Разработка проекта электроснабжения литейного завода в Ахтынском районе Дагестана

Источниками реактивной мощности в сети НН являются синхронные двигатели напряжением 380 - 660В и конденсаторные батареи. Недостающая часть покрывается перетоком реактивной мощности из сети ВН.

Выбор оптимальной мощности батареи конденсаторов осуществляют одновременно с выбором цеховых трансформаторных подстанций. Расчетную мощность батареи конденсаторов округляют до ближайшего стандартного значения.

Вычислим мощность КУ для плавильного цеха по формуле:

Определим зная, что средневзвешенный cos ц = 0,93

кВар

По справочнику[1] выберем компенсирующее устройство типа

2*УК-0,38-500-НУ3

Определим полную мощность после компенсации:

Определим после компенсации:

Для остальных цехов расчет выполняется аналогично, результаты заносим в таблицу 3.6.

Таблица 3.6 - Выбор компенсирующих устройств

№			Тип компенсирующего устройства			сos пк
	кВт	кВар		кВар	кВА
1	6050	3630	4*УК-0,38-900НУ3	3600	6574,1	0,92
2	1580	948	2*УК-0,38-500НУ3	1000	1694,3	0,93
3	1000	600	4*УК-0,38-150НУ3	600	1084,7	0,92
4	4000	3080	6* УК-0,38-500У3	3000	4337,1	0,92
5	350	269,5	2*УК-0,38-135НУ3	270	376,6	0,93
6	1400	490	5*УК-0,38-100НУ3	500	1504,2	0,93
7	1100	385	2* УК-0,38-200НУ3	400	1179,2	0,93
8	2500	1500	3*УК-0,38-430НУ3	1290	2662,1	0,94
9	100	35	-	-	125,0	0.8
10	100	35	-	-	125,0	0.8
11	130	52	-	-	173,3	0.75
12	200	16	-	-	222,2	0.9

Определим суммарную мощность КУ

Определим суммарную полную мощность после компенсации

Компенсирующее устройство устанавливается на цеховой подстанции и подключается к шинам низкого напряжения, чтобы добиться желаемого . кроме подстанций, где cos ц?0.9, и подстанций где <100кВар.

Определяем cos ц завода

Общая потребляемая реактивная мощность завода составляет 7671 кВар. Реактивная мощность, получаемая из энергосистемы составляет 5871 кВар. Возникает дефицит реактивной мощности 1800 кВар, для компенсации этой мощности необходимости установить высоковольтные компенсирующие устройства на 10 кВ. Устанавливаем на каждой секции шин по 2 компенсирующих устройства УКРМ -10,5- 450У1 [1].

3.5 Выбор типа, числа и мощности трансформаторов и их месторасположения

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ТП зависит от категории электроснабжения цехов, если потребитель первой категории электроснабжения, то для него выбирается 2 трансформатора; для потребителей второй категории - 2 трансформатора или 1 трансформатор при условии наличия резервного выкатного трансформатора; потребители третьей категории от одного трансформатора.

Если потребитель первой и второй категории электроснабжения, то выбираем из условия:

1,4 коэффициент возможной 40% перегрузке одного трансформатора при отключении другого в течение 5 дней по 6 часов в сутки.

Если потребитель третей категории электроснабжения, то выбираем из условия:

Плавильный цех является потребителем первой категории электроснабжения и питается от двух трансформаторов

где: - полная мощность плавильного цеха

Выбираем два трансформатора типа ТМ-1600-10/0,4 [1].

Определим коэффициент загрузки выбранного трансформатора

Аналогично выбираем трансформаторы и для других цехов, результаты заносим в таблицу 3.6., а технические данные трансформаторов в таблицу 3.7.

Таблица 3.7 - Выбор числа и мощности трансформаторов цехов

№ цеха	категория	Кол-во				К з н	К з а	Тип тр-ра
			кВА	кВА	кВА
1	1	3	6574,1	4695,8	2500	0,88	1,31	ТМ-2500/10
2	1	2	1694,3	1210,2	1600	0,53	1,06	ТМ-1600/10
3	1	2	1084,7	774,8	1000	0,54	1,08	ТМ-1000/10
4	2	3	4337,1	3097,9	2500	0,58	0,87	ТМ-2500/10
5	2	2	376,6	269,0	400	0,47	0,94	ТМ-400/10
6	2	2	1900	1357,1	2500	0,38	0,76	ТМ-2500/10
7	1	2	1179,2	842,3	1000	0,59	1,18	ТМ-1000/10
8	2	2	2912	2080,0	2500	0,58	1,16	ТМ-2500/10

Потребители 3 категории, цеха № 9 и № 10 подключаются к цеху №8, а также цеха № 11 и №12 подключаются к цеху № 6 с недогруженными трансформаторами.

Таблица 3.8 - Технические данные трансформаторов

№	Тип трансформатора	Sн	Uн1	Uн2	Pкз	Pхх	Uкз	Iхх
		кВА	кВ	кВ	кВт	кВт	%	%
1	ТМ-400/10	400	10	0,4	5,5	0,95	4,5	2,1
2	ТМ-1000/10	1000	10	0,4	12,2	2,4	5,5	1,4
3	ТМ-1600/10	1600	10	0,4	18	3,3	5,5	1,4
4	ТМ-2500/10	2500	10	0,4	25	4,6	5,5	1

3.6 Определение центра нагрузки

Центр нагрузки определяем для установки ГПП завода.

Определим координаты местоположения цехов завода, по полученным данным составим таблицу 3.9.

Таблица 3.9 - Определение центра нагрузок

№ цеха	Рном, кВт	Xi,м	Yi,м
1	6050	1600	800
2	1580	1770	900
3	1000	1700	1250
4	4000	1040	1200
5	350	680	1220
6	1400	750	550
7	1100	1050	200
8	2500	1700	430
9	100	300	610
10	100	300	220
11	130	1900	400
12	200	1900	200

Вычислим координаты установки ГПП

где: - активная мощность -го цеха

-координаты -го цеха по оси абсцисс

- координаты -го цеха по оси ординат

3.7 Выбор конфигурации схемы распределения электроэнергии

Для внутризаводского электроснабжения выбираем радиальную схему т.к. она является предпочтительной для коротких линий.

Выбор сечений кабелей производится по экономической плотности тока.

Для одноцепных кабелей ток равен

Для двухцепных кабелей ток равен

Рассчитаем сечение кабеля для плавильного цеха

Определим ток, протекающий по кабелю

где: расчетная полная мощность плавильного цеха

- номинальное напряжение сети

Определим сечение кабеля

где: jэк=1,2 экономическая плотность тока, по справочнику[1]

Выбираем кабель марки 2? АСБ 3•35мм2

После выбора, проверяем кабель по длительному току



допустимый длительный ток для кабеля данного сечения [1]

Для остальных цехов расчет аналогичен. Все расчетные данные внесены в таблицу 3.10.

Таблица 3.10 - Выбор марки кабеля для внутризаводского электроснабжения

№	Sрасч	Iрасч	Fэ	Марка кабеля	n	Iдоп
	кВА	А	мм2		кол-во	А
1	6574,1	126,7	150	3?АСБ 3*150	3	275
2	1694,3	49,0	35	2?АСБ 3*35	2	115
3	1084,7	31,3	25	2?АСБ 3*25	2	90
4	4337,1	83,6	95	3?АСБ 3*95	3	205
5	376,6	10,9	16	2?АСБ 3*16	2	75
6	1900	54,9	50	2?АСБ 3*50	2	140
7	1179,2	34,1	25	2?АСБ 3*25	2	90
8	2912	84,2	95	2?АСБ 3*95	2	205

3.8 Выбор силовых трансформаторов ГПП

Для всего завода:

где: - максимальная полная мощность завода

1,4-максимальный коэффициент перегрузки трансформатора в аварийном режиме, в течении 5 суток по 6 часов в сутки.

Выбираем по два трансформатора ТДН-16000/110 и ТД-16000/35 с высоким напряжением 110 и 35кВ [1].

Данные заносим в таблицу 3.11.

Таблица 3.11 - Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

	n	Uн			Тип трансформатора	Кз в Нормальном режиме	Кз в Аварийном режиме
кВА	кол	кВ	кВА	кВА
20036	2	110	14311	16000	ТДН-16000/110	0,63	1,26
20036	2	35	14311	16000	ТД-16000/35	0,63	1,26

Технические данные трансформаторов ставим в таблицу 3.12.

Таблица 3.12 - Технические данные трансформаторов

№	Тип трансформатора	Sн	Uн1	Uн2	Pкз	Pхх	Uкз	Iхх
		кВА	кВ	кВ	кВт	кВт	%	%
1	ТДН-16000/110	16000	110	10	90	26	10,5	0,7
2	ТД-16000/35	16000	35	10	90	21	8	0,6

3.9 Выбор трансформаторов собственных нужд

Питание потребителей собственных нужд может быть индивидуальное, групповое, смешанное. В настоящее время широко применяют смешанное питание, когда наиболее ответственные потребители подключаются непосредственно к шинам источников собственных нужд.

Приемники собственных нужд подстанций делятся на три групп по степени надежности. Приемники 1 группы - это приемники, отключение которых приводит к нарушению нормального режима эксплуатации, к частичному или полному отключению или к авариям с повреждением основного оборудования. Для питания этой группы необходимо два источника с автоматическим включением резерва.

Приемники 2 группы - это приемники, отключение которых допустимо на 20-40 мин для подстанций с обслуживающим персоналом или до приезда обслуживающего персонала, если дежурного на подстанции нет. Восстановление питания у приемников этой группы осуществляется вручную.

К 3 группе относятся приемники, отключение которых допустимо на более длительное время.

По режиму включения в работу электроприемники собственных нужд подстанций разделяются на: постоянно включенные в сеть; включаемые периодически в зависимости от температуры окружающего воздуха; включаемые во время ремонтов.

Обычно на подстанциях устанавливают один или два рабочих ТСН, но при наличии особо ответственных потребителей может предусматриваться резервный ТСН.

При приближенных расчетах мощность, расходуемая на собственные нужды подстанции, составляет приблизительно 1% от номинальной мощности силового трансформатора:

где: - мощность собственных нужд подстанции;

- номинальная мощность силового трансформатора.

Выберем трансформатор собственных нужд типа ТМ-160/10/0,4. Технические данные трансформатора представим в таблице 3.13.

Таблица 3.13 - Технические данные трансформатора собственных нужд

Тип трансформатора	n	Sн кВА	Uвн В	Uнн В	?Рхх кВт	?Ркз кВт	Uкз %	Iхх %
ТМ-160/10/0,4	2	160	10	0,4	0,7	2,7	5,5	4

3.10 Технико-экономическое сравнение вариантов

Технико-экономические расчеты выполняют для выбора:

1) наиболее рациональной схемы электроснабжения цехов и предприятия в целом;

2) экономически обоснованного числа, мощности и режима работы трансформаторов ГПП и ТП;

рациональных напряжений в системе внешнего и внутреннего электроснабжения предприятия;

экономически целесообразных средств компенсации реактивной мощности и мест размещения компенсирующих устройств;

электрических аппаратов и ток ведущих устройств;

сечений проводов, шин и жил кабелей;

целесообразной мощности собственных электростанций и генераторных установок в случае их необходимости;

трасс и способов прокладки электросетей с учетом коммуникаций энергохозяйства в целом.

Целью технико-экономических расчетов является определение оптимального варианта схемы, параметров электросети и ее элементов. Для систем электроснабжения промышленных предприятий характерна многовариантность решения задач, которая обусловлена широкой взаимозаменяемостью технических решений. В связи с этим требуется выполнение значительного числа трудоемких вычислений, для автоматизации которых рекомендуется широко применять электронно-вычислительные машины (ЭВМ).

При технико-экономических расчетах систем промышленного электроснабжения соблюдают следующие условия сопоставимости вариантов:

технические, при которых сравнивают только взаимозаменяемые варианты при оптимальных режимах работы и оптимальных параметрах, характеризующих каждый рассматриваемый вариант;

экономические, при которых расчет сравниваемых вариантов ведут применительно к одинаковому уровню ценки одинаковой достижимости принятых уровней развития техники с учетом одних и тех же экономических показателей, характеризующих каждый рассматриваемый вариант.

В технико-экономических расчетах используют укрупненные показатели стоимости элементов системы электроснабжения, а также укрупненные показатели стоимости сооружения подстанций в целом.

В соответствии с существующей методикой технико-экономических расчетов в качестве основного метода оценки рекомендуется метод срока окупаемости. В этом случае показателями являются капитальные вложения (затраты) и ежегодные (текущие) эксплуатационные расходы.

Рис. 3.1 - Схемы для технико-экономического сравнения

Определим сечение провода по экономической плотности тока.

Определим ток

Вариант I

где: - полная мощность завода;

- номинальное напряжение сети:

Определим сечение провода

Вариант I I

где -экономическая плотность тока [1]

Выберем провод марки АС-150. Проверим провод по условию нагрева.

где:- допустимый длительный ток для данного провода [1]

Условие выполняется, провод проходит по нагреву.

Таблица 3.14 - Технические данные провода

№	Марка провода	Uн, кВ	R0, Ом/км	L, км	С0, тыс.руб/км
1	АС-150	35	0,198	12	12,5

Определим стоимость ВЛ.

Вариант I

Клэп = С0*L =12,5*12 = 150 тыс. руб. 3.44.

где С0=12,5 тыс. руб. стоимость одного километра линии по справочнику.

L- длина линии км.

Переведем капиталовложения линии в цены нынешнего времени, для этого умножим их на коэффициент удорожания Куд

где: 1,55-стоимость 1 кВт/ч электроэнергии в рублях на 2010г.

0,04- стоимость 1 кВт/ч электроэнергии в рублях на 1995г.

Клэп = Клэп * Куд =150*38,75 = 5812,5 тыс. руб. 3.46.

Определим по справочнику [13] стоимость ГПП-35-ЙЙЙ-У-2?16000А2.

Вариант I

Кгпп=193,49 тыс. руб.

Переведем капиталовложения ГПП в цены нынешнего времени, для этого умножим их на коэффициент удорожания Куд

Кгпп = Кгпп*Куд =193,49*38,75 = 7498,1 тыс. руб 3.47.

Суммарная стоимость

К= Клэп+ Кгпп= 5812,5 +7498,1=13310,6 тыс. руб 3.48.

Вычислим суммарные издержки.

И = Иа + Ир + ИW 3.49.

Иа - издержки на амортизацию

Ир- издержки на ремонт

ИW - издержки на оплату потерь электроэнергии.

Издержки на амортизацию

где:- издержки на амортизацию линии [13]

- издержки на амортизацию ГПП [13]

Издержки на ремонт

где:- издержки на ремонт линии [13]

- издержки на ремонт ГПП [13]

Издержки на оплату потерь электроэнергии

ИW =W* 3.52.

где: стоимость 1 кВт*ч электроэнергии

Суммарные потери электроэнергии

W=Wтр+Wлэп 3.53.

Потери электроэнергии в ЛЭП

Wлэп =Р* 3.54.

Потери мощности в ЛЭП



Активное сопротивление ЛЭП

R=

где: - погонное активное сопротивление питающей линии

L- длина питающей линии

Время максимальных потерь

где:- максимальное время использования

Wлэп = 907,7 *= 4763609 кВт/ч

Потери электроэнергии в трансформаторе

Wтр=Рхх*8760+*Ркз*=21*8760+ *90*5248=924619 кВт/ч

где: Рхх - активные потери холостого хода трансформатора [1];

- коэффициент загрузки трансформатора[1];

Ркз - активные потери трансформатора при коротком замыкании[1];

W= 4763609+924619 =5688228 кВт/ч

ИW = 5688228*1,55 = 8816,7 тыс. руб.

И = 622,4+271,5+8816,7 = 9710 тыс. руб.

Общие затраты

З = Е*К + И = 0,14*13310,6 + 9710 = 11573,4 тыс. руб.

Вариант I

Определим сечение провода по экономической плотности тока.

Определим ток

где: - полная мощность завода;

- номинальное напряжение сети:

Определим сечение провода

Вариант I I

где -экономическая плотность тока [1]

Выберем провод марки АС-70. Проверим провод по условию нагрева.

Условие выполняется, провод проходит по нагреву.

Таблица 3.15 - Технические данные провода

№	Марка провода	Uн, кВ	R0, Ом/км	L, км	С0, тыс.руб/км
2	АС-70	110	0,43	12	13,5

Определим стоимость ВЛ.

Вариант I I

Клэп = С0* L =13,5*12 = 162 тыс. руб.

где С0=13,5 тыс. руб. стоимость одного километра линии.

L- длина питающей линии км.

Переведем капиталовложения линии в цены нынешнего времени, для этого умножим их на коэффициент удорожания Куд.

где: 1,55-стоимость 1 кВт/ч электроэнергии в рублях на 2010г.

0,04- стоимость 1 кВт/ч электроэнергии в рублях на 1995г.

Клэп = Клэп * Куд =162*38,75 = 6277,5 тыс. руб.

По справочнику [13] выберем ГПП-110-ЙЙЙ-У-2?16000А2

Кгпп=226,66 тыс. руб.

Переведем капиталовложения ГПП в цены нынешнего времени, для этого умножим их на коэффициент удорожания Куд

Кгпп = Кгпп*Куд = 226,66*38,75 = 8783 тыс. руб

Суммарная стоимость

К= Клэп+ Кгпп = 6277,5+8783=15060,6 тыс. руб

Вычислим суммарные издержки.

И = Иа + Ир + ИW

Иа - издержки на амортизацию

Ир- издержки на ремонт

ИW - издержки на оплату потерь электроэнергии.

Издержки на амортизацию

где:- издержки на амортизацию линии [13]

- издержки на амортизацию ГПП [13]

Издержки на ремонт

где:- издержки на ремонт линии [13]

- издержки на ремонт ГПП [13]

Издержки на оплату потерь электроэнергии

ИW =W*

где:- стоимость 1 кВт*ч электроэнергии

Суммарные потери электроэнергии

W=Wтр+Wлэп

Потери электроэнергии в ЛЭП

Wлэп =Р*

где:- время максимальных потерь. Потери мощности в ЛЭП



Активное сопротивление ЛЭП

где:-погонное активное сопротивление питающей линии

L- длина питающей линии

Р= * 5,16=171,2 кВт

Время максимальных потерь

где:- максимальное время использования

Wлэп = 171,2 *= 898457 кВт/ч

Потери электроэнергии в трансформаторе

Wтр=Рхх*8760+*Ркз*=26*8760+ *90*5248=964579,2 кВт/ч 3.75.

где: Рхх - активные потери холостого хода трансформатора [1];

- коэффициент загрузки трансформатора [1];

Ркз - активные потери трансформатора при коротком замыкании [1];

W= 898457+964579,2=1863036кВт/ч

ИW = 1863036*1,55=2887,7 тыс. руб.

И= 715,3+313,7+2887,7 = 3916,7 тыс. руб.

Общие затраты

З =Е* К + И = 0,14*15060,6 +3916,7 =6025,2 тыс. руб. 3.76.

На основании технико-экономического сравнения видно, что вариант II, более экономически целесообразен. Выбираем вариант II для электроснабжения завода.

4. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Короткими замыканиями (КЗ) называют замыкания между фазами (фазными проводниками электроустановки), замыкания фаз на землю (нулевой провод) в сетях с глухо- и эффективно-заземленными нейтралями, а также витковые замыкания в электрических машинах.

Короткие замыкания возникают при нарушении изоляции электрических цепей. Причины таких нарушений различны: старение и вследствие этого пробой изоляции, набросы на провода линий электропередачи, обрывы проводов с падением на землю, механические повреждения изоляции кабельных линий при земляных работах, удары молнии в линии электропередачи и др.

В трехфазных электроустановках возникают трех- и двухфазные КЗ. Кроме того, в трехфазных сетях с глухо- и эффективно-заземленными нейтралями дополнительно могут возникать также одно- и двухфазные КЗ на землю (замыкание двух фаз между собой с одновременным соединением их с землей).

При трехфазном КЗ все фазы электрической сети оказываются в одинаковых условиях, поэтому его называют симметричным. При других видах КЗ фазы сети находятся в разных условиях, в связи, с чем векторные диаграммы токов и напряжений искажены. Такие КЗ называют несимметричным.

Короткие замыкания, как правило, сопровождаются увеличением токов поврежденных фазах до значений, превосходящих в несколько раз номинальные значения.

Протекание токов КЗ приводит к увеличению потерь электроэнергии в проводниках и контактах, что вызывает их повышенный нагрев. Нагрев может ускорить старение и разрушение изоляции, вызвать сваривание и выгорание контактов, потерю механической прочности шин и проводов. Короткие замыкания сопровождаются понижением уровня напряжения в электрической сети, особенно вблизи места повреждения.

При глубоких снижениях напряжения уменьшается вращающий момент электродвигателя до значений, меньших момента сопротивления механизма.

Для обеспечения надежной работы энергосистем и предотвращения повреждений оборудования при КЗ необходимо быстро отключать поврежденный участок. К мерам, уменьшающим опасность развития аварий, относится также правильный выбор аппаратов по условиям КЗ, применение токоограничивающих устройств, выбор рациональной схемы сети.

Расчёт токов короткого замыкания в точке К-1.

Исходные данные для расчета токов КЗ:

I” = 4,92 кА,Uкз = 115,1 кВ, Rэ = 4,539 Ом, хэ = 12,723 Ом

За базисную мощность примем мощность системы: Sб=1500 MBA.

Базисное напряжение: Uб1=115 кВ.

Проверим, выполняется ли условие для учета активного сопротивления элементов сети в расчетах токов короткого сопротивления.

-эквивалентное реактивное сопротивление системы;

- эквивалентное активное сопротивление системы;

Условие хэ/ Rэ>3 не выполняется, в расчетах учитываем активное сопротивление элементов сети.

Определим мощность короткого замыкания:

- сверхпереходной ток системы;

- напряжения короткого замыкания системы;

Определим полное сопротивление системы в относительных единицах:



Определим базисный ток:

Определим активное сопротивление линии, приведенное к базисному напряжению:

- погонное активное сопротивление линии питающей сети; [1]

- длина линии питающей сети;

Uср - среднее напряжение системы;

- число питающих линий.

Определим реактивное сопротивление линии, приведенное к базисному напряжению:

- погонное реактивное сопротивление линии питающей сети; [1]

Определим полное сопротивление линии, приведенное к базисному напряжению:

Определим сопротивление сети в точке К-1:

ZК-1=ZС+ZЛ=1,53+0.42=1,95

Периодическая составляющая тока трёхфазного КЗ в точке К-1:

Определим ударный ток в точке К-1:

Рис. 4.1

где: - ударный коэффициент тока КЗ, который определяется по формуле:

где: - время затухания апериодической составляющей тока КЗ []:

Расчёт токов короткого замыкания в точке К-2

Базисное напряжение: Uб2=10,5кВ.

Определим базисный ток:

Определим активное сопротивление трансформатора приведенное к базисному напряжению:

- потери активной мощности трансформатора при коротком замыкании[1]

Uн- номинальное напряжение сети;

Sн- номинальная полная мощность трансформатора;

- число трансформаторов;

Определим реактивное сопротивление трансформатора приведенное к базисному напряжению:

- напряжение короткого замыкания трансформатора;

Определим полное сопротивление трансформатора приведенное к базисному напряжению:

Определим сопротивление сети в точке К-2:

K-2 = K-1+ T = 1.95 + 5,87= 7,82

Периодическая составляющая тока трёхфазного КЗ в точке К-2:

Определим ударный ток в точке К-2:

где: - время затухания апериодической составляющей тока КЗ

Таблица 4.1 - Расчетные данные токов короткого замыкания

Точка КЗ	IK-i, кА	Та, с	Куд.	iуд, кА
K-1	3.86	0,05	1,8	9,8
K-2	10,6	0,05	1,8	26,9

Выполним проверку выбранных внутризаводских кабельных линий по термической стойкости.

Определим активное сопротивление кабеля плавильного цеха

- погонное активное сопротивление кабеля[1];

- длина кабеля;

- число кабелей;

Определим реактивное сопротивление кабеля

- погонное реактивное сопротивление кабеля;

Определим полное сопротивление кабеля

Определим полное сопротивление системы

Определим результирующее полное сопротивление

Определим ударный ток

Определим тепловой импульс

где: tоткл - время отключение

tоткл=tр+tв+tп=0.9+0.1+0.05=1.05 с

tр- время срабатывания релейной защиты;

tв- полное время отключения выключателя [1];



Определим минимальное допустимое сечение кабеля

Выбранный ранее кабель по термической стойкости не проходит, выбираем кабель большего сечения: АСБ 3•120мм2

Для кабелей остальных ЦТП расчет аналогичен, результаты внесены в таблицу 4.2.

Новые кабели и их параметры занесены в таблицу 4.3.

Таблица 4.2 - Расчетные параметры кабельных линий

№ ЦТП	Rк	Xк	Zрез	Iу	Вк	Fmin	Fк
	Ом	Ом	Ом	кА	кА2*с	мм2	мм2
1	0,015	0,006	0,540	11,23	132,53	135,43	150
2	0,267	0,029	0,603	10,06	106,35	121,32	120
3	0,403	0,325	0,748	8,11	69,11	97,81	120
4	0,065	0,017	0,544	11,15	130,62	134,46	150
5	0,582	0,034	0,795	7,64	61,25	92,07	95
6	0,112	0,016	0,552	11,00	127,10	132,63	150
7	0,310	0,250	0,671	9,05	85,92	109,05	120
8	0,103	0,026	0,550	11,03	127,73	132,96	150

Таблица 4.3 - Справочные данные новых кабельных линий [1]

№ ЦТП	Марка старого провода	Fmin	Марка нового провода	r0	x0	l
		мм2		Ом/км	Ом/км	км
1	3?АСБ 3*150	135,43	3xАСБ 3*150	0,206	0,079	0,22
2	2?АСБ 3*35	121,32	2xАСБ 3*120	0,258	0,081	0,6
3	2?АСБ 3*25	97,81	2xАСБ 3*120	0,258	0,081	0,65
4	3?АСБ 3*95	134,46	3xАСБ 3*150	0,206	0,079	0,6
5	2?АСБ 3*16	92,07	2xАСБ 3*95	0,326	0,083	0,6
6	2?АСБ 3*50	132,63	2xАСБ 3*150	0,206	0,079	0,36
7	2?АСБ 3*25	109,05	2xАСБ 3*120	0,258	0,081	0,5
8	2?АСБ 3*95	132,96	2xАСБ 3*150	0,206	0,079	0,63

5. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ

5.1 Выбор выключателя

Выключатели выбираются по виду установки (внутренняя или наружная установка), номинальному напряжению, номинальному току, отключаемому току и мощности короткого замыкания. Выключатели проверяются на динамическую и термическую устойчивость токам короткого замыкания и на мощность короткого замыкания.

Выберем выключатель на напряжение 110 кВ по номинальному напряжению

= 110кВ

где: - номинальное напряжение выключателя [1];

номинальное напряжение распределительного устройства:

по номинальному току

где:- номинальный ток выключателя [1];

- ток рабочей форсировки выключателя:

Выбираем в РУ 110 кВ элегазовый выключатель типа ЯЭ-110Л-23(13)У4. Проверим выключатель на термическую стойкость. В качестве расчетного тока для этой проверки принимают трехфазное К.З. Необходимо проверить выполнение условия. Рассчитаем допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрам выключателя.

где: - ток термической стойкости выключателя [1];

- время термической стойкости [1]:

Определим тепловой импульс периодической составляющей тока К.З.

где: - ток короткого замыкания;

- полное время отключения выключателя [1];

- время затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания.

Таким образом, условие проверки на термическую стойкость выполнено.

Проверим выключатель на динамическую стойкость. Расчет производится при трехфазном К.З.

где:- предельносквозной ток выключателя [1]:

т.е. условие проверки выполнены.

Выполним проверку выключателя по мощности короткого замыкания

где: - номинальный ток отключения выключателя [1];

- номинальное напряжения сети;

- ток короткого замыкания:

Условие проверки выполняется.

Технические данные выключателя представим в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Параметры выключателя [1]

Тип	Uн, кВ	Iн, А	Iно, кА	i пс, кА	Iпс, кА	i нв, кА	Iнв, кА	Iтс, кА	tтс, с	tво, с	tсв, с
ЯЭ-110Л-23(13)У4	110	1250	40	125	50	100	40	50	3	0,065	0,04

5.2 Выбор разъединителя

Выберем разъединитель для наружной установки по номинальному напряжению

= 110кВ

по номинальному току

Выбираем разъединитель наружной установки типа РНД-110Б/1000 У1 [1];. Проверим разъединитель на термическую стойкость. Термическая устойчивость разъединителей характеризуется током термической устойчивости, т.е. таким током, который в течение определенного времени нагревает все части аппарата до температуры не выше допустимой для него.

Рассчитаем допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрам разъединителя

Определим тепловой импульс периодической составляющей тока короткого замыкания

таким образом, условие проверки на термическую стойкость выполнено.

Проверим разъединитель на динамическую стойкость. Электродинамическая устойчивость разъединителей характеризуется максимально допустимым током или током электродинамической устойчивости, который должен быть больше ударного тока короткого замыкания

т.е. условие проверки выполнены. Технические данные разъединителя представим в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Параметры разъединителя [1]

Тип	Uн, кВ	Iн, А	i пс, кА	Iтс, кА	tтс, с
РНД-110Б/1000 У1	110	1000	80	31,5	4

5.3 Выбор трансформатора тока

Выберем трансформатор тока на напряжение 110 кВ по номинальному напряжению= 110кВ

по номинальному току

Выбираем в РУ 110 кВ трансформатор тока типа ТФЗМ-110-Б1-У1[1];

Номинальные параметры трансформатора тока сведены в таблицу 5.3.

Таблица 5.3 - Параметры трансформатора тока [1]

Тип	Uн, кВ	I1н, А	I2н, А	Варианты исполнения вторичных обмоток	Номинальная нагрузка в классе 0,5, Ом
ТФЗМ-110-1 У1	110	300	5	0,5/10Р/10Р	1,2

Рассмотрим подробнее выбор трансформатора по классу точности.

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 более трех Ом);

- расчетная длина контрольного кабеля;

с- удельное сопротивление жил контрольного кабеля (для меди. с=0,0283 Ом*

Для определения мощности, потребляемой приборами в цепи трансформатора тока, необходимо определить потребляемую каждым прибором мощность [6].

Результаты сведем в таблицу 5.4. а на ее основании определим

Таблица 5.4 - Приборы подключенные к трансформатору тока

№	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

Примем к установке кабель АКВВГ с алюминиевыми жилами сечением 2,5 мм2. Определим сопротивление выбранного кабеля

Определим вторичное расчетное сопротивление

Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

5.4 Выбор трансформатора напряжения

Выберем трансформатор напряжения на напряжение 110 кВ по номинальному напряжению = 110кВ

ТН в ОРУ 110 кВ питает обмотки напряжения приборов, сборных шин, линий.

Определим набор приборов для каждой группы присоединений [6]. 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 [2], составим таблицу для подсчета мощности.

Определим полную суммарную потребляемую мощность

Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа НКФ-110-58 У1 [1] с номинальной мощностью в классе 0,5 соединенные в группу т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

Номинальные параметры трансформатора напряжения сведены в таблицу 5.5.

Таблица 5.5 - Приборы подключенные к трансформатору напряжения

№	Место установки и перечень приборов	Число присоединений	Тип прибора	Sн обм, В•А	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. 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 регестриру-ющий		Н-393	10	1	1	0	1	10	-
	Ваттметр регестрирующий		Н-395	10	1	1	0	1	10	-
	Частотомер регистрирующий		Н-397	7	1	1	0	1	7	-
	Осциллограф			10	1	1	0	1	10	-
Итого	64,6	18,5

5.5 Выбор сборных шин

Выберем сборные шины на 110 кВ по максимальному току

Минимальное сечение провода для напряжения 110 кВ по условию короны 70 мм2.

Выберем по допустимому току провод АС 70

где: - допустимый длительный ток для провода АС 70 [7].

Проверяем выбранные шины по термической стойкости

Определяем рабочую температуру провода.

где: - температура окружающей среды [7];

- длительно допустимая температура проводника [7];

- температура окружающей среды принятая за номинальную при нормировании длительно допустимого тока [7];

- рабочий ток нормального режима;

- допустимый длительный ток; Необходим значение тепловой функции Ан, соответствующей начальной температуре проводника также по расчетным кривым для определения температуры нагрева проводника при коротком замыкании [ 7]:

Рассчитаем значение тепловой функции Ак, соответствующей конечной температуре проводника

где: - значение тепловой функции [7]

- коэффициент учитывающий удельную теплоёмкость проводника [7] - тепловой импульс периодической составляющей тока короткого замыкания

- выбранное сечение провода.

Определяем конечную температуру проводника при кратковременном нагреве током короткого замыкания . Она определяется по расчетным кривым для определения температуры нагрева проводника при коротком замыкании [7].

где:- допустимая температура нагрева провода.

Выбранные шины удовлетворяют условию проверки по термической устойчивости.

5.6 Выбор ограничителей перенапряжения

Ограничители перенапряжений (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.

Преимущество ОПН по сравнению с вентильными разрядниками заключается в отсутствии искрового промежутка, обеспечивающего постоянное подключение ограничителей перенапряжений к защищаемому оборудованию.

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 110 кВ

= 110кВ

Выберем ограничитель перенапряжения типа ОПН-110-У1 [1];

6. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ НИЗКОГО НАПРЯЖЕНИЯ

6.1 Выбор выключателя

Выберем выключатель на напряжение 10 кВ по номинальному напряжению.

= 10кВ

по номинальному току

Выбираем в РУ 10 кВ вакуумный выключатель типа ВВЭ-10-20/1600У3 [1]; Проверим выключатель на термическую стойкость. В качестве расчетного тока для этой проверки принимают трехфазное К.З. Необходимо проверить выполнение условия. Рассчитаем допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрам выключателя.

Определим тепловой импульс периодической составляющей тока К.З.

Таким образом, условие проверки на термическую стойкость выполнено.

Проверим выключатель на динамическую стойкость. Расчет производится при трехфазном К.З.

т.е. условие проверки выполнены.

Выполним проверку выключателя по мощности короткого замыкания

Условие проверки выполняется.

Технические данные выключателя представим в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Параметры выключателя [1]

Тип	Uн, кВ	Iн, А	Iно, кА	i пс, кА	Iпс, кА	i нв, кА	Iнв, кА	Iтс, кА	tтс, с	tво, с	tсв, с
ВВЭ-10-20/1600У3	10	1600	20	52	20	52	20	20	3	0,05	0,05

6.2.Выбор трансформатора тока

Выберем трансформатор тока на напряжение 10 кВ по номинальному напряжению

= 10кВ

по номинальному току

Выбираем в РУ 10 кВ трансформатор тока типа ТЛ-10-II У3 [1].

Номинальные параметры трансформатора тока сведены в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 - Параметры трансформатора тока [1]

Тип	Uн, кВ	I1н, А	I2н, А	Варианты исполнения вторичных обмоток	Номинальная нагрузка в классе 0,5, Ом
ТЛ-10- II У3	10	2000	5	0,5/10Р	0,8

Рассмотрим подробнее выбор трансформатора по классу точности.

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 более трех Ом);

- расчетная длина контрольного кабеля;

С - удельное сопротивление жил контрольного кабеля (для меди. с=0,0283 Ом*

Для определения мощности, потребляемой приборами в цепи трансформатора тока, необходимо определить потребляемую каждым прибором мощность [6].

Результаты сведем в таблицу 6.3., а на ее основании определим

Таблица 6.3 - Приборы, подключенные к трансформатору тока

№	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

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 по классу точности выполняется.

6.3 Выбор трансформатора напряжения

Выберем трансформатор напряжения на напряжение 10 кВ по номинальному напряжению

=10кВ

Определим набор приборов для каждой группы присоединений [6]. 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 (таблица 6.5.).

Используя учебник [6], составим таблицу 6.5. для подсчета мощности.

Определим полную суммарную потребляемую мощность

=42 ВА

Примем к установке трансформатор напряжения типа НТМИ-10-66 У3 [1] с номинальной мощностью в классе 0,5 т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

Номинальные параметры трансформатора напряжения сведены в таблицу 6.4.

Таблица 6.4 - Параметры трансформатора напряжения [1]

Тип	Uн, кВ	U1н, В	U2н, В	Схема соединения	Номинальная мощность в классе 0,5, В•А
НТМИ-10-66 У3	10	10000	100	Y0/Y0/?-0	120

Таблица 6.5 - Приборы подключенные к трансформатору напряжения

№	Место установки и перечень приборов	Число присоединений	Тип прибора	Sн обм, В•А	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

6.4 Выбор ограничителя перенапряжения

Выберем ОПН на напряжение 10 кВ

= 10кВ

Выберем ограничитель перенапряжения типа ОПН-10/12,7-III УХЛ.

7. СПЕЦИАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ. АВТОМАТИЧЕСКИЙ РЕГУЛЯТОР КОЭФФИЦИЕНТА МОЩНОСТИ

Реактивная мощность

Реактивная мощность-мощность, которую источник переменного тока в течение одной четверти периода отдаёт во внешнюю цепь, обладающую реактивным сопротивлением, а в течение другой четверти периода получает её обратно. Характеризует энергию, не потребляемую во внешней цепи, а колеблющуюся между внешней цепью и источником, т.е. ёмкостную и индуктивную энергию, временно накапливаемую, а затем отдаваемую источнику.

Реактивная мощность и энергия ухудшают показатели работы энергосистемы, то есть загрузка реактивными токами генераторов электростанций увеличивает расход топлива; увеличиваются потери в подводящих сетях и приемниках; увеличивается падение напряжения в сетях. Реактивную мощность потребляют такие элементы питающей сети как трансформаторы электростанций; главные понизительные электростанции, линии электропередач - на это приходится 42 % реактивной мощности генератора, из них 22 % на повышающие трансформаторы; 6,5 % на линии электропередач районной системы; 12,5 % на понижающие трансформаторы. Основные же потребители реактивной мощности - асинхронные электродвигатели, которые потребляют 40 % всей мощности совместно с бытовыми и собственными нуждами; электрические печи 8 %; преобразователи 10 %; трансформаторы всех ступеней трансформации 35 %; линии электропередач 7 %. Говоря иначе, существуют приемники электроэнергии, нуждающиеся в реактивной мощности. Одной реактивной мощности, выдаваемой генератором явно недостаточно. Увеличивать реактивную мощность, выдаваемую генератором нецелесообразно из-за выше перечисленных причин, т.е. нужно выдавать реактивную мощность именно там, где она больше всего нужна.

Системы регулирования мощности конденсаторных установок

Регулирование мощности включением и отключением всей установки или отдельных ее секций позволяет достигнуть экономичного режима работы электрических сетей промышленных предприятий и одновременно использовать конденсаторные установки как средство местного регулирования напряжения. Регулирование мощности может производиться вручную эксплуатационным персоналом; автоматически от действия различных электрических параметров и неэлектрических датчиков, форсированной мощности конденсаторных установок, быстродействующими, регулируемыми, статическими генераторами реактивной мощности; диспетчером - непосредственно или распоряжением по телефону.

Регулирование мощности вручную эксплуатационным персоналом в определенное время суток не может являться надежным способом регулирования, хотя оно еще и продолжает применяться на промышленных предприятиях. Регулирование вручную в основном зависит от качества работы дежурного персонала, при этом могут быть случаи, когда из-за небрежности персонала конденсаторная установка долгое время оставалась не включенной или, наоборот, отключалась, что приводило соответственно к недокомпенсации или перекомпенсации.

Наиболее экономичные режимы работы сетей могут быть достигнуты при использовании конденсаторных установок с автоматическим регулированием мощности. В зависимости от характеристики сети, требований потребителя и энергосистемы автоматическое регулирование мощности конденсаторных установок может выполняться:

1) по времени суток, когда важно ограничить отдачу промышленным предприятиям реактивной мощности. В сеть энергетической системы в течение суток по определенной программе с установившейся технологией производства;

2) по уровню напряжения, если необходимо уменьшить отклонение уровня напряжения электрической сети промышленного предприятия от оптимального значения;

3) по току нагрузки, если рост и снижение полной нагрузки меняются в течение рабочего дня и сопровождаются соответственным изменением реактивной мощности;

4) по величине коэффициента мощности, если его изменение пропорционально определенному изменению реактивной мощности;

5) по величине и направлению реактивной мощности, когда важно ограничить отдачу промышленными предприятиями реактивной мощности в сеть энергетической системы;

6) в зависимости от технологии производства, когда регулирование мощности конденсаторных установок может осуществляться от неэлектрических датчиков (температуры, давления );

7) по различным комбинированным схемам: в зависимости от времени суток с коррекцией по напряжению, по времени суток, напряжению и направлению реактивной мощности, по напряжению с коррекцией по току, с применением неэлектрических датчиков от различных устройств;

8) в связи с внедрением диспетчерского управления Н телемеханизации электроснабжения промышленных предприятий целесообразно осуществлять централизованное регулирование мощности конденсаторных установок диспетчером непосредственно или косвенно распоряжением по телефону на основе анализа графика нагрузки данного предприятия или даже целого района энергетической системы;

9) для ликвидации быстрых колебаний и набросов реактивных нагрузок. В этом случае может применяться форсировка мощности конденсаторных установок автоматическим переключением параллельно-последовательных соединений конденсаторов на повышенное или пониженное по отношению к номинальному напряжение.

Автоматическое регулирование мощности конденсаторных установок зависит от различных электрических параметров и неэлектрических датчиков и может быть одноступенчатым или многоступенчатым. При одноступенчатом регулировании автоматически включается или отключается вся конденсаторная установка или одновременно включаются или отключаются несколько конденсаторных установок в определенное время суток.

При многоступенчатом регулировании допускается поочередное автоматическое включение или отключение нескольких конденсаторных установок с одноступенчатым регулированием либо включение и отключение отдельных секций конденсаторной установки по заданной программе или в определенной последовательности.

Одноступенчатое регулирование является простейшим способом регулирования мощности конденсаторных установок, требует меньших капитальных затрат по сравнению с многоступенчатым за счет более простой схемы и отсутствия дополнительной коммутационной аппаратуры. При многоступенчатом регулировании автоматически отключаются или включаются отдельные конденсаторные установки или секции, снабженные своим выключателем. Многоступенчатое автоматическое регулирование конденсаторных установок напряжением 6-10 кВ может выполняться с одним главным выключателем и несколькими переключателями для автоматического управления секциями. Чем больше количество секций в установке, тем плавнее происходит регулирование, но тем больше затраты на дополнительную коммутационную аппаратуру.

Рис. 7.1 - Схемы конденсаторных установок: а - одноступенчатое регулирование: б - многоступенчатое регулирование: в - многоступенчато, регулирование с одним главным выключателем В и тремя выключателями П для переключения секций установки в бестоковую паузу

Параметры и схемы автоматического регулирования мощности конденсаторных установок выбирают с учетом проведения мероприятий по компенсации реактивной мощности, на промышленных предприятиях исходя из анализа графика нагрузки, уровней колебания напряжения в различных точках сети, наличия в системе других компенсирующих устройств, а также требований энергетической системы. Для выполнения всех условий, требований и мероприятий регулирование реактивной мощности конденсаторных установок должно быть многообразным - от простых, но надежных, до сложных комплектных автоматических устройств. При осуществлении этих устройств автоматического регулирования необходимо стремиться к максимальной простоте и ясности схем, не уменьшая надежности их работы. Одной из важных характеристик регулирующего устройства, обеспечивающих меньшее количество переключений при обеспечении того же качества напряжения, является коэффициент возврата. Поэтому во всех случаях следует отдавать предпочтение конструкциям устройств, которые без ущерба для других свойств обеспечивают коэффициент возврата, практически близкий к единице.

Независимо от типа и схемы устройства автоматического регулирования оно должно быть обеспечено надежным источником питания для четкой работы, как самого устройства, так и оперативных цепей автоматического управления. В схеме автоматического устройства должна предусматриваться установка переключателя для перевода на ручное или автоматическое управление, а также запрещение производства повторного включения конденсаторной установки ранее, чем произойдет разрядка ее конденсаторов.

Комбинированные схемы автоматического регулирования

В комбинированных схемах регулирование мощности конденсаторных установок осуществляется в зависимости от значений нескольких параметров. Эти схемы могут быть выполнены как для одноступенчатого, так и для многоступенчатого регулирования.

В работе схем комбинированного регулирования особое внимание следует обратить на исключение возможности повторного включения конденсаторных установок в заряженном состоянии. Для этого необходимо, чтобы включение конденсаторной установки после ее отключения происходило обязательно с выдержкой времени не менее 2-3 мин, требуемой для разрядки конденсаторов.

Рис. 7.2 - Комбинированная схема одноступенчатого автоматического регулирования по времени суток с коррекцией по напряжению

На рис. 7.2. приведена одна из простых комбинированных, схем одноступенчатого регулирования по времени суток с коррекцией по напряжению, в которой используются электровторичные сигнальные часы типа ЭВЧС и реле минимального напряжения. Эта схема предусматривает сочетание схем автоматического регулирования по времени суток и напряжению и работает следующим образом. Если после включения конденсаторных установок в заданное время суток окажется, что напряжение будет повышенным, то реле напряжения 1Н отключит КУ, или наоборот, если по заданному времени суток ЭВЧС отключит КУ, а напряжение в сети очень низкое, то реле 1Н снова включит ее, причем если до отключения по заданному времени суток напряжение в сети почему-либо повысится, то реле 1Н отключит КУ. Таким образом, ЭВЧС включает или отключает КУ по программе, заданной по времени суток, а реле напряжения 1Н вводит коррективы в зависимости от значения напряжения в данное время.

Так же может быть выполнена комбинированная принципиальная схема одноступенчатого автоматического регулирования по времени суток, напряжению и по направлению реактивной мощности. В этой схеме также предусматривается сочетание схем автоматического регулирования по отдельным параметрам;

Автоматическое включение конденсаторной установки должно происходить или при значительном понижении напряжения в сети или при направлении реактивной энергии от системы к подстанции. Автоматическое отключение конденсаторной установки может происходить при направлении реактивной энергии от подстанции к электрической системе, но при номинальном напряжении на шинах подстанции. Такое условие в цепи отключения необходимо для сохранения на шинах номинального напряжения. Автоматическое отключение конденсаторной установки может происходить также при значительном повышении напряжения на шинах, к которым подключена конденсаторная установка.

Одним из комбинированных устройств регулирования реактивной мощности является устройство типа АРКОН-1. Устройство АРКОН-1 состоит из командного блока, программной приставки и кнопки управления.

Командный блок обеспечивает выбор параметра регулирования: по реактивному току с уставкой, зависящей от напряжения; по реактивному току; по напряжению.

Структурная схема автоматического управления конденсаторных установок регулятором АР КОН-1 приведена на рис. 7.3.

Рис. 7.3 - Структурная схема подключения автоматического регулятора АРКОН с тремя приставками

Номинальные напряжения регулятора 100, 220, 230, 240, 380, 400,415 и 600В. Допускаемые отклонения напряжения питания от -20 до +10% номинального значения.

Номинальное значение входного тока тоже может быть установлено 2,5; 3,75 и 5,0А. Частота сети переменного тока 50 Гц.

Командный блок совместно с программной приставкой позволяет производить многоступенчатое регулирование секций конденсаторных установок. При этом используется импульсный сигнал управления с выхода командного блока. Одна программная приставка позволяет производить коммутацию от 1 до 3' секций конденсаторных установок по коду 1:1:1. Командный блок обеспечивает управление тремя последовательно соединенными программными приставками. Программная приставка обеспечивает одновременно форсированное включение или отключение всех секций конденсаторных установок, управляемых данной приставкой от замыкающих контактов внешнего управления.

8. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

В электрических сетях промышленных предприятий возможно возникновение повреждений, нарушающих нормальную работу электроустановок. Наиболее распространенными и опасными видами повреждений являются короткие замыкания; к анормальным режимам относятся перегрузки. Повреждения и анормальные режимы могут привести к аварии всей системы электроснабжения или ее части, сопровождающейся определенным недоотпуском электроэнергии или разрушением основного электрооборудования. Предотвратить возникновение аварий можно путем быстрого отключения поврежденного элемента или участка сети. Для этой цели ЭУ снабжают автоматически действующими устройствами - релейной защитой (РЗ), являющейся одним из видов противоаварийной автоматики. Название «релейная защита» связано с наличием в ней электрических аппаратов, называемых реле. Реле представляет собой аппарат автоматического действия, включающий или отключающий электрические цепи защиты и управления под действием различного рода импульсов (электрических, тепловых, механических, световых) в зависимости от заданных параметров контролируемой величины, времени.

При повреждениях в цепи (коротких замыканиях, глубоких понижениях напряжения) релейная защита выявляет поврежденный участок и отключает его, воздействуя на коммутационные аппараты. При анормальных режимах (недлительные перегрузки, замыкание одной фазы на землю в сетях с изолированной нейтралью) релейная защита действует на сигнал, предупреждающий постоянный обслуживающий персонал подстанций о неисправностях в режиме работы электрооборудования.

Основными требованиями к РЗ являются: быстродействие, селективность, чувствительность и надежность.

Быстродействие. Чем быстрее произойдет обнаружение и отключение поврежденного участка, тем меньше разрушительное действие аварийного тока на электрооборудование, тем легче сохранить нормальную работу потребителей неповрежденной части ЭУ. Поэтому электрические сети должны оснащаться быстродействующей релейной защитой. Современные устройства быстродействующей релейной защиты имеют время срабатывания 0,02-0,1с. Время отключения поврежденной цепи tотк складывается из времени работы защиты tз и времени работы выключателя tв.