Електропостачання групи споживачів електроцеху в умовах металургійного підприємства

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. ЗАГАЛЬНА ЧАСТИНА

1.1 Характеристика технологічного процесу цеху і електроспоживачів, які живляться від підстанції електроцеху

Енергогосподарство заводу ПАТ «ЄМЗ» відноситься до допоміжного виробництва заводу.

Основні завдання енергогосподарства заводу наступні:

1. Організація безперебійного постачання всіма необхідними видами енергії основного виробництва заводу;

2. Постійна робота по заощадженню всіх видів енергії, просування енергозберігаючих технологій, жорсткий облік і контроль використання всіх видів енергії;

3. Організація раціонального нагляду за експлуатацією енергетичного обладнання;

4. Своєчасне і якісне проведення всіх профілактичних і ремонтних робіт енергетичного обладнання;

5. Постійна робота над зниженням простою енергетичного обладнання в ремонті і підвищення якості ремонту.

Організаційна структура енергогосподарства заводу залежить від масштабу виробництва, кількості робітників, виду сировини, що переробляється, виду продукції, що випускається та інших факторів.

Керівний відділ головного енергетика займається організацією та контролем виконання всіх п'яти завдань енергогосподарства: плануванням ремонтних робіт енергоустаткування, регулюванням і контролем виконання цехових графіків обладнання, організацією роботи електроцеху, організацією безперебійного постачання всіма видами енергії, плануванням потреб у всіх видах енергії, розрахунком витрат на ремонт, обслуговування та інших робіт. Лабораторія повірки займається повіркою електричного, обладнання та засобів захисту. До складу енергогосподарства входить і електроцех, який займається виготовленням деталей, вузлів, оснащення необхідних для проведення ремонту енергетичного обладнання, а також бере участь у проведенні капітальних ремонтів найважливішого енергетичного обладнання. У виробничих цехах організована цехова служба електрика, яка на чолі зі старшим електриком цеху здійснює п'ять завдань енергогосподарства тільки за своїм енергетичного устаткування цеху.

Навантаження цеху в межах від декількох сотень кВт до декількох тисяч кВт. У всіх цехах споживачі розраховані на 380 В, проте є і високовольтні споживачі. Електроосвітлення на електроцеху Макіївського філії ПАТ «ЄМЗ» як внутрішнє, так і зовнішнє.

Технічні дані електроспоживачів та обладнання для зручності розрахунків заносимо в таблицю (табл. 1.1)

Таблиця 1.1 Технічні дані електроспоживачів

Наименування електроспоживачів	n, шт	Паспортна потужність Р ПАСП, кВт	Загальна паспортна потужність Р ПАСП,кВт	cos	Кв	Uн, кВ
1. Кондиціонер LG 2. Електроперфоратор 3. Мотор-генератор 4. Мотор-генератор НД 5. Мотор-генератор НМ-300 6. Генератор ШГИ-63 7. Верстат токарно- гвинторізний ТВ-4 8. Верстат токарно- гвинторізний ДИ-300 9. Верстат токарно- гвинторізний VDF 10. Верстат довбальний «ЛЕВЕ» 11. Верстат токарний 12. Верстат радіально свердлильний 13. Верстат фрезерний 14. Верстат консольно фрезерний	1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1	2 1.5 9 12 30 6 0.6 5.8 12 3.8 2.2 1.8 1.1 5.5	2 1.5 9 12 30 6 0.6 5.8 12 3.8 2.2 1.8 1.1 5.5	0.6 0.65 0.7 0.7 0.7 0.8 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65	0.6 0.65 0.7 0.7 0.7 0.8 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65	0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4
15. Прес ексцентриковий ЕСТ 16. Прес гідравлічний 17. Верстат протяжний 18. Трансформатор зварювальний ТДМ-4 ТВ = 40% 19. Кран мостовий (5т) ТВ = 25% 20. Кран мостовий (10т) ТВ = 25% 21. Кран-балка ТВ = 25% 22. Електротельфер 23. Таль електрична канатна ТВ = 25% 24. Машина контактного зварювання ТВ = 25% 25. Вентилятор ВЦ4 26. Насос Х-20/31 27. Вентилятор ВЦ-14 28. Установка для випробування виткової ізоляції 29. Введення ЦВЦ 30. Металургремонт 31. Ввід ЦСП 32. Освітлення 33. Побутові споживачі 34. Резерв 35. Мотор генератор 36. ТП АТС 37. ТП 53 38. ТП 246	1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 6 1 7 1 1 1 1 1 - 2 2 1 1 1	8.7 14 40 32 кВА 12 16 0.8 2.5 1.7 1.6 кВА 2.85 7.5 0.37 0.25 120 200 360 30 20 80 200 160 670 540	8.7 14 40 32 кВА 12 16 0.8 2.5 1.7 1.6 кВА 17.1 7.5 2.6 0.25 120 200 360 30 20 160 400 160 670 540	0.65 0.65 0.65 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.85 0.8 0.85 0.65 0.85 0.9 0.9 0.85 0.65 0.9 0.85 0.85 0.9 0.9	0.17 0.17 0.25 0.25 0.12 0.2 0.4 0.12 0.12 0.1 0.8 0.7 0.8 0.2 0.7 0.75 0.8 0.6 0.6 0.8 0.8 0.86 0.88 0.82	0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 10 10 10 10



1.2 Вибір величини раціональної напруги і схеми живлення споживачів

Напруга кожної ланки системи електропостачання слід вибирати з урахуванням напруги суміжних ланок для одержання найбільш економічного варіанта електропостачання підприємства в цілому. Перевагу при виборі варіантів слід віддавати варіанту з більш високою напругою навіть при невеликих економічних перевагах нижчого з порівнюваних напруг.

Для живлення великих і особливо великих підприємств слід застосовувати напруги 110, 220, 330, 500 кВ. На перших щаблях розподілу енергії на великих підприємствах слід застосовувати напругу 110 і 220 кВ.

Перевага напруги 20кВ в порівнянні з напругою 35кВ полягає в більш простому пристрої мережі і більш дешевих комутаційно-захисних апаратах. Але з іншого боку, підвищення живлячої напруга зменшує втрати в живильних лініях.

Напруга 10 кВ повинна широко застосовуватися дня внутрішнього розподілу енергії:

a) на великих підприємствах з потужними двигунами, допускають безпосереднє приєднання до мережі 10 кВ;

б) на підприємстві невеликої та середньої потужності при відсутності або невеликому числі двигунів, які могли б безпосередньо приєднані до напруги 6 кВ.

Напруга 6 кВ широко використовують на промислових підприємствах: на середніх за потужністю підприємствах - для живильних і розподільних мереж.

Напруга 10 кВ є більш економічною у порівнянні з напругою 6 кВ. При напрузі 10 кв, зменшується струм, а виходячи цього і уменшаеться перетин дроту, так само значно знижує втрати електроенергії в мережі електропостачання.

Так як на підприємстві присутні електроприймачі на 0,4 кВ, то буде більш доцільним зупинити свій вибір на напрузі 10кВ. Використання цієї напруги значно знижує втрати в мережі електропостачання, в порівнянні з напругою 6 кВ, і з за малої споживаної потужності підприємством.

Система електропостачання трифазна, напругою 380/220 В всередині цехів і 10 кВ між цехами. Орієнтуючись на встановлені потужності споживачів можна зробити висновок, що підприємство середньої потужності категорії 2. Отже, структура мережі така - потрібно мати головну підстанцію ГП, від якої кабельними лініями на підвищеній напрузці 10 кВ живити цехові трансформаторні підстаціі ЦТП.

Для розподільного пристрою 10 кв широко використовують схему з одного секціонірованной системою шин. Число секцій залежить від числа підключень, кожна секція працює окремо і отримує живлення від окремої лінії або трансформатора. У нормальному режимі секційний апарат відключений. Застосування секційного вимикача забезпечує автоматичне включення резерву, що дозволяє використовувати таку схему для споживачів будь-якої категорії і надійності.



2. СПЕЦІАЛЬНА ЧАСТИНА

2.1 Розрахунок електричних навантажень підстанції

Першим етапом проектування системи електропостачання є визначення електричних навантажень. Розрахунок полягає у визначенні розрахункової потужності кожного електроприймача залежно від режиму роботи.

За значенням електричних навантажень вибирають і перевіряють електрообладнання системи електропостачання, визначають втрати потужності та енергії. Від правильної оцінки очікуваних навантажень залежать капітальні витрати в систему електропостачання, експлуатаційні витрати, надійність роботи електрообладнання.

Якщо задані технічні дані окремих споживачів (паспортна потужність Р_пасп кВт, коефіцієнт потужності сos режиму роботи), то розрахунок слід вести методом впорядкованих діаграм.

Номінальна потужність электроприймачив які працюють у постійному режимі дорівнює паспортної потужності.

. (2.1)

Номінальну потужність електроприймачів які працюють у повторно-короткочасному режимі визначать за формулою:

. (2.2)

де ТВ % - паспортна тривалість включення;

Для мостових кранів (10т; 5т) а також для кран-балки та електричної канатної талі, номінальна потужність дорівнює:

Мостовий кран 5т ТВ= 25 %:

кВт.

Мостовий кран 10т ТВ= 25 %:

кВт.

Кран-балка ТВ= 25 %:

кВт.

Таль електрична канатна ТВ= 25 %:

кВт.

Для електроприймачів заданих повної потужністю, номінальна потужність розраховується за формулою:

. (2.3)

Трансформатор зварювальний ТДМ-4 ТВ= 40 %:

кВ.

Машина контактного зварювання ТВ= 25 %:



кВ.

Потім всі споживачі розбиваються на групи:

1-а група - це електроприймачі, що працюють в короткочасному режимі для яких ;

2-а група - це електроприймачі, що працюють в тривалому режимі для яких .

Сумарна номінальна активна потужність групи робочих ЕП, кВт

Р_н=. (2.4)

де n - число ЕП.

Далі визначаються середні навантаження за найбільш завантажену зміну. Для силових ЕП однакового режиму роботи:

Р_ср = К_в·Р_н; (2.5)

Q_ср= Р_ср· tg, (2.6)

де К_в- коефіцієнт використання.

Максимальні розрахункові навантаження визначаються за формулою:

Р_м = К_м·Р_ср; (2.7)

при nе < 10

. (2.8)

При n ? 5; K_в.с ? 0.2; m ? 3; Р_ном ? const

; (2.9)

.

Під nе розуміється таке число однорідних за режимом роботи ЕП однакової потужності, яке зумовить ту ж величину розрахункового максимуму, що і група різних за потужністю і режиму роботи ЕП. Оскільки ефективне число визначають для групи електроприймачів, приєднаних до силових щитів або розподільного щита підстанції, то необхідно враховувати показник силовий збірки - число m рівне відношенню номінальної потужності найбільшого споживача до номінальної потужності найменшого.

, (2.10)

.

Ефективне число ЕП при n ? 5; K_в.с ? 0.2; m ? 3; Р_ном ? const визначається за формулою:

, (2.11)

n_е=.

Коефіцієнт максимуму К_м визначається по кривим залежності К_м=f(n_е;К_в.ср)

рисунок 2.1 або таблиця 2.13 [1] залежно від значення групового коефіцієнта використання за найбільш завантажену зміну.

Розрахунковий максимум повної потужності по вузлу 0.4 кВ електропостачання визначається з виразу:

. (2.13)

Також необхідно враховувати втрати потужності в трансформаторі:

; (2.14)

. (2.15)

Розрахункові (максимальні) потужності всіх приймачів вузла електропостачання (підстанції)

Р_{макс.п/ст} = Р_{макс 10} + _0.4 +?; (2.16)

Q_{макс.п/ст} =Q_{макс 10}+ _0.4 +?; (2.17)

. (2.18)

Розрахунок електричних навантажень по підстанції електроцеху ведемо у табличній формі, таблиця 2.1

2.2 Вибір пристроїв, що компенсують

Компенсація реактивної потужності, або підвищення коефіцієнта потужності електроустановок промислових підприємств, має велике значення і є частиною загальної проблеми підвищення ККД роботи систем електропостачання та підвищення якості електроенергії.

В процесі передачі споживачам активної та реактивної потужності в провідниках системи електропостачання створюються втрати активної потужності. З цього є рішення, що при зниженні переданої реактивної потужності втрата активної потужності в мережі знижується, що досягається застосуванням компенсуючих пристроїв.

Найбільш дієвим і ефективним способом зниження споживаної з мережі реактивної потужності є застосування установок компенсації реактивної потужності (конденсаторних пристроїв).

Використання конденсаторних пристроїв для компенсації реактивної потужності дозволяє:

- розвантажити лінії електропередач, трансформаторів й розподільних пристроїв;

- знизити витрати на оплату електроенергії;

- зниження мережевих перешкод, знизити несиметрію фаз;

- зробити розподільчі мережі більш надійними та економічними.

Для підстанції треба визначити необхідність установки компенсуючих пристроїв (КУ). Необхідна сумарна потужність КУ визначається за виразом:

Q_КУ = Q_{Н 1} - Q _{Е макс}; (2.19)

Q_КУ = Q_{Н 1} - Q _{Е макс} = 1191.6 - 682.7 = 508.9 квар.

де Q_{Н 1} - сумарна реактивне навантаження підстанції в період максимуму активного навантаження енергосистеми;

Q _{Е макс} - економічно обґрунтоване значення реактивної потужності, що передається підприємству з енергосистеми в години її активного максимуму.

Значення Q_{Н 1} визначається за формулою:

Q_{Н 1} = К _{Н 1} · Q _{Р У}; (2.20)

Q_{Н 1} = К _{Н 1} · Q _{Р У} = 0.9 · 1324 = 1191.6 квар.

де К _{Н 1} - коефіцієнт розбіжності максимуму навантаження підприємства з максимумом в енергосистемі (7, 3);

Q _{Р У} - сумарна розрахункова реактивне навантаження підстанції.

Значення Q _{Э max} визначають як найменше з значень:

Q _{Е макс} = Q_{Н 1} та Q _{Е макс} = а · Р _{Р У}; (2.21)

Q _{Е макс} = а · Р _{Р У} = 0.3· 2275.7 = 682.7 квар.

де а - коефіцієнт, що залежить від району енергосистеми і напруги на шинах вищої напруги ГПП (для Донбасенерго при U_ВН = 35 кВ а = 0,3)

Р _{Р У} - сумарна розрахункове активне навантаження підстанції.

Після визначення значення Q_КУ вибирається найближча більша стандартна потужність комплектних конденсаторних пристроїв Q_{КУ ном} по таблиці 2.192 7 або по таблиці 3.6 1.

Так як для підстанції електроцеху обрано секціоновану систему шин яка складається з двох секцій, необхідно вибрати пристрій, що компенсує, на кожну секцію. Згідно таблиці 3.6 1 найближча більша стандартна потужність комплектних конденсаторних пристроїв Q_{КУ ном} = 400 квар. тип УКЛ - 10 - 400 в кількості 2-х штук.

Q_{КУ ном} = 2 · 400= 800 квар.

Після вибору Q_{КУ НОМ} визначається розрахункове навантаження підстанції:

; (2.22)

.



2.3 Вибір кількості і потужності трансформаторів

Доцільно застосовувати двотрансформаторні підстанції так як на заводі ПАТ "ЄМЗ" є споживачі як I так і II категорії електроспоживання. У цьому випадку можна змінювати приєднану потужність трансформаторів, використовуючи їх у більш раціональних режимах роботи.

При двотрансформаторних підстанціях також необхідний складський резерв для швидкого відновлення нормального живлення споживачів у разі виходу з роботи одного з трансформаторів на тривалий час. Залишившийся в роботі трансформатор повинен забезпечувати електропостачання всіх споживачів на час заміни пошкодженого трансформатору.

Для вибору оптимальної схеми системи електропостачання підстанції електроцеху виконуємо техніко-економічне порівняння декількох варіантів схем підстанції. електричний підстанція трансформатор напруга

Плануємо для розгляду 2 варіанта схем:

1-й варіант - 2 трансформатора на підстанції;

2-й варіант - 4 трансформатора на підстанції.

Вибір номінальної потужності трансформатора для ДПП і для ТП визначимо за розрахунковою навантаженні за найбільш завантажену зміну за формулою:

, (2.23)

де S_нт - розрахункове навантаження трансформатора, кВА;

Sр - повна розрахункова потужність цеху, кВА;

n - число трансформаторів;

Кз - коефіцієнт завантаження трансформатора.

Коефіцієнт завантаження трансформатора є орієнтиром для вибору потужності трансформаторів, та приймається рівним 0.7.

По (2.23) і з урахуванням вищезгаданих рекомендацій визначимо розрахункову потужність трансформаторів:

1-й варіант n=2

кВа,

2-й варіант n=4

кВа.

За розрахунковими потужностям трансформаторів вибираємо трансформатори для ТП цеху. Кількість, типи і характеристики трансформаторів для ТП представлені в таблиці 2.2.

Таблиця 2.2 - Трансформатори для ТП

Цех	Тип трансформатора	К-ть тр-рів	?Рхх, кВт	?Ркз, кВт	Iхх, %	Uкз, %
ЄРЦ	ТСЗА- 630/10 УХЛ3	2	2	7.3	1,5	5,5
ЄРЦ	ТСЗА -400/10 УХЛ3	4	1.3	5.4	1.8	5.5

Двотрансформаторних підстанції перевіряємо на аварійну перевантаження в години максимального навантаження.

К_п.доп.· S_н.т ? S_м (2.24)

де К_п.доп=1,4

S_м- розрахункова максимальна потужність, з якої можна виключити категорію 3.

1-й варіант n=2

1.4 · 659 ? 923 · 0.9.

2-й варіант n=4

1.4 · 329 ? 923 · 0.9.

При перевірці на системне перевантаження відхилень у роботі (згідно з формулою 2.24) не знайдено.

В економічному порівнянні варіантів враховується обладнання, що відрізняються для двох варіантів.

Для цього складаємо схеми електричного постачання для 2-х варіантів і попередньо вибираємо обладнання (високовольтні вимикачі, трансформатори струму та комірки КРУ)

При виконанні техніко-економічного порівняння варіантів встановлення трансформаторів слід передбачати економічні режими їх роботи, які характеризують мінімальну втрату потужності в трансформаторах при роботі за заданим графіком навантаження. Оптимальний варіант визначається за мінімальними витратами.

Рисунок 2.1 1-й варіант n=2



Рисунок 2.2 2-й варіант n=4

Сумарні наведені витрати:

З = И_У + Е_н · К_У, (2.25)

де И_У - річні сумарні експлуатаційні витрати;

Е_н = 0.12 - нормативний коефіцієнт ефективності капітальних вкладень [2];

К_У - сумарні капітальні витрати.

При техніко-економічних розрахунках враховується вартість відрізняющого обладнання для двох варіантів. Для зручності розрахунку вартість обладнання заносимо в таблицю 2.3

Таблиця 2.3 Вартість обладнання

Найменування	Вартість одиниці обладнання, грн	Кількість	Вартість, грн
1-й варіант 1. ТСЗА 630/10 УХЛ3 - вимикач вакуумний, ВР-1-20-630 - трансформатор струму, ТТ-40 - комірка КРУ-10	96000 22000 3300 30500	2 2 8 2	192000 44000 26400 61000
2-й варіант 2. ТСЗА 400/10 УХЛ3 - вимикач вакуумний, ВР-1-20-400 - трансформатор струму, ТТ-30 - комірка КРУ-10	42000 14000 2000 30500	4 4 16 4	168000 56000 32000 122000

Капітальні витрати визначаються за виразом:

К_У = К_т + К_об, (2.26)

1-й варіант n=2

К_У = 192000 + 131400 = 323400 грн;

2-й варіант n=4

К_У = 168000 + 210000 = 378000 грн,

де К_т= n · K_0T - вартість трансформаторів;

n - кількість трансформаторів;

K_0T - вартість одного трансформатору;

К_об - вартість обладнання.

Річні сумарні експлуатаційні витрати:

И_У = И _W + И_а, (2.27)

де И_?W = C₀ · ?W- вартість втрат електроенергії;

C₀ - вартість одного кВт · год електроенергії;

?W - втрати електроенергії;

И_а - амортизаційні відрахування (відрахування на реновацію і капітальний ремонт):

(2.28)

1-й варіант n=2

2-й варіант n=4

б- норма амортизаційних відрахувань,%; приймається по табл.10.2 [4].

1-й варіант n=2

И_У = 569244 + 30399.6 = 599643 грн;

2-й варіант n=4

И_У = 558789 + 35532 = 594321 грн.

Для визначення втрат електроенергії слід знайти розрахунковий коефіцієнт завантаження трансформаторів, що залежить від номінальної потужності трансформаторів S_{ном т} і розрахункової потужності низьковольтної навантаження S_{Р макс 0,4:}



(2.29)

1-й варіант n=2

2-й варіант n=4

Втрати в трансформаторах визначаються за виразом:

W_T = кВт·год, (2.30)

1-й варіант n=2

W_T = кВт·год,

2-й варіант n=4

W_T = кВт·год,

де Р_х.х., I_х.х., U_к.з., Р_к.з., S_{ном т} - технічні дані трансформаторів;

Т_ВК - час включення трансформатора в році;

ф - час максимальних втрат.

Час максимальних втрат визначається за графіком на рис. 2.17 [2].

Розраховуємо наведені витрати для двох варіантів

1-й варіант n=2

З = 599643 + 0.12· 323400 = 638451 грн;

2-й варіант n=4

З = 594321+ 0.12· 378000 = 639681 грн.

Згідно техніко-економічного порівняння обох варіантів за мінімальними наведеними витратами обираємо перший варіант.

2.4 Розрахунок та вибір ліній живлення

Передача і розподіл електричної енергії здійснюються електричними мережами, які поділяються на внутрішні (цехові) і зовнішні. Прокладка проводиться ізольованими і неізольованими проводами (це переважно повітряні ЛЕП). Ізольовані проводи виконуються захищеними, коли поверх електричної ізоляції накладається металева або інша оболонка, що оберігає ізоляцію від механічних пошкоджень. Ізольовані провідники поділяються на дроти, кабелі і шнури.

Кабелем називають пристрій, призначений для каналізації електричної енергії і складається з одного або декількох ізольованих один від одного провідників, ув'язнених у герметичну захисну оболонку з гуми, пластмаси, алюмінію або свинцю. Кабель, що має поверх захисної оболонки покриття (броню) із сталевих стрічок, плоскою або круглою дроту (для захисту від механічних пошкоджень), називається броньованим. Якщо захисні або броньові оболонки кабелю не покриті джутовій просоченої пряжею, то такий кабель називають голим.

Одним з основних значень, при виборі кабелю, являється його перетин, яке вибирається виходячи з наступних показників:

1) по нагріванню (з урахуванням нормальних, після аварійних, ремонтних

режимів) півгодинним максимумом струму;

2) економічної щільності струму;

3) умовам динамічної дії і нагріву при короткому замиканні.

Для розрахунку перерізу слід визначити розрахунковий струм у лініях:

(2.31)

(2.32)

(2.33)

(2.34)

Зниження витрат на спорудження електричних мереж в значній мірі залежить від вибору економічного доцільного перетину, що визначається відношенням розрахункового струму в години максимуму енергосистеми до економічної щільністі струму J_ек А/мм^2.

(2.35)

Нормоване значення J_ек =1.2 приведено в таблиці П1.2 2

Виходячи з даних економічного перетину проводиться вибір марки кабелю, його стандартний перетин, а так само тривалі допустимі навантаження.

Після цього кабель проходе повірку по нагріванню розрахунковим струмом:

I_макс I_доп, (2.36)

де I_доп = К_п · I_доп - допустима струмова навантаження в період аварії (перевантаження);

К_п - коефіцієнт допустимого перевантаження, приймається за таблицею 3.3 3.

Обраний кабель перевіряється по втраті напруги:

U_расч U_доп., (2.37)

де U_доп. = 5 % - допустима втрата напруги в нормальному режимі згідно з ПУЕ;

, (2.38)

де L_розр - розрахункова довжина лінії;

L_1% - довжина лінії на 1% втрати напруги.

Далее определяются потери мощности в линиях:

Р_л = Р_ном · L_розр · , (2.39)

де Р_ном - питомі втрати потужності при номінальному навантаженні лінії.

Визначення Р_л проводиться з урахуванням кількості ліній, що ведуть до однакових споживачах.

Розрахунок, вибір і перевірку ліній виконуємо в табличній формі і вносимо в таблицю 2.4

2.5 Розрахунок струмів короткого замикання

При проектуванні СЕС враховуються не тільки нормальні, тривалі режими роботи електроустановок, але і їх аварійні режими. Одним з аварійних режимів є коротке замикання.

Коротким замиканням (КЗ) називають всяке випадкове або навмисне, не передбачене нормальним режимом роботи, електричне з'єднання різних точок електроустановки між собою або землею, при якому струми в гілках електроустановки різко зростають, перевищуючи найбільший допустимий струм тривалого режиму.

Як правило, трифазні КЗ викликають у пошкодженій ланцюга найбільші струми, тому при виборі апаратури зазвичай за розрахунковий струм КЗ приймають струм трифазного короткого замикання.

Причинами коротких замикань можуть бути: механічні пошкодження ізоляції - проколи і руйнування кабелів при земляних роботах; поломка фарфорових ізоляторів; падіння опор повітряних ліній; старіння, тобто знос, ізоляції, що приводить поступово до погіршення електричних властивостей ізоляції; зволоження ізоляції; різні накиди на проводи повітряних ліній; перекриття фаз тваринами і птахами; перекриття між фазами внаслідок атмосферних перенапруг. Коротке напруга може виникнути при неправильних оперативних перемикань, наприклад при відключенні навантаженої лінії роз'єднувачем, коли виникає дуга перекриває ізоляцію між фазами.

Наслідками коротких замикань є різке збільшення струму в короткозамкненою ланцюга і зниження напруги в окремих точках системи. Дуга, що виникає в місці КЗ, призводить до часткового або повного руйнування апаратів, машин та інших пристроїв. Збільшення струму в гілках електроустановки, що примикають до місця КЗ, призводить до значних механічних впливів на струмовідні частини й ізолятори, на обмотки електричних машин. Проходження великих струмів викликає підвищене нагрівання струмоведучих частин та ізоляції, що може призвести до пожежі в розподільчих пристроях, в кабельних мережах та інших елементах енергопостачання та буде причиною подальшого розвитку аварії.

Зниження напруги приводить до порушення нормальної роботи механізмів, при напрузі нижче 70 % номінальної напруги двигуни загальмовуються, робота механізмів припиняється.

Для зменшення наслідків коротких замикань необхідно якнайшвидше відключити пошкоджену ділянку, що досягається застосуванням швидкодіючих вимикачів і релейного захисту з мінімальною витримкою часу. Всі електричні апарати і струмоведучі частини повинні бути обрані таким чином, щоб виключалося їх руйнування при проходженні по них найбільших можливих струмів короткого замикання, у зв'язку з чим виникає необхідність розрахунку цих величин.

При складанні розрахункової схеми і схеми заміщення необхідно врахувати активні та індуктивні опору трансформаторів, вимикачів, кабелів та ін.

Складаємо схему заміщення, рисунок 2.3 (а,б).

Розрахунок ведемо в відносних одиницях. Приймаються базові умови:

S_Б= 1000 мВА; U_Б1=37.5 кВ; U_Б2=10.5 кВ; S_к=5500 мВА.

1. Визначаємо базовий струм.

; (2.40)



2. Визначаємо опори елементів схеми заміщення, наведені до базових умов:

1) Енергосистема

; (2.41)

.

Рис. 2.3 Схема заміщення

2) Опір повітряної лінії, трансформатора та кабельної лінії.

Повітряна лінія:

; (2.42)



де Х₀ - удільний опір повітряної лінії [4]; l- довжина лінії обирається за табл. 2.3.

;

Х_т= ; (2.43)

де U_кз%- втрати напруги трансформатора [4]

; (2.44)

Х_т1= ;

;

Х_т2= ;

.

Кабельна лінія:

; (2.45)

. (2.46)

де r₀ - удільний опір кабельної лінії [4].

;

.

;

.

3. Визначаємо результуючий опір до точки К₁.

Х_? = Х_с + Х_ВЛ +Х_Т + Х_КЛ; (2.47)

R_? = R_Т + R_КЛ. (2.48)

Х_?1 = 0.2 + 1.99 + 3 + 7.2 = 15.41

R_?1 = 0.01+ 4.7 = 4.71

Опір до точки К₂

Х_?2 = Х_?1 + 1.08 = 16.49

R_?2 = R_?1 + 2 = 6.1

Розрахунок струмів КЗ у споруд напругою більше 1 кВ має ряд особливостей в порівнянні з розрахунковим струмом КЗ в спорудах до 1 кВ.

Активний опір елементів системи електропостачання при визначені струмів КЗ не враховують, якщо виконується умова:

; (2.49)

4. Визначаємо струми короткого замикання.

Для зазначених цілей при розрахунках струмів короткого замикання необхідно визначити величини:

I_П.О.- надперехідний струм к.з., або діюче значення періодичної складової струму к.з. за перший період, кА;

i_У - ударний струм к.з., або амплітудне значення струму к.з. за перший період, кА. Ці величини визначаються для трифазного короткого замикання.

, (2.50)

кА

кА

i_y=· I_П.О.· k_y. (2.51)

де k_y= 1.3 [2]

i_y1=· 3.6_.· 1.3 = 6.6 кА

i_y2=· 3.3_.· 1.3 = 6 кА

Так як є високовольтні двигуни, безпосередньо підключені до шин підстанції, необхідно враховувати їх підживлення місця КЗ.

Початкова періодична складова струму КЗ від асинхронних двигунів (АД) визначається за формулою:

I_{по АД} = 4.5 · I _{ном АД}, (2.52)

I_{по АД} = 4.5 · 15.2 =68.4 А

де I _{ном АД} - сумарний номінальний струм АД.

Ударний струм КЗ від АД:



i_{у АД} = 6.5 · I _{ном АД}. (2.53)

i_{у АД} = 6.5 · 68.4 = 444.6 А

Результуючий струм КЗ дорівнює сумі струмів основних джерел живлення і струму від двигуна.

I_по?= I_по + I_{по АД} (2.54)

Результуючий струм для КЗ1

I_по?1= 3.6 + 0.0684 = 3.7 кА

Результуючий струм для КЗ2

I_по?2= 3.3 + 0.0684 = 3.4 кА

i_{y ?}= i_y + i_{у АД} (2.55)

Ударний струм КЗ1

i_{y ?}= 6.6 + 0.4446 = 6.7 кА

Ударний струм КЗ2

i_{y ?}= 6 + 0.4446 = 6.4 кА



2.6 Вибір устаткування

Для розподільного пристрою напругою 10 кВ потрібно вибрати наступні апарати і струмоведучі частини:

- високовольтні вимикачі;

- трансформатори струму;

- трансформатори напруги;

- збірні шини;

- ізолятори;

- джерела оперативного струму;

а також перевірити:

- кабеля на термічну стійкість.

2.6.1 Вибір вимикача

При виборі вимикачів в системі електропостачання враховуються основні параметри. Вимикачі обираються:

по напрузі установки

U_ном ? U_p; (2.56)

по тривалому струму

I_ном ? I_{p макс}; (2.57)

по вимикаючій здібності

I_п.о ? I_{відкл.ном}; (2.58)

по електродинамічної стійкості



i_дин ? i_уд; (2.59)

по термічній стійкості

В_к ? I_тер² · t_тер; (2.60)

де I_п.о, i_уд, В_к = I²_п.о (t_відкл + Т_а) визначені за розрахунком; I_{відкл.ном} - номінальний струм відключення; i_дин - струм електродинамічної стійкості; t_тер - час протікання струму термічної стійкості, приймають за каталогом.

В_к = 7.6² (0.9 + 0.08) = 56.9 кА²/с.

Припускаємо до установки мало об'ємний вимикач підвісного типу ВР-1-20-630УЗ.

Вибір і перевірку вимикача виробляємо в табличній формі. Дані занесені в таблицю 2.5

Таблиця 2.5- Вибір вимикача

ВР-1-20-630УЗ
Умови вибору	Ввідний вимикач	Вимикач трансформаторів	Вимикач к двигунам
	Розрахункові дані	Дані апарату	Розрахункові дані	Дані апарату	Розрахункові дані	Дані апарату
Uном ? Up	10	10	10	10	10	10
Iном ? Ip макс	135	630	50	630	15	630
Iп.о ? Iвідкл.ном	3.7	20	3.7	20	3.7	20
iдин ? iуд	6.7	52	6.7	52	6.7	52
Вк ? Iтер2 · tтер	56.9	1200	56.9	1200	56.9	1200

Вимикач типу ВР-1-20-630УЗ задовольняє умовам вибору та перевірки і може бути прийнятий до встановлення.



2.6.2 Вибір вимірювальних трансформаторів

Для правильного вибору вимірювальних трансформаторів слід обирати прилади, встановлені на приєднаннях підстанціях. На вводах підстанції встановлюються амперметр, лічильники активної та реактивної енергії. Струмові обмотки приладів підключаються до вторинної обмотки трансформатора струму класу точності 0,5.

На лінії, що відходить до силового трансформатора встановлюються: амперметр, лічильник активної енергії; асинхронного двигуна - амперметр і лічильник активної енергії; конденсаторної батареї - амперметр і лічильник реактивної енергії; на лінії, що йде до цехової підстанції, - амперметр, ватметр, лічильники активної та реактивної енергії.

Обмотки напруги приладів підключаються до вторинної обмотки трансформатора напруги. Для вимірювання лінійної напруги на кожній секції шин до трансформатора напруги підключається вольтметр з перемикачем. При перевірці трансформатора напруги з вторинним навантаженням слід врахувати, що до нього підключаються обмотки реле напруги пристрою АВР і групового захисту мінімальної напруги двигунів.

Вибір трансформатора струму.

Припускаємо до установки трансформатор струму типу ТПЛК-10. Трансформатор обраний по [4].

Вибір і перевірку виробляємо в табличній формі згідно умов 2.6.1. Дані занесені в таблицю 2.6



Таблиця 2.6- Вибір трансформатора струму

ТПЛК-10
Вибіраема та перевіряема величина	Формула	Дані апарату	Розрахункові дані
Напруга, кВ	Uном ? Up	Uном = 10	U = 10
Тривалий струм, А	Iном ? Ip макс	Iном = 150	Ip макс = 135
Динамічна стійкість, кА	iдин ? iуд	iдин = 74.5	iуд = 13
Термічна стійкість, кА2/с	Вк ? Iтер2 ·tтер	56.9	151.2
Навантаження вторинних ланцюгів, Ом	za > z2?	za = 0.4	z2? = 0.39

Виконуємо перевірку по класу точності. Повинна бути забезпечена робота трансформатора струму в класі точності 0.5.

Рисунок 2.4 Схема підключення обмоток приладів до вторинної обмоток трансформатора струму

Складемо таблицю навантажень на вторинні обмотки трансформатора струму по фазах.

Таблиця 2.7- Навантаження трансформатора струму.

Найменування приладу	Тип	Навантаження В·А
		Фаза А	Фаза В	Фаза С
1. Амперметр	Э-335	0.5	-	-
2. Лічильник активної навантаження	И-680	2.5	-	2.5
3. Лічильник реактивної навантаження	И-676	2.5	-	2.5
4. Ватметр	Д-335	0.5	-	0.5
Разом		6		5.5

Розрахунок ведемо по найбільш завантаженій фазі А.

Загальний опір обмоток приладів



; (2.61)

де I_2H- вторинний струм трансформатора струму, рівний 5 А.

Ом.

Опір контактних з'єднань зазвичай приймають рівним R_K=0.1 Ом при більш ніж 3 прилади. Розрахункова довжина проводів при схемі неповної зірки

l_P=·l; (2.62)

де l - відстань від трансформатора струму до приладів в осередки КРУ приймаємо рівним 4м.

l_P=1.73 · 4= 7 м.

Допустимий опір з'єднувальних проводів:

; (2.63)

R_ПРОВ= 0.4 - 0.24 - 0.1= 0.06 Ом.

Перетин проводів

; (2.64)



Для алюмінієвих проводів с= 0.0283 .

мм².

Приймаються перетин алюмінієвих проводів марки АкРВГ 4 мм².

Визначаємо загальне навантаження вторинних ланцюгів.

; (2.65)

Ом.

Вибір трансформатора напруги

Трансформатор напруги вибирають по напрузі і вторинному навантаженні

S_2HOM? S_2?. (2.66)

де S_2HOM - номінальна потужність;

S_2? - навантаження всіх вимірювальних приладів.

У класі точності 0.5 номінальна потужність трансформатора напруги типу НТМИ-10-66 УЗ становить 120 В·А. Таким чином, до установки приймаємо два трансформатора напруги типу НТМИ-10-66 УЗ. Від струмів короткого замикання трансформатор напруги захищається струмообмежувальним запобіжником типу ПКТ-10. Технічні дані трансформаторів напруги дано у [4].

Підрахунок навантажень обмоток приладів і реле наведено в табл.2.8



Таблица 2.8- Навантаження трансформатора напруги

Найме-нування приладу	Тип	Потуж-ність котушки	Число котушок	cos	sin	Число приладів	Загальна потужність
							Р,Вт	Q,вар
1. Вольтметр	Э-335	2 В·А	1	1	0	1	2	-
2. Лічильник активної енергії	И-680	2 Вт	2	0.38	0.925	5	20	48.68
3. Лічильник реактивної енергії	И-676	3 Вт	2	0.38	0.925	2	12	29.2
4.Реле напруги	РН-51	0.15 В·А	1	1	0	4	0.6	-
5. Ватметр	Д-335	1.5 В·А	2	1	0	1	3
Разом		40.6	77.88

Таблица 2.9- Перевірка трансформатора напруги

НТМИ - 10- 66 УЗ
Вибіраема та перевіряема величина	Формула	Дані апарату	Розрахункові дані
Напруга, кВ	Uном ? Up	Uном = 10	U = 10
Навантаження вторинних ланцюгів, В·А	Sном ? Sp	Sном = 120	Sp = 87.8

2.6.3 Вибір шин

У РУ 10 кВ ошиновка і збірні шини виконуються жорсткими алюмінієвими шинами. Мідні шини через високу їх вартість не застосовуються навіть при великих струмових навантажень

При струмах до 3000 А застосовуються одно- і двосмугові шини. При великих токах рекомендуються шини коробчатого перетину, так як вони забезпечують менші втрати від ефекту близькості і поверхневого ефекту, а також кращі умови охолодження.

Збірні шини і відгалуження від них до електричних апаратів (ошиновка) 10 кВ з провідників прямокутного або коробчатого профілю кріпляться на опорних фарфорових ізоляторах.

Для кращої тепловіддачі і зручності експлуатації шини забарвлюють при змінному струмі фаза А в жовтий, фаза В - зелений і фаза С - красний колір. Згідно ПУЕ збірні шини електроустановок та ошиновка в межах відкритих і закритих РУ всіх напруг з економічної щільності струму не перевіряються.

Вибір перерізу шин проводиться по нагріванню (по допустимому струму). При цьому враховуються не тільки нормальні, а й після аварійні режими, а також режими в період ремонтів і можливість нерівномірного розподілення струмів між секціями шин.

Згідно ПУЕ збірні шини і ошиновка в межах розподільних пристроїв з економічної щільності струму не вибираються, тому вибір проводиться по допустимому току. Вибираємо перетин алюмінієвих шин по допустимому струму, так як шинний міст, що з'єднує трансформатор з КРУ, невеликої довжини і находиться в межах підстанції.

Приймаємо односмугові шини 25 Ч 3 мм² I_доп = 165 А.

(2.67)

де Ошибка! Объект не может быть создан из кодов полей редактирования. - допустимий струм на шини вибраного перерізу з урахуванням поправки при розташуванні шин плашмя.

135 А ? 365 А.

Перевірка шин на термічну стійкість:

(2.68)

; (2.69)

де B_к - теплової імпульс;

С- функція значення для алюмінієвих шин рівна 91 .

мм²

Умова на термічну стійкість не виконується, отже приймаємо односмугові шини 30 Ч 4мм² I_доп = 365 А. та перевіряємо їх також за термічною стійкістю.

Умова виконується приймаємо односмугові шини 30 Ч 4мм² I_доп = 365 А.

Перевіряємо шини на механічну міцність.

Визначити проліт l за умови, що частота власних коливань буде більше 200 Гц:

, Гц (2.70)

звідки

.

Напруга в матеріалі шин від вигину залежить від положення самих шин. Розташування шин наведене на рис. 2.5

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2.5 - Горизонтальне розташування шин на ізоляторах

Так як шини розташовані горизонтально, то

; (2.71)

см^4;

м^{2 ;}

м.

Приймаємо проліт 1 м, розташування шин горизонтальне, відстань між фазами а = 0,8 м.

Визначаємо напругу в матеріалі шин від взаємодії фаз

, МПа (2.72)

, (2.73)

см³,

МПа.

Шини динамічно стійкі, якщо

(2.74)

В електроустановках широко застосовують шини пресовані з алюмінієвого сплаву, загартовані і природно зістарені (марка АД31Т). Допустиме механічне напруження в матеріалі шин марки АД31Т у_доп = 91 МПа. Таким чином, шини механічно міцні.

2.6.5 Вибір ізоляторів

Вибираємо опорні ізолятори внутрішньої установки И4-80-УХЛ3 F_розр=4000 Н на U_ном = 10 кВ.

, Н; (2.75)

Н;

, Н; (2.76)

Н.

Таблица 2.10- Вибір ізоляторів.

И4-80-УХЛ3
Вибіраема та перевіряема величина	Формула	Дані апарату	Розрахункові дані
Напруга, кВ	Uном ? Up	Uном = 10	U = 10
Руйнівна стійкість, Н	Fдоп ? Fpорз	Fном = 4000	Fp = 45.7

Вибираємо прохідні ізолятори внутрішньої ИП-10/630-750-УХЛ2 I_ном = 630 А, F_розр=750 Н

Прохідні ізолятори вибираються по [4] з урахуванням номінального струму

I_ном ? I _макс,

630 А ? 135 А.

Для прохідних ізоляторів розрахункова сила, Н,

, Н;

Н.

Ізолятори проходять по механічної міцності.

2.6.6 Перевірка кабелю на термічну стійкість

Приймаються для введення кабель марки ААШв-10-3х75. Перевірку кабелю на термічну стійкість, визначаю тепловим імпульсом короткого замикання.

Тепловой імпульс КЗ беремо з пункта 2.6.1

кА²·с

Мінімально допустимий перетин за умовою нагріву струмом к.з.

(2.77)

мм²



Умови термічної стійкості виконується за таблицею 2.3 прийнятий перетин ввідного кабелю.

Остаточно приймаємо кабель марки ААШв-10-3х75.

2.6.7 Джерела оперативного струму

Сукупність джерел живлення, кабельних ліній, шин постачання перемикаючих пристроїв та інших елементів оперативних ланцюгів становить систему оперативного струму даної електроустановки.

До систем оперативного струму висувають вимоги високої надійності при коротких замиканнях та інших ненормальних режимів в ланцюгах головного струму.

На підстанції металургійного підприємства застосовують змінний оперативний струм системи, який являє собою систему постачання оперативних ланцюгів, при якій в якості основних джерел живлення використовуються вимірювальні трансформатори струму захисних приєднань, вимірювальні трансформатори напруги, трансформатори власних потреб. В якості додаткових джерел живлення імпульсної дії використовуються попередньо заряджені конденсатори.

Джерела змінного оперативного струму - використовують енергію, що захищається. При виконанні змінного оперативного споживання в якості джерел служать трансформатори струму та трансформатори напруги.

Переваги джерел змінного оперативного струму:

- Більш низька вартість.

- Відсутність розгалуженої мережі оперативного струму.

Недоліки:

- Коливання вихідної напруги вище, ніж для джерел постійного оперативного струму, особливо в момент короткого замикання. Для електромеханічних реле це не має істотного значення, а для аналогових і мікроелектронних - може призвести до неправильної роботи.

- Різке зниження напруги власних потреб при включенні вимикача на близьке коротке замикання.

2.7 Релейний захист і автоматика

2.7.1 Релейний захист

При протіканні струму короткого замикання елемент системи електропостачання піддається термічному і електродинамічного впливу. Для зменшення запобігання розвитку аварії встановлюють сукупні автоматичні пристрої релейного захисту, і забезпечують із заданим ступенем швидкодії відключення пошкодженого елементу мережі.

Пристрої релейного захисту для силових трансформаторів передбачають від наступних видів пошкоджень і ненормальних режимів роботи:

- багатофазні замикання в обмотці і на виходах;

- однофазні замикання на землю в обмотках і на виводах, приєднаних до мережі з глухо заземленою нейтралю;

- виткові замикання в обмотках;

- струми в обмотках, обумовлені зовнішніми короткими замиканнями;

- струми в обмотках, зумовлені перевантаженням;

- однофазні замикання на землю в мережах 10 кВ з ізольованою нейтралю, якщо трансформатор живить мережу, в якій відключенні однофазні замикання, за вимогами безпеки.

Для розрахунку і вибору апаратів релейного захисту, визначимо спочатку струм спрацьовування захисту:

; (2.74)

де К_зап = 1,1 - 1,2 - коефіцієнт запасу, що враховує погрішність реле;

К_сз = 2,5 - 3 - коефіцієнт самозапуску, що враховує можливість збільшення струму в захищається лінії внаслідок самозапуску короткого замикання;

К_в = 0,8 - 0,85 - коефіцієнт повернення токового реле;

I_{р макс} - максимальний струм первинної обмотки трансформатора в нормальному режимі роботи.

А.

Найменший первинної струм трансформатора струму визначаємо по [3].

Він дорівнює 150 А.

Струм спрацьовування реле:

; (2.75)

де К_i - коефіцієнт трансформації трансформаторного струму;

К_сх - коефіцієнт схеми, залежить способу з'єднання трансформатора струму; К_сх = 1 при з'єднанні в повну неповну зірку; Коефіцієнт трансформації трансформатора струму визначаємо так: К_i = 150/5 = 30

А.

Обраний захист перевіримо на чутливість відсічення:



, (2.76)

де I_{к min} - мінімальний струм короткого замикання в кінці захищаного, або резервної ділянки.

Чутливість захисту вважається достатньою, якщо при короткому замиканні вона становить:

К_ч ? 1,5, (2.77)

Перевірка захисту по чутливості:

К_ч = 25.5/6 = 4.3 ? 1,5

Таким чином, в якості реле максимального струмового захисту для трансформаторів вибираємо реле типу РТ-40, а для диференціальної захисту реле типу РТ-80.

2.7.2 Автоматика

Одного релейного захисту буває недостатньо для забезпечення надійного і безперебійного електропостачання підприємства, цехів і т.д. Тому додатково передбачають пристрої автоматичного включення резерву такі як:

Автоматичне включення резерву - АВР;

Автоматичне повторне включення - АПВ;

Автоматична струмова: розвантаження - АТР;

Автоматичне розвантаження по частоті - АЧР.

Останні два види забезпечують відключення частини навантаження для повернення параметра до норми.

Автоматичне включення резерву дозволяє підключати резервне джерело живлення при виході з ладу основного джерела живлення.

Автоматичне повторне включення призначене для повторного включення ліній електропередач, так як більшість пошкоджень (особливо на повітряних ЛЕП) після швидкого відключення ліній релейного захистом самоусувається. АВП частіше виконують одноразового і дворазового дії.

Автоматична частотна розвантаження більш характерна для мереж енергосистеми і підприємств, що постачаються від власної електростанції. Якщо потужність споживачів перевищує потужність генераторів електростанції, то частота струму падає. Єдиний спосіб відновити частоту - відключення споживачів. Цю функцію виконує АЧР, яка автоматично відключає невідповідальних споживачів відповідно до встановленого графіка.

Робота схеми АВР на секційному вимикачу з пружинним приводом:

У нормальній режимі вимикачі Q1 та Q2 першої та другої секції підстанції включені, секційний вимикач Q3 відключений. У схемі є електродвигун M для заводу пружини приводу, що відключається кінцевим вимикачем SQ. Реле блокування KBS, що служить для забезпечення однократності дій АВР, отримує живлення від випрямного моста VT. Готовність схеми АВР до роботи сигналізуєте лампою HL. Ключі SA1 та SA2 встановлені в положення АВР. Реле мінімальної напруги KV1 - KV4 і реле блокування включені. Контакт приводу SQM замкнутий.

При аварії на першій секції і зникненні на ній напруги спрацьовує реле KV1 та KV2, включаючи реле часу KT1, яке своїм контактом KT1: 1 з витримкою часу включає проміжне реле KL1. Контакт KL1: 1, замикаючись, включає ланцюг електромагніта відключення YAT1 вимикача Q1, який вимикається. Допоміжний контакт вимикача Q1: 3 включає електромагніт YAC3 секційного вимикача Q3, що звільняє пружину приводу цього вимикача, який, включаючись відновлює живлення на першій секції від лінії 2, що залишився в роботі. Одночасно спрацьовує двигун М, заводячи пружину і підготовляючи схему до нового циклу спрацьовування.

Сама схема зображена на рис.2.6

Рис.2.6- АВР трансформаторів, схема на контакторах.

2.8 Використання автоматизованої системи технічного обліку електроенергії підприємства

Крім існуючих в енергетики України проблем, пов'язаних з подорожчанням енергоресурсів, а також з великими наднормативними втратами електроенергії, існувала ще одна важлива проблема, а саме - нерівномірність добових графіків навантаження по регіонах. Виникла необхідність у прийнятті заходів, що сприяють вирівнюванню цих графіків. Вирішення цих проблем є актуальними в нашій країні і по всьому світу, персперктівною є реалізація системи, яка дозволила б об'єднати локальні вузли обліку для створення єдиного вимірювально - інформаційного простору для одноразової, безперервної, автоматичного контролю над технологічними процес...