Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Деревообрабатывающее предприятие предназначено для выработки пиломатериалов. Современное лесопиление является постоянным производством. В нем механизированы технологические и вспомогательные операции. Важнейшим оборудованием в пиловочном цехе являются пилорамы, имеющиеся у себя достаточно не простые механические узлы, гидросистему и дистанционное электроуправление; в их механизмах подачи осуществляется беззвучное регулирование скорости подачи с применением для этого постоянного тока или электромагнитных муфт скольжения, специальных гидродвигателей или тиристого привода.

К лесопильному электрооборудованию относятся также станки, на которых распиливается сырье на пиломатериалы и все другое электрооборудование, которое вместе с пиловочными станками входит в комплекты для оснащения станочного дерево пильного производства. В лесопильном цехе применяются также окорочные станки для удаления коры с бревен перед их распиловкой, рубительные машины для переработки кусковых отходов лесопиления на технологическую щепу и оборудования для сортировки, контроля качества, торцовки после сушки, маркирования и формирования пакетов пиломатериалов.

К технологическому процессу лесопильного цеха относятся следующие операции: окорка бревен, распиловка бревен и брусьев на пиломатериалы, обрезка и торцовка материалов, дробление отходов, кроме этого дерево пильный цех выполняет многочисленные операции по перемещению лесоматериалов и их ориентированию, подаче в станки, а также по сортировке и пакетированию получаемых пиломатериалов.

Станки, устанавливаемые в начале технологического потока, на которых производят продольную распиловку бревен, принято называть головными. Ими могут быть лесопильные рамы, ленточно-пильные или ленточно-круглые станки. Соответственно существуют комплекты оборудования на базе этих головных пильных станков.

Для технологического процесса производства обрезных пиломатериалов в рамных лесопильных потоках характерна дробная сортировка перед пиловочного сырья по диаметрам, обязательная его окорка перед распиловкой, распиловка с брусовкой на лесопильных рамах первого и второго ряда, обрезка необрезных пиломатериалов, переработка горбылей, реек и других кусковых отходов на технологическую щепу, вынос окончательной торцовки лесоматериала за пределы лесоцеха и выполнение ее после сушки.

В настоящее время наиболее распространенными технологическими операциями являются: раскрой хвойного пиловочного сырья с брусовкой на обрезные пиломатериалы, раскрой тонкомерного хвойного пиловочного сырья врозвал на обрезные пиломатериалы, раскрой сырья хвойных и лиственных пород развальным способом на не обрезные пиломатериалы. В технологических процессах раскроя сырья на пиломатериалы независимо от их различия выделяют такие операции: продольный раскрой и обрезка досок по ширине, поперечный раскрой досок по длине (торцовка досок).

Выбор станков для выполнения отдельных операций обуславливается размерами и качеством сырья, способом распиловки и экономической выгодой применения тех или других станков в различных условиях.

Для повышения эффективности использования оборудования целесообразно специализировать его по сырью. Выбор оборудования для распиловки бревен предопределяется размерами распиливаемого сырья. Наиболее рациональным считается применение оборудования для распиловки сырья: тонкомерного, средних размеров и крупномерного сырья.



1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

Лесопильный цех предназначен для выработки пиломатериалов. Современное лесопиление является поточным производством. В нем механизированы технологические и вспомогательные операции. При модернизации производства в цехе установлена финская линия по распиловке леса HEW SAW R200SE.

В начале сырье подается в окорочный цех, где проходит через металлоискатель, окорочный станок и сортируется по диаметру и длине. Затем автопогрузчиком подается в лесопильный цех. Там сырье распиливается на многопильном станке на брус или доски. Далее они поступают на линию по сортировке, где с помощью датчиков сортируются по сечению и длине, торцуются на триммере и скребковым транспортером складываются в нужный карман. Затем транспортером подаются на штабеле-формировочную машину, складываются в пакеты и отправляются в сушильный цех. Далее в цех столярно-слесарных изделии или на склад готовой продукции.

В лесопильном цехе потребителями электрической энергии является электрооборудование для обработки сырья. Электрооборудование относится ко II и III категориям надежности электроснабжения.

кабельный нагрузка цех выключатель



2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНОЙ НАГРУЗКИ ЦЕХА

Определение силовых и осветительных нагрузок 0,4 кВ показано на примере расчёта нагрузок по РП1.

2.1 Методика определения силовых расчётных нагрузок

Определение нагрузок производится по методике, изложенной в [1]. По этому методу расчётная нагрузка определяется по средней мощности и коэффициенту максимума из выражения:

, кВт (2.1)

где Кp - «расчётный коэффициент, который определяется в зависимости от коэффициента использования и эффективного числа приемников»[1];

Рсм - «средняя за смену активная мощность группы электроприемников, кВт» [1].

Средняя за смену активная мощность группы электроприемников определяется по формуле:

, кВт (2.2)

где РН.i - «номинальная мощность i-го потребителя, кВт» [1];

КИ.А.i - «коэффициент использования активной мощности для i-го потребителя» [1].

Групповой коэффициент использования активной мощности определяется по формуле:

(2.3)

«Эффективное число приемников определяется по формуле» [1]:

, шт. (2.4)

где РН.МАХ - «номинальная мощность наиболее мощного приёмника группы, кВт» [1].

«Расчётная реактивная нагрузка на шинах РП, питающих отдельные участки производства QР, определяется в зависимости от эффективного числа приёмников по формуле» [1]:

при (2.5)

при (2.6)

где Qсм - «средняя за смену реактивная мощность группы электро приемников» [1];

, кВар (2.7)

«где tg соответствует cos, принятому для данного потребителя из справочных материалов» [2 ].

Расчётная реактивная нагрузка на шинах ТП и на шинах магистральных шино проводов напряжением до 1 кВ определяется по формуле:



, кВар (2.8)

«где КР принимает то же значение, что и при определении расчётной активной мощности» [2].

Полная нагрузка определяется по формуле:

, кВ·А. (2.9)

Расчётный ток для группы электро-приемников определяется по формуле:

, А (2.10)

где Uн - номинальное напряжение сети, В.

Расчёт силовой нагрузки РП1:

По [2] определяется КИ для каждого приёмника. Исходные данные для определения расчётной нагрузки по РП1 представлены в табл. 2.1.

Таблица 2.1 - Данные по электроприёмникам РП1

Приёмник	РН, кВт	Кол-во N, шт	КИ	сos	tg
Двигатель первой горки	4	2	0,5	0,8	0,75
Двигатель второй горки	4	2	0,5	0,8	0,75
Транспортер 1	4	1	0,6	0,8	0,75
Транспортер 2	7,5	1	0,6	0,83	0,67
Вертикальные двигатели подающего стола	4	5	0,5	0,8	0,75
Горизонтальные двигатели подающего стола	5,5	5	0,5	0,78	0,81

По (2.2) средняя за смену активная мощность группы электроприемников Рсм равна:

Рсм =4•2•0,5+4•2•0,5+4•0,6+7,5•0,6+4•5•0,5+5,5•5•0,5=38,65 (кВт).

По (2.3) групповой коэффициент использования нагрузки КИ равен:

Ки = 38,65/4•2+4•2+4+7,5+4•5+5,5•5 = 38,65/75 = 0,5.

По (2.4) эффективное число приемников nэф равно nэф= n- деиствительному т.к. Рн,max/Pн,min < 3.

По [1] при КИ = 0,5 и nэф = 5 коэффициент расчётной нагрузки КР равен:

Кр=1,01.

Тогда по (2.1) расчётная активная нагрузка РР равна:

РР = 1,01 38,65 = 39,2 (кВт).

По (2.7) средняя за смену реактивная мощность группы электроприемников QСМ равна:

QСМ =4•2•0,5•0,75+4•2•0,5•0,75+4•0,6•0,757,5•0,6•0,67+4•5•0,5•0,75+5,5•5•0,5•0,81=

= 29,5 (кВар).

По (2.5) расчётная реактивная нагрузка QР равна:

QР = 36,55 (кВар).

По (2.9) полная расчётная нагрузка SР равна:

=822,9 (кВ·А).

По (2.10) расчётный ток IР равен:

Так же рассчитываются остальные группы электро-приемников. Результаты расчёта силовых нагрузок представлены в приложении 1.

2.2 Методика определения осветительных расчётных нагрузок

Определение осветительной нагрузки производится по методике, изложенной в [1]. По этому методу расчётная мощность осветительной нагрузки определяется по формулам:

, кВт (2.11)

где: W - «удельная мощность на единицу площади, Вт/м2» [1];

F - «площадь освещаемого помещения, м2» [1];

КС - «коэффициент спроса» [1];

КПРА - «коэффициент потерь пускорегулирующей аппаратуры» [1].

, кВар (2.12)

где tg соответствует сos осветительной установки.

2.3 Расчёт осветительных нагрузок

Расчёт осветительной нагрузки для участка распиловки.

Используются светильники ASTZ ДСП44-65-002. Высота подвеса светильников 9 м. Коэффициент отражения потолка, стен и рабочей поверхности: п = 0,7, с = 0,5, р = 0,3. Для производственных зданий: . Для светодиодных ламп: . Разряд зрительных работ 4В . Общая освещенность Ен = 200 Лк. Площадь машинного зала составляет F = 1500 м2, согласно [2] W = 10 Вт/м2. По (2.11) и (2.12) расчётная активная и реактивная мощности осветительной нагрузки составят:

Рр.о.м.з. = 10 1500 0,95 1,2 = 54,4 (кВт);

Qр.о.м.з. = 17,1 0,43 = 22,9 (кВар).

Расчёт осветительных нагрузок остальных помещений производится аналогично. Результаты расчёта осветительных нагрузок в приложении 2.



2.4 Определение результирующей расчётной нагрузки на шинах ТП

Расчётная нагрузка на шинах ТП с учётом осветительной нагрузки определяется по формуле:

, кВ·А (2.13)

Тогда по (2.13) расчётная нагрузка на шинах ТП равна:

Sр=v (717,9+54,4)2+(402,4+22,9)2 = 881 (кВ·А).

3. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

3.1. Методика выбора числа и мощности трансформаторов КТП

Минимальное число трансформаторов определяется по формуле:

, шт (3.1)

где Рр -« расчётная активная нагрузка потребителей по данной КТП» ;

- «коэффициент загрузки трансформаторов, принимаемый в зависимости от категории надёжности потребителей электроэнергии» [2];

SН.ТР - «номинальная мощность трансформатора, принимаемая в зависимости от удельной плотности нагрузки» [2].

Плотность цеховых нагрузок определяется по формуле:

кВ·А/м2 (3.2)

где SР - «расчётная нагрузка цеха, кВ·А» [2];

F - «площадь цеха, м2» [2].

«Реактивная мощность, которую может передать в сеть трансформатор при заданном коэффициенте загрузки для масляных трансформаторов, определяется по формуле» [2]:

, кВар. (3.3)

«Реактивная мощность, которую необходимо скомпенсировать определяется (предварительно) по формуле» [2]:

,кВар (3.4)

Может получиться, что QР < QТ. В этом случае компенсирующие устройства не требуются.

По справочникам выбираются тип компенсирующих устройств, их мощность QКУ и количество NКУ.

Фактическая мощность КУ:

, кВар. (3.5)

«Уточнённая полная расчётная нагрузка на КТП» [2]:

, кВ·А. (3.6)

«Уточнённые коэффициенты загрузки в нормальном и аварийном режимах» [2] :

(3.7)



3.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов КТП

При выборе цеховых трансформаторов учитываем категорию надёжности потребителя. Для 2-й категории коэффициент загрузки Кз=0,7-0,8; для 3-й категории Кз=0,9-0,95.

Количество и мощность трансформаторов определяется для нагрузки:

Pр = 881,6 кВт; Qр = 425,3 кВар .

Рассматривается два варианта с трансформаторами:

1) ТМГ 630 кВ·А;

2) ТМГ 400 кВ·А.

По (3.1) минимальное число трансформаторов равно:

Nт,min1=881,6/0,8•630=2 (шт);

Nт,min1=881,6/0,8•400=3 (шт).

«Величина реактивной мощности, которую может пропустить трансформатор со стороны высокого напряжения в сеть низкого напряжения для масляных трансформаторов по (3.3) составит» [2]:

Qт1=v(1,1•630•0,8•2)2 - 881,62 = 795,6 кВар;

Qт1=v(1,1•400•0,8•3)2 - 881,62 = 832 кВар.

По (3.4) мощность, которую необходимо скомпенсировать равна:

Qку1=425,3 - 795,6 = - 370,3 кВар;

Qку2=425,3 - 832 = - 406,7 кВар.

Для имеющихся вариантов установка компенсирующих устройств не требуется.

По (3.7) коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:

Кз,1=v881,62+425,32/2•630 = 0,69;

Кз,2=v881,62+425,32/3•400 = 0,7.

По (3.8) коэффициент загрузки трансформаторов в аварийном режиме:

Кз,ав1=v881,62+425,32/(2-1)630 = 1,3;

Кз,ав2=v881,62+425,32/(3-1)400 = 1,1.

Для выбранных масляных трансформаторов мощностью до 2500 кВ·А , что соответствует требованиям «ГОСТ 14209-85» [5].

3.3 Технико-экономический расчет

Полные приведенные затраты трансформатора определяются по выражению:

, тыс.руб., (3.9)

где E- норма дисконта, ;

- «полные капитальные затраты с учётом стоимости КТП, тыс.руб». [3];

- «стоимость потерь в трансформаторе, тыс.руб.» [3] ;

- «затраты на обслуживание ремонт и амортизацию, тыс.руб.»

, тыс.руб. (3.10)

где - цена КТП, Ц тр,1=231,7 тыс. руб., Ц тр,2 =162,2 тыс. руб.;

- индекс цен оборудования (); - коэффициент, учитывающий транспортно-заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования;

- коэффициент, учитывающий затраты на строительные работы;

- коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования.

Кн,тр =231,7•1•(1+0,095+0,13+0,15) = 318,58 (тыс. руб.),

, тыс. руб., (3.11)

где - стоимость 1кВт/ч электроэнергии, С0=4,83 руб/кВт•ч (2015г.);

- годовое число часов работы трансформатора, ;

- потери холостого хода, ?Рхх=1,42кВт, ?Рхх =0,92 кВт;

- потери короткого замыкания, ?Ркз=8,5кВт, ?Ркз=5,9 кВт;

- время максимальных потерь, .

Ип,тр=4,83•(2•1,42•8760+(822,9/630)2•8,5•2700•(1/2)=194,68 тыс. руб.

, тыс. руб. (3.12)

где норма амортизационных отчислений;

- норма обслуживания оборудования;

- норма ремонта оборудования.

И обсл,рем,ам =(0,035+0,029+0,01)•318,58=23,6 тыс. руб.,

З?=0,25•318,58+135,43+23,5=238,5 тыс. руб.

Аналогично определяются приведенные затраты и для второго варианта. Результаты расчётов сводим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 Результаты технико-экономических показателей для ТП

Параметры ТП	ЦПС
	2•630	3•400
Потери холтостого хода, ?Рхх, кВт	1,42	0,92
Потери короткого замыкания, ?Ркз, кВт	8,5	5,9
Полная стоимость КТП, Цтр, тыс. руб.	463,4	486,6
Полные капитальные затраты, Кн.тр, тыс.руб.	637,16	669,1
Стоимость потерь в трансформаторах,, тыс.руб.	194,68	276,53
Затраты на обслуживание, ремонт и амортизацию, Иобсл.рем.ам.,тыс.руб	47,1	49,5
Суммарные затраты, З?, тыс.руб.	297,75	385,2

Вариант ТП с двумя трансформаторами мощностью по 630 кВ·А на основе технико-экономического расчёта оказался выгоднее, его и принимаем за основной в последующих расчетах.



4 .ВЫБОР СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

4.1 Проектирование цеховой сети

Цеховые сети распределения электроэнергии должны обеспечивать необходимую надёжность электроснабжения приёмников электроэнергии в зависимости от их категории надёжности, быть удобными и безопасными в эксплуатации, иметь оптимальные технико-экономические показатели, и конструктивное исполнение, обеспечивающее применение индустриальных и скоростных методов монтажа. Схемы могут быть: радиальными, магистральными и смешанными, с односторонним и двухсторонним питанием. При проектировании следует избегать многоступенчатых схем, не применять недогруженного оборудования, использовать наиболее простой способ прокладки сети. Каждый участок или отделение цеха должны питаться от своих распределительных устройств, исключая подключение потребителей других участков или отделений цеха.

«Схему распределения электрической энергии выполним при помощи установки распределительных устройств РУ. От РУ питаются распределительные шкафы. При радиальной схеме питание от подстанции к отдельным узлам нагрузки и мощным приемникам передается по отдельной линии. В двухступенчатой радиальной схеме между ЦП и потребителями (приемниками) имеются дополнительные элементы -- РП. На ее выбор повлияли следующие факторы:

- при сосредоточенных нагрузках;

- для питания мощных электро-приемников с нелинейными, резко переменными, ударными нагрузками, отрицательно влияющими на качество электрической энергии;

- при повышенных требованиях к надежности электроснабжения»[4] .

Кроме того, радиальные схемы относятся к высоконадежным элементам системы электроснабжения. Их можно применять для питания потребителей любой категории надежности. Такие схемы обладают универсальностью и гибкостью.

Распределение электроэнергии от РУ к распределительным пунктам реализуется кабелем.

Распределение электроэнергии от распределительных пунктов до электроприемников осуществляется по радиальной схеме кабелем, прокладываемым в полу в трубах соответствующего диаметра.

Схема электроснабжения рабочего и аварийного освещения радиальная. Питающая и групповая сети схемы реализованы посредством кабельных линий, проложенным по колоннам. Питание щитка аварийного освещения осуществляется от смежной системы шин цеховой трансформаторной подстанции.

4.2 Расчет нагрузок по отдельным узлам

Расчет нагрузки по отдельным узлам низковольтной части выполним с помощью метода упорядоченных диаграмм аналогично расчету нагрузок участков цеха, выполненному в п. 2.1.



5. ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ЦЕХА

5.1 Выбор распределительных пунктов

Расчет нагрузок по отдельным узлам схемы

Расчет выполним аналогично пункту 2.1.

Питание потребителей осуществляется от девяти распределительных пунктов. Результаты расчета силовой нагрузки приведены в приложении А.

«Выбор силовых шкафов и пунктов осуществляется по степени защиты в зависимости от характера среды в цехе, по его комплектации - предохранителями или автоматическими выключателями» [4].

Номинальный ток силового пункта должен быть больше расчётного тока группы приёмников:

Число присоединений к силовому пункту и их токи не должны превышать количество отходящих от силового пункта линий и их допустимые токи , т. е.

,

.

Выбор распределительных пунктов.

Для приёма и распределения электроэнергии к группам потребителей

трёхфазного переменного тока промышленной частоты напряжением 380 В применяют силовые распределительные шкафы .

Учитывая расположение приемников электроэнергии, используются девять распределительных пунктов.

Выбираем распределительный шкаф Tri-Line-R фирмы АВВ. Высота - 2213 мм, глубина-325мм, ширина-364мм. IP-54. Количество панелей-1. Количество аппаратов-68.

5.2 Расчёт сечений кабельных линий 0,4 кВ

Методика расчёта сечений кабельных линий

Выбранный тип провода или кабеля должен строго соответствовать его назначению, характеру среды, способу прокладки.

Сечение проводов и жил кабелей цеховой сети на напряжение до 1кВ выбирается по следующим условиям:

- по нагреву расчётным током:

, А (5.1)

где Iр - «расчетный ток линии, питающей группу приемников (для линии, питающей единичный потребитель вместо Iр принимается номинальный ток приемника Iном ) ,А» [1];

- «поправочный коэффициент, учитывающий отличие температуры в цехе от температуры, при которой заданы Iдоп,» [2];

- «поправочный коэффициент, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки для проводов и кабелей при их многослойной прокладке в коробах,» [2];

- по термической стойкости:

, А· (5.2)

где tОТКЛ = tС.О + tА - время отключения КЗ, с;

tС.О - выдержка времени срабатывания отсечки селективного автомата, с;

tА - время гашения дуги, для автоматических выключателей принимают равным 0,06 с;

I(3)КЗ - расчётный ток КЗ,А;

С - постоянная, принимающая разное значение для кабелей в зависимости от изоляции и напряжения.

Выбранные сечения проводов кабелей проверяются на потери напряжения, которые определяются по формуле:

(5.3)

где l - длина линии, м;

ro и xo - удельные активное и индуктивное сопротивления соответственно, Ом;

- угол сдвига между током и напряжением сети.

Расчёт сечений кабельных линий.

Ниже приведён выбор кабеля, соединяющего шины КТП-1 с распределительным пунктом РП1.

Проверка по нагреву расчётным током:

IР = 74,7 А,

кср = 1, кпр = 0,9,

IдопА=90 A.

Выбирается кабель марки АВБбШв 4•35, Iдоп = 90 А [5];

90•0,9 74,7 - условие выполняется.

Проверка на потерю напряжения:

?U=24•74,7•v3•(0,7•0,8+0,662•0,65) = 2,07 В,

что составляет 0,5 % от Uсети, что допустимо.

Выбор кабелей для остальных электроприёмников производится аналогично. Результаты выбора представлены в приложении 3.



6. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ СЕТИ 0,4 И 10 КВ

6.1 Расчет токов короткого замыкания в сети 0,4 кВ

Расчет токов КЗ выполняется с целью проверки коммутационной аппаратуры на динамическую стойкость, чувствительность и селективность действия защит.

Расчет произведем для потребителя №8, т.к. он является самым мощным электроприемником, и для потребителя №28, т.к. он является самым удаленным.

Рисунок 6.1 - Исходная схема для расчета токов короткого замыкания

Исходные данные для расчета:

Система С:; .

Трансформатор Т: Sн.тр=630 кВА; Uк=5,5%; ?Pк=8,5 кВт.

Линия W7: АВБбШв (5x10); r0=3,12 мОм/м; х0=0,099 мОм/м; L=27,5 м.

Линия W5: ВВГ (5x1,5); r0=12,5 мОм/м; х0=0,126 мОм/м; L=18м.

Линия W116: АВБбШв (5х95); r0=0,326 мОм/м; х0=0,081мОм/м ;L=15,5 м.

Линия W32: АВВГ (595); r0=0,32 6мОм/м; х0=0,081 мОм/м;L=4 м.

Выключатель QF1: Iн=1600 А.

Выключатель QF9: Iн=25 А.

Выключатель QF118: Iн=25 А.

Выключатель QF5: Iн=630 А.

Выключатель QF30: Iн=250 А.

Транспортер Н1: Pн=1,5 кВт; Iн=3,92 А; cos?=0,71.

Двигатель горизонтальной фрезы Н2: Pн=95 кВт; Iн=160 А; cos?=0,9.

Рисунок 6.2 - Схема замещения

Найдем параметры схемы замещения.

Индуктивное сопротивление системы:



, мОм , (6.1)

где - номинальный ток отключения выключателя на стороне , А;

(мОм).

Сопротивления трансформатора:

, мОм; (6.2)

, мОм; (6.3)

Rтр=(8,5•0,42/6302 )•106 =3,4 (мОм);

Хтр=(0,42/630)•106•v(5,5/100)2 -(8,52/6302)=13,5 (мОм).

Сопротивления линий:

, мОм; (6.4)

, мОм; (6.5)

Rw7=3,12•27,5=85,8 (мОм);

Х w7 =0.099•27,5=2,72 (мОм);

Rw5=12,5•18=225 (мОм);

Х w5 =0,126•18=2,3 (мОм);

Rw116=0.326•15,5=5,05 (мОм);

Xw116= 0,081•15,5=1,3 (мОм);

Rw30=0,326•4=1,3 (мОм);

Xw30=0,081•4=0,32 (мОм).

Сопротивления автоматических выключателей:

RQF1=0,25 мОм; XQF1=0,1 мОм;

RQF9=7 мОм; XQF9=4,5 мОм;

RQF118=7 мОм; XQF116=4,5 мОм;

RQF7=0,41 мОм; XQF12=0,13 мОм;

RQF32=1,1 мОм; XQF32=0,5 мОм.

Переходные сопротивления неподвижных контактных соединений:

Rк1=0,022 мОм;

Rк2=0,027 мОм;

Rк4=0,027 мОм.

Сопротивление дуги:

, Ом, (6.6)

Где - падение напряжения на дуге, кВ;

-максимальный ток КЗ, А.

, В, (6.7)

Где - напряженность в стволе дуги, при ;Е д =1,6 В/мм;

- длина дуги, м.

, А, (6.8)



Где ; - суммарные индуктивное и активное сопротивления прямой последовательности до точки КЗ со стороны системы.

Минимальный ток КЗ определяется по выражению:

,А. (6.9)

Ударный ток определяется по выражению:

, А (6.10)

Где - ударный коэффициент.

; (6.11)

, (6.12)

Где - частота сети, .

Для точки К1:

Х?к1=Хс+Хтр+Х QF1 , Ом; (6.13)

R?к1=Rтр+RQF1+Rк1 , Ом; (6.14)

Х?к1 =0,8+13,5+0,1=14,4 (мОм).

R?к1=3,4+0,25+0,022=3,7 (мОм).

I?k1 =400/v3•v3,7?+14,4?=15,5 (кА).

Расстояние между фазами проводника а для КТП с трансформаторами на 630 кВА составляет , т.к. а > 50 мм, то LД = а = 60 мм.

(В);

R д =96/15,5=6,2 (мОм);

I?k1 =400/v3•v(3,7+6,2)2 +14,42 =13,2 (кА).

Найдем ударный ток:

Ta= 14,4/2•3,14•50•3,7 = 0,01 с;

куд = 1+e -0,01/0,01 = 1,36;

i уд =v2•15,5•1,36=26,7(кА).

Для точки К2:

Х ?к2 =Х?к1+ХQF9+Хw7 , мОм; (6.15)

R?k2=R?k1+RQF9+Rw7+Rk2 , мОм; (6.16)

Х ?к2 =14,4+4,5+2,72=21,62 (мОм);

R?k2=3,7+7+85,8+0,027=96,5 (мОм).

I?k2 =400/v3•v96,52+21,622=2,3 (кА).

Расстояние между фазами проводника а в сетях напряжением до 1 кВ составляет 2,8 мм, т.к. а < 5 мм, то LД = 4а = 11,2 мм.

(В);

Rд =17,92/2,3=7,7 (мОм);

I?k2=400/v3•v(96,5+7,7)2+21,622 = 2,1 (кА).

Найдем ударный ток:

T a =21,62/2•3,14•50•96,5=0,007 (с);

куд =1+e -0,01/0,0007 =1,25;

iуд =v2•2,3•1,25=4,05 (кА).

Для точки К3:

Х?к3=Х?к2+ХQF118+Хw116 , мОм; (6.17)

R?k3=R?k2+RQF118+Rw116, мОм ; (6.18)

R?k3=96,5+7+225=328,5 (мОм);

Х?к3=21,62+4,5+2,3=28,42 (мОм);

I?k3 =400/v3•v328,52+28,422=0,7 кА.

Расстояние между фазами проводника а в сетях напряжением до 1 кВ составляет 2,8 мм, т.к. а < 5 мм, то LД = 4а = 11,2 мм.

(В);

Rд=17,92/0,7=25,6 (мОм);

I?k3 =400/v3•v(328,5+25,6) 2 +28,42 2 =0,65 (кА).

Найдем ударный ток:

Ta=28,42/2•3,14•50•328,5=0,003 (с);

Куд=1+e-0.01/0.003=1,03;

iуд =v2•0,7•1,03=1,01 (кА).

Для точки К4:

Х?к4=Х?к1+ХQF7+Хw5 , мОм; (6.19)

R?k4=R?k1+RQF7+Rw5 +Rk3, мОм; (6.20)

Х?к4=14,4+0,13+1,3=15,8 (мОм);

R?k4=3,7+0,41+5,05+0,027=9,1 (мОм);

I?k4 =400/v3•v9,12+15,82=12,6 (кА).

Расстояние между фазами проводника а в сетях напряжением до 1 кВ составляет 2,8 мм, т.к. а < 5 мм, то LД = 4а = 11,2 мм.

(В);

Rд=17,92/12,6=1,4 (мОм);

I?k3 =400/v3•v(9,1+1,4)2 +15,82 =12,1 (кА).

Найдем ударный ток:

Ta=15,8/2•3,14•50•9,1=0,005 (с);

Куд=1+e-0.01/0.005 = 1,1;

iуд =v2•12,6•1,1=18,5 кА.

Для точки К5:

Х?к5=Х?к4+ХQF32+Хw30 , мОм; (6.21)

R?k5=R?k4+RQF32+Rw30 , мОм (6.22)

Х?к4=15,8+0,5+0,32=16,62 (мОм);

R?k4=9,1+1,1+1,3=11,5 (мОм);

I?k4 =400/v3•v11,52+16,622=11,4 (кА).

Расстояние между фазами проводника а в сетях напряжением до 1 кВ составляет 2,8 мм, т.к. а < 5 мм, то LД = 4а = 11,2 мм.

(В);

Rд=17,92/11,4=1,5 (мОм);

I?k3 =400/v3•v(11,5+1,5)2 +16,622 =10,9 (кА).

Найдем ударный ток:

Ta=16,62/2•3,14•50•11,5=0,004 (с);

Куд=1+e-0.01/0.003=1,08;

iуд =v2•11,4•1,08=17,35 (кА).

Токи однофазного КЗ в сетях с напряжением до 1кВ, как правило, являются минимальными. По их величине проверяется чувствительность защитной аппаратуры.

Действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ определяется по формуле:

, А, (6.23)

Где - полное сопротивление питающей системы, трансформатора, а также переходных контактов точки однофазного КЗ;

- полное сопротивление петли фаза-ноль от трансформатора до точки КЗ.

, Ом (6.24)

Где , , , - соответственно индуктивные и активные сопротивления прямой и обратной последовательности силового трансформатора;

, - соответственно индуктивное и активное сопротивления нулевой последовательности силового трансформатора.

Z ? =v(13,5+13,5+40,8+2•0,8)2+(3,4+3,4+9,63+3•0,0024)2 = 71,3 (мОм),

, Ом, (6.25)

где - удельное сопротивление петли фаза-нуль элемента;

- длина элемента.

Значение тока однофазного КЗ в точке К2:

Zп=4,73•27,5=130 (мОм);

I?к2=400/v3(71,3/3+130) =1,2 (кА).

Значение тока однофазного КЗ в точке К3:

Zп=130+7,49•18=265 (мОм);

I?к3=400/v3(71,3/3+265) = 0,5 (кА).

Значение тока однофазного КЗ в точке К4:

Zп=0,69•15,5=10,7 ( мОм);

I?к4=400/v3(71,3/3+10,7)=6,7 (кА).

Значение тока однофазного КЗ в точке К5:

Zп=10,7+0,69•4=13,5 мОм.

I?к5=400/v3(71,3/3+13,5)= 6,2 кА.

Результаты сведем в таблицу 6.1

Таблица 6.1 Результат расчета токов КЗ в сети 0,4 кВ

Точка КЗ	r, мОм	x, мОм	zп, мОм
К1	3,7	14,4	-	13,2	6,3	26,7
К2	96,5	21,62	130	2,3	1,2	4,05
К3	328,5	28,42	265	0,7	0,5	1,01
К4	9,1	15,8	10,7	12,6	6,7	18,5
К5	11,5	16,62	13,5	11,4	6,2	17,35

6.2 Расчет токов короткого замыкания в сети 10,5 кВ

Рисунок 6.3 - Исходная схема для расчета токов КЗ

В точке К1 следует рассчитать ток трехфазного КЗ, в точке К2 - трехфазного и двухфазного коротких замыканий.

Составляем схему замещения в именованных единицах и рассчитаем сопротивления, за основную ступень напряжения принимаем 10,5 кВ.

Рисунок 6.4 - Схема замещения для расчетов токов КЗ

Выбор высоковольтного кабеля производится также по суммарному расчетному току. Найдем суммарный расчетный ток:

Iр=Sр/v3•Uном=881,6/1,73•10=47,5А.

Необходимо учитывать аварийный режим, т.е. увеличиваем сечение в два раза , плюс запас на резерв нового оборудования.

Выбираем кабель марки ВВГ 5х185-1 : Iдоп = 115 А,

x0 = 0,0637 мОм/м; r0 = 0,894 мОм/м.

115•1•1 ? 47,5 (А).

Проверяем потери напряжения, длина высоковольтного кабеля L = 300м:

?U=v3•47,5•0,3•(0,894•0,7+0,0637•0,715)=16 (В), что составляет 0,37% от Uсети, что допустимо.

ЕС=10,5 кВ.

, мОм; (6.26)

, мОм. (6.27)

Индуктивное сопротивление системы:

•103, (6.28)

Где - номинальный ток отключения выключателя на стороне ВН.

Xc=(0,42/v3•11,25•10,5)=0,8 (мОм) .

Сопротивление линии :

Rтр=(8,5•0,42/6302 )•106 =3,4 (мОм);

Хтр=(0,42/630)•106•v(5,5/100)2 -(8,52/6302)=13,5 (мОм).

Рассчитываем ток трехфазного КЗ приведенный к стороне 10 кВ в точке К3:

I(3)k3=10,5/v3•v(0,8+0,019+13,5)2+(0,268+3,4)2=0,53 (кА).

Двухфазное КЗ:

(6.30)

I(2)k2=v3/2•0,5=0,43 (кА).

Остальные расчеты производятся аналогично и сводятся в таблицу.

Таблица 6.2 Результат расчета токов КЗ в сети 10 кВ

Точка КЗ
К1	6,1	5,1
К2	0,53	0,43



7. ВЫБОР И ПРОВЕРКА КОММУТАЦИОННОЙ И ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ

7.1 Выбор высоковольтного оборудования

Методика выбора выключателей напряжением 10 кВ.

Выбор выключателей по номинальному напряжению:

«Выбор выключателей по номинальному напряжению сводится к сравнению номинального напряжения сети и номинального напряжения выключателя с учётом того, что выключатель в нормальных условиях эксплуатации допускает продолжительное повышение напряжения до 15% номинального, т.е.» [11]:

Uном. авт. Uном. сети , В (7.1)

где Uном. авт. - номинальное напряжение аппарата-выключателя, кВ;

Uном. сети - номинальное напряжение сети, кВ.

Выбор выключателей по номинальному току:

Выбор по номинальному току Iном.авт. сводится к выбору выключателя, у которого номинальный ток является ближайшим большим по отношению к расчётному току сети Iрасч. сети , т.е. должно быть соблюдено условие :

Iном.авт. Iрасч. сети , А (7.2)

Выбор выключателей по отключающей способности:

Iотк.авт. IК.З., А (7.3)

где Iотк.авт. - номинальный ток отключения автоматического выключателя, А;

IК.З. - ток трёхфазного короткого замыкания, А.

Выбор выключателей по типу:

Выбор выключателей по типу сводится к выбору масляного малообъёмного, много объёмного, воздушного или других типов в соответствии с условиями, в которых допустимо или целесообразно применять данный тип выключателя.

Выбор выключателей по роду установки:

Такой выбор производится в зависимости от установки: на открытом воздухе или в помещении (в зависимости от конструктивного решения подстанции).

Выбор выключателя:

Выберем автоматический выключатель.

Iрасч. = 47,5А; IК.З. = 6,1кА; Uном. сети = 10кВ.

Выбираем вакуумный высоковольтный выключатель типа ВВ/TEL-10-12.5/630:

Номинальный ток 630А;

Номинальный ток отключения 20кА;

Полное время отключения 0,07с.

1) 10 кВ 10 кВ - условие выполняется;

2) 630 А47,5А - условие выполняется;

3) 20 кА 6,1 кА - условие выполняется;

4) 52 кА 12,28 кА - условие выполняется, выключатель подходит.

Выбор трансформаторов тока:

«Трансформаторы тока выбираются по номинальному току, номинальному напряжению, нагрузке вторичной цепи, обеспечивающей погрешность в пределах паспортного класса точности. Выбор трансформаторов тока по номинальному току состоит в соблюдении условия»[11]:



Iном.т.т. Iрасч. сети , А (7.4)

где Iном.т.т. - номинальный ток трансформатора тока;

Iрасч. сети - расчётный ток участка сети.

Выбор трансформаторов тока по номинальному напряжению сводится к сравнению напряжения трансформаторов тока и участка сети, для которого он предназначен. В этом случае достаточно, чтобы соблюдалось условие, тогда:

Uном. т.т. Uном. сети , В (7.5)

где Uном. т.т. - номинальное напряжение трансформаторов тока;

Uном. сети - номинальное напряжение участка сети.

Выберем трансформаторы тока;

Iрасч.= 47,5 А; IК.З.= 6,1 кА; Uном. сети = 10 кВ.

Выбираем трансформаторы тока ТПЛ-10-УЗ из таблицы 5.9, стр. 294.

Т - трансформатор тока;

П - или проходной, или для крепления на пакете плоских шин;

Л - с литой изоляцией;

У - для районов с умеренным климатом;

З - для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией.

1) Выбор по номинальному току:

50А 47,5А - условие выполняется;

2) Выбор по номинальному напряжению:

10кВ 10кВ - условие выполняется.

Выбор трансформаторов напряжения:

Трансформаторы напряжения для питания электроизмерительных приборов выбирают по номинальному напряжению первичной цепи, классу точности и схеме соединения обмоток.

В нашем случае выбираем 2 трансформатора напряжения типа НАМИ-10.

Н - трансформатор напряжения;

Т - трёхфазный;

М - с естественным маслянным охлаждением;

И - для измерительных цепей.

Характеристика трансформатора напряжения НАМИ-10 приведена в таблице 7.1

Таблица 7.1 Характеристика трансформатора напряжения НАМИ-10

Тип трансформатора	Класс напряжения,кВ	Ном.напр. пер. обмот., В	Ном.напр. осн.вторичной, В	Ном.напр. допол.вторичной, В	Класс точности	Предельная мощность, В·А	Схема соединения
НТМИ-10	10	10000	100	100/3	1	1000	Y0/Y0/-0

7.2 Методика выбора автоматических выключателей

Выбор автоматических выключателей осуществляется по следующим условиям:

1) соответствие номинального напряжения автоматического выключателя Uн.в номинальному напряжению сети Uн.с.:

, В. (7.6)

2) соответствие номинального тока выключателя расчетному току защищаемой цепи:

, А (7.7)

3) токовая отсечка автоматического выключателя (уставка электромагнитного или аналогичного ему расцепителя) отстраивается от пускового тока электроприемника по выражению:

(7.8)

где 1,05 - коэффициент, учитывающий, что в нормальном режиме напряжение может быть на 5% выше номинального электроприемника;

- коэффициент запаса;

- коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей в пиковом токе электроприемника;

- коэффициент, учитывающий возможный разброс срабатывания отсечки, относительно уставки;

- коэффициент надежности отстройки.

Величина пикового тока зависит от вида электроприемника. Для защит электродвигателей пиковый ток является пусковым и определяется по формуле:

, А (7.9)

где - кратность пускового тока электродвигателя (принимается по справочнику);

- номинальный ток двигателя, А.

Для защиты группы электродвигателей:

, А (7.10)

Пиковый ток на шинах КТП или шинопроводе определяется по формуле:



, А (7.11)

где принимается в зависимости от соотношения видов электроприемников на шинах КТП или шинопровода.

Для вводных автоматических выключателей КТП необходимо учитывать бросок пикового тока при действии устройства АВР секционного выключателя:

, А (7.12)

4) защита от перегрузки:

«Необходимо иметь в виду, что контроль за перегрузкой электро приемников ложится на тепловой или аналогичный ему электронный расцепитель автоматического выключателя, поэтому уставка последнего выбирается из соображения допустимой перегрузки электро приемника электрической сети»[11].

Для защиты от перегрузки трансформаторов уставки выбираются исходя из перегрузочной способности трансформатора:

Iс.п. 1,4 Iн.тр , А

Для электродвигателей защита от перегрузки считается эффективной, если

Iс.п. (1,2 1,4) Iн.д , А. (7.13)

5) выбор времени срабатывания:

«Время срабатывания отсечки автоматического выключателя, защищающего группу электро приемников (шино проводы, кабельную сеть с распределительными шкафами), секционных и вводных выключателей определяется по условию»[11]:

, с (7.14)

где - наибольшее время срабатывания отсечки предыдущей от источника питания защиты, с;

- ступень селективности, с;

6) проверка по условиям стойкости при КЗ:

«Предельной коммутационной способностью выключателя (ПКС) называется максимальное значение тока КЗ, которое выключатель способен включить и отключить несколько раз, оставаясь в исправном состоянии. Одноразовой ПКС (ОПКС) называют наибольшее значение тока, которое выключатель может отключить один раз. После этого дальнейшая работа выключателя не гарантируется. Каталожное значение ПКС должно быть не меньше значения тока КЗ, протекающего в цепи в момент расхождения контактов выключателя»[11]:

(7.15)

где - ток металлического КЗ для вводных и секционного выключателей.

«Допускается установка нестойких к КЗ выключателей или группы выключателей, если они защищены расположенным ближе к источнику питания стойким к КЗ выключателем, обеспечивающим мгновенное отключение всех КЗ с током, равным или большим тока ОПКС указанных нестойких выключателей. В тех случаях, когда заводом-изготовителем в качестве ПКС задается ток динамической стойкости проверка осуществляется по условию»[11]:

(7.16)



7) проверка по чувствительности отсечки при КЗ:

(7.17)

где - коэффициент чувствительности отсечки;

- минимальный ток КЗ в конце защищаемой линии, кА;

- ток срабатывания отсечки, кА;

Кр - коэффициент разброса срабатывания отсечки по току [1].

7.3 Выбор автоматических выключателей

Выбор автоматических выключателей производится для участка: от ввода трансформатора Т1, далее по отходящей кабельной линии, питающей РП8 и защиту самого удаленного электроприёмника, питающей РП2 и защиту самого мощного электроприёмника. Защищаемый участок представлен на рисунке 7.1.

Рисунок 7.1 - Фрагмент схемы для выбора защитных аппаратов сети 0,4 кВ



Выключатель QF5 - S 230 RC250: Iнв=250 А; Iнр=250 А; ПКС=50 кА.

1) проверка условия (7.6):

Uнв = 660 В ? Uнс380 В - условие выполняется;

2) проверка условия (7.7):

I нр = 250 А ? I р = 160 А- условие выполняется;

3) проверка условия (7.8):

Iс.о= 10•Iн.р= 10•250 = 2500 (А), [1];

[1];

По (7.9) пиковый ток равен:

Iпик=8,5•160=1360 (А);

Таким образом:

Iс.о = 2500 ? Кн•Iпик = 1,5•1360 = 2040 (А) - условие выполняется;

4) тепловой расцепитель выбирается по условию:

Iс.п= 1,5• I нр= 1,5•250 =375 (А);

5) собственное время отключения не превышает [1];

6) проверка условия (7.17):

ПКС(ОПКС) = 50 кА ? iуд = 17,35 А - условие выполняется.

7) проверка условия (7.18):

Кч = 6,2/2,5 = 2,48 ? 1,1•1,5 = 1,43- условие выполняется.

Выключатель проходит по всем требованиям.

Выключатель QF4 -TmaxT5N: [1] Iнв=630 А, Iнр=630 А , ПКС=70 кА.

1) проверка условия (7.6):

Uнв= 660 В ? Uнс380 В - условие выполняется;

2) проверка условия (7.7):

I нр = 630 А ? I р = 464 А - условие выполняется;

3) проверка условия (7.8):

Iс.о= 5•Iн.р= 5•630 = 3150 А [1];

[1];

Пиковый ток равен:

Iпик=(8,5-1)•160+464,4=1664,4 (А);

Таким образом,

Iс.о=3150?Кн•Iпик =1,5•1664,4=2496 А - условие выполняется;

4) тепловой расцепитель выбирается по условию:

Iс.п=1,35•I нр=1,35•630=945 (А);

5) проверка условия (7.15):

tс.о = 0,07 ? tс.о.п = 0,02+0,02 = 0,04- условие выполняется;

6) проверка условия (7.17):

ПКС(ОПКС) = 70кА ? iуд = 18,5А - условие выполняется;

7) Проверка условия (7.18):

Кч = 6,7/3,15 = 2,1 ? 1,1•1,5 = 1,43 - условие выполняется.

Выключатель проходит по всем требованиям.

Выключатель QF3 S 230 RC25: [1] Iнв=25 А, Iнр=6,3 А , ПКС=25 кА;

1) проверка условия (7.6):

Uнв= 660В ? Uнс380 В - условие выполняется;

2) проверка условия (7.7):

I нр =6,3 А ? I р = 3,92 А - условие выполняется;

3) проверка условия (7.8):

Iс.о = 10•Iн.р = 10•6,3 = 63 (А), [1];

[1];

Пиковый ток равен:

Iпик=4,5•3,92=17,6 (А);

Таким образом,

Iс.о= 63 ? Кн•Iпик = 1,5•17,6 = 26,5 (А) - условие выполняется;

4) тепловой расцепитель выбирается по условию:

Iс.п = 1,35• I нр = 1,35•6,3 = 8,5 (А);

5) собственное время отключения не превышает [1];

6) проверка условия (7.17):

ПКС(ОПКС) = 25 кА ? iуд = 0,7 А - условие выполняется;

7) проверка условия (7.18):

Кч = 0,5/0,63 = 1,8?1,1•1,5 = 1,43 - условие выполняется;

Выключатель проходит по всем требованиям.

Выключатель QF2 -S 230 RC25[1]: Iнв=25 А, Iнр=25 А , ПКС=4,5 кА;

1) проверка условия (7.6):

- условие выполняется;

2) проверка условия (7.7):

I нр = 25 А ? I р =22,6 (А) - условие выполняется;

3) проверка условия (7.8):

Iс.о=10•Iн.р=5•25=125 А ,[1];

[1];

Пиковый ток равен:

Iпик=(4,5-1)•3,62+22,6=41 (А);

Таким образом,

Iс.о= 125 ? Кн•Iпик =1,5•41 = 61,5 (А)- условие выполняется;

4) тепловой расцепитель выбирается по условию:

Iс.п= 1,35•I нр= 1,35•22,6 = 30,51 (А);

5) время срабатывания отсечки выключателя:

tс.о=0,4? tс.о.п =0,02+0,02=0,04.

6) проверка условия (7.17):

ПКС(ОПКС) = 4,5 кА ? iуд =2,3 А - условие выполняется;

7) проверка условия (7.18):

Кч= 1,2/0,125 = 3,2 ? 1,1•1,5 = 1,43 - условие выполняется;

Выключатель проходит по всем требованиям.

Выключатель QF1 (вводной) - TmaxT7W (выкатной): Iнв=1250 А, Iнр=25 А, ПКС=100 кА;

1) проверка условия (7.6):

- условие выполняется;

2) проверка условия (7.7):

I нр =1250 А?I р =1187 (А) - условие выполняется;

3) проверка условия (7.8):

Iс.о=5•Iн.р=5•1250=6250 (А), [1];

, Kсз=2,4[1].

Пиковый ток равен:

Iпик= 2,4•1187 = 2848 (А);

Таким образом,

Iс.о = 6250 ? Ксз•Iпик = 1,5•2848 = 4273 А - условие выполняется;

4) тепловой расцепитель выбирается по условию:

Iс.п=1,4• Iтр=1,4•1250=1750 (А);

5) проверка условия (7.15):

tс.о= 0,06 с;

6) проверка условия (7.17):



ПКС(ОПКС) = 100 кА ? iуд = 26,7 А (см. п. 1.4) - условие выполняется;

7) проверка условия (7.18):

Кч = 6,3/0,625 = 10 ? 1,1•1,5 = 1,43 - условие выполняется;

Выключатель проходит по всем требованиям.



8. РАСЧЁТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

8.1 Назначение релейной защиты и автоматики

«В процессе эксплуатации системы электроснабжения возникают повреждения отдельных её элементов. Наиболее опасными и частными видами повреждений являются трёхфазные, междуфазные и однофазные К.З. В электрических и трансформаторах наряду с междуфазными К.З. и замыканиями на землю имеют место витковые замыкания. Вследствие возникновения К.З. нарушается нормальная работа системы электроснабжения, что создаёт ущерб для промышленного предприятия. При протекании тока К.З. элементы системы электроснабжения подвергаются термическому и динамическому воздействию. Для уменьшения размеров повреждения и предотвращения развития аварии устанавливают совокупность автоматических устройств, называемых релейной защитой и обеспечивающих с заданной степенью быстродействия отключения поврежденного элемента или сети. Основные требования, предъявляемые к релейной защите, следующие: надежное отключение всех видов повреждений, чувствительность защиты, избирательность (селективность) действия - отключение только поврежденных участков, простота схем, быстродействие, наличие сигнализации о повреждениях»[11].

Однако одной релейной защиты бывает недостаточно для обеспечения надежного и бесперебойного электроснабжения. Поэтому дополнительно предусматривают устройства автоматического включения резерва (АВР) и устройства автоматического повторного включения (АПВ). Первое устройсво позволяет подключать резервный источник питания при выходе из строя основного источника. Второе устройство предназначено для повторного включения линий электропередачи, так как большинство повреждений после быстрого отключения линий релейной защитой самоустраняется.

8.2 Защита кабельных линий 10 кВ

Для защиты кабельных линий 10 кВ предусматриваем токовую отсечку и МТЗ (максимальная токовая защита). Также предусматриваем защиту от замыкания на землю .

Релейная защита на цифровой базе будет выполнена с использованием микропроцессорных устройств фирмы «Радиус-Автоматика».

Защиту линии выполним микропроцессорным устройством релейной защиты сетей напряжением 6-35 кВ - «Сириус - 2Л».

Расчёты ведутся аналогичным образом как для электромеханической части РЗА, но с учётом своих коэффициентов и времятоковых характеристик.

Основные технические данные устройств Сириус.

Питание устройства осуществляется от источника переменного (от 45 до 55 Гц), постоянного или выпрямленного тока напряжением от 178 до 242В или от источника постоянного тока напряжением от 88 до 132В, в зависимости от исполнения.

Мощность, потребляемая устройством от источника оперативного постоянного тока в дежурном режиме - не более 15 Вт, в режиме срабатывания защит - не более 30 Вт.

Дополнительная погрешность измерения токов, а также дополнительная погрешность срабатывания блока при изменении температуры окружающей среды в рабочем диапазоне не превышает 1% на каждые 10°С относительно 20 °С.

Дополнительная погрешность измерения токов и срабатывания блока при изменении частоты входных сигналов в диапазоне от 45 до 55 Гц не превышает 2% на каждый 1 Гц относительно 50 Гц.

Устройство не срабатывает ложно и не повреждается:

- при снятии и подаче оперативного тока, а также при перерывах питания любой длительности с последующим восстановлением;

- при подаче напряжения оперативного постоянного тока обратной полярности;

- при замыкании на землю цепей оперативного тока.

8.2.1 Селективная токовая отсечка без выдержки времени

Ток срабатывания токовой отсечки мгновенного действия Icо, кА, определим по формуле:

, (8.1)

где - коэффициент надёжности (=1,1; [11], таблица 3.2).

Ток - определяется при максимальном режиме питающей системы ( кА).

Ток срабатывания реле определим по формуле:

, (8.2)

где kсх - коэффициент схемы;

kТ - коэффициент трансформации трансформатора тока.

Оценку коэффициента чувствительности отсечки производят при наиболее благоприятных условиях: при трёхфазном КЗ в месте установки защиты:

, (8.3)

где Ik(3) - ток трехфазного КЗ, кА.

Защиту будем выполнять по однорелейной схеме. Схема соединений ТТ - неполная звезда (kсх=1). Трансформатор тока выберем марки ТПЛ-10 класса Р с kТ =500/5.

Рассчитаем параметры токовой отсечки.

(кА);

(А).

Чувствительность определяем по формуле (8.3):

> 1,2.

8.2.2 МТЗ с выдержкой времени

Ток срабатывания МТЗ определим по формуле:

, (8.4)

где kн - коэффициент надежности;

kсзп - коэффициент самозапуска;

kв - коэффициент возврата;

Iраб.МАХ,W - максимальный рабочий ток, А.

Ток срабатывания реле и коэффициент чувствительности МТЗ определяется аналогично, как и для токовой отсечки по (8.2) и (8.3).

При выборе тока срабатывания МТЗ используется ток послеаварийного режима, в этом случае ток А,

(А);



(А).

Оценку коэффициента чувствительности МТЗ производят при двухфазном КЗ в зоне основного действия.

> 1,5 .

«Защита от замыкания на землю подключается через трансформаторы тока нулевой последовательности. Это защита с действием на сигнал, поэтому устанавливается на главной понизительной подстанции, где есть обслуживающий персонал»[11].

Селективность действия МТЗ осуществляется путём выбора соответствующей выдержки времени, которая должна согласовываться с временем сгорания предохранителя при токах равным токам перегрузки.

(8.5)

где - время срабатывания предохранителя при I = 202 А;

- ступень селективности.

(с).

Проверка на 10% погрешность осуществляется при двухфазном КЗ для схемы соединения ТТ в неполную звезду. Кратность определяется по расчётному току отсечки:

; (8.6)



.

По кривой предельной кратности для трансформатора типа ТПЛ-10 Ом ([11] , рисунок 7.6).

Фактическое расчетное сопротивление нагрузки:

, (8.7)

где - сопротивления прямого и обратного проводов ( Ом);

- переходное сопротивление в контактных соединениях ( Ом);

- сопротивление приборов (устройства “Сириус 2Л”).

Ом (8.8)

где SПРИБ - мощность, потребляемая “Сириус 2Л”;

I2 - вторичный номинальный ток устройства.

Сопротивление “Сириус 2Л”:

Коэффициент 0,8 учитывает снижение сопротивления реле при больших токах.

Ом.

Из результатов расчетов видно, что меньше, чем Ом и, следовательно, полная погрешность ТТ <10%.



9. УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Проектом предусматривается общий учет электроэнергии

Для учета электроэнергии применены 3-х фазные счетчики электроэнергии с телеметрическим выходом «Меркурий 230ART-02», включенные через трансформаторы тока



10. ВОПРОСЫ БЕЗОПАСНОСТИ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

«К важнейшим задачам технического прогресса нашего общества относится автоматизация, совершенствование технологии и повышение производительности труда во всех сферах и отраслях производства»[18].

«Действующее законодательство в области охраны труда позволяет обеспечить безопасную жизнедеятельность человека в производственных условиях. Безопасность человека определяется отсутствием производственных и не производственных аварий, стихийных и других природных бедствий, опасных факторов, вызывающих травмы или резкое ухудшение здоровья, вредных факторов, вызывающих заболевание человека и снижающих его работоспособность»[18].

«Правовую основу обеспечение безопасной жизнедеятельности работников составляют соответствующие законы и постановления, принятые представительными органами РФ, а также правовые нормативные акты по охране труда. Охрана труда - это система обеспечение безопасности жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включая правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия. Выполнение правил и норм по охране труда обеспечивает необходимую безопасность (пожаро- и взрывобезопасность) электроустановок и электробезопасность»[18].

10.1 Электробезопасность на промышленных предприятиях

«Электробезопасность - это система организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от вредного и опасного воздействия электрического тока, электрической дуги, электромагнитного поля и статического электричества»[18].

«Устройство и эксплуатацию электрических установок и отдельных видов электрооборудования необходимо осуществлять в соответствии с "Правилами устройства электроустановок" (ПУЭ), "Правилами эксплуатации электроустановок потребителей", "Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей":

- обслуживание действующих электроустановок, проведение в них оперативных переключений, организация и выполнение ремонтных, монтажных или наладочных работ и испытаний осуществляется специально подготовленным электротехническим персоналом. Электротехнический персонал должен находиться в составе энергетической службы организации;

- работодатель приказом (распоряжением) назначает работника, ответственного за состояние электрохозяйства. Приказ или распоряжение о назначении лица, ответственного за электрохозяйство, издается после проверки знаний правил и инструкций и присвоения ему соответствующей группы по электробезопасности: V - в электроустановках напряжением выше 1000 В, IV - в электроустановках напряжением до 1000В. При наличии на предприятии должности главного энергетика обязанности лица, ответственного за электрохозяйство предприятия, возлагаются на него;

- лица из оперативного персонала, обслуживающие электроустановки единолично, и старшие в смене или бригаде, за которыми закреплена данная электроустановка, должны иметь группу по электробезопасности не ниже IV в установках напряжением выше 1000 В и III в установках напряжением до 1000 В;

- при работе с применением электрозащитных средств (изолирующие штанги и клещи, электроизмерительные клещи, указатели напряжения) допускается приближение человека к токоведущим частям на расстояние, определяемое длиной изолирующей части этих средств;

- без применения электрозащитных средств запрещается прикасаться к изоляторам электроустановки, находящейся под напряжением;

- при приближении грозы должны быть прекращены все работы на воздушных линиях и в открытых распределительных устройствах, а в закрытых распределительных устройствах - работы на вводах и коммутационной аппаратуре, непосредственно подсоединенной к воздушным линиям;

- при обнаружении замыкания на землю запрещается приближаться к месту замыкания на расстояние менее 4 м в закрытых и менее 8 м в открытых распределительных устройствах. Приближение к этому месту на более близкое расстояние допускается только для производства операций с коммуникационной аппаратурой для ликвидации замыкания на землю, а также при необходимости оказания первой помощи пострадавшим.
В этих случаях обязательно необходимо пользоваться как основными, так и дополнительными электрозащитными средствами;