Расчет электроснабжения цеха

1. Общая часть

1.1 Определение расчетных нагрузок

1.2 Компенсация реактивной мощности

1.3 Картограмма нагрузок. Определение места расположения ГПП

1.4 Выбор силовых трансформаторов ГПП и цеховых ТП

1.5 Выбор схемы внешнего электроснабжения

1.6 Выбор схемы внутреннего электроснабжения

1.7 Расчет токов короткого замыкания

1.8 Выбор и проверка электрических аппаратов

1.9 Расчет заземляющего устройства

2. Специальная часть

2.1 Релейная защита

2.1.1 Выбор типа и вида защит трансформаторов ГПП и цеховых ТП

2.1.2 Расчет и выбор аппаратов максимальной токовой защиты

2.2 Автоматика в системах электроснабжения

2.3 Автоматизация работы статических компенсаторов

3. Мероприятия по технике безопасности

3.1 Мероприятия по технике безопасности при обслуживании цеховых ТП

3.2 Мероприятия по противопожарной технике безопасности и охране окружающей среды Список использованных источников Приложение 1

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика — основа развития экономики. В ее состав входят электростанции, высоковольтные линии электропередач (ЛЭП), подстанции, распределительные сети. Большую часть электроэнергии (66%) вырабаты-вают тепловые электростанции. Самые мощные из них расположены в Донбассе (Старобешевская, Луганская, Славянская, Кураховская и др.) С Работой ТЭС связано значительное загрязнение окружающей среды.

Атомная энергетика Украины представлена такими действующими мощными атомными электростанциями, как Запорожская, Ровенская, Хмельницкая и Южно-Украинская. Они производят 26% электроэнергии страны. Как правило, АЭС строится в районах с дефицитом топливных ресурсов. В зонах радиоактивного загрязнения от действующих АЭС может оказаться более 45% территории Украины, вот почему дальнейшее развитие атомной энергетики в Украине проблематично.

В последнее время интенсивно используются нетрадиционные источники энергии. Первая в мире ветроэлектростанция сооружена в Крыму в 1931 г., здесь же была построена первая солнечная электростанция. В незначительном количестве используется геотермальная энергия для обогрева жилищ и в бальнеологии (Сакско-Евпаторийские курорты) и для обогрева теплично-парниковых хозяйств (Присивашье). Перспективными районами создания ГеоГЭС является Закарпатье и Крым.

Проблемы и перспективы развития:

1. Замена отработавшего свой срок энергетического оборудования.

2. Обеспечение в полных объемах всех электростанций области.

3. Уменьшение выбросов в атмосферу вредных веществ путем внедрения эффективных и экономически оправданных средств.

4. Экономия электрической и тепловой энергии во всех сферах человеческой деятельности.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Определение расчетных нагрузок

Расчетные активные нагрузки можно определить, используя метод упорядоченных диаграмм (метод коэффициента максимума).

При числе электроприемников в группе, равным четырем и более, допускается принимать nэ равным действительному электроприемников n при условии, что отношение номинальной мощности наибольшего приемника к номинальной мощности наименьшего приемника меньше трех.

(1)

где m — модуль;

Рмакс — номинальная мощность наибольшего приемника, кВт;

Рмин — номинальная мощность наименьшего приемника, кВт;

В соответствии практикой проектирования примем в нашем случае nэ=n.

Расчетный максимум нагрузки для приемников с практически постоянным графиком (величина Км принимается равной единице) определяем по средней мощности нагрузки за наиболее загруженную смену.

Рр = Км · Рсм (2)

Рсм = Ки· Рн, (3)

Рn = Рмах · n (4)

где Рр — максимальная расчетная мощность, кВт;

Км — коэффициент максимума по [7, с11, табл.24−1];

Рсм — расчетная активная нагрузка приемников, кВт;

Ки. — коэффициент использования;

Рн — номинальная мощность электроприемников, кВт;

n — количество электроприемников в группе.

Рассчитаем среднюю активную мощность за наиболее загруженную смену для каждого вида электроприемников по (3):

Рсм1 = 0,25 • 520 = 130 кВт; Рсм2 = 255 кВт;

Рсм3 = 53 кВт; Рсм4 = 84кВт;

Поскольку, эффективное число приемников принято равным реальному числу приемников в каждой группе и коэффициент использования определен в задании, значения коэффициента максимума для каждой группы определяем по таблице из [7, с11, табл.24−1].

Км1 = 1,1 Км² = 1,41 Км³ = 1,07 Км4 = 1,51

Расчет активной нагрузки для каждого вида электроприемников определяем по (2):

Рр1 = 1,1 • 130 = 143 кВт; Рр2 = 360 кВт;

Рр3 = 57кВт; Рр4 = 127 кВт;

Суммарная расчетная активная нагрузка цеха № 1:

Рр = Рр1 + Рр2 + Рр3 + Рр4 + Рр5 (5)

Отсюда по (5):

Рр = 143+360+57+127 = 687 кВт;

Расчет реактивной максимальной мощности группы приемников с различными режимами работы за наиболее загруженную смену производится по формуле

Qм = Км · Qсм, (6)

где Qм — максимальная реактивная мощность, кВАр;

Qсм — расчетная реактивная нагрузка приемника, кВАр Рассчитаем расчетную реактивную нагрузку для каждой группы электроприемников по (6):

Qсм1 = 130 • 1,73 = 225кВАр; Qсм2 = 339 кВАр

Qсм3 = 47 кВАр; Qсм4 = 52 кВАр Определим расчетную реактивную нагрузку для каждой группы электроприемников. В соответствии с практикой проектирования в зависимости от nэ принимают:

Qр = Qсм, (7)

Исходя из выше указанного в (7) рассчитаем реактивную нагрузку:

Qр1 = Qсм1 = 225 кВАр;

Qр2 = Qсм2 • 1,1 = 373 кВАр;

Qр3 = Qсм3 = 47 кВАр;

Qр4 = Qсм4 • 1,1 = 57 кВАр;

Суммарная расчетная реактивная нагрузка цеха № 1:

Qр = Qр1 + Qр2 + Qр3 + Qр4 (8)

Отсюда по (8):

Qр = 225+373+47+57 = 702 кВАр;

Теперь можем рассчитать полную мощность Sp для каждой группы электроприемников и суммарную расчетную нагрузку цеха № 1:

(9)

где Sp — полная расчетная мощность приемников, кВА;

Рр — активная расчетная мощность электроприемников, кВт;

Qр — реактивная расчетная мощность электроприемников, кВАр;

Исходя из (1.9), получим следующие результаты расчета:

а) полная расчетная мощность по группам электроприемников:

кВА;

кВА; кВА; кВА б) полная расчетная мощность по цеху № 1:

кВА Теперь мы можем определить токи для каждой группы электроприемников и цеха № 1 в целом по формуле:

(10)

где Ip — ток отдельной группы электроприемников, А.

Применив для расчета (10) получим:

Результаты расчета нагрузок по цеху № 1 сведем в таблицу 1.

Таблица 1 — Сводная таблица расчета нагрузок по цеху 1

Расчет нагрузок по заводу в целом выполняется на основании расчета нагрузок по каждому цеху отдельно и суммарных нагрузок по заводу.

Расчет нагрузок по цеху № 1 выполнен. Значения нагрузок для цеха № 1 берем из таблицы 1.

Нужно рассчитать полную и реактивную нагрузки остальных цехов. Значения их активной нагрузки Pp и Cosц определены в задании.

Определим полную расчетную нагрузку цехов №№ 2,3,4,5,6. Полная нагрузка цеха определяется по формуле:

(11)

где Sр — полная нагрузка цеха, кВА;

Ррi — активная нагрузка цеха, кВт;

Исходя из формулы (1.11) получаем:

кВА.

кВА; кВА;

кВА; кВА;

Определим реактивную расчетную нагрузку цехов №№ 2,3,4,5,6. Она определяется по формуле:

(12)

где Qp — реактивная расчетная нагрузка цеха, кВАр;

Рp — активная нагрузка цеха, кВт.

Для выполнения расчета, значения tgц определим, используя основные тригонометрические тождества

; ;

;; ;

Используя (12) выполним расчет реактивных нагрузок по цехам:

Qp1 = 702 кВАр; Qp2 = 1200 кВАр; Qp3 = 1848 кВАр;

Qp4 = 1496 кВАр; Qp5 = 938 кВАр; Qp6 = 636 кВАр;

Теперь определим расчетную активную Рр. з, реактивную Qр.з. и полную Sр.з. нагрузки по заводу без учета потерь в трансформаторах. Это можно выполнить, используя следующие формулы:

Рр.з. =? Рр. ц (13)

где Рр.ц. — активная нагрузка цеха, кВт;

Qр.з. =? Qр. ц, (14)

где Qр.ц. — реактивная нагрузка отдельного цеха кВАр

(15)

По (13), (14), (15) получим следующие расчетные данные:

а) расчетная активная нагрузка по заводу:

Рр.з. = 687 + 1600 + 2100 + 1700 + 1400 + 1200 = 8687 кВт б) расчетная реактивная нагрузка по заводу:

Qр.з. = 702 + 1200 + 1848 + 1496 + 938 + 636 = 6820 кВАр в) полная расчетная нагрузка по заводу:

кВА При расчете полных нагрузок по заводу необходимо учитывать потери в трансформаторах. В предварительных расчетах активные и реактивные потери в трансформаторах допустимо определять по приближенным формулам.

Активные потери в трансформаторах? Рт:.

?Рт = 0,02· Sр.з. (16)

По (16) вычисляем:

?Рт = 0,02 · 11 044 = 221кВт Реактивные потери в трансформаторах? Qт:

?Qт = 0,1· Sр. з (17)

По (17) вычисляем:

?Qm = 0,1· 11 044 = 1104 кВАр Зная расчетные потери в трансформаторах, можно определить расчетные активную, реактивную и полную нагрузки по заводу с учетом потерь в трансформаторах, используя следующие формулы:

Активная нагрузка:

Рр = Рр.з. + ?Рт (18)

Реактивная нагрузка:

Qр = Qр.з. + ?Qт (19)

Полная нагрузка:

(20)

По (18), (19), (20) вычисляем:

Рр = 8687 + 221 = 8908 кВт;

Qр = 11 044 + 1104 = 12 148 кВАр;

1.2 Компенсация реактивной мощности Определим величину потребной мощности компенсирующих устройств, используя формулу:

(21)

где Рр — активная расчетная мощность завода, цеха, кВт;

— тангенс угла сдвига фаз, соответствующий средневзвешен-ному коэффициенту мощности;

— тангенс угла сдвига, который должен быть получен после компенсации. Для энергосистемы «Донбассэнерго» он равен 0,05.

По (21) и ниже следующих формул рассчитаем:

кВАр По [8, с. 231, табл. 28−55] выбираем статические конденсаторы КC — 10,5−75 мощностью 75 кВАр каждая:

(22)

По (22) вычислим:

Округляем полученное значение n до целого четного число компенсирующих устройств и определяем n' = 156 шт.

Уточним реактивную мощность с учетом целого числа компенсирующих устройств.

кВАр Уточним полную расчетную нагрузку завода с учетом компенсации реактивной мощности по формуле:

(23)

По (1.23) вычислим:

кВА Расчетные нагрузки по цехам и по заводу в целом, без учета потерь в трансформаторах сведем в таблицу 2.

Расчетные нагрузки по заводу в целом, с учетом потерь в трансформа-торах и компенсацией реактивной мощности, сведем в табл.3.

Таблица 2 — Расчетные нагрузки по цехам и заводу в целом без учета потерь в трансформаторах

Расчет нагрузок по заводу выполнен. Теперь необходимо в соответствии с ситуационным планом завода определить местоположение главной подстанции завода (ГПП) и трансформаторных подстанций в цехах (ТП). Для этого необходимо построить картограмму нагрузок цехов.

Таблица 3 — Расчетные нагрузки по цехам и заводу в целом с учетом потерь в трансформаторах

1.3 Картограмма нагрузок. Определение места расположения ГПП Для определения месторасположения ГПП, и ТП при проектировании на ситуационный план предприятия наносим картограмму нагрузок, представленную в графической части проекта на листе 1. Площадь окружности, в выбранном масштабе, равна расчетной нагрузке цеха и определяется по формуле:

(24)

где Р — мощность цеха, кВт;

m — масштаб для определения площади окружности;

принимаем m = 0,1;

r — радиус окружности, мм.

Выполнив преобразование (24) найдем радиус:

. (25)

Если провести аналогию между массами тел и электрическими нагрузками цехов, то координаты центра тяжести завода, точки x0 и y0, можно определить по формулам:

(26)

(27)

Вычислим радиусы окружностей по (25):

мм; мм;

мм; мм

мм; мм;

Определим координаты центров нагрузок каждого цеха по картограмме с помощью линейки.

Сведем данные по расчету радиусов и координат центров нагрузок по цехам в таблицу 4.

Таблица 4 — Координаты центров нагрузок цехов

Теперь по (26) и (27) можно рассчитать координаты центра нагрузок завода и определить месторасположение ГПП на ситуационном плане завода, который находится в графической части курсового проекта лист № 1.

мм мм Местоположение ГПП: А (204;396) не соответствует техническим нормам, поэтому выбираю местоположение ГПП в точке (154;396).

1.4 Выбор силовых трансформаторов ГПП и цеховых ТП Выбор величины рационального напряжения ГПП должен удовлетворять уровню стандартного напряжения, при котором система энергоснабжения завода имеет минимально возможные годовые затраты.

Выбираю внутрицеховое место установки КТП. В этом случае не требуется отдельного помещения, и ограждение выполняется простой сеткой.

При питании потребителей I категории (цеха № 1,№ 2,№ 4,№ 6) от одной подстанции для обеспечения надежности необходимо иметь минимум по одному трансформатору на каждой секции шин.

Потребители II категории (цеха № 3,№ 5) должны быть обеспечены резервом, вводимым автоматически или действиями дежурного персонала.

На основании выше изложенного выбираю ГПП и ТП с числом трансформаторов по 2.

Выбор номинальной мощности трансформатора для ГПП и для ТП определим по расчетной нагрузке за наиболее загруженную смену по формуле:

(28)

где Sнт — расчетная нагрузка трансформатора, кВА

Sр — полная расчетная мощность завода или отдельного цеха, кВА;

N — число трансформаторов;

Кз — коэффициент загрузки трансформатора.

Производится проверка загрузки трансформаторов при нормальной нагрузке и в аварийных условиях.

Кз.н.р=Sр/2Sнт0,7; Кз.а.р=Sр/Sнт1,4.

Уточняются потери мощности в трансформаторах ДРт=ДРхх+Кз2ДРкз По расчетной мощности определяется необходимая мощность трансформаторов

Sнт1998*0,7=699кВА; Sнт21 400кВА;

Sнт31 960кВА; Sнт41 587кВА; Sнт51 181кВА; Sнт6955кВА;

Для цеховых ТП рекомендуется применение комплектных трансформаторных подстанций КТП с трансформаторами мощностью до 2500кВА, поэтому в цехе № 3 устанавливаем две КТП.

Трансформаторы ТМ-1000, мощностью 1000кВА применяются для преобразования трехфазного электрического тока в электрических сетях переменного тока частотой 50 Гц. Трансформаторы ТМ-1000 изготавливаются с естественным масляным охлаждением в корпусе с расширительным бачком.

В трансформаторах ТМ-1000 предусмотрена возможность регулировки напряжения по стороне ВН с диапазоном регулирования ±2×2,5% (5 ступеней) от номинального.

Вид регулирования ПБВ (переключение без возбуждения). Переключение трансформатора ТМ-1000 на другой диапазон производится в ручном режиме в отключенном состоянии.

Принимается для цехов № 1, № 6, № 4 трансформатор типа ТМ 1000/10;

ДРхх=2,1 кВт; ДРкз=12,2 кВт; Iхх=1,4%; Uкз=5,5%

Для цехов № 2 и № 5 трансформатор типа ТМ 1600/10;

ДРхх=3,3кВт; ДРкз=16,5 кВт; Iхх=1,3%; Uкз=5,5%

Для цеха № 3 трансформатор типа ТМ 2500/10;

ДРхх=3,85кВт; ДРкз=23,5 кВт; Iхх=1,3%; Uкз=6,5%

Производится проверка загрузки трансформаторов при нормальной нагрузке Кз.н.р1=Sр½Sнт1=998/(2*1000)=0,5.

Кз.н.р2=Sр2/2Sнт2=2000/(2*1600)=0,63.

Кз.н.р3=Sр3/2Sнт3=2800/(2*1600)=0,56.

Кз.н.р4=Sр4/2Sнт4=2267/(4*1000)=0,57.

Кз.н.р5=Sр5/2Sнт5=1687/(2*1600)=0,53.

Кз.н.р6=Sр6/2Sнт6=1364/(2*1000)=0,68.

Производится проверка загрузки трансформаторов в аварийных условиях при отключении одного из трансформаторов Кз.а.р1=Sр1/Sнт1=998/1000=0,998. Кз.а.р2=Sр2/Sнт2=2000/1600=1,25.

Кз.а.р3=Sр3/Sнт3=2800/2500=1,12.

Кз.а.р4=Sр4/Sнт4=2267/2*1000=1,13.

Кз.а.р5=Sр5/Sнт5=1687/1600=1,05.

Кз.а.р6=Sр6/Sнт6=1364/1000=1,36.

Выбирается трансформатор ГПП По справочнику принимаются два трансформатора ТДН-10 000/110

ДРхх=14 кВт; ДРкз=58 кВт; Iхх=0,9%; Uкз=10,5%

Производится проверка загрузки трансформаторов при нормальной нагрузке Кз.н.р=Sр/2Sнт1=12 166/(2*10 000)=0,61

Производится проверка загрузки трансформаторов в аварийных условиях при отключении одного из трансформаторов Кз.а.р=Sр1/Sнт=8690/10 000=1,22

Уточняются потери мощности в трансформаторах Цех № 1 (ТМ 1000/10)

ДРт1=ДРхх1+Кз12ДРкз1=2,1+0,52 *12,2=5,2кВт ДQт1=S нт1I хх1/100+Кз12S нт1Uкз1/100=1000*1,4/100+0,52 1000 5,5/100=27,8кВАр Цех № 2 (ТМ 1600/10) ДРт2= 9,4 кВт ДQт2= 55,7 кВАр Цех № 3 (ТМ 2500/10) ДРт3= 17 кВт ДQт3= 76 кВАр Цех № 4 (ТМ 1000/10) ДРт4= 8,3 кВт ДQт4=31,9 кВАр Цех № 5 (ТМ 1600/10) ДРт5= 7,4 кВт ДQт5=45,5 кВАр Цех № 6 (ТМ 1000/10) ДРт5= 7,7 кВт ДQт5=39,4 кВАр ГПП (ТДН 10 000/110) ДРт гпп=35,6 кВт ДQт гпп= 480,7 кВАр Определяются суммарные потери в трансформаторах ДРт=2*5,2+2*9,4+2*17+4*8,3+2*7,4+2*7,7 +2*35,6=197,8кВт ДQт =2*27,8+2*55,7+2*76+4*31,9+2*45,5+2*39,4+2*480,7= 1577,8кВАр Определяются расчетные нагрузки с учетом уточненных потерь в трансформаторах Активная расчетная нагрузка завода с учетом потерь в трансформаторах Рр=Рр.з+?Рт= 8687 + 197,8 = 8885 кВт Реактивная расчетная нагрузка завода с учетом уточненных потерь в трансформаторах

Qр=Qр.з+?Qт= 6820 + 480,7 = 7301 кВАр.

Полная расчетная нагрузка завода с учетом уточненных потерь в трансформаторах и компенсации реактивной мощности

S" р== 9914 кВА После выбора трансформаторов размещаются цеховые ТП и, по возможности, ближе к определенному центру нагрузок, с учетом расположения источника питания, размещается ГПП.

1.5 Выбор схемы внешнего электроснабжения При выборе схемы внешнего электроснабжения будем учитывать не только технические характеристики оборудования, но и экономические показатели. Для питания завода выберем схему электроснабжения без выключателей на стороне высшего напряжения. Вместо выключателей применим отделитель ОД (QR) и короткозамыкатель КЗ (QH), что уменьшит стоимость установленного электрооборудования.

Рис. 4.Схема внешнего электроснабжения завода.

Схема выбранного электроснабжения завода представлена в графической части курсового проекта (лист 2).

На основании сравнения вариантов ПУЭ установлены экономические плотности тока, зависящие от материала и конструкции провода и продолжительности включения максимума нагрузки. При этом не учитываются стоимость электроэнергии и величина напряжения линии. Экономически целесообразное сечение:

(33)

где Ip — расчетный ток, А;

jэ — экономическая плотность тока, определяемая по [ 4, с. 123 ].

Выбранный по экономической плотности ток провода (или жила кабеля) проверяется для аварийного режима и на потери напряжения.

Условие проверки по допустимому току:

Iав = 2•Ip? Iдоп (34)

где Iав — величина тока в аварийном режиме, А.

ГПП получает от районной подстанции по двум воздушным линиям напряжением 110 кВ.

Шкала стандартных сечений проводов и кабелей

Расчетный ток линии определяется по формуле:

(35)

Вычислим по (35) значение тока линии:

А По [4,с.123] принимается значение экономической плотности тока

Jэ = 1,2 А/мм2

Экономически целесообразное сечение линии определяется по формуле:

(36)

По (36) определяем сечение линии:

мм2

По справочнику выбираем сталеалюминевый провод марки АС- 25.

Для этого провода R0 = 1,38; X0 = 0,4; Iдоп = 140 А Величина тока в аварийном режиме:

Iав = 50А Условие проверки по (34) выполняется, т. е. Iав? Iдоп.

Проверим провод на потери напряжения по формуле:

(37)

где ДU — потери напряжения, В;

P — активная нагрузка по заводу, кВА;

Q — реактивная нагрузка по заводу, кВАр;

R — активное сопротивление линии, Ом/км;

X — реактивное сопротивление линии, Ом/км;

Uном — номинальное напряжение линии, кВ Условие проверки по потере напряжения в линии:

(38)

Активное сопротивление линии:

Ом/км

Индуктивное сопротивление линии:

X = X0? l = 0,4? 17 = 6,8 Ом/км Потери напряжения находим по (37):

В Проверим, выполняется ли условие проверки по потере напряжения в линии по (38):

Условие проверки по потере напряжения в линии выполняется.

Окончательно выбираем провод воздушной линии АС — 25.

1.6 Выбор схемы внутреннего электроснабжения На территории предприятия большая разветвленность электрической сети и большое количество аппаратов. Поэтому схема внутреннего электроснабжения, питающая предприятие, должна обладать в значительно большей степени дешевизной и надежностью.

Выберем смешанную схему электроснабжения. Схема внутреннего электроснабжения представлена в графической части курсового проекта (лист 2).

Теперь, в соответствии с выбранной схемой, необходимо выбрать кабель, соединяющий ГПП и ТП завода и ТП между собой. По ситуационному плану завода с учетом масштаба измерим длину линий между ГПП и ТП.

Измеряем длину линий между ГПП и ТП и между ТП в соответствии с выбранной схемой, а также рассчитываем мощности, передаваемые по этим линиям. Данные для расчета мощности берем из расчета нагрузок завода.

По полученному экономическому сечению принимаем стандартное сечение и производим проверку принятого сечения на нагрев и допустимую потерю напряжения аналогично проверкам, выполненным для проводов воздушной линии, питающей ГПП.

Участок ГПП — ТП4.1 l=154м Рр =1700+4*8,3=1733 кВт;

Qр =1496+4*31, 9=1624 кВАр;

Sр ==2375кВА;

Ір=Sр½ Uн=2375/2* 100=69А;

sэ =Ір1.1/jэк=69/1,2=57,5 мм²;

Принимается кабель ААБ 3×70 мм2 (Ідоп=165А). Проверка по нагреву: Іав=2* Ір1.1=138А; Іав=138А

Проверка по потере напряжения.

Активное сопротивление линии: R= r0 * l= 0,447 * 0,154= 0, 69 Ом Индуктивное сопротивление линии: Х=х0 * l= 0,086 * 0,154= 0,013 Ом Потеря напряжения в линии: U = (P*R+Q*X)/ Uн = (1733*0, 69+1624*0,013)/10= 122 В.

U% = 100 U/ Uн = 100*122/10 000= 1, 22%. Условие выполняется.

Окончательно принимаем ААБ 3×70 мм2.

Участок ТП 4.1- ТП4.2 l=160м Рр =0,5*1700+2*8,3=867кВт;

Qр =0,5*1624+2*31,9=876кВАр;

Sр =1233кВА; Ір =36А; sэ=30мм2

Условие по нагреву и потере напряжения выполняется.

Принимается кабель ААБ 3×35 мм2 (Ідоп=115А).

Участок ГППТП5.1 l=183м Рр =1400+2*7,4=1415кВт;

Qр =938+2*32,5=1029кВАр;

Sр =1750кВА; Ір =51А; sэ=42,5 мм²

Условие по нагреву и потере напряжения выполняется.

Принимается кабель ААБ 3×50 мм2 (Ідоп=140А).

Участок ГППТП6.1 l=185м Рр =1200+2*7,7=1215кВт;

Qр =636+2*39,4=715кВАр;

Sр =1410 кВА; Ір =41 А; sэ =34мм2

Условие по нагреву и потере напряжения выполняется.

Принимается кабель ААБ 3×35 мм2 (Ідоп=115А).

Участок ГПП — ТП2.1 l=569м Рр =1600+2*9,4=1619кВт;

Qр =1200+2*55,7=1311кВАр;

Sр =2083 кВА; Ір =60 А; sэ2.1=50мм2

Условие по нагреву и потере напряжения выполняется.

Принимается кабель ААБ 3×50 мм2 (Ідоп=140А).

Участок ТП3.1 — ТП1.1 l=367м Рр=687+2*5,2=697кВт;

Qр=702+2*27,8=758кВАр;

Sр=1030кВА; Ір=30А; sэ=25мм2

Условие по нагреву и потере напряжения выполняется.

Принимается кабель ААБ 3×25 мм2 (Ідоп=90А).

Участок ГПП — ТП3.1 l=159м Рр =2100*687+2*17+2*5,2=2831кВт;

Qр =2000+758=2758кВАр;

Sр5.2=3952кВА; Ір5.2=114А; sэ2.1=95мм2

Условие по нагреву и потере напряжения выполняется.

Принимается кабель ААБ 3×120 мм2 (Ідоп=240А).

1.7 Расчет токов короткого замыкания Особенности токов короткого замыкания в установках выше 1000 В следующие. Активные сопротивления элементов системы электроснабжения при определении токов короткого замыкания не учитываются если выполняется условие

, (39)

где r? — x? — суммарное активное и суммарное реактивное сопротивления элементов системы электроснабжения до точки короткого замыкания.

Для токов короткого замыкания нужно составить расчетную схему системы электроснабжения (рис. 1) и на ее основе схему замещения (рис. 2).

Расчет токов короткого замыкания выполним в относительных единицах. Все величины сравниваем с базисными, в качестве которых, принимаем базисную мощность Sб и базисное напряжение Uб. За базисную мощность принимается мощность одного трансформатора ГПП или условная единица мощности, например, 100 МВА.

Токи короткого замыкания в рассматриваемой точке определяются из выражения:

, (40)

где Iб — базисный ток той ступени, на которой рассматривается ток короткого замыкания;

?x* - суммарное приведенное индуктивное сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания.

Определяется ударный ток короткого замыкания (наибольшее мгновенное значения тока короткого замыкания) необходимый для выбора и проверки электрооборудования на электродинамическую стойкость.

, (41)

где Ino — значение периодической составляющей тока короткого замыкания в начальный момент времени (если рассматривается система бесконечной мощности, то Ino = I ?);

Kуд — ударный коэффициент (приводится в таблицах или определяется по графику в зависимости от Ta);

— постоянная времени апериодической составляющей тока короткого замыкания.

В проекте рассматриваются сопротивления следующих элементов:

· сопротивления силовых трансформаторов

, (42)

где Uк.з. — напряжение короткого замыкания в % (берется по каталогам);

Sн.т. — номинальная мощность трансформатора (берется из предыдущих расчетов) кВА

· сопротивления воздушных и кабельных линий

, (43)

где х0 — сопротивление 1 км линий;

— длина линии в километрах

· сопротивления энергосистемы — для системы бесконечной мощности

При задании мощности системы конкретным числом:

нагрузка мощность электроснабжение защита

. (44)

Расчет токов короткого замыкания производится в именованных единицах. Сопротивление элементов системы электроснабжения высшего напряжения приводят к низшему по формуле:

, (45)

где xн, xв — сопротивление элементов системы электроснабжения соответственно низшего и высшего напряжений;

Uном.н, Uном. в — соответственно напряжения низшей и высшей ступеней.

Составляем схему системы электроснабжения (рис. 1).

Рисунок 1 — Схема электроснабжения Составляем схему замещения (рис. 2) и нумеруем ее элементы в порядке их расположения от системы.

Рисунок 2 — Схема замещения Выполним расчет токов короткого замыкания в характерных точках.

Произведем расчет токов короткого замыкания в точке К1.

Для этого принимаем за базисные единицы номинальную мощность трансформатора источника питания и среднее напряжение ступени с точкой замыкания К1.

Uб = Uср = 115 кВ; Sб =Sн.т. = 63 МВА;

6 кА.

Определим сопротивления элементов схемы замещения в базисных величинах:

— по (44):

— трансформатор энергосистемы по (42):

— воздушная линия 110 кВ по (43):

— суммарное сопротивление до точки К1:

х*рез = 0,048 + 0,075+0,032/2 = 0,139

— ток короткого замыкания в точке К1 по (40):

кА

— ударный ток короткого замыкания в точке К1 по (41):

кА

— мощность короткого замыкания:

МВА.

Произведем расчет токов короткого замыкания в точке К2.

Для этого принимаем за базисные единицы номинальную мощность трансформатора источника питания и среднее напряжение ступени с точкой замыкания К2.

Uб = Uср = 10,5 кВ; Sб =Sн.т. = 63 МВА;

кА.

Определим сопротивления элементов схемы замещения в базисных величинах:

— трансформатор энергосистемы по (42):

— воздушная линия 110 кВ по (43):

;

— трансформатор ГПП:

Активное сопротивление трансформатора Активное сопротивление трансформатора, приведенное к базисным условиям Индуктивное сопротивление трансформатора, приведенное к базисным условиям

0,035

— суммарное сопротивление до точки К2:

r*рез = r*3/2 + r*5/2 = 0,11/2 + 0,022/2 = 0,066

х*рез = х*1 + х*2 + х*3/2 + х*5/2 = 0,048 + 0,075 + 0,032/2 + 0,035/2 = 0,1565

Так как при х*рез /3= 0,1565/3= 0,052< r*рез= 0,066, то

= 0,084

— ток короткого замыкания в точке К2 по (40):

кА

— ударный ток короткого замыкания в точке К2 по (41):

кА

— мощность короткого замыкания:

МВА.

Рассчитаем токи короткого замыкания в точке К3.

Базисные единицы такие же как и при расчете точки короткого замыкания К2.

Uб = Uср = 10,5 кВ; Sб =Sн.т. = 63 МВА;

кА.

Определим сопротивления элементов схемы замещения в базисных величинах.

— сопротивления энергосистемы, трансформатора, воздушных линий и трансформаторов ГПП такие же, как и при расчете точки К2.

;; ;

;; 0,035

— сопротивление кабельных линий от ГПП до ближайшей цеховой ТП (участок ГПП — ТП 3.1- l=0,159 м; кабель ААБ 3×120 мм2).

;

— суммарное сопротивление до точки К3:

r*рез = 0,11/2 + 0,022/2 + 0,024/2 = 0,078

х*рез = 0,048 + 0,075+ 0,032/2 + 0,35/2 + 0,007 = 0,1635

= 0,18

— ток короткого замыкания в точке К3 по (40):

кА

— ударный ток короткого замыкания в точке К3 по (41):

кА

— мощность короткого замыкания:

МВА.

Рассчитаем токи короткого замыкания в точке К4.

Составим схему замещения для сети напряжением до 1000 В.

Рисунок 3 — Схема замещения для сети напряжения до 1000 В Активное сопротивление трансформатора в относительных единицах:

мОм Активное сопротивление трансформатора в именованных единицах:

мОм Индуктивное сопротивление трансформатора в относительных единицах:

МОм Индуктивное сопротивление трансформатора в именованных единицах:

МОм Для предварительного определения сечения шин ТП определяем значение тока при номинальной загрузке трансформатора:

А По таблице [7,с.123, табл.2−1] принимается сечение шин 1600 мм² (две полосы 100×10мм2) и по таблице [3,6]принимаем сопротивления при среднегеометрическом расстоянии между шинами аср = 150 мм и длине шин 10 м.

мОм; мОм Переходное сопротивление контактов отключающих аппаратов по таблице [ 7, с. 123, табл.2−1 ] rк = 0,25 мОм.

Суммарное сопротивление цепи короткого замыкания:

мОм мОм мОм Ток короткого замыкания:

кА Ударный ток короткого замыкания:

кА.

1.8 Выбор и проверка электрических аппаратов Цель выбора — обеспечить электрическую установку надежным в работе, безопасным в обслуживании, экономичным в монтаже и эксплуатации оборудованием.

Выбираем следующие аппараты: выключатели, разъединители, короткозамыкатели, отделители, трансформаторы тока и напряжения, сборные шины и изоляторы на стороне напряжения 10 кВ, автоматические воздушные выключатели выбирают по:

1.номинальному напряжению;

2.номинальному длительному току;

3.электродинамической стойкости

-предельному периодическому току короткого замыкания;

-ударному току короткого замыкания;

4.отключающей способности

-номинальному периодическому току отключения;

-номинальному апериодическому току отключения;

5.термической стойкости,

6.включающей способности;

7.параметрам восстанавливающего напряжения.

Разъединители и отделители выбрать по:

1.номинальному напряжению;

2.номинальному длительному току;

3.электродинамической стойкости;

4.термической стойкости.

Короткозамыкатели выбрать по:

1.номинальному напряжению;

2.электродинамической стойкости;

3.термической стойкости.

Трансформаторы тока выбрать по:

1.номинальному напряжению;

2.номинальному длительному току;

3.электродинамической стойкости;

4.термической стойкости;

5.нагрузке вторичных цепей.

Трансформаторы напряжения выбрать по:

6.номинальному напряжению;

7.нагрузке вторичных цепей.

Сборные шины выбрать по:

1.номинальному напряжению;

2.номинальному длительному току;

3.электродинамической стойкости;

4.термической стойкости.

Опорные изоляторы выбрать по:

1.номинальному напряжению;

2.разрушающей устойчивости при изгибе от действия токов короткого замыкания.

Автоматические воздушные выключатели (автоматы) 0,4 кВ цеховых подстанций выбрать по

1.номинальному напряжению;

2.номинальному длительному току;

3.электродинамической стойкости;

4.термической стойкости.

Проверка на электродинамическую стойкость (согласно [7,с.123,табл.2−21] не проверяются аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями с номинальным током до 60 А включительно).

Проверка на термическую стойкость (согласно [7,с.123, табл.2−24] не проверяются аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями).

Для определения термической устойчивости аппаратов необходимо определить фиктивное время короткого замыкания.

Время действия короткого замыкания tд составляется из времени действия релейной защиты tрз и времени отключения выключателя tвыкл

tд = tрз +tвыкл = 1,8 + 0,08 = 1,88 c

Апериодическая составляющая времени действия короткого замыкания

;; с Периодическая составляющая времени действия короткого замыкания определяется по кривым [7,с.123, табл.2−1]

с Фиктивное время действия короткого замыкания

с Расчеты по выбору аппаратов сводятся в таблицы 7−10.

Таблица 7 — Выбор выключателя на стороне 110 кВ

Оборудование ОРУ — 110/10 кВ устанавливается в КТП типа КТПБ — 110/10 кВ.

Таблица 8 — Выбор отделителя на стороне 110 кВ

Таблица 9 — Выбор разъединителя на стороне 110 кВ

Таблица 10 — Выбор короткозамыкателя на стороне 110 кВ

Выбираем трансформатор тока.

К трансформатору тока подключаются амперметр, токовые обмотки ваттметра, счетчиков активной и реактивной энергии. Соединение трансформаторов тока с измерительными приборами выполняется медным проводом сечением S = 1,5 мм², длиной l = 10 м. Удельное сопротивление меди с = 0,0175 Оммм2/м. При расчете сопротивления проводов учитывается схема соединения трансформаторов тока коэффициентом К = 1,5. Сопротивления проводов:

Ом По [7,с.123, табл.2−1] выбираем измерительные приборы и определяем мощность токовых катушек Таблица 11 — Перечень приборов, подключаемых к трансформатору тока

Суммарная мощность наиболее загруженной фазы? Sприб принимается за расчетную мощность.

Сопротивление приборов:

Ом Сопротивление всех переходных контактов:

rк = 0,10 Ом Расчетное сопротивление измерительной цепи:

Ом Таблица 12 — Выбор трансформатора тока на стороне 110 кВ

По [7,с.123, табл.2−1] выбираем измерительные приборы и определяем мощность катушек напряжения.

Таблица 13 — Выбор трансформатора напряжения на стороне 110 кВ

Таблица 14 — Перечень приборов, подключаемых к трансформатору напряжения

Для защиты изоляции подстанции и электрических машин применим вентильные разрядники типа РВС — 110 МУ1. Устанавливаются вентильные разрядники на шинах подстанции. Подходы воздушных линий защищаются тросами.

Выбор выключателей и трансформаторов тока и напряжения на сторону 10 кВ выполняется аналогично.

Выбираем шины на стороне напряжения 10 кВ.

Шины выбираем по рабочему току и проверяем на динамическую и термическую стойкость к токам короткого замыкания.

Величина рабочего тока, протекающего по шинам равна:

А По [7,с.123, табл.2−1] выбираем шины 25Ч3 мм2 с допустимым током Iдоп = 340 А.

Предполагается их установка на опорных изоляторах плашмя. Расстояние между фазами, а = 350 мм, расстояние между изоляторами в пролете l = 1000 мм.

Электродинамическое действие ударного тока короткого замыкания определяется силой взаимодействия между проводниками при протекании по ним ударного тока iуд. Наибольшая сила, действующая на шину средней фазы при условии расположения шин в одной плоскости:

, (46)

где F — сила, действующая на шину средней фазы, Н;

iуд — ударный ток, А;

l — длина между изоляторами в пролете, мм;

а — расстояние между фазами, мм.

Рассматривая шину, как равномерно нагруженную многопролетную балку, изгибающий момент, создаваемый ударным током

, (47)

где М — изгибающий момент, создаваемый ударным током, Н•м;

тогда наибольшее механическое напряжение в металле при изгибе определяем так

, (48)

где у — наибольшее механическое напряжение в металле при изгибе;

При расположении шин плашмя:

, (49)

где W — механическое напряжение в металле при изгибе,

b и h — соответственно толщина и ширина шины, см.

Определяем наибольшую силу, действующую на одну фазу, при условии расположения шин в одной плоскости по (46):

Н Рассчитываем изгибающий момент, создаваемый ударным током по (47):

Н?м Определяем наибольшее механическое напряжение в металле при изгибе по (48):

мПа Так как удоп = 80 мПа, следовательно шина 30×4 устойчива.

При проверке на термическую устойчивость определяем начальную температуру нагрева шин рабочим током таким образом:

По графику определяем начальное значение интеграла Джоуля:

Анач = 0,5?104 Ас2/мм2

Определяем конечное значение интеграла Джоуля:

Ас2/мм2

По графику определяем конечное значение интеграла Джоуля:

?С Допустимой температурой является 70? С, следовательно шина термически устойчива.

Таблица 15 — Выбор выключателя на стороне 10 кВ

Оборудование ЗРУ — 10/0,4 кВ устанавливаем в ячейках типа КУ2−10−20У3.

Таблица 16 — Выбор разъединителя на стороне 10 кВ

Таблица 17 — Перечень приборов, подключаемых к трансформатору тока

Таблица 18 — Выбор трансформатора тока на стороне 10 кВ

Таблица 19 — Выбор трансформатора напряжения на стороне 10 кВ

Таблица 20 — Перечень приборов, подключаемых к трансформатору напряжения

Таблица 21 — Выбор изоляторов

Таблица 22 — Выбор выключателя на стороне 0,4 кВ

1.9 Расчет заземляющих устройств Заземление электроустановок осуществляется преднамеренным соединением с заземляющим устройством.

Расчет заземляющих устройств сводится к расчету заземлителя, так как заземляющие проводники в большинстве случаев принимаются по условиям механической прочности и устойчивости к коррозии. Исключение составляют установки с выносным заземляющим устройством. В этом случае рассчитывают последовательно сопротивление соединительной линии и сопротивление заземления, чтобы суммарное сопротивление не превышало расчетного.

Устанавливаем необходимое по ПУЭ допустимое сопротивление заземлителя Rз.

Определяем необходимое сопротивление искусственного заземлителя, включенного параллельно из выражений:

, (50)

или, (51)

где Rз — расчетное сопротивление заземляющего устройства, Ом;

Rи — сопротивление искусственного заземлителя, Ом;

Rе — сопротивление естественного заземлителя, Ом.

Определяем расчетное сопротивление грунта с учетом повышающих коэффициентов, учитывающих высыхание грунта летом и промерзание грунта зимой.

Определяем сопротивление растекания одного электрода Rовэ по формулам, заданным в таблицах для стержневых электродов из круглой стали или труб.

При применении уголков в качестве диаметра подставляется эквивалентный диаметр уголка:

dу.э. = 0,95 b (52)

где b — ширина сторон уголка.

Определяем примерное число вертикальных заземлений n при предварительно принятом коэффициенте использования Ки.в.

, (53)

где n — примерное число вертикальных заземлений.

Определяем сопротивление растекания горизонтальных электродов с учетом проводимости горизонтальных соединительных электродов.

Уточняем необходимое сопротивление вертикальных электродов с учетом проводимости горизонтальных соединительных электродов:

, (54)

или, (55)

где Rвэнеобходимое сопротивление вертикальных электродов с учетом проводимости горизонтальных соединительных электродов, Ом.

Уточняем число вертикальных электродов с учетом коэффициента использования:

(56)

где n — число вертикальных электродов с учетом коэффициента использования.

Для установок напряжением выше 100 В с большим током замыкания на землю проверяется термическая устойчивость соединительных проводов:

, (57)

где Iрасч — расчетный ток короткого замыкания через проводник, при котором температура проводника не превышает допустимую; в качестве расчетного тока принимаем значение тока трехфазного короткого замыкания в точке К 1, кА;

tn — приведенное время прохождения тока короткого замыкания на землю, С;

С — постоянная; для стали с=74; для голой меди с = 195; для кабелей с медными жилами С = 182; для алюминия С = 112.

Рассчитывается заземление подстанции с двумя трансформаторами 110/10 кВ, мощностью 10 000 кВА со следующими данными:

— грунт — суглинок;

— климатическая зона — 3;

— дополнительно в качестве заземления используется водопровод с сопротивлением растекания 1,5 Ом.

Предполагается сооружение заземлителя с внешней стороны подстанции, с расположением вертикальных электродов в один ряд по периметру 250 м; метод погружения — ввертывание; материал — круглая сталь диаметром 20 мм и длиной 5 м; верхние концы вертикальных стержней, погруженные на глубину 0,7, м приварены к горизонтальному электроду той же стали.

Устанавливаем необходимое для ПУЭ допустимое сопротивление заземляющего устройства Rз. Так как заземляющее устройство является общим для сетей с напряжением 110, 10 и 0,4 кВ, то расчетным сопротивлением заземляющего устройства является наименьшее из требуемых.

Для стороны 110 кВ требуется сопротивление заземления 0,037 Ом.

Для стороны 10 кВ требуется:

, (58)

где Iз — ток замыкания на землю, определяемый по формуле:

где lв — длина воздушных линий, м;

lк — длина кабельных линий, м.

Длину кабельных линий определяем по ситуационному плану; lк = 915 м.

Тогда ток замыкания на землю определяем :

Ом Определяем по (58) сопротивление заземления:

Ом Для стороны 0,4 кВ требуется сопротивление заземления 4 Ом.

Определяем необходимое сопротивление искусственного заземления включенного параллельно по (55):

Ом По [7, c. 227, табл. 10.2] определяем расчетное удельное сопротивление грунта 100 Ом. Повышающий коэффициент для климатической зоны 3, учитывающий высыхание грунта летом и промерзание зимой и, принимаем равным 4,5 для горизонтальных протяжных электродов при глубине заложения 0,8 м и 1,8 м для вертикальных стержневых электродов длиной 2−3 м из круглой стали.

Рассчитываем удельное сопротивление для горизонтальных электродов:

срасч = 4,5? 100 = 450 Ом? м Рассчитываем удельное сопротивление для вертикальных электродов:

срасч = 1,8? 100 = 180 Ом? м Определяем сопротивление растекания для одного вертикального электрода, для стержневых электродов из круглой стали:

Ом Определяем примерное число вертикальных заземлителей n при предварительно принятом по [7, c. 227, табл. 10.2] коэффициенте использования Ки = 0,6 по (56):

Определяем сопротивление растекания горизонтального электрода Rг.э. из круглой стали диметром 20 мм, приваренного к вершинам конца вертикальных электродов. Коэффициент использования горизонтального электрода в ряду 50 и отношением расстояния между стрежнями равном l (a/l = 5/5) принимаем равным 0,21.

b = 2d = 2· 0,002 = 0

Ом

Ом Уточняем необходимое сопротивление вертикальных электродов с учетом проводимости горизонтальных электродов по (55):

Ом Уточняем число вертикальных электродов с учетом коэффициента использования по (56):

Окончательно принимаем число вертикальных электродов из условий размещения n = 26.

Проверяем термическую устойчивость полосы 40×4 мм2. Минимальное сечение полосы определяем по (57):

мм2

Полоса 40×4 мм2 условию термической устойчивости удовлетворяет.

2. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Релейная защита

2.1.1 Выбор типа релейной защиты При протекании тока короткого замыкания элемент системы электроснабжения подвергается термическому и электродинамическому воздействию. Для уменьшения размеров подвержения и предотвращения развития аварии устанавливают совокупность автоматических устройств, называемых релейной защитой, и обеспечивающих с заданной степенью быстродействия отключение поврежденного элемента сети.

Устройства релейной защиты для силовых трансформаторов предусматривают от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

· многофазные замыкания в обмотке и на выходах;

§ однофазные замыкания на землю в обмотках и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;

§ витковые замыкания в обмотках;

§ токи в обмотках, обусловленные внешними короткими замыканиями;

§ токи в обмотках, обусловленные перегрузкой;

§ понижение уровня масла в баке;

§ однофазные замыкания на землю в сетях 6 — 10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий по требованиям безопасности.

В качестве основной защиты трансформатора ГПП применим МТЗ.

2.1.2 Расчет и выбор аппаратов релейной защиты

1)Выбираются токовые трансформаторы:

(59)

Принимаются к установке в РЗ трансформаторы тока ТЛ-10 I1=200А I2 =5А

2) Определяем коэффициент трансформации

(60)

3) Выбираем реле ТО типа РТМ Ток срабатывания реле:

, (61)

Ксх — коэффициент схемы, зависит способа соединения трансформатора тока:

По таблице 1.12.2 выбирается РТМ-4 Iср = 150А Выбранную защиту проверим на чувствительность:

, (62)

где Iк min — минимальный ток короткого замыкания в конце защищаемого или резервного участка.

Чувствительность защиты считается достаточной, если при коротком замыкании она составляет:

Кч? 1,2 (63)

4)Выбирается реле МТЗ типа РТВ Определяем ток срабатывания реле:

(64)

По таблице 1.12.2 выбирается РТВ-1 Iср=5А Определяем коэф. чуствительности:

(65)

Требование выполняется: Кч? 1,2

Составляем схему зон действия РЗ:

Рис. 2.1 Зоны действия РЗ РЗ состоит из:

2 * ТЛ-10 I1=200А I2 =5А РТМ-4 Iср = 150А РТВ-1 Iср=5А

2.2 Автоматика в системах электроснабжения Одной релейной защиты бывает недостаточно для обеспечения надежного и бесперебойного электроснабжения предприятия, цеха и т. д. Поэтому дополнительно предусматривают устройства автоматического включения резерва (АВР), автоматического повторного включения (АВП), автоматической частотной разгрузки (АЧР).

Автоматическое включение резерва позволяет подключать резервный источник питания при выходе из строя основного источника питания (см. рис.9).

Первая схема используется чаще. Трансформаторы Т1 и Т2 находятся в работе, выключатель ВЗ — отключен. При исчезновении напряжения на 1 секции шин (например, при аварии трансформатора Т1), в первой схеме отключается выключатель В1 действием релейной защиты и включается выключатель В3 действием АВР. Вторая схема рекомендуется при нагрузке трансформаторов менее 50%. Один из трансформаторов находится в работе (например, трансформатор Т1) В этом случае в нормальном режиме трансформатор Т1 обеспечивает всю нагрузку, подключенную к подстанции. При его аварии отключается выключатель В1 действием релейной защиты и включается выключатель В3 действием АВР.

Автоматическое повторное включение предназначено для повторного включения линий электропередач, так как большинство повреждений (особенно на воздушных ЛЭП) после быстрого отключения линий релейной защитой самоустраняется. АВП чаще выполняют однократного и двукратного действия.

Автоматическая частотная разгрузка более характерна для сетей энергосистемы и предприятий, питающихся от собственной электростанции. Если мощность потребителей превышает мощность генераторов электростанции, то частота тока падает. Единственный способ восстановить частоту — отключение потребителей. Эту функцию выполняет АЧР, которая автоматически отключает неответственных потребителей соответствии с установленным графиком.

2.3 Автоматизация работы статистических конденсаторов Чтобы обеспечить работу компенсирующего устройства применяют автоматическое регулирование мощности компенсирующих устройств в функции тока нагрузки, времени, суток, напряжения, коэффициента мощности.

Изготовляют из определенного числа секций, которые в зависимости от рабочего напряжения и расчетной величины реактивной мощности соединяют между собой параллельно, последовательно или параллельно-последовательно.

Компенсацию реактивной мощности электроустановок промышленных предприятий осуществляют с помощью статических конденсаторов, включенных обычно параллельно электроприемникам. В отдельных случаях при резко переменной нагрузке сетей, например при питании дуговых печей, сварочных установок и др., может оказаться целесообразным последовательное включение конденсаторов.

Размещение конденсаторов в сетях до 1000 В и выше должно удовлетворять условию наибольшего снижения потерь активной мощности от реактивных нагрузок.

Автоматическое регулирование в функции времени суток применяют при большом числе потребителей с разнохарактерной нагрузкой при некотором установившемся графике. Пусковым органом в них являются контакты электрических часов, установленных на определенное время включения и отключения части конденсаторной батареи, что обеспечивает многоступенчатое регулирование мощности батареи.

Автоматическое регулирование в зависимости от напряжения на шинах подстанции применяют, когда кроме повышения коэффициента мощности требуется также поддерживать напряжение потребителей на уровне номинального. Имеет такое регулирование наибольшее применение.

3. Мероприятия по технике безопасности

3.1 Мероприятия по технике безопасности при обслуживании цеховых ТП

В производственных помещениях трансформаторы и РУ могут устанавливаться открыто в камерах и отдельных помещениях. При открытой установке токоведущие части трансформатора должны быть закрыты, а РУ размещены в шкафах закрытого исполнения.

Под каждым масляным трансформатором и аппаратом с массой масла 60 кг и более должен быть устроен маслоприемник, соответствующий требованиям как для трансформаторов и аппаратов с массой более 600 кг.

Полы подстанции должны быть не ниже уровня пола цеха, пол в помещении для КРУ и КТП должен быть рассчитан на частое помещение тележек без повреждения его поверхности.

Двери камер маслонаполненных силовых трансформаторов и баковых выключателей должны иметь предел огнестойкости не менее 0,6 ч.

Ширина прохода вдоль КРУ и КТП, а также вдоль стен подстанции, имеющих двери и вентиляционные отверстия, должна быть не менее 1 м. Кроме того, должна быть обеспечена возможность выкатки трансформатора и других аппаратов.

Ширина прохода для управления и ремонта КРУ выкатного типа и КТП должна обеспечить удобство обслуживания, перемещения и разворота оборудования и его ремонта. При установке КРУ и КТП в отдельных помещениях ширина прохода должна определяться, исходя из следующих условий:

1. Для однорядного исполнения — длина тележки КРУ плюс не менее 0,6 м;

2. Для двухрядного исполнения — длина тележки КРУ плюс не менее 0,8 м;

При наличии прохода в здании со стороны КРУ и КТП для их осмотра, ширина его должна быть не менее 0,2 м.

При открытой установке КРУ и КТП в производственных помещениях ширина свободного прохода должна определяться, исходя из следующих условий: расположением производственного оборудования, обеспечивать возможность транспортирования наиболее крупных элементов КРУ и КТП и, во всяком случае, должна быть не менее 1 м.

3.2 Мероприятия по противопожарной технике и охране окружающей среды Выходы из РУ должны выполнятся в соответствии со следующим:

1. При длине РУ до 7 м допускается один выход.

2. При длине РУ более 7 м до 60 м должно быть предусмотрено два выхода по его концам, допускается располагать выходы из РУ на расстоянии до 7 м от его торцов.

3. При длине РУ более 60 м, кроме выходов по концам его, должны быть предусмотрены дополнительные выходы с таким расчетом, чтобы расстояние от любой точки коридора обслуживания, управления или взрывного коридора до выхода было не более 30 м.

Выходы могут быть выполнены наружу, на лестничную клетку или в другое производственное помещение с несгораемыми стенами и перекрытиями, не содержащими огнеи взрывоопасных предметов, аппаратов или производств, а также в другие отсеки РУ, отделенные от стойкости не менее 0,6 ч. В многоэтажных РУ второй и дополнительный входы могут быть предусмотрены на балкон с наружной пожарной лестницей.

Взрывные коридоры большой длинны следует разделять на отсеки не более 60 м несгораемыми перегородками с огнестойкостью не менее и 14, с дверями выполненными в соответствии с [4,с.2.92]. Взрывные коридоры должны иметь выходы наружу или на лестничную клетку.

Вентиляция помещений трансформаторов и реакторов должна быть выполнена таким образом, чтобы разность температур воздуха, выходящего из помещения и входящего в него, не превосходила 15є С для трансформаторов, 30є С для реакторов на токи до 1000А, 20є С.

Взрывные коридоры, а также коридоры для обслуживания открытых камер КРУ, содержащих оборудование, залитое маслом или компаундом, должны быть оборудованы аварийной вытяжной вентиляцией. Аварийная вентиляция должна рассчитываться на пятикратный обмен воздуха в час.

В местах с низкими зимними температурами приточные и вытяжные вентиляционные отверстия должны быть снабжены утепленными клапанами, открываемыми из вне.

Список использованных источников

1. Правила устройства электроустановок — Харьков: Издательство Форт, 2009 г.

2. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей — Харьков: Издательство Фактор, 2008 г.

3. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования — Под редакцией Барыбина Ю. Г. — М: Энерго — атомизат, 1991 г.

4. Липкин Б. Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и электроустановок — М: Высшая школа, 1990 г.

5. Справочник по электрической части электростанций и подстанций — Под редакцией Неклепаева Б. Н. — М: Энерго — атомизат, 1989 г.

6. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования — Под редакцией Круповича В. И. — М: Энергоиздат, 1989 г.

7. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий — т.1. Под редакцией Федоров А. А. — М: Энергия, 1992 г.

8. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий — т.2. Под редакцией Федоров А. А. — М: Энергия, 1992 г., т.2.

9. Внутрицеховое электроснабжение. Пособие по курсовому проектированию. — Сумы Университетская книга, 2007 г.

10. Законодательство Украины про охрану труда — т.4 К: 1998 г.