комплектных конденсаторных установок необходимой мощности.

Необходимую мощность конденсаторных установок Qбк, кВАр, определяем по следующему выражению (для ТП2):

Qбк = Qр - 0,33 ? Рр (2.17)

Qбк = 742,16 - 0,33 ? 752,04 = 493,98 кВАр.

Принимаем две комплектные конденсаторные установки УКБН - 0,38 - 250 кВАр, мощностью 250 кВАр каждая. В установках УКБН предусматривается регулирование мощности конденсаторных батарей.

Расчетная нагрузка трансформаторной подстанции с учетом компенсации Sр.к., кВА, определяется по формуле:

, (2.18)

кВА.

Коэффициент мощности после компенсации сos?к, вычисляется по формуле:

сos ?к = Рр / Sр.к., (2.19)

cos к = 752,04 / 790,07 = 0,95.

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.3.

2.2.6 Определение количества трансформаторов в ТП и их номинальной мощности

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов предприятий должны быть технически и экономически обоснованы, т.к. это оказывает существенное влияние на рациональное построение схем промышленного электроснабжения.

При выборе числа и мощности силовых трансформаторов используют методику технико-экономических расчетов, а также учитывают такие показатели, как надежность электроснабжения потребителей, расход цветного металла и потребная трансформаторная мощность. При выборе типа и исполнения силовых трансформаторов нужно исходить из условий их установки, охлаждения, температуры и состояния окружающей среды. При выборе предпочтение отдают масляным трансформаторам, т.к. сухие громоздкого исполнения, а совтоловые дороже и сложнее в ремонте. Число типоразмеров трансформаторов следует ограничивать, так как большое разнообразие создает трудности при эксплуатации и создании складского резерва и взаимозаменяемости.

В настоящее время цеховые ТП выполняют комплектными (КТП). Правильное определение числа КТП и мощности трансформаторов на них возможно только на основе технико-экономических расчетов, с учетом компенсации реактивной нагрузок на напряжении до 1 кВ.

Выбор мощности силовых трансформаторов выполняем по полной расчетной нагрузке потребителей подключенных к данной подстанции ТП с учетом компенсации реактивной мощности.

Sр.тп2 =790,07 потребители II и III категорий по надежности электроснабжения.

Sн Sр / 1,4 = 790,07/1,4=564,3 кВА.

Можно принять стандартные мощности трансформаторов 1000 и 630 кВА. Оптимальную мощность определим технико-экономическим расчетом.

Для всех вариантов принимаем время максимальных потерь Т = 3000 ч/год, стоимость потерь электрической энергии Цэ = 6,9 тен/кВт/ч, норму амортизационных отчислений Ра = 6,4 %.

Выполним сравнение вариантов для ТП -2

вариант 1 - трансформатор ТМ 1000/10.

К1 = 579 тыс.тен; Рк = 11,6 кВт; Рх = 3,3 кВт.

Приведенные затраты З, тнг, определяем по формуле:

З = (Ен + Р1/100) ? К1 + (Рх ? 8760 + Кз? Рк ? ) ? Цэ, (2.20)

где Кз - коэффициент загрузки:



Кз = Sр / (2 ? Sн), (2.21)

Кз =790,07/ (2 ? 1000) = 0,395.

Данные по стоимости оборудования, технические данные трансформаторов приняты по [1].

З1 = (0,12 + (6,4 / 100)) ? 579 ? 103 + (3,3 ? 8760 + 0,395 ? 11,6 ? 3000) ? 6,9= 343,5?103 тен/год.

Вариант 2 - трансформатор ТМ - 630/10: К2 = 432 тыс.тен; Рк = 7,6 кВт; Рх = 2,27 кВт; Кз = 0,44.

З2 = (0,12 + (6,4 / 100)) ? 432 ? 103 + (2,27 ? 8760 + 0,63 ? 2,27 ? 3000) ? 6,9 = =278,6 ? 103 тен/год.

К установке принимаем трансформаторы ТМ - 630/10, как имеющий меньшие приведенные затраты. Расчет приведенных затрат ТП приведены в таблице 2.4.

2.2.7 Выбор сечения проводников линий электропередачи с учетом технико-экономических сравнений вариантов

При передаче мощности S на расстояние l, при стоимости 1 кВт ч электроэнергии и определенном напряжении U капиталовложения К и эксплуатационные расходы Сэ зависят от сечения проводов или жил кабелей S, принимаемого для передачи электроэнергии меняя в приведенных условиях сечения проводов или жил кабелей, получают соответствующие им приведенные затраты. [1]

Для нахождения экономически целесообразного сечения кабеля с алюминиевыми жилами на каждом участке необходимо задаться исходными данными для данного участка: Со, S, l, U, ?Pн, Iн.к, к1 [1].

Далее по соответствующим формулам определяем технико- экономически обоснованное сечение жилы кабеля на данном участке.

Расчетный ток на участке для потребителей 2 категории Iр, А, вычисляется по формуле:

(2.22)

где S - полная мощность на данном участке линии, кВА;

Uн - номинальное напряжение на участке, кВ.

Расчетный ток на участке для потребителей 3 категории Iр,, А, вычисляется по формуле:

(2.23)

Потери в кабеле на участке ?Рн.д., кВт, вычисляются по формуле:

(2.24)

где Pн - потери в кабеле при полной нагрузке, кВт/км [1];

l - длина участка, км.

Коэффициент загрузки для данного участка Кз, вычисляется по формуле:

(2.25)

где Iр - расчетный ток на данном участке, А;

Iн.к - длительно допустимая токовая нагрузка, А [2].

Действительные потери в кабеле на данном участке линии с учетом коэффициента загрузки ?Рд, кВт, вычисляются по формуле:

(2.26)

где Pн.д - потери в кабеле на данном участке, кВт;

Кз - коэффициент загрузки.

Расход электроэнергии на потери ?Эа, кВт•ч/год, определяется по формуле:

(2.27)

где Pд - действительные потери в кабеле, кВт;

Тп - время потерь, ч.

Стоимость потерь Сп, тнг/год, определяются по формуле:

(2.28)

где Эа - потери эл. энергии на данном участке, кВт•ч/год;

Со - стоимость одного кВт ч., тнг.

Капиталовложения на сооружение данного участка (стоимость кабеля) [1] К, тыс. тнг, определяются по формуле:

(2.29)

где Куд - стоимость 1км. кабеля, тыс. тн.

Ежегодные амортизационные отчисления Са, тнг/год, определяются по формуле:

(2.30)

где К - кап. вложения на сооружение данного участка, тыс. тнг;

Ка - коэффициент амортизации.

Годовые эксплуатационные расходы Сэ, тнг/год, вычисляются по формуле:

(2.31)

где Сп - стоимость потерь, тнг/год;

Са - ежегодные амортизационные отчисления, тнг/год.

Годовые приведенные затраты Зпр, тнг/год, вычисляются по формуле:

(2.32)

Находим технико-экономическое сечение жил кабеля для ТП1. Участок ТП1 - РП2.

Задаемся исходными данными:

Со=6,9 тнг/кВт•ч; Uн=0,38 кВ; S=64,07 кВА; l=0,125 км.

Просчитываем сечения до тех пор, пока они не достигнут минимума и не начнут рости.

Если стандартные сечения закончились, а затраты продолжают падать принимаем последнее стандартное сечение.

Если же просчитав самое малое стандартное сечение и у него затраты минимальны, то его и принимаем за оптимальное сечение на данном участке.

Определяем расчетный ток на участке ТП1 - РП2. (3 категория) проверяем сечение 95 мм2 (2.23):

А.

Определяем потери в кабеле на участке ТП1 - РП2 (2.24):

кВт.

Определяем коэффициент загрузки для участка (2.25):

,

.

Определяем действительные потери в кабеле на участке (2.26):

кВт.

Определяем расход электроэнергии на потери в участке (2.27):

кВт ч/год.

Определяем стоимость потерь (2.28):

тыс.тнг/год.

Определяем капиталовложения на сооружение (2.29):

тыс.тнг.

Определяем ежегодные амортизационные отчисления (2.30):

тыс. тнг/год.

Определяем годовые эксплуатационные расходы (2.31):

тыс. тнг/год.

Определяем общие годовые приведенные затраты (2.32):

Зпр=86,34+0,12?160,83=105,6 тыс.тнг.

Аналогично просчитываем все сечения для участка ТП1-РП2 пока затраты достигнут минимума и не станут расти.

Принимаем сечение кабеля с наименьшими приведенными затратами и все данные сводим в таблицу 2.5.

Выбор сечений кабельных линий 10 кВ в системе внутреннего электроснабжения предприятия выполняем по тем же условиям, что и для КЛ-0,38 кВ.

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.6.

2.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения предприятия

В зависимости от установленной мощности приемников электроэнергии различают объекты большой (75-100 МВт и более), средней (5-75 МВт), и малой (до 5 МВт) мощности.

Проектируемое предприятие относится к предприятию средней мощности. Вследствие того, что на предприятии имеются объекты 2 категории, следует запитывать ГПП данного предприятия двумя отдельными воздушными линиями, запитанными с разных шин подстанции, с условием, что шины подстанции соединены перемычкой с АВР, которая обеспечивает необходимую надежность электроснабжения данного предприятия. Вспомогательные цеха предприятия запитаны с ЗРУ-10кВ кабельными линиями, проложенными в траншее.

2.3.1 Расчет сечений кабельных линий 10 кВ с учетом технико-экономического сравнения вариантов

Нахождение экономически целесообразного сечения КЛ 10 кВ осуществляется по тем же формулам, что и для кабельных линии 0,38 п.2.2.7. При расчете учитываем, что каждую секцию КРУ 2-10-20 запитываем двумя кабелями.

Определяем расчетный ток и проверяем сечение 185 мм2 (2.22):

А

Определяем потери (2.24):

кВт.

Определяем коэффициент загрузки (2.25):

Определяем потери с учетом коэффициента загрузки (2.26):

кВт

Определяем расход электрической энергии на потери (2.27):

кВт?ч/год

Определяем стоимость годовых потерь (2.28):

тнг/год

Определяем капиталовложения на сооружение линии [2] (2.29)

тыс. тнг.

Определяем ежегодные амортизационные отчисления (2.30):

тнг/год.

Определяем стоимость эксплуатационных годовых расходов (2.31):

тнг/год.

Определяем общие годовые приведенные затраты (2.32):

тыс.тнг/год.

Аналогично просчитываем все сечения пока затраты достигнут минимума и не станут расти. Принимаем сечение с наименьшими приведенными затратами и все данные сводим в таблицу 2.7.

2.4 Определение величины токов короткого замыкания

В нормальном режиме работы по электросети и электрооборудованию протекают токи, допустимые для данной установки. В случае нарушения электрической прочности изоляции проводов в электросети мгновенно возникает режим короткого замыкания, который вызывает резкое увеличение токов, которые достигают огромных размеров и представляют большую опасность для элементов электрической сети и оборудования. Если оборудование недостаточно прочно, то оно может быть разрушено, а перегрев приведет к нарушению изоляции. Поэтому, для правильной эксплуатации электросетей и оборудования производят расчеты возможных аварийных режимов, а электрическую сеть и оборудование выбирают таким образом, чтобы они выдерживали без повреждения действия наибольших возможных токов короткого замыкания.

Расчет токов к.з. может осуществляться двумя методами: в относительных единицах и в именованных единицах. В данном случае мы ведем расчет в относительных единицах. Поэтому необходимо параметры элементов сети привести к базисным условиям. В качестве базисных условий принимают базисную мощность и базисное напряжение.

Базисную мощность принимает 100 МВА, исходя из условия:

(2.33)

Базисное напряжение принимают для каждой ступени напряжения, т.к. у нас имеется две ступени напряжения, то принимаем: Uб1=10,5 кВ, Uб2=0,4 кВ.



Рисунок 2.2 - Расчетная схема для определения величины токов КЗ

Рисунок 2.3 - Эквивалентная схема замещения

Длина питающей линии 0,62 км. Ток короткого замыкания на шинах напряжением 10 кВ принимаем равным 8 кА. Задавшись исходными данными, составляем схему замещения и согласно ей находим токи и мощность короткого замыкания в расчетных точках.

Определяем базисные токи на всех ступенях напряжения Iб, кА, по формуле:

, (2.34)

кА,

кА.

Определяем реактивное сопротивление системы:

, (2.35)

.

где - ток трехфазного короткого замыкания на шинах напряжением 10 кВ;

Определяем активное сопротивление питающей линии 10 кВ:

, (2.36)

.

где ro - активное сопротивление на 1 км кабельной линии ААШв-185, Ом/км, определяем по справочнику [2];

l - длина линии 10 кВ, км;

Определяем реактивное сопротивление питающей линии 10 кВ:

, (2.37)

.

где хo - реактивное сопротивление на 1 км кабельной линии ААШв-185, Ом/км, определяем по справочнику [2].

Далее найдем сопротивления кабельной линии 10 кВ, питающую ТП1.

Активное сопротивление кабельной линии РУ-ТП1 (2.36):

Реактивное сопротивление линии (2.37):

Определим активное сопротивление трансформатора ТП1 мощностью 2500 кВА, rт1*, по формуле:

, (2.38)

.

где ?Рк - мощность потерь к.з. в трансформаторе, кВт.

Определим полное сопротивление трансформатора ТП1, zт1*, по формуле:



, (2.39)

.

где Uк - напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Найдем реактивное сопротивление трансформатора ТП1, хт1*, по формуле:

, (2.40)

.

Аналогично приведенному расчету определяются оставшиеся относительные сопротивления на схеме замещения.

Определим результирующие сопротивления до точек короткого замыкания на схеме замещения по формуле:

(2.41)

Найдем результирующие сопротивления до первой точки к.з. К1:

,

,

.

Найдем результирующие сопротивления до второй точки К2:

,

,

.

Определяем установившееся значение трехфазного тока короткого замыкания в расчетной точке К1, Iк(3), по формуле:

, (2.42)

кА,

кА.

Определяем установившееся значение двухфазного тока короткого замыкания в расчетной схеме (металлическое замыкание), Iк(2), по формуле

, (2.43)

кА,

кА.



Определим мгновенные значения ударного тока в точках к.з. в расчетной схеме iу, кА, по формуле:

(2.44)

где Ку - ударный коэффициент, находится по справочным данным в зависимости от отношения r/х [4].

кА,

кА.

Аналогично определяем мгновенные значения ударного тока в оставшихся точках к.з.

Находим действующие значения ударного тока Iу, кА, по формуле:

(2.45)

где Iк(3) - периодическая составляющая тока к.з., кА.

кА,

кА.

Согласно эквивалентной схеме замещения производим расчет в остальных точках короткого замыкания, и результаты сводим в таблицу 2.8.



2.5 Выбор и проверка выбранного электрооборудования по условиям нормального режима и токов короткого замыкания

Все РУ предприятия должны надёжно работать в условиях нормальных длительных режимов, а также обладать термической и динамической стойкостью при возникновении самых тяжелых коротких замыканий. Поэтому при выборе аппаратов, шин, кабелей и других элементов очень важна проверка соответствия их параметров длительным рабочим и аварийным кратковременным режимам, возникающих при эксплуатации. Кроме этого, следует учитывать внешние условия работы РУ (влажность, загрязнённость воздуха, окружающую температуру и т.д.), так как эти условия могут потребовать оборудования специального исполнения повышенной надёжности [3].

Основными параметрами оборудования, которые должны соответствовать условиям рабочего (длительного) режима, являются номинальные ток и напряжения.

Проверяют выбранное оборудование, аппараты по токам короткого замыкания:

1 Проверка на электродинамическую стойкость.

2 Проверка на термическую стойкость.

3 Проверка на коммутационную (отключающую) способность.

Термическая стойкость электрических проводников и аппаратов ограничивается предельно допустимой кратковременной температурой частей проводников и аппаратов при коротком замыкании. При проверке аппаратов и токоведущих частей РУ на термическую и динамическую стойкость за расчётный вид короткого замыкания принимают трёхфазное короткое замыкание. На коммутационную способность проверяют коммутационные аппараты.



2.5.1 Выбор вакуумных выключателей

Высоковольтные выключатели служат для включения и отключения электрических цепей высокого напряжения под нагрузкой и при аварийных режимах.

Выбор высоковольтных выключателей производится по условиям работы (для наружной или внутренней установки) и по следующим параметрам:

по номинальному напряжению:

Uном.в ? Uн.уст , (2.46)

где Uном.в - номинальное напряжение выключателя, кВ;

Uн.уст - номинальное напряжение электроустановки в месте расположения выключателя, кВ.

по номинальному току:

Iном.в ?Iр.макс , (2.47)

где Iном.в - номинальный ток выключателя, А;

Iр.макс - максимальный рабочий ток цепи, в которой установлен выключатель, А.

по току отключения:

Iн.откл ?Iк(3), (2.48)

где Iн.откл - номинальный ток отключения выключателя, кА;

Iк(3) - ток трехфазного к.з. за первый полупериод после расхождения, контактов выключателя, кА.

Проверка выключателей на действие токов к.з. производится:

а) на электродинамическую устойчивость

, (2.49)

де iном,у - ток электродинамической устойчивости выключателя, кА;

iуд - ударный ток, кА.

б) на термическую устойчивость

, (2.50)

где Iном.т.с - ток термической стойкости выключателя, кА

I - наибольшее значение тока К3, кА;

tп - приведенное время к.з., с, tп = 0, 15 с;

tном.т.с. - время действия номинального тока термической стойкости аппарата, с.

Приведем пример выбора вакуумного выключателя на участке РУ-ТП1:

По выражению (2.46) выбираем вакуумный выключатель по напряжению:

10 = 10 кВ.

По выражению (2.47) выбираем вакуумный выключатель по номинальному току:

630 > 155,8 А.

По выражению (2.48) выбираем вакуумный выключатель по току отключения:

31,5 > 7,39 кА.

По выражению (2.50) проверяем вакуумный выключатель на термическую стойкость:



кА.

По выражению (2.49) проверяем вакуумный выключатель на динамическую устойчивость:

80 > 16,51 кА.

По результатам расчетов были выбраны следующие вакуумные выключатели:

На вводе 10 кВ установлены вакуумные выключатели марки ВВЭ-10-31,5/1000 на рабочее напряжение 10 кВ, номинальный ток 1000 А и номинальный ток отключения 31,5 кА. На шинах ВН трансформаторных подстанций (ТП) и для защиты кабельных линий установлены выключатели ВВЭ-10-31,5/630 действующее предельное значение сквозного тока 31,5 кА, амплитудное значение сквозного тока 80 кА.

2.5.2 Выбор трансформатора напряжения

Измерительные трансформаторы напряжения (ИТН) выбираются по номинальным параметрам первичной цепи, классу точности и схеме соединения обмоток. Фактическая нагрузка подключенных аппаратов должна соответствовать нормальной нагрузке вторичной цепи [1].

Выбираем трансформатор напряжения по условию соответствия номинального первичного напряжения:

, (2.51)

где Uт.н - номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора напряжения, кВ

По классу точности трансформаторы напряжения выбираются в зависимости от допускаемой погрешности в измерениях присоединяемых приборов. Так как от одного трансформатора напряжения могут питаться приборы с различными требованиями к точности измерения, то класс точности трансформатора напряжения выбирают, ориентируясь на прибор наивысшего класса точности.

Проверка трансформатора напряжения по вторичной нагрузке означает выполнение условия:

(2.52)

где SТ.Н. - номинальная мощность трансформатора напряжения, ВА;

S2 - вторичная нагрузка трансформатора напряжения, ВА.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения зависит от мощности

измерительных приборов, которые подключены к вторичной обмотке трансформатора напряжения:

, (2.53)

где ?P и ?Q - активная и реактивная нагрузки, зависящие от схемы соединения вторичных обмоток ИТН и схемы включения приборов.

В случае использования ИТН для контроля изоляции в сетях с малыми токами замыкания на землю следует применять трехфазный пяти-стержневой трансформатор напряжения.

По результатам расчетов был выбран трехфазный масляный трансформатор напряжения для измерения и контроля изоляции типа НТМИ - 10 - 66У3 с Sн=120 ВА на номинальное напряжение 10 кВ, напряжением вторичной обмотки 100 В и классом точности 0,5.

2.5.3 Выбор трансформатора тока

Измерительные трансформаторы тока (ИТТ) выбираются по напряжению, по номинальному току первичной цепи, классу точности, соответствующему приборам, подключенным во вторичную цепь ИТТ, номинальной мощности вторичной цепи. Проверяются на динамическую и термическую стойкость при протекании сквозных токов короткого замыкания.

При выборе трансформаторов тока по номинальным напряжению и току первичной цепи должны быть выполнены следующие условия:

Uном.т.т ? Uн.уст, (2.54)

Iном.т ? Iр.макс , (2.55)

где Uном.т.т - номинальное напряжение трансформатора тока, кВ;

Iном.т.т - номинальный ток трансформатора тока, А.

Следует отметить, что слишком большое превышение Iном.т.т в сравнении с Iр.макс увеличивает погрешность трансформатора тока, поэтому в некоторых случаях предпочтительнее выбрать трансформатор тока с Iном.тт несколько меньшим Iр.макс. Однако при этом следует иметь в виду, что трансформаторы тока допускают длительную перегрузку не более чем 1,1•Iном.т.т.

Проверка на термическую стойкость проводится по выражению:

, (2.56)

где Iн.т.т. - номинальный первичный ток трансформатора тока, А;

tт.с. - время термической стойкости, с;

kт.с. - кратность односекундного тока термической стойкости [2]

Проверка на динамическую стойкость:

, (2.57)

где kдин - коэффициент кратности динамической стойкости.

, (2.58)

Произведем выбор трансформатора тока для участка РУ-ТП1.

По выражению (2.54) выбираем трансформатор тока по напряжению:

10 = 10 кВ.

По выражению (2.55) выбираем трансформатор тока по номинальному току:

200 > 155,8 А.

По выражению (2.56) проверяю трансформатор тока на термическую стойкость:

По выражению (2.57) проверяем трансформатор тока на динамическую устойчивость:

200••0,09=25,45 > 16,51.

По результатам расчетов были выбраны следующие трансформаторы тока:

На шинах отходящих линий установлены трансформаторы тока проходные с литой изоляцией марки ТПЛ - 10 на номинальное напряжение 10 кВ. Технические данные трансформаторов тока приведем в таблице 2.9.

Таблица 2.9 - Технические данные трансформаторов тока

Место установки	Марка трансформатора тока	Данные сети	Каталожные данные
		Uн, кВ	Iр, А	Uн, кВ	Iн., А
питающая КЛ 10кВ	ТПЛ-10	10	889	10	1000
КЛ 10кВ к ТП1	ТПЛ-10	10	155,6	10	200
КЛ 10кВ к ТП1а	ТПЛ-10	10	152,8	10	200
КЛ 10кВ к ТП2	ТПЛ-10	10	45,6	10	50
КЛ 10кВ к ТП3	ТПЛ-10	10	38,9	10	50
КЛ 10кВ к ТП4	ТПЛ-10	10	132,7	10	150
КЛ 10кВ к ТП5	ТПЛ-10	10	7,7	10	25
КЛ 10кВ к ТП6	ТПЛ-10	10	9,7	10	25

2.5.4 Выбор вводных автоматических выключателей на ТП со стороны 0,38 кВ

Проверка автоматического выключателя производится по условию срабатывания электромагнитным расцепителем максимального тока короткого замыкания:

Проверяем выбранный автомат по условию:

, (2.59)

где Iпр.отк - предельный отключаемый автоматом ток, кА;

Iу(3) - действующее значение полного тока трехфазного короткого замыкания за первый период, кА.

Приведем пример выбора вводного автомата на низшей стороне ТП1.

по напряжению: 0,38=0,38 кВ

по току: 2500>2049 А

по току расцепителя: 2500>1,1•2049=2253 А

проверяем на отключающую способность: 65>9,56 кА

Результаты расчетов выбора автоматических выключателей сведены в таблицу 2.10.

Таблица 2.10-Технические данные автоматических выключателей

Место установки	Тип автомата	Iн.	Iном.авт.	Ток расцепителя
				эл. магнитный	тепловой
ТП 1	Э25	2049	4000	7500	2500
ТП 1а	Э25	2013	4000	7500	2500
ТП 2	Э06	600	1000	2500	800
ТП 3	Э06	512	1000	2000	630
ТП 4	Э25	1748	4000	7500	2500
ТП 5	А3726	203	250	1250	250
ТП 6	А3736	256	630	1600	320

2.6 Защита сетей от аварийных режимов

В сетях промышленных предприятий для защиты линий, трансформаторов, двигателей преобразовательных агрегатов применяют релейную защиту, которая является основным видом электрической автоматики.

Релейной защитой называют специальные защитные устройства, выполняемые при помощи реле и других аппаратов и предназначенные для отключения выключателем в установках выше 1 кВ или автоматическим выключателем в установках напряжением до 1 кВ поврежденного элемента системы электроснабжения.

К релейной защите предъявляют следующие основные требования:

избирательность (селективность) действия, т.е. способность защиты отключать только поврежденный участок электрической цепи;

быстродействие, т.е. способность защиты отключать поврежденный участок электрической цепи за наименьшее возможное время;

надежность действия, т.е. правильная и безотказная работа релейной защиты при всех повреждениях и ненормальных режимах работы элементов, которая обеспечивает применение наименьшего числа устройств с наиболее простыми схемами, наименьшим количеством реле, цепей и контактов;

чувствительность, т.е. способность защиты отключать участки электрической цепи, которые она защищает, в самом начале их повреждения.

2.6.1 Защита силового трансформатора 10/0,4 кВ

Максимальная токовая защита с действием на отключение предназначена для защиты от токов, обусловленных внешними короткими замыканиями, и устанавливается с питающей стороны и (максимальная токовая защита с выдержкой времени со стороны приемников электроэнергии).

Внутрицеховые трансформаторы защищаются от витковых замыканий и других повреждений внутри кожуха трансформатора, связанные с выделением газа и понижением уровня масла - газовая защита, а также от однофазного замыкания на землю со стороны низшего напряжения.

Также устанавливаем газовую защиту.

2.6.2 Защита линии 0,38 кВ от токов короткого замыкания

Для защиты электрических цепей напряжением ниже 1000 В от коротких замыканий, перегрузок и других ненормальных режимов предназначены автоматические выключатели.