Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Технико-экономическое обоснование темы

Значение энергетики для промышленности Российской Федерации имеет огромное значение, так как она является основой для дальнейшего развития отраслей машиностроения.

Рост потребления электроэнергии, а промышленные предприятия являются основными потребителями, так как расходуют около 60 % всей вырабатываемой электроэнергии в стране, ведёт к комплексному решению вопроса системы электроснабжения промышленного предприятия, которое является подсистемой энергосистемы.

Поэтому для современных предприятий, особенно машиностроительных, характерна динамичность процесса, связанная с непрерывным введением новых методов обработки, нового оборудования, переналадки его, а также непрерывного изменения и усовершенствования самой модели изделия.

Характеризуя техническую сторону вопроса, необходимо отметить, что рационально спроектированная система электроснабжения ведёт к минимальным затратам в процессе эксплуатации, надёжному и качественному обеспечению электроэнергии и безопасному проведению технологического процесса.

В инструментальном цехе для повышения эффективности производства была проведена замена устаревшего и изношенного оборудования новым более производительным. В связи с этим необходимо спроектировать новую систему электроснабжения с применением нового оборудования и отвечающую современным техническим требованиям.

Для выявления оптимальной системы электроснабжения необходимо проанализировать несколько вариантов. Оптимальный вариант следует определить технико-экономическим расчётом по методу дисконтированных издержек.

Необходимо произвести расчет освещения на рабочих местах обслуживающего персонала с учетом более жестких требований и норм. Правильно выбранное освещение позволяет лучше сохранить зрение работников, а в отдельных случаях увеличить безопасность труда.

1.1 Описание технологического процесса и характеристика цеха

Инструментальный цех представляет собой часть производственного предприятия.

Любое машиностроительное предприятие в процессе работы использует большое количество разнообразных инструментов и технологической оснастки. От качества инструмента и оснастки, своевременности обеспечения ими производственных участков зависят бесперебойный выпуск заводом продукции, себестоимость ее и качество. Поэтому каждый завод организует свое инструментальное хозяйство, задачами которого являются: своевременное и бесперебойное обеспечение рабочих мест инструментами и технологической оснасткой для выполнения программы; создание возможностей для освоения заводом новой продукции и дальнейшего развития предприятия.

На различных заводах инструментальные цеха организованы по-разному, в зависимости от масштаба и специализации основного производства. На ряде крупных предприятий имеется по нескольку инструментальных цехов, каждый из которых специализируется на определенном виде инструмента или оснастки.

На средних по мощности предприятиях имеется обычно единый инструментальный цех с соответствующими участками, специализирующимися на определенных видах работ. На рассматриваемом машиностроительном предприятии такими участками являются: механический, штамповый, участок пресс-форм, отделение электроэрозионных станков, группа подготовки и нормалей.

Особенностью станков инструментального цеха является их разнообразие и универсальность. Станки общего назначения: токарные, фрезерные, строгальные, шлифовальные, сверлильные, долбежные и др.

В цехе имеются нагрузки III категории по бесперебойности питания электроприёмников.

Инструментальный цех относится к помещениям с повышенной опасностью.

2. Электрическая часть

2.1 Расчёт силовых электрических нагрузок

Расчет выполняется в табличной форме (см. таблицу 2.2).

Расчет электрических нагрузок электроприемников напряжением до 1 кВ производится для каждого узла питания (распределительного пункта, шкафа, сборки, распределительного шинопровода, щита станций управления, магистрального шинопровода, цеховой трансформаторной подстанции), а также по цеху, корпусу в целом.

Исходные данные для расчета заполняются на основании полученных от технологов и других специалистов заданий на проектирование электротехнической части. При этом все приемники группируются по характерным категориям с одинаковыми параметрами. В каждой строке указываются электроприемники одинаковой мощности.

Общее число электроприёмников узла, шт:.

Суммарная номинальная мощность, кВт:

где - номинальная мощность одного электроприёмника, кВт;

количество электроприёмников, шт.

Определяются суммарные значения по узлу

и :

;

.

Групповой коэффициент использования:

.

Эффективное число электроприёмников, шт:

.

Полученное число округляется до ближайшего меньшего целого.

Таким образом, .

В зависимости от и коэффициента использования определяется расчётный коэффициент [2], табл. 3,1.

Для и методом интерполяции .

Расчётная активная мощность, кВт:

.

Так как расчетная мощность меньше суммы трех наибольших электроприемников, то принимается

Реактивная мощность, квар*:

.

Полная мощность, кВА:

.

Расчётный ток, А:

.

Пиковый ток нагрузки узла при , А:

где - номинальный ток наибольшего электроприёмника, А;

- сумма номинальных токов, А;

- пусковой ток наибольшего электроприёмника, А.

.

где K_п - кратность пускового тока наибольшего электроприёмника, о.е.;

K_п = 57 - для асинхронного электродвигателя с к.з. ротором

K_п =2,5 - для двигателя постоянного тока или асинхронного с фазным ротором;

K_п = 3 - для печных и сварочных трансформаторов без приведения к ПВ-100%;

.

Результаты расчета нагрузок остальных узлов цеха представлены в таблице 2.2.

* Для питающих сетей при реактивная мощность, квар:

Для питающих сетей при реактивная мощность, квар:

** Пиковый ток нагрузки узла при n>5, А:

Расчет электрических нагрузок в целом по цеху проводится по методу расчетного коэффициента с учетом нагрузки освещения и мощностей установленных компенсирующих устройств. В качестве узла рассматривается весь цех. Расчет производится в табличной форме [2], табл.3.7.

Суммарная номинальная мощность по формуле 2.1, кВт:

Определяются суммарные значения по узлу

и :

;

.

Групповой коэффициент использования по формуле 2.2:

.

Эффективное число электроприёмников, шт:

.

Таким образом, .

В зависимости от и коэффициента использования определяется расчётный коэффициент [2], табл. 3.2.

Для и методом интерполяции .

Расчётная активная мощность, кВт:

.

Реактивная мощность, квар:

.

Результаты расчета представлены в таблице 2.3.

2.2 Расчет освещения

2.2.1 Светотехнический расчет

Для всех отделений цеха светотехнический расчёт выполняется методом коэффициента использования светового потока. Этот метод применим для расчета общего равномерного освещения горизонтальных поверхностей при отсутствии крупных затеняющих предметов.

Пример расчета произведен для основного производственного помещения, включающего в себя группу подготовки нормалей, слесарную и механические группы.

В помещении с нормальными условиями среды, с разрядом зрительных работ IV, с размерами 60х36х8 необходимо достичь освещенности [2] табл. П4.1. Используется светильник РСП17 со следующими параметрами [2] табл.П4.6:

- степень защиты IP20;

- тип кривой силы света (КСС) Г-1;

- КПД светильника _с =80%.

Расчетная высота, м:

где H - высота помещения, м;

h_c. - высота свеса светильника, м;

h_р - высота рабочей поверхности, м.

Расстояние между светильниками, м:

где _с - относительное расстояние между светильниками, принимается равным 1,5, о.е.

Число светильников в ряду (расстояние от крайнего светильника до стены примем равным ), шт.:

где А - длина помещения, м;

В - ширина помещения, м.

Принимается =8.

Количество рядов светильников, шт.:

где - расстояние от крайнего ряда светильников до стены, м;

- расстояние между соседними светильниками по ширине помещения, м.

Принимается, что светильники расположены по вершинам квадрата:

= ,

=м.

.

Принимается =6.

В соответствии с принятым значением числа рядов светильников уточняется величина (при поддержании значения ), т.е. в соответствии с выражением:

, (2.20)

.

м.

При этом должно выполняться условие:

.

Условие выполняется.

Количество светильников в помещении, шт.:

, (2.22)

.

Индекс помещения, о.е.:

.

Коэффициент использования светового потока, о.е.,

где _п - коэффициент использования помещения, определяемый в зависимости от индекса помещения, от сочетания коэффициентов отражения поверхностей помещения, от КСС светильника [2] табл. 4.8. Для i=3,5, _п =0,7, _с = 0,5, _р =0,3 и КСС типа Г-1 _п =102%.

.

Световой поток, лм,

где Е_н - нормативная минимальная освещённость;

k_зап - коэффициент запаса, равный 1,5 [3] табл. 4.1;

z - коэффициент, характеризующий неравномерность освещения, равный 1,2, о.е.;

F - площадь помещения, м².

Принимается лампа ДРЛ-400 с [2] табл. 4.10.

Отличие действительного потока от расчетного определяется по формуле,%:

Отличие действительного потока от расчетного составляет -4,3% что допустимо

(-10% +20 %).

Расчетная активная нагрузка освещения, кВт:

где - коэффициент спроса осветительной нагрузки,

- установленная мощность осветительных электроприемников, с учетом потерь в пускорегулирующих аппаратах, кВт:

где К_пра - коэффициент, учитывающий потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре, для ДРЛ 400 К_пра = 1,1;

- номинальная мощность лампы, кВт.

Расчетная реактивная нагрузка освещения, квар:

где - коэффициент реактивной мощности освещения, равный 0,48 для ЛЛ и 1,44 для ДРЛ о.е.

Для остальных помещений расчёт производится аналогично. Результаты расчёта сведены в таблицу 2.4.

Расчет освещения КТП производится точечным методом, который позволяет определить освещенность от источников света в заданной точке. При расчете освещения КТП за контрольную точку принимается середина длинной стороны помещения, для которой должна быть обеспечена нормированная освещенность лк.

Суммарная освещенность, определяемая значениями света всех точечных излучателей, лк,

, (2.30)

где - световой поток светильника;

- коэффициент, учитывающий действие удаленных источников света и отраженную составляющую, ;

- сумма освещенностей в контрольной точке от рассматриваемых источников света, лк.

Результаты расчета представлены в таблице 2.3.

2.2.2 Расчёт аварийного освещения

Аварийное освещение подразделяется на освещение безопасности и эвакуационное освещение. В штамповочном цехе освещение безопасности не проектируется.

Эвакуационное освещение следует предусмотреть по основным проходам производственных помещений. Эвакуационное освещение должно обеспечить освещенность не менее 0,5 лк на полу основных проходов и на ступенях лестниц.

Эвакуационное освещение инструментального цеха рассчитывается точечным методом. Точечный метод позволяет определить освещенность от источников света в заданной точке.

Технические характеристики ЛСП02 приведены в таблице 2.5.

Рассмотрим освещенность для характерных точек А, Б, В. Выберем точку с наихудшей освещенностью А, для нее определяется освещенность от трех ближайших источников света 1, 2, 3.

Рассчитывается условная освещенность по формуле (2.31) для точки 3, лк,

.

Расчет для остальных точек аналогичен.

Определяется освещенность в точке А, лк,

.

.

Полученная освещенность в точке А больше требуемой 0,5 лк.

Расчет для остальных точек аналогичен. Результаты расчета эвакуационного освещения представлены в таблице 2.6.

Установленная мощность освещения, определяемая по формуле (2.28), кВт,

.

Расчетная активная нагрузка освещения определяется по формуле (2.27), квар,

.

Расчетная реактивная нагрузка освещения определяется по формуле (2.29), квар,

.

Для эвакуационного освещения цеха применяются светильники ЛСП06 с ЛЛ (мощность лампы ), светильники «Выход», технические характеристики которых приведены в таблице 2.7.

К расчетной активной нагрузке аварийного освещения добавляется мощность указателя «Выход».

Расчетная нагрузка аварийного освещения составит, кВт, квар,

На рисунке 2.2 приводится расположение светильников рабочего и аварийного освещения.

2.2.3 Электротехнический расчет

В осветительных установках общего освещения применяется преимущественно напряжение 380/220 В переменного тока при заземленной нейтрали. Схема питания осветительной установки состоит из питающих и групповых линий. Питающие линии выполняются пятипроводными, а групповые в зависимости от нагрузки и протяженности бывают двухпроводными, трёхпроводными и четырёхпроводными. В дипломном проекте питающие линии выбираются пятипроводными (три фазы, два нуля), а групповые - трехпроводными (фаза, два нуля). На рисунке 2.4 показано размещение ГЩО и прокладка трасс осветительной сети.

Расчёт сечения проводников осветительной сети выполняется по допустимой потере напряжения.

Сечение проводника, мм²:

где М - сумма моментов рассчитываемого и всех последующих по направлению потока энергии участков с тем же числом проводов в линии, что и рассчитываемый участок, кВт·м,

Момент нагрузки i-того участка сети, кВт·м:

где Р_i - мощность i-того участка сети, кВт;

L_i - длина i-того участка сети, м;

m - сумма моментов всех ответвлений, питаемых через рассчитываемый участок, но имеющих другое число проводов, кВтм;

- коэффициент приведения моментов, когда ответвления имеют иное число проводов, чем рассчитываемый участок, о.е.;

- коэффициент, зависящий от системы сети, рода тока, материала проводника,

= 44 о.е. для алюминиевых проводов при трёхфазной системе сети с нулевым проводом и защитным проводником, = 7,4 о.е. для алюминиевых проводов при однофазной системе трёхпроводной сети;

- допустимая потеря напряжения осветительной сети, равная 8,9 % при cos = 0,99, S_тр = 630 кВА и K_з =0,66.

Схема осветительной сети представлена на рисунке 2.3.

Для питающей и групповой сети выбирается кабель марки АВВГ

Определение моментов всех участков, кВт·м:

Сумма моментов:

Сечение проводника, ммІ:

Полученное значение округляется до ближайшего стандартного =10 ммІ. Выбирается кабель АВВГ 5Ч10.

Условие проверки по допустимому длительному току, А.:

где - расчетный ток линии, А;

- допустимый длительный ток на кабели данного сечения [1], таблица П6.8, А:

где - допустимый табличный ток для трехжильных кабелей, А;

Кп - поправочный коэффициент на условия прокладки, о.е.:

где - поправочный коэффициент, зависящий от температуры окружающей среды, о.е;

- поправочный коэффициент на число работающих кабелей, о.е.;

- поправочный коэффициент на способ прокладки, о.е. [1], приложение П6.

0,92- коэффициент, учитывающий ток для кабелей с числом жил более трех, о.е.;

Расчетный ток в линии, А:

,

38,64>41,1.

Условие не выполняется. Принимаем кабель марки АВВГ 5Ч25.

Действительная потеря напряжения на участке 1-2, %:

Допустимая потеря напряжения на оставшихся участках, %:

Дальнейший расчет выполняется аналогично, результаты сводятся в таблицу 2.8.

2.3 Выбор силовых трансформаторов

Как правило, применяются одно- и двухтрансформаторные подстанции (ТП) напряжением 6-10/0,23-0,4 кВ без сборных шин на стороне ВН, что дает простейшие конструктивные решения СЭС. В дипломном проекте проектируется двухтрансформаторная подстанция, так как от данной КТП питается сторонняя нагрузка (другие участки данного цеха), которая относится ко II категории надежности.

Состав нагрузок КТП представлен в таблице 2.9.

При проектировании целесообразно отдавать предпочтение комплектным трансформаторным подстанциям (КТП). КТП состоит из трех узлов: шкафа ввода ВН, силового трансформатора, РУ НН. Шкаф ввода ВН предназначен для глухого присоединения трансформатора к линии или через выключатель нагрузки, или через разъединитель с предохранителем.

Выбор числа и мощности трансформаторов производится по восьмичасовой мощности цеха.

Мощность одного трансформатора, при условии полной компенсации реактивной мощности определяется условием:

(2.40)

где N - целое число трансформаторов;

К_З - коэффициент загрузки трансформатора, который принимается в зависимости от категории электроприёмников, Кз = 0,8 - при преобладании нагрузки II категории, о.е.;

- восьмичасовая мощность цеха, кВт.

Значения коэффициентов загрузки трансформаторов определены из условия взаимного резервирования трансформаторов в аварийном режиме с учетом допустимой перегрузки оставшихся в работе трансформаторов в 1,3 раза на время максимума нагрузки с общей продолжительностью по 6 ч в каждые из пяти суток.

Принимаются к установке комплектные двухтрансформаторные подстанции, так как потребители электрической энергии данного цеха относятся к потребителям III категории надежности, и перерыв электроснабжения допустим на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала.

Мощность трансформаторов на КТП, кВА,

.

Принимаются к установке на КТП два трансформатора типа ТМЗ-630/6 со схемой соединения обмоток треугольник-звезда с глухим присоединением нейтрали.

Предварительная проверка по допустимой перегрузке трансформаторов осуществляется по соотношению:

(2.41)

Условие по допустимой перегрузке выбранных трансформаторов выполняется.

Действительный коэффициент загрузки трансформаторов при условии полной компенсации реактивной мощности, о.е.:

После выбора мощности трансформатора необходимо произвести компенсацию реактивной мощности.

2.4 Компенсация реактивной мощности

На подстанции трансформаторы работают раздельно, поэтому для определения требуемой мощности конденсаторных батарей для компенсации реактивной мощности, нужно распределить нагрузку по секциям. Производится выбор компенсирующих устройств отдельно для каждого трансформатора. Распределение нагрузок по секциям представлено в таблице 2.10.

Требуемая мощность конденсаторных батарей для компенсации реактивной мощности на стороне НН выбирается из двух условий:

а) по пропускной способности трансформаторов КТП, квар,

Q_ктр=Q_р.- Q₁, (2.41)

где Q₁ - реактивная мощность, которую можно передать через трансформатор для обеспечения требуемого коэффициента загрузки;

(2.42)

б) из условия обеспечения нормативного коэффициента реактивной мощности

, (2.43)

где Q_Э1 - часть реактивной мощности, которая может быть передана предприятию от энергосистемы в часы максимальных нагрузок энергосистемы, квар.

По первому условию для первой секции шин, квар,

Таким образом, на первой секции шин устанавливается регулируемая конденсаторная установка КРМ-0,4-400 мощностью 400 квар.

По первому условию для второй секции шин, квар,

Таким образом, на второй секции шин устанавливается регулируемая конденсаторная установка КРМ-0,4-400 мощностью 400 квар.

Полная расчётная мощность с учетом компенсации, кВА,

(2.44)

Для первой секции, кВА,

Для второй секции, кВА,

Коэффициент загрузки трансформатора после компенсации реактивной мощности, о.е.,

, (2.45)

Для первой секции шин коэффициент загрузки после компенсации, о.е.,

Для второй секции шин коэффициент загрузки после компенсации, о.е.,

Суммарная полная расчётная мощность по КТП после компенсации реактивной мощности, кВА,

(2.46)

После компенсации реактивной мощности производится проверка трансформатора по перегрузочной способности в аварийном режиме с учетом взаимного резервирования установленных на подстанции трансформаторов.

, (2.47)

,

Условие по допустимой перегрузке трансформаторов выполняется.

Таким образом, к установке приняты регулируемые конденсаторные установки КРМ-0,4-400 мощностью 400 квар каждая. Регулирование генерации реактивной мощности осуществляется по реактивной мощности.

Обеспечение соблюдения требуемого коэффициента мощности с большой точностью и в широком диапазоне компенсируемой реактивной мощности в установках КРМ обеспечивается микропроцессорным программируемым контроллером - регулятором реактивной мощности (DCRK). Регулятор реактивной мощности автоматически отслеживает изменение реактивной мощности нагрузки и, в соответствии с заданным значением коэффициента мощности корректирует cosц, управляя коммутационными аппаратами секций конденсаторных батарей.

2.5 Выбор схемы и конструктивное выполнение внутрицехового электроснабжения до 1кВ

Сети до 1000В подразделяются на питающие, прокладываемые от трансформаторной подстанции до силовых пунктов, и распределительные, к которым присоединяются электроприёмники. Питающие и распределительные сети могут быть выполнены по радиальным, магистральным и смешанным схемам.

Радиальные схемы используются наиболее часто для питания отдельных относительно мощных электроприёмников, а также в случаях, когда мелкие по мощности приёмники распределяются по цеху неравномерно и сосредоточены группами на отдельных участках.

Магистральные схемы применяются для питания приёмников, обслуживающих один агрегат и связанных единым технологическим процессом.

На практике наибольшее распространение находят смешанные схемы, сочетающие в себе элементы радиальных и магистральных схем. В дипломном проекте применяются смешанные схемы. Расположение СП по территории цеха и прокладка трасс питающей сети показано на рисунках 2.5 и 2.6.

Проектирование цеховых сетей во всех случаях должно выполняться на основе хорошего знания технологии проектируемого цеха, условий окружающей среды и степени ответственности отдельных электроприёмников.

Конструктивно магистральные и радиальные сети в дипломном проекте выполняются:

- питающие сети - кабелем, проложенным непосредственно по стенам;

- распределительные сети - проводами и кабелями, проложенными в трубах в бетонном полу цеха.

Распределительные пункты (шкафы) устанавливаются в местах, удобных для обслуживания. Конструктивно силовые пункты (СП) могут быть размещены на полу, у стен, колонн, на стенах, в нишах.

Вариант 1 выполнен по смешанной схеме: СП1, СП12 питаются радиально, магистральными линиями соединены СП13-СП14, СП11-СП10, СП3-СП2, СП9-СП8, СП5-СП6, СП7-СП4.

Вариант 2 выполнен по магистральной схеме, магистральными линиями соединены СП13-СП14, СП11-СП10, СП3-СП2-СП1, СП4-СП12, СП6-СП5-СП7, СП9-СП8.

2.6 Выбор сечений проводов, кабелей, шин по допустимому длительному току и потере напряжения

2.6.1 Выбор сечения кабелей для питающей сети

Сечение кабелей цеховых сетей напряжением до 1кВ выбирается сравнением расчётного тока линии с допустимым длительным током принятых марок проводов, кабелей с учётом условий их прокладки и температуры окружающей среды.

Должно выполняться условие

, (2.48)

где I_р - расчётный ток линии, А;

I_доп - допустимый длительный ток на кабели данного сечения, А;

К_п - поправочный коэффициент на условия прокладки, о.е.;

, (2.50)

где К₁ - поправочный коэффициент на число работающих кабелей [1] табл. П6.4, о.е.;

К₂ - поправочный коэффициент на удельное сопротивление земли [1] табл. П6.5, о.е.;

К₃- поправочный коэффициент на температуру окружающей среды [1] табл. П6.3, о.е;

К₄- поправочный коэффициент на способ прокладки[1] табл. П6, о.е.

Выбранные сечения проводов и кабелей проверяют по допустимой потере напряжения.

Нормами величина потерь напряжения в сети до 1 кВ не установлена. Однако, зная напряжение на шинах трансформаторной подстанции и подсчитав потерю напряжения в сети, можно определить отклонение на зажимах электороприёмников и сравнить с допустимыми значениями отклонения напряжения.

Потеря напряжения в сети определяется по формуле, %,

, (2.51)

где I_р - расчётный ток линии на данном участке, А;

L - расстояние от точки питания до точки приложения равнодействующей нагрузки, км;

r_о, x_о - активное и индуктивное сопротивление 1 км линии [1], таблица П6.10,Ом/км;

cos - коэффициент мощности данного участка, о.е.;

U_л - линейное напряжение, равное 380 В.

Пример расчёта приводится для линии КТП - СП1.

Расчётный ток, А,

,

где берутся из таблицы 2.4;

Для прокладки принимается кабель с алюминиевыми жилами сечением 35 мм².

Для данного сечения:

;

I_доп =90·0,92=82,8;

82,57А<82,8А.

Условие выполняется.

Далее определяются cos и sin нагрузки данного кабеля, о.е.,

,

;

.

Принимается кабель АВВГ 3x35+2х25, имеющий следующие параметры: r₀ = 0,894 Ом/км, x₀ = 0,088 Ом/км. Длина кабеля L = 0,117 км.

Потеря напряжения на данном участке, %,

Расчёт для остальных линий первого и второго вариантов выбор производится аналогично, результаты расчёта сводятся в таблицы 2.11 и 2.12.

2.6.2 Выбор сечений проводов и кабелей для распределительной сети

Расчётный ток электроприёмника, А,

, (2.56)

где Р_ном - номинальная активная мощность электроприёмника из таблицы 1, кВт;

cos_н - коэффициент номинальный коэффициент мощности станка, о.е.

Значения для четырёх одножильных проводов, проложенных в одной трубе, берутся из [1], таблица П 6.6. Потеря напряжения в распределительной сети определяется по той же формуле, что и в пункте 2.7.1.

Пример выбора сечения проводов для линии СП1-79-80, питающей электроприемники №79 и №80, соединенные последовательно.

.

Принимается провод АПВ сечением 35 мм².

Для выбранного провода:

80,3<85.

Условие выполняется.

Результаты расчета сводятся в таблицу 2.13.

Расположение трасс распределительной сети показано на рисунке 2.7.

Напряжение на зажимах наиболее удалённого от КТП электроприемника, %, определяется по формуле:

U_дв = U_х - U_т - U_c, (2.52)

где U_х - напряжение холостого хода на зажимах вторичной обмотки трансформатора

КТП, равное 105%;

U_c - потеря напряжения в сети (как в питающей, так и в распределительной), %.

U_т - потеря напряжения в трансформаторе КТП, %,

(2.53)

где U_а - активная составляющая напряжения КЗ, %,

, (2.54)

где Р_к - потери опыта КЗ для трансформатора [1] таблица 8.1, кВт;

;

U_р - реактивная составляющая напряжения КЗ, %,

, (2.55)

где U_к - напряжение КЗ для выбранного трансформатора [1], таблица 8.1, %;

;

%.

U_c - потеря напряжения в сети (как в питающей, так и в распределительной), %.

Наиболее электрически удалённым электроприёмником является резьбошлифовальный станок - позиция 82.

Напряжение на его зажимах, %, по (2.52):

U_дв = 105 - 1,28 - (0,67+0,51)=102,54 %.

Таким образом, напряжение на зажимах наиболее удалённого электроприёмника находится в допустимых пределах.

2.6.3 Выбор сечений кабелей для конденсаторной установки, аварийного освещения и для сторонней нагрузки

Выбор кабельной линии КТП-КУ1 производится по номинальному току КУ1, А,

(2.57)

где - допустимый ток кабеля, А;

- расчетный ток конденсаторной установки, А;

(2.58)

,

Выбираются для каждой конденсаторной батареи 4 параллельно работающих кабеля марки АВВГ (АВВГ 3150+2Ч95) с суммарным допустимым током А.

Кабель проверяется по максимальному току КУ, А,

(2.59)

где - максимальный ток конденсаторной установки, А;

(2.60)

,

,

Условие выполняется.

Выбор кабельной линии для сторонней нагрузки, А:

,

Сторонняя нагрузка разбивается на 3 присоединения с А. Выбирается 2 параллельно работающих кабеля марки АВВГ (2хАВВГ 3х70+2х35) с суммарным допустимым током А.

Сторонняя нагрузка разбивается на 4 присоединения с А. Выбираются 2 параллельно работающих кабеля марки АВВГ (2хАВВГ 3х70+2х35) с суммарным допустимым током А.

Выбор кабельной линии КТП-ЩАО, А:

Выбирается кабель АВВГ 5х2,5 с А.

2.7 Предварительный выбор автоматических выключателей

Автоматические выключатели (автоматы) предназначены для автоматического отключения электрических цепей при КЗ или ненормальных режимах (перегрузках, снижении или исчезновении напряжения), а также для нечастого включения и отключения токов нагрузки. Отключение выключателя при КЗ и перегрузках выполняется встроенным в выключатель автоматическим устройством - расцепителем. Автомат может иметь комбинированный расцепитель (электромагнитный и тепловой), полупроводниковый максимальный расцепитель или только электромагнитный расцепитель, отключающий ток КЗ.

Выбор компоновки КТП:

Выбираем 2 вводных шкафа ШНВ3-03-У3, имеющих вводные автоматы ВА 55-43 и 2 автомата отходящих линий.

Секционный шкаф - ШНС3-13-У3, имеющий секционный автомат ВА 55-41, так же здесь имеются два автомата отходящих линий.

3 шкафа отходящих линий - ШНЛ3-23-У3, имеющий 5 автоматов отходящих линий.

Выбор вводных автоматических выключателей на КТП производится по максимальному току трансформатора с учетом перегрузки.

Ток трансформатора с учетом длительно допустимой перегрузки, А,

, (2.61)

.

Выбираются автоматические выключатели типа ВА55-43 с , .

Выбор секционного автоматического выключателя на КТП производится по номинальному току трансформатора, А,

, (2.62)

.

Выбирается автоматический выключатель типа ВА55-41 с , .

Выбор автоматов на линиях КТП - КУ1:

.

Конденсаторная батарея состоит из двух шкафов, каждый из которых защищается отдельным автоматическим выключателем и подключается к КТП двумя кабелями с А.

Для конденсаторной установки квар, выбираются автоматические выключатели типа ВА08 с , .

Согласование выбранных сечений кабелей с уставками автоматов:

I_доп k_з·I_з,

432,4400.

Условие выполняется.

Выбор автоматов на линиях КТП - КУ2:

.

Конденсаторная батарея состоит из двух шкафов, каждый из которых защищается отдельным автоматическим выключателем и подключается к КТП двумя кабелями с А.

Для конденсаторной установки квар, выбираются автоматические выключатели типа ВА08 с , .

Согласование выбранных сечений кабелей с уставками автоматов:

I_доп k_з·I_з,

432,4400.

Условие выполняется.

Предварительный выбор автоматических выключателей производится по следующим условиям:

1) Защита от токов КЗ и перегрузок:

а) I_н.в. I_р,

где I_н.в. - номинальный ток выключателя, А;

б) I_н.р. I_р,

где I_н.р. - номинальный ток расцепителя, А;

в) I_ср.р. k_н·I_кр,

где I_ср.р. - ток срабатывания расцепителя, А;

I_кр - кратковременный максимальный ток, А,

I_кр = I_пуск - для ответвлений и одиночных электроприёмников;

I_кр = I_пик - для группы электроприёмников;

k_н - коэффициент надёжности, о.е.,

k_н = 2,1 - для автоматов с комбинированным расцепителем;

k_н = 1,5 - для автоматов с полупроводниковым расцепителем;

2) Согласование выбранных сечений кабелей с уставками автоматов:

I_доп k_з·I_з,

где k_з - кратность допустимого тока проводника току аппарата защиты,

I_доп - длительно допустимый ток проводника, А.

Пример выбора автомата QF2 (КТП - СП9)

Принимается к установке автомат серии ВА08.

1) Защита от токов КЗ и перегрузок:

а) I_н.в. I_р,

250 > 194,7;

б) I_н.р. I_р,

200 > 194,7;

в) I_ср.р. k_н·I_кр,

I_кр= I_пик

1600>1,5·689,1=1033,65.

2) Согласование выбранных сечений кабелей с уставками автоматов:

I_доп k_з·I_з,

231,8 200.

Условие выполняется.

Выбор остальных автоматов аналогичен, результаты выбора представлены в таблице 2.14.

Как видно из таблицы 2.14 и 2.15 ранее выбранные сечения кабелей и проводов не согласуются с уставками автоматов. Для данных линий принимаются следующие сечения:

КТП-СП1	АВВГ 3х50+2х25	IДОП = 101,2 А
КТП-СП6	АВВГ 3х35+2х25	IДОП = 82,8 А
КТП-МЩО	АВВГ 3х50+2х25	IДОП = 101,2 А
КТП-ЩАО	АВВГ 5х16	IДОП = 55,2 А
СП1-99	АПВ5(1х16)	IДОП = 55 А
СП1-79	АПВ 3(1х50)+2(1х25)	IДОП = 120 А
СП1-55	АПВ 5(1х16)	IДОП = 55 А
СП2-98	АПВ 5(1х16)	IДОП = 55 А
СП2-12	АПВ 5(1х25)	IДОП = 70 А
СП4-113	АПВ 5(1х16)	IДОП = 55 А
СП4-114	АПВ 3(1х35)+2(1х25)	IДОП = 85 А
СП5-106	АПВ 5(1х16)	IДОП = 55 А
СП6-85	АПВ 5(1х4)	IДОП = 23 А
СП6-69	АПВ 5(1х4)	IДОП = 23 А
СП7-81	АПВ 3(1х95)+2(1х50)	IДОП = 175 А
СП8-64	АПВ 5(1х16)	IДОП = 55 А
СП8-44	АПВ 5(1х16)	IДОП = 55 А
СП8-60	АПВ 5(1х16)	IДОП = 55 А
СП8-35	АПВ 5(1х16)	IДОП = 55 А
СП9-93	АПВ 5(1х16)	IДОП = 55 А
СП9-92	АПВ 5(1х16)	IДОП = 55 А
СП9-19	АПВ 5(1х16)	IДОП = 55 А
СП10-65	АПВ 5(1х16)	IДОП = 55 А
СП10-5	АПВ 3(1х35)+2(1х25)	IДОП = 85 А
СП11-1	АПВ 5(1х25)	IДОП = 70 А
СП11-2	АПВ 3(1х50)+2(1х25)	IДОП = 120 А
СП12-27	АПВ 5(1х16)	IДОП = 55 А
СП12-58	АПВ 5(1х16)	IДОП = 55 А
СП13-10	АПВ 5(1х16)	IДОП = 55 А
СП13-26	АПВ 5(1х16)	IДОП = 55 А
СП13-25	АПВ 5(1х16)	IДОП = 55 А
СП13-82	АПВ 5(1х16)	IДОП = 55 А
СП13-39	АПВ 3(1х35)+2(1х25)	IДОП = 85 А
СП14-43	АПВ 5(1х16)	IДОП = 55 А
СП14-48	АПВ 5(1х16)	IДОП = 55 А
СП14-37	АПВ 5(1х16)	IДОП = 55 А
СП14-8	АПВ 5(1х16)	IДОП = 55 А
МЩО-ГЩО2	АВВГ 5х16	IДОП = 55,2 А

2.8 Выбор экономически целесообразного варианта питающей сети на основе технико-экономических расчетов

Экономически целесообразный вариант определяется по минимуму дисконтированных издержек, /10/.

, (2.63)

где ДИ - величина дисконтированных издержек, руб.;

T_р - расчетный период, принимается равным жизненному циклу проекта или временному отрезку в пределах жизненного цикла, принимаем 5 лет;

t - шаг дисконтирования, в проекте можно принять равным одному году;

- капиталовложения по каждому варианту для шага 0,руб;

Е - норма дисконта.

- издержки на обслуживание и ремонт по объему проектирования, принимаемы в процентах от величины капитальных затрат, руб

(2.64)

где - величина отчислений на обслуживание и ремонт по каждому элементу схемы;

- издержки на возмещение потерь электрической энергии в схеме на шаге t, руб.

, (2.65)

- величина потерь активной электрической энергии, кВт ч/год

, (2.66)

- потери активной мощности в элементе схемы, кВт ч. Для КЛ можно определить по выражению:

, (2.67)

где - расчетный ток линии;

- удельное активное сопротивление, Ом/км;

- длина линии, км;

- количество линий;

- число часов максимальных потерь, час, определяется по выражению

- стоимость потерь электрической энергии, руб/кВтч.

Пример расчета для линии КТП-СП1.

Потери активной мощности в элементе схемы, Вт:

Потери активной электрической энергии, кВт ч/год

Число часов максимальных потерь при , час:

Издержки на возмещение потерь электрической энергии, руб.

,

Поставщиком электроэнергии является ОАО "Кировэнергосбыт".

В отношении потребителей, максимальная мощность энергопринимающих устройств которых в границах балансовой принадлежности составляет не менее 670 кВт, с 1 июля 2013 года ценовая категория определяется без возможности выбора и применения в отношении потребителей с мощностью 670 кВт и более первой и второй ценовых категорий.

Потребители с данной мощностью осуществляют выбор ценовой категории самостоятельно посредством уведомления гарантирующего поставщика в течение 1 месяца с даты принятия решения об установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии в соответствующем субъекте Российской Федерации и имеют право выбрать третью-шестую ценовые категории.

Основным отличием первой ценовой категории от третьей - шестой ценовых категорий заключается в том, что по первой ценовой категории потребители оплачивают средневзвешенную цену электрической энергии (мощности), которая применяется к объему потребления электрической энергии за расчетный месяц. Потребители, рассчитывающиеся по третьей - шестой ценовым категориям, оплачивают электрическую энергию исходя из цены, применяемой к каждому почасовому объему покупки электрической энергии, и отдельно оплачивают мощность.

В дипломном проекте к расчету приняты ставки по первой ценовой категории, так как для расчета по третьей-шестой категориям необходимо знать данные почасового учета. Таким образом, стоимость электроэнергии на август 2013г. для первой ценовой категории составляет без учета НДС, /15/.

Капитальные вложения в схему, тыс. руб.:

,

.

Издержки на обслуживание и ремонт, тыс. руб./год:

,

.

Дисконтированные издержки ДИ, тыс. руб., на кабельные линии по вариантам:

(2.7.6)

Дисконтированные издержки второго варианта превысили издержки первого варианта. При расчете разницы дисконтированных издержек, получается результат 3%, поэтому принимается считать варианты равноэкономичными. Для дальнейшего рассмотрения принимается первый вариант, т.к. меньше потери энергии.

2.9 Расчёт токов короткого замыкания

Расчёт токов короткого замыкания выполняется в именованных единицах, при этом учитываются как активные, так и индуктивные сопротивления. При расчётах необходимо учитывать параметры автоматических выключателей на КТП и СП. Для расчётов токов короткого замыкания составляется расчётная схема, изображенная на рисунке 2.8. Для упрощения кабельные линии идущие от СП к приемникам обозначены как одна линия. На подстанции трансформаторы работают отдельно (секционный автомат отключен). На рисунке 2.9 показана схема замещения, составленная на основе расчётной схемы.

Расчёт токов короткого замыкания производится в точках:

К1 - на шинах НН КТП;

К2 - на СП1;

К3 - на ЭП 55;

К4 - на СП 3;

К5 - на ЭП 3;

К6 - на СП 2;

К7 - на ЭП 100;

К8 - на СП 7;

К9 - на ЭП 77;

К10 - на СП 4;

К11 - на ЭП 113;

К12 - на СП 6;

К13 - на ЭП 85;

К14 - на СП 5;

К15 -на ЭП 106;

К16 -на СП 9;

К17 -на ЭП 19;

К18 - на СП 8;

К19 - на ЭП 35;

К20 -на СП11;

К21 - на ЭП 94;

К22 - на СП10;

К23 - на ЭП 90;

К24 - на СП 13;

К25 - на ЭП 25;

К26 - на СП 14;

К27 - на ЭП 8;

К28 - на СП 12;

К29 - на ЭП 61;

К30 - на МЩО;

К31 - на ЩАО;

К32 - на ККУ-0,4-400;

К33 - на ККУ-0,4-400

Индуктивное сопротивление системы, приведенное к ступени НН, :

, (2.68)

где , - напряжения ступеней НН и ВН трансформатора, (, );

- ток трёхфазного КЗ на шинах РУ, , =6 кА (значение принято по данным предоставленным предприятием):

.

Активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности трансформатора, :

,

.

Так как схема соединений обмоток трансформатора , то его активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности равны активному и индуктивному сопротивлению прямой последовательности, :

,

.

Сопротивлениями трансформатора тока ТА1 с первичным током более 500А пренебрегают, т.е.

, .

Активные и индуктивные сопротивления прямой последовательности трансформатора тока ТА2- ТА13, мОм,

Активные и индуктивные сопротивления прямой последовательности катушек (расцепителей) автоматических выключателей, мОм,

Считается, что , .

Активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности кабельной линии, :

, (2.69)

,

Активные и индуктивные сопротивления нулевой последовательности кабелей, мОм,

, (2.70)

,

где ,- погонные активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности кабелей, мОм/м;

Активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности проводов, :

, (2.80)

,

Активные и индуктивные сопротивления нулевой последовательности проводов, мОм,

, (2.81)

,

Активные сопротивления контактных соединений, мОм,

Ниже проводится расчет токов к.з. для точки К1.

Суммарные активное и индуктивное сопротивления цепи прямой последовательности цепи КЗ, :

, (2.82)

,

, (2.83)

,

, (2.84)

Начальное значение периодической составляющей максимального тока трехфазного к.з., :

, (2.85)

где U_ном - номинальное напряжение сети НН, В;

- суммарные активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности цепи до точки КЗ, мОм:

.

Начальное значение периодической составляющей минимального тока трехфазного к.з., :

, (2.86)

.

Ударный ток в максимальном режиме, кА,

,

где определяем по кривым.

.

Ударный ток в минимальном режиме, кА,

,

где определяем по кривым

.

Апериодическая составляющая тока КЗ в максимальном и минимальном режимах, кА,

,

,

,

.

Расчёт токов двухфазного к.з.:

, (2.87)

, (2.88)

,

.

Расчёт токов однофазного к.з.:

, (2.89)

,

,

,

2.10 Окончательный выбор автоматических выключателей

Выключатели серии ВА решают многие проблемы защиты электрических сетей, возникающие в связи с ростом мощности ИП и соответствующим ростом тока к.з.

Уменьшенные при этом габариты выключателей позволяют значительно сократить размеры КТП. Выключатели выпускают для сетей переменного и постоянного тока.

Выключатели серий ВА08, ВА51 и ВА52 имеют комбинированные расцепители (электромагнитные и тепловые или только электромагнитные), ВА53, ВА55 и ВА75 выпускают с полупроводниковыми максимальными расцепителями. ВА56 выпускается без максимальных расцепителей, но и он при больших значениях тока к.з. автоматически отключается.

Выключатели серий ВА51 имеют среднюю коммутационную способность, ВА52 - повышенную.

В обозначении выключателя число 51 (или 52) означает номер серии, а следующее за номером серии двузначное число 25,29,31,33,35,37,39 означает номинальный ток выключателя 25,63,100,160,250,400,630 А соответственно.

Выключатели серии ВА53 - токоограничивающие, серии 55 - селективные с выдержкой времени в зоне токов к.з.

Ток срабатывания в зоне перегрузки (ток трогания) равен 1,25 номинального тока расцепителя для выключателей ВА53, ВА55, ВА75.

Для установки в цехе принимаются распределительные пункты (шкафы) серии ПР 8501 с числом отходящих линий от 2 до 12, с глухим присоединением питающего кабеля на вводе и с автоматами на отходящих линиях серии ВА 89-31, ВА 51-35. В шкафы ПР 8501 встраиваются выключатели без свободных контактов и дистанционных расцепителей. Ошиновка шкафов ПР8501 стойкая к сквозным токам КЗ до 50 кА.

Окончательный выбор автоматических выключателей производится по следующим условиям:

1) чувствительность к двухфазному и однофазному току КЗ:

, (2.90)

. (2.91)

2) по отключающей способности:

. (2.92)

3) на динамическую устойчивость:

. (2.93)

Пример выбора автомата КТП-СП1 (ВА 08):

1) чувствительность к двухфазному и однофазному току КЗ:

,

,

,

.

2) по отключающей способности:

,

.

3) на динамическую устойчивость:

,

,

.

Выбранный автомат удовлетворят всем условиям. Выбор остальных автоматов аналогичен, результаты выбора представлены в таблице 2.21.

Проверка и окончательный выбор автоматических выключателей в распределительной сети представлен в таблице 2.22. В таблице по каждому СП приведены значения коэффициента чувствительности.

В СП выключатели ВА51-31, не прошедшие условие по отключающей способности, заменяются на ВА89-31 с повышенной коммутационной способностью. Выбор таких автоматов представлен в таблице 2.23.

2.11 Выбор сечений кабельных линий напряжением 6 кВ, питающих КТП

Выбор сечений производится по экономической плотности тока и проверяется по условию нагрева наибольшим расчетным током в нормальном режиме и при работе с перегрузкой в послеаварийном режиме.

Экономическое сечение определяется из выражения, мм²,

(2.94)

где I_P - расчетный ток линии в нормальном режиме работы, А,

, (2.95)

j_э - экономическая плотность тока, А/мм², для = 3770 ч и кабеля с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами по [5], j_эк = 1,4,

Выбирается кабель марки ААБ 350, проложенный в земле. К каждому трансформатору КТП подходит по одному кабелю.

Допустимый ток для кабеля, А,

, (2.96)

где длительно допустимый ток по [1];

поправочный коэффициент на температуру земли по [1], о.е., при условной температуре 15 и расчетной температуре 10, 1,04;

поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, проложенных в земле, о.е., 0,92 - для двух кабелей по [1];

поправочный коэффициент на удельное сопротивление земли, о.е., 1,0 - для песчано-глинистой почвы влажностью 12-14% по [1].

Допустимый послеаварийный ток кабеля, А,

(2.97)

где К_пер - коэффициент перегрузки, о.е.

По [1] на период ликвидации послеаварийного режима для кабеля напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией допускается перегрузка по отношению к номинальной на 25%.

Допустимый ток в нормальном режиме, А,

Допустимый послеаварийный ток кабеля, А,

Проверка по нагреву:

(2.98)

60,622 А < 148,304 А.

Условие выполняется.

Послеаварийной нагрузкой КТП считается нагрузка 130% номинального тока трансформатора.

Расчетный ток в линии в послеаварийном режиме, А,

(2.99)

Проверка выбранного кабеля по нагреву в послеаварийном режиме:

(2.100)

78,809 А < 185,38 А.

Условие выполняется.

Потеря напряжения в линии определяется по формуле, %,

, (2.101)

где I_р - расчетный ток линии на данном участке, А;

- расстояние от точки питания до точки приложения равнодействующей нагрузки, м;

- длина кабеля, на котором напряжение падает на 1%, м;

Минимальное сечение кабеля из условия термической устойчивости, ,

(2.102)

где - коэффициент, зависящий от материала проводника, о.е.; о.е. по [5];

- установившееся значение тока КЗ, кА, по данным завода;

- приведенное время длительности КЗ, с;

Кабельная линия не проходит по условиям термической устойчивости, следовательно, окончательно выбирается кабель марки ААБ 3х70.

2.12 Релейная защита трансформатора цеховой подстанции

В процессе эксплуатации системы электроснабжения возникают повреждения ее элементов. Наиболее опасным и частым видом повреждения являются короткие замыкания, вследствие которых нарушается нормальная работа системы электроснабжения.

При протекании токов короткого замыкания элементы системы электроснабжения подвергаются термическому и динамическому воздействию. Для уменьшения размеров повреждения и предотвращения развития аварии устанавливают совокупность автоматических устройств, называемых релейной защитой и обеспечивающих с заданной степенью быстродействия отключения поврежденного участка или сети.

К релейной защите предъявляются следующие основные требования:

избирательность (селективность) действия, т.е. способность релейной защиты отключать только поврежденный участок электрической цепи;

быстродействие, т.е. способность защиты отключать поврежденный участок электрической цепи за наименьше возможное время;

надежность действия, т.е. правильная и безотказная работы релейной защиты при всех повреждениях и ненормальных режимах работы элементов, которая обеспечивается применением наименьшего числа устройств с наиболее простыми схемами, наименьшим количеством реле, цепей и контактов;

чувствительность, т.е. способность защиты отключать участки электрической цепи, которые она защищает, в самом начале их повреждения;

Для защиты силового трансформатора цеховой подстанции используется следующие виды защит:

1. Токовая отсечка - предназначена для защит от междуфазных коротких замыканий на стороне высокого напряжения трансформатора и на его ошиновке. Эта защита не должна работать при междуфазных коротких замыканиях на стороне 0,4 кВ и при коротких замыканиях на стороне 0,4 кВ и при коротких замыканиях на отходящих линиях. Данная защита является быстродействующей, действует на отключение трансформатора;

2. Максимальная токовая защита - предназначена для защиты от всех видов повреждений внутри обмотки и на вводах, а также для осуществления резервирования защит отходящих присоединений. Данная защита также может при необходимости обеспечить дальнее резервирование, имеет выдержку времени. Работает на отключение трансформатора;

3. Токовая защита нулевой последовательности - предназначена для защиты от однофазных замыканий на стороне 0,4 кВ трансформатора в зоне регулирования, является основной. Устанавливается на трансформаторах со схемой соединений /Y_о, Y/Y_о. Отстраивается от тока небаланса, работает на отключение межсекционного и вводного автомата.

В данном случае для защиты от токов однофазного короткого замыкания используется автоматический выключатель установленный на стороне 0,4 кВ после трансформатора и следовательно, токовая защита нулевой последовательности не применяется.

4. Газовая защита - от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа от понижения уровня масла, выполняется с использованием реле давления и мембраны в крыше бака трансформатора;

5. Токовая защита от перегрузки - предназначена для защиты от токов, обусловленных перегрузкой трансформаторов, действует на сигнал.

Расчет параметров срабатывания максимальной токовой отсечки.

Ток срабатывания мгновенной токовой отсечки (МТО), А.

= , (2.139)

где К_от - коэффициент отстройки, принимается равным 1,2, о.е.;

- максимальная значение периодической составляющей тока короткого замыкания в начальный момент времени, на стороне низкого напряжения трансформатора, А;

К_т - коэффициент трансформации защищаемого трансформатора, о.е.

К_т = , (2.140)

К_т = = 26,25.

Полученное значение подставляется в формулу (2.139).

= = 673,143.

Ток срабатывания реле МТО, А.

= , (2.141)

где К_сх - коэффициент схемы, равный 1, о.е.;

К_тт - коэффициент трансформации трансформатора тока, о.е.;

Трансформатор тока выбирается по номинальному току трансформатора на стороне высокого напряжения I_ВН.ном, А.

I_ВН.ном = , (2.142)

I_ВН.ном = = 45,033.

Принимается трансформатор тока с номинальным первичным током 50 А, имеющий К_тт = 10.

= = 67,314.

Коэффициент чувствительности защиты, о.е.

К_ч = , (2.143)

где - ток двухфазного короткого замыкания на стороне высокого напряжения трансформатора, А, определяется по формуле:

= , (2.144)

где - ток трехфазного короткого замыкания на стороне высокого напряжения трансформатора, берется из подпункта 2.6, А;

= 7,4410³ = 6443,229.

Полученное значение подставляется в формулу (2.143).

К_ч = = 9,572 > 2,

то есть требуемая чувствительность обеспечивается.

Расчет параметров срабатывания максимальной токовой защиты МТЗ.

Ток срабатывания максимальной токовой защиты, А.

= I_раб.max, (2.145)

где К_от - коэффициент отстройки, равный 1,2, о.е.;

К_в - коэффициент возврата реле, принимается равным 0,85, о.е.;

I_раб.max - наибольшее значение рабочего тока трансформатора, принимается равным 1,3I_ВНном с учетом допустимой перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме, А,

= 1,345,033= 82,649.

Ток срабатывания реле МТЗ, А.

= , (2.146)

= = 8,265.

Коэффициент чувствительности защиты, о.е.

К_ч = , (2.147)

К_ч = = 5,390> 1,6,

то есть требуемая чувствительность обеспечивается.

Время срабатывания защиты, с.

t_сз = t_сз.пр. + t, (2.148)

где t_сз.пр.- время срабатывания защит отходящих присоединений, принимается равным 0,3, с;

t - ступень селективности, равная 0,5, с;

t_сз = 0,3 + 0,5 = 0,8.

Расчет параметров срабатывания токовой защиты от перегрузки с действием на сигнал.

...