Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Введение

2. Общая часть дипломного проекта

2.1 Характеристика объекта проектирования

2.2 Анализ электрических нагрузок

2.3 Картограмма электрических нагрузок

3. Технологическая часть

3.1 Расчет электрических нагрузок

3.2 Выбор числа и мощности компенсирующих устройств

3.3 Выбор схемы электроснабжения

3.4 Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанцию

3.5 Выбор типа трансформаторной подстанции и распределительного устройства

3.6 Выбор рациональной величины и расчет экономического сечения питающей линии.

3.7 Расчет токов короткого замыкания

3.8 Выбор электрооборудования на подстанцию

3.9 Выбор и расчет релейной защиты и автоматики СЭС

3.10 Расчет заземляющих устройств

4. Экономическая часть

5. Мероприятия по технике безопасности

6. Индивидуальное задание

7. Заключение

Библиографический список



1. Введение

Самым мощным источником покрытия пиковых нагрузок в Единой энергосистеме России и Сибири является Саяно-Шушенская ГЭС. Основными потребителями электроэнергии СШ ГЭС являются: Саяногорский алюминиевый завод, Хакасский алюминиевый завод, Красноярский алюминиевый завод, Новокузнецкий алюминиевый завод, Кузнецкий ферросплавный завод. В полноводные годы в связи с ограниченной пропускной способностью ЛЭП ГЭС вынуждена была сбрасывать часть воды вхолостую, что приводило к недовыработке 1,6 -- 2 млрд. кВт·ч.

Саяно-Шушенская ГЭС расположена в посёлке Черемушки (возле города Саяногорск) в Республике Хакасия и является самой мощной гидростанцией в России и одной из самых мощных в мире. Установленная мощность Саяно-Шушенской ГЭС -- 6400 МВт, среднегодовая выработка 24 млрд кВт·ч. В здании ГЭС размещено 10 радиально-осевых гидроагрегатов мощностью 640 МВт каждый.

Существенную роль в развитии промышленности сыграла электроэнергия в двадцать первом веке.

Электроэнергия является стержнем строительства экономики общества. Она играет важную роль в развитии всех отраслей демократического хозяйства, в осуществлении современного технического процесса всех отраслей производства.

Все более интенсивнее заменяется ручной труд на механизированный с применением электроэнергии. При этом электрооборудование и автоматизация производственных процессов позволяет высвободить большое число работников, занятых в производстве, при одновременном повышении качества продукции, экономичности, надёжности и бесперебойности работы агрегатов и установок. Благодаря электромеханизации и автоматизации производственных процессов электровооружённость труда в промышленности на одно

го работника достигла 1,5…2,3 тыс. кВтч. в год и даже выше.

Чтобы обеспечить эффективное использование электрооборудования и рационального применения электрической энергии, необходимо уметь пользоваться методами технических расчетов в планировании, управлении и анализе хозяйственной деятельности предприятия в целом и его отдельных звеньев.

В условиях интенсивного развития энергетической базы предприятий промышленного производства наибольшее значение приобретают надежность электроснабжения и безаварийность работы электроустановок. Поэтому требуется квалифицированное техническое обслуживание и ремонт оборудования. Большое значение имеет автоматизация производственных процессов, которая становится одним из факторов роста производительности труда, увеличение количества продукции, повышения ее качества, снижение себестоимости и улучшение условий труда.

Решение о модернизации систем электроснабжения аппаратного цеха принять, не только из-за физического и морального старения оборудования, но и из-за изменения электрических параметров внешней сети системы электроснабжения.



2. ОБЩАЯ ЧАСТЬ.

2.1 Характеристика объекта проектирования

Аппартаный цех вырабатывает пряжу для суконных тканей и для трикотажных фабрик, сырьём служит шерсть помесная 0.4 или качества до 55 мм длины. В смеси с шерстью используются угары аппаратно-гребенного прядения, ткацкого и отделочного производства. Каждый вид угаров перед вложением в смесь проходит дополнительную обработку, все компоненты смеси проходят через обрабатывающие машины, где сырьё смешивается. Полученная смесь вылёживается в лабазах, а потом поступает в чесальные аппараты . Здесь смесь прочёсывается и на прочес формируется ровница. Эта ровница переходит на прядильные машины. Полученная пряжа используется для производства суконных тканей

Цех относиться к основному производству, т.к. при отсутствии этого цеха или временного её отключения нарушиться технологический процесс. Цех относиться ко 2 категории надёжности ,т.к. перерыв в электроснабжении возможен на небольшое время , которое необходимо для ремонта или замены повреждённого технологического оборудования.

2.2 Анализ электрических нагрузок

Промышленность характеризуется сложностью и энергоемкостью производственного процесса, ростом единичных мощностей оборудования. Электрические нагрузки промышленных предприятий, а следовательно и потребителей электроэнергии зависят от вида и количества выпускаемой продукции, от уровня механизации и автоматизации технологического процесса, от санитарных требований данного производства от пользователей по обеспечению надлежащих условий работы и охраны труда рабочих и служащих.

Величина установленных мощностей электропотребителей некоторых промышленных предприятий достигает 1МВт и более.

Современная тенденция производств и создания крупных промышленных комплексов приводит к тому, что увеличивается количество промышленного оборудования. Совершенствуются схемы, добавляется большое количество различных установок.

Потребителями электроэнергии следует считать электропотребители или группу электроприемников объединенных общим технологическим процессом.

Сушильный цех выпускает чистую, высушенную шерсть, работает в одну смену, относится к потребителям второй категории надежности.

Все силовые потребители питаются от сети 0,38/0,22 кВ трехфазного тока с частотой 50 Гц. Электроосвещение питается от однофазной сети напряжением 220 В.

Таблица 1

№ пп	Наименование ЭП	Кол-во ЭП	Установленная Мощность, кВт	Кu	cos?/tg?	Режим работы
			одного	общее
1	Чесальный аппарат	12	23,5	282	0,7	0,8/0,75	Длительный
2	Обрабатывающие машины	12	25	300	0,7	0,8/0,75
3	Компрессор	1	110	110	0,8	0,9/0,48
4	Кондиционер	2	56	112	0,7	0,8/0,75
5	Освещение			18	0,9	0,95/0,3
	Итого по цеху:	27		822

2.3 Картограмма электронагрузок

Для определения места расположения ГПП или цеховой КТП при проектировании системы электроснабжения. На план промышленного предприятия наносится картограмма эл. нагрузок. Картограмма нагрузок предприятия представляет собой размещённые по плану окружности, площади которые в выбранном масштабе соответствуют расчётным нагрузкам цехов или групп ЭП. Для каждого цеха или группы ЭП наносится своя окружность, центр которой совпадает с центром нагрузок цеха или групп ЭП.

Для определения центра нагрузок цеха или группы ЭП используют несколько вариантов. Для приближенного определения центра нагрузок считают нагрузку равномерно распределённой по площади цеха или в каждой группе ЭП. В этом случае центр нагрузок цеха совпадает с центром тяжести фигуры, которая отображает размещённые в ней ЭП. Для точного определения центра нагрузок считают их сосредоточенные в каких-то точках цеха или фигуры, отображающей размещённые в ней ЭП, но в этом случае центр нагрузок уже не будет совпадать с центром тяжести фигуры, и нахождении его сведётся к определению точки применения равнодействующих параллельных сил. Поэтому для построения картограммы эл. нагрузок и определения центра эл. нагрузок будем считать нагрузку цеха равномерно распределённой по площади красильно-гладильного цеха.

ГПП или цеховую КТП следует размещать как можно ближе к центру электрических нагрузок, так это позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электроэнергии, значительно сократить протяженность как сетей высокого напряжения, так и цеховые эл. сетей низкого напряжения, уменьшить расход проводникового материала снизить потери электроэнергии:

1. Для построения картограммы электрических нагрузок необходимо определить радиусы окружностей каждого цеха или каждой группы ЭП, для этого считают, что площадь окружности в выбранном масштабе соответствует активной мощности цеха или группы ЭП.

m. S_окруж?Pi [кВт]

где m - масштаб, с помощью которого координируют площадь окружности, то есть mП r² =>ri = [мм, см].

2. Для построения центра эл. нагрузок (ЦЭН) необходимо определить координаты точки ЦЭН (x_о;y_о).

[мм, см].

[мм, см].

Pi кВт	X0	Y0
282	9	15
300	48	15
110	33	9
112	24	24

3. Строим точку ЦЭН на плане объекта проектирования в координатной плоскости.

Решение:

1. m = 0,2

r_{1 =} мм.

r_{2 =} мм.

r_{3 =} м.

r_{4 =} м.

2. X₀= м

Y₀= м

ЦЭН (29:15)



3. Технологическая часть

3.1 Расчёт электрических нагрузок

Создание каждого промышленного объекта начинается с его проектирования. Расчётное знание электрических нагрузок представляют собой не простое суммирование установленных мощностей ЭП предприятия, и являются определением ожидаемых значений электрических нагрузок. Расчёт электрических нагрузок является основой полагающего этапа при проектировании СЭС. Расчётная максимальная мощность, потребляемая электроприемниками предприятия всегда меньше суммы номинальной мощности этих ЭП. Правильное определение расчётных значений электрических нагрузок и обеспечение необходимой степени бесперебойности их питания имеют большое народнохозяйственное значение. От этого расчёта зависит исходные данные для выбора всех элементов СЭС промышленного предприятия, а так же денежные затраты на установку, монтаж на установку и эксплуатацию выбранного электрооборудования. Завышение ожидаемых нагрузок приводит к удорожанию строительству, перерасход проводникового материала сетей и не к оправданному увеличению мощности трансформатора. Занижение может привести к уменьшению пропускной способности электрической сети. К лишним потерям мощности, перегреву проводов, кабелей, трансформаторов, а следовательно их сокращение сроку их службы.

Существующие ныне методы определения расчётных нагрузок проектируемых предприятий основаны, но обработке экспериментальных и практических данных об электрических нагрузках действующих промышленных предприятий различных отраслей промышленности. В настоящее время основным методом расчёта электрических нагрузок промышленных предприятий является метод упорядоченных диаграмм рекомендованный «Руководящий указаний по определению электричества на промышленных предприятий»

Расчёт электрических нагрузок выполняется согласно алгоритму:

1. Определяем номинальную установленную мощность группы ЭП, в зависимости от режима их работы. Pн =Pп [кВт] - для ЭП длительного режима работы.

112

2. Определяем среднесменную активную и реактивную электрическую нагрузку для каждой группы ЭП.

Pсмi = Kui * Pнi [кВт]

78,4 *0,75 =58,8

3. Для определения максимальных значений электронагрузок, необходимо знать коэффициент максимума, который в свою очередь зависит от среднего коэффициента использования и эффективного числа ЭП.

Км = ѓ(Ки ср; nэ) , где Ки ср =

Ки ср = = 0,7

n_э- эффективное число ЭП которая зависит от коэффициента силовой сборки.

n_Э= ѓ(m), где m_Э= ;

Если:

-m_э ? 2, то n_э= n_д[шт]

-m_э>2, то n_э=[шт]

>2, то

Зная Ки ср и nэ по таблице справочной литературе определяем значение коэффициента максимума.

Км = ѓ(0,7;15) =1,12

4. Определяем максимальное значение активной и реактивной электронагрузки



Pм = Км *Pсм_?[кВт]

Практикой установлено, что максимальная реактивная мощность зависит от эффективного числа ЭП Qм = ѓ(n_э), т.е. если :

- n_э ? 10 шт, то Qм = 1,1 *Qсм_? [кВар]

- n_э > 10 шт, то Qм = Qсм_? [кВар]

Qм = ѓ(n_э) = ѓ(15) =>1,1*Qсм_? =412 [кВар]

5. Определяем полную максимальную нагрузку.

Sм = [кВА]

6. Определяем расчётный рабочий ток ЭП



Таблица 2

№ пп	Наимено-вание ЭП	Кол-во ЭП	Общая номин.мощн. кВт	Kи	Cosц tgц	Среднесмен. эл. нагруз	nэ	Км	Максимальная эл. нагрузка	Рабочий ток Iр, А
						Рсм кВт	Qсм кВар			Рм кВт	Qм кВар	Sм кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1	Чесальный аппарат	12	282	0,7		197,4	148,05
2	Обрабатывающие машины	12	300	0,7		210	157,5
3	Компрессор	1	110	0,8		88	42,24
4	Кондиционер	2	112	0,7		78,4	58,8
5	Освещение		18	0,9		16,2	4,86
6	Итог		822			590	412	15	1,12	661	412	779	1198

3.2 Компенсация реактивной мощности

Большая часть промышленных ЭП в процессе работы потребляют из сети помимо активной мощности реактивную мощность. Основными потребителями реактивной мощности являются: асинхронные двигатели ( 65% общего потребления); силовые трансформаторы(25%); воздушные линии электропередачи и другое вспомогательное оборудование(10%).

В зависимости от характера электрооборудования реактивная нагрузка промышленного ЭП может составлять до 130% по отношению к активной нагрузке. Передача значительного количества реактивной мощности по линиям и через трансформатор СЭС не выгодно по следующим причинам:

- Возникают дополнительные потери активной мощности во всех элементах СЭС, что обусловлено загрузкой их реактивной мощности;

- Возникают дополнительные потери напряжения, которые особенно существенны в сетях районного значения. Дополнительные потери напряжения приводят к увеличению размаха отклонения напряжения на зажимах ЭП от номинального значения;

- Загрузкой реактивной мощности линий электропередач и трансформаторов в сетях электроснабжения уменьшает пропускную способность сети, что в ряде случаев позволяет использовать полную установленную мощность генераторов электрических станций.

Оптимальная величина коэффициента мощности на предприятия получают путём компенсации реактивной мощности, как естественными мерами так и за счёт установки специальных компенсирующих устройств. Минимальное значение коэффициента мощности для промышленных предприятий должно находиться в пределах Cosцж = 0,93 - 0,95

К естественным мерам повышения мощности ЭП относятся:

- Комплексная автоматизация технологических процессов промышленных предприятий;

- Замена старого изношенного электрооборудования на новое современное;

-Замена мало загруженных трансформаторов и ЭД на трансформаторы ЭД меньшей мощности;

-Качественное проведение различных видов ремонтов электрооборудования.

Наиболее целесообразно является размещение специальных компенсирующих устройств которые позволяют увеличить коэффициент мощности и при этом является технических и экономически обоснованным.

Выбор числа и мощность компенсирующих устройств производится из ходя из расчётной величины потребной реактивной мощности, которую можно определить согласно формуле:

1. Qк = б *Pм (tgц1 - tgц2) [кВар]

кВар

где б - коэффициент который учитывает компенсацию реактивной мощности естественными мерами которые предусматривают до 90% компенсации реактивной нагрузки, т. е б = 0,9

Рм - максимальная активная мощность [кВт]

tgц1 - средневзвешенное значение коэффициента мощности до компенсации реактивной нагрузки tgц1 = Qм/Pм

tgц2 - средневзвешенное значение коэффициента мощности после установки компенсирующих устройства tgц2 определяется по значению желаемого коэффициента мощности, следовательно, Cos ц = 0,95 => tgц2 = 0,3

Полученное расчетное значение потребной реактивной мощности. Округляем в большую или в меньшую сторону до величины стандартной мощности компенсирующих устройств.

Выбираем компенсирующие устройства типа УКБН-0,38-100 в количестве двух установок.

,

3.3 Выбор схемы электроснабжения

Схема цеховой силовой сети определяется технологическим процессом производства, категория надёжности электроснабжения при взаимном расположении цеховых трансформаторных подстанций, единично установленной мощности электропотребителей, размещение электропотребителей по площади цеха, схема должна быть простой, безопасна и удобна в эксплуатации, а так же экономична и обеспечивать использование индустриальных методов монтажа.

Схема внутри цеховых электрических сетей могут быть радиальными, магистральными и смешанными, как с односторонним, так и с двухсторонним питанием. При радиальных схемах энергия от отдельного узла питания (ТП) поступают к одному достаточно мощному электропотребителю, а так же к групповым электропотребителям от которых в свою очередь получают электропитание средние и мелкие электропотребители.

Радиальные схемы выполняются одноступенчатыми, когда электроприемники питаются непосредственно от трансформаторной подстанции, или двух ступенчатыми, когда они подключаются к промежуточной распределительной подстанции.

Радиальные схемы применяют для питания электронагрузок большой мощности при не равномерном размещении электроприемников в цеху, а так же для питания электропотребителей в взрывоопасных, пожароопасных и пыльных помещениях.

Выполняют радиальные схемы кабелями или проводами проложенных в трубах, в лодках, коробах.

Достоинствами радиальных схем является высокая надёжность так как авария на одной из линии не влияет на рабату электроприемников получающих питание по другой линии, в удобстве автоматизации. Повышение надёжности радиальных схем достигается соединением отдельных распределительных подстанций резервирующими перемычками на коммутационных электроаппаратах.

Недостатками радиальных схем является малая экономичность и ограниченная гибкость в сети связанная с технологическим процессом.

При радиальных схемах электроприемники подключаются к любой точке питающей магистрали. Магистрали могут подсоединяться к распределительным щитам подстанций и силовым распределительным подстанциям либо не посредственно к трансформатору по схеме «блок трансформатора магистрали»

Магистральные схемы с распределительными шинопроводами применяются при питании электро приемников одной технологической линии или при равномерных по площади цеха электропотребителей. Такие схемы выполняют с применением шинопроводов, кабелей, проводов.

Достоинством магистральных схем являются упрощение щитов подстанций, высокая гибкость сети, которая дает возможность перемещать технологическое оборудование без переделки сети.

Магистральные схемы менее надежные, чем радиальные при исчезновении напряжения на магистрали все подключённые к ней электро потребители теряют питание.

При современном проектировании применяют смешанную схему электроснабжения. Наибольшее применение находят смешанные схемы электроснабжения, при которых часть электроприемников получают питание от магистрали, а другая от силовых распределительных подстанций которые в свою очередь питаются либо от щита трансформаторных подстанций, либо от распределительных шинопроводов. Такое сочетание позволяет более полно использовать достоинства радиального и магистрального электроснабжения. Поэтому для питания аппаратного цеха применяем смешанное электроснабжение.



Рис.1. Смешанная схема внутрицеховой электрической сети

3.4 Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанцию

3.4.1 Выбор числа трансформаторов на подстанцию

Правильный выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях промышленных предприятий является одним из основных вопросов рационального построения системы электроснабжения. В нормальных условиях силовые трансформаторы должны обеспечить питание всех ЭП предприятия. Как правило трансформаторов на подстанциях должны быть не более двух. Наиболее экономична одно - трансформаторная подстанция, которая при наличии центрального резерва по вторичному напряжению могут обеспечить надежное питание потребителей второй и третьей категории надежности.

При проектировании систем электроснабжения установка одно - трансформаторных подстанции рекомендуется при резервировании ЭП второй категории надежности, при наличии большого числа ЭП малой мощности, а также для питания ЭП третьей категории надежности.

Двух - трансформаторные подстанции применяются при значительном числе ЭП первой и второй категории надежности, при сосредоточенных нагрузках на данном участке с высокой удельной плотностью, а также если имеются ЭП особой группы. Кроме того, двух - трансформаторные подстанции целесообразно при не равномерном годовом графике электрических нагрузки предприятия, присезоном режиме работы двух сменных предприятий, со значительной разницей в загрузке смен, в этих случаях режимах минимальных нагрузок целесообразно отключать один из двух трансформаторов подстанции, что определяется условием оплаты за электрическую энергию.

Так как проектируемый цех относится ко II категории надежности электроснабжения, то принимаем к установке в аппаратном цехе два трансформатора на подстанцию.

3.4.2 Выбор мощности трансформаторов

Выбор мощности трансформаторов производится исходя из полной расчетной нагрузки объекта проектирования, числа часов использования максимальной нагрузки, темпов роста электрических нагрузок, стоимости электрической энергии, допустимой перегрузки трансформатора.

Совокупность допустимых нагрузок систематических и аварийных перегрузок определяют нагрузочную способность трансформатора, в основу расчета которой положен тепловой износ изоляции трансформатора. Если не учитывать нагрузочную способность трансформаторов, то можно не обоснованно завысить выбираемую установленную мощность, что экономически не целесообразно. Исследование различных режимов трансформаторов показали, что максимальные допустимые систематические нагрузки и аварийные перегрузки не приводят к заметному старению изоляции и существенному сокращению нормальных сроков их службы.

При выборе мощности трансформатора необходимо применять следующие правила согласно ПУЭ:

- Трансформатор мощностью 1000 КВА и выше выбирать только при наличии групп ЭП большой мощности.

- На подстанции следует устанавливать однотипные трансформаторы.

- При выборе двух трансформаторов на подстанцию мощность каждого трансформатора должна быть выбрана с таким учетом, чтобы при выходе из строя одного из трансформаторов оставшийся в работе трансформатор мог бы нести всю нагрузку потребителей первой и второй категории, и при этом был бы загружен не более чем на 140%, что допустимо ПУЭ в течении пять суток не более шести часов в сутки.

Если известна полная расчетная нагрузка и коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, то можно определить расчетную номинальную мощность трансформатора.

КВА

Где Sр - полная расчетная мощность объекта проектирования с учетом работы компенсирующих устройств. [кВА]

кВА

кВА

д.т. - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, который зависит от числа трансформаторов на подстанцию категории надежности электроснабжения.

кВА]

По расчетной полной мощности трансформатора выбираем два возможных варианта мощности трансформаторов, для технико-экономического сравнения их.

Выбранные трансформаторы проверяем в нормальном и аварийном режимах работы.

- В нормальном режиме работы.

для двух трансформаторной подстанции.

- В аварийном режиме работы.

для двух трансформаторной подстанции.

882 > 520

1400 > 520

Если условия проверки трансформаторов выполняются, то их принимают к технико-экономическому сравнению, для этого составляем таблицу номинальных параметров выбранных трансформаторов.



Таблица 3

	Sнm , кВА	?Рхх, кВт	?Ркз, кВт	Uкз, %	Iхх, %	Кvi - стоимость трансформаторов, руб.
1	2	3	4	5	6	7
1	ТМ - 630	1,42	7,6	5,5	2,0	334000
2	ТМ - 1000	1,9	12,2	5,5	1,7	475000

1.2 Технико-экономический расчет трансформаторов.

1) Определяем в режиме КЗ и в ХХ

?Qкзi=Sнmi *[кВар]

?Qкз1= 630 *= 34,65 кВар

?Qкз2 = 1000 *= 55 кВар

?Qххi=Sнmi *[кВар]

?Qхх1= 630 * = 13 кВар

?Qхх2= 1000 *= 17 кВар

2) Определяем потери активной мощности в режиме КЗ и ХХ

?Р'кзi = ?Ркзi + Kэкn * ?Qкзi [кВт],

где Rэкn - коэффициент экономичных эквивалентных потерь, который для расчетов можно принять равным 0,1.

?Р'кз1 = 7, 6+ 0,1* 34,65= 11,1 кВт

?Р'кз2 = 12,2 + 0,1* 55= 17,7 кВт

?Р'ххi = ?Рххi + Kэкn * ?Qххi [кВт]

?Р'хх1 = 1,42 + 0,1 * 13 = 2,7 кВт

?Р'хх2 = 1,9 + 0,1 * 17 = 3,6 кВт

3) Определяем приведённые потери мощности трансформаторов

?Ртi = 2 * (?Рххi + K²зтi * ?Pкзi)[кВт],

где Kзтi- коэффициент загрузки трансформаторов, по каждому варианту.

?Рт1 = 2 * (2,7 + 0,55² * 11,1) = 12 кВт

?Рт2 = 2 * (3,6 + 0,35² * 17,7) = 11,5 кВт

4) Определяем годовые потери электроэнергии в трансформаторах

?Wmi = ?Рmi * ф[кВт/час],

где ф- время потерь, которую можно определить согласно формуле

ф= (0,124 + )²* 8760 [час]

Тм = 1800 - 2500 для односменного предприятия

Тм = 3000 - 4500 для двухсменного предприятия

Тм = 5000 - 7000 для трёхсменного предприятия

ф= (0,124 + )²* 8760 = 1968 час.

?Wm1 = 12 * 1968 = 23616 кВт * час

?Wm2= 11,5 * 1968 = 22632 кВт * час

5) Определяем годовые амортизационные расходы на трансформаторы

Саi = ц * Кmi[руб/год ],



где ц - коэффициент амортизационных отчислений. На амортизационные отчисления, на трансформаторы дается 10 % от стоимости трансформатора, то есть ц = 0,1 .

Кmi стоимость трансформатора Саi = ц * Кmi [руб/год ]

Са1 = 0,1 * 334000= 33400 руб/год

Саi2= 0,1 * 475000 = 475000 руб/год

6) Определяем стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах

Сni = Со * ?Wmi [руб/год ]

где Со - это стоимость одного кВт в час электроэнергии Со = 5 руб/кВт

Сn1 = 5* 23616 = 118080 руб/год

Сn2 = 5 * 22632 = 113160 руб/год

7) Определяем суммарные годовые эксплуатационные расходы

Сэi = Саi + Сni [руб/год]

Сэ1 = 33400 + 118080 =151480 руб/год

Сэ2 = 47500 + 113160 =160660 руб/год

8) Для выбора экономического варианта трансформатора применяют метод срока окупаемости.

Ток = [лет]

Срок окупаемости сравнивают с нормативным временем, где Тн =7 лет :

- если Ток <Тн, то экономичнее будет вариант с большей мощностью, но с меньшим эксплуатационным расходом;

- если Ток >Тн, то экономичней будет вариант с меньшей стоимостью, но большим эксплуатационным расходом;

- если Кm1< Кm2, то Сэ1<Сэ2, то в этом случае срок окупаемости не считают, а принимаю к установке трансформатор с меньшей стоимостью и с меньшим эксплуатационным расходом.

Кm1< Кm2 334000 < 475000 и Сэ1< Сэ2 151480 < 160660

То выбираем трансформатор ТМ - 630 в количестве двух штук, так как трансформатор с большей мощностью, но с меньшим эксплуатационным расходом будет более экономичный вариант.

электрический нагрузка трансформаторный подстанция

3.5 Выбор типа трансформаторной подстанции и распределительного устройства напряжением до 1000В

1. Для питания цеховых потребителей служат главным образом Автоматические устройства по компенсации реактивной мощности (УКБН), располагаемые возможно ближе к центру электрических нагрузок. Их выполняют как внутрицеховые подстанции, встраиваемые в здания цеха или в пристроенное к нему помещение.

При определении типа подстанции необходимо учитывать:

- конструкцию подстанции;

- число трансформаторов на подстанцию;

- мощность трансформатора;

- первичное и вторичное напряжение на шинах подстанции.

В данном цехе выбираем 2 ТМ - 630 - 10/0,4 (комплектная трансформаторная подстанция, с установкой двух трансформаторов, мощностью 630 кВА; первичное напряжение 10 кВ, вторичное 0,4 кВ).

2. Распределительные пункты серии ПР со встроенными в них автоматическими выключателями, предназначены для распределения электроэнергии постоянного переменного тока. Распределительные пункты изготавливаются в общепромышленном исполнении.

Номинальный ток распределительных пунктов, в зависимости от числа включенных выключателей и степени их загрузки, определяется током, составляющим 0,8-0,9 номинального тока наибольшего расцепителя вводного выключателя.

Выбираем ПР 85.

3.6 Выбор величины напряжения и расчёт питающей сети

3.6.1 Выбор величины рационального напряжения

Выбор величины рационального напряжения определяется параметрами линии электропередач и выбираем электроаппараты на трансформаторную подстанцию.

При решении задач о выборе величины рационального напряжения в общем случае следует предварительно определить величину не стандартного напряжения, при котором имеет место минимальные затраты. Зная такое напряжение можно выбрать целесообразное стандартное напряжение. Для питания крупных промышленных предприятий на первой ступени распределении электроэнергии следует применять напряжение равной 110, 220 кВ. Напряжение 35 кВ следует применять как напряжение первой ступени распределение электроэнергии средней по мощности промышленных предприятий. Напряжение 6 - 10 кВ используется как напряжение первой ступени внутри заводской распределении электроэнергии. Применение напряжения равное 6 кВ обычно обоснованно только при наличии электропотребителей, которые получают питание от сети напряжения 6 кВ.

На второй ступени распределении электроэнергии цеховых трансформаторных подстанций применяется напряжение равное 0,4/0,23 кВ

На первой ступени распределение электроэнергии средней по мощности промышленных предприятий выбираем 10 кВ так как используется напряжение первой ступени внутри заводской распределении электроэнергии. На второй ступени выбираем 0,4 кВ

3.6.2 Выбор экономического сечения питающего кабельной линии

Увеличение сечения линии повышает капитальные затраты и её сооружение. С уменьшением сечении затраты снижаются, но возрастают стоимость потерь электроэнергии,, величина которой прямо пропорционально потерям активной мощности и обратно пропорционально сечению проводника при выборе наиболее экономического варианта необходимо определить затрат будет соответствовать сечению проводника которое называется экономическое.

На величину экономического сечения влияет ряд факторов:

- стоимость строительной части линии в различных районах;

- стоимость потерь электроэнергии в зависимости от исполнения линии;

- учесть такие факторы затруднительно.

На основе анализов всех факторов влияющих на величину экономического сечения и техноэкономических расчетов. ПУЭ рекомендует в практических расчетах экономического сечения линии определять в зависимости от плотности, которая в свою очередь зависит от материала токоведущих жил изоляции, а так же от числа часов использования максимальной нагрузки.

Экономическое сечение линии можно определить согласно формуле

Sэк =[мм²].

Iр = = = 40 А Sэк == 29 мм²

При максимальной нагрузке приходящая на ночное время, ПУЭ рекомендует увеличивать экономическую плотность тока на 40%. Расчетная величина экономического сечения округляется до ближайшего стандартного сечения, а при экономичном сечении свыше 150 мм²,одну кабельную линию целесообразно выполнять из двух и более кабелей меньшего сечения, при этом суммарное сечение всех кабелей должно соответствовать расчетному экономическому сечению.

Для выбора экономического сечения питающейся кабельной линии на полученное

Расчетное сечение выбираем два возможных стандартных сечений: одно сечение стандартное расчетное, а другое большое расчетное.

Таблица 4

	Sэк, мм2	Iдоп, А	?P, кВт/км	L, Км	Kmi - стоимость 1 км линии, руб/км
1	2	3	4	5	6
1	25	90	40	1	117212
2	35	115	42	1	129000
3	50	140	44	1	137768
4	75	165	44	1	334633

1) Определяем коэффициент загрузки при каждом сечении

Rзаi =,

где Sнпрi = * Uн * Iдопi [кВА] (Uн = 10 кВ)

Sнпр1 = * 10 * 90= 1557 кВА

Sнпр2 = * 10 * 115=1989,5 кВА

Sнпр3 = * 10 * 140= 2422 кВА

Sнпр4 = * 10 * 165=2854,5 кВА



Kзл1 = = 0,4

Kзл2 = = 0,3

Kзл3 = = 0,3

Kзл4 = = 0,2

2) Определяем потери активной мощности при действительной загрузки линии

?Рнi = ?Рi * L[кВт], тогда ?Рдi = K²злi * Рнi [кВт]

?Рн1= 40 * 1 = 40 кВт

?Рн2= 42 * 1 = 42 кВт

?Рн3= 44 * 1 = 44 кВт

?Рн4= 44 * 1 = 44 кВт

?Рg1 = 0,4² * 40 = 9,7 кВт

?Рg2 = 0,3² * 42 = 6,4 кВт

?Рg3 = 0,3² * 44 = 3,9 кВт

?Pg4 = 0,2² * 44 = 1,7 кВт

3) Приняв время потерь в линиях, таким же как и в трансформаторе

определяем потери электроэнергии в линии

?wлi = ?Pgi * ф [кВт*час/км]

?wл1 = 9,7 * 1968 = 19090 кВт*час/км

?wл2 = 6,4 * 1968 = 12595 кВт*час/км

?wл3 = 3,9 * 1968 = 7793 кВт*час/км

?wл4 = 1,7 * 1968 = 3346 кВт*час/км

4) Определяем стоимость потерь электроэнергии в линии

Сплi = ?Wл * Со [руб/год * км] , где Со = 5 руб/кВт * час

Спл1 = 19090 * 5 = 95450 руб/год * км

Спл2 = 12595 * 5 = 62975 руб/год * км

Спл3 =7793 * 5 = 38965 руб/год * км

Спл4 = 3346 * 5 = 16730 руб/год * км

5) Определяем капиталы вложения на сооружение линии

К`лi = Кmi * L[руб].

К`л1 =117212 * 1 = 117212 руб

К`л2 =12900 * 1 =129000 руб

К`л3 =137768 * 1 = 137768 руб

К`л4 =334633 * 1 = 334633 руб

6) Определяем стоимость ежегодных амортизационных отчислений на линию

Саi = ц * К`лi[руб/год * км] ,

где ц- амортизационных отчислений который на сооружение линии принимает 3% от капитала вложенийналиниюц = 0,03.

Са1 = 0,03 * 117212 = 3516 руб/год * км

Са2 = 0,03 * 129000 = 3870 руб/год * км

Са3 = 0,03 * 137768 = 4133 руб/год * км

Са4 = 0,03 * 334633 = 10038 руб/год * км

7) Полагая, что стоимость расходов на содержание персонала и на ремонт линии одинаковы, при выбранных сечениях кабеля, определяют стоимость эксплуатационных годовых расходов на линию.

Сэi = Сплi + Саi [руб/год * км].

Сэ1 = 95450+3516 = 98966 руб/год * км

Сэ2 = 62975 + 3870 = 66845 руб/год * км

Сэ3 = 38965 + 4133 = 43098 руб/год * км

Сэ4 = 16730+10038 = 26768 руб/год * км

8) Полные затраты на сооружение линии можно определить

Злi = Сэi + 0,12 * К`лi [руб/год * км].

Зл1 = 98966 + 0,15 * 117212 = 116548 руб/год * км

Зл2 = 66845 + 0,15 * 129000 = 86195 руб/год * км

Зл3 = 43098 + 0,15 * 137768 = 63763 руб/год * км

Зл4 = 26768 + 0,15 * 334633 = 76963 руб/год * км

9) На основе расчетов построим график зависимости

Sэкi = ѓ(Злi)



Злi руб/год * км

Sэкмм²

Рис. 2

10) Проверяем выбранное сечение кабеля по условиям нагрева длительного допускаемых токоведущих нагрузок Iд ? Iр.



Исходя из расчета, принимаем к прокладке алюминиевый кабель с ПВХ изоляцией марки АСБ- 3х50 мм2.

3.7 Расчёт токов короткого замыкания

3.7.1 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением выше 1000 В цеховой подстанции

Коротким замыканием называется непосредственное соединение двух или нескольких фаз, или фазы и нулевого провода, в одной точке не предусмотренной нормальными условиями работы.

Различают три основных вида короткого замыкания:

- Трех фазным коротким замыканием при котором все три фазы замыкаются в одной точке. Это самый опасный вид короткого замыкания, который сопровождается взрывами, пожарами, и даже смертельными исходами обслуживающего персонала, на этот вид короткого замыкания приходится до 5% от других видов короткого замыкания.

- Двух фазное короткое замыкание, при котором две фазы силовой сети замыкаются в одной точке. Такой вид короткого замыкания сопровождается расстройством технологического процесса, длительной остановкой электрического оборудования, не до отпуском продукции. На такой вид короткого замыкания приходится до 30% от других видов короткого замыкания.

- При однофазном коротком замыкании одна фаза силовой электрической сети замыкается в точке на нулевой провод или на землю. Такой вид короткого замыкания сопровождается искрением, что приводит к ожогом кожи рук и лица обслуживающего персонала. На такой вид короткого замыкания приходится до 65% от всех видов короткого замыкания.

Физическая сущность процесса короткого замыкания в системе электроснабжения заключается в том, что при возникновении короткого замыкания резко падает сопротивление в электрической цепи, уменьшается напряжения на отдельных его участках и скачком возрастает ток, и представляет собой ток короткого замыкания.

Основными причинами возникновения короткого замыкания в СЭС является:

- Старение и износ изоляции электрического оборудования и электрической сети;

- Ошибочные действия обслуживающего персонала.

Расчет токов короткого замыкания в СЭС необходим для:

- Выбора рационального варианта схемы электроснабжения;

- Выбора электрических аппаратов на подстанцию и проверки их на электродинамическую и термическую устойчивость к токам короткого замыкания;

- Выбора средств ограничения токов короткого замыкания;

- Проектирования устройств релейной защиты и автоматики;

- Проектирования защитного заземления.

При расчете токов короткого замыкания все выходящие в расчет величины можно выражать в именованных единицах, либо в относительных единицах. Так как параметры входящих в расчет схемы элементов указывают в различных единицах, то их необходимо приводить к базисным условиям.

За базисную мощность (Sб.) принимают либо мощность питающей ступени, либо число кратное единице, то есть 10, 100, 1000, 10000 МВА.

Для внутризаводского расчета токов короткого замыкания принимаем Sб.=100 МВА.

За базисное напряжение принимают напряжение равное среднему номинальному напряжению ступени т. е. Uб = 500; 230; 115; 37; 10,5; 6,3; 0,4; 0,23 кВ.

Расчеты токов короткого замыкания в сетях напряжением выше 1000 В ведут в относительных единицах, а в сетях напряжением ниже 1000 В в именованных единицах.

Составим расчетную схему внутризаводской системы электроснабжения, а по ней схему замещения.

Рис. 3

1. 

2. Задаемся базисными условиями и определяем базисный ток.

;

кА

3. Определяем сопротивление кабельной линии идущей до трансформаторной подстанции.

Где - соответственно удельные активные и реактивные сопротивления на один километр линии .

Определяем сопротивление в относительных единицах приведенных к базисным условиям.



Определяем полное сопротивление линии.

4. Определяем периодическую составляющею тока короткого замыкания.

кА

кА

5. Определяем ударный ток короткого замыкания.

Где

6. Определяем мощность короткого замыкания.

3.7.2 Расчет токов короткого замыкания на шинах напряжением 0,4 кВ

Расчет схемы замещения в сети напряжением до 1кВ состоит из элементов с активными и индуктивными сопротивлениями в цеховых трансформаторах, токовых катушек, трансформаторах тока, шин, жил проводов и кабелей, а также активного сопротивления контактных соединений.

При расчете токов короткого замыкания в сетях напряжением 1000 В суммарное активное сопротивление системы принимают равным 0.

1. Определяем индуктивное и активное сопротивление в цеховых трансформаторах, приведенных к напряжению.

2. Периодическую составляющую токов короткого замыкания в сетях напряжения до 1000 В можно определить согласно формуле

I? = * 10³ [кА]

где Rрез = Rтц + Rав + Rтт + Rш + Rрк + Rпк [мОм]

Хрез = Хс + Хтц + Хав + Хтт + Хш + Хрк [мОм]

Rав = 0,12; Rтт = 0,5; Rш =0,5; Rрк = 0,28; Rпк = 0,25

Хав = 0,084; Хтт = 0,07; Хш = 0,17; Хрк = 0,22;

Rрез = 3,1 + 0,12 + 0,5 + 0,55 + 0,28 + 0,25 = 4,8 мОм

Хрез = 0,34 + 13,6 + 0,084 + 0,07 + 0,17 + 0,22 = 14 мОм



I? = * 10³= 15 кА

3. Определяем ударный ток короткого замыкания

iу = Ку * * I? [кА]

где Ку = ѓ (Sнт)

- Sнт = 100 ч 630 кВА

Ку = 1,2

- Sнт = 630 ч 1600 кВА

Ку = 1,3.

iу = 1,3 * 1,41 * 15 = 27 кА

1) Определяем мощность короткого замыкания

Sкз = * Uн * I?[мВА]

Sкз = * 0,4 * 15 = 10 мВА

На основе полученных расчетов составляем таблицу.

Таблица 5

	Точка короткого замыкания	I? кА	iу кА	Sкз мВА
1	2	3	4	5
1	К1	9,5	24	164
2	К2	15	27	10

3.8 Выбор электрической аппаратуры и токоведущих частей на трансформаторную подстанцию

Электрические аппараты, изоляторы и токоведущие устройства работают в условиях эксплуатации в трех основных режимах: длительном, в режиме перегрузки, в режиме короткого замыкания.

- В длительном режиме надежная работа аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается правильным выбором их по номинальному току и номинальному напряжению и номинальному току.

- В режиме перегрузки надежная работа аппарата и других устройств обеспечивается ограничением величины и длительности повышения тока или напряжения в тех приделах, при которых гарантируется нормальная работа электроустановок за счет запаса прочности.

- В режимах короткого замыкания надежная работа электроаппаратов, изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается соответствием выбранных параметров устройств по условиям термической и электродинамической устойчивости.

При составлении схемы для расчетов токов короткого замыкания выбирают такой режим при котором электроаппараты находятся в наиболее тяжелых, но реальных условиях работы. Не учитывают только такие режимы которые не предусмотрены для продолжительной эксплуатации.

Электрические аппараты, изоляторы и токоведущие устройства выбранные по номинальному напряжению и номинальному току должны быть проверены на электродинамическую и термическую устойчивость к токам короткого замыкания, а также должны отвечать требованиям технико-экономической целесообразности.

1. Выбор выключателей.

Таблица 6

Параметры выбора	Формулы выбора
1. Номинальное напряжение, кВ.
2. Номинальный ток , А	630> 36,4
3. Ток отключения ,к А	20>9,5
4. Электродинамическая устойчивость к токам короткого замыкания , кА	51>24
5. Мощность отключения , МВА	330>164

Условие выбора и проверки выполнены, принимаем к установке вакуумный выключатель типа ВВР - 10 - 630.

2. Выбор изоляторов.

Изоляторы выбирают и проверяют на разрушающие воздействие от ударного тока короткого замыкания. Наиболее тяжелым видом нагрузки для изоляторов является та которая создает наибольший изгибающий момент.

Таблица 7

Параметры выбора	Формулы выбора
1. Номинальное напряжение, кВ.	10 = 10
2. Номинальный ток проходных изоляторов , А.	150>36,4
3. Допустимое усиление изоляторов , кгс.	где l - расстояние между изоляторами, мм; а - расстояние между фазами, мм.

Условия выбора и проверки выполняются, принимаем изоляторы типа ПК-10/160-180.

3. Выбор шин.

Сечение шин выбирают по нагреву длительно проходящим максимальным током нагрузки и по экономической целесообразности. Проверку шин производят на устойчивость к электродинамическому воздействию токов короткого замыкания и дополнительным механическим усилиям возникающих в шинах.

Таблица 8

Параметры выбора	Формулы выбора
1.Длительнодопустимая токовая нагрузка , А.
2. Электродинамическая устойчивость к токам короткого замыкания механическое напряжение в шинах , кгс/см3	на алюминиевые шины 650 кгс/см2 где где n - число полос в пакете шин; b - толщина шины, мм; h - ширина шины, мм. 650?394

Условия выбора и проверки выполнены, принимаем к установке шины алюминиевые сечением 80X6.

4. Выбор автоматических выключателей.

Автоматические выключатели выбирают по номинальному напряжению и номинальному току, и по отключающей способности.

Таблица 9

Параметры выбора	Формулы выбора
1. Номинальное напряжение, кВ.	0,4 =0,4
2. Номинальный ток , А	1600 >1000
3. Ток отключения , А	31>9,5

Условия выбора и проверки выполняются, принимаем к установке автомат типа ВА55-43.

5. Выбор трансформаторов тока.

Трансформаторы тока выбираются по номинальному напряжению по номинальному первичному току и по классу точности.

Таблица 10

Параметры выбора	Формулы выбора
1. Номинальное напряжение, кВ.	0,66 > 0,4
2. Номинальный ток , А.	1500 >1000
3. Класс точности.	1

Условия выбора и проверки выполняются, принимаем к установке трансформатор тока типа ТК - 120.

3.9 Выбор устройств релейной защиты и автоматики на трансформаторную подстанцию

3.9.1 Выбор устройств релейной защиты

В электрических сетях промышленных предприятий возможны возникновения повреждений нарушающих нормальную работу электроустановок. Наиболее распространенными и опасными видами повреждения являются короткие замыкания, к анормальным режимам относятся режимы перегрузки. Повреждения и анормальные режимы могут привести как к аварии всей системы электроснабжения так и к отдельным ее частям, сопровождающихся определенным не до отпуском электрической энергии, разрушение основного электрического оборудования. Предотвратить возникновение аварии можно путем быстрого отключения поврежденного элемента или участка сети. Для этой цели электроустановки снабжают автоматическим действующими устройствами - релейной защиты (РЗ), являющимся одним из видов противоаварийной автоматики. Релейная

защита так же предназначена для сигнализации о нарушениях в работе СЭС. Название “релейная защита” c наличием в ней электрических аппаратов называемых реле. Реле представляет собой аппарат автоматического действия, включающий или отключающий электрические цепи защиты и управления под действием разного рода импульсов, в зависимости от заданных параметров контролируемой величины.

При повреждении в СЭС: коротких замыканиях, в результате ошибочных действий обслуживающего персонала, глубоких понижениях напряжениях, релейная защита выявляет поврежденный участок и отключает его, воздействуя на коммутационные электрические аппараты.

При анормальных режимах: токовые перегрузки, замыкание одной фазы на землю, в сетях с изолированной нейтралью, ухудшение состояния трансформаторного масла в результате внутренних повреждениях в трансформаторе, понижение уровня масла в расширителе трансформатора, релейная защита действует на сигнал, предупреждающий обслуживающий персонал подстанции о не исправности в режиме работы электрического оборудования.

Выбор защиты трансформаторов зависит от мощности, назначения, места установки, эксплуатационного режима трансформатора. В силовых трансформаторах возможны следующие виды повреждений: междуфазные в обмотках внутри бака и на выводах, витковые замыкания одной фазы, однофазные замыкания на землю в обмотке, токовые перегрузки обмоток, понижение уровня масла.

Для защиты силовых трансформаторов при их повреждении и сигнализации нарушения нормальных режимов работы могут применятся следующие типы защиты: дифференциально - токовая защита (ДТЗ), максимально - токовая защита (МТЗ), токовая отсечка (ТО), газовая защита и защита предохранителями.

Для защиты трансформаторов цеховых подстанций используют защиты МТЗ, ТО, либо защиту построенную на выключателе нагрузки в комплекте с предохранителями.

Для защиты трансформаторов мощностью 1000, 1600 КВА по стороне высокого напряжения применяют МТЗ и ТО действующие при повреждениях на отключение масленого или вакуумного выключателя. Для защиты трансформаторов по стороне низкого напряжения от однофазных коротких замыканий на землю применяются автоматические выключатели установленные на подстанциях. Для защиты трансформаторов от внутренних повреждений применяют газовую защиту построенную на газовом реле марки РГЧЗ.

Для защиты трансформатора мощностью 160 - 630 КВА по стороне высокого напряжения используют выключатели нагрузки в комплекте с предохранителями, по стороне низкого напряжения от однофазных КЗ на землю устанавливают автоматические выключатели, для защиты от внутренних повреждений используют газовую защиту построенную на реле РГЧЗ- 66.

Так как в проектируемом цеху установлен трансформатор ТМ-630, то для защиты по стороне ВН применяем выключатель нагрузки ВВР-10-630 , по стороне НН применяем автоматический выключатель типа ВА55-43. Для контроля режима работы применяем трансформатор тока ТК-120. Для контроля защиты от повреждений трансформатора применяем газовое реле типа РГЧЗ-66.

Для защиты трансформатора предусматриваем МТЗ ,определяем

I_ср.мтз = ,

где Kн - коэффициент надежности = 1,1 :1,25; Kв - коэффициент возврата = 0,8 : 0,85; Kсх - коэффициент схемы, определяется схемой соединения т.т. (схема неполной звезды).

I_ср.мтз = А

1.1. К₂ = должно быть > 1,5.

Для сетей напряжением 10 кВ используют МТЗ на токовом реле т. РТ-80 и реле времени РТВ.

3.9.2 Выбор устройств сетевой автоматики

Устройство автоматизации осуществляет автоматическое управление схемой электроснабжения предприятия, в нормальном и аварийном режимах. Применение автоматизации позволяет обеспечить длительное нормальное функционирование системы электроснабжения, в кратчайший срок ликвидировать аварию, обеспечить высокую надежность системы электроснабжения промышленных предприятий, сократить расходы на обслуживание, обнаруживать поврежденные участки с номинальными затратами, повысить качество электроэнергии. Благодаря применению устройств автоматизации в СЭС стало возможным применение подстанций с упрощенными схемами коммутации.

На подстанциях промышленных предприятий нашли наибольшее распространение следующие устройства автоматизации. АВР - автоматическое включение резерва; АПВ - автоматическое повторное выключение; АЧР - автоматическая частотная разгрузка; АРТ - автоматическая разгрузка по току.

Подстанции промышленных предприятий как правило работают с односторонним электроснабжением потребителей, что позволяет снизить токи КЗ в электрической сети.

Автоматизации СЭС считается экономически целесообразной, если дополнительные ежегодные затраты на нее меньше вероятного ущерба от простоя электрооборудования при нарушении электроснабжения.

В сетях промышленных предприятий с разделенным питанием потребителей первой категории широко применяются устройства автоматического включения резерва, которые повышают надежность электроснабжения, сокращают время простоя электрооборудования.

Устройства автоматического повторного включения осуществляют быстрое повторное восстановление электроснабжения промышленных предприятий, после кратковременных самоустраняющихся повреждений в электрической сети. Согласно ПУЭ устройства АПВ обязательны на всех воздушных линиях напряжением выше 1000 В.

Устройства автоматической частотной разгрузки должны устанавливаться только на тех предприятиях на которых возможно возникновение значительного дефицита активной мощности, которая питается от районной энергосистемы.

Применение устройств автоматики для цеховой подстанции ВВР-630-10/0,4 экономически не оправдано, поэтому на двух трансформаторной цеховой подстанции по стороне высокого напряжения устанавливаем секционный разъединитель, а по стороне низкого напряжения секционный автоматический выключатель типа ВА55-43.

3.10 Расчёт заземляющих устройств

Под заземлением понимают преднамеренное соединение металлических не токоведущих частей, нормально не находящееся под напряжением, но которые могут оказаться под напряжением вследствие повреждений изоляции, с землей или ее эквивалентом. В качестве эквивалента применяется заземляющее устройство, которое состоит из заземлителя и заземляющих проводников.

Под заземлителем понимают металлический проводник или группу проводников нормально находящихся в грунте; под заземляющими проводниками понимают металлические проводники, соединяющие заземляющие части ЭУ с заземлителями.

Различают три вида заземлителей: защитное, рабочее, и грозозащищенные.

Целью защитного заземления является обеспечение безопасного обслуживания ЭУ.

ПУЭ регламентирует следующие значения сопротивлений защитных заземляющих устройств:

- В ЭУ выше 1000 В с большими токами замыкания на землю сопротивления заземления должно быть не более 0,5 Ом;

- В ЭУ выше 1000 В с малыми токами замыкания на землю не более 10м;

- В ЭУ напряжение до 1000 В напряжением трехфазного тока 380 и 220 В, соответственно не более 4 и 8 Ом.