Расчет системы электроснабжения в горнорудной промышленности

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Технический процесс в горнорудной промышленности тесно связан с созданием и внедрением унифицированного горно-транспортного и обогатительного оборудования с улучшенными энергетическими характеристиками и с большой единичной мощностью, внедрение этого оборудования обуславливает рост электропотребителей. Тенденция роста удельного расхода электроэнергии будет продолжаться и в дальнейшем, это связанно с увеличением коэффициента вскрытия на горных работах, увеличением объемов вскрышных и добычных работ, добычу руд, полезных ископаемых подземным способом, вовлечением в переработку забалансированных руд, увеличением глубины карьеров и доли концентрата в товарной руде. Все это обуславливает дальнейшее совершенствование систем силового электроснабжения, повышение надежности, эффективности используемого оборудования электросетевых устройств.

Для повышения надежности электросетевых устройств и электрооборудования технологических комплексов и машин необходима исчерпывающая и все объемная информация, характеризующая количественную и качественную стороны отказов электрооборудования в форме, позволяющей использовать совершенную вычислительную технику с целью упорядочения и систематизации анализа отказов электрооборудования горно-рудного производства и получение необходимого объема об отказе и при минимальных затратах времени создана информационная поисковая система (ИПС) учета и анализа отказов электрооборудования, электросетевых устройств и кодовым обозначением адреса отказов, внедрение такого ИПС позволяет проанализировать поток отказов каждого отдельного элемента электрооборудования и технологических машин, механизмов в целом, радикального планирования ремонтных работ, расход электротехнических материалов, своевременно и правильно выбирать эффективные способы и средства повышения надежности наиболее уязвимого в эксплуатации электрооборудования.

Для повышения надежности и эффективности высоковольтных распределительных устройств началась замена трудоемких в обслуживании масляных выключателей вакуумными электромагнитными и другими, принципиально новыми выключателями. Внедрение вакуумных выключателей повышает надежность, срок службы и безопасность в обслуживании высоковольтных РУ, снижает трудоемкость контрольно-регулировочных и наладочных работ.

Назначение станции нейтрализации: нейтрализация смеси кислых шахтных и подотвольных вод известью с поддержанием рН нейтрализованной воды в пределах 9,5. В первую пусковую очередь, дополнительно включены отстойники, осуществляющие отделение большей части образовавшихся при нейтрализации нерастворимых соединений тяжелых металлов и сульфата калия.

Шахтные воды напорным трубопроводом подаются через две песколовки с круговым движением воды в насосную станцию шахтных вод и далее насосом подаются в камеру переключения, где перемешиваются с подотвальными водами, подаваемыми насосной станцией подотвальных вод.

Смесь шахтных и подотвальных вод напорным трубопроводом подается в усреднители, откуда самотеком поступает в промежуточные емкости, насосами кислые воды подаются в четыре тангенциальные песколовки.

Для нейтрализации сточных вод в напорный трубопровод перед песколовками дозируется 5% раствор известкового молока из расходных емкостей.

В песколовках происходит смешение реагентов с исходной водой и отделение грубых дисперсных примесей. Песок из песколовок самотеком удаляется на песковые площадки.

Нейтрализованная вода, прошедшая песколовки подается на сооружения осветления- вертикальные отстойники, сгруппированные в четыре узла по четыре отстойника в каждом узле. Для увеличения эффекта осветления в распределительные камеры вводится раствор флокулянта «Праестол». Продукты

реакции: взвешенные вещества, преимущественно в виде гидроксидов тяжелых металлов и сульфата кальция осаждаются в отстойниках. Осадок из отстойников под гидростатическим давлением поступает в две промежуточные емкости, откуда насосом откачивается в хвостохранилище.

Отстоянная вода с отстойников самотеков поступает в промежуточные емкости и насосами перекачивается на сброс.

Для перекачки воды на станции нейтрализации применяются насосы с электроприводом. Двигатели насосов мощностью от 55 до 125 кВт с короткозамкнутым ротором. Также применяются регулировки технологического процесса электропривода для управления задвижками. Процесс очистки воды является непрерывным.

1. Общая часть

1.1 Исходные данные

При проектировании систем электроснабжения выполняется ряд расчетов, по результатам которых выбирается оборудование подстанции, сечение и материал проводников, наиболее экономичные способы передачи электрической энергии, конфигурация сети и т.д. Электрические нагрузки в этом случае являются исходными данными для всего последующего проектирования. Во время проектирования электроснабжения расчетные нагрузки определяются для групп различных электроприемников получающих питание от подстанций. Поэтому исходными данными для определения электрических нагрузок отдельных элементов и всей системы электроснабжения являются сведения о количестве потребителей, их расположении и номинальных мощностях.

Таблица 1.1- Исходные данные

Наименование потребителей	Напряжение, кВ	Мощность, кВт	Количество, шт
Электродвигатель насосов чистой воды	0,4	160	4
Электродвигатель насосов чистой воды	0,4	55	4
Электродвигатель подачи флокулянта	0,4	7,5	2
Иловыжимные насосы	0,4	90	2
Известковые насосы	0,4	5,5	4
Электропривод задвижек	0,4	1,3	70
Вентиляторы	0,4	1,5	4
Мостовой кран	0,4	24	1
Освещение	0,4	0,08	56

1.2 Характеристика энергетического хозяйства

Электрические установки подразделяются на электроустановки напряжением до 1 кВ переменного тока и выше 1 кВ. По роду тока различают электроприемники, работающие: от сети переменного тока номинальной промышленной частоты; от сети переменного тока повышенной или пониженной частоты, от сети постоянного тока.

На предприятиях могут быть такие приемники, перерыв в электроснабжении которых недопустим даже на коротких, необходимый дежурному персоналу на переключения, связанные с восстановлением питания. Иногда перерывы в электроснабжении могут привести к образованию взрывоопасных концентраций газов, что опасно для жизни людей. Другие производства при перерывах в электроснабжении несут большие потери от недовыпуска продукции.

Все электроприемники горных предприятий по требуемой степени бесперебойности электроснабжения в соответствии с ПУЭ делятся на 3 категории:

1-ая - Электроприемники перерыв в электроснабжении которых связан с опасностью для жизни людей, браком продукции, повреждением оборудования и длительным восстановлением сложного технологического процесса. В горной промышленности к первой категории относят: подъемные установки, водоотливные установки, противопожарные насосные установки вентиляторные установки рудников и шахт, калориферные установки для района с тяжелыми климатическими условиями, центральные подземные станции. Все электроприемники должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, а перерыв в электроснабжении допускается только на время автоматического ввода резервного питания (АВР).

2-ая - Электроприемники перерыв в электроснабжении которых связан с существенным снижением выпуска продукции, простоем рабочих, механизма и транспорта. В горной промышленности ко второй категории относятся: скиповая подъемная машина, буровые станки, экскаваторы, компрессоры, конвейерный и электровозный транспорт и т. д. Для потребителей второй категории допускается перерыв электроснабжения на время включения резервного питания дежурным персоналом или выездной оперативной бригадой.

3-ая - Неответственные потребители, к которым относятся машины и механизмы вспомогательных цехов, освещение дорог, склады, механические мастерские. Для них допускается перерыв электроснабжения на время необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента электроснабжения, но не более 1 суток.

ПУЭ регламентирует только порядок продолжительности перерывов, но не ограничивает их число. таким образом, отнесение потребителей к той ли иной категории определяет степень резервирования, что влияет на капиталовложения, поэтому в каждом конкретном случае необходимо степень резервирования подтверждать технико- экономическим обоснованием.

Станция нейтрализации относится к потребителям второй категории.

2. Расчетно-технологическая часть

2.1 Расчет электрических нагрузок

Расчет электрических нагрузок является первым этапом проектирования системы электроснабжения. От правильной оценки мощности электрических нагрузок зависят капительные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.

Расчет электрических нагрузок произвожу по методу установленной мощности и коэффициенту спроса.

Расчетную активную мощность Р_рас, кВт, группы однородных по режиму работы приемников определяется по формуле

Р_рас=к_сп*Р_ном (2.1)

Расчетную реактивную мощность Q_рас, кВар

Q_рас=Р_рас*tgц (2.2)

Полная расчетная мощность S_рас, кВА определяется

Q_рас = (2.3)

где Р_рас-расчетная активная мощность, кВт;

к_сп- коэффициент спроса принимается по таблице;

Р_ном - номинальная мощность приемника, кВт;

Q_рас - расчетная реактивная мощность, кВар;

S_рас- расчетная полная мощность нагрузки, кВА;

tgц- определяется по средневзвешенному коэффициенту мощности приемника.

S_рас=

2.2 Выбор и расчет трансформаторов

На действующих предприятиях при наличии суточного графика потребителей номинальную мощность трансформатора следует выбирать не по максимальной нагрузке потребителя, а по величине средней мощности в наиболее загруженной смене из характерных суток. Если мощность трансформатора выбирать по максимальной нагрузке в потребителях, то в периоды средних, а тем более минимальных нагрузок трансформатор будет не догружен, а следовательно, его номинальная мощность будет завышена.

Следует учесть, что оптимальная нагрузка трансформатора необходимо иметь график его нагрузки или знать максимальную мощность Р_мах и среднесуточную Р_ср, а также суммарную продолжительность максимумов нагрузки. При выборе трансформатора опираемся на выбранную схему электроснабжения и выводы о категории электроприемников в отношении надежности электроснабжения.

При выборе типа и исполнения трансформаторов учитываю условия установки и охлаждения трансформаторов, температуру и состояние окружающей среды. По каталогу выбираю для питания нагрузок 0,4 кВ трансформатор серии ТСГЛ-1000/6 в количестве двух штук, со следующими паспортными данными (таблица 2.2).

Таблица 2.2- технические данные трансформатора

Тип	Мощность, кВА	напряжение обмотки, кВ	Потери в трансформаторе, кВт	Ток х.х, %	Напряжение к.з, %
		ВН	НН	Рхх	Рк.з
ТСГЛ	1000	6	0,4	2	8,8	1,3	6

Проверяю нагрузки выбранного трансформатора _{1, %}

₁= _*100% (2.4)

где S_рас- расчетная мощность нагрузок, кВА;

n-число трансформаторов;

S_н- номинальная мощность трансформаторов, кВА.

₁= _*100%54%

По коэффициенту загрузки выбранные трансформаторы не сходятся ₁7080%, но при расчетах отклонения разрешаются. Далее производим проверку выбранных трансформаторов по коэффициенту нагрузки в аварийном режиме ₂, % по формуле

₂= _*100%=120%130% (2.5)

₂= _*100%108%

Далее рассчитываю потери в трансформаторе для разных вариантов активной мощности Рт, кВт по формуле

Р_m=P_к.з.*()²+Р_х.х (2.6)

где P_к.з- потери мощности короткого замыкания, кВт;

P_х.х- потери мощности холостого хода, кВт;

S_т- фактическая нагрузка трансформатора, кВА;

P_т=8,8*(1085/1000)²+2=12,36 (кВт)

Потери в трансформаторе при реактивной мощности, по формуле

²+ _хх (2.7)

где - потери реактивной мощности, кВар;

- потери холостого хода, кВар.

_т=60*²+13=84 (кВт)

Для начала найдем потери реактивной мощности рассеяния, по формуле

(2.8)

И потери холостого хода, , кВар по формуле

(2.9)

Определяем расчетную мощность трансформатора с учетом активных и реактивных потерь S_рас.т, кВА по формуле

S_рас.т= (2.10)

S_рас.т= =1134 (кВА)

Окончательно к установке принимаю два трансформатора марки ТСГЛ-1000/6, технические данные приводятся в таблице 2.2.

2.3 Выбор схемы электроснабжения

Внутризаводское распределение электроэнергии выполняется по радиальной, магистральной или смешанной схеме в зависимости от территориального размещения нагрузок, их величины, требуемой степени надежности литания и других характерных особенностей проектируемого объекта.

Все три вида схем имеют много разновидностей и модификаций по степени надежности питания, и при правильном их выборе каждая из них может быть применена для питания электроприемников любой категории.

Радиальная система распределения энергии целесообразна главным образом мм. где имеются крупные сосредоточенные нагрузки (насосные, компрессорные, преобразовательные, печные и т. п.), расположенные в различных направлениях от центра питания. Радиальные схемы при кабельном исполнении сетей применяются также на первой ступени распределения энергии (от центра питания до РП).

Дальнейшее же распределение энергии по отдельным участкам от РП к цеховым подстанциям и высоковольтным двигателям производится как по радиальным, так и по магистральным схемам.

Внедрение магистральных схем связано с децентрализацией распределения и коммутации энергии, т. е. с отказом от промежуточных коммутационных узлов и с подачей энергии от основного энергетического узла или центра питания предприятия (ТЭЦ, ГПП непосредственно к цеховым распределительным н трансформаторным подстанциям). Исчезает одно звено коммутации и в этом заключается главное преимущество магистральных схем распределения энергии.

Магистральные схемы целесообразны при распределенных нагрузках, при упорядоченном (линейном) расположении подстанций на территории проектируемого объекта, благоприятны, возможно, более прямому прохождению магистралей от источника питания до потребителя энергии без обратных потоков энергии и длинных обходов. Это обстоятельство в известной степени ограничивает область применения магистральных схем.

Я принимаю радиальную схему электроснабжения, так как она обеспечивает высокую надежность питания отдельных потребителей.

2.4 Расчет токов короткого замыкания

Наиболее частой причиной возникновения аварийных переходных процессов являются короткие замыкания.

Короткое замыкание -- это непредусмотренное нормальными условиями эксплуатации замыкание между фазами или между фазами и землей. Из всего многообразия причин возникновения КЗ можно выделить несколько основных:

* нарушение изоляции электрооборудования, вызываемое ее старением, загрязнением поверхности изоляторов, механическими повреждениями;

* механические повреждения элементов электрической сети (обрыв провода линии электропередачи и т. п.);

* перекрытие токоведущих частей животными и птицами;

* ошибки персонала подстанций при проведении переключений;

* преднамеренные КЗ, вызываемые действием короткозамыкателей.

Преднамеренные КЗ как средство управления предусматриваются на некоторых подстанциях невысоких классов напряжений с целью экономии выключателей. Специально созданное КЗ отключается РЗ и выключателем на питающей подстанции и, как следствие, снимает напряжение и прекращает электропередачу.

Уменьшение количества КЗ в электрических системах связано со строгим соблюдением Правил технической эксплуатации электроустановок и повышением качества продукции электротехнической промышленности.

Можно выделить несколько последствий КЗ:

1) Системная авария, вызванная нарушением устойчивости системы. Это наиболее опасное последствие, способное привести к значительному технико-экономическому ущербу.

2) Термическое повреждение электрооборудования, связанное с его недопустимым нагревом токами КЗ.

3) Механическое повреждение электрооборудования, вызываемое воздействием больших электромагнитных сил между токоведущими частями.

4) Ухудшение условий работы потребителей. При понижении напряжения,

например до 60-70 % от номинального, в течение 1 с и более возможна остановка двигателей промышленных предприятий, что, в свою очередь, может вызвать нарушение технологического процесса, приводящее к экономическому ущербу.

5) Наведение при несимметричных КЗ в соседних линиях связи и сигнализации ЭДС, опасных для обслуживающего персонала. 

Наибольшая опасность при коротком замыкании угрожает элементам системы, прилегающим к месту его возникновения. В зависимости от места и продолжительности КЗ его последствия могут иметь местный характер (удаленное от источников питания КЗ) или отражаться на функционировании всей системы. При правильном выборе электрооборудования, основанном на фактическом знании возможных токов КЗ, могут быть предотвращены опасные последствия короткого замыкания.

Составим схему замещения (рис 2.2) и определим сопротивление всех элементов сети (см. рис.2.3).

Расчет токов короткого замыкания является важным этапом курсового проектирования. Величина токов и мощности короткого замыкания зависит от мощности генератора, удалённости точки, в которой произошло короткое замыкание от источника (сопротивление системы).

Расчет в сетях выше 1000 В. Составляю схему замещения с учетом всех элементов:

Рисунок 2.2- Расчетная схема

Рисунок 2.3- Схема замещения в сетях напряжением выше 1 кВ.

Ток короткого замыкания на шинах РП, I_K, A

(2.11)

где S_к - мощность короткого замыканияна шинах подстанции, мВА;

U - напряжение на шинах подстанции из ряда: 0,4; 0,69; 6,3; 10,5; 37; 115; 230 кВ

(A)

Индуктивное сопротивление системы до шин подстанции, X_c, Ом

(2.12)

где U_ном - номаинальное напряжения на шинах, кВ;

I_к - ток короткого замыкания на шинах РП, А

Индуктивное сопротивление линии электропередач от РП до ГПП предприятия, Х_ЛЭП, Ом

Х_ВЛ = Х₀ · L (2.13)

где Х₀ - индуктивное сопротивление одного километра ЛЭП, принимается для ВЛ 6 220 кВ 0,04 Ом/км; L - длина линии от ГПП до РУ предпрятия, км.

Х_ВЛ = 0,40,5 = 0,2 (Ом)

Результирующее сопротивление до шин высшего напряжения ГПП предприятия, Х_рез1, Ом

Х_рез1 = Х_с + Х_ВЛ (2.14)

Х_рез1 = 0,085+0,2=0,285 (Ом)

Ток короткого замыкания в точке К₁, I_к1, А

(2.15)

(А)

Индуктивное сопротивление линии электропередач от РП до трансформатора Х_Л, Ом

Х_л = Х₀ · L (2.16)

где Х₀ - индуктивное сопротивление одного километра ЛЭП, Ом/км, принимается для КЛЗ - 10 кВ Х₀=0,08 Ом/км;

L - длина линии от РП до трансформатора , км.

Х_л = 0,08 0,05 = 0,004 (Ом)

Результирующее сопротивление до точки К₂, Х_рез.2, Ом

Х_рез.2 = Х_рез.1 + Х_Л (2.17)

Х_рез.2 = 0,285+0,004=0,289 (Ом)

Ток короткого замыкания в точке К₂, I_к2, А

(2.18)

(А)

Определяем ударные действующие амплитудные значения тока короткого замыкания в каждой точке, а ток двухфазного короткого замыкания и ток термической устойчивости.

Ударный ток короткого замыкания в каждой расчетной точке, I_уд, А

I_уд = 2,25 ·I_к (2.19)

Действующее (установившееся) значение тока короткого замыкания в каждой точке I_у, А

I_у = 1,52· I_к (2.20)

Амплитудное значение тока короткого замыкания в каждой точке, I_а., А

I_а = 1,41·I_к (2.21)

Ток двухфазного короткого замыкания в каждой точке, , А

(2.22)

Ток термической устойчивости ( для проверки аппаратуры и токоведущих частей), I_терм(t), А

I_терм(t)=I_к* (2.23)

где t_na- периодическая составляющая приведенного времени действия тока короткого замыкания

t_na=0.005*(в)²=0.05 (2.24)

t_n - приведенное время действия тока короткого замыкания, с

t_n= t_nа+ t_nn (2.25)

где t_nn - периодическая составляющая времени короткого замыкания, определяется по таблице:

Таблица 2.3- Значения периодической составляющей тока короткого замыкания

в	tnn, с	в	tnn, с	в	tnn, с
0,5	4,0	1,4	4,9	2,0	5,5
0,9	4,2	1,5	5,0	2,1	5,6
1,0	4,4	1,6	5,1	2,2	5,7
1,1	4,6	1,7	5,2	2,3	5,8
1,2	4,7	1,8	5,3	2,4	5,9
1,3	4,8	1,9	5,4	2,5	6,0

Расчетные значения токов и мощности короткого замыкания в каждой точке привожу в таблице 2.4

энергетический трансформатор электроснабжение сеть

Таблица 2.4- Расчетные значения токов и мощности короткого замыкания

Точка	Ik, кА	Iуд,кА	Iу, kA	Ia,кА	Ik(2),кА	Iтерм(t),кА
К	1,83	4,1	2,79	2,58	1,59	0,2
К1	1,264	2,82	1,92	1,8	1,1	0,16
К2	1,257	2,8	1,91	1,77	1,08	0,16

Расчет в сетях ниже 1000 В:

Особенностью расчетов токов короткого замыкания в сетях до 1000 В является то, что необходимо учитывать не только индуктивные, но «активные сопротивления всех элементов сети. Аналогично составляю схему замещения с учетом всех элементов сети.

Рисунок 2.4- схема замещения в сетях напряжения до 1кВ

Для выполнения расчетов короткого замыкания необходимо знать ток или мощность короткого замыкания на шинах подстанции:

Индуктивное сопротивление обмоток трансформатора x_т, Ом

(2.26)

где S_тр - фактическая нагрузка трансформатора, кВ·А;

U_к - напряжение короткого замыкания трансформатора, %

(Ом)

Активное сопротивление силового трансформатора, R_т, Ом

(2.27)

где Р_К - мощность КЗ (потери в обмотках трансформатора), Вт, принимается

по паспортным данным трансформатора;

I_ном - номинальный ток вторичной обмотки, А:

I_ном= (2.28)

I_ном= =29,62 (А)

R_т= =0,00334 (Ом)

Полное сопротивление обмоток трансформатора, z_т, Ом

(2.29)

(Ом)

Находим результирующее сопротивление до точки К₃, z_рез, Ом

z_рез1= z_кл1 + Х_тр (2.30)

z_рез1 = 0,085 + 0,0093= 0,0942(Ом)

Нахожу ток К_З, I_к3, А, на шинах низкого напряжения подстанции

(2.31)

Нахожу индуктивное сопротивление кабельных линий х_лэп, Ом

х_лэп = х₀ · L_лэп (2.32)

где L_ЛЭП - длина линии, в км.

Х_кл1 = 0,07 · 0,05 = 0,0035(Ом)

Активное сопротивление R_ЛЭП, Ом, кабельных линий до распределительного щита или шкафа

(2.33)

где L_ЛЭП - длина линии, в км;

г - удельная проводимость проводниковых материалов ,

(для меди г=54,3 м/Ом*мм², для алюминия г =31,5 м/Ом·мм²)

(Ом)

Рассчитываю полное сопротивление линии z_ЛЭП, Ом

(2.34)

(Ом)

Находим результирующее сопротивление до точки К₄, z_рез.1, Ом

z_рез1= z_т + z_ЛЭП (2.35)

z_рез.1 = 0,0093+0,1 = 0,109 (Ом)

Нахожу ток короткого замыкания I_к4, А, в точке К₄

(2.36)

(А)

Нахожу индуктивное сопротивление кабельных линий х_лэп, Ом

х_лэп = х₀ · L_лэп (2.37)

где L_ЛЭП - длина линии, в м.

Х_L = 0,08 · 0,2 = 0,016(Ом)

Активное сопротивление R_ЛЭП, Ом, кабельных линий до распределительного щита или шкафа

(2.38)

=0,4 (Ом)

Рассчитываю полное сопротивление линии z_ЛЭП, Ом

(2.39)

(Ом)

Находим результирующее сопротивление до точки К₅, z_рез.2, Ом

z_рез2= z_L + z_рез1 (2.40)

z_рез.2 = 0,397+0,109 = 0,506 (Ом)

Нахожу ток короткого замыкания, I_к5, А, в точке К₅

(2.41)

(А)

Расчетные значения токов короткого замыкания в сетях ниже 1000 В привожу в таблице 2.5

Таблица 2.5 - Расчетные значения токов короткого замыкания в сетях ниже 1000 В

Точка	Iк,к А	Iуд, кА	Iу, кА	Iк2, кА
К3	1,44	2,66	1,58	1,24
К4	1,12	2,07	1,23	0,96
К5	0,46	0,85	0,5	0,39

2.5 Выбор и расчет электрических сетей

Передача электроэнергии от источника питания до приемного пункта осуществляется по воздушным и кабельным линиям.

Конечная цель расчета электрических сетей - определение наименьшего сечения проводов воздушных и жил кабельных линий по техническим и экономическим условиям.

К техническим условиям относят:

-выбор сечений по нагреву рабочим током;

-выбор сечений по нагреву от кратковременного выделения тепла при токе короткого замыкания;

-проверка сечения по допустимым потерям напряжения при передаче электроэнергии;

-проверка механической прочности проводов и кабелей.

К экономическим условиям выбора относят расчет сечения по экономической плотности тока - то есть определение сечения линии, приведенные затраты, на сооружение которой будут минимальными. По экономической плотности тока рассчитываются провода для стационарных линий, питающих подстанции карьеров, фабрик или отдельных цехов предприятия.

Окончательное сечение провода или жилы кабеля выбирается наибольшее, путем сравнения результатов расчетов по разным условиям выбора.

Расчет сечения проводов начинается с определения расчетного тока линии электропередач. Нахожу расчетное значение тока линии питающей подстанцию предприятия:

I_р= (2.42)

где S_р- расчетная мощность на шинах подстанции, кВА;

U- номинальное напряжение сети, В.

I_р= (А)

Рассчитываю расчетный ток нагрузки I_расч, А для выбора кабеля, питающего отдельный электродвигатель по формуле

(2.43)

где Р_н - суммарно установленная мощность потребителя, кВт; з_д - к.п.д. двигателя; соs ц - коэффициент двигателя.

(А)

В зависимости от условий использования и назначения выбираю марку кабеля и принимаю сечение кабеля по условию длительного нагрева рабочим током.

Сечение кабеля привожу в таблице 2.6.

По экономической плотности тока не проверяются:

-временные передвижные линии сроком службы менее 5 лет;

-ответвления к мелким приемникам;

-осветительные сети линии напряжением до 1000 В при длительности использования максимума на грузки до 4000-5000 часов в год.

Проверка по допустимым потерям напряжения в сети.

Правила устройства электроустановок нормируют допускаемые потери напряжения: на вводах в двигателях напряжение не должно отличаться от номинального более чем ± 5 %, в отдельных случаях допускается увеличение напряжения на 10% больше номинального.

Потери напряжения в кабельных линиях (без учете индуктивного сопротивления), ДU_%, %

(2.44)

где l - длина кабеля, км; г - удельная проводимость проводника (для алюминия г =31,5 м/Ом·мм² , для меди г =54,3 м/Ом·мм²); S - сечение выбранного проводника, мм²; cosц - коэффициент мощности приемника.

Расчет произвожу в таблице 2.6.

Таблица 2.6.- Кабельный журнал

Наименование потребителя	Iрасч,А	Uрас %	Sэк, мм2	Длина, м	Марка кабеля
От РП до ШСУ	439,6	1,8006	162,8	30	АВВГ(4*150)
От ШСУ до электродвигателя насосов чистой воды	293,59	1,5088	108,7	25	АВВГ(4*70)
От ШСУ до электродвигателя кислой воды	103,17	05186	38	45	АВВГ(4*50)
От ШСУ до электродвигателя подачи флокулянта	14,9	0,0707	5,5	55	АВВГ(4*2,5)
От ШСУ до иловыжимных насосов	174,64	0,8487	64,7	15	АВВГ(4*70)
От ШСУ до известковых насосов	10,8	0,0519	4,0	60	АВВГ(4*2,5)
От ШСУ до электропривода задвижек	2,49	0,0123	0,9	65	АКВВГ(7*1,5)
От ШСУ до вентиляторов	2,88	0,141	1,1	45	АВВГ(4*2,5)
От ШСУ до мостового крана	47	0,2310	17,4	50	АВВГ(4*6)
На освещение	0,56	0,0024	0,20	120	АВВГ(4*1,5)

2.6 Выбор и расчет электрооборудования

Для выбора электрооборудования необходимо знать рабочие токи на входе в подстанцию и рабочие токи на отходящих линиях. Также напряжение выбранного оборудования должно соответствовать номинальному (6-10), далее оборудование проверяется на устойчивость действий токов короткого замыкания. Выбор электрооборудования на высоковольтные и низковольтные нагрузки производится по номинальным параметрам:

1) Выбираю разъединитель на напряжение 6 кВ. Выбор произвожу по номинальным параметрам, а также по току.

Сравнение расчетных и каталожных величин представлено в таблице 2.7. выбираю разъединитель РВ-6/600 У1.

Таблица 2.7 - Разъединитель на высокой стороне

Расчетные величины	Каталожные величины
U = 6 кВ	6 кВ
J = 96 A	600 А
Jуд - 2,8 кА	60 кА

2) Выбор высоковольтного выключателя на напряжение 6 кВ производится по номинальным параметрам, ударному и действующему значению тока, значению термического тока, мощности отключения. Сравнение расчетных и каталожных величин представляю в форме таблицы 8.2. Выбираю ВВ/TEL - 10-20/1000 У2.

Таблица 2.8 - Высоковольтный выключатель ВВ/TEL- 10-20/100 У2

Расчетные величины	Каталожные величины
U = 6 кВ	10 кВ
J = 96 A	1000 А
Jуд - 2,8 кА	125 кА

3) Выбор высоковольтных предохранителей на 6 кВ производится по номинальным параметрам. Сравнение расчетных и каталожных величин представляю в форме таблицы 8.3. Выбираю ПКТ 103-6-200.

Таблица 2.9 - Высоковольтные предохранители

Расчетные величины	Каталожные величины
U = 6 кВ	6 кВ
J = 96 A	200 А
Jуд - 2,8 кА	31,5 кА

Выбор низковольтного оборудования. Для выбора низковольтной аппаратуры необходимо определить величину расчетного тока линии. Решить какой аппарат будет установлен перед каждым приемником.

Выбор автоматических выключателей.

Автоматические выключатели - это коммутационные защитные аппараты для замены рубильников и предохранителей.

Выбираю автоматические выключатели, данные привожу в таблицах 2.10-2.17.

Таблица 2.10 - Технические данные автоматических выключателей S233 R C10

Модель	Номинальный ток, Jном., А	Номинальное напряжение, Uном., В	Уставка тока расцепителя, J, A	Предельный ток	Кол-во полюсов
S233 R C10	10	380	40	18	3

Таблица 2.11 - Технические данные автоматических выключателей S233 R C20

Модель	Номи-нальный ток, Jном., А	Номинальное напряжение, Uном., В	Уставка тока расцепите-ля, J, A	Предельный ток отключения выключателя при 380В, J, кА	Кол-во полю-сов
S233 R C20	20	380	100	18	3

Таблица 2.12 - Технические данные автоматических выключателей S233 R С50

Модель	Номинальный ток, Jном., А	Номинальное напряжение, Uном., В	Уставка тока расцепите-ля, J, A	Предельный ток отключения выключателя при 380В, J, кА	Кол-во полю-сов
S233 R C50	50	380	200	10	3

Таблица 2.13 - Технические данные автоматических выключателей S294 R С125

Модель	Номинальный ток, Jном., А	Номинальное напряжение, Uном., В	Уставка тока расцепителя, J, A	Предельный ток отключения выключателя при 380В, J, кА	Кол-во полюсов
S294 R C125	125	380	320	10	3

Таблица 2.14 - Технические данные автоматических выключателей ВА 8835 3Р 200А

Модель	Номинальный ток, Jном., А	Номинальное напряжение, Uном., В	Уставка тока расцепителя, J, A	Предельный ток отключения выключателя при 380В, J, кА	Кол-во полюсов
ВА 8835 3Р 200А	200	380	320	36	3

Таблица 2.15 - Технические данные автоматических выключателей А 3730 Б

Модель	Номинальный ток, Jном., А	Номинальное напряжение, Uном., В	Уставка тока расцепителя, J, A	Предельный ток отключения выключателя при 380В, J, кА	Вид расцепителя
А3730 Б	400	380	400	100	эл.-магнитый

Таблица 2.16 - Технические данные автоматических выключателей А 3740 Б

Модель	Номинальный ток, Jном., А	Наименование потребителя	Номинальное напряжение, Uном., В	Уставка тока расцепителя, J, A	Предельный ток отключения выключателя при 380В, J, кА	Вид расцепителя
А3740 Б	630	ШСУ	380	500, 630	150	эл.-маг-нитный

Предохранители применяют для защиты электрических установок от токов короткого замыкания. Защита от перегрузок с помощью предохранителей возможно только при условии, что защищаемые элементы установки выбраны с запасом пропускной способности, превышающим примерно на 25% номинальный ток плавкой вставки.

Плавкие вставки предохранителей выдерживают только 30-50% выше номинальных токов в течение одного часа и более. При токах, превышающих номинальный ток плавких вставок на 60-100%, они плавятся за время, меньшее одного часа.

Наиболее распространенными предохранителями, применяемыми для защиты электроустановок до 1000 В, являются: ПР2 - предохранитель разборный; НПН - насыпной предохранитель неразборный; ПН2 - предохранитель насыпной разборный.

Выбор пускателей. Электромагнитные пускатели представляют собой электромеханические устройства, магнитопроводы которых разделены на две части: неподвижную, жестко закрепленную в основание из термостойкой пластмассы и подвижную с закрепленными контактами для коммутации электрической цепи.

Электромагнитные пускатели предназначены для применения в стационарных установках для дистанционного пуска непосредственным подключением к сети, остановки и реверсирования трехфазных асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором переменного напряжения до 660В частоты 50Гц. При наличии тепловых реле пускатели осуществляют защиту управляемых электродвигателей от перегрузок недопустимой продолжительности и от токов, возникающих при обрыве одной из фаз. Пускатели пригодны для работы в системах управления с применением микропроцессорной техники при шунтировании включающей катушки помехоподавляющим устройством или при тиристорном управлении.

По расчетному току, по таблице 2.6, принимаю к установке электромагнитные пускатели серии ПМ12, технические данные привожу в таблицах 2.17-2.23.

Таблица 2.17 - Технические данные пускателя ПМ12-010

Тип пускателя	Номинальное напряжение, U, В	Номинальный ток, Jном, А	Тепловое реле, А	Предельный отключаемый ток, J, кА
ПМ12-010	380	10	7…10	10

Таблица 2.18 - Технические данные пускателя ПМ12-025

Тип пускателя	Номинальное напряжение, U, В	Номинальный ток, Jном, А	Тепловое реле, А	Предельный отключаемый ток, J, кА
ПМ12-025	380	25	7…10	10

Таблица 2.19 - Технические данные пускателя ПМ12-063

Тип пускателя	Номинальное напряжение, U, В	Номинальный ток, Jном, А	Тепловое реле, А	Предельный отключаемый ток, J, кА
ПМ12-063	380	63	21,3…25	10

Таблица 2.20 - Технические данные пускателя ПМ12-160

Тип пускателя	Номинальное напряжение, U, В	Номинальный ток, Jном, А	Тепловое реле, А	Предельный отключаемый ток, J, кА
ПМ12-160	380	160	85,0…115	10

Таблица 2.21 - Технические данные пускателя ПМ12-250

Тип пускателя	Номинальное напряжение, U, В	Номинальный ток, Jном, А	Тепловое реле, А	Предельный отключаемый ток, J, кА
ПМ12-250	380	250	136…184	10

Таблица 2.22 - Технические данные пускателя ПМ12-315

Тип пускателя	Номинальное напряжение, U, В	Номинальный ток, Jном, А	Тепловое реле, А	Предельный отключаемый ток, J, кА
ПМ12-315	380	315	267…400	25

Таблица 2.23 - Наименование оборудования

Наименование потребителя	Jрасч., А	Наименование выключателя	Наименование пускателя
До электродвигателя насо-сов чистой воды	293,59	А3730Б	ПМ 12-315
До электродвигателя насо-сов кислой воды	103,17	S294 R C125	ПМ 12-160
До электродвигателя пода-чи флокулянта	14,9	S233 R C20	ПМ 12-025
До иловыжимных насосов	174,64	ВА 8835 3Р 200А	ПМ 12-250
До известковых насосов	10,8	S 233R C20	ПМ 12-063
До электропривода задви-жек	2,49	S 233R C10	ПМ 12-010
До вентиляторов	2,88	S 233R C10	ПМ 12-010
До мостового крана	47	S 233R C50	ПМ 12-063
До освещения	0,56	S 233R C10	-

2.7 Расчет заземляющего устройства

Защитным заземлением называется преднамеренное электрическое соединение металлических частей электроустановки, нормально находящихся без напряжения, но на которых она может появиться вследствие повреждения изоляции, с заземляющим устройством.

Заземляющее устройство - совокупность электрически соединенных между собой заземлителей и заземляющих проводников.

Заземлению подлежат: корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, светильников, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, каркасы распределительных щитов, щитов управления, щитков и шкафов, металлические конструкции распределительных устройств, металлические кабельные конструкции, металлические корпуса кабельных, муфт, броня и оболочки контрольных и силовых кабелей, металлические оболочки проводов, стальные трубы электропроводки и другие металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования, а также корпуса передвижных и переносных электроприемников.

Не требуется заземлять арматуру подвесных и штыри опорных изоляторов, кронштейны и осветительная арматура при установке их на деревянных опорах линий электроподачи, оборудование, установленное на заземленных металлических конструкциях, корпуса электроизмерительных приборов, реле, установленных на щитах, щитках, шкафах и на стенках камер распределительных устройств.

1) Сопротивление заземляющего устройства определяется исходя из величины предельно допустимых уровней напряжения прикосновения и тока:

- в установках выше 1 кВ с изолированной нейтрально R=250/J, Ом 2/3м, толщиной стенки не менее 4 мм;

- стальные трубы диаметром 50/60 мм, длиной 2/3 м, толщиной стенки не менее 3,5 мм;

- стальной прут диаметром не менее 10 мм, длиной 2/3 м;

- для заземляющих устройств одновременно используемых для электроустановок напряжением до и выше 1 кВ с изолированной нейтралью: R = 125/J, Ом (где J - ток замыкания на землю);

- в установках до 1 кВ с изолированной нейтралью R = 4 Ом;

- в установках выше 1 кВ с глухозаземленной нейтралью R < 0,5 Ом с учетом естественных заземлителей;

- в установке до 1 кВс глухозаземленной нейтралью - 2,4 Ом соответственно при линейных напряжениях 660, 380 и 220В.

Заземляющее устройство позволяет снизить до безопасного значения напряжение прикосновения человека, поскольку при повреждении изоляции человек оказывается включенным в электрическую цепь параллельно заземлителю, сопротивление которого значительно меньше сопротивления человека, что снижет величину тела, проходящего через человека.

Заземлителем называется металлический проводник, непосредственно находящийся в сопротивлении с землей.

В качестве заземлителей, в первую очередь, используются естественные, т.е. не требующие специального устройства - это проложенные в земле металлические трубы, за исключением трубопроводов с горючими жидкостями и газами, металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, свинцовые оболочки кабелей.

Если нет возможности использовать естественные заземлители или их сопротивление не удовлетворяет требованиям безопасности, то применяют искусственные заземлители, углубляемые в землю, изготовленные, как правило, из низкоуглеродистой стали различного профиля:

а) вертикальные заземлители (электроды): угловая сталь размерами 50х50, 60х60, 75х75 мм, длиной 2/3 м, толщиной стенки не менее 4 мм;

б) горизонтальные заземлители (электроды):

- прутковая сталь диаметром не менее 10 мм, длиной до 10 и более метров;

- стальная полоска толщиной 4 мм, сечением не менее 48 мм².

Заземляющие электроды могут быть одиночными или групповыми, групповые электроды электрически соединены общей полосой, образуют заземляющий контур.

Общее заземляющее устройство может быть комбинированным и состоять из центрального и местного заземляющих устройств. Местное заземляющее устройство выполняется в виде отдельных электродов или группы параллельно соединенных заземлителей. Центральное заземляющее устройство, как правило, выполняется в виде замкнутого контура на подстанции.

В соответствии с требованиями правил безопасности горные предприятия имеют общую для всех электроустановок сеть заземления, выполненные путем непрерывного электрического соединения заземляющих проводников, заземляющих устройств, заземляющих жил гибких кабелей и металлических оболочек. Длина заземляющих проводников от передвижной электроустановки до центрального заземляющего устройства не должна превышать 2 км.

В качестве магистральных заземляющих проводников применяются:

- стальные однопроволочные провода Д > 6 мм;

- стальные многопроволочные провода S > 35 мм²;

- сталеалюминиевые и алюминиевые провода S > 35 мм²

Заземлители, заземляемые части электроустановок присоединяются к заземляющей сети посредством отдельного ответвления, что позволяет снижать суммарное сопротивление сетей заземления. Запрещается последовательное соединение заземляемых элементов, т.к. при обрыве в цепи заземления одного элемента заземления лишатся остальные.

Расчет защитного заземления:

1) в соответствии с ПУЭ устанавливаю допустимое сопротивление заземляющего устройства R₃. Если заземляющее устройство является общим для установок на различное напряжение, то за расчетное принимаем наименьшее.

2) определяю возможность использования естественных заземлителей. В случае использования естественных заземлителей, при их сопротивлении больше допустимого уровня, определяется необходимое сопротивление искусственного, включенного параллельно, R_з, Ом по формуле

(2.45)

где R_з - сопротивление искусственного заземлителя, Ом;

R_e - сопротивление естественного заземлителя, Ом;

R_u - сопротивление заземляющего устройства, Ом.

Так как естественный заземлитель не используется, принимаем R_u = R_з = 4 Ом

3) определяю расчетные значения удельного сопротивления грунта

- для горизонтальных электродов, Ом

(2.46)

где - среднее удельное сопротивление грунта, Ом м;

К_г - повышающий коэффициент, учитывающий изменение

сопротивления грунта вследствие его высыхания и промерзания

- для вертикальных электродов , Ом

(2.47)

4) Определяю сопротивление растеканию одного вертикального электрода R_в, Ом по формуле

(2.48)

где _расч.в. - расчетное значение удельного сопротивления грунта, Ом;

- длина электрода, м;

d - диаметр электрода (труба, штырь), м

Так как я принимаю электрод из угловой стали с шириной уголка вт, то в формулу вместо диаметра подставляется эквивалентный диаметр уголка d_э, м, вычисленный по формуле

d_э = 0,95 * вт (2.49)

d_э = 0,95 * ,5 = 0,48 (м)

Расстояние от поверхности земли до середины вертикального электрода t, м рассчитывается по формуле

 (2.50)

где t₀ - глубина заложения верхнего конца электрода (0,50,8), м

5) Определяю сопротивление растеканию горизонтальных электродов (полосы) R_г, Ом, приваренной к верхним концам вертикальных электродов по формуле

(2.51)

где _расч.г. - расчетное удельное сопротивление грунта, Ом м;

- ширина полосы, м;

l_г - длина соединительной полосы в контуре, равная периметру (длина контура), м;

t₀ - глубина расположения соединительной полосы, м (0,50,8);

- коэффициент использования соединительной полосы в контуре (0,330,85 )

Далее определяю уточненное сопротивление растеканию вертикальных электродов R_ВУ, Ом по формуле

(2.52)

где R_г - сопротивление растеканию горизонтальной полосы, Ом;

R_И - сопротивление заземляющего устройства.

7) Определяю число вертикальных электродов N, шт.

(2.53)

где - сопротивление растеканию вертикальных электродов, Ом;

- коэффициент использования вертикальных электродов, учитывающий увеличения сопротивления заземлителя, вследствие экранирования соседних электродов (0,620,85);

R_ВУ - уточненное сопротивление растеканию вертикальных электродов.

8) Определяю общее сопротивление заземляющего контура R_З.К., Ом, по формуле

 (2.54)

где R_в и R_г - сопротивление растеканию вертикального и горизонтального электрода, Ом;

К_ИСП.В и К_ИСП.Г - коэффициенты использования вертикальных и горизонтальных электродов;

N - число вертикальных электродов, шт.

2.8 Выбор устройств защиты и автоматики

В процессе эксплуатации системы электроснабжения возникают повреждения отдельных ее элементов. Наиболее опасными и частыми видами повреждений являются КЗ между фазами электрооборудования и электрофазные КЗ на землю в сетях с большими токами замыкания на землю. В электрических машинах и трансформаторах наряду с междуфазными КЗ и замыканиями на землю имеют место ветковые замыкания. Вследствие возникновения КЗ нарушается нормальная работа системы электроснабжения, что создает ущерб для промышленного предприятия. При протекании тока КЗ элементы системы электроснабжения подвергаются термическому и динамическому воздействию, для уменьшения размеров повреждения и предотвращения развития аварий устанавливают совокупность автоматических устройств, называемых релейной защитой и обеспечивающих с заданной степенью быстродействия отключения поврежденного элемента или сети. Основные требования, предъявляемые к релейной защите, следующие: надежное отключение всех видов повреждений, чувствительность защиты, избирательность (селективность) действия - отключение только поврежденных участков, простота схем, быстродействие, наличие сигнализации о повреждениях.

Однако, одной релейной защиты бывает недостаточно для обеспечения надежного и бесперебойного электроснабжения. Поэтому дополнительно предусматривают устройства автоматического включения - резерва (УАВР) и устройства автоматического повторного включения (УАПВ). Первое устройство позволяет подключать резервный источник питания при выходе из строя основного источника. Второе устройство предназначено для повторного включения линий электропередачи, так как большинство повреждений после быстрого отключения линий релейной защиты самоустраняется.

Распределительные сети промышленных предприятий на номинальное напряжение 6-35 кВ имеют одностороннее питание и выполняются изолированной нейтралью или нейтралью, заземленной через дугогасительный реактор. Для таких сетей должно быть предусмотрено устройство релейной защиты от междуфазных замыканий и однофазных замыканий на землю. Наиболее распространенным видом защиты является максимальная таковая защита (МТЗ). От междуфазных замыканий такую защиту рекомендуют выполнять в двухфазном исполнении и включать ее в одни те же фазы по всей сети данного напряжения с целью отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения. В зависимости от требований чувствительности защита может быть выполнена одно-, двух- или трехлинейной.

Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью или нейтралью, заземленной через дугогасительный реактор, не является КЗ. Поэтому защиту выполняют действующей на сигнал и только когда это необходимо по требованиям безопасности, действующей на отключение. В сетях простой конфигурации допускается применение только общего устройства неизбирательной сигнализации, контролирующего состояние изоляции в системе данного напряжения. В протяженных сетях сложной конфигурации наряду с общим устройством контроля изоляции необходимо предусматривать избирательную защиту на каждом присоединении.

Обычно токовую защиту от замыкания на землю выполняют с включением на фильтр токов нулевой последовательности. Она приходит в действие в результате прохождения по поврежденному участку токов нулевой последовательности, обусловленных емкостью всей электрически связанной сети без учета емкости поврежденной линии.

Защита токопроводов.

Релейная защита токопроводов зависит от их протяженности и конструкции, величины и характера нагрузки способа подключения.

Присоединение токопроводов к шинам 6,10 кВ РУ или ГПП выполняют без реактирования, поэтому при повреждении в начале токопровода в ней возникают большие токи КЗ и глубокие понижения напряжения у потребителей. Однако вследствие большой реактивности токопровода ток при повреждении в конце его может оказаться соизмеримым с током нагрузки. Поэтому к защите токопровода предъявляют повышенные требования в отношении чувствительности и избирательности.

При небольшой протяженности токопроводов защиту выполняют в виде избирательных токовых отсечек, отстроенных от токов КЗ за реакторами ответвлений токопровода, и максимальных токовых защит без пуска или с пуском по напряжению. Когда параметры токопровода не позволяют выполнить достаточно чувствительную токовую отсечку, применяют другие, быстродействующие защиты (например, продольную дифференциальную). При параллельной работе токопроводов также применяют поперечное дифференциальное или максимальное направленные защиты.

Защита силовых трансформаторов.

Устройства релейной защиты для силовых трансформаторов предусматривают, от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы: многофазных замыканий в обмотках и на выводах; однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью; ветковых замыканий в обмотках, токов замыканий, обусловленных внешними КЗ; токов в обмотках, обусловленных перегрузкой, понижения уровня масла; однофазных замыканий на землю в сетях 10 кВ с измерительной нейтралью, или трансформатор питает сеть, в которых отключение однофазных замыканий на землю необходимой по требованиям безопасности.

Виды защит трансформатора определяются его мощностью, назначением, режимом работы, местом установки, схемой включения.

Защиту трансформаторов небольшой и средней мощности (не более 1000 кВА) от коротких замыканий в его обмотках, на выводах и соединениях до выключателей выполняют в виде токовой отсечки без выдержки времени или токовой защиты со ступенчатой характеристикой выдержки времени. Защиту устанавливают со стороны источника питания, непосредственно у выключателя. В зону действия защиты при этом попадает как сам трансформатор, так и его соединения с выключателями. Для трансформаторов мощность 1000 кВА и более может быть предусмотрено продольная дифференциальная защита.

Наряду с защитами, действующими при повреждениях в самом трансформаторе и его соединениях, предусматривают резервные защиты от внешних КЗ. Они являются одновременно защитами шин, на которые работает трансформатор, если на этих шинах отсутствует собственная защита.

В качестве защит от внешних КЗ принимают токовые защиты с выдержкой времени с включением реле на полные токи фаз и на их симметричные составляющие. Эти защиты реагируют также на внутренние КЗ и могут использоваться даже как основные защиты трансформаторов.

Для понижающих трансформаторов мощность 400 кВА и более с высшим напряжением до 35 кВ и соединением обмоток - звезда с заземленной нулевой точкой на стороне низшего напряжения предусматривают специальной защиту от однофазных КЗ на землю на стороне низшего напряжения, если защита от внешних КЗ не реагирует на эти повреждения. Такая защита обязательна для блоков трансформатор - магистраль низшего напряжения, но может не применяться на подстанциях с распределительными защитами, если они находятся от трансформатора не далее 30 м и соединение между трансформатором и щитом выполнено кабелем. В этом случае однофазное КЗ обязательно переходит в междуфазное, а отключение междуфазного КЗ осуществляется защитой трансформатора.