Электроснабжение меланжевого комбината города Тирасполь с внедрением мероприятий по энергосбережению

Реактивную мощность, которую нужно скомпенсировать конденсаторными батареями равна:

(1.47)

Распределение мощности конденсаторных батарей Q=610,72кВАр между цеховыми трансформаторными подстанциями предприятиями дано в таблице 1.13.



Таблица 1.13

Распределение мощности конденсаторных батарей по цеховым трансформаторным подстанциям

№ ТП	УSp.кВА	Sтp, кВА	Sном.тр, кВА	Qmax.тр	Qнк1	Qнк2	Qнк	Qкб.уст.
1	359,96	321	2хТМЗ-250	879,66	-628,46	679,89	679,89	100
2	405,88	196	2хТМЗ-250	821,56	-624,21	487,14	487,14
3	647,38	300	2хТМЗ-250	687,78	-174,58	478,25	478,25	150
4	4849,14	2673	2хТМЗ-1000	987,446	-41,786	547,12	547,12	200
5	1652,18	987	2хТМЗ-1000	875,26	-142,56	1874,6	1874,6
6	965,11	423	2хТМЗ-400	878,36	-45,156	608,96	608,96	150
7	565,42	268	2хТМЗ-250	642,15	-92,145	574,36	574,36
8	796,7	286	2хТМЗ-400	785,145	-25,157	478,96	478,96

Общая установленная мощность конденсаторных установок на стороне 0,4 кВ ТП1, ТП3, ТП4, ТП6 и ТП9:

Суммарную расчетную мощность компенсаторных батарей низкого напряжения (НБК), устанавливаемых в цеховой сети, определяют по формуле

, (1.48)

где Q_нк1 - суммарная мощность НБК, которую находим по формуле

, (1.49)

Определяется суммарная мощность НБК Q_нк1 для цеха № 1 по (1.49)

Q_нк1 = 482,6 - 271,28 = 211,32 кВАр

где Q_maxm - наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передавать через трансформаторы данной номинальной мощности, в сеть напряжением 0,38 кВ, определяемая по формуле

, (1.50)

где N_опт, К_з, S_н.тр- соответственно оптимальное число, коэффициент загрузки трансформаторов единой мощности S_{н тр};

P_p, Q_p- соответственно расчетные максимальные активная и реактивная мощности нагрузок трансформаторов единой мощности;

Определяем число и мощность НБК ТП1.

Коэффициент определяется по формуле

= 12/60 = 0,2

Находится наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передавать через трансформатор мощностью S_{н тр} = 250 кВА цеха № 1

где - коэффициент, который для двухступенчатой схемы питания трансформаторов от распределительных пунктов.

(1.51)

Q_нк2 - дополнительная мощность, которую рассчитывают по формуле

, (1.52)

где К_р1 = 12 - коэффициент, который определяется в зависимости от числа смен работы предприятия и района его размещения.

Для ТП, питающихся от РП с синхронными высоковольтными двигателями, Q_нк2 не рассчитывается. Кроме того, в случае, если Q_нк2 0 , то принимается Q_нк2 = 0 .

По табл. 4 - 34 [8] подбираются комплектные конденсаторные установки напряжением U_н = 0,38 кВ с таким расчетом, чтобы их стандартная мощность Q_нкст была меньше, но максимально приближена к расчетному значению Q_нк.

Дополнительная мощность НБК Q_нк2 для ТП 1

Q_нк2 = 1482,3 - 628,46 - 0,2 2 321 = 679,89 кВАр

Суммарную расчетную мощность конденсаторных батарей низкого напряжения, устанавливаемых в цеховой сети, определяем по формуле (1.51)

Q_нк = 628,46+ 679,89= 1307,35 кВАр

Расчетная мощность конденсаторной установки определяется по выражению

Q_ком = Q_нк / N_тр = 1307,35/2 = 653,675 кВАр (1.53)

Для остальных ТП расчет аналогичен. Результаты расчета сведены в таблицы 1.14-1.15.

Если Qнк1< 0, то по первому этапу расчета установка НКБ не требуется и принимается Qнк1=0. Если Qнк2< 0, то Qнк=0.Структурная схема питания ТП от РП и ГПП приведена на рисунке 1.10.

Приняты к установке на ТП1, ТП3, ТП4, ТП6 и ТП9 ячейки с конденсаторными батареями состав КРУ типа К-104- 0,4 кВ .

№1. КТП-ТМЗ-250/10/0,4 конденсаторную установку типа УКБН-0,38-200-50УЗ.

№3 КТП-250/10/0,4 принимаю к установке конденсаторную установку типа УКБН-0,38-200УЗ

№4 КТП-ТМЗ-2500/10/0,4 конденсаторную установку типа УКБН-0,38-300УЗ.

№6 КТП-ТМЗ-400/10/0,4 конденсаторную установку типа УКБН-0,38-150-50УЗ.

№9 КТП-250/10/0,4 принимаю к установке конденсаторную установку типа УКБН-0,38-200УЗ

На рисунке 1.10 приведены основные характеристики компенсации реактивной мощности с использованием синхронных двигателей.

,

Рисунок 1.10 Основные характеристики компенсации реактивной мощности с использованием синхронных двигателей.

2.Выбор сечений кабелей 6 кВ для схемы внутризаводского электроснабжения по 1 варианту.

Выбор сечений кабелей 6 кВ для части схемы, отличающейся от 2 варианта

Для участка цепи ГПП - КТП4- для одного кабеля

(1.54)

(1.55)

Для двух кабелей

Расчетные токи в нормальном и послеаварийном режимах, А:

; (1.56)

Расчетный ток принимается для нормального режима работы, т.е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается:

(1.57)



где J_эк- экономическая плотность тока, зависящая от типа проводника (провод или кабель) и значения величины T_М; в нашем случае J_эк=1,4.

Сечение округляем до ближайшего стандартного 70 мм².

Выбираем кабель ААБ-(3x70) мм² . Iдоп табл.= 165 А

(1.58)

I_max=40,79 <I_доп=168,5А,

где k1=0,92 - коэффициент, учитывающий кол-во проложенных кабелей в одной траншее (n=2);

k2 = 1.11 - коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды и допустимую температуру кабеля.

Определяем фактически допустимый ток, при этом должно выполняться условие

I_ф>I_{расч.ав} (1.59)

168,5 > 81,59

Для участка цепи КТП 4 - КТП 8

Для двух кабелей

Выбираем кабель ААБ-(3х35) мм² . Iдоп табл.=115 А

Imax =22,1<Iдоп = 116,38А

Для участка цепи ГПП- КТП 7

Для двух кабелей

Выбираем кабель ААБ-(3х50) мм² . I_{доп табл}.=140 А

Imax = 88,36<I_доп=130,9А.

Для участка цепи ГПП- КТП 9

Для двух кабелей

Выбираем кабель ААБ-(3х70) мм² . I_{доп табл}.=165 А



Imax = 38,05<I_доп=166,98А

Выбор сечений кабелей 10 кВ для схемы внутризаводского электроснабжения по 2 варианту.

Таблица 1.14

Мощности КТП 10/04 для цеховых подстанций по 2 варианту

№ ТП	Sрасч. кВА	Sтр-ра. кВА	Тип КТП	Ip, A
1	359,96	321	2хТМЗ-250	2517,22
2	405,88	196	2хТМЗ-250	386,34
3	647,38	300	2хТМЗ-250	37,38
4	4849,14	2673	2хТМЗ-1000	279,96
5	1652,18	987	2хТМЗ-1000	95,39
6	965,11	423	2хТМЗ-400	55,72
7	565,42	268	2хТМЗ-250	32,64
8	796,7	286	2хТМЗ-400	45,99

Для участка цепи ГПП - КТП 3

Для двух кабелей

Выбираем кабель ААБ-(3х16) мм² . Iдоп табл.= 75 А



Imax = 37,38А <Iдоп = 70,76А,

где k1=0,85 - коэффициент, учитывающий кол-во проложенных кабелей в одной траншее (n=3);

K2 = 1.11 - коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды и допустимую температуру кабеля.

Для участка цепи ГПП- КТП 2

Для двух кабелей

Выбираем кабель ААБ-16 мм² . Iдоп табл.= 75 А

Imax =11,72 <Iдоп =70,76 А

Для участка цепи ГПП - КТП 7

- для одного кабеля

Для двух кабелей

Выбираем кабель ААБ-16мм² . Iдоп табл.=75А

Imax= 32,64<Iдоп=70,76 А

Для участка цепи ГПП - КТП 9

- для одного кабеля

Для двух кабелей

Выбираем кабель ААБ-16мм² . Iдоп табл.=75А

Imax= 30,1<Iдоп=70,76А

где k1=0,85 - коэффициент, учитывающий кол-во проложенных кабелей в одной траншее (n=3);

K2 = 1.11 - коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды и допустимую температуру кабеля.

Результаты выбора сечений кабелей 6 кВ для схем внутризаводского электроснабжения представленны в таблице 1.15.

Таблица 1.15

Результаты выбора сечений кабелей 6кВ для схем внутризаводского электроснабжения

Участок цепи	Марка кабеля	Длина, м	Суммарное активное сопротивление, Ом*	Удельная стоимость Тыс.руб. / м	Суммарная стоимость Тыс. руб.
1 вариант
ГПП-КТП3	ААБ-3х70	220	0,0975	0,741	163,02
КТП3 - КТП2	ААБ-3х35	160	0,147	0,531	84,96
ГПП - КТП7	ААБ-3х50	185	0,118	0,609	112,66
ГПП - КТП9	ААБ-3х70	100	0,046	0,741	74,1
К?	434,74 тыс. руб.
2 вариант
ГПП-КТП3	ААБ-3х16	220	0,436	0,403	88,66
ГПП-КТП2	ААБ-3х16	380	0,75	0,403	153,14
ГПП-КТП7	ААБ-3х16	185	0,366	0,403	74,55
ГПП- КТП8	ААБ-3х16	100	0,198	0,403	40,3
К?	356,65 тыс. руб.

Рассчет затрат на армотизацию и обслуживание по формуле:

(1.60)

Для 1 варианта:

Рассчет потерь электроэнергии в КЛ:

(1.61)

Расчет потерь электроэнергии в КЛ на участке ГПП-КТП3:

Расчет потерь электроэнергии в КЛ на участке КТП3-КТП2:

Расчет потерь электроэнергии в КЛ на участке ГПП-КТП7:

Расчет потерь электроэнергии в КЛ на участке ГПП-КТП9:

, (1.62)

где B=0,81 руб/кВт•ч

Для 2 варианта:

Рассчет затрат на амортизацию и обслуживание по формуле:

Рассчет потерь электроэнергии в КЛ на участке ГПП-КТП3:

Рассчет потерь электроэнергии в КЛ на участке ГПП-КТП2:

Рассчет потерь электроэнергии в КЛ на участке ГПП-КТП7:

Рассчет потерь электроэнергии в КЛ на участке ГПП-КТП9:

Суммарные издержки:

,

где B = 0,81 руб/кВт•ч

Суммарные затраты для 1 варианта:

Суммарные затраты для 2 варианта:

Результаты технико-экономического расчета представлены в таблице 1.16



Таблица 1.16

Результаты технико-экономического расчета

Затраты	Вариант I	Вариант II
1. Капиталовложения 2. Суммарные издержки 3. Приведенные затраты	434,74 26,08 485,52	356,65 21,4 396,55

В результате технико-экономического сравнения вариантов внутризаводского электроснабжения выбираю более выгодный и дешевый 2 вариант электроснабжения.

Принципиальная электрическая схема предприятия представлена на рисунке 1.11.

Рисунок 1.11 Принципиальная электрическая схема предприятия

1.8 Выбор параметров элементов и схемы сети механического цеха

По степени надежности электроснабжения механический цех относится к потребителям второй категории. Электроснабжение осуществляется от КТП с двумя трансформаторами мощностью 250 кВА.

Питание узлов выполняем кабелем марки АВВГ, прокладываемым по лоткам. Распределительные сети выполняем кабелем марки АВВГ, прокладываемым в трубах. Для приема и распределения электроэнергии группам потребителей применяются силовые распределительные пункты и шинопроводы.

1.8.1 Выбор коммутационно-защитной аппаратуры и токоведущих частей

В данном разделе были выбраны элементы сети 380 В для потребителей цеха. Необходимые данные к расчету сети напряжением до 1000 В были взяты из табл. П4 [1] и таблицы 2. и внесены в таблицу 1.16.

Таблица 1.16

Электроприемники установленные в МЦ

При эксплуатации электрических сетей возможны нарушения их нормального режима работы, при которых ток в проводниках резко возрастает. Это вызывает повышение их температуры выше величин допустимых ПУЭ. К таким аварийным режимам относят короткие замыкания и перегрузки. При коротком замыкании токи могут достигать значений в десятки раз превышающих номинальные токи электропри?мников и допустимые токи проводников. При перегрузках электропри?мников по обмоткам трансформаторов, двигателей и по проводникам протекают повышенные токи. Поэтому как электропри?мники так и участки сетей должны защищаться аппаратами защиты, отключающими участок при аварийном режиме. В качестве аппаратов защиты электрических сетей напряжением до 1000 В были выбраны автоматические выключатели, поэтому дальнейший расч?тпровед?н для выбора уставок срабатывания тепловых и электромагнитных расцепителей автоматических выключателей согласно [29] .

В качестве примера привед?н расчет автоматического выключателя для ЭП №18:

Значение Iном для ЭП определено по формуле:

где: Рном i - номинальная активная мощность i-того приемника;

Uном i- номинальное напряжение сети;

н,i - номинальный коэффициент полезного действия;

сosцн,i- номинальный коэффициент мощности.

Пусковой ток электродвигателя равен:

(1.64)

Iпуск = 6 • 22,4 = 134,4 А

где: Iпуск.дв - пусковой ток двигателя, А;

Iном.дв - номинальный ток двигателя, А;

kп - кратность пускового тока двигателя по отношению к номинальному.

При выборе автоматических выключателей необходимо выполнить следующие условия:

1) Номинальное напряжение выключателя должно соответствовать номинальному напряжению сети:

Uном.вUном. (1.65)

400 ?380

где Uном.в - номинальное напряжение выключателя, В;

Uном.с - номинальное напряжение сети, В.

2) Номинальный ток выключателя равен номинальному току теплового расцепителя и должен быть равным или превышать номинальный ток ответвления:

(1.66)

где Iном.в - номинальный ток выключателя, А;

Iном.т.рц - номинальный ток теплового расцепителя, А;

Iном.дв - расчетный ток ответвления, А.

3) Ток срабатывания теплового расцепителя должен превышать номинальный ток двигателя в нижеуказанном диапазоне:

(1.67)

где Iу - ток срабатывания теплового расцепителя. А;

Iном.дв - номинальный ток двигателя, А.

Ток срабатывания (уставки) теплового расцепителя автоматического выключателя, номинальный ток теплового расцепителя которого равняется 25 А, равен:

(1.68)

где Iу - ток срабатывания теплового расцепителя. А;

Iном.т.рц - номинальный ток автоматического выключателя, А.

4) Ток электромагнитного расцепителя автоматического выключателя равен:

I эм К Iном в; (1.69)

где: К - кратность тока, которая записывается в виде букв В, С, D буквы В, С, D- означают тип кривой отключения:

В- 3ч5 Iном.в., С- 5ч10 Iном.в. , D- 10ч20 Iном.в.

Кратность тока электромагнитного расцепителя для ЭП№18 равна:

где: Iном.в - номинальный ток автоматического выключателя, А.

Был принят тип кривой отключения С - 5ч10 Iном.в

Исходя из полученных данных, был принят автоматический выключатель типа ВА47-63 с номинальным током 25А и кривой отключения С.

Сечение проводников выбрано по допустимому току нагрева по условиям [18] для кабельных линий, защищаемых автоматическими выключателями.

(1.71)

(8.10)

где Iдоп. - допустимый ток нагрева;

k - для промышленных предприятий k=1.

Iдоп22,4 А,

Был выбран провод марки АПВ (5Ч8), Iдоп =37 А.

Аналогично были выбраны проводники для остальных ЭП. Результаты всех вычислений были занесены в таблицу 1.17.

Таблица 1.17

Расчет защитной аппаратуры и проводников сети напряжением до 1000 В

Далее были выбраны автоматические выключатели, защищающие все приемники в группе, а также секционный и вводные автоматические выключатели.

Ток кратковременного режима для групп ЭП определ?н по формуле [29]:

=(1.72)

где Iрасч.уз - расч?тный ток группы из табл.1.2;

Iном. max - номинальный ток наиболее мощного ЭП в группе;

Iп.max - пусковой ток самого мощного приемника в узле, А;

Ки - коэффициент использования самого мощного приемника в группе из табл.1.4;

Кр - коэффициент расч?тной нагрузки из таблицы 1.4.

Ток кратковременного режима для групп ЭП равен:

= 668+

= 291,3+

= 387,7+

= 317,4+

= 668+

= 668+

Выбор автоматических выключателей и проводников, защищающих и питающих РП и РШ, был выполнен так же, как и для приемников по отдельности. Для секций трансформаторов цеха было учтены те обстоятельства, что защищающий автоматический выключатель и питающий кабель должны быть рассчитаны на возможность нести нагрузку всего цеха в аварийной ситуации, либо в случае ремонта одного из питающих трансформаторов, что и было сделано в дальнейших расчетах. Результаты вычислений сведены в таблицу 1.18.

Таблица 1.18

Выбор автоматических выключателей и проводников по узлам

1.8.2 Выбор распределительных конструкций

Для приема и распределение электроэнергии к группам потребителей тр?хфазного переменного тока промышленной частоты напряжением 380В применяют силовые распределительные шкафы и пункты, а также распределительные шинопроводы.

Для цехов с нормальными условиями окружающей среды изготавливают пункты распределительные серии ПР защищенного исполнения.

В качестве распределительных пунктов для групп №1, 2 и 3 были выбраны пункты распределительные серии ПР8501, предназначеные для распределения электрической энергии, защиты электрических установок при перегрузках и токах короткого замыкания, для нечастых (до 6 включений в час) оперативных включений и отключений электрических цепей и пусков асинхронных двигателей. Номинальный режим работы пунктов - продолжительный. ПР комплектуются стационарными автоматическими выключателями. Пункты распределительные ПР-8501 классифицируются по номинальному току вводного аппарата, электрическим схемам, исполнению (в нишу, настенный, напольный). Кроме того, в конструкциях изделий предусмотрены две разновидности ввода кабелей (сверху или снизу). Пункты серий ПР-8501 разработаны для эксплуатации в цепях с номинальным напряжением до 660В переменного тока частотой 50 и 60Гц.

ПР-8501 изготовливается на базе унифицированной сварной металлоконструкции шкафного исполнения переднего обслуживания. Внутри корпуса, на задней стенке, устанавливается металлическая панель с набором автоматических выключателей согласно схеме. Для заземления аппаратуры в шкаф монтируется стальная оцинкованная перфорированная пластина либо уголок заземления. Для заземления шкафа снаружи, на левой стенке размещена бобышка заземления. Места заземления промаркированы. На дверь шкафа устанавливаются поворотнопружинные замки. Для ввода кабелей в днище и/или на крыше шкафа размещаются сальники типа PG. Конструкция ПР имеет нулевую рабочую шину N, установленную на изоляторах и нулевую защитную шину PE, электрически соединенную с корпусом. Обе шины укомплектованы контактными зажимами для присоединения нулевых проводов. Обслуживание аппаратов и контактных соединений в ПР предусматривается с передней стороны, что обеспечивает удобный доступ к аппаратам при их замене. Для безопасности обслуживания персонала токоведущие шины закрыты фальшь панелью, на которой установлен знак «Осторожно! Электрическое напряжение». Такой же знак нанесен на дверь корпуса.

Номинальный ток распределительного пункта должен быть больше расч?тного тока узла. Исходя из этого условия для узлов были выбраны распределительные пункты, параметры которых внесены в таблицу 1.19.



Таблица 1.19

Выбор распределительных пунктов для узлов

Внешний вид РП-8501 представлен на рисунке 1.12.

Рисунок 1.12 Внешний вид ПР-8501-Х-ХХХ-54-У1 настенного исполнения

Для группы №4 был выбран распределительный шинопровод с алюминиевыми шинами GDA-160, Iдоп.=160 А, имеющий сопротивление: r₀ = 0,573 Ом/км; x₀ = 0,093 Ом/км. Он был проверен на допустимую потерю напряжения по формуле

где L- длина шинопровода, м

ro, xo - удельные активное и индуктивное сопротивление шинопровода, Ом/км.

Допустимая потеря напряжения в распределительном шинопроводе не должна превышать 2,5%. Условие соблюдается. Внешний вид распределительного шинопровода GDA-160 изображ?н на рисунке 8.2.

Рисунок 1.13 Внешний вид распределительного шинопровода GDA-100

Для мостового крана с электродвигателями мощностью 7,5 кВт, 2,2 кВт и 11 кВт и суммарной мощностью 20,7 кВт был произвед?н выбор троллейного шинопровода. Выбор троллейных шинопроводов заключается в подборе типа троллейного шинопровода, удовлетворяющего условиям нагрева и допустимой потере напряжения в момент пика нагрузки.

Суммарная потребляемая мощность электродвигателей крана:

где (Р_Нi)- номинальная величина мощности i-ого электродвигателя крана, кВт;

(з_Нi)- КПД i-ого электродвигателя крана. Эффективное число электроприемников крана:

где(Р_Нi)- суммарная номинальная мощность электродвигателей крана, кВт;

- номинальная величина мощности i-ого электродвигателя крана, кВт.

Принято nэ = 2.

По справочным данным [14] при nэ = 2 и среднем режиме работы был определ?н коэффициент спроса К_30'=0,5. Учитывая, что для крановых установок среднее значение tg1,732 расчетный ток троллейной линии был раcсчитан по выражению

Для определения пикового тока линии предварительно был найден номинальный ток и пусковой ток наиболее мощного электродвигателя (двигатель, имеющего наибольший пусковой ток в группе с КПД з = 0,8, cosц = 0,75):

=5 • 27,85 = 139,25 А (1.78)

где Рном.макс - активная мощность наиболее мощного электродвигателя крана;

н - коэффициент полезного действия двигателя;

cos - среднее значение коэффициента мощности;

Кп - кратность пускового тока к номинальному.

Пиковый ток мостового крана равен:

= (1.79)

Был выбран троллейный шинопровод типа PRODUCTOR GDA-160 с Iдоп =160 А, имеющий сопротивление: r0 = 0,573 Ом/км; x0 = 0,093 Ом/км. Длина троллеи L = 30м.

Потеря напряжения в шинопроводе по [14]:

L (1.80)

где L - длина шинопровода.

ro, xo- удельные активное и индуктивное сопротивление шинопровода.

30

Потери напряжения в кабеле АВВГ (5Ч50) составляют:

7

Суммарные потери

U_УU_штU_{АВВГ(5*50)} (1.81)

U_У 2,7 + 1,14=3,84В

Допустимая потеря напряжения в троллейном шинопроводе не должна превышать 5%. Общие потери для наиболее удаленной точки составляют 1,01%, что допустимо.

Внешний вид троллейного шинопроводаизображ?н на рисунке 1.14.

Рисунок 1.14 Внешний вид троллейного шинопровода PRODUCTOR GDA-125

1.9 Расчет токов короткого замыкания в сети до и выше 1000 В

В целях упрощения расчетов, для каждой электрической ступени в расчетной схеме вместо ее действительного напряжения на шинах указываем среднее номинальное значение напряжения. Для расчета тока трехфазного короткого замыкания в сетях и установках выше 1 кВ составляется расчетная схема для рассматриваемой системы электроснабжения. По ней выполняется электрическая схема замещения. Путем постепенных преобразований схема замещения приводится к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания, характеризующийся определенным значением результирующей ЭДС, был связан с точкой К.З. одним результирующим сопротивлением. Зная результирующее значение ЭДС и результирующее сопротивление, по закону Ома определяется начальное значение периодической составляющей тока К.З., затем вычисляется ударный ток и при необходимости апериодическая составляющая тока К.З.

Отличия расчетов токов К.З. в сетях напряжением до 1 кВ от расчета токов К.З. выше 1 кВ обусловлены следующими особенностями:

- активные сопротивления элементов цепи К.З. в сети до 1 кВ играют существенную роль и могут даже преобладать над индуктивными;

- если установка до 1 кВ получает питание через понижающий трансформатор, то периодическую составляющую тока при К.З. на стороне низкого напряжения трансформатора можно считать неизменной по амплитуде. При определении сопротивления цепи К.З. учитываются не только активные и индуктивные сопротивления трансформаторов, кабелей, шин, но и сопротивления аппаратов.

При расчете необходимо учитывать активные сопротивления всех переходных контактов короткозамкнутой цепи, так как реальные величины токов К.З. значительно меньше расчетных, найденных без учета всех контактных сопротивлений. Сопротивления всех элементов цепи приводятся к напряжению ступени К.З. и выражаются в именованных единицах.

Расчет токов К.З. в сетях и установках напряжением до 1 кВ выполнятся в соответствии с расчетной схемой, в состав которой включаются все элементы, оказывающие влияние на величину тока К.З. Влияние двигателей учитывается в тех случаях, когда они непосредственно подключены к месту К.З. проводом или кабелем длиной до 5 м. Расчет тока короткого замыкания осуществим, для наиболее удаленного электроприемника цеха углубленной проработки - ЭП №14 мощностью 14,1 кВт. Рассчитаем ток КЗ для точки (К1) (рисунок 1.15).

Расчет сопротивлений всех элементов производим в относительных единицах при базисной мощности S6 = 100 MBA.

Расчетная схема и схема замещения для расчета токов К.З соответственно приведены на рисунках 1.16 и 1.17 и таблице 1.20. Результаты расчета токов короткого замыкания приведены в таблице 1.21.



Рисунок 1.15

Рисунок 1.16 Расчетная схема



Рисунок 1.18 Схема замещения

Таблица 1.20

Данные для расчёта токов к.з. в системе электроснабжения

ro=0,249 Ом/км; х0=0,427 Ом/км

№	U, kV	Элемент участка	Параметры участка
1	115	Электрическая система	Sc=1200 MVA, Ucр=35kV
2	115	Воздушная линия AC-120/19 К1	r1=ro=0,249 Om/km, x1=xo=0,427 Om/km, l=11 km
3	10,5	Трансформатор ГПП TМН-16000/35/6,3 К2	Sn=16 MVA, uk=10,5, Rтр=1,44Ом, Хтр=34,8Ом Рk=85kW
4	10,5	Кабельная линия участка ГПП-ЦРП 2AAШв-10 (3x240 мм2)	r1=ro=0,129 Om/km, x1=xo=0,075 Om/km,l=100 m
5	10,5	Кабельная линия участка ЦРП-ТП3 AAШв-10 (3x50+1х25 мм2)	r1=ro=0,62 Om/km, x1=xo=0,09 Om/km,l=220 m
6	0,4	ТП2,ТМЗ-250 kVA К3	Sn=250 kVA, r0=r1=3,7 Om, xo=x1=10,6 Om
7	0,4	Ошиновка КТП 60x8, L=4 m	r1=0,074 Om/кm, ro=0,74 Om/кm x1=0,145 Om/кm, xo=1,008 Om/кm
8	0,4	Tрансформатор тока TTИ-60 500/5	r1=r0=0,06 mOm х1=xo=0,04 mOm
9	0,4	Вводной автомат А3736Ф, In=630A К4	r1=r0=0,25 mOm x1=xo=0,10 mOm
10	0,4	Ошиновка КТП 25x3, l=3 m	r1=0,475 mOm, r0=2,52 mOm/m x1=0,2 mOm/m, xo=1,04 mOm/m,
11	0,4	Линейный выключатель ВА-57-35, In=80A	r=ro=0,65 mOm x=x0=0,17 mOm
12	0,4	Трансформатор токаК5 TTИ-60 100/5	r1=ro=0,11 mOm X1=xo=0,17 mOm
13	0,4	Шинопровод ШРА 30х4, L=48 m	r1=ro=0,296mOm/m; x1=xo=0,189mOm/m; L=48 m
14	0,4	Автомат ВА-51-31In=63А К6	r1=ro=2,15 mOm x1=xo=1,2 mOm
15	0,4	Кабельная линия в трубе AВВГ-10 (4x16 мм2)	r1=ro=1,94 Om/km, x1=xo=0,0675 Om/km,l=5 m
16	0,4	Магнитный пускатель КМИ 22510 Асинхронный двигатель Рном=22 кВт, cosf=0,6; =0,9 К7	r1=ro=0,96 mOm/m x1=xo=0,28 mOm/m Sb=100 MVA

Расчет токов КЗ выполняется для проверки токоведущих частей и аппаратов на термическую и электродинамическую стойкости при сквозных КЗ и для выбора уставок РЗиА.

Для вычисления токов короткого замыкания составляем схему замещения, в которой все элементы представляем виде сопротивлений, выраженных в относительных единицах.

Систему принимаем как бесконечно мощный источник S = , x = 0, r = 0 ,.

За базисную мощность принимаем Sб = 100 МВА.

За средние величины принимаем Uср1 = 115 кВ, Uср2 = 10,5 кВ, Uср3 = 0,4 кВ

Определяем сопротивления линии:

,(1.82)

(1.83)

где n - количество проводников в линии.

Сопротивления линии, питающей трансформаторы ГПП АС - 120/19 хпог = 0,427 Ом/км, rпог = 0,249 Ом/км, по табл. 7.38 [6], l = 11 км.

;

.

Сопротивление кабельной линии от ГПП к ЦРП 2AAШв-10 (3x240 мм²)х_пог = 0, 075 Ом/км, rпог = 0,129 Ом/км, l = 0,1 км.:

.

Сопротивление линии от ЦРП и ТП-3 AAШв-10 (3x50+1х25 мм2)х_пог= 0,09 Ом/км,rпог = 0,62 Ом/км, l = 0,22км.:

.

Определяем сопротивления трансформаторов:

, (1.84)

,(1.85)

гдеSб - базисная мощность;

Рк - потери короткого замыкания;

- относительное сопротивление трансформатора, определяемое через - напряжение короткого замыкания;

Sн.т. - номинальная мощность трансформатора.

Определяем сопротивления трансформаторов на ГПП ТРДН-16000/35/10,5, справочные данные которого uk=10,5, Рk=85 кВт.

.

Определяем сопротивления трансформатора ТМЗ-250/10/0,4:

Определяем базисные токи:

.(1.86)

;

;

.

Рассчитываем ток КЗ в точке К1:

Сворачиваем схему со стороны системы:

;

;

.

.

Периодическая составляющая трёхфазного тока короткого замыкания определяется по формуле (3.39а) [7]

. (1.87)

.

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания согласно (3.5) [7] равна:

(1.88)

где - расчетное время, для которого определяется ток КЗ, с.

, (1.89)

где tс.в - собственное время срабатывания выключателя, с.

0,01 - время срабатывания релейной защиты.

Для вакуумных выключателей tс.в = 0,03 ч 0,035с. по табл. П4.4. [7]. Принимаем

tс.в = 0,03 с., тогда

- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, определяется согласно (3.3) [7]

, (1.90)

где = 314 рад/с - угловая частота

.

Ударный ток короткого замыкания определяется по формуле (3.9) [7]

(1.91)

где kу - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени цепи КЗ

(1.92)

;

.

Результаты расчета токов короткого замыкания в остальных точках сводим в табл. 1.21.

Таблица 1.21

Расчет токов КЗ в контрольных точках

Точка к.з.	Точка на схеме	rКi	хКi	Iб, кА	Та, с.	kу	Iп.0, кА	iat, кА	iу, кА
К1	2	0,0105	0,018	0,502	0,0055	1,160	27,889	0,026	45,757
К2	3	0,02	0,278	5,5	0,0443	1,798	19,784	11,335	50,301
К3	6	0,038	0,288	5,5	0,0241	1,661	19,097	5,149	44,854
К4	9	0,15	0,304	5,5	0,0065	1,212	18,092	0,052	31,020
К5	15	3,59	11,55	144,3	0,0102	1,377	12,489	0,357	24,320

1.10 Выбор коммутационно-защитной аппаратуры. Проверка коммутационно-защитной аппаратуры и токоведущих частей на термическое и электродинамическое действие токов кз

1.10.1 Выбор оборудования на стороне высшего напряжения (ОРУ 35 кВ ГПП)

Выбор вводного выключателя на ГПП:

По [10] выбираем элегазовый выключатель Siemens Sion типа 3AE5103-2AF50 (1250/20)

Проверяем выключатель по следующим условиям из [9]:

1) по напряжению:

(1.93)

2) по току:

а) нормальному:

(1.94)

(1.95)

А

б) максимальному:

(1.96)

(1.97)

А

3) по отключающей способности:

а) симметричный ток отключения:

(1.98)

б) отключение апериодической составляющей тока короткого замыкания:

(1.99)

(1.100)

где:- допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения; , для t=0,03с, по [9].

кА

4) по включающей способности:

(1.101)

, (1.102)

(1.103)

кА.

5) по динамической стойкости:

(1.104)

(1.105)

6) по термической стойкости:

, (1.106)

где:

, (1.107)

где:

(1.108)

с.

Таблица 1.22
Выбор выключателей на ГПП (35кВ)
№ п/п	Условия выбора	Каталожные данные вакуумного выключателя 3AP1FG-145(Siemens)	Расчетные данные
1	Uном?Uуст	37,5кВ	35кВ
2	а)	Iном?Iнорм	1600 А	53,96 А
	б)	Iном?Imax	1600 А	107,92А
3	а)	Iном.отк?Iп.t.	20 кА	12,045 кА
	б)	iа.ном.?ia.t.	9,334 кА.	14,861 кА
4	Iвкл?IП.О.	20 кА	12,045 кА
	iвкл.?iуд(3).	50,912 кА	20,239 кА
5	Iдин?IП.О.	20 кА	12,045 кА
	iдин?iуд(3).	63 кА	14,861 кА
6	Iтер2·tтер.?Вк	1200кА2·с	14,508 кА2·с

Выбор разъединителей производиться по условиям: 1); 2); 5) ; 6) выключателя. Данные расчёта сведём в таблицу 1.23.

Таблица 1.23
Выбор разъединителя на ГПП (35кВ)
№ п/п	Условия выбора	Каталожные данныеразъединителя РНДЗ-35/1000	Расчетные данные
1	Uном?Uуст	35кВ	35кВ
2	а)	Iном?Iнорм	1000 А	53,96 А
	б)	Iном?Imax	1000 А	107,92А
3	Iдин?IП.О.	31,5 кА	12,045 кА
	iдин?iуд(3).	80 кА	14,861 кА
4	Iтер2·tтер.?Вк	2976,75 кА2·с	14,508 кА2·с

Выбор трансформаторов напряжения на ГПП

Перечень необходимых измерительных приборов (при Uн=35кВ) принимаем по [9] и их параметры приведены в таблице 10.8.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения:

По [9] выбираем трансформаторы напряжения:

3xЗНОЛ.О9-10У2; S2Н=75ВА; кТ=0,5; Uн=35кВ;

Три ЗНОЛ.О9-10У2 соединены в звезду

Таблица 1.24

Выбор вторичной нагрузки трансформаторов напряжения на ГПП

Прибор	Тип	Sобм.	Число обмоток	cos	sin	Количество приборов	Потребляемая мощность
							Рр, Вт	Qр, вар
Сборные шины
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	2	4	0
Вольтметр с переключением	Э-335	2	1	1	0	2	4	0
Трансформаторы
Прибор для измерения показателей качества электрической энергии	PM130 PLUS	1,2		1	0	2	2,4	0
Счетчик активной и реактивной энергии	ZMD405	3,9		0,411	0,912	2	3,206	7,114
Линии
Счетчик активной и реактивной энергии	ZMD405	3,9		0,411	0,912	10	16,029	35,568
Итого	29,635	42,682

Суммарная мощность трансформаторов напряжения:

SУ2Н=3•75=225 ВА

Проверяем выбранные трансформаторы напряжения по условию 1) выключателя, а также по [9]:

(1.109)

;

.

Выбор трансформаторов собственных нужд на ГПП

Перечень потребителей электроэнергии на ГПП (при Uн=35 кВ) по [9] и их параметры приведены в таблице 10.14.

Таблица 1.25

Расчетные нагрузки собственных нужд

Вид потребителя	Установленная мощность	cos	tg	Нагрузка
	единицы	всего			Рр, Вт	Qр, вар
Охлаждение трансформатора ТДН-16000/35	2х1,52	3	0,85	0,62	3	1,86
Подогрев привода разъединителя РНДЗ-35/1000	10х0,6	6	1	0	6	0
Подогрев привода элегазового выключателя 121PM63-30B (ABB)	2х0,6	1,2	1	0	1,2	0
Подогрев шкафов КРУ-6	13х1	13	1	0	13	0
Подогрев шкафа релейной защиты	13х1	13	1	0	13	0
Освещение и отопление ОПУ	1	30	1	0	30	0
Освещение ОРУ 35кВ	-	2	1	0	2	0
Итого	68,2	1,86

Расчетная мощность по [9]:

, (1.110)

где:

- коэффициент спроса.

.

На ГПП устанавливаем два трансформатора.

Требуемая мощность по [9]:

, (1.111)

где:

-коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

.

По [9] выбираем трансформатор ТМ-63/10/0,4.

Для их защиты применяем предохранители.

Номинальный ток трансформатора:

.

Ток плавкой вставки по (9.6):

Iпв63=1,7•3,64=6,188А

Выбираем по [4] предохранитель типа ПКТ101-6-8-31,5 У3 ,Iпв=6,2А., Iпв=8А.



1.10.2 Выбор оборудования на стороне 6 кВ ГПП

Выбор выключателей на стороне 6кВ ГПП сведем в таблицы 1.26 - 1.27.

Таблица 1.26
Выбор секционного выключателя на ГПП (6кВ)
№п/п	Условия выбора	Каталожные данные выключателя Siemens Sion типа 3AE5103-1AF50 (800/20)	Расчетные данные
1	Uном?Uуст	12 кВ	6кВ
2	а)	Iном?Iнорм	800 А	290 А
	б)	Iном?Imax	800 А	594 А
3	а)	Iном.отк?Iп.t.	20 кА	8,108 кА
	б)	iа.ном.?ia.t.	9,334 кА	4,111 кА.
4	Iвкл?IП.О.	20 кА	8,108 кА
	iвкл.?iуд(3).	50,912 кА	20,481 кА
5	Iдин?IП.О.	20 кА	8,108 кА
	iдин?iуд(3).	50 кА	20,481 кА
6	Iтер2·tтер.?Вк	1200кА2·с	6,574 кА2·с

Таблица 1.27

Выбор вводного выключателя на ГПП (6кВ)

№п/п	Условия выбора	Каталожные данные выключателя SiemensSionтипа 3AE5103-1AF50 (800/20)	Расчетные данные
1	Uном?Uуст	12 кВ	6 кВ
2	а)	Iном?Iнорм	800 А	145,95 А
	б)	Iном?Imax	800 А	291,90 А
3	а)	Iном.отк?Iп.t.	20 кА	7,677 кА
	б)	iа.ном.?ia.t.	9,334 кА	6,376 кА.
4	Iвкл?IП.О.	20 кА	7,677 кА
	iвкл.?iуд(3).	50,912 кА	17,719 кА
5	Iдин?IП.О.	20 кА	7,677 кА
	iдин?iуд(3).	50 кА	17,719 кА
6	Iтер2·tтер.?Вк	1200кА2·с	5,893 кА2·с



Выбор выключателей нагрузки 6кВ

Выбор выключателей нагрузки на стороне 6кВ для отключения цеховых подстанций мощности которых 250кВА, 400кВА, 1000 кВА, 2500 кВА.

Максимальный расчетный ток трансформатора по [9]:

, (1.112)

Sн=250кВА

Sн=400кВА

Sн=1000кВА

.

Sн=2500кВА

.

Выбираем по [4] все выключатели нагрузки типа ВНР-10/200, Iн=200А.

Выбор трансформаторов напряжения на ГПП

Перечень необходимых измерительных приборов (при Uн=6кВ) принимаем по [9] и их параметры приведены в таблице 1.28.

Таблица 1.28

Выбор вторичной нагрузки трансформаторов напряжения на ГПП

Прибор	Тип	Sобм.	Число обмоток	cos	tg	Количест-во приборов	Потребляемая мощность
							Рр, Вт	Qр, вар
Сборные шины
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	2	4	0
Вольтметр с переключением	Э-335	2	1	1	0	2	4	0
Линии
Счетчик активной и реактивной энергии	ZMD405	3,9		0,411	0,912	10	16,029	35,568
Итого	24,029	35,568

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения:

По [9] выбираем трансформаторы напряжения:

3xЗНОЛ.О9-10У2; S2Н=75ВА; кТ=0,5; Uн=10кВ;

Три ЗНОЛ.О9-10У2 соединены в звезду.

Суммарная мощность трансформаторов напряжения:

SУ2Н=3•75=225ВА

Проверяем выбранные трансформаторы напряжения:

;

.

Выбор и проверка трансформаторов тока

1) Выбор вводного трансформатора тока на ГПП

По [9] выбираем трансформатор тока ТОЛ-6-1200/5, Sном=10ВА, кТ=0,5.

Выбор трансформаторов тока производиться по условиям: 1); 2); 5) ; 6) выключателя :

1) по напряжению:

2) по току:

а) нормальному:

А

1200А>594А.

б) максимальному:

А

1200А>1188А

5) по динамической стойкости:

6) по термической стойкости:

.

Результаты выбора сведём в таблицу 1.29.

Таблица 1.29
Проверка трансформаторов тока по вторичной нагрузке
№п/п	Условия выбора	Каталожные данные трансформатора тока ТОЛ -10-1200	Расчетные данные
1	Uном?Uуст	1000кВ	10кВ
2	а)	Iном?Iнорм	1200А	594А
	б)	Iном?Imax	1200А	1188А
3	iдин?iуд(3).	100кА	20,481кА
4	Iтер2·tтер.?Вк	4800кА2·с	6,574кА2·с

Выбранный трансформатор тока проверяем по вторичному сопротивлению из [9]:

Z2ном? Z2 ?r2=rприб+rпр+rк(1.113)

Перечень необходимых измерительных приборов (при Uн=6кВ) принимаем по [9] и их параметры приведены в таблице 1.30.



Таблица 1.30

Выбор вторичной нагрузки вводного трансформатора тока на ГПП

Прибор	Тип	Sприб, ВА
		A	B	C
Амперметр	Э-335	0,5	-	-
Счетчик активной и реактивной энергии	ZMD405	0,5	0,5	0,5
Итого	1	0,5	0,5

Из табл.1.30 видно, что наиболее загружена фаза А.

Общее сопротивление приборов по [9]:

(1.114)

Ом.

Вторичная номинальная нагрузка трансформатора тока в классе точности 0,5 по [9].

(1.115)

Ом.

Сопротивление провода по [9]:

, (1.116)

где:

rк- сопротивление контактов принимаем 0,05Ом (т.к. n?3 - количество приборов).

Ом

Принимаем длину соединительных проводов с алюминиевыми жилами 5м по [9].

Сечение контрольного кабеля по [9]:

(1.117)

где:

м (т.к. схема соединения звезда).

.

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4мм.

Выбор трансформатора тока на секции ГПП

Таблица 1.31 Выбор трансформатора тока
№ п/п	Условия выбора	Каталожные данные трансформатора тока ТПЛ-6-300	Расчетные данные
1	Uном?Uуст	6кВ	6кВ
2	а)	Iном?Iнорм	150А	100А
	б)	Iном?Imax	150А	145,95А
3	iдин?iуд(3).	81 кА	17,719 кА
4	Iтер2·tтер.?Вк	2976,75кА2·с	5,893 кА2·с

1.10.3 Выбор оборудования на стороне 6 кВ цеховых трансформаторных подстанций

Выбор предохранителей на стороне 6кВ для защиты цеховых подстанций мощности, которых 250кВА,400кВА, 1000 кВА, 2500 кВА.

Цеховые трансформаторы защищаются предохранителями.

Номинальный ток трансформатора по [4]:

(1.118)

Sн=250кВА

.

Sн=400кВА

.

Sн=1000кВА

.

Sн=2500кВА

.

Ток плавкой вставки по [4]:

Iпв=(1,5ч2)Iнт (1.119)

Sн=250кВА

Iпв250=1,7•14,43=24,53А.

Выбираем по [4] предохранитель типа ПКТ102-10-31,5-31,5 У3 ,Iпв=31,5А.

Sн=400кВА

Iпв400=1,7•23,12=39,31А

Выбираем по [4] предохранитель типа ПКТ102-10-40-31,5 У3,Iпв=40А.

Sн=1000кВА

Iпв1000=1,7•57,7=98,1А

Выбираем по [4] предохранитель типа ПКТ104-10-100-31,5 У3, Iпв=100А.

Sн=2500кВА

Iпв2500=1,7•144,34=245,4А

Выбираем по [4] предохранитель типа ПКТ104-10-315-31,5 У3, Iпв=315А.



2. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

2.1 Защита трансформатора ГПП

Сегодня согласно ПУЭ в целях получения максимального эффекта при защите трансформаторов используются комплексы защит, которые представляют собой набор основных мер, позволяющих охватить весь трансформатор, сохранив при этом требуемую селективность.

Применяются следующие наборы защит:

· МТЗ;

· ТО без выдержки времени;

· Продольная дифференциальная защита;

· Защита от перегрузки;

· Газовая защита.

2.1.1 Расчет максимальной токовой защиты

Ток срабатывания МТЗ, А, выбирают по условию отстройки от тока при самозапуске двигателей и после устранения КЗ на предыдущем элементе и рассчитывают по формуле:

(2.1)

где k_отс = от 1,1 до 1,2 - коэффициент отстройки;

k_сзп - коэффициент самозапуска, учитывающий увеличение тока в условиях самозапуска заторможенных двигателей. При отсутствии данных о характере нагрузки может быть принят равным от 3 до 5;

k_в =0,95 - коэффициент возврата;

I_{раб.макс} - первичное значение максимального рабочего тока трансформатора в месте установки защиты, А. При отсутствии данных о нагрузке может быть принят равным номинальному первичному току стороны ВН трансформатора.

Значение тока в реле

Коэффициент чувствительности

Коэффициент чувствительности удовлетворяет требованиям ПУЭ

Выдержка времени защиты: 0,3 с.

2.1.2 Расчет токовой отсечки без выдержки времени

ТО на стороне ВН трансформатора защищает только часть обмотки трансформатора и работает без выдержки времени.

- номинальный первичный ток стороны ВН трансформатора, А.

Номинальный первичный ток стороны ВН трансформатора, можно рассчитать по формуле

(2.2)

где - номинальная мощность трансформатора, В А;

- номинальное напряжение обмотки ВН трансформатора, В.

Уставку срабатывания ТО выбирают так, чтобы обеспечить отстройку от:

- БТН;

- максимального тока внешнего КЗ на стороне НН.

Для отстройки от БТН уставку срабатывания ТО, вычисляют по формуле:

(2.3)

где = от 3 до 7 - коэффициент, учитывающий увеличение тока относительно номинального тока трансформатора при БТН в зависимости от типа и мощности защищаемого трансформатора. Значение БТН при включении трансформатора уточняют при проведении пусконаладочных работ;

Для отстройки от максимального тока внешнего КЗ уставку срабатывания ТО А, вычисляют по формуле:

(2.4)

где = от 1,1 до 1,2 - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность расчета и необходимый запас;

= 1,2 - коэффициент, учитывающий увеличение погрешности при наличии апериодической составляющей в токе КЗ;

- максимальное первичное значение тока на стороне ВН при внешнем трехфазном КЗ на шинах НН и СН в режиме с наибольшим значением этого тока.

В качестве уставки срабатывания ТО принимают наибольшее из полученных значений.

2.1.3 Расчет продольной дифференциальной защиты

Таблица 2.1

Расчет продольной дифференциальной защиты

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовые значения для сторон
		ВН	НН
Первичные номинальные токи автотрансформатора, А
Схема соединения трансформаторов тока		Треугольник	Звезда
Коэффициенты трансформации трансформаторов тока		1000/5	5000/5
Вторичные токи в плечах защиты, А

Выбираются ответвления промежуточных трансформаторов тока и приставки дополнительного торможения.

Таблица 2.2

Выбор промежуточных трансформаторов тока

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовые значения для сторон
		ВН	НН
Номинальный ток принятого от- ветвления трансреактора на основной стороне, А			-
Расчетный ток для выбора ответвлений трансреактора на неосновных сторонах		-
Номинальные токи принятых ответвлений трансреактора на неосновных сторонах, А	-	-	3
Номера используемых ответвлений трансреактора реле	-	4	5
Расчетный ток ответвления промежуточных трансформаторов ПТ цепи торможения, А		3,636	3,299
Принятый ток ответвления промежуточных трансформаторов ПТ цепи торможения, А	-	3,75	3
Принятые ответвления ПТ цепи торможения	-	2	3

Определяется ток срабатывания защиты:

а) по условию отстройки от броска тока намагничивания при включении трансформатора под напряжение

(2.5)

б) по условию отстройки от расчетного тока небаланса, соответствующего "началу торможения"

(2.6)

(2.7)

(2.8)

(2.9)

За расчетное принимается ближайшее большее

Определяется относительный минимальный ток срабатывания реле при отсутствии торможения

(2.10)

Принимается значение коэффициента торможения, равное 0,9

Принимается ток срабатывания отсечки

(2.11)

2.1.4 Расчет защиты от перегрузки

Ток срабатывания защиты от перегрузки определяеться из условия возврата токового реле при номинальном токе трансформатора по формуле

(2.12)

(2.13)

Защита от перегрузки действует на сигнализацию с выдержкой времени 10 секунд, отстроенной от времени самозапуска двигателей

2.1.5 Газовая защита

Газовая защита основана на использовании явления газообразования в баке поврежденного трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение. Основным элементом газовой защиты является газовое реле, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем.

Достоинства газовой защиты: высокая чувствительной и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака; сравнительно небольшое время срабатывания; простота выполнения, а также способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам. Наряду с этим защита имеет ряд существенных недостатков, основной из которых - нереагирование ее на повреждения, расположенные вне бака, в зоне между трансформатором и выключателями. Защита может подействовать ложно при попадании воздуха в бак трансформатора, что может быть, например, при доливке масла, после ремонта системы охлаждения и др. Возможны также ложные срабатывания защиты на трансформаторах, установленных в районах, подверженных землетрясениям. В таких случаях допускается возможность перевода действия отключающего элемента на сигнал. Это допускается также на внутрицеховых понижающих трансформаторах мощностью 2,5 МВ·А и менее, не имеющих выключателей на стороне высшего напряжения.

2.2 Расчет АВР секционного выключателя

Устройства автоматического включения резерва (АВР) применяются в распределительных сетях и на подстанциях, имеющих два или более источников питания, но работающих по схеме одностороннего питания.

Устройства АВР должны отвечать следующим требованиям:

Схема АВР должна приходить в действие при исчезновении напряжения на шинах подстанции, по любой из двух причин:

- при аварийном, ошибоном или самопроизвольном отключении выключателя рабочего питания.

- при исчезновении напряжения на шинах или на линии, откуда питается рабочий источник. Для выполнения этого требования в схеме АВР должен предусматриваться специальный пусковой орган, состоящий из реле, реагирующих на снижение напряжения рабочего источника питания, и реле, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике питания.

Напряжение срабатывания контактов реле, реагирующих на снижение напряжения, следовало бы выбирать таким образом, чтобы пусковой орган срабатывал только при полном исчезновении напряжения.

Однако по условиям термической стойкости стандартных реле их напряжение срабатывания не должно быть ниже 15В. Наряду с этим выбор очень низкого напряжения срабатывания вызовет замедленное действие АВР, поскольку двигатели нагрузки, вращаясь по инерции после отключения питания, могут при определённых условиях поддерживать на шинах достаточно медленно снижающееся напряжение. Поэтому рекомендуется принимать напряжение срабатывания минимального реле напряжения:

(2.14)

(2.15)

Напряжение срабатывания максимального реле напряжения, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике, определяется из условия отстройки от минимального рабочего напряжения:

(2.16)

Пуск схемы местного АВР при снижении напряжения на шинах ниже принятого по формуле должен производиться с выдержкой времени для предотвращения излишних действий АВР при к.з. в питающей сети или на отходящих элементах, а также для создания при необходимости определённой последовательности действий устройств противоаварийной автоматики в рассматриваемом узле. Время срабатывания реле времени пускового органа напряжения местного АВР должно выбираться по следующим условиям:

- по условию отстройки от времени срабатывания тех защит, в зоне действия которых к.з. могут вызвать снижение напряжения ниже принятого по формуле:



(2.17)

где t₁ - наибольшее время срабатывания защиты присоединений шин, высшего напряжения подстанции;

(2.18)

где t₂ - то же для присоединений шин, где установлен АВР;

?t - ступень селективности, принимаемой равной 0,6с.

- по условию согласования действий АВР с другими устройствами противоаварийной автоматики (АПВ):

(2.19)

где t_с.з - время действий той ступени защиты линии, которая надёжно защищает всю линию;

t_АПВ - уставка по времени первого цикла АПВ линии, tАПВ =3ч6 с;

t_зап - запас по времени в зависимости от типов выключателей, tзап.=2,5ч3,5с.

Окончательно выбирается большее из рассчитанных значений tср.АВР.

Действие АВР должно быть однократным. Однократность обеспечивается: в схемах АВР на переменном оперативном токе использованием энергии предварительно поднятого груза или натянутых пружин в приводах выключателей, или энергии предварительно заряженных конденсаторов, а в схеме АВР на постоянном оперативном токе - применением специального промежуточного реле однократности включения, имеющего наибольшее замедление на возврат после снятия напряжения с его катушки.

Выдержка времени при возврате этого реле должна несколько превышать время включения выключателя резервного питания:

(2.20)

где t_в.в- время включения выключателя резервного источника питания t_в.в =0,1ч0,15с;

t_зап - время запаса, принимаемое равным 0,3ч0,5с.

Для ускорения отключения выключателя резервного источника питания при включении на не устранившееся к.з. должно предусматриваться автоматическое кратковременное ускорение защиты. Выдержка времени ускоряемых защит не должна быть менее 0,5с. Защиты, имеющие время срабатывания более 1,2с, допускается не ускорять при действии АВР.

2.3 Расчет АПВ питающей линии ГПП

Устройства АПВ должны предусматриваться для быстрого восстановления питания потребителей или межсистемных и внутрисистемных связей путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами релейной защиты.

Рисунок 2.1 Схема включения АПВ

Рисунок 2.2 Схема электрического АПВ однократного действия

Выдержка времени однократного АПВ должна отвечать двум требованиям:

- выдержка времени АПВ t_АПВ-1 должна быть больше выдержки времени готовности для повторного включения привода отключившегося выключателя:

(2.21)

где - время готовности привода выключателя ВВБК-35Б-56/3150 У1;

- время запаса

- выдержка времени АПВ должна быть больше выдержки времени от момента погасания электрической дуги в месте КЗ до полного восстановления изоляционных свойств воздуха (время деионизации воздуха):

(2.22)

где - время деионизации среды в месте КЗ для автотрансформатора

За уставку принимается большее из полученных значений t_АПВ

Время автоматического возврата схемы АПВ в исходное положение выбирается исходя из необходимости обеспечения однократного действия АПВ при повторном включении на устойчивое КЗ и, соответственно, должна быть отстроена от наибольшей выдержки времени действия РЗА в этом режиме:

(2.23)

где - наибольшая выдержка времени защиты действующей на отключение

- время отключения выключателя ВВБК-35Б-56/3150 У1

- время запаса

Время заряда конденсатора устройств АПВ (РПВ-01, РПВ-58) составляет 15-20с



3. СПЕЦВОПРОС. ВНЕДРЕНИЕ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЮ

3.1 Основные показатели энергетической эффективности

В настоящее время существуют межгосударственные стандарты на промышленное оборудование, машины, приборы, которые с полным основанием можно отнести к стандартам энергетической эффективности, поскольку основное их назначение в регламентации показателей энергопотребления (энергоэффективности) этого оборудования. Принят ряд нормативных и методических документов по энергетическим обследованиям и энергопаспортизации, в которых нашли отражение показатели энергетической эффективности технологических процессов. В государственной и отраслевой статистике существует номенклатура форм, в которых отражены показатели энергопотребления и эффективности энергоиспользования на предприятиях, в отраслях, регионах, на макроуровне экономики.

Таким образом, можно выделить три основные группы показателей (индикаторов) реализации энергосбережения:

- нормируемые показатели энергетической эффективности продукции, которые вносятся в межгосударственные стандарты, технические паспорта продукции, техническую и конструкторскую документацию и используются при сертификации продукции, энергетической экспертизе и энергетических обследованиях;

- показатели энергетической эффективности производственных процессов, которые вносятся в стандарты и энергопаспорта предприятий и используются в ходе осуществления государственного надзора за эффективным использованием топливно-энергетических ресурсов и проведении энергообследований органами государственного надзора;

- показатели (индикаторы) реализации энергосбережения (отражаются в статотчетности, нормативных правовых и программно-методических документах, контролируются структурами государственного управления и надзора).

Показатели энергосбережения характеризуют деятельность (научную, производственную, организационную, экономическую, техническую) юридических и физических лиц по реализации мер, направленных на эффективное использование и экономное расходование ТЭР на всех стадиях их жизненного цикла.