Проектирование и монтаж оборудования и сетей системы электроснабжения завода

Трансформатор тока (ТТ) предназначен для уменьшения тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформатор тока выбирается

по номинальному напряжению:

= 35кВ;

по номинальному току:

55 А.

Выбираем в РУ 35 кВ трансформатор тока, встроенный в выключатель, типа ТВ-35-II-600/5.

Номинальные параметры трансформатора тока сведены в таблицу 7.5.

Таблица 7.5

Тип	Uн, кВ	I1н, А	I2н, А	Варианты исполнения вторичных обмоток	Номинальная нагрузка в классе 1,Ом
ТВ-35-II-600/5	35	600	5	1/10Р	1,2

Рассмотрим подробнее проверку ТТ по вторичной нагрузке.

Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля, соединяющего трансформатор с подключенными к нему приборами.

Допустимое сечение кабеля определим по формуле

где - номинальная вторичная нагрузка;

- сопротивление приборов, подключенных к трансформатору;

- мощность всех приборов в наиболее нагруженной фазе;

- сопротивление контактных соединений (при числе приборов три и менее Ом);

- расчетная длина контрольного кабеля;

с - удельное сопротивление жил контрольного кабеля (для алюминия с = 0,0283 Ом•).

=1,3 мм2

Таблица 7.6 - Вторичная нагрузка ТТ

№	Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы, ВА
			А	В	С
1	Амперметр	Э-335	0,5	-	-
2	Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
3	Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Sпр, ВА	1,5	0	1

Примем к установке кабель АКВВГ с алюминиевыми жилами сечением 1,5 мм2. Определим сопротивление выбранного кабеля



Определим вторичное расчетное сопротивление

Из сравнения видно, что условие проверки выполняется.

7.4 Выбор трансформатора тока на напряжение 6 кВ

Выбираем в РУ 6 кВ трансформатор тока типа ТЛК-6-У3.

Номинальные параметры трансформатора тока сведены в таблицу 7.7.

Таблица 7.7

Тип	Uн, кВ	I1н, А	I2н, А	Варианты исполнения вторичных обмоток	Номинальная нагрузка в классе 0,5, Ом
ТЛК-6-У3	6	400	5	0,5/10Р	0,4

Рассмотрим подробнее проверку ТТ по вторичной нагрузке.

Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля, соединяющего трансформатор с подключенными к нему приборами.



Таблица 7.8 - Вторичная нагрузка ТТ

№	Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы, В•А
			А	В	С
1	Амперметр	Э-335	0,5	-	-
2	Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
3	Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
4	Счетчик активной энергии	СА3-И681	2,5	2,5	-
5	Счетчик реактивной энергии	СР4-И676	-	2,5	2,5
Sпр, В•А	4	5	3,5

Допустимое сечение кабеля определим по формуле

- сопротивление контактных соединений (при числе приборов более трех Ом).

=1,415 мм2

Примем к установке кабель АКВВГ с алюминиевыми жилами сечением 1,5 мм2. Определим сопротивление выбранного кабеля

Определим вторичное расчетное сопротивление



Из сравнения видно, что условие проверки выполняется.

7.5 Выбор трансформатора напряжения на 35 кВ

Выберем трансформатор напряжения на 35 кВ по номинальному напряжению: = 35кВ.

ТН в РУ 35 кВ питает обмотки напряжения приборов, сборных шин, линий.

Определим набор приборов для каждой группы присоединений. Подсчет мощности произведем отдельно по активной и реактивной составляющим. При этом учтем, что cosц обмоток приборов, кроме счетчиков, равен единице. У счетчиков активной и реактивной энергии cosц=0,38, а sinц=0,93.

Используя учебник [Л2, с.378], составим таблицу для подсчета мощности.

Определим полную суммарную потребляемую мощность

= 67,2 ВА.

По [Л1, таблица 5.13] выбираем к установке три однофазных трансформатора напряжения с естественным масляным охлаждением НОМ-35-66 У1, S2ном = 150 ВА при классе точности 0,5.

3;

т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

Таблица 7.9

№	Место установки и перечень приборов	Число присоединений	Тип прибора	Sн обм, ВА	Число обмоток	cosц	sinц	Общее число приборов	Р, Вт	Q, кВар
1	ЛЭП	2
	Ваттметр		Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
	Варметр		Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
	ФИП			3	1	1	0		6	-
	Сч.ак.энергии		СА4-И681	2	2	0,38	0,93	2	3	7,4
	Сч.реак. эне-ргии		СР4-И676	3	2	0,38	0,93	2	4,6	11,1
2	Сборные шины	1
	Вольтметр		Э-335	2	1	1	0	1	2	-
	Вольтметр регестриру-ющий		Н-393	10	1	1	0	1	10	-
	Ваттметр регестрирующий		Н-395	10	1	1	0	1	10	-
	Частотомер регестрирующий		Н-397	7	1	1	0	1	7	-
	Осциллограф			10	1	1	0	1	10	-
Итого	64,6	18,5

7.6 Выбор трансформатора напряжения на 6 кВ

= 6 кВ.

По [Л1, таблица 5.13] выбираем к установке трансформатор напряжения типа НТМИ-6-66 У3 с номинальной мощностью в классе 0,5 .

Определим набор приборов для каждой группы присоединений. Подсчет мощности произведем отдельно по активной и реактивной составляющим. Используя учебник [Л2], составим таблицу для подсчета мощности.

Таблица 7.10

№	Место установки и перечень приборов	Число присоединений	Тип прибора	Sн обм, ВА	Число обмоток	cosц	sinц	Общее число приборов	Р, Вт	Q, кВар
1	ЛЭП	2
	Ваттметр		Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
	Варметр		Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
	ФИП			3	1	1	0		6	-
	Сч.акт.энергии		СА4-И681	2	2	0,38	0,93	2	3	7,4
	Сч.реакт.энергии		СР4-И676	3	2	0,38	0,93	2	4,6	11,1
2	Сборные шины	1
	Вольтметр		Э-335	2	1	1	0	1	2	-
	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения		Н-393	10	1	1	0	1	10	-
Итого	37,6	18,5

Определим полную суммарную потребляемую мощность

= 42 ВА.

;

т.е. условие проверки по классу точности выполняется.



7.7 Выбор ограничителей перенапряжения

Ограничители перенапряжения (ОПН) - аппараты современного поколения, пришедшие на смену вентильным разрядникам. Ограничители типа ОПН предназначены для защиты электрооборудования распределительных электрических сетей переменного тока с изолированной или компенсированной нейтралью от грозовых и коммутационных перенапряжений в соответствии с их вольтамперными характеристиками и пропускной способностью.

По сравнению с вентильными разрядниками ограничители перенапряжений обладают следующими преимуществами: глубоким уровнем ограничения всех видов перенапряжений, отсутствием сопровождающего тока после затухания волны перенапряжения, простотой конструкции и высокой надежностью в эксплуатации, стабильностью характеристик и устойчивостью к старению, способностью к рассеиванию больших энергий, стойкостью к атмосферным загрязнениям, малыми габаритами, весом и стоимостью.

Ограничители перенапряжений ОПН применяются для защиты электрооборудования подстанций открытого и закрытого типа, кабельных сетей, ВЛ, генераторов, синхронных компенсаторов и электродвигателей сетей собственных нужд электростанций и промышленных предприятий, батарей статических конденсаторов и фазокомпенсирующих устройств, оборудования электроподвижного состава, электрооборудования специализированных промышленных предприятий (химической , нефтяной, газовой промышленности).

Ограничители перенапряжений выбирают по номинальному напряжению. Выберем ОПН на напряжение 35 кВ

= 110 кВ

Выбираем ограничитель перенапряжения типа ОПН-П1-35II УХЛ1 [Л3, таблица 5.13].

Выберем ОПН на напряжение 6 кВ:= 6 кВ

Выбираем ограничитель перенапряжения типа ОПН-1-6/7,2III УХЛ1 [Л3, таблица 5.13].

7.8 Выбор сборных шин

Выберем сборные шины на 35 кВ по максимальному току

Минимальное сечение провода для напряжения 35 кВ по условию короны 70 мм2.

Выберем по допустимому току провод АС 70

где - допустимый длительный ток для провода АС 70.

Проверяем выбранные шины по термической стойкости

Определяем рабочую температуру провода.

Выберем сборные шины на 6 кВ по максимальному току

Выбираем по справочнику шины прямоугольного сечения 30х4 с допустимым током 365 А, с количеством полос на фазу n=1.

Проверяем выбранные шины по термической стойкости.

Определяем рабочую температуру провода

Таким образом, выбранные шины удовлетворяют условию проверки по термической стойкости.

7.9 Выбор схемы распределения энергии по заводу

Для внутризаводского электроснабжения выбираем радиальную схему, т.к. она является предпочтительной для коротких линий. Преимуществами радиальных схем являются простота и надежность эксплуатации, возможность применения простой и надежной защиты и автоматизации.

7.10 Выбор сечения кабельных линий распределительной сети

Выбор сечений кабелей производится по экономической плотности тока.

Для двухцепных кабелей ток равен:

Iр

Рассчитаем сечение кабеля для ТП1.

Определим ток протекающий по кабелю

Iр 14,2 А

Определим сечение кабеля при jэк=1,4

FЭ 10,13 мм2

Выбираем кабель марки 2АСБ 3Ч16 мм2.

После выбора, проверяем кабель по длительному току

Для остальных цехов расчет аналогичен. Все расчетные данные внесены в таблицу 7.11.

Таблица 7.11

№	Sрасч	Iрасч	n	Fэ	Iдоп	Марка кабеля
	кВА	A		мм2	А
1	294,3	14,2	2	10,1	80	2АСБ 3Ч16
9
2	127,8	6,2	2	4,5	60	2АСБ 3Ч10
3	541,6	26,1	2	18,6	105	2АСБ 3Ч25
4	160,2	7,7	2	5,5	60	2АСБ 3Ч10
5
6
7	161,7	7,8	2	5,6	60	2АСБ 3Ч10
8

Выбранные кабели необходимо проверить на термическую стойкость при КЗ в начале кабеля. Рассмотрим расчёт на примере КЛЭП идущего от ГПП к ТП1.

Определим сопротивление сети низкого напряжения:

Определим активное и реактивное сопротивление кабеля Rк и Xк

Определим Zрез

Определим ударный ток:

Определим тепловой импульс

где: t=tр+tв+tп=0,9+0,1+0,05=1,05

Определим минимальное допустимое сечение кабеля:

Т.к. по термической стойкости кабель не проходит, то выбираем кабель большего сечения: 2АСБ 3Ч50 мм2.

Для кабелей остальных ЦТП расчет аналогичен, результаты внесены в таблицу 7.12. Новые кабели и их параметры занесены в таблицу 7.13.

Таблица 7.12

№	RK	XK	Zрез	Iу	Вк	Fmin	Fк
	Ом	Ом	Ом	кА	кА2•с	мм2	мм2
1	0,29	0,015	0,99	3,5	12,86	42,2	50
2	0,11	0,005	0,94	3,69	14,26	44,4	50
3	0,16	0,01	0,95	3,65	13,9	43,95	50
4	0,09	0,003	0,94	3,7	14,4	44,6	50
5	0,24	0,01	0,97	3,58	13,47	43,18	50

Таблица 7.13

№	Марка старого провода	Fmin	Марка нового провода	r0	x0	l
		мм2		Ом/км	Ом/км	км
1	2АСБ 3Ч16	42,2	2АСБ 3Ч50	0,62	0,083	0,3
2	2АСБ 3Ч10	44,4	2АСБ 3Ч50	0,62	0,083	0,07
3	2АСБ 3Ч25	43,95	2АСБ 3Ч50	0,62	0,083	0,17
4	2АСБ 3Ч10	44,6	2АСБ 3Ч50	0,62	0,083	0,06
5	2АСБ 3Ч10	43,18	2АСБ 3Ч50	0,62	0,083	0,15

8. Проверка электрической сети с учетом присоединения ГПП «Цементного завода»

8.1 Ведомость потребителей электроэнергии

Пункты	Uн кВ	Рм МВт	Qм МВар
ПС «А»	220	120	50
	110	40	28
ПС «Б»	110	20	15
ПС «В»	35	15	10
	10	10	5
ПС «Г»	220	80	60

8.2 Расчет электрических нагрузок сети

Согласно условию на шинах 220 кВ ПС «А» задана активная мощность Pmax =120 МВт, и реактивная мощность Qmax =50 МВар, на основе заданных величин определяем полную мощность на шинах ПС «А» в максимальном режиме:

МВА

Аналогично определяем полные мощности на шинах остальных подстанций, результаты заносим в таблицу 8.1.

Таблица 8.1

Пункты	Uн кВ	Рм МВт	Qм МВар	Sм МВА
ПС «А»	220	120	50	130
	110	40	28	48,8
ПС «Б»	110	20	15	25
ПС «В»	35	15	10	18
	10	10	5	11,2
ПС «Г»	220	80	60	100

8.3 Выбор сечения провода ВЛ пс «В» - ГПП

Определим сечение провода ВЛ по экономической плотности тока.

Определим расчетный ток

Iр = 54,9 А

Определим сечение провода

F = 30,6 мм2

где: jэ = 0,9 при Тmax=4800 ч для воздушных проводов. [Л8 табл. 3.12];

Nц - число цепей линии.

Выбираем провод марки 2ЧАС-70.

Проверим провод по нагреву: Провод проходит по нагреву.

Технические данные провода представлены в таблице 8.2

Таблица 8.2

Марка провода	r0, Ом/км	х0, Ом/км	L, км
АС-70	0,43	0,44	46



8.4 Выявление перегруженных линий существующей сети

Проверим двухцепную линию Л-1, выполненную проводом марки АСО-300. Определим расчетный ток по линии в максимальном режиме

Iр =;

где 211,6 МВА - переток мощности по линии в максимальном режиме (см. пункт 9.1);

Iр = = 556 А.

Проверим провод по нагреву.

Аналогично проверим провода остальных линий, результаты заносим в таблицу 8.3.

Таблица 8.3

№ линии	Марка провода	Uн кВ	S МВА	Ip А	Iдоп А
1	2ЧАСО-300	220	211,6	556	690
2	АСО-500	220	111,5	293	945
3	АСО-500	220	9,8	25,8	945
4	АС-185	110	8,9	46,9	510
5	2ЧАСО-240	220	32,1	84,4	605
6	АС-185	110	19,2	101	510
7	АС-185	110	15,8	83	510
8	2ЧAC-70	35	3,6	59,8	265



Так как при подключении к сети ПС цементного завода существующие линии не перегружаются в максимальном режиме, то выбор новых сечений проводов для этих линий не производится.

8.5 Проверка выбранных и существующих трансформаторов

Проверка трансформаторов на ПС «А»:

На ПС «А» установлено два автотрансформатора типа АТДЦТН-200/220/110. Проверим трансформатор по полученному, в результате расчета максимального режима сети [9.1], перетоку мощности через него, с учетом допустимой 40-процентной перегрузки в аварийном режиме:

Sн ? Sm • 0,715

где: Sm = = 74,7 МВА - переток мощности по трансформатору в максимальном режиме;

Sн = 200 МВА > 74,7 • 0,715 = 53,4 МВА

т.е. трансформаторы ПС «А» не перегружаются, поэтому их замена не требуется.

Проверка трансформаторов ПС «Б»:

На ПС «Б» установлено два автотрансформатора типа АТДЦТН-63/220/110.

Sн ? Sm • 0,715

где: Sm = = 31,1 МВА - переток мощности по трансформатору в максимальном режиме;



Sн = 63 МВА > 31,1 • 0,715 = 22,2 МВА

Трансформаторы ПС «Б» в максимальном режиме не перегружаются, поэтому их замена не требуется.

Проверка трансформаторов ПС «В»:

На ПС «Б» установлено два трансформатора типа ТДТН-25/110.

Sн ? Sm • 0,715;

Sm = = 33 МВА;

Sн = 25 МВА > 33 • 0,715 = 23,6 МВА

Трансформаторы ПС «Б» в максимальном режиме не перегружаются, поэтому их замена не требуется.

Проверка трансформаторов на ПС «Цементный завод»:

На ПС «Цементный завод» установлено два трансформатора типа ТМН-2500/35.

Sн ? Sm • 0,715; Sm = = 3,4 МВА;

Sн = 2,5 МВА > 3,4 • 0,715 = 2,43 МВА

Трансформаторы ПС «Цементный завод» в максимальном режиме также не перегружаются и их замена не требуется.

8.6 Определение основных параметров схемы замещения электрической сети

Для рассматриваемой электрической сети составляется схема замещения. Схема замещения содержит ЛЭП и трансформаторы.

Определим активное, реактивное, сопротивление и емкостную проводимость для всех ЛЭП, а так же зарядную мощность линий.

Определим параметры Л-1, данные этой линии приведены в таблице 8.4.

Активное сопротивление линии определяется:

Ом.

Таблица 8.4

Марка провода	L км	r0 Ом/км	x0 Ом/км	В0 мкСм/км
2ЧАС-300	70	0,12	0,429	2,64

Реактивное сопротивление линий определяется:

Ом.

Емкостная проводимость линий определяется:

Bл1 = B0 л1••n = 2,64 • 70 • 2 = 369,3 мкСм.

Зарядная мощность линий определяется:

Qзл1= Bл1=2202 • 369,3 = 17,9 МВар.

Аналогично определяем все параметры и для остальных линий. Полученные значения сведем в таблицу 8.5.



Таблица 8.5

№ линии	Марка провода	Uн кВ	L км	R Ом	х Ом	B мкСм	Qз Мвар
1	2ЧАСО-300	220	70	3,43	15	369,6	17,9
2	АСО-500	220	75	4,5	30,98	205,5	9,95
3	АСО-500	220	75	4,5	30,98	205,5	9,95
4	АС-185	110	92	14,9	38	253	3,06
5	2ЧАСО-240	220	80	4,84	17,4	416	20,13
6	АС-185	110	96	15,55	39,65	264	3,19
7	АС-185	110	70	11,34	28,91	192,5	2,33
8	2ЧAC-70	35	46	9,84	9,9

Расчет параметров силовых трансформаторов

На подстанции «А» установлен трансформатор типа АТДЦТН-200/220/110. Данные этого трансформатора приведены в таблице 8.6.

Таблица 8.6

Тип трансф-ра	Sн МВА	Uн обмоток, кВ	Uк %	кз кВт	хх кВт	Ixx %
		ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н
АТДЦТН-200/220/110	200	230	121	11	11,5	33,4	20	430	125	0,5

Определим активное сопротивление обмоток трансформатора

Для начала определим общее сопротивление трансформатора:

а = m = =.

Сопротивление первой обмотки: R1 0,14 Ом;

Сопротивление второй обмотки: R2= 0,14;

Сопротивление третьей обмотки: R3 0,28.

Определим реактивные сопротивления обмоток трансформатора:

Xв =X115,2 Ом;

Xс =X2;

Xн =X3 27,1Ом.

Для двухобмоточных трансформаторов реактивное сопротивление находят по формуле:

Потери мощности в трансформаторе:

Определим активные потери:

МВт;

Определим реактивные потери:

Определим полные потери:

Определим активную и емкостную проводимость:

Находим коэффициенты трансформации:

Аналогично производим расчет трансформаторов остальных подстанций. Полученные значения занесем в таблицу 8.7.

Таблица 8.7

ПС	Тип трансформатора	R1 Ом	R2 Ом	R3 Ом	X1 Ом	X2 Ом	X3 Ом	Bт мкСм	Кт1	Кт2	Кт3
А	АТДЦТН-200/220/110	0,14	0,14	0,28	15,2	0	27,1	37,81	1	0,53	0,048
Б	АТДЦТН-63/220/110	0,71	0,71	1,43	52,1	0	97,8	6	1	0,53	0,048
В	ТДТН-25/110	1,5	1,5	1,5	28,6	0	17,8	26,4	1	0,335	0,096
М	ТМН-2,5/35	5,76			15,9			40,8	0,18



9. Расчет на ЭВМ режимов электрической сети

9.1 Расчет на ЭВМ максимального режима сети

Расчеты режимов электрической сети производим с помощью программы Rastr. Перед проведением расчетов по программе надо подготовить исходные данные по схеме, нагрузкам и генераторам электрической сети в форме, понятной Rastr. Для этого необходимо:

нарисовать схему с указанием всех узлов и ветвей;

пронумеровать все узлы электрической сети, включая все промежуточные узлы. Например, электрическая станция может быть представлена двумя узлами - шины генераторного напряжения и шины за трансформатором. Узел в исходных данных программы соответствует электрическим шинам;

для каждого узла определить его номинальное напряжение и нанести на схему;

для каждого узла нагрузки определить активную и реактивную мощности потребления;

для линий электропередач (ЛЭП) определить продольное сопротивление и проводимость на землю (проводимость задается в микросименсах и емкостный характер со знаком минус);

для трансформаторов определить сопротивление, приведенное к стороне высокого напряжения, проводимость шунта на землю и коэффициент трансформации;

автотрансформаторы и трехобмоточные трансформаторы представить по схеме звезда с промежуточным узлом и тремя ветвями, из которых две имеют коэффициенты трансформации;

определить номер балансирующего узла и его модуль напряжения.

По полученным данным для максимального режима электрической сети составляются таблицы узлов и ветвей. В меню программы необходимо выбрать Открыть - Узлы - Узлы и Открыть - Ветви - Ветви. На экране появятся два окна, содержащие пустые таблицы в которые вводятся данные по узлам и ветвям. Для выполнения расчета режима надо перейти в меню Расчет и выбрать команду Режим.

Данные расчета максимального режима приведены в таблицах 9.1 и 9.2.

Таблица 9.1 - Таблица узлов

Тип	Номер	U_ном	Район	P_н	Q_н	Р_г	Q_г	V	Delta
База	1	230	1			293,4	135,1	230
Нагр	2	220	1	120	50			221,24	-2,92
Нагр	3	220	1					218,54	-4,08
Нагр	4	110	1	40	28			114,93	-4,07
Нагр	5	220	1	80	60			220,84	-3,17
Нагр	6	220	1					219,47	-3,63
Нагр	7	220	1					214,78	-5,18
Нагр	8	110	1	20	15			112,93	-5,17
Нагр	9	10	1					10,31	-5,18
Нагр	10	10	1					10,49	-4,08
Нагр	11	110	1					109,31	-6,35
Нагр	12	110	1					103,98	-10,31
Нагр	13	35	1	15	10			34,75	-10,21
Нагр	14	10	1	10	5			9,88	-11,22
Нагр	15	35	1					33,34	-10,94
Нагр	16	6	1	3	1,36			5,77	-13,09

Таблица 9.2 - Таблица ветвей

Тип	Nнач	Nкон	Название	R	X	B	Кт/r	P_нач	Q_нач
ЛЭП	1	2	Л-1	3,43	15	-369,3		-195	-84
ЛЭП	13	15	Л-2	9,9	9,9			-3	-2
ЛЭП	1	5	Л-3	4,5	30,98	-205,5		-99	-51
ЛЭП	2	5	Л-4	4,5	30,98	-205,5		-7	3
ЛЭП	8	11	Л-5	11,34	28,91	-192,5		-13	-8
ЛЭП	4	11	Л-6	15,55	39,65	-264		-17	-8
ЛЭП	4	8	Л-7	14,9	38	-253		-8	-1
ЛЭП	5	6	Л-8	4,84	17,4	-416		-25	0
Тр-р	2	3	ПС «А»	0,14	15,2	37,8	1	-64	-41
Тр-р	3	4		0,14			0,526	-64	-38
Тр-р	3	10		0,28	27,11		0,048	0	0
Тр-р	6	7	ПС «Б»	0,71	52,06	6	1	-25	-20
Тр-р	7	8		0,71			0,526	-25	-19
Тр-р	7	9		1,43	97,82		0,048	0	0
Тр-р	11	12	ПС «В»	1,5	28,6	26,4	1	-28	-20
Тр-р	12	13		1,5			0,335	-18	-12
Тр-р	12	14		1,5	17,8		0,096	-10	-5
Тр-р	15	16	ПС «М»	5,76	15,9	40,8	0,18	-3	-2

Рисунок 9.1 - Режим максимальных нагрузок

9.2 Расчеты на ЭВМ минимального и послеаварийного режимов электрической сети

Аналогично расчету максимального режима производим расчеты минимального и послеаварийного режимов электрической сети.

Таблица 9.3 - Результаты расчёта узлов минимального режима по программе RASTR

Тип	Номер	U_ном	Район	P_н	Q_н	Р_г	Q_г	V	Delta
База	1	230	1			145,1	23,9	230
Нагр	2	220	1	60	25			226,93	-1,48
Нагр	3	220	1					226,02	-2,01
Нагр	4	110	1	20	14			118,88	-2,01
Нагр	5	220	1	40	30			227,41	-1,61
Нагр	6	220	1					227,25	-1,86
Нагр	7	220	1					225,24	-2,59
Нагр	8	110	1	10	7,5			118,45	-2,58
Нагр	9	10	1					10,81	-2,59
Нагр	10	10	1					10,85	-2,01
Нагр	11	110	1					116,9	-3,13
Нагр	12	110	1					114,59	-4,79
Нагр	13	35	1	7,5	5			38,35	-4,75
Нагр	14	10	1	5	2,5			10,96	-5,17
Нагр	15	35	1					37,74	-5,04
Нагр	16	6	1	1,5	0,7			6,7	-5,84

Таблица 9.4 - Результаты расчёта ветвей минимального режима по программе RASTR

Тип	Nнач	Nкон	R	X	B	Кт	Pнач	Qнач
ЛЭП	1	2	3,43	15	-369,3		-96	-17
ЛЭП	13	15	9,9	9,9			-2	-1
ЛЭП	1	5	4,5	30,98	-205,5		-49	-7
ЛЭП	2	5	4,5	30,98	-205,5		-3	9
ЛЭП	8	11	11,34	28,91	-192,5		-6	-3
ЛЭП	4	11	15,55	39,65	-264		-8	-1
ЛЭП	4	8	14,9	38	-253		-4	2
ЛЭП	5	6	4,84	17,4	-416		-13	12
Тр-р	2	3	0,14	15,2	37,8	1	-32	-15
Тр-р	3	4	0,14			0,526	-32	-13
Тр-р	3	10	0,28	27,11		0,048	0	0
Тр-р	6	7	0,71	52,06	6	1	-13	-9
Тр-р	7	8	0,71			0,526	-13	-8
Тр-р	7	9	1,43	97,82		0,048	0	0
Тр-р	11	12	1,5	28,6	26,4	1	-14	-9
Тр-р	12	13	1,5			0,335	-9	-6
Тр-р	12	14	1,5	17,8		0,096	-5	-3
Тр-р	15	16	5,76	15,9	40,8	0,18	-2	-1

Таблица 9.5 - Результаты расчёта узлов аварийного режима при отключении линии 4-11

Тип	Номер	U_ном	Район	P_н	Q_н	Р_г	Q_г	V	Delta
База	1	230	1			294,7	144,1	230
Нагр	2	220	1	120	50			221,15	-2,87
Нагр	3	220	1					218,7	-3,87
Нагр	4	110	1	40	28			115,02	-3,87
Нагр	5	220	1	80	60			219,82	-3,29
Нагр	6	220	1					217,32	-3,88
Нагр	7	220	1					209,96	-6,1
Нагр	8	110	1	20	15			110,38	-6,07
Нагр	9	10	1					10,08	-6,1
Нагр	10	10	1					10,5	-3,87
Нагр	11	110	1					101,34	-9,14
Нагр	12	110	1					95,47	-13,79
Нагр	13	35	1	15	10			31,89	-13,67
Нагр	14	10	1	10	5			9,06	-14,87
Нагр	15	35	1					30,35	-14,55
Нагр	16	6	1	3	1,4			5,21	-17,18

Таблица 9.6 - Результаты расчёта ветвей аварийного режима при отключении линии 4-11

S	Тип	Nнач	Nкон	R	X	B	Кт	Pнач	Qнач
	ЛЭП	1	2	3,43	15	-369,3		-192	-86
	ЛЭП	13	15	9,9	9,9			-3	-2
	ЛЭП	1	5	4,5	30,98	-205,5		-103	-58
	ЛЭП	2	5	4,5	30,98	-205,5		-13	-3
	ЛЭП	8	11	11,34	28,91	-192,5		-30	-22
x	ЛЭП	4	11	15,55	39,65	-264
	ЛЭП	4	8	14,9	38	-253		-16	-6
	ЛЭП	5	6	4,84	17,4	-416		-34	-12
	Тр-р	2	3	0,14	15,2	37,8	1	-56	-38
	Тр-р	3	4	0,14			0,526	-56	-34
	Тр-р	3	10	0,28	27,11		0,048	0	0
	Тр-р	6	7	0,71	52,06	6	1	-34	-31
	Тр-р	7	8	0,71			0,526	-34	-29
	Тр-р	7	9	1,43	97,82		0,048	0	0
	Тр-р	11	12	1,5	28,6	26,4	1	-28	-21
	Тр-р	12	13	1,5			0,335	-18	-12
	Тр-р	12	14	1,5	17,8		0,096	-10	-5
	Тр-р	15	16	5,76	15,9	40,8	0,18	-3	-2

Рисунок 9.2 - Режим минимальных нагрузок

Рисунок 9.3 - Аварийный режим работы сети при отключении линии 4-11

10. Регулирование напряжения на ГПП «Цементного завода»

Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определенный уровень напряжения на шинах ПС. Для регулирования напряжения на трансформаторах понижающих подстанций устанавливают специальное устройство - регулятор под нагрузкой, представляющее собой автоматическое устройство, меняющее рабочее ответвление витков обмотки трансформатора и, следовательно, коэффициент трансформации трансформатора. Устройство устанавливают в трансформаторах напряжением 35 кВ и выше, и размещают в нейтрали обмотки высокого напряжения. Это позволяет, во первых, иметь наиболее плавное регулирование, так как число витков у обмотки высокого напряжения больше, чем у низкого напряжения, во-вторых, при переключениях выполняется коммутация меньших по величине токов чем на стороне низкого напряжения; в третьих, включение регулятора в заземленную нейтраль на высоком напряжении значительно снижает требования к изоляции устройства регулирования. Регулятор под нагрузкой осуществляет встречное регулирование напряжения, которое может выполняться автоматически и дистанционно. Вручную переключать регулятор запрещается. В виду того что при частом переключении переключатель регулятора выходит из строя автоматическое управление не рекомендуется, а рекомендуется дистанционное управление. Регулируемая обмотка может иметь 13, 17 или 19 ступеней регулирования по 1,5 или 1,78% то есть диапазон регулирования ±9, ±12, или ±16% от Uном.

Относительное число витков для трансформаторов с РПН ±6Ч1,5 % определяется по формуле

;

;

.

Для остальных ответвлений расчет производим аналогично, результаты занесем в таблицу 10.1:

Таблица 10.1

№ ответвления	Относительное число витков	Напряжение ответвления, кВ	Ступень рег-я напряжения, %
1	1,09	38,15	9
2	1,075	37,625	7,5
3	1,06	37,1	6
4	1,045	36,575	4,5
5	1,03	36,05	3
6	1,015	35,525	1,5
7	1	35	0
8	0,985	34,475	-1,5
9	0,97	33,95	-3
10	0,955	33,425	-4,5
11	0,94	32,9	-6
12	0,925	32,375	-7,5
13	0,91	31,85	-9

Рассчитываем РПН для трансформатора ГПП - ТМН-2500/35, Uнв = 35 кВ, Uнн = 6 кВ.

Расчет регулирования напряжения в максимальном режиме

Определяем напряжение ответвления:

;

где: - напряжение U2 приведенное к напряжению высокой обмотки;

- желаемое напряжение в максимальном режиме,

; кВ.

где: Uв = 33,34 кВ - напряжение на стороне высокого напряжения трансформатора в максимальном режиме, которое определяется в электрическом расчете.

По данному расчету из таблицы 10.1 выбираем ближайшее стандартное ответвление к рассчитанному: Uотв.ст. = 31,85 кВ.

Определим истинное напряжение на выводах вторичной обмотки

Расчет регулирования напряжения в минимальном режиме

Определяем напряжение ответвления:

;

где: - желаемое напряжение в минимальном режиме,

;

где: Uв = 37,74 кВ - напряжение на стороне высокого напряжения трансформатора в минимальном режиме, которое определяется в электрическом расчете.

По данному расчету из таблицы 10.1 выбираем ближайшее стандартное ответвление к рассчитанному: Uотв.ст. = 37,1 кВ.

Определим истинное напряжение на выводах вторичной обмотки

Расчет регулирования напряжения в аварийном режиме

Определяем напряжение ответвления:

;

где: - желаемое напряжение в аварийном режиме,

;

где: Uв = 30,35 кВ - напряжение на стороне высокого напряжения трансформатора в аварийном режиме, которое определяется в электрическом расчете.

По данному расчету из таблицы 10.1 выбираем ближайшее стандартное ответвление к рассчитанному: Uотв.ст. = 31,85 кВ.

Определим истинное напряжение на выводах вторичной обмотки



11. Автоматика, измерения и учет в системе электроснабжения

11.1 Учет электроэнергии для цементного завода

Коммерческий учет обычно устанавливают на границе раздела балансовой принадлежности. Количество точек учета определяется числом вводов энергоносителей. Количество измерительных параметров в точке контроля ограничивается параметрами, определяемыми финансовыми расчетами с энергоснабжающей организацией. Он является обязательным по закону. Система коммерческого учета должна включаться в «Государственный реестр средств измерений», обеспечивается средствами защиты информации от несанкционированного вмешательства в ее работу.

Технический учет не является обязательным по закону, он предназначен для учета, контроля и управления энергопотреблением по всей иерархии предприятия: корпус, цех, участок, энергоемкое оборудование. Количество точек учета зависит от структуры предприятия, его энергоприемников и определяется приведенной стоимостью одной точки контроля, ее окупаемостью. К техническому учету предъявляются пониженные требования точности измерений.

В период существования дешевых энергоносителей приборный учет энергоресурсов был ограничен и относителен, так как затраты на его организацию не оправдывал эффект, который можно было получить от его внедрения. Экономические условия вчерашнего дня обуславливали приблизительный, неточный и условный энергоучет, который грубо отражал реальные процессы энергопотребления.

В начале 70-х годов в связи с энергетическим кризисом, удорожанием и лимитированием энергоресурсов возникла необходимость усложнения тарифов. В связи с этими для крупных потребителей с нагрузкой более 750 кВА был введен двуставочный тариф за потребленную электроэнергию и заявленную мощность в часы пик. Предприятия оснащались устройством Ганц-прибор, который фиксировал максимум. В целом такой учет характеризовался низкой точностью из-за визуального съема показаний и неодновременного съема показаний. Подобный вид учета не может удовлетворить как промышленное предприятие, так и энергоснабжающую организацию из-за удорожания энергоресурсов и перехода от плановой экономики к рыночной. В условиях рынка необходим высокоточный учет, сводящий к минимуму участие человека на этапах измерения, сбора и обработки данных. Учет, адаптируемый к различным тарифным системам, как со стороны поставщика энергоресурсов, так и со стороны потребителя. С этой целью и тот и другой создают на своих объектах автоматизированные системы контроля и учета энергоресурсов (АСКУЭ). При наличии АСКУЭ промышленное предприятие мощностью контролирует процесс энергопотребления и имеет возможность по согласованию с поставщиком энергоресурсов гибко переходить к разным тарифным системам (зонным тарифам). Зонные тарифы позволяют через экономические рычаги влиять на график нагрузки и снижать суммарные энергозатраты энергосистемы и потребителя.

В перспективе развитие производства будет сопровождаться удорожанием энергоресурсов, что обуславливает необходимость жесткого контроля, ограничения и снижения энергозатрат в себестоимости продукции. Это возможно выполнить только с применением современных АСКУЭ.

Использование АСКУЭ на промышленных предприятиях позволяет решать следующие задачи:

комплексный автоматизированный коммерческий и технический учет электроэнергии и всех видов энергоносителей: вода, пар, газ и др. по предприятию и его структурным подразделениям в соответствии с действующими тарифами;

контроль энергопотребления по всем энергоносителям в заданном временном интервале (1, 3, 5, 30 минут, зоны, смены, сутки, месяц, кварталы, годы);

фиксация отклонений контролируемых параметров энергоучета и их оценка в абсолютных и относительных единицах с целью облегчения анализа энергопотребления;

сигнализация отклонений (цветом, звуком, распечаткой) контролируемых величин сверх допустимых значений с целью принятия оперативных решений;

автоматическое управление энергопотреблением на основе заданных критериев и приоритетные схемы включения-отключения потребителей;

расчет с субабонентами предприятия и внутрихозяйственный расчет по энергоресурсам между цехами и подразделениями завода.

Структура АСКУЭ

По своей структуре системы АСКУЭ как коммерческого, так и технического учета могут быть трех- и двухуровневыми, централизованными и децентрализованными. Обобщенная структура АСКУЭ содержит 3 уровня:

нижний - первичные измерительные преобразователи (ПИП) с телеметрическим выходом, осуществляют непрерывно или с минимальным интервалом усреднения измерений параметров энергоучета (расход, мощность, температура и т.д.) по точкам учета;

средний уровень - контроллеры или устройства сбора и передачи данных - специализированные измерительные системы или многофункциональные программируемые преобразователи с встроенным программным обеспечением энергоучета, осуществляющие в заданном интервале усреднения круглосуточный сбор данных с ПИП, накопления, обработку и передачу этих данных на верхний уровень;

верхний уровень - персональная ЭВМ (ПЭВМ) со специализированным программным обеспечением АСКУЭ. Осуществляет сбор информации с контролеров среднего уровня, итоговую обработку информации как по точкам учета, так и по их группам, отображение и документирование данных учета в виде удобном для анализа.

Нижний уровень Средний уровень Верхний уровень

АСКУЭ АСКУЭ АСКУЭ

Рис. 11.1 - Структурная трехуровневая схема АСКУЭ

Трехуровневая система АСКУЭ применяется в случаях установки ПИП с импульсным или цифровым выходом. Прогресс в области интегральной технологии позволил перенести функции контролеров непосредственно в ПИП и получить таким образом «интеллектуальные ПИП». Для этих преобразователей трехуровневую схему АСКУЭ можно преобразовать в двухуровневую: ПИП -> ПЭВМ. Указанный принцип построения АСКУЭ требует дорогих «интеллектуальных ПИП» и большого количества каналов связи. Другим вариантом преобразования трехуровневой структуры АСКУЭ в двухуровневую с обычными «неинтеллектуальными» счетчиками связано с перенесением контроллерных функций в ПЭВМ, при этом ПЭВМ доукомплектовывается специальными модулями сбора данных.

Также АСКУЭ можно подразделить по принципу доступа и реализации информации на централизованные и децентрализованные. Структура централизованной системы АСКУЭ совпадает с трехуровневой схемой. Такая структура позволяет получать информацию руководству предприятия, но ограничивает доступ к ней энергетиков и руководителей подразделений.

Децентрализованная АСКУЭ строится на базе недорогих многоканальных контролеров типа энергия-микро 16/32, Сикон С10 и др. с встроенными табло и клавиатурой, которая устанавливается непосредственно на контролируемых объектах и подключается к ПЭВМ. Такая структура АСКУЭ обеспечивает доступ к информации всем заинтересованным лицам.

11.2 Собственные нужды и автоматика подстанции

На ГПП «Цементного завода» установлено два силовых двухобмоточных трансформатора: Т1 и Т2 типа ТМН-2500/35.

Мощность потребителей СН невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220В, которая получает питание от понижающих трансформаторов Т3 и Т4 типа ТМ-63/6.

Схема подключения ТСН выбирается из условия надёжного обеспечения питания ответственных потребителей. Выбираем схему питания СН с выпрямленным переменным оперативным током. Трансформаторы собственных нужд присоединены отпайками к вводам силовых трансформаторов Т1 и Т2. Такое включение обеспечивает возможность пуска ПС независимо от напряжения в сети 6 кВ.

Рис 11.2. Схема питания собственных нужд подстанции.

Нагрузка собственных нужд подстанции

Таблица 11.1

Вид потребителя	Установленная мощность		Нагрузка, кВт
	Единицы, кВтЧкол-во	Всего, кВт
Подогрев выключателей и приводов	15,8Ч2	31,6	1	31,6
Подогрев шкафов КРУН	1Ч22	22	1	22
Подогрев приводов разъединителей	0,6Ч8	4,8	1	4,8
Отопление, освещение, вентиляция		45	1	45
Освещение ОРУ-35 кВ		2	1	2
Итого				105,4

Расчётная нагрузка при Кс = 0,8:

Sрасч = 0,8 • 105,4 = 84,3 кВА

Принимаем два ТСН ТМ-63 кВА 6/0,4 кВ. При отключении одного трансформатора, второй будет загружен на 84,3/63 = 1,34, т.е. меньше чем на 40 %, что допустимо.

Схема управления выключателями с электромагнитными приводами

На ОРУ 35 кВ установлены выключатели с электромагнитными приводами на постоянном токе. Для обеспечения их включения на энергообъектах с переменным оперативным током устанавливаются выпрямительные устройства, питающие электромагниты включения приводов. Для этой цели применяются полупроводниковые выпрямители. На рис 11.3 показана схема выпрямительного устройства для питания электромагнитов включения приводов. Устройство собирается по трехфазной мостовой схеме. Выпрямительное устройство постоянно подключено со стороны переменного тока к источнику питания.

Рис. 11.3. Принципиальная схема выпрямительного устройства.

На рис. 11.4 показана схема управления и сигнализации для выключателя с электромагнитным приводом. Схема управления питается от шинок ЕС1 и ЕС2 через индивидуальный автомат SFL.

При отключенном выключателе и наличии напряжения в схеме реле КL1 подтянуто и его замыкающий контакт в цепи реле КL замкнут. При подаче ключом управления SA команды на включение выключателя срабатывает реле КL, и своими контактами включает контактор КМ. Выключатель включается и своим блок-контактом снимает питание с реле КL1 н КL. Контактор КМ отключается.

Рис 11.4. Схема управления и сигнализации выключателя с электромагнитным приводом.

Назначением реле KL1 является блокировка выключателя от многократных включений на КЗ При включении на КЗ выключатель отключается от релейной защиты. Если сигнал на включение от ключа продолжает поступать, то обмотка реле KL1 оказывается закороченной контактом ключа SА и размыкающими контактами KL1, так как реле KL1 обесточилось при включении выключателя. В результате цепь реле включения КL оказывается разорванной замыкающим контактом KL1 и включение выключателя блокируется до снятия включающего сигнала. Резистор R1 необходим для предотвращения КЗ при закорачивании реле KL1, а резистор R2 ограничивает напряжение на обмотке подтянутого реле КL1 в связи с тем, что индуктивные сопротивления отпавшего и подтянутого реле различны.

В цепь контактора КМ включены три контакта реле KL, снимающие включающий сигнал после завершения операции включения. Эти контакты заменяют размыкающий блок-контакт выключателя, так как в приводе он один и используется в цепи обмоток реле КL1 и КL. Последовательное включение контактов реле KL облегчает гашение дуги при размыкании цепи КМ.

Электромагнит отключения привода питается постоянным током. В схеме рис. 11.4 для этой цели используется энергия предварительно заряженной батареи конденсаторов. Заряд конденсаторов производится от зарядного устройства СG. Это устройство содержит повышающий трансформатор с ответвлениями для подготовки зарядного напряжения, выпрямители, включенные по однополупериодной схеме, поляризованное реле для сигнализации пробоя выпрямителей устройства или конденсаторов батареи, реле напряжения, которое отсоединяет своим замыкающим контактом устройство от нагрузки, предотвращая разряд конденсаторов при снижении и исчезновении напряжения питания.

Рабочее напряжение конденсаторной батареи и зарядного устройства 0,4 кВ получается за счет повышающего трансформатора. Напряжение батареи 0,4 кВ при номинальном напряжении электромагнита отключения 0,22 кВ принято для уменьшения емкости конденсаторов.

При этом обеспечивается безупречная кратковременная работа электромагнитов 0,22 кВ при напряжении на конденсаторах 0,4 кВ. Одновременно сравнительно невысокое рабочее напряжение батареи конденсаторов 0,4 кВ позволяет сохранить обычный уровень изоляции аппаратуры и проводов вторичных схем.

При замыкании контактов ключа управления и или реле защиты конденсатор С2 разряжается на электромагнит отключения YАТ и выключатель отключается Преимуществом такой схемы является то, что даже при полном обесточении объекта конденсаторы готовы к действию. Импульсный характер тока в цепи отключения облегчает работу контактов реле. В результате появляется возможность отказаться от блок-контактов выключателя в цепи отключения и, таким образом, устраняется одно из слабых мест в оперативных цепях. В ряде случаев отпадает также необходимость в контроле исправности цепи включения, однако при наличии ячеек КРУ необходимость контроля цепей управления сохраняется, так как возможность обрыва цепи отключения на разъединяющих контактах ячейки весьма вероятна.

Одно зарядное устройство может служить, для заряда нескольких конденсаторных батарей общей емкостью 500 мкФ. Поэтому для исключения одновременною разряда всех батарей, питающих разные цепи, при замыкании контакта аппарата какой-либо одной цепи в схему вводятся полупроводниковые диоды VD1 и VD2. Резистор R служит для защиты зарядного устройства, ограничивая ток КЗ контакты ключа S и тех же цепях -- для разряда емкостей С1 и С2 при отключении устройства СG.

Для выполнения сигнализации аварийного отключения выключателя в схему введено двухпозиционное реле KQ -- реле фиксации включенного положения выключателя. Применение двухпозиционного реле исключает возможность переориентации его при кратковременных снижениях напряжения и потере питания. При включении выключателя реле КQ замыкает свой контакт в цепи аварийной сигнализации. Если выключатель отключается самопроизвольно или от релейной защиты, то реле КQ не переориентируется и сигнальное реле КH1 сигнализирует аварийное отключение выключателя Отключение источника СG производится ключом S. Сигнализация неисправности зарядного устройства осуществляется указательным реле КН2, а сигнализация положения выключателя -- лампами HLT и HLC.



12. Специальная часть дипломного проекта.

Защита высоковольтных двигателей

12.1 Виды повреждений и ненормальных режимов работы электродвигателей и требования к их защитам

К повреждениям, возникающим в обмотке статора электродвигателей переменного тока, относятся многофазные короткие замыкания, однофазные замыкания на землю и замыкания между витками одной фазы (витковые замыкания). Повреждениями синхронных электродвигателей и электродвигателей постоянного тока являются также обрывы в цепях возбуждения. Для синхронных электродвигателей представляют опасность замыкания на землю обмотки ротора.

Многофазные короткие замыкания всегда сопровождаются значительным возрастанием тока в поврежденном электродвигателе и понижением напряжения в питающей сети. Такие повреждения опасны не только для электродвигателя, но и для других неповрежденных электроприемников, поэтому на электродвигателях предусматривается быстродействующая защита от многофазных коротких замыканий в его обмотках и соединениях с коммутационным аппаратом, действующая на отключение.

Однофазное повреждение на землю в обмотке статора определяется режимом заземления нейтралей в питающей сети. Если нейтрали глухо заземлены, что обычно характерно для четырехпроводных сетей напряжением до 1 кВ, то ток однофазного короткого замыкания представляет опасность для поврежденного электродвигателя, поэтому и при таких повреждениях электродвигатель должен отключаться защитой без выдержки времени. Обычно это возлагается на защиту от многофазных коротких замыканий, выполняемой трехфазной. Специальную защиту от однофазных коротких замыканий на землю, как правило, не предусматривают.

В сетях с изолированными или заземленными через дугогасящие реакторы, нейтралями однофазные замыкания на землю, как правило, непосредственной опасности для поврежденного электродвигателя и для системы электроснабжения в целом не представляют. Поэтому специальная защита от замыкания на землю, действующая на отключение, устанавливается на двигателях мощностью Pд ? 2 МВт лишь в тех случаях, когда ток замыкания иа землю Iз ? 10 А. На электродвигателях мощностью Pд > 2 МВт такая защита предусматривается при токах замыкания на землю Iз ? 5 А. Однако, по некоторым данным, ток замыкания на землю Iз ? 5 А представляет непосредственную опасность и для электродвигателей мощностью Pд ? 2 МВт. Поэтому предлагается защиту электродвигателей независимо от их номинальной мощности выполнять одинаково. Опасность однофазных замыканий на землю заключается и в том, что они могут переходить в двойные замыкания на землю в разных точках. В этом случае значения токов повреждения могут достигать значения тока двухфазного к. з. Отключение электродвигателя при двойных замыканиях на землю возлагается обычно на защиту от замыкания на землю. Если она имеет выдержку времени, то в ее схему дополнительно вводят реле тока, срабатывающее при токах повреждения, равных 50--100 А, и отключающее электродвигатель без выдержки времени.

Витковые замыкания в обмотке опасны для электродвигателя в связи с тем, что наведенные в замкнувшихся витках токи могут намного превышать номинальный ток. При этом из-за теплоты, выделяемой в замкнувшихся витках, происходит повышенный нагрев магнитопровода и неповрежденной части обмотки и, как следствие, дальнейшее разрушение изоляции. Ток в неповрежденной части обмотки при витковых замыканиях изменяется незначительно, поэтому защиты, включенные на полные токи фаз, не могут использоваться для действия при таких повреждениях. Для этого в случае необходимости рекомендуется применять фильтровую токовую защиту. Имеются и другие предложения. В частности, информацией о витковых замыканиях может служить фазовый сдвиг между токами электродвигателя. На этой основе разработано импульсное устройство защиты, измеряющее интервал между импульсами, сформированными в момент перехода токов через нулевое значение. Защита действует также при несимметричных К. 3.

Обрывы в цепях возбуждения синхронных электродвигателей происходят очень редко, поэтому защита от этих повреждений предусматривается только для некоторых мощных электродвигателей. Более вероятен обрыв в цепях возбуждения двигателей постоянного тока. При обрыве цепи возбуждения электродвигатель или тормозится (если на валу есть нагрузка), или чрезмерно повышает частоту вращения (незагруженный электродвигатель с независимым возбуждением или с параллельным самовозбуждением). И то, и другое нежелательно, так как при торможении значительно возрастает ток якоря, а работа с чрезмерной скоростью может привести к разрушению электродвигателя. Поэтому электродвигатели постойного тока средней и большой мощности снабжаются защитой от обрыва цепи возбуждения.

Замыкания на землю обмотки ротора. Как и для турбогенераторов, опасно замыкание на землю во второй точке обмотки возбуждения синхронного электродвигателя. Его защита от этого вида повреждения может быть выполнена аналогично защите турбогенератора. Однако в соответствии с «Правилами устройства электроустановок» такая защита необязательна.

Ненормальные режимы работы и защита от них

Все учитываемые ненормальные режимы работы электродвигателя сопровождаются прохождением сверхтока в его обмотке. Опасно прежде всего тепловое действие сверхтока, которое определяет допустимые значения и продолжительность прохождения сверхтока. Чем больше кратность к тока перегрузки относительно номинального тока, тем меньше допустимое время перегрузки tпер=А/(к2 -- 1), где А -- коэффициент, зависящий от типа и исполнения электродвигателя. Для закрытых электродвигателей с большими массой и размерами А ? 250; для открытых А = 150.

Основными причинами возникновения сверхтоков являются технологические перегрузки приводимых во вращение механизмов, понижение напряжения в питающей сети и последующее его восстановление и обрыв одной фазы обмотки статора. Для синхронных электродвигателей причиной появления сверхтока является также асинхронный режим.

Сверхтоки технологической перегрузки. В условиях эксплуатации некоторые электродвигатели перегружаются приводимыми в движение механизмами. При недопустимой длительности перегрузки электродвигатель должен быть разгружен. Технологические перегрузки могут устраняться автоматически или обслуживающим персоналом без останова механизма или только после его останова (например, завал угля в дробилке), поэтому за щита от перегрузки имеет выдержку времени и может выполняться с действием на автоматическую разгрузку механизма, на сигнал или на отключение электродвигателя.

Сверхтоки при понижении напряжения. Момент вращения Мвр электродвигателя зависит от напряжения Uc на его выводах. Так, для асинхронного электродвигателя Мвр = кUс2, поэтому понижение напряжения UС1 например при коротком замыкании в питающей сети, приводит к снижению момента вращения и уменьшению числа оборотов электродвигателя. Он может даже остановиться, если вращающий момент станет меньше противодействующего момента механизма. Последующее восстановление нормальной работы (самозапуск) при возрастании напряжения после отключения короткого замыкания сопровождается прохождением по обмоткам сверхтоков самозапуска. Токи самозапуска для большинства электродвигателей опасности не представляют, так как режим самозапуска кратковременен. Однако при одновременном самозапуске многих электродвигателей, подключенных к одной и той же сети, в ряде случаев начальное значение восстанавливающегося напряжения оказывается Uост.сзп < (0,55...0,7)Uном, что затрудняет восстановление нормальной работы. Поэтому часть менее ответственных электродвигателей при понижении напряжения должна отключаться минимальной защитой напряжения, чтобы облегчить самозапуск более ответственных электродвигателей. При недостаточной мощности источника питания наряду с неответственными необходимо отключать и часть ответственных механизмов. Они обратно включаются устройством АПВ по окончании самозапуска неотключенных электродвигателей. Минимальную защиту напряжения необходимо также устанавливать на электродвигателях механизмов, самозапуск которых недопустим по условиям технологического процесса или по условиям техники безопасности.

Сверхтоки при обрыве фазы. Сверхтоки, вызываемые обрывом фазы, наиболее часто возникают при защите электродвигателя или его питающей сети плавкими предохранителями. При этом вращающий момент уменьшается. Поведение работающего электродвигателя после обрыва фазы (работа с пониженной скоростью или торможение) зависит от противодействующего момента механизма. Если к сети с оборванной фазой подключается неподвижный электродвигатель, то, поскольку он развернуться не может, по его обмотке может длительно проходить опасный для него начальный пусковой ток. Перегорание предохранителя в одной фазе или нарушение контакта в одном полюсе коммутационного аппарата при правильном выборе предохранителей и высокой культуре эксплуатации электрооборудования происходят очень редко. Поэтому обычно специальная защита от работы электродвигателя. На двух фазах не устанавливается, а ее функции выполняют другие защиты от перегрузок. Применение защиты от обрыва фазы оправдано, если электродвигатель работает в длительном режиме с большой нагрузкой без постоянного наблюдения персонала, а повреждение электродвигателя влечет за собой существенный ущерб.

Необходимо заметить, что токовые защиты от перегрузки часто отказывают в действии при обрыве фазных проводов. Этим объясняются многочисленные предложения по совершенствованию существующих и разработке новых устройств защиты от обрыва проводов и перегрузки.

Защиты электродвигателей выполняются на основе отдельных электромеханических и полупроводниковых реле. Эти защиты обычно нечувствительны к неполнофазным режимам, к витковым замыканиям, они не учитывают возможности появления ряда режимов опасных для электродвигателей, таких, например, как процесс старения изоляции, недовозбуждение и перевозбуждение синхронных электродвигателей, перенапряжения и др. В связи с этим ведутся работы по созданию специализированных комплектов релейной защиты отдельных объектов, более точно учитывающих режимы работы и перегрузочные характеристики защищаемого оборудования. Для электродвигателей выше 1 кВ такой защитой является, например, многофункциональное устройство ЗРКД1. Оно предназначено для защиты при следующих аварийных и ненормальных режимах работы электродвигателя: междуфазных к.з. на выводах и в обмотке, замыканиях на землю, в том числе двойных замыканиях; витковых замыканиях обмоток статора, обрывах фазы статора; перегрузках; снижениях напряжения питающей сети и потере питания.

12.2 Защита электродвигателей напряжением 6 кВ

На цементном заводе установлены высоковольтные асинхронные электродвигатели ФАМСО-148-6 мощностью 310 кВт.

Для асинхронных электродвигателей напряжением выше 1 кВ предусматриваются устройства релейной защиты, действующие при: многофазных коротких замыканиях на выводах и в обмотках статора; перегрузках, вызванных технологическими причинами и затянувшимся пуском или самозапуском; исчезновении или длительном снижении напряжения. В необходимых случаях должна устанавливаться защита от однофазных замыканий на землю. Обычно эти защиты выполняются с помощью вторичных реле прямого действия или реле косвенного действия на оперативном переменном токе.

Защита от многофазных коротких замыканий. Для защиты от многофазных КЗ применяются плавкие предохранители, токовые отсечки без выдержки времени и продольные дифференциальные защиты.

Токовая отсечка без выдержки времени устанавливается на электродвигателях мощностью Рд < 5000 кВт, причем для электродвигателей мощностью Рд < 2000 кВт она выполняется однорелейной, с включением реле на разность токов двух фаз.

На рис. 12.1 показана схема токовой отсечки с реле тока КА прямого действия.

Рис. 12.1

Защита от замыканий на землю. Она предусматривается на электродвигателях соответствующей мощности, если ток замыкания на землю достигают указанных выше (см. 12.1) значений. Защита от замыканий на землю реагирует на емкостный ток сети и выполняется с помощью одного токового реле типа РТЗ-51, которое подключается к ТТ нулевой последовательности (ТТНП), установленному на кабеле, питающем двигатель. Применяется ТТНП типа ТЗЛМ (рис. 12.2).