Реферат Электроснабжение завода легких металлоконструкций

Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-28

Поможем написать учебную работу

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.

Предоплата всего

от 25%

Подписываем

договор

Имя

Выберите тип работы:

Принимаю Политику конфиденциальности

Скидка 25% при заказе до 22.11.2024

6.Расчет схемы внутреннего электроснабжения.
6.1 Выбор напряжения

На предприятии имеются приёмники на напряжение 6 и 0,4 кВ. В связи с этим принимается решение о распределении электроэнергии по предприятию на напряжении 6 кВ. с установкой индивидуальных согласующих трансформаторов связи 6/0,4 кВ.
6.2 Выбор вариантов схем внутреннего электроснабжения
1.Первый вариант – радиальная схема.

Радиальные схемы распределения электроэнергии применяются в тех случаях, когда пункты приема расположены в различных направлениях от центра питания. На небольших объектах и для питания крупных сосредоточенных потребителей используются одноступенчатые схемы. Двухступенчатые радиальные схемы с промежуточными РП выполняются для крупных и средних объектов с подразделениями, расположенными на большой территории. При наличии потребителей первой и второй категории РП и ТП питаются не менее чем по двум раздельно работающим линиям.

На двухтрансформаторных подстанциях каждый трансформатор питается

отдельной линией по блочной схеме линия-трансформатор. Вся коммутационная аппаратура устанавливается на ГПП или РП, а на питаемых от них ТП предусматривается глухое присоединение трансформаторов.

   Достоинства:

1.   Высокая надежность.

2.   Простота в эксплуатации, наглядность.

3.   Возможность использования более простых и надежных схем автоматики и релейной защиты.

Недостатки:

1. Большая длина КЛ. Большие потери электроэнергии.

2. Большое число присоединений на ГПП и РП. Расширяется строительная часть подстанции.

Радиальный вариант схемы электроснабжения представлен на рисунках 5,6.
2.Второй вариант — смешанная схема, сочетающая принципы радиальных и магистральных схем распределения электроэнергии, имеет наибольшее распространение на крупных объектах. На первом уровне обычно применяются
радиальные схемы, дальнейшее распределение энергии от РП к цеховым ТП производится как по радиальным, так и по магистральным схемам.

Смешанный вариант схемы электроснабжения представлен на рисунках 7,8.

Рисунок 5 – Радиальный вариант электроснабжения

Рисунок 6 – Радиальный вариант схемы электроснабжени

Рисунок 7 – Смешанный вариант электроснабжения

Рисунок 8 – Смешанный вариант схемы электроснабжения

6.3 Электрический расчет вариантов схем внутреннего электроснабжения
Расчет покажем на примере кабельной линии ГПП – ТП 2

Расчетные данные:

Р_р = 1468,5 кВт;

Q_р = 800,65 квар;

S_р = 1672,6 кВА;

Определяется сечение КЛ по экономической плотности тока

                                                                                                          (67)

где I_р - расчетный ток КЛ в нормальном режиме, А;

                                                                                               (68)

здесь n - количество кабельных линий;

          n =2;

          S_р - расчетная нагрузка ТП;

          j_э - экономическая плотность тока А/мм²;

          j_э =1,4 А/мм²;

По значению принимается стандартное значение сечения кабельной линии и выбирается марка кабеля, записывается I_дл.доп из таблицы П 4.7 /1.342/; способ прокладки траншея.

= 35 мм²;

2ААБл – 6 – 3х35;

I_дл.доп = 135 А;

Из таблицы 3.5 /1.54/ принимается

r₀ = 1,1 Ом/км;

x₀ = 0,061 Ом/км;

Длительно допустимый ток с учетом условий прокладки и температуры окружающей среды:

                                               I^’_дл.доп = I_дл.доп · K_п · К_t,                                  (69)

где К_п =0,95 - коэффициент, учитывающий количество проложенных кабелей в траншее, принимается по /4.31/;

       Кt =1 - коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды;

I’_дл.доп = 135 · 0,95 · 1 = 128,25 А;

Тогда условие проверки по нагреву в нормальном режиме:

                                                   I^’_дл.доп≥ I_р.к                           (70)

I^’_дл.доп = 128,25 > I_р.к = 80,471;

Определяется аварийный ток:

I_ав = 2 ∙ I_р.к = 2 ∙ 80,471 = 160,94 А.

Допустимый ток в аварийном режиме с учетом коэффициента перегрузки К_ав, определяемый по /1.51/, таблица 3.3

                                                I^’_ав = I^’_дл.доп ∙ К_ав                                           (71)

т.к                                                                   (72)

Принимается К_н = 0,6; К_ав = 1,35

I^’_ав = 128,25 ∙ 1,35 = 173,138 А

Условие проверки по нагреву в послеаварийном режиме:

                                                                I_ав ≤ I^’_ав                             (73)

I_ав = 160,94 А < I^’_ав = 173,138 А

Выбранное сечение проверяется по допустимой потере напряжения:

ΔU_доп≥ ΔU_р

где                                                                      (74)

;

∆U_доп = 5%;

ΔU_доп = 5% ≥ ΔU_р= 0,801%
Результаты расчета кабельных линий по вариантам заносим в таблицы 9 и 10.

Таблица 9 – Электрический расчет радиальной схемы внутреннего ЭС

Пункты КЛ	Рр, кВт	Qр, квар	Sр, кВА	Iр, А	Fэ, мм2	Марка и сечен. каб.	Прокл.	Iр.к.,А	Iав, А	Iдлдоп А	Кп	Кt	I'длдоп А	Кав	I'ав., А	Ro, Ом/км	Xo, Ом/км	L, км	ΔU, %
ГПП-ТП1	773,29	738,7	1069,42	51,45	42,88	2ААБл-6-3х16	траншея	51,452	102,905	85	0,95	1	80,75	1,35	109,01	0,082	0,088	0,155	0,028
ГПП-ТП2	1468,48	800,65	1672,56	80,47	67,06	2ААБл-6-3х35	траншея	80,471	160,942	135	0,95	1	128,25	1,35	173,14	1,1	0,061	0,346	0,801
ГПП-ТП3	4055	3164,9	5143,9	247,5	206,2	2ААБл-6-3х240	траншея	247,49	494,972	430	0,95	1	408,5	1,35	551,5	0,16	0,055	0,314	0,359
ГПП-РП1	4969,4	3915,68	6326,73	304,5	253,7	2ПвБП-6-3х240	траншея	304,39	608,79	560	0,95	1	532	1,35	718,2	0,62	1,36	0,279	3,258
РП1-ТП4	489,4	219,68	536,45	25,81	21,51	2ААБл-6-3х10	траншея	25,81	51,6199	65	0,95	1	61,75	1,35	83,36	3,84	0,082	0,003	0,008
ГПП-ТП5	1494,56	742,57	1668,86	80,29	66,91	2ААБл-6-3х35	траншея	80,293	160,586	135	0,95	1	128,25	1,35	173,14	1,1	0,061	0,187	0,438
ГПП-ТП6	955,68	432,85	1049,13	50,48	42,06	2ААБл-6-3х16	траншея	50,476	100,953	85	0,95	1	80,75	1,35	109,01	0,082	0,088	0,287	0,046

Таблица 10 – Электрический расчет смешанной схемы внутреннего ЭС

Пункты КЛ	Рр, кВт	Qр, квар	Sр, кВА	Iр, А	Fэ, мм2	Марка и сечен. каб.	Прокл.	Iр.к.,А	Iав, А	Iдлдоп А	Кп	Кt	I'длдоп А	Кав	I'ав., А	Ro Ом/км	Xo Ом/км	L, км	ΔU, %
ТП3-ГПП	4055	3164,9	5143,9	247,5	206,24	2ААБл-6-3х240	траншея	247,49	494,972	430	0,95	1	408,5	1,35	551,48	0,16	0,055	0,313	0,358
ТП2-ТП1	1468,48	800,65	1672,56	80,47	67,06	2ААБл-6-3х35	траншея	80,471	160,942	135	0,95	1	128,25	1,35	173,14	1,1	0,061	0,172	0,397
ТП1-ГПП	2241,77	1539,35	2719,4	130,8	109,03	2ААБл-6-3х70	траншея	130,84	261,674	210	0,95	1	199,5	1,35	269,33	0,549	0,059	0,160	0,294
ТП4-РП1	489,4	219,68	536,45	25,81	21,508	2ААБл-6-3х10	траншея	25,81	51,6199	65	0,95	1	61,75	1,35	83,36	3,84	0,082	0,003	0,008
РП1-ГПП	4969,4	3915,68	6326,73	304,4	253,67	2ПвБП-6-3х240	траншея	304,39	608,79	560	0,95	1	532	1,35	718,2	0,62	1,36	0,284	3,314
ТП6-ТП5	955,68	432,85	1049,13	50,48	42,06	2ААБл-6-3х16	траншея	50,476	100,953	85	0,95	1	80,75	1,35	109,01	0,082	0,088	0,136	0,022
ТП5-ГПП	2450,28	1175,42	2717,62	130,8	108,96	2ААБл-6-3х70	траншея	130,75	261,504	210	0,95	1	199,5	1,35	269,325	0,549	0,059	0,168	0,33

6.4 Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов короткого замыкания производим для точек:

1. К1 с учетом подпитки двигателей.

2. На каждом РП.

3. На самом удаленном радиальном присоединении.

4. На самом удаленном магистральном присоединении.
Расчет токов к.з для радиального варианта схемы электроснабжения.

   E_c=1;

   x_c_ист=0,0625;

   x_л=0,059;

   x_т=0,67;

   x^”_сд=0,2;

   E_c_д=1,1;

   Е_ад=1,1

Рисунок 9 – Схема замещения для 1-го варианта

Выбираются базисные условия:

S_б = 100 МВА;

U_б = 6,3 кВ;

;

Определяются параметры схемы:

; (74)

                                                                 (75)

                                         (76)

КЗ в т. К₁:

_;

                                  ;                           (77)

Рисунок 10 – Преобразованная схема
;

;

Рисунок 11 – Преобразованная схема

(78)

I_к1 = I_к1* ∙ I_б = 1,038 ∙ 9,16 = 9,508 кА;

                                                                                     (79)

                                                                       (80)

кА²с;
КЗ в т. К₂

;

;

I_к2= 1,002 ∙ 9,16 = 9,178 кА;



кА²с;
КЗ в т. К₃

;

I_к3= 0,971 ∙ 9,16 = 8,894 кА;

кА²с.
Расчет токов к.з для смешанного варианта схемы электроснабжения.

Рисунок 12 - Схема замещения для 2-го варианта
КЗ в т. К₄

;

;

I_к4= 0,971 ∙ 9,16 = 8,894 кА;

кА²с;
Проверка выбранного сечения на термическую стойкость определяется по условию:

                                                       F_т ≤ F_р (81)

где F_т – термически устойчивое сечение

                                                                                                 (82)

где - установившийся ток КЗ;

      = 1,075 - приведенное время срабатывания защиты;

      = 95 - коэффициент изменения температуры;

Принимаем ближайшее меньшее сечение 95 мм² как термически стойкое.

Окончательно принимается кабель 2ААБл - 6 - 3х95

Последующий расчет аналогичен. Сведем его в таблицы 11 и 12.
Таблица 11 – Расчет окончательного сечения для радиальной схемы

Пункты КЛ	Марка и сечен. каб.	Iпо, А	Fт.р.	Fт	Оконч. сечение
ГПП-ТП1	2ААБл-6-3х16	9242	100,9	95	2ААБл-6-3х95
ГПП-ТП2	2ААБл-6-3х35	8894	97,07	95	2ААБл-6-3х95
ГПП-ТП3	2ААБл-6-3х240	8985	98,06	95	2ААБл-6-3х240
ГПП-РП1	2ПвБП-6-3х240	9178	100,2	95	2ПвБП-6-3х240
РП1-ТП4	2ААБл-6-3х10	9169	100,1	95	2ААБл-6-3х95
ГПП-ТП5	2ААБл-6-3х35	9178	100,2	95	2ААБл-6-3х95
ГПП-ТП6	2ААБл-6-3х16	9004	98,27	95	2ААБл-6-3х95

Таблица 12 – Расчет окончательного сечения для смешанной схемы

Пункты КЛ	Марка и сечен. каб.	Iпо, А	Fт.р.	Fт	Оконч. сечение
ТП3-ГПП	2ААБл-6-3х240	8931	97,47	95	2ААБл-6-3х240
ТП2-ТП1	2ААБл-6-3х35	8894	97,07	95	2ААБл-6-3х95
ТП1-ГПП	2ААБл-6-3х70	9206	100,5	95	2ААБл-6-3х95
ТП4-РП1	2ААБл-6-3х10	9169	100,1	95	2ААБл-6-3х95
РП1-ГПП	2ПвБП-6-3х240	9178	100,2	95	2ПвБП-6-3х240
ТП6-ТП5	2ААБл-6-3х16	8949	97,67	95	2ААБл-6-3х95
ТП5-ГПП	2ААБл-6-3х70	9187	100,3	95	2ААБл-6-3х95

6.5 Выбор оборудования распределительной сети.
Выбор оборудования и электрических частей ГПП на стороне НН.
6.5.1 Выбор ячеек РУ.
Принимается КРУ типа К59-У3.

Его параметры:

   Номинальное напряжение – 6 кВ;

   Номинальный ток главных цепей – 2500 А;

   Номинальный ток отключения выключателя – 20 кА;

   Номинальный ток электродинамической стойкости шкафа- 51 кА;

   Ток термической стойкости в течении 3с – 20 кА;

   Полное время отключения t_отк=0,08 с;

   Собственное время отключения t_св=0,05 с

   Содержание апериодической составляющей β_н=25%

Изоляция – воздушная.

Тип выключателей- ВВ/Tel-6
6.5.2     Выбор сборных шин.
Выбираются сборные шины 6 кв.

Сборные шины в пределах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбираются, поэтому выбор производится по допустимому току.

Наибольший ток в цепи сборных шин равен:

I_max = 1,4 · I_норм = 1,4 · 962,25 = 1347,15 А (83)

Принимаются однополосные шины АД31Т 80×10 см

/2,395/.

Для них:

I_доп = 1480 А;

Условие нагрева в продолжительном режиме:

I_max < I_доп

1347,15 < 1480

Минимальное сечение шин по условию термической стойкости:

                                                                                               (84)

где С = 91 А/с^1/2∙мм²;

Условие проверки: F_min= 68,429 мм² < S = 800 см² - шины термически стойкие. Проверка на механическую прочность:

Напряжение, возникающее в материале шины при воздействии изгибающего момента:

                                                                                (85)

где а = 0,5 м - расстояние между фазами;

      l = 1,5 м - длина пролета между опорными изоляторами шин;

      W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярно действию усилия:

                                                     (86)

Условие прочности:

σ_расч ≤σ_доп.

σ_расч = 17,4 МПа < σ_доп. = 40 МПа;

Выбор шин на РП.

Условие выбора:

I_max < I_доп

I_доп - допустимый ток на шинах выбранного сечения;

Принимаем алюминиевые однополосные сборные шины прямоугольного сечения.

1 полосу 50×6 мм, I_доп = 740 А;                                                             /2,395/

I_{доп.ном} = 0,95 ∙ I_доп = 0,95 ∙ 740 = 703 А;

где 0,95 - показывает уменьшение допустимого тока на 5% для горизонтальной прокладки шин и расположение большей грани в вертикальной плоскости.

С учётом поправочных коэффициентов на температуру:

                                                                                (87)

где υ_о = 13,4^оС - эквивалентная зимняя температура охлаждения для Оренбур-га;

I_max = 605,81 А < I_доп = 788,4 А;

Минимальное сечение шин по условию термической стойкости:

где С = 91 А/с^1/2∙мм²;

Условие проверки: F_min = 84,984 мм² < S = 300 мм² - шины термически стойкие. Проверка на механическую прочность:

Напряжение, возникающее в материале шины при воздействии изгибающего момента:

где а = 0,5 м - расстояние между фазами;

       l = 1,5 м - длина пролета между опорными изоляторами шин;

      W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярно действию усилия:

Условие прочности:

σ_расч ≤σ_доп.

σ_расч = 0,119 МПа < σ_доп. = 40 МПа;
6.5.3     Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
Проводится выбор и проверка трансформаторов тока.

Место установки – ввод 6 кВ от трансформатора.

Трансформатор выбирается на основе следующих данных:

U_уст=6 кВ.

i_у = 22,186 кА

B_к = 56,163 кА

·с

Принимается трансформатор типа ТПЛ-10-М /3,633/. Его технические характеристики:

U_ном = 10 кВ

U_max = 12 кВ

I_1ном = 2000 А

I_2ном = 5 А

i_дин = 200 кА

I²_тер·t_тер = 45²·3

Z_2ном = S_2ном/I

_2ном = 15/25 = 0,6 Ом

Сравнительный анализ данных значений показывает, что данный трансформатор удовлетворяет необходимым условиям.

Общее сопротивление приборов равно:

r_приб = S_приб/I

_2ном                                         (88)

r_приб =2/25=0,08 Ом.

Допустимое сопротивление проводов

                                               r_пр = Z_2ном – r_приб – r_к                                     (89)

r_к принимается равным 0,05 /3,375/

r_пр = 0,6 - 0,08 - 0,1 = 0,42 Ом.

Применяется кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина 40 м, трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому l_расч = l, тогда сечение будет равно:

                                                q_расч = ρ · l_расч / r_пр                                        (90)

q_расч = 0,0283 · 40 / 0,42 = 2,7 мм²

Принимается контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

Трансформаторы тока, устанавливаемые на шинах ГПП и высоковольтного РП, несут меньшую нагрузку. Следовательно, к установке принимаются трансформаторы тока того же типа.

На всех отходящих линиях 6 кВ. устанавливаются трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТПОЛ-10 соответственно.

Расчеты сводятся в таблицу 13

Таблица 13 – Выбор трансформаторов тока

Обозначение на схеме	Условия выбора	Расчетные данные	Тип оборудования	Технические данные	Примечания
ТТ – ввод 6 кВ от трансформатора	U_уст≤U_ном I_max≤I_1ном i_у≤ i_дин B_к≤I²_тер·t_тер Z_2расч≤Z_2ном	U_уст = 6 кВ. I_max = 1561,33 А i_у = 22,186 кА B_к = 56,163 кА²·с Z_2расч = 0,08 Ом	ТПЛ-10-М	U_ном = 10 кВ I_1ном = 2000 А i_дин = 200 кА I²_тер·t_тер = 45²×3 кА²·с Z_2ном = 0,6 Ом	В качестве кабеля связи принимается кабель марки АКРВГ S_жил = 4 мм²
ТТ – шины ГПП	U_уст≤U_ном I_max≤I_1ном i_у≤ i_дин B_к≤I²_тер·t_тер Z_2расч≤Z_2ном	U_уст = 6 кВ. I_max = 1561,33 А i_у = 22,186 кА B_к = 56,163 кА²·с Z_2расч = 0,08 Ом	ТЛ-10-М	U_ном = 10 кВ I_1ном = 2000 А i_дин = 200 кА I²_тер·t_тер = 45²×3 кА²·с Z_2ном = 0,6 Ом	В качестве кабеля связи принимается кабель марки АКРВГ S_жил=4 мм²
ТТ – отходящие линии 6 кВ	U_уст≤U_ном I_max≤I_1ном i_у≤ i_дин B_к≤I²_тер·t_тер Z_2расч≤Z_2ном	U_уст = 6 кВ. I_max = 608,79 А i_у = 21,416 кА B_к = 59,807 кА²·с Z_2расч = 0,08 Ом	ТПЛ-10-У3	U_ном = 10 кВ I_1ном = 750 А i_дин = 200 кА I²_тер·t_тер = 45²×3 кА²·с Z_2ном = 0,6 Ом	В качестве кабеля связи принимается кабель марки АКРВГ S_жил=4 мм²
ТТ – секционный выключатель	U_уст≤U_ном I_max≤I_1ном i_у≤ i_дин B_к≤I²_тер·t_тер Z_2расч≤Z_2ном	U_уст = 6 кВ. I_max = 1561,33 А i_у = 22,186 кА B_к = 56,163 кА²·с Z_2расч = 0,08 Ом	ТПЛ-10-М	U_ном = 10 кВ I_1ном = 2000 А i_дин = 200 кА I²_тер·t_тер = 45²×3 кА²·с Z_2ном = 0,6 Ом	В качестве кабеля связи принимается кабель марки АКРВГ S_жил=4 мм²

Производится выбор трансформаторов напряжения.
На обеих секциях шин применяется трансформатор НАМИ-6/50 /3,634/.

Его характеристики:

U_н1=10000 В.

U_н2=100 В.

S_н=50 ВА

Перечень необходимых измерительных приборов принимается по таблице 14.

Таблица 14 – Перечень необходимых электрических приборов

Приборы	Тип	Кол-во	S_i,ВА	S_Σ,ВА
Ввод
Ваттметр	Д-335	1	2	2
Прибор учета акт и реакт мощности	Ф669	3	0,3	0,9
Отходящие линии
Прибор учета акт и реакт мощности	Ф669	3	0,3	0,9
Σ				3,8

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения первой секции равна

S_2Σ = 3,8 ВА;

Три трансформатора напряжения, соединенных в звезду, имеют мощность

3×50 = 150 ВА, что больше S_2Σ = 0,38 ВА.

Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5.

На второй секции шин устанавливаются аналогичные трансформаторы напряжения.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 4 мм² по условию механической прочности /3,376/.

Расчеты сводятся в таблицу 15.

Таблица 15 – Выбор трансформаторов напряжения

Обозначение на схеме	Условия выбора	Расчетные данные	Тип оборудования	Технические данные	Примечания
ТН – сборные шины	U_уст = U_ном S_2Σ ≤ S_нΣ	U_уст = 6 кВ. S₂ = 0,38 ВА	НАМИ-6/50	U_ном = 6 кВ S_нΣ = 3×50= =150 ВА	В качестве кабеля связи принимается кабель марки АКРВГ S_жил = 4мм²

Выбор трансформаторов СН
Выбирается число и мощность трансформаторов СН.

Для этого определяются нагрузки СН.
Таблица 16 - Нагрузка собственных нужд ГПП

	Установленная мощность		cosφ	tgφ	Нагрузка
	кВт×кол	Всего,кВт	cosφ	tgφ	Р_уст, кВт	Q_уст, квар
Охлаждение трансформатора		1,5	0,85	0,62	1,5	0,93
Подогрев КРУ	1×16	16	1	0	16	0
Отопление и освещение ОПУ	-	80	1	0	80	0
Освещение и вентиляция ЗРУ	-	7	1	0	7	0
Итого					104,5	0,93

Расчетная нагрузка при к_с=0,8 /3,477/ равна

                                             _{(91)

.

Принимаются два трансформатора ТМГ-100 кВА. При отключении одного трансформатора, второй будет загружен на 83,6/100=0,836, т.е. на 84%.

6.5.4 Выбор выключателей на 6 кВ.
Для варианта № 1

Для линии ГПП – РП1, как для самой нагруженной

I_ав = 2 ∙ 608,79 = 1217,58 А;

I_к2 = 9,178 кА;

i_уд = 21,416 кА;

В_к = 59,807 кА²·с.

Принимаем выключатель BB/TEL-10-12,5/1600-У2-45 для которого:

U_н = 10 кВ ≥ U_уст = 6 кВ;

I_ном= 1600 А ≥ I_ав = 1217,58 А;

I_{ном.откл.} = 12,5 кА ≥ I_по = 9,178 А;

I_дин = 52 кА ≥ i_уд = 21,416 кА;

I²_терх t_тер= 20² х 3 кА²·с ≥ В_к = 59,807 кА²·с;

Ввиду того, что расчетные токи будут в пределах найденного I_р для линии ГПП – РП1, для всех остальных ячеек отходящих линий принимается выключатель BB/TEL-10-12,5/1600-У2-45.

6.5.5 Выбор автоматических выключателей.
Условия выбора:

U_вн. ≥ U_с;

I_н.в ≥ I_р._max;

I_н.р = I_н.в ≥ I_р._max;

Выбираем автоматические выключатели серии «Электрон».

Результаты выбора заносим в таблицу10.
Таблица 17– Выбор автоматических выключателей

S_т, МВА

400

630

1000

4000

Тип выключателя

Э16В-УЗ

Э25В-УЗ

Э25В-УЗ

Э40В-УЗ

I_р._max, А

808,29

1273,06

2020,7

8082,9

I_н.в, А

1000

1600

2500

4000

по /2,379/
6.5.6 Выбор разъединителей
Для магистрали ГПП – ТП5 – ТП6, как для самого нагруженного магистрального присоединения:

S_тΣ = (S_т5 + S_т6)/2 = (1000+630)/2 = 815 кВА;

I_по = 8,949 кА;

i_уд = 20,882 кА;

В_к = 56,86 кА²·с.

Принимаем разъединитель РВФ-10/630-У2 по /2,260/, для которого:

U_н = 10кВ ≥ U_уст = 6кВ;

I_ном = 630 А ≥ I_max = 109,79 А;

I_дин = 51 кА ≥ i_уд = 20,882 кА;

I²_терх t_тер= 20² х 3 кА²·с ≥ В_к = 56,86 кА²·с;

Ввиду того, что расчетные токи будут в пределах найденного I_р для магистрали ГПП – РП5 – РП6, для всех остальных магистралей принимается разъединитель РВФ-10/630-У2.
6.5.7 Выбор выключателей нагрузки:
Для ТП5, как для самого нагруженного магистрального приемника:

S_тп5 = 1000 кВА;

I_по = 9,16 кА;

i_уд = 21,374 кА;

В_к = 59,573 кА²·с.

Принимаем выключатель нагрузки ВНРп-10/400-10зпУЗ (со встроенными предохранителями), для которых:

U_ном =10кВ ≥ U_уст = 6 кВ;

I_ном = 400 А ≥ I_max = 96,225 А;

I_дин = 25 кА ≥ i_уд = 21,374 кА;

I²_терх t_тер= 10² х 1 кА²·с ≥ В_к = 59,573 кА²·с.



6.6.Технико-экономическое сравнение вариантов.
Рассматривается общая методика расчета и приводится расчет для варианта I.

Для каждого варианта определяются годовые приведенные затраты:

                                                   З = р_н∙ к + И,                                            (92)

где р_н – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;

Принимается р_н = 0,15;

      к – капитальные вложения;

       И – издержки;
                                               к = к_в + к_т+ к_кл+ к_р,                                     (93)

где к_в - капиталовложения в высоковольтные выключатели;

      к_т – капиталовложения в трансформаторы;

к_кл– капиталовложения в кабельные линии;

к_р– капиталовложения в разъединители и выключатели нагрузки;

                                                     к_в = к_ов ∙ n,                                              (94)

где к_ов - стоимость выключателя, т. руб.;

       к_BB_/_TEL_{-10-12,5/1600-У2-45} = 90 тыс. руб.;

       n = 22 - число выключателей;

к_в = 22 · 90 = 1980 т.руб.
                                                   к_т=к_от_i∙ n_i,                                          (95)

где к_т – стоимость трансформатора, т.руб.;

      к_{ТМ-400/6/0,4} = 231 тыс. руб.;

      к_{ТМ-630/6/0,4} = 354,7 тыс. руб.;

      к_{ТМ-1000/6/0,4} = 548,4 тыс. руб.;

      к_{ТМ-4000/6/0,4} = 1552,8 тыс. руб.;

      n – число трансформаторов;

к_т= 231 · 2 + 354,7 · 4 + 548,4 · 4 + 1552,8 · 2 = 7180 тыс. руб.
                                             к_кл= к_о.пр∙ l + к_о∙ l,                                         (96)

где к_о - удельная стоимость кабельной линии т. руб./км;

      к_{о ААБл-6-3х95} = 343 тыс. руб./км.;

      к_{о ААБл-6-3х240} = 673 тыс. руб./км.;

      к_{о ПвБП-6-3х240} = 2859,168 тыс. руб./км.;

      к_о.пр - удельная стоимость прокладки кабеля т.руб./км;

      к_о.пр = 135 тыс. руб;                                                                         /1,347/

      l - длина кабельной линии, км;

к_кл = 135 · (2 · 1,57) + (343 · 2 · (0,155 + 0,346 + 0,003 + 0,187 + 0,287)) + (673 · (0,314 · 2)) + (2859,2 · (2 · 0,279)) = 424,4 + 670,908 + 422,644 + 1595,434 = 3113,386 тыс. руб.
                                        к_р = к_ор ∙ n_р + к_овн ∙ n_вн,                                        (97)

где к_ор- стоимость разъединителей ,т.руб.;

      к_{о РВФ-10/630-У2} = 8,461 тыс. руб.;

      n_р - число разъединителей;

      к_овн - стоимость выключателей нагрузки , т.руб.;

      к_{о ВНРп-10/400-10зпУЗ} = 10,97 тыс. руб.;

       n_вн - количество выключателей нагрузки ;

к_р = 8,461 ∙ 0 + 10,97 ∙ 0 = 0 тыс. руб.
                  к = 1980 + 7180 + 3113,386 + 0 = 12273,386 тыс. руб.
                                                И = И_Δ_W+ И_а,                                               (98)

где И_Δ_W - издержки от потерь электроэнергии;

      И_а - амортизационные отчисления;
                                              И_Δ_W = С₀∙ ΔW,                                              (99)

где ΔW - потери электроэнергии, кВт;

    С₀- стоимость 1квт∙ч потерь электроэнергии;
                                           ΔW = ΔW_л + ΔW_тр ,                                        (100)

где ΔW_л- потери электроэнергии в линиях, кВт;

      ΔW_тр - потери электроэнергии в трансформаторах, кВт;
                                     ΔW_л=N∙(3∙I_р∙R₀∙l∙τ)∙10,                                    (101)

где I_р - расчетный ток кабеля, А;

    N - число кабелей;

      R₀- удельное активное сопротивление кабеля, Ом/км;

       τ - время наибольших потерь, ч.

Рассчитываются потери электроэнергии в электрических линиях на примере КЛ:

ГПП-ТП1: ΔW = 2∙ (3 ∙ 51,5² ∙ 0,155 ∙ 0,405 ∙ 6298,44) ∙ 10 = 6,291 кВт∙ч;

ГПП-ТП2: ΔW = 2· (3 · 80,47² · 0,346 · 0,405 ∙ 6298,44) ∙ 10 = 34,291 кВт∙ч;

ГПП-ТП3: ΔW = 2· (3 · 247,49² · 0,314 · 0,16 ∙ 6298,44) ∙ 10 = 116,29 кВт∙ч;

ГПП-РП1: ΔW = 2· (3 · 318,38² · 0,279 · 0,62 ∙ 6298,44) ∙ 10 = 662,63 кВт∙ч;

РП1-ТП4: ΔW = 2· (3 · 25,81² · 0,003 · 0,405 ∙ 6298,44) ∙10 = 0,030587 кВт∙ч;

ГПП-ТП5: ΔW = 2· (3 · 80,29² · 0,187 · 0,405 ∙ 6298,44) ∙10 = 18,45 кВт∙ч;

ГПП-ТП6: ΔW = 2· (3 · 50,476² · 0,287 · 0,405 ∙ 6298,44) ∙10 = 11,192 кВт∙ч.

Суммарные потери электроэнергии в линиях равны:

ΔW_л = 6,291+34,291+116,29+662,63+0,030587+18,45+11,192 = 849,175 кВт∙ч;

                               ΔW_тр = N ∙ (ΔP_хх∙ Т_г+ β_н² ∙ ΔР_к∙ τ) ,                          (102)

ΔW_тр400= 2 ∙ (0,95 ∙ 8760 + 0,8² ∙ 5,5 ∙ 6298,44) = 60985,018 кВт ч;

ΔW_тр630 = 4 ∙ (1,31 ∙ 8760 + 0,8² ∙ 7,6 ∙ 6298,44) = 84222,424 кВт ч;

ΔW_тр1000= 4 ∙ (2,4 ∙ 8760 + 0,8² ∙13,6 ∙ 6298,44) = 151691,244 кВт ч;

ΔW_тр4000= 2 ∙ (5,2 ∙ 8760 + 0,8² ∙33,5 ∙ 6298,44) = 361181,107 кВт ч;

Суммарные потери в трансформаторах равны:

ΔW_т = 658079,79 кВт∙ч

ΔW = 849,175 + 658079,79 = 658928,97 кВт∙ч
                                                                                (103)

где δ=1,05 - поправочный коэффициент;

      α =0,41- основная ставка двухставочного тарифа, коп/(кВт·ч);

      к_н=1 - коэффициент, учитывающий совпадение максимума нагрузок предприятия с максимумом системы;

      β = 298,77 - дополнительная ставка двухставочного тарифа, руб/(кВт·мес);

И_Δ_W= 1,028 ∙ 658928,97 = 677,38 тыс.руб.

                          И_а= И_а.в+ И_а.т+ И_а.л+ И_а.р= И_а.обор+ И_а.л,                      (104)

где И_а.в.- амортизационные отчисления на выключатели;

      И_а.т.- амортизационные отчисления на трансформаторы;

      И_а.л.- амортизационные отчисления на линии;

     И_а.р.- амортизационные отчисления на разъединители;
                                     И_а.обор = λ_обор∙ (к_в+ к_т+ к_р),                                   (105)

где λ_обор- норма амортизационных отчислений на высоковольтное оборудование;                                                                                                   /6,52/

И_а.обор = 0,063 ∙ (1980 + 7180 + 0) = 9160 т.руб.
                                                 И_а.л = λ_кл∙к_кл ,                                              (106)

где λ_кл.- норма амортизационных отчислений на кабельные линии;   /6,52/

И_а.л= 0,05 ∙ 3113,386 = 155,669 т.руб.;
И_а= 9160 + 155,669 = 9315,7 т.руб.;

И = 677,38 + 9315,7 = 9993,08 т.руб.;

З = 0,15 ∙ 12273,386 + 9993,08 = 11834,088 т.руб.

Технико-экономический расчет для второго варианта схемы электроснабжения проводится аналогично. Результаты обоих расчетов заносятся в таблицу 11

Таблица 18 – Технико-экономическое сравнение вариантов

Вариант распред-ой сети

К_т, тыс.руб.

К_в, тыс.руб.

К_кл, тыс.руб.

К_р, тыс.руб.

К, тыс.руб.

Р_н∙К, тыс.руб.

И_а.обор., тыс.руб.

И_а.л., тыс.руб.

И_Δ_W, тыс.руб.

И, тыс.руб.

З, тыс.руб.

Радиальная

7180

1980

3113,386

0

12273,386

1841,0079

9160

155,669

677,38

9993,08

11834,088

Смешанная

7180

1440

2815,558

177,388

11612,946

1741,9419

5542,354

140,778

677,368

6360,5

8102,442

Определяется, на сколько процентов один вариант отличается от другого.
                                            ΔЗ = (З₁– З₂) ∙ 100 / З₂;                                  (107)

ΔЗ = (11834,088 – 8102,442) ∙ 100 / 8102,442 = 46,056%
Приведенные затраты для вариантов отличаются более, чем на 5%. Принимается вариант с меньшими годовыми затратами, то есть второй вариант – смешная схема распределительной сети.
6.7   Конструктивное выполнение распределительной сети
Распределительная сеть 6 кВ выполняются двумя марками кабелей:

§        ААБл

§        ПвБП.

Кабели первого типа представляют собой силовые кабели с алюминиевыми токопроводящими жилами в изоляции из пропитанной бумаги, в алюминиевой оболочке, с подушкой под броню, бронированный двумя стальными лентами, имеется наружный покров из стеклопряжи. Кабели второго типа с медными токопроводящими жилами в изоляции из вулканизированной композиции полиэтилена, в оболочке из теплостойкого поливинилхлоридного пластиката, бронированный двумя стальными лентами с наружным покровом из поливинилхлоридного пластиката. Обе марки кабелей предназначены для прокладки в траншеях с низкой и средней коррозионной активностью с наличием или отсутствием блуждающих токов, в сухих производственных помещениях.

Прокладка кабелей распределительной сети осуществляется в траншее глубиной 1 м, с шириной по дну 400-600 мм, с подсыпкой снизу и засыпкой сверху слоем мелкой земли толщиной не менее 100 мм. Для того чтобы не возникали опасные механические напряжения в кабелях при монтаже и эксплуатации, кабели проложены змейкой, с запасом по длине 1%. Расстояние между кабелями в свету составляет 100 мм.

Схема распределительной сети предполагает пересечение кабельной трассы с автомобильной и железной дорогой. При этом кабели прокладываются в трубах по всей ширине зоны отчуждения на глубине не менее 1м от полотна автомобильной дороги и 2 м от полотна железной дороги.

Большая часть кабельной трассы проложена параллельно фундаментам зданий. При этом расстояние в свету от кабеля до фундаментов должно быть не менее 0,6 м.

В местах прокладки кабеля параллельно автомобильной дороге расстояние в свету между кабелем и дорогой не менее 1 м.

При повороте кабельной трассы радиус изгиба кабеля составляет не менее пятнадцати внешних диаметров кабеля.

Для ввода кабеля, выходящего из траншеи в здание, в стене заранее закладываются отрезки стальных труб, размещенных на расстоянии 100 мм в свету друг от друга. При этом глубину прокладки кабеля допускается уменьшать до 0,5 м.
7. Расчет и выбор устройств компенсации реактивной мощности
7.1.Выбор мощности низковольтных компенсирующих устройств
Выбор мощности низковольтных КУ производится в два этапа:

1.   Выбор мощности Q_нк1 исходя из критерия оптимизации выбора мощности трансформаторов цеховых подстанций.

2.   Выбор мощности компенсирующих устройств Q_нк2 исходя из минимизации потерь активной мощности трансформаторов ЦП и распределительной сети 6 кВ.

Величина Q_нк1определяется при выборе мощности трансформаторов цеховых подстанций.

Величина Q_нк2определяется для подстанций или цеха по формуле:

                                        Q_нк2 = Q_р – Q_нк1 – γ ∙ N ∙ S_нт,                              (108)

где γ = 0,6 – расчётный коэффициент, который определяется в зависимости от энергосистемы, количества рабочих смен, мощности трансформатора и длины питающей линии;                                                 /1,107/

      К₁ = 14 - коэффициент, зависящий от количества рабочих смен на предприятии;                                                                                                    /1,108/

      К₂ = 2 – коэффициент, зависящий от мощности трансформаторов цеховых подстанций и длины питающей линии;                                         /1,109/

      Q_Р – расчётная нагрузка цеха, кВт;

      N – количество трансформаторов цеховой подстанции;

      S_нт – номинальная мощность трансформатора кВА;
Для ТП1 Q_нк2равно:

Q_нк2= 879,6 – 218,51 – 0,6 ∙ 2 ∙ 630 = –94,91 квар;

Принимается Q_нк2= 0 квар.
Суммарная мощность компенсирующих устройств равна:

                                          Q_нк = Q_нк1 + Q_нк2;                                              (109)

т.к Q_нк2 < 0, то устанавливаем компенсирующее устройство мощностью 218,51 квар на стороне низшего напряжения ТП1. Принимаем компенсирующие устройства: 2 х УКМ58-0,4-112-30-УЗ.

Остальные расчеты аналогичны и сводятся в таблицу 19.
Таблица 19 – Выбор мощности низковольтных компенсирующих устройств

№ ТП

Qнк1, квар

Qр, квар

N

Sнт, кВА

γ

Qнк2, квар

Qнк, квар

Принятая мощн-ть ККУ, квар

Принятый тип батареи

1

218,51

879,6

2

630

0,6

0

218,51

2х112

2хУКМ58-0,4-112-33,3-УЗ

2

967,82

1652,15

2

1000

0,6

0

967,82

4х268

4хУКМ58-0,4-268-30-УЗ

3

0

2864,53

2

4000

0,6

0

0

4

0

180,58

2

400

0,6

0

0

5

159,98

786,23

2

1000

0,6

0

159,98

2х100

2хУКМ58-0,4-100-33,3-УЗ

6

698,12

1053,36

2

630

0,6

0

698,12

2х402

2хУКМ58-0,4-402-33,3-УЗ

Σ

2044,43

7416,45

2044,43

2300

7.2 Выбор мощности высоковольтных компенсирующих устройств.
Выбор мощности высоковольтных компенсирующих устройств производится исходя из выполнения баланса реактивной мощности для всего предприятия:

                                Q_ВК = ∑Q_р + ∆Q_Т – ∑Q_НК1 – Q_э1;                              (110)

где ∆Q_Т – потери реактивной мощности в трансформаторах цеховых подстанций, квар;

       Q_р – расчётная реактивная нагрузка высоковольтных и низковольтных приёмников, квар;

       ΣQ_НК1 – суммарное значение номинальных мощностей КУ напряжением до 1000 В;

       Q_Э1 – экономическое значение реактивной мощности, определённое в п.5.2;

Q_ВК = 7416,45 + 727,38 – 2300 – 8600 = –2756,17 квар

Для компенсации реактивной мощности определяется располагаемая реактивная мощность СД:

                                            ,                                       (111)

где α_м – коэффициент допустимой перегрузки СД, зависящий от его загрузки по активной мощности;                                                                   /1,227/

Располагаемая реактивная мощность всех СД:

Q_ЭСД = 2787,755 квар > Q_ВК= –2756,17 квар.

Установка высоковольтных компенсирующих устройств не требуется.
8. Выбор устройств автоматики и релейной защиты
8.1 Выбор устройств автоматики
8.1.1 Шины ГПП, РП, трансформаторных подстанций
Согласно п.п. 3.3.30-3.3.32 ПУЭ на шинах ГПП, РП, цеховых трансформаторных подстанций устанавливаются устройства автоматического ввода резерва (УАВР). УАВР выполняется при этом на секционном выключателе. При выходе из строя линии или трансформатора устройство АВР восстанавливает питание, значительно сокращая простои технологического оборудования. УАВР должны удовлетворять следующим основным требованиям:

§     обеспечивать возможность действия при исчезновении напряжения на шинах питаемого элемента.

§     при отключении выключателя рабочего источника питания включать без дополнительной выдержки времени выключатель резервного источника питания; при этом должна обеспечиваться однократность действия устройства.

Для обеспечения действия АВР при обесточении питаемого элемента необходимо предусмотреть пусковой орган напряжения (ПОН).

Элемент минимального напряжения ПОН АВР должен быть выполнен так, чтобы исключалась его ложная работа при перегорании одного из предохранителей трансформатора напряжения (ТН) со стороны обмотки высшего (ВН) или низшего (НН) напряжения.

Если при использовании пуска УАВР по напряжению время его действия окажется недопустимо большим, в дополнение к пусковому органу напряжения применяется пусковой орган, реагирующий на снижение частоты. Устройства АВР выполняют на оперативном переменном и постоянном токе.

Источниками оперативного переменного тока служат ТН, установленные на рабочем или резервном вводе или на шинах подстанции в зависимости от схемы устройства АВР. В качестве ПО АВР применяется реле типа РН-54/160, РЧ-1.
8.1.2 Синхронные двигатели
При расчете устройств ТАПВ и УАВР синхронных двигателей (РП высокого напряжения) следует учитывать возможность несинхронного включения двигателей и необходимость частичного гашения поля. Так же предусматриваются устройства автоматического регулирования возбуждения для поддержания заданных параметров (tgφ и т.д.), устройства гашения поля.
8.1.3 Магистральные линии
На магистральных линиях согласно п.3.3.2 ПУЭ устанавливаются устройства трехфазного автоматического повторного включения (ТАПВ) однократного действия. Сущность ТАПВ состоит в том, что элемент системы электроснабжения, отключившийся под действием релейной защиты (РЗ), вновь включается под напряжение (если нет запрета на повторное включение) и если причина, вызвавшая отключение элемента, исчезла, то элемент остается в работе, и потребители получают питание практически без перерыва.

Устройства ТАПВ должны удовлетворять следующим основным требованиям:

§     устройства ТАПВ не должны действовать:

-         при отключении выключателя персоналом дистанционно или при помощи телеуправления;

-         при автоматическом отключении выключателя защитой непосредственно после включения его персоналом;

-         при отключении выключателя защитой от внутренних повреждений трансформаторов и вращающихся машин устройствами противоаварийной автоматики, а также в других случаях отключений выключателя, когда действие ТАПВ недопустимо;

§     устройства ТАПВ должны быть выполнены так, чтобы была
исключена возможность многократного включения на КЗ при
любой неисправности в схеме устройства;

§     устройства ТАПВ должны выполняться с автоматическим
возвратом;

При применении ТАПВ необходимо предусматривать ускорение действия защиты на случай неуспешного ТАПВ.

Ускорение защиты до ТАПВ сокращает до минимума время протекания тока КЗ, благодаря чему уменьшаются вызываемые им разрушения и увеличивается возможность успешного ТАПВ.

Ускорение защиты до ТАПВ заключается в том, что выдержка времени максимальной защиты выводится из действия и первое отключение выключателя осуществляется мгновенно. Второе отключение выключателя после неуспешного ТАПВ выполняется избирательно, с выдержкой времени, которая к этому моменту автоматически вводится в действие.

Ускорение защиты после ТАПВ применяют на участках сети, имеющих несколько ступеней избирательной защиты, так как вывод из действия выдержки времени может привести к ложному срабатыванию защиты.

Отключение выключателя после неуспешного ТАПВ производится мгновенно, для чего к этому моменту выдержка времени максимальной токовой защиты автоматически выводится из действия.

Устройства ТАПВ необходимо выполнять с пуском от несоответствия между ранее поданной оперативной командой и отключенным положением выключателя (допускается также пуск устройства АПВ от защиты).

Время действия устройства ТАПВ должно быть не меньше необходимого для полной деионизации среды в месте КЗ и для подготовки привода выключателя к повторному включению, должно быть согласовано со временем работы других устройств автоматики (например, УАВР), защиты, учитывать возможности источников оперативного тока по питанию электромагнитов включения выключателей, одновременно включаемых от устройства АПВ.

Осуществлению ТАПВ служит группа функциональных блоков (главный из которых – блок типа АО НО) в составе комплектного устройства КРУ ЯРЭ-2201.
8.1.4 Конденсаторные установки
Для обеспечения экономичной работы конденсаторных установок (КУ) применяется устройство автоматического регулирования мощности в зависимости от напряжения на шинах типа АРКОН. Устройство АРКОН осуществляет комбинированное многоступенчатое регулирование мощности КУ в сетях переменного тока высокого и низкого напряжения.

Многоступенчатое регулирование КУ, т.е. включение и отключение отдельных секций батареи, является более точным и уменьшает зону нечувствительности по сравнению с одноступенчатым.

8.2 Выбор устройств релейной защиты
8.2.1 Трансформаторы ГПП
Согласно п.3.2.51 ПУЭ для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимах работы:

-       Многофазных замыканий в обмотках и на выводах.

-       Витковых замыканий в обмотках.

-       Токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ.

-       Токов в обмотках, обусловленных перегрузкой.

-       Понижения уровня масла.
Защиты, устанавливаемые на трансформаторах ГПП.
8.2.1.1 Газовая защита от повреждений внутри кожуха.
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. Защита выполняется на реле РГЧЗ-66. Так же должна предусматриваться отдельное газовое реле для избирателей и контакторного устройства РПН.
8.2.1.2 Продольная дифференциальная защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений.

Дифференциальный принцип позволяет выполнить быстродействующую защиту трансформатора, реагирующую на повреждения в обмотках, на выводах и в соединениях с выключателями. При этом она может иметь недостаточную чувствительность только при витковых замыканиях и «пожаре стали».

Защита должна отстраиваться от бросков тока намагничивания и токов небаланса. Продольная защита должна выполняться так, чтобы в зону ее действия входили соединения трансформатора со сборными шинами.

Дифференциальная защита реализуется группой функциональных блоков в составе устройства ЯРЭ-2201.
8.2.1.3 Для защиты от многофазных КЗ
Максимальная токовая защита (МТЗ) с комбинированным пуском по напряжению и без него, действующая на отключение. Наличие комбинированного пускового органа напряжения позволяет выбрать ток срабатывания защиты без учета перегрузки трансформатора. Следует рассмотреть вариант дополнения МТЗ токовой отсечкой (ТО), предназначенной для отключения с меньшей выдержкой времени КЗ на шинах.

   Токовая защита от перегрузок выполняется одним реле тока с действием на сигнал.

Все вышеперечисленные защиты, действующие на отключение, должны действовать на отключение обоих выключателей трансформатора.
8.2.2 Цеховые трансформаторы
Цеховые трансформаторы подстанций на магистральных линиях защищаются с помощью предохранителей типа ПК и выключателей нагрузки. При возникновении токов КЗ, больших номинального тока предохранителя в 3-3,5 раза, предохранитель будет надежно защищать трансформатор. Под действием меньших токов высоковольтный предохранитель может расплавиться, но не может отключить эти токи и при отсутствии дополнительных средств защиты произойдет его термическое разрушение. В этом случае защита силового трансформатора должна возлагаться на выключатели нагрузки (ВН). ВН срабатывает именно как защитный аппарат только после того, как предохранитель расплавится, в результате чего обеспечивается автоматическое отключение всех трех полюсов выключателя нагрузки, что исключит появление неполнофазного режима в сети.

На трансформаторах согласно пп. 3.2.58, 3.2.61, 3.2.66, 3.2.70 ПУЭ предусматривается установка следующих устройств релейной защиты:

Газовая защита. Выполняется с использованием реле повышения внутритрансформаторного давления. Газовая защита должна срабатывать при внутренних витковых повреждениях трансформатора, сопровождающихся малыми токами, действовать на отключение ВН.

МТЗ нулевой последовательности, устанавливаемой в нулевом проводе трансформатора (при недостаточной чувствительности вышеперечисленных защитных аппаратов).

Однофазная МТЗ от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.
Трансформаторы, питающиеся по радиальной схеме. Согласно пп. 3.2.58, 3.2.61, 3.2.66, 3.2.70 ПУЭ предусматриваются следующие виды защит:

-       со стороны источника питания устанавливается двухфазная, двухрелейная ТО без выдержки времени от междуфазных КЗ в трансформаторе;

-       двухфазная, трехрелейная МТЗ трансформатора от внешних КЗ;

-       МТЗ нулевой последовательности (исходя из условий, перечисленных выше).

Так же на линии устанавливается защита от однофазных замыканий на землю с действием на сигнал.
8.2.3 Кабельные линии 6 кВ
В соответствии с пп. 3.2.91-3.2.97 ПУЭ на кабельных линиях должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и однофазных замыканий на землю. Защита от многофазных замыканий предусматривается в двухфазном исполнении и включается в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения только одного места повреждения. Такой защитой является двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а вторая – в виде максимальной токовой защиты.

От однофазных замыканий на землю применяется МТЗ нулевой последовательности, действующую на сигнал, реализованную на реле типа РТЗ-51 с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности.

Так же предусматриваются устройства контроля изоляции с использованием трансформаторов напряжения, установленных на шинах ГПП и высоковольтного РП.
8.2.4 Синхронные двигатели
Основными видами повреждений в двигателях являются:

·          Многофазные КЗ.

·          Однофазные замыкания на землю в обмотке статора.

·          Витковые замыкания в обмотках статора.

К ненормальным режимам работы двигателей относят:

1. Перегрузка.

2. Понижение напряжения.

3. Асинхронный ход.

4. Обрыв фазы.

Согласно пп. 5.3.43, 5.5.46 ПУЭ на электродвигателях должны предусматриваться следующие виды защит:

o    Защита от многофазных КЗ. Выполняется в виде токовой отсечки без выдержки времени. В зависимости от выполнения условия чувствительности может выполняться как однорелейной с включением токового реле на разность токов двух фаз, так и двухфазной двухрелейной. Для одновременной реализации защиты двигателей от КЗ и перегрузки используются индукционные реле типа РТ-80, имеющие индукционный и электромагнитный элементы.

o    Продольная дифференциальная защита при недостаточной чувствительности токовой отсечки.

o    Защита от замыканий на землю при условии превышения током короткого замыкания на землю значения в 10 А. Защита должна действовать без выдержки времени на отключение синхронного двигателя (СД), и на устройство автоматического гашения поля.

o    Защита минимального напряжения СД обеспечивает отключение части двигателей при недопустимом снижении напряжения питания

o    Защита от потери питания. Учитывает возможность несинхронного включения двигателей, что может привести к необходимости отключать СД.

o    Защита от асинхронного режима. При асинхронном ходе в обмотках статора и ротора имеет место пульсирующий ток. Защита осуществляется в однофазном исполнении на реле РТ-40. Защита должна действовать на схему ресинхронизации СД.



Список использованной литературы



1.   Фёдоров А. А., Старкова Л. Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 368 с.

2.   Неклепаев Б.Н., Крючков И.П.Электрическая часть станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат, 1989.

3.   Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – М: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.

4.   Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник – М.: Высш. Школа, 1979. – 431 с., ил.

5.   Справочник по проектированию электроснабжения под ред. Барыбина Ю.Г. – М.: Высшая школа, 1990.

6.   Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. 2-е изд., перераб. и доп./ Под общ. ред. А.А.Федорова и Г.В. Сербиновского. – М.: Энергия, 1980. – 576 с., ил.

7.   Правила устройства электроустановок. – М: Энергия, 1986. – 244 с.

8.   Блок В.М. Электрические сети и системы: Учеб. пособие для вузов. – М.: Высш. школа,1986. – 431 с.

1. Диплом на тему Анализ финансово хозяйственной деятельности ПКФ Бейсуг
2. Реферат на тему Antony Flew The Existence And Belief Of
3. Кодекс и Законы Бандитизм и его квалификация по уголовному праву
4. Реферат Вельзеры
5. Реферат на тему Resurrection And Christ Essay Research Paper Resurrection
6. Контрольная_работа на тему Информационные технологии управления 2
7. Книга на тему Gymnastics
8. Реферат на тему Американская православная церковь
9. Контрольная работа Инновационная деятельность предприятия 3
10. Реферат на тему Patton American Badass Essay Research Paper General}

S_т, МВА	400	630	1000	4000
Тип выключателя	Э16В-УЗ	Э25В-УЗ	Э25В-УЗ	Э40В-УЗ
I_р._max, А	808,29	1273,06	2020,7	8082,9
I_н.в, А	1000	1600	2500	4000

Вариант распред-ой сети	К_т, тыс.руб.	К_в, тыс.руб.	К_кл, тыс.руб.	К_р, тыс.руб.	К, тыс.руб.	Р_н∙К, тыс.руб.	И_а.обор., тыс.руб.	И_а.л., тыс.руб.	И_Δ_W, тыс.руб.	И, тыс.руб.	З, тыс.руб.
Радиальная	7180	1980	3113,386	0	12273,386	1841,0079	9160	155,669	677,38	9993,08	11834,088
Смешанная	7180	1440	2815,558	177,388	11612,946	1741,9419	5542,354	140,778	677,368	6360,5	8102,442

№ ТП	Qнк1, квар	Qр, квар	N	Sнт, кВА	γ	Qнк2, квар	Qнк, квар	Принятая мощн-ть ККУ, квар	Принятый тип батареи
1	218,51	879,6	2	630	0,6	0	218,51	2х112	2хУКМ58-0,4-112-33,3-УЗ
2	967,82	1652,15	2	1000	0,6	0	967,82	4х268	4хУКМ58-0,4-268-30-УЗ
3	0	2864,53	2	4000	0,6	0	0
4	0	180,58	2	400	0,6	0	0
5	159,98	786,23	2	1000	0,6	0	159,98	2х100	2хУКМ58-0,4-100-33,3-УЗ
6	698,12	1053,36	2	630	0,6	0	698,12	2х402	2хУКМ58-0,4-402-33,3-УЗ
Σ	2044,43	7416,45					2044,43	2300

Bukvasha