Электроснабжение завода механоконструкций

• Введение
• 1. Характеристика предприятия и источников питания
• 2. Расчёт электрических нагрузок
• 2.1 Расчёт силовых нагрузок
• 2.2 Расчёт осветительной нагрузки
• 2.3 Определение расчётной нагрузки завода
• 3. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов и мест их установки
• 3.1 Выбор мощности трансформаторов
• 3.2 Оптимизация выбора мощности цеховых трансформаторов с учётом КУ
• 4. Выбор схемы электроснабжения завода и трансформаторов ГПП
• 4.1 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП
• 4.2 Выбор схемы электрических соединений ГПП
• 4.3 Технико-экономическое обоснование выбора напряжения питания
• 4.4 Выбор местоположения ГПП
• 5. Выбор и расчёт схемы распределительных и питающих сетей завода
• 5.1. Выбор схемы распределительных сетей
• 5.2. Расчёт распределительных сетей завода
• 6. Выбор основного оборудования ГПП
• 6.1. Выбор аппаратуры на напряжение 110 кВ
• 6.2. Выбор аппаратуры на 10 кВ
• 7. Электроснабжение цеха
• 7.1. Расчёт силовой нагрузки по цеху
• 7.2. Расчёт электрического освещения цеха
• 8. Безопасность и экологичность
• 8.1 Разработка технических мер электробезопасности при электроснабжении завода механоконструкций
• 8.1. Применение малых напряжений
• 8.2. Электрическое разделение сетей
• 8.3. Защита от опасности при переходе напряжения с высшей стороны на низшую
• 8.4. Контроль и профилактика повреждений изоляции
• 8.5. Компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю
• 8.6. Защита от прикосновения к токоведущим частям
• 8.7. Защитное заземление
• 8.8. Зануление
• 8.9. Защитное отключение
• 9. Защита сетей и установок напряжением до 1000 В.
• 9.1. Расчёт токов многофазных коротких замыканий
• 9.2. Расчет токов однофазных кз.
• 9.3. Защита сетей и ЭП
• Заключение
• Список литературы
• Приложения

Аннотация

Расчёт электроснабжения завода механоконструкций. Расчётно-пояснительная записка к дипломному проекту.

В дипломном проекте рассмотрен один из вариантов электроснабжения завода механоконструкций. Произведён расчёт электрических нагрузок, выбраны трансформаторы ГПП и ЦТП, рассчитаны распределительные сети, сделан выбор основного оборудования ГПП. Рассмотрен вопрос электроснабжения отдельно взятого цеха.

Рассмотрены технические меры электрической безопасности при электроснабжении завода механоконструкций.

Темой данной работы является проектирование системы электроснабжения завода механоконструкций.

Электроустановки современных промышленных предприятий представляют собой сложные системы, предъявляющие повышенные требования к надежности электроснабжения, что в свою очередь потребовало автоматизации работы отдельных элементов сетей. В этих условиях принципиально важно, чтобы в проектах электроснабжения и электрооборудования цехов принимались решения, отвечающие требованиям электробезопасности, наименьших затрат на их сооружение и удобства эксплуатации и надежности работы. От категории потребителей электроэнергии и особенностей технологического процесса зависит надёжность системы электроснабжения, неправильная оценка особенностей технологического процесса может привести как к снижению надежности системы электроснабжения так и к неоправданным затратам на излишнее резервирование. Проект содержит: расчет электрических нагрузок на всех уровнях напряжений, выбор и расчет питающих и распределительных подстанций с выбором мощности трансформаторов и определение их местоположения, а также решения по электрическому освещению, выбору электрооборудования, аппаратов защиты и вопросы электробезопасности. Проектные решения соответствуют требованиям основных нормативных документов ПУЭ и СНиП и учитывают категорию надежности электроприемников и условиям окружающей среды.

1. Характеристика предприятия и источников питания

Предприятие расположено в промышленно развитом районе. Завод механоконструкций получает питание от районной электростанции, предназначенной для комплексного получения тепловой и электрической энергии. На предприятии использованы потребители электроэнергии преимущественно 1 и 2 категории, значит, предприятие можно отнести ко 2 категории по бесперебойности электроснабжения — примем к установке двухтрансформаторные цеховые подстанции.

Завод механоконструкций — предприятие, обеспечивающее выпуск деталей для техники и продукции широкого потребления. По своей структуре завод имеет основные, заготовительные и вспомогательные цехи. К вспомогательным цехам относятся компрессорный цех, очистные сооружения, цех изделий широкого потребления и топливохранилище.

К заготовительным цехам относятся инструментально-механические, механический, литейный, электроаппаратный, плазовошаблонный и ремонтно-механический цехи. К основным цехам относятся агрегатный и сборочный цехи.

Электроснабжение цехов осуществляется от встроенных понижающих подстанций. Схема электроснабжения завода позволяет продолжать питание электроприёмников энергией даже в аварийной ситуации. Технологический процесс производства не является беспрерывным и кратковременное отсутствие электроэнергии не приносит большого ущерба.

Первоначальные сведения по цехам (нагрузка, категорийность ЭСПП, характеристика сред) приведены в таблице 1.1

Таблица 1.1

Характеристика цехов.

2. Расчёт электрических нагрузок

2.1 Расчёт силовых нагрузок

Определение электрических нагрузок предприятия производим методом коэффициента спроса, т. к нет точных данных об электроприёмниках. Величина расчётной активной нагрузки цеха определяется произведением коэффициента спроса на величину суммарной установленной мощности электроприёмников:

Р_р=К_с· Р_н, (2.1).

где Р_р — расчётная или потребляемая мощность, кВт;

К_с — коэффициент спроса (для характерных групп электроприёмников приводится в [1]);

Р_н — установленная мощность цеха, кВт.

Расчётная реактивная мощность цеха определяется:

Q_р=Р_р· tg (ц), (2.2).

где Q_р — расчётная реактивная мощность, квар;

tg (ц) — тангенс угла ц, соответствующий коэффициенту мощности соs (ц),

который задаётся для характерных групп электроприёмников согласно Л1.

Расчёт сведён в таблицу (2.1 1).

Таблица 2.1.1

Результаты определения расчётных нагрузок.

2.2 Расчёт осветительной нагрузки

При определении расчётной нагрузки кроме силовой учитывается осветительная нагрузка цехов и отдельных помещений. На начальных этапах проектирования для определения осветительной нагрузки используют метод удельной мощности. Мощность ламп определяется по следующей формуле:

Р=w· S, (2.3).

где S-площадь цеха, м^2;

w-удельная мощность освещения.

Она зависит от типа светильника, освещённости, коэффициента запаса, коэффициента отражения поверхностей помещения, значения расчётной высоты, площади помещения.

Таблица 2.2.1

Данные для расчёта осветительной нагрузки.

Расчётная нагрузка освещения определяется по установленной мощности и коэффициенту спроса из выражения:

Р_р=к₁· к_с·Р_н, (2.4).

где к_с-коэффициент спроса, ;

к₁-коэффициент, учитывающий потери мощности в ПРА и принимается 1.12 для ламп ДРЛ и 1.2 для люминесцентных ламп.

Таблица 2.2.2

Результаты определения расчётных осветительных нагрузок.

2.3 Определение расчётной нагрузки завода

Полная расчётная мощность завода определяется по расчётным активным и реактивным нагрузкам цехов на низком и высоком напряжениях с учётом расчётной нагрузки освещения территории завода, потерь мощности в трансформаторах цеховых ТП и ГПП, с учётом компенсации реактивной мощности. В расчёте мощности компенсирующих устройств будем считать компенсирующие устройства на 0.4 кВ для потребителей напряжением 0.4 кВ и КУ на высоком напряжении для ЭП на напряжении 10 кВ.

Необходимая мощность КУ определяется из соотношения:

Q_КУ=Р_Р· tg (ц_н) (2.5).

где tg (ц_н) =0.15

Нагрузка на напряжении 0.4 кВ:

Силовая Р_Р=22 338.05 кВт;

Q_Р=21 338.24 квар;

Осветительная Р_Р=6505.2 кВт;

Q_Р=8280.93 квар.

Суммарная мощность компенсирующих устройств на напряжении 0.4 кВ следующая:

Q_КУ НН= (Р_Р+Р_Р ОСВ) · tg (ц_н) =28 843.25· 0.15=4326.49 квар.

Нагрузка на напряжении 10 кВ:

Силовая Р_Р=1890 кВт;

Q_Р=623.7 квар.

Напряжением 10 кВ питаются асинхронные двигатели, следовательно нужно ставить КУ. Суммарная мощность компенсирующих устройств на высоком напряжении следующая:

Q_КУ ВН=1800· 0.33=594 квар.

Так как трансформаторы цеховых подстанций и ГПП не выбраны, то потери в них определяют приближённо из соотношений:

ДР_Т=0.02· S_Р, (2.6).

ДQ_Т=0.1· S_Р, (2.7).

Для нагрузки на напряжении 0.4 кВ:

S_р=41 342.81 кВА.

Численно потери в цеховых трансформаторах будут равны:

ДР_Т=0.02· 41 342.81=826.86 кВт,

ДQ_Т=0.1· 41 342.81=4134.28 квар.

Нагрузка на напряжении 10 кВ равна:

Р_Р=22 338.05+6505.2+1890+826.86=31 560.11 кВт.

Q_Р=21 338.24+8280.93+623.7+4134.28=34 377.15 квар.

S_Р=46 667.22 кВА.

Потери мощности в трансформаторах на ГПП равны:

ДР_Т=631.2 кВт,

ДQ_Т=3437.72 квар.

Т.о. расчётная мощность завода будет:

Р_Р=31 560.11+631.2=32 191.31 кВт,

Q_Р=34 377.15+3437.72=37 814.87 квар,

S_Р=49 661.3 кВА.

3. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов и мест их установки

3.1 Выбор мощности трансформаторов

Так как на промышленном предприятии в основном преобладают нагрузки первой и второй категорий, то согласно ПУЭ к установке приняты двухтрансформаторные цеховые подстанции.

Расчётную мощность трансформаторов в соответствии с определяю по среднесменной нагрузке цеха с учётом расчётных нагрузок освещения.

Среднесменную нагрузку нахожу по следующим формулам:

Р_СМ=Р_Н· К_И, (3.1).

Q_СМ=Р_СМ· tg (ц), (3.2).

где К_И-коэффициент использования для характерных групп электроприёмников.

Расчёт мощности ЦТП представлен в таблице 3.3.1.1

Поскольку нагрузка компрессорного отделения и литейного цеха на напряжении до 1000 В незначительна, то для них имеет смысл установить одну ТП.

Таблица 3.3.1.1

Расчёт мощности ЦТП.

Теперь, когда известны средние нагрузки цехов, в зависимости от плотности нагрузки, согласно [4], можно произвести выбор мощности трансформаторов и числа ТП в каждом из цехов.

Результаты выбора сведены в таблицу 3.3.1.2.

Таблица 3.3.1.2

Результаты выбора мощности трансформаторов и числа ТП.

3.2 Оптимизация выбора мощности цеховых трансформаторов с учётом КУ

Поскольку для каждого предприятия энергосистема устанавливает величину реактивной мощности, которую она передаёт по своим сетям этому предприятию в часы максимума нагрузки энергосистемы и в часы минимума нагрузки энергосистемы, то недостающая реактивная мощность должна быть скомпенсирована на месте. Проблема компенсации реактивной мощности важна ещё потому, что это позволяет значительно уменьшить потери электроэнергии. Наибольший эффект снижения потерь электроэнергии в сети имеет место при полной компенсации реактивных нагрузок. Задача сводится к выбору для каждого РП батарей конденсаторов, мощность которых по возможности равна реактивной нагрузке этого пункта.

В зависимости от места установки КУ на стороне 6−10 кВ или на напряжении до 1000 В затраты различны.

Случай установки БК со стороны 6−10 кВ может привести к увеличению установленной мощности трансформаторов, но с другой стороны источники РМ, устанавливаемые там экономичнее БК на напряжении до 1000 В.

Поэтому при определении экономически наивыгоднейшего варианта приходится рассчитывать приведённые затраты. Определим активное сопротивление АД по каталожным данным [7]:

Р_Н=630 кВт; U_Н=10 кВ; n=1500 об/мин;

?=94.8%; cos (ц) =0.9; S_Н=0.8%;

М_П/М_Н=1.3; I_П/I_Н=6.5.

R_АД= ((Р_Н+ДР_МЕХ) · м_К) / (4· (1-S_Н) · 100²·6.5²), (3.3).

Механические потери примем 1% от Р_Н.

R_АД=2.45 Ом.

Параметры распределительных сетей приведены в таблице 3.3.2.1 Расчёт этих сетей произведён в п. 6.2.

Таблица 3.3.2.1

Параметры распределительных сетей.

Чтобы определить оптимальную мощность БК необходимо произвести последовательное эквивалентирование схемы замещения исходной распределительной сети начиная с конца токопровода, в соответствии с формулой:

R_Э=1/У (1/R_i), (3.4).

Т. к. каждый раз последовательно складывается только два сопротивления, то удобнее пользоваться формулой сложения двух параллельно соединённых сопротивлений, вытекающей из (3.4):

R_Э 12=R₁· R₂/ (R₁+R₂), (3.5).

Когда эквивалентирование всей сети будет завершено, распределение Q по участкам токопровода и ответвлениям рассчитывается по (3.6).

Q_i=Q· R_Э/R_i, (3.6).

Где Q-суммарная мощность, подлежащая распределению;

R_i-сопротивление I-й радиальной линии;

R_Э-эквивалентное сопротивление всех радиальных линий.

Расчётная схема замещения приведена на рис. 3.2.1

Рис. 3.2.1 Схема замещения распределительной сети.

В результате эквивалентирования получено R_Э ГПП=0.025 Ом.

Таблица 3.3.2.2

Результаты расчета КУ.

4. Выбор схемы электроснабжения завода и трансформаторов ГПП

4.1 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Поскольку на рассматриваемом предприятии преобладают потребители I и II категорий по бесперебойности электроснабжения, поэтому, в соответствии с ПУЭ, для внешнего электроснабжения предусматриваю две линии.

Питающие линии выполнены воздушными, т. к расстояние от завода до ИП значительно и составляет 25 км. При сооружении ГПП предусматриваются два трансформатора связи с энергосистемой.

Выбор мощности трансформаторов ГПП произвожу по расчётной мощности завода с учётом загрузки их в нормальном и аварийном режимах с учётом допустимой перегрузки в последнем режиме. Мощность трансформаторов должна быть такой, чтобы при выходе из работы одного из них второй воспринимал бы на себя всю НГ подстанции с учётом аварийной перегрузки.

Мощность трансформатора находим по формуле:

S_ТР=S_Р/1.4, (4.1).

Где 1.4-предельный коэффициент загрузки трансформатора.

Р_Р=32 191.31 кВт.

Q_Р=32 191.31· 0.33=10 623.13 квар.

S_Р=33 898.84 кВА.

S_ТР=24 213.5 кВА.

Принимаю к установке два трансформатора ТДН-110/10 мощностью по 25 МВА.

Загрузка трансформаторов в нормальном режиме:

К_З=S_Р/2· S_{Н. ТР. (}4.2).

К_З=0.678;

В послеаварийном режиме:

К_З АВ=S_Р/S_Н ТР (4.3).

К_З АВ=1.36.

Принимаем к установке 2xТДН-25, считая возможным в аварийном режиме отключение потребителей третьей категории и частично потребителей второй категории.

4.2 Выбор схемы электрических соединений ГПП

На ГПП трансформируется энергия, получаемая от ИП, с U=110 кВ на U=10 кВ, на котором происходит распределение электроэнергии по подстанциям и питания ЭП на этом напряжении.

В соответствии с на двух трансформаторных подстанциях U=35−220 кВ применяю схему «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий», поскольку блочные схемы позволяют наиболее рационально и экономично решить схему ЭСПП. На подстанциях 35−220 кВ блочные схемы применяются для питания как непосредственно от районных сетей, так и от узловых подстанций промышленного предприятия. Схема приведена на рис. 4.1

Схема ГПП удовлетворяет следующим условиям:

Обеспечивает надёжность электроснабжения потребителей и переток активной мощности по магистральным связям в нормальном и послеаварийном режимах;

Учитывает перспективы развития;

Допускает возможность поэтапного расширения;

Учитывает широкое использование элементов автоматики и ПРА.

Рис. 4.1 Схема «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» .

4.3 Технико-экономическое обоснование выбора напряжения питания

Выбор рационального напряжения питания имеет большое значение, т. к величина напряжения влияет на параметры ЛЭП и выбираемого оборудования подстанции и сетей, а следовательно на размер капитальных вложений, расход цветного металла, на величину потерь электроэнергии и эксплуатационных расходов.

Для питания крупных и особо крупных промышленных предприятий рекомендуется использовать напряжения 110, 220 кВ. Напряжение 35 кВ в основном рекомендуется использовать на средних предприятиях при отсутствии значительного числа электродвигателей на напряжение больше 1000 В, а также для частичного распределения энергии на крупном предприятии, где основное напряжение питания 110−220 кВ.

Для внутреннего распределения энергии в настоящее время, как правило, используют напряжение 10 кВ.

Выбор напряжения питания основывается на технико-экономическом сравнении вариантов.

Рассмотрим два варианта с выявлением капитальных затрат, ежегодных эксплуатационных расходов, расходов цветного металла, приведённых затрат.

Для определения технико-экономических показателей намечаем схему внешнего электроснабжения данного варианта. Аппаратура и оборудование намечаем ориентировочно, исходя из подсчитанной электрической нагрузки промышленного предприятия. Затем определяется стоимость оборудования и другие расходы.

Намечаем два варианта внешнего электроснабжения — 35 и 110 кВ.

В соответствии с намеченным вариантом при заданном напряжении определяем суммарные затраты и эксплуатационные расходы.

Капитальные затраты установленного оборудования линии:

ОРУ 110 кВ с двумя системами шин на ЖБ конструкциях.

К₀=2· 14.95=29.9 т. руб.

Линия принимается двухцепной, воздушной с алюминиевыми проводами и ЖБ опорами. Экономическое сечение определяю по экономической плотности тока:

I_Р=S_Р/v3· U·2, (4.4).

I_Р=85.19 А.

F_ЭК=I_Р/j_ЭК, (4.5).

F_ЭК=77.45 мм².

Т_MAX<5000 ч. [2], следовательно j=1.1

Для сталеалюминиевых проводов минимальным сечением по механической прочности является сечение 25 мм², но по условию коронирования при напряжении 110 кВ следует принять сечение 70 мм².

Принимаем сечение F=95 мм², АС-95, r₀=0.314 Ом/км, x=42.9 Ом/км.

Стоимость 1 км двухцепной линии указанного сечения на ЖБ опорах 12.535 т. руб. Тогда при двух линиях и L=25 км соответственно:

К_Л=2· 25·12.535=626.75 т. руб.

В соответствии с нагрузкой завода устанавливается два трансформатора

ТДН-110/10 с мощностью 25 МВА. Паспортные данные трансформатора следующие:

U_К=10.5%; ДР_ХХ=29 кВт; ДР_КЗ=120 кВт; К_Т=58.3 т. руб.

К_Т=2· 58.3=116.6 т. руб.

К_?=29.9+626.75+116.6=773.25 т. руб.

Эксплуатационные расходы.

Потери в линиях

ДР_Л= ((S_Р/2) ²/U²_Н) /R· L, (4.6).

ДР_Л=1191.44 кВт.

Потери в двух линиях:

2· ДР_Л=2382.88 кВт.

Потери в трансформаторе:

Приведённые потери активной мощности при КЗ:

ДР_{1 КЗ}=ДР_КЗ+К_ЭК· Q_КЗ, (4.7).

Где К_ЭК=0.06 кВт/квар.

ДР_{1 КЗ}=120+0.06· 0.105·25 000=277.5 кВт.

Приведённые потери активной мощности при ХХ:

ДР_{1 ХХ}= ДР_ХХ+К_ЭК· Q_ХХ, (4.8).

ДР_{1 ХХ}=29=0.06· 0.0075·25 000=40.25 кВт.

Полные потери в трансформаторах:

ДР_Т=2· (40.25+277.5· 0.678²) =350.89 кВт.

Полные потери в линии и трансформаторах:

ДР_У=ДР_Л+ДР_Т, (4.9), ДР_У=2382.88+350.89=2733.77 кВт.

Стоимость потерь:

С_П=С₀· ДР_У·Т_MAX, (4.10).

Где С₀=0.8 (коп/кВт· ч) — стоимость 1 кВт· ч электроэнергии.

С_П=0.8· 2733.77·5000=10.94 т. руб.

Средняя стоимость амортизационных отчислений.

Амортизационные отчисления по линиям принимаются 6% от стоимости линий, по подстанциям-10%.

С_{А Л}=37.605 т. руб.

С_А ПС=14.65 т. руб.

С_{У Л, ПС}=52.255 т. руб.

Суммарные годовые эксплуатационные расходы.

С_У=С_П+ С_{У Л, ПС}=10.94+52.255=63.195 т. руб.

Суммарные затраты:

З=С_У+0.125· К_У=63.195+0.125·773.25=159.85 т. руб.,

Где 0.125-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений ед/год.

Потери электроэнергии:

ДW=ДР_У· Т_ГОД, (4.11).

ДW=2733.77· 5000=13 668.85 МВт· ч.

Расход цветного металла:

G=2· L·g, (4.12).

Где g=261 кг/км, [7], — вес 1 км провода.

G=2· 25·261=13.05 т.

Расчёт варианта на 35 кВ ведётся аналогично. Расчётные данные сведены в таблицу 4.3.1

Таблица 4.3.1.1

Затраты по вариантам.

Так как ДW₁₁₀ < ДW₃₅, отдаём предпочтение варианту с напряжением 110 кВ.

4.4 Выбор местоположения ГПП

Для определения условного центра нагрузок считается, что нагрузки распределены равномерно по площади цехов и центры нагрузок совпадают с центром тяжести фигур, изображающих цеха. Координаты центра электрических нагрузок вычисляются по формулам:

X_{0 ГПП}= (УР_Рi· X_i) / (УР_Рi), (4.13).

Y_{0 ГПП}= (УР_Рi· Y_i) / (УР_Рi), (4.14).

Где X_i, Y_i-координаты центров нагрузок отдельных цехов, м.

Таблица 4.3.1.2

Результаты расчёта координат центров нагрузок отдельных цехов.

Х_{0 ГПП}=255.5 м, Y_{0 ГПП}=573.1 м.

Из-за невозможности установки ГПП в месте с найденными координатами, устанавливаем ГПП на свободном месте, ближе к ИП (Y_{0 ГПП}=50 м).

5. Выбор и расчёт схемы распределительных и питающих сетей завода

5.1. Выбор схемы распределительных сетей

В соответствии с рекомендациями по проектированию электроснабжения промышленного предприятия для распределительных сетей принимаю напряжение 10 кВ. На выбор этого напряжения распределительных сетей также повлияло наличие на предприятии компрессорного отделения, привод компрессоров в котором осуществляется асинхронными двигателями с непосредственным присоединением к сети 10 кВ.

Для внутризаводского электроснабжения применяется смешанная схема питания цеховых подстанций.

5.2. Расчёт распределительных сетей завода

Расчёт распределительных сетей выполняется с целью определения сечений жил кабелей при известных токах нагрузки в нормальном и аварийном режимах.

Сечение каждой линии принято выбирать в соответствии со следующими условиями:

По номинальному напряжению:

U_Н КАБ>=U_Н СЕТИ, (5.1).

По нагреву расчётным током:

I_{ДЛ. ДОП.} >I_РАБ.1, (5.2).

где I_РАБ.1=I_РАБ/К_П, (5.3).

К_П-корректирующий коэффициент,

К_П=К₁· К₂, (5.4).

К₁ — поправочный коэффициент на температуру окружающей среды [5, т.7.32]; К₂ — поправочный коэффициент на число кабелей проложенных рядом (К₂=1, если кабель один). В случае если кабели взаимно резервируют друг друга, то:

I_{ДЛ. ДОП.} >2· I_РАБ.1, (5.5).

По экономической плотности тока, исходя из расчётного тока и продолжительности использования максимума нагрузок:

S_ЭК=I_Р/j_ЭК, (5.6).

По термической устойчивости кабеля. Производится путём определения наименьшего термически устойчивого сечения:

(5.7).

где I_ПО-установившийся ток трёхфазного КЗ; C=98-для кабелей с алюминиевыми жилами; t_ОТК-время срабатывания защиты; Т_А-постоянная времени цепи КЗ. При определении сечения магистрали сначала рассчитывается головной участок, затем кабели между трансформаторными подстанциями. По наибольшему сечению принимается сечение магистрали.

Расчёты по определению сечений кабелей сведены в таблицу 5.5.2.1

Принимается марка кабеля ААБл, способ прокладки-в траншее.

Таблица 5.5.2.1

Результаты расчёта распределительных сетей завода.

Выбор кабелей на напряжение 0.4 кВ сведён в таблицу 5.5.2.2

Таблица 5.5.2.2

Результаты выбора кабелей на напряжение 0.4 кВ.

Для расчёта кабелей на термическую стойкость необходимо знать I ⁽³⁾ _КЗ на шинах 10 кВ ГПП, а также I ⁽³⁾ _КЗ на высоком напряжении ГПП. Расчёт ведётся в о. е. Расчётная схема приведена на рис. 5.2.1

Принимаем S_б=100 МВА, U_*C=1, Х_*С=0.

Х_ВЛ=0.538· 25*100/115²=0.102.

Х_ТР=0.105· 100/25=0.42.

Для трансформаторов относительное сопротивление Х_* соответствует U_КЗ в о. е., т. е.:

U_*К=0.01· U_К%, (5.8).

U_*К=0.105.

Для т. К-1:

I_б=S_б/v3· U_б, (5.9).

I_б=100/1.73*10.5=5.51 кА.

I_{К, С}= I_б/Х_У, (5.10).

Х_У = Х_ВЛ+ Х_ТР, (5.11).

Х_Л РП=0.0292· 100/10²=0.029.

Х_{Л Д}=0.0015.

Если к месту КЗ подключён АД, то нужно учитывать их влияние. Действующее значение периодической составляющей тока трёхфазного КЗ можно определить по формуле:

I_К ДВ=0.9· I_Н ДВ/Х_*Д, ₍5.12).

где 0.9-расчётная относительная ЭДС АД, Х_{* Д}-относительное сверхпереходное индуктивное сопротивление АД,

I_Н ДВ-номинальный ток одновременно работающих двигателей.

I_Н ДВ=N· Р_Н ДВ/v3· U_Н ДВ· cos (ц) · (?/100%), (5.13).

Где N-количество одновременно работающих двигателей.

В среднем можно принять Х_{* Д}=0.2, тогда:

I_К ДВ=0.9· I_Н ДВ/0.2=4.5· I_Н ДВ, (5.14).

Апериодическая составляющая I_КЗ от АД не учитывается вследствие её быстрого затухания.

Суммарное значение ударного тока КЗ с учётом АД определяется по формуле:

i_УД=v2· (К_УД· I_К+4.5· I_Н ДВ), (5.15).

I_К ДВ=0.801 кА.

I ⁽³⁾ _К-1= (I_б/ (Х_ВЛ+ Х_ТР)) + (I_К ДВ/ ((Х_Л ДВ/4) +Х_Л РП), (5.16).

I ⁽³⁾ _К-1=23.176 кА.

S_MIN= (1/98) · 23 176·v0.75=204.1 мм².

Т. к. влияние тока КЗ от АД учитывается только на том напряжении, на котором установлены АД, то для точки К-2 I_К ДВ не учитывается.

I_б=0.502 кА.

I ⁽³⁾ _К-2=4.922 кА.

6. Выбор основного оборудования ГПП

В настоящее время широко применяются комплектные трансформаторные подстанции. Их применение позволяет:

получить большой экономический эффект;

повысить надёжность работы энергоустановок;

сократить сроки монтажа;

повысить индустриализацию строительства подстанции;

сократить территорию, занимаемую подстанцией;

уменьшить общую стоимость сооружения подстанции.

В проекте ГПП выполняется в виде КТП блочного типа КТПБ (М) — 110/10.

Применение комплектного распределительного устройства наружной установки и шкафов для размещения аппаратуры защиты автоматики и сигнализации исключает необходимость строительства зданий, что резко сокращает объём строительных работ. КТП — 110 рассчитано на работу в условиях от — 40⁰С до +40⁰С.

6.1. Выбор аппаратуры на напряжение 110 кВ

Выбор короткозамыкателей.

Условия выбора, расчётные и номинальные данные выбранного короткозамыкателя приведены в таблице 6.1.1

Таблица 6.1.1

Выбор короткозамыкателей.

КЗ — 110 М с приводом ШПКМ.

Для защиты от атмосферных перенапряжений изоляции электрооборудования устанавливают вентильные разрядники РВМГ — 110 М (U_НОБ = 195 кВ).

Выбор разъединителей.

Выбор сведён в таблицу 6.1.2

Таблица 6.1.2

Выбор разъединителей.

где t — длительность замыкания (t 0,2 с).

Та =

Выбран РНДЗ — 1−110/3200 У1 с приводом ПДН-1, ПРН — 220.

6.2. Выбор аппаратуры на 10 кВ

На стороне 10 кВ трансформаторов ГПП устанавливаются камеры КРУ серии К-33 [7. т.8−11].

1. Для защиты изоляции электрооборудования от перенапряжения устанавливают ограничители перенапряжений в фарфоровых покрышках на основе оксидно-цинковых варисторов без искровых промежутков типа ОПН-10.

2. Выбор выключателей.

Выбор сведён в таблицу 6.2.1

Таблица 6.2.1

Выбор выключателей.

Проверка выключателей:

1) U_Н СЕТИ U_НОМ

10 кВ= 10 кВ

2) по номинальному току:

I_НОМ I_{РАБ МАХ}

3200 3072

3) по отключающей способности:

а) I_П I_{ОТКЛ НОМ}

I_П — действующее значение периодической составляющей тока кз;

I_П = I'' = 17 620 А

I_{ОТКЛ НОМ} = 20 кА

17,62 20.

б)

i_{а -} апериодическая составляющая тока кз;

_Н — номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе _Н = 0,1;

— номинальное время от начала кз до момента расхождения контактов.

= t_{КЗ min} + t_СВ

t_{КЗ min} — минимальное время РЗ (0,01 с);

t_СВ — собственное время отключения выключателя (0,08 с)

где Та =

4) на электродинамическую устойчивость:

а) I ^// I_{ПР СКВ,} 17,62 52;

б) i_УД i_ПРСКВ

i_УД

К_УД =

i_УД =

29,35 52

Выключатели и разъединители можно не проверять на термическую устойчивость, так как РЗ обеспечивает быстрое отключение кз.

3. Выбор секционного выключателя.

Таблица 6.2.2

Данные секционного выключателя.

Проверка выключателя:

1) U_Н АП U_{НОМ СЕТИ}

10 кВ 10 кВ

2) по номинальному току:

I_НОМ I_{РАБ МАХ}

I_{РАБ МАХ} =

S_РЭ — мощность получаемая от энергосистемы, I_{РАБ МАХ} = 1500 А;

1500 А 2000 А;

3) по отключающей способности:

а) I_П I_{ОТКЛ НОМ}

17,62 31,5.

б)

4) на электродинамическую устойчивость:

а) I ^// I_ПР СКВ

17,62 80;

б) i_УД i_ПРСКВ

29,35 80.

Выбор выключателей отходящих линий.

Выбор произведём аналогично описанному ранее. Результаты сведём в таблицу 6.2.3

Таблица 6.2.3

Выбор выключателей.

Выбор трансформаторов тока.

На вводе и отходящих линиях РУ 10 кВ согласно ПУЭ необходима установка контрольно-измерительных приборов. Для питания токовых цепей этих приборов и схем РЗ устанавливают трансформаторы тока, которые изготавливаются на номинальный вторичный ток 5 А. Трансформаторы тока должны обеспечивать требуемую точность измерения.

Таблица 6.2.4

Данные трансформатора тока.

Проверка трансформаторов тока:

по номинальному току:

I_1НОМ I_{РАБ МАХ}

4000 3073

по номинальному напряжению:

U_Н АП U_Н СЕТИ

10 кВ = 10 кВ по вторичной нагрузке:

Z_2РАСЧ Z_2НОМ

Z_2РАСЧ = Z_{ПРОВОДОВ} +Z_КОМТ +Z_{ПРИБОРОВ.}

К трансформатору тока подключены следующие приборы:

Таблица 6.2.5

Типы установленных приборов.

S_{ПРИБОРОВ} = 5+1,5+1,5+1,2 = 9,2 кВА· 10^-3

Z_{ПРИБОРОВ} =

Z_КОНТ = 0,1 Ом

Z_ПРОВОД = 0,25 Ом

Z_2РАСЧ = 0,1+0,25+0,368 = 0,768 Ом

Z_НОМ = 1,2 Ом

0,768 1,2;

на термическую стойкость:

I_Т²t_Т I tg

70²· 1 17,62²· 0,75

6. Выбор трансформаторов напряжения.

Таблица 6.2.6

Выбор трансформаторов напряжения.

Проверка трансформатора напряжения:

по напряжению:

U_НТН =U_НСЕТИ

10 кВ = 10 кВ по вторичной нагрузке:

S_2НОМ S_2НОМ

S_2НОМ — номинальная вторичная мощность.

Таблица 6.2.7

Типы установленных приборов.

S_2РАСЧ = 27 ВА

S_2НОМ = 75 ВА.

Трансформатор напряжения защищается предохранителем типа ПКТ — 10.

7. Выбор шин ГПП.

Сборные шины ГПП необходимы для приёма и распределения электроэнергии при постоянном напряжении и для различных элементов электрической сети.

Шины проверяем:

по нагреву в нормальном режиме, то есть определим нагрузку в нормальном режиме:

I_{ДЛ. ДОП} I_Р МАХ, I_Р МАХ = 3073 А.

Выбираем шины алюминиевых прямоугольного сечения (трех полосные)

S = 100×10

I_ДОП = 3650.

I_{ДЛ. ДОП} — длительно допустимый ток для одной полосы.

I_{ДЛ. ДОП} = К₁К₂К₃ I_ДОП,

К₁ — поправочный коэффициент для расположения шин горизонтально (0,95); К₂ — коэффициент длительно допустимого тока для многополюсных шин (1); К₃ — поправочный коэффициент при температуре воздуха, отличной от 25⁰С (1).

I_{ДЛ. ДОП} = 0,95*3650 = 3467,5 А, 3467,5 А 3073 А;

по термической устойчивости токам кз:

с — температурный коэффициент, учитывающий ограничения допустимой температуры нагрева жил кабеля.

100×10 167,85 мм²;

на динамическую устойчивость при трехфазном кз:

_РАСЧ — максимальное расчётное напряжение в жилах с учётом механического резонанса [кГс/см²] ;

К — коэффициент механического резонанса для шин аллюминиевых прямоугольного сечения;

f ⁽³⁾ — наибольшая (статическая) сила, действующая на среднюю фазу (находящуюся в наиболее тяжёлых условиях) трёх параллельных проводников, расположенных в одной плоскости, от взаимодействия между фазами или трёхфазного кз [кГс/cм] ;

W — момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной к направлению силы f [см²].

М = ,

М — момент, изгибающий шину (кГс/см);

l — расстояние между опорными изоляторами вдоль оси шин (пролёт) (100 см);

а — расстояние между осями смежных фаз (20 см).

f ⁽³⁾ =1.76* (i²_УД/а) *10^-2,f ⁽³⁾ =0.758 (кГс/cм).

_РАСЧ=592.188 кГс/см².

Выбранные шины удовлетворяют условиям проверки.

7. Электроснабжение цеха

Основными потребителями электроэнергии являются электрические приёмники напряжением до 1000 В.

Таблица 8.1.

Оборудование цехов.

7.1 Расчёт силовой нагрузки по цеху

Правильное определение ожидаемых нагрузок при проектировании является основной для решения вопросов, связанных с электроснабжением цеха.

Нагрузки по цеху определяются методом коэффициента максимума.

Рр = Км· Рсм = Км· Ки·Рн (8.1).

Qр = Км`· Qсм = К’Ки· Рн·tg_СМ. (8.2).

Рсм — средняя мощность рабочих ЭП за наиболее загруженную смену;

Рн — суммарная активная мощность рабочих ЭП;

Ки — групповой коэффициент использования активной мощности за наиболее загруженную смену;

Км — коэффициент максимума активной мощности;

К^/м — коэффициент максимума реактивной мощности;

tg_СМ — средневзвешенный tg по мощностям отдельных ЭП.

(8.3).

Порядок расчёта:

все ЭП по расчётному узлу разбиваются на группы по режимам работы;

по расчётному узлу суммируется количества силовых ЭП и их номинальные мощности;

суммируются средние активные и реактивные нагрузки рабочих ЭП;

определяют групповой коэффициент использования расчётного узла, его средневзвешенный коэффициент мощности;

определяют коэффициент максимума и максимальную силовую нагрузку узла для групп ЭП с переменным графиком нагрузок;

определяют суммарную мощность и среднюю нагрузку с практически постоянным графиком нагрузки, а также по третьей группе ЭП;

рассчитывают силовую нагрузку по узлу в целом путём суммирования максимальных нагрузок ЭП всех групп электроприемников.

Расчёт нагрузки будет производиться в соответствии с выбором схем цеховых сетей.

Распределение электроэнергии в цехах осуществляется электрическими сетями, представляющими совокупность шинопроводов, кабелей, защитных устройств и пусковых аппаратов.

Для питания ЭП от распределительных пунктов или шинопроводов применяется радиальная схема распределения электроэнергии, также применены схемы питания, называемые «цепочками», объединяющие в данном случае по 2ЭП. Достоинством такой схемы является высокая надёжность электроснабжения и удобство в эксплуатации. При повреждении проводов или кз прекращают работу 1 или несколько ЭП, подключённых к повреждённой линии, в то время, как остальные продолжают нормальную работу.

Нагрузка, равномерно распределённая по цеху, получает питание от распределительных шинопроводов (ШП II, ШП III). Применение шинопроводов по сравнению с кабельными сетями имеет преимущество в отношении надёжности, простоты и удобства подключения. ЭП сосредоточенные группами и распределённые резко неравномерно (находящиеся на разных высотных отметках) запитаны от распределительных пунктов.

Шинопроводы и распределительные пункты в свою очередь получают питание от магистрального шинопровода (за исключением 1,2,3 распределительных пунктов, которые получают питание от распределительного шинопровода), к которому присоединяются с помощью коммутационных защитных аппаратов.

Магистральный шинопровод получает питание от цеховых трансформаторов.

Выбор распределительных пунктов, присоединённая нагрузка, расчёт Iр сведены в таблицы 8.1.1 и 8.1.2

Таблица 8.1.1

Распределительные пункты.

Таблица 8.1.2

Расчётные нагрузки.

Выбор шинопроводов, присоединённая нагрузка, определение расчётной нагрузки сведены в таблицы 8.1.3., 8.1.4

Таблица 8.1.3

Выбор шинопроводов.

Таблица 8.1.4

Определение расчётной нагрузки.

Шинопроводы выбираю по нагреву длительно допустимым максимальным током нагрузки:

I_ДОП I_{РАБ МАХ}

Кабели, по которым получают питание ЭП (от распределительных пунктов и шинопроводов до ЭП). Выбираю по расчётному и аварийному токам. В производственной части цеха (отметка 0.000) применяется скрытая прокладка кабелей. При этом используются трубы, прокладываемые под полом.

Таблица 8.1.5. Используемые кабели.

Для питания мостовых насосов выбираем троллейные линии. Троллеи выбираются по тепловому току.

Таблица 8.1.6

Выбор троллеев.

7.2 Расчёт электрического освещения цеха

Устройство эвакуационного освещения обязательно во всех случаях независимо от наличия аварийного освещения.

Аварийное освещение для продолжения работы необходимо в помещениях и на открытых пространствах, если прекращение нормальной работы из-за отсутствия рабочего освещения может вызвать: взрыв, пожар, отравление людей, нарушение технологического процесса, опасность травматизма и так далее. Это освещение должно создавать на поверхностях, требующих обслуживание, освещенность 5% нормированной для общего освещения, причём при отсутствии особого обоснования — в пределах от 2 до 30 м в зданиях и от 1 до 5 м вне их. Для аварийного освещения можно применять только лампы накаливания или люминесцентные лампы; допускается присоединение к группам аварийного освещения лампы ДРЛ и ДРИ для увеличения освещенности сверх нормированной для аварийного режима.

Светильники аварийного освещения преимущественно выделяются из числа светильников рабочего освещения; в помещениях, работающих в 1−2 смены, при мощности ламп рабочего освещения 200 Вт и более предпочтительна установка дополнительных светильников.

Гс-1000 М используются для аварийного освещения.

Для освещения производственного помещения будет использовано общее равномерное освещение. Дополнительное местное освещение, требуемое нормами для некоторых помещений, при необходимости устраиваются на единичных рабочих местах.

Светотехнический расчёт.

Предварительно обосновывается величина освещённости в соответствии с нормами освещённости [т.4.1−4.6, л.2], принимаются коэффициенты отражения [т.5.1, л.2], определяется фон.

Задачей светотехнического расчёта является определение мощности источников света, обеспечивающих нормированную освещённость при выбранном типе и расположении светильников.

Выбор схемы и расчёт осветительных сетей цеха.

Напряжение сети электроосвещения цехов 380/220 В, при включении ламп на 220 В.

При наличии двухтрансформаторных подстанций рабочее и аварийное освещение питаются от разных трансформаторов ТП.

Согласно ПУЭ ток защитных аппаратов не должен превышать 25 А и 63 А для газоразрядных ламп. Число ламп на группу не должно превышать 20, а люминесцентных светильников на 2 и более ламп — не более 50.

Ввод в осветительный прибор и независимый, не встроенный в прибор, пускорегулирующий аппарат выполняется проводами или кабелем с изоляцией на напряжение не менее 660 В.

Для защиты и управления осветительными сетями широко используются автоматические выключатели, преимущественно серии А3100, АБ 25.

Применяются щиты ПР 9000.

Лампы ДРЛ запитываются шинопроводом ШОС, который получает питание от распределительного пункта 1. лампы накаливания и люминесцентные лампы получают питание от распределительных пунктов 2 и 3.

1/144

А3134/120 2/5,8 А3144/400 АВВГ (4×2,5) ПР9262−136

АВВГ (4×185)тг80 А3134/300 3/50,22

АВВГ (3×70+1×25) ПР9282−139

Рис. 8.2.1 Принципиальная схема питающей сети рабочего освещения.

Комплектный осветительный шинопровод ШОС предназначен для выполнения четырёхпроводных осветительных групповых линий в сетях 380/220 В с нулевым проводом на различные токи. Групповые линии выполнены на 18 и 21 светильник с лампами ДРЛ.

Таблица 8.2.2

Таблица 8.2.1

Освещение завода.

Выбор сечения проводов производится по расчётному току, по потерям напряжения и по механической прочности. По механической прочности допускается использование проводов сечением 2,5−50 мм² [т.11. — 3, л.2].

По потере напряжения:

Mi — сумма моментов данного и всех последующих по направлению тока участков с тем же числом проводов в линии, что и на данном участке;

м_i — сумма моментов, питаемых через данный участок линии с иным числом проводов, чем на данном участке.

— коэффициент приведения моментов [т.12−10, л.2].

U= 5,7% [т.12−6, л.2] зависит от коэффициента мощности, номинальной мощности и коэффициента и коэффициента загрузки трансформатора.

С — коэффициент, значение которого принимается 44 [т.12−9, л.2].

Выбор кабелей производится по расчётному току:

I_ДОП I_РАСЧ.

По расчётному току выбираются защитные аппараты в соответствии с условиями:

I_АВТ I_Р

I_УСТ I_Р

Определим для примера сечение на головном участке линии:

Mn =

Принимаем стандартное сечение Fст = 50 мм². По таблице 12−11 определяем потери напряжения по моменту и выбранному сечению.

Uост = 5,7−0,2 = 5,5

расчёт для остальных участков осветительной сети ведётся аналогично. Результаты сводятся в таблицу 8.2.3

Lип

ИП

l₁₂ 2

Рис. 8.2.2 Схема осветительной сети Таблица 8.2.3

Выбор сечения по потери напряжения.

Выбор сечения по расчётному току и окончательно принятое сечение приведены в таблице 8.2.4

Таблица 8.2.4

Выбор сечения по расчётному току.

8. Безопасность и экологичность

8.1 Разработка технических мер электробезопасности при электроснабжении завода механоконструкций

В электроустановках применяются следующие технические защитные меры:

применение малых напряжений;

электрическое разделение сетей;

защита от опасности при переходе напряжения с высшей стороны на низшую;

контроль и профилактика повреждений изоляции;

компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю;

защита от случайного прикосновения к токоведущим частям;

защитное заземление;

зануление;

защитное отключение;

применение электрозащитных средств.

Применение этих защитных мер регламентируется ПУЭ, ПТЭ, ПТБ и другими правилами.

8.2 Применение малых напряжений

Малое напряжение — номинальное напряжение не более 42 В, применяемое в целях уменьшения опасности поражения электрическим током. Если номинальное напряжение электроустановки не превышает длительно допустимой величины напряжения прикосновения, то даже долговременный контакт человека с токоведущими частями разных фаз или полюсов безопасен.

Наибольшая степень безопасности достигается при напряжениях до 10 В, так как при таком напряжении ток, проходящий через человека, не превысит 1 — 1,5 мА. В помещениях с повышенной опасностью и особо опасных, где сопротивление электрической цепи может быть снижено, ток, проходящий через человека, может в несколько раз превысить эту величину.

В производственных переносных электроустановках для повышения безопасности применятся малые напряжения 12 и 36 В. В помещениях с повышенной опасностью для переносных электроприемников рекомендуется номинальное напряжение 36 В. Но одним применением малых напряжений не достигается достаточная степень безопасности, дополнительно принимаются другие защиты — двойная изоляция, защита от случайных прикосновений и т. д.

Однофазное прикосновение к токоведущим частям, а также прикосновение к оказавшемуся под напряжением корпусу, даже незаземленному, при малом напряжении безопасно, так как ток, проходящий через человека даже при прикосновении к фазе, определяется сопротивлением изоляции и малым напряжением.

Источником малого напряжения может быть батарея гальванических элементов, аккумулятор, выпрямительная установка, преобразователь частоты и трансформатор.

В качестве источников малого напряжения наиболее часто применяются понизительные трансформаторы. Они отличаются от других источников малого напряжения простой конструкции и большей надежностью. Единственное слабое место понизительных трансформаторов — возможность перехода высшего напряжения первичной обмотки на вторичную. В этом случае прикосновение к токоведущим частям или незаземленному корпусу, оказавшемуся под напряжением, в сети малого напряжения равноценно такому же прикосновению в сети высшего напряжения. Для уменьшения опасности при переходе высшего первичного напряжения на сторону вторичного малого напряжения вторичная обмотка трансформатора заземляется или зануляется.

Применение в качестве источника малого напряжения автотрансформатора запрещена, так как сеть малого напряжения в этом случае всегда оказывается связанной с сетью высшего напряжения. Применение малых напряжений весьма эффективная защитная мера, но ее широкому распространению мешает трудность осуществления протяженной сети малого напряжения. Поэтому источник малого напряжения должен быть максимально приближен к потребителю.

8.3 Электрическое разделение сетей

Разветвленная сеть большой протяженности имеет значительную емкость и небольшое активное сопротивление изоляции относительно земли. Ток замыкания на землю в такой сети может достигать значительной величины. Поэтому однофазное прикосновение в сети даже с изолированной нейтралью является, безусловно, опасным.

Если единую, сильно разветвленную сеть с большой емкостью и малым сопротивлением изоляции разделить на ряд небольших сетей такого же напряжения, которые будут обладать незначительной емкостью и высоким сопротивление изоляции, то опасность поражения резко снизится.

Обычно электрическое разделение сетей осуществляется путем подключения отдельных электроприемников через разделительный трансформатор, питающийся от основной разветвленной сети. Возможна и другая схема, которая применятся значительно реже, а именно: разделение разветвленной сети на несколько приблизительно одинаковых несвязанных сетей.

Для разделения сетей могут применяться не только трансформаторы, но и преобразователи частоты и выпрямительные установки, которые должны связываться с питающей их сетью только через трансформатор. Область применения защитного разделения сетей — электроустановки напряжением до 1000 В, эксплуатация которых связана с повышенной степенью опасности, в частности передвижные электроустановки, ручной электрифицированный инструмент и т. п.

8.4 Защита от опасности при переходе напряжения с высшей стороны на низшую

Повреждение изоляции в трансформаторе может привести не только к замыканию на корпус, но и к замыканию между обмотками разных напряжений. В этом случае на сеть низшего напряжения накладывается более высокое напряжение, на которое эта сеть рассчитана. Наиболее опасен переход напряжения со стороны 6 или 10 кВ на сторону до 1000 В. Напряжение 35 кВ трансформируется в напряжение до 1000 В значительно реже (только собственные нужды подстанций).

В результате замыкания между обмотками сеть низшего напряжения оказывается под напряжение выше 1000 В, на которое изоляция сети и подключенного электрооборудования не рассчитана. Последствием этого случая может быть повреждение изоляции, замыкание на корпус и появление опасных напряжений прикосновения и шага.

Большая степень безопасности обеспечивается при заземлении средней точки обмотки малого напряжения. Кроме заземления или зануления вторичной обмотки применяется экран заземлений или экранная обмотка.

8.5 Контроль и профилактика повреждений изоляции

Контроль изоляции — измерение ее активного или омического сопротивления для обнаружения дефектов и предупреждения замыканий на землю и коротких замыканий. Состояние изоляции в значительной мере определяет степень безопасности эксплуатации электроустановок, поскольку сопротивление изоляции в сетях с изолированной нейтралью определяет величину тока замыкания на землю, а значит, и тока, проходящего через человека.

При глухо-заземленной нейтрали ток замыкания на землю и ток, проходящий через человека, не зависят от величины сопротивления изоляции. Но при плохом состоянии изоляции часто происходят ее повреждения, что приводит к замыканиям на землю (корпус) и к коротким замыканиям. При замыкании на корпус и несрабатывании защиты на отключение возникает опасность поражения электрическим током, так как нетоковедущие металлические части, с которыми человек нормально имеет контакт, оказываются под напряжением.

Чтобы предотвратить замыкания на землю и другие повреждения изоляции, при которых возникает опасность поражения электрическим током, а также выходит из строя оборудование, необходимо проводить испытания повышенным напряжением и контроль сопротивления изоляции.

Приемо-сдаточные испытания проводятся при вводе в эксплуатацию вновь смонтированных и вышедших из ремонта электроустановок.

При испытании повышенным напряжением дефекты изоляции обнаруживаются в результате пробоя и последующего прожигания изоляции. Выявленные дефекты устраняются, и затем проводятся повторно испытания исправленного оборудования.

Эксплуатационный контроль изоляции — измерение ее сопротивления при приемке электроустановки после монтажа периодически в сроки, установленные Правилами, или в случае обнаружения дефектов. Сопротивление изоляции измеряется на отключенной установке. При таком измерении можно определить сопротивление изоляции отдельных участков сети, электрических аппаратов, машин и т. п.

Сопротивление изоляции нелинейное — оно зависит от величины приложенного напряжения. Поэтому измерительное напряжение должно быть не ниже номинального напряжения электроустановки или несколько больше, что позволяет проверить электрическую прочность изоляции. Однако чрезмерно высокое измерительное напряжение может повредить изоляцию, не имеющую дефектов.

Чтобы получить представление о величине сопротивления изоляции всей сети, измерение надо производить под рабочим напряжением с подключенными потребителями. Такой контроль изоляции возможен только в сетях с изолированной нейтралью, так как в сети с глухозаземленной нейтралью малое сопротивление заземления нейтрали и прибор (мегомметр) показывает нуль. Этим способом можно измерить только сопротивление изоляции фаз относительно земли, так как сопротивление межфазной изоляции в работающей сети шунтируется источником питания и нагрузкой сети.

Измерение сопротивления изоляции под рабочим напряжением позволяет определить состояние изоляции всей сети, включая источник и электроприемники. Полученная таким образом величина сопротивления изоляции позволяет определить степень безопасности эксплуатации данной сети.

Постоянный контроль изоляции — измерение сопротивления изоляции под рабочим напряжением в течение всего времени работы электроустановки с действием на сигнал. Величина сопротивления изоляции отсчитывается по шкале прибора. При снижении сопротивления изоляции до предельно допустимой величины или ниже прибор подает звуковой или световой сигнал или оба сигнала вместе.

Защита от замыканий на землю, действующая на сигнал, применяется для обнаружения дефектов изоляции — глухих замыканий на землю. Такая защита реагирует на напряжение фаз относительно земли, на напряжение нулевой последовательности или на ток нулевой последовательности.

8.6 Компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю

Ток замыкания на землю, а значит, и ток, проходящий через человека, в сети с изолированной нейтралью зависит не только от сопротивления изоляции, но и от емкости сети относительно земли.

Поскольку невозможно уменьшить емкость сети, снижение тока замыкания на землю достигается путем компенсации его емкостной составляющей индуктивностью.

В случае неполной компенсации емкости наблюдается некоторая емкостная составляющая или при перекомпенсации индуктивная составляющая тока замыкания на землю. Однако и в этих случаях полный ток замыкания на землю снижается. Полная компенсация — явление редкое, обычно бывают отклонения в ту или другую сторону.

В сетях выше 1000 В активная проводимость изоляции невелика, по сравнению с емкостной и не влияет на ток замыкания на землю.

Компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю применяется обычно в сетях выше 1000 В, где компенсация служит для гашения перемежающейся дуги при замыкании на землю и снижения возникающих при этом перенапряжении. Одновременно уменьшается ток замыкания на землю.

8.7 Защита от прикосновения к токоведущим частям

Прикосновение к токоведущим частям всегда может быть опасным даже в сети напряжением до 1000 В с изолированной нейтралью, с хорошей изоляцией и малой емкостью и, конечно, в сетях с заземленной нейтралью и сетях напряжением выше 1000 В. В последнем случае опасно даже приближение к токоведущим частям.

В электроустановках до 1000 В применение изолированных проводов уже обеспечивает достаточную защиту от напряжения при прикосновении к ним. Изолированные провода, находящиеся под напряжением выше 1000 В не менее опасны, чем неизолированные.

Чтобы исключить прикосновение или опасное приближение к изолированным токоведущим частям, необходимо обеспечить их недоступность посредством ограждений, блокировок и расположения токоведущих частей на недоступной высоте или в недоступном месте.

8.8 Защитное заземление

Защитным заземлением называется преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением.

Заземление может быть эффективно только в том случае, если ток замыкания на землю не увеличивается с уменьшением сопротивления заземления. Это возможно в сетях напряжением свыше 1000 В с заземленной нейтралью. В этом случае замыкание на землю является коротким замыканием, причем срабатывает максимальная токовая защита.

При двойном глухом замыкании на землю эффективность заземления резко снижается, так как ток замыкания на землю зависит от величины сопротивлений тех заземлений, которые участвуют в цепи замыкания.

Заземляющее устройство — совокупность заземлителя и заземляющих проводников. По расположению заземлителей относительно заземленных корпусов заземления делятся на выносные и контурные.

Выносное заземление защищает только за счет малого сопротивления заземления.

В качестве искусственных заземлителей в контурном заземлении применяют стальные прямоугольные и круглые стержни, угловую сталь, стальные трубы, допускается применение электропроводящего бетона.

В открытых электроустановках отдельные корпуса электрооборудования присоединяются непосредственно к заземлителю проводами.

В ПУЭ нормируются сопротивления заземляющих устройств в зависимости от напряжения электроустановок и мощности источников питания.

8.9 Зануление

Занулением называется преднамеренное электрическое соединение с нулевым защитным проводником металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением. Зануление применяется в сетях напряжением

до 1000 В.

В сети с глухозаземленной нейтралью напряжением до 1000 В защитное заземление не эффективно, так как ток глухого замыкания на землю зависит от сопротивления заземления.

Основное назначение зануления — обеспечить срабатывание максимальной токовой защиты при замыкании на корпус. Для этого ток короткого замыкания должен значительно превышать уставку защиты или номинальный ток плавких вставок.

Повторное заземление нулевого провода снижает напряжение на корпусе в момент короткого замыкания, особенно при обрыве нулевого провода, тем самым повышает безопасность.

Устройство зануления проверяется при вводе электроустановки в эксплуатацию, периодически в процессе работы и после ремонта.

8.10 Защитное отключение

Защитное отключение — система защиты, обеспечивающая автоматическое отключение электроустановки при возникновении в ней опасности поражения электрическим током. Эта опасность возникает при следующих повреждениях электроустановки: замыкании на землю, снижении сопротивления изоляции, неисправностях заземления и устройства защитного отключения. Чтобы обеспечить безопасность, защитное отключение должно осуществлять некоторую совокупность из следующих защит: от глухих и неполных замыканий на землю, от утечек, автоматический контроль цепи заземления, самоконтроль, т. е. автоматический контроль исправности защитного отключения.

Защитное отключение можно применять в качестве единственной меры защиты; в качестве основной меры защиты совместно с дополнительным заземлением, а также в дополнение к заземлению. Наиболее высокие требования должны предъявляться к тем устройствам защитного отключения, которые применяются как единственная мера защиты.

В случае, когда защитное отключение является единственной мерой защиты, неисправность его оставляет электроустановку без защиты. Поэтому оно должно осуществлять самоконтроль, что исключает возможность работы электроустановки при неисправном защитном отключении. Самоконтроль не снижает требования к надежности защитного отключения, иначе возможны неоправданные перебои в электроснабжении.

Защитное отключение, применяемое как основная мера совместно с заземлением, обеспечивает достаточную степень безопасности, если оно удовлетворяет изложенным требованиям.

Если защитное отключение применено в дополнение к заземлению, оно должно обеспечивать безопасность при прикосновении к заземленным частям. При этом основные защитные меры должны быть надежны и обеспечивать безопасность без защитного отключения.

9. Защита сетей и установок напряжением до 1000 В.

При эксплуатации сетей и установок в них возможны повреждения различных видов. Повреждаемость их вызывается старением изоляции, дефектами заводского изготовления, попаданием влаги, коммутационными перенапряжениями, некачественными ремонтами, неправильным обслуживанием.

Характер повреждения и последствия различны. Для уменьшения размеров повреждений и обеспечения скорейшего восстановления нормального режима работы ЭП предусматриваются различные виды защиты.

Для проверки выбранных защит будут нужны расчеты однофазных и многофазных токов коротких замыканий (кз).

9.1 Расчёт токов многофазных коротких замыканий

При расчете токов кз в сетях до 1000 В необходимо учитывать активное и индуктивное сопротивления короткозамкнутой сети. Сопротивление системы до вводов трансформаторов можно не учитывать и считать, что питание силовых трансформаторов осуществляется от ИБМ и периодическая составляющая тока кз практически не изменяется во времени и остается постоянной до момента его отключения (I''= I).

и — суммарные активные и реактивные сопротивления прямой последовательности цепи кз.

номинальное линейное напряжение сети до 1000 В.

Если отсутствуют данные о переходных сопротивлениях контактных соединений, можно применять:

распределительные щиты на подстанциях — 15мОм;

на шинах ШП и промежуточных распределительных щитов — 20мОм;

на промежуточных распределительных щитов — 20мОм.

Сопротивление внешней питающей сети до понижающего трансформатора учитывается только индуктивное и приведенное к ступени НН:

действительное сопротивление внешней питающей сети.

По трехфазному току кз определяют кз

;

Ударный ток кз:

Ударный коэффициент принимается:

равным 1,3 при кз на распределительных щитах, питающихся непосредственно от трансформаторов;

равным 1,0 при более удаленных точках кз.

Сопротивления кабельных линий сведены в таблицу 9.1.1

Таблица 9.1.1

Сопротивления кабельных линий.

Сопротивления шинопроводов сведены в таблицу 9.1.2.

Таблица 9.1.2

Сопротивления шинопроводов.

Расчет трехфазных, двухфазных и ударных токов кз сведен в таблицу 9.1.3.

Таблица 9.1.3. Ударные токи КЗ.

9.2 Расчет токов однофазных кз.

Согласно ПЭУ однофазный ток кз можно рассчитать по формуле:

— сопротивление петли фаза — нуль

полное сопротивление трансформатора.

Для комплектных шинопроводов вместо сопротивлений обратной последовательности задается сопротивление петли фаза-нуль, включающее сопротивление шинопровода и сопротивления аппаратов и переходных контактов, начиная от нейтрали понижающего трансформатора.

Сопротивление трансформатора зависит от сопротивления обмоток.

Для электропроводок, выполненных 3-х или 4-х проводной линией проводами в трубах или кабелями в алюминиевой оболочке, зависит от способа прокладки.

Сопротивления кабельных линий приведены в таблице 9.2.1., шинопроводов — 9.2.2.

Таблица 9.2.1

Сопротивления кабельных линий.