86367

Реконструкция системы электроснабжения вспомогательных цехов АО «Агромашхолдинг»

Дипломная

Производство и промышленные технологии

В дипломном проекте рассматриваются вопросы электроснабжения предприятия автоматизации и защиты его системы электроснабжения. Выбор схемы внутреннего электроснабжения предприятия. Оценка надежности электроснабжения.

Русский

2015-04-05

1020.5 KB

10 чел.

РЕФЕРАТ

Дипломный проект на тему «Реконструкция системы электроснабжения вспомогательных цехов АО «Агромашхолдинг» включает в себя пояснительную записку, состоящую из восьми разделов, ста восьми страниц, тринадцати рисунков, тринадцати таблиц, двадцати литературных источников, и графическую часть из восьми листов формата А1.

Ключевые слова: мощность, электроэнергия, напряжение, ток, трансформатор, короткое замыкание, защита, двигатель.

В дипломном проекте рассматриваются вопросы электроснабжения предприятия, автоматизации и защиты его системы электроснабжения.

СОДЕРЖАНИЕ                                                                                                                                                                                                             

                                                                                                                              

Введение ……………………………………………….……………..………

1 Краткая характеристика предприятия ……………………………………

2 Электроснабжение ……………………………..…………………………..

2.1 Расчет электрических  нагрузок ………………………………………...

2.2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения предприятия.….………

2.2.1 Обоснование принимаемых значений напряжения ………………....

2.2.2 Оценка надежности электроснабжения ……………………………...

2.2.3 Определение количества потребительских трансформаторных

подстанций (ТП)…………….........................................................................

2.2.4 Определение расчетных электрических нагрузок ТП–10/0,4 кВ…...

2.2.5 Компенсация реактивной мощности.…………………….……….…..

2.2.6 Определение количества трансформаторов в ТП и их

номинальной мощности ……………………………………………..………

2.2.7  Выбор сечения проводников линий электропередачи с учетом

технико-экономических сравнений вариантов………………..……………

2.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения предприятия …………….

2.3.1 Расчет сечений кабельных линий 10 кВ с учетом

технико-экономического сравнения вариантов …………………………...

2.4 Определение величины токов короткого замыкания………………….

2.5 Выбор и проверка выбранного электрооборудования по условиям

нормального режима и токов короткого замыкания…..……..…...............

2.5.1 Выбор вакуумных выключателей …………………………………....

2.5.2 Выбор трансформатора напряжения ………………………………...

2.5.3 Выбор трансформатора тока …………………………………………

2.5.4 Выбор вводных автоматических выключателей на ТП

со стороны 0,38 кВ ………………………………………………………..…

2.6 Защита сетей от аварийных режимов ……………….………..………..

2.6.1 Защита силового трансформатора 10/0,4 кВ……………….…..…….

2.6.2 Защита линии 0,38 кВ от токов короткого замыкания………………

2.6.3 Защита оборудования системы электроснабжения

от перенапряжений………………………………………………………..….

3 Автоматическое включение резерва секционного выключателя ……….

4 Устройство защиты от однофазных замыканий ………………………....

4.1 Однофазные замыкания на землю и способы защиты от них ………...

4.2 Решение задачи защиты сетей от замыканий с помощью

конкретных инженерных разработок……………………………………….

4.3 Устройство централизованной защиты от однофазного замыкания

на землю в функции срабатывания устройства защиты линии …………..

4.4 Определение экономической эффективности специальной части……

5 Организация эксплуатации электрохозяйства ……………………..….....

6 Охрана труда и техника безопасности …………………………………...

6.1 Требования безопасности при обслуживании электроустановок ...….

6.2 Расчет параметров молниезащиты и заземления.……………..….…....

7 Охрана окружающей среды …………………………………………....….

8 Экономическая часть проекта……………………………………………..

Заключение …………………………………………………………….…..…

Список использованной литературы …………………………………..…...

 ВВЕДЕНИЕ

Задачей проектирования энергосистем является разработка и технико-экономическое обоснование решений объединяющих формирование энергетических объединений и развитие электрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации и управления, при которых обеспечивается оптимальная надежность электропотребителей.

Повышение эффективности использования технического потенциала, а так же всех видов энергоресурсов внутри страны с применением широких масштабах энергосберегающих технологий, является важнейшей задачей энергетической политики.

Топливно-энергетический комплекс играет особую роль в развитии государства, в повышении качества жизни населения, что ставит его на одно из первых мест в приоритетности по инвестициям.

Целью любых технико-экономических расчетов должен быть выбор наиболее экономичного и вместе с тем достаточно технически совершенного решения той или иной инженерной задачи. В промышленном электроснабжении при таких расчетах сравнивают экономичность нескольких технически равноценных вариантов, обеспечивающих достаточно совершенное решение задачи об электроснабжении конкретных потребителей электрической энергией высокого качества. Оценку сопоставляемых вариантов ведут по двум важнейшим экономическим показателям: капитальным вложениям в сооружение системы электроснабжения и годовым эксплуатационным расходам. Оба этих показателя в итоге определяют себестоимость производства электроэнергии (на электрических станциях) или себестоимость передачи энергии от мощной энергосистемы, где ее себестоимость известна, до потребителей.

К главным задачам, которые должны быть решены в процессе проектирования системы электроснабжения, относится следующее: выбор наиболее рациональной, с точки зрения технико-экономических показателей, схемы питания; правильный технический и экономический обоснованный, выбор мощности трансформаторов подстанции; выбор экономически целесообразного режима работы трансформаторов; выбор рационального напряжения, размеры капиталовложений, расход цветного металла величину потерь электроэнергии и эксплуатационные расходы; выбор электрических аппаратов в соответствии с требованиями технико-экономической целесообразности; выбор сечения проводов, шин, кабелей в зависимости от ряда технических и экономических факторов; выбор условий, отвечающих требованиям техники безопасности, защиты окружающей среды.

Система электроснабжения предприятия состоит из источников питания и линий электропередач, осуществляющих передачу электрической энергии к предприятию, понизительных, распределительных и преобразовательных подстанций и связывающих их кабелей воздушных линий, а также токопроводов, обеспечивающих на требуемом напряжении подвод электрической энергии к ее потребителям.

Требования, предъявляемые к электроснабжению предприятий, в основном зависят от потребляемой ими мощности и характера электрических нагрузок, особенностей технологии производства, климатических условий, загрязненности окружающей среды и других факторов.

Практика эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий показывает, что наиболее надежными являются системы электроснабжения, содержащие минимальное количество коммутационных аппаратов (выключателей, разъединителей и т.п.), смонтированных с высоким качеством, при своевременности выполнения профилактических ремонтов и замены устаревшего оборудования.

С учетом изложенного предприятие и любой его элемент (цех, предел, здание и др.) необходимо рассматривать как систему, взаимосвязанную с энергетикой окружающей среды и активно воспринимающую рассредоточенную низкопотенциальную энергию с трансформацией ее до требуемого потенциала. Как видно, отличительной особенностью энергоактивных промышленных систем является то, что они наделяются не только способностью потреблять энергию из внешней среды (энергосистема, автономный источник), но и возможностями улавливать, преобразовывать и передавать для использования, как во внутреннюю, так и во внешнюю среду (энергосистему) энергию, теряемую в технологических и энерготехнологических процессах предприятия (потери, отходы, вторичные ресурсы).

Таким образом, повышение эффективности использования энергоресурсов на промышленном предприятии связано с применением энергоактивных систем, рассчитанных на восприятие и трансформацию рассредоточивающейся низкопотенциальной энергии, использованием энергосберегающих техники и технологий и применением возобновляемых источников энергии. Последнее может осуществляться одновременно с изменениям конструкций зданий, сооружений и технологических установок, применением комплексных аграрно-промышленных модулей. Эффективность повышения энергоактивности промышленного производства, в этом случае, будет связана со степенью замещения энергии невозобновляемых источников (энергия, топливо со стороны), энергии получаемой за счет внедрения энергоактивных систем. По степени долевого замещения энергии и топлива, получаемого со стороны, может быть разработана градация предприятий отраслей по энергоактивности.

1 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА

АО “АгромашХолдинг” является одним из основных технических комплексов Костанайской области Республики Казахстан.

История создания и развития неразрывно связана с историей становления и развития сельского хозяйства Костанайской области.

В 1934 году была построена и начала работать Кустанайская МТМ. Несмотря на примитивное оснащение, она оказывала посильную помощь колхозам и совхозам области. Как и для всего советского народа, настоящим испытанием на прочность тружеников МТМ были годы Великой Отечественной Войны. В целях укрепления и расширения ремонтных предприятий в Казахстане, лучшего использования эвакуируемого станочного оборудования южных заводов Союзсовхозреммаштреста приказом №302 от 28 октября 1942 года по Народному Комиссариату зерновых и животноводческих совхозов СССР, Кустанайская МТМ была передана в ведение Союзреммаштреста НКСХ, и на ее базе был организован Кустанайский механический завод. Перед вновь организованным заводом ставилась задача: на основе планово-предупредительной системы технического обслуживания производить не только капитальный ремонт машин, но и изготавливать ремонтно-технологическое оборудование для оснащения мастерских МТС и совхозов; изготавливать несложные сельхозмашины и нестандартное оборудование; увеличивать производство запасных частей.

В послевоенные годы завод работал на полную мощь, увеличивая с каждым годом объемы производства и ремонта.

В период развала союза завод практически был остановлен и в течении пяти лет практически не работал. Но в августе 2000 года акции завода были приобретены ТОО “Иволга- Холдинг”, после чего произведены существенные капиталовложения, осуществлены ремонтно-восстановительные работы производственных цехов и административных зданий.

За прошедшее время завод восстановил и активизировал все прежние виды деятельности.

На сегодняшний день завод имеет четыре производственных цеха и несколько подсобных. Каждый из цехов делится на участки;

Первый цех делится на:

участок по ремонту двигателей – данный участок специализирован на капитальном ремонте двигателей к тракторам К-700/701, МТЗ-80/82, комбайнов «Енисей» и «Джон Дир».

агрегатный участок специализируется на ремонте и замене трансмиссии и ходовой части тракторов и комбайнов.

участок сборки предусматривает комплекс работ по разборке и сборке тракторов после ремонта, там же производится покраска техники.

Второй цех занимается производством различных технологических машин и установок для сельского хозяйства так на пример были запущены в серийное производство жатки валковые ЖВПР-9,1 и ЖВП-9,1м с приводами к трактору МТЗ-80, а также измельчители соломы на комбайны «Енисей» и «Джон Дир» и т.д.

Третий цех представляет собой уборочно-транспортный отряд, который насчитывает более 200 единиц уборочной техники. Цех выполняет работы, как на посевных площадях ТОО “Иволга-Холдинг”, так и на других площадях различных хозяйств области и за ее пределами. Отрядом выполняются работы от подготовки к посеву и до окончания уборочных работ.

Четвертый цех выполняет электротехнические работы по ремонту стартеров, проводки и другого электрооборудования сельхоз техники. Не так давно было запущено производство электропроводки на трактора К-700/701, сейчас ведется освоение производства электропроводки на грузовые автомобили КАМАЗ, комбайны «Енисей» и «Джон Дир». На одном из участков цеха производится ремонт резиновых покрышек на колеса к различным видам сельхоз техники.

На заводе есть вспомогательные цеха, которые работают на непосредственно нужды завода и все предприятие Иволги в целом. Так на пример ремонтно-инструментальный участок занимается ремонтом и производством различного вспомогательного оборудования. Энерго-механический отдел обеспечивает стабильную и бесперебойную подачу в цеха электрической энергии, тепла, воды.

На заводе так же  есть своя азотно-кислородная станция которая занимается производством кислорода и азота как для нужд завода так и для нужд других предприятий.

Также на заводе есть свои автозаправочные станции одна для нужд завода, другая для нужд населения.

2 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ

Четкая работа современных промышленных предприятий с их сложными технологическими процессами и широким применением средств автоматического управления и регулирования в значительной степени зависит от надежности и качества систем электроснабжения. Поэтому важнейшими требованиями к проектируемым и существующим системам электроснабжения промышленных предприятий являются надежность, экономичность и обеспечение требуемых показателей качества электроэнергии. В последние годы на предприятии увеличилась аварийность и выход из строя оборудования. Ввиду того, что предприятие функционирует более 30 лет и за этот период ни разу не производилась замена питающих линий, трансформаторных подстанций, оборудования главного распределительного пункта и т.д. согласно ПУЭ требуется произвести замену технически и морально устаревшего оборудования для надежной системы электроснабжения. Для этих целей произведем расчет системы электроснабжения и произведем замену оборудования.

2.1 Расчет электрических нагрузок

В зависимости от стадии проектирования и места расположения расчетного узла в схеме электроснабжения применяют различные методы определения электрических нагрузок упрощенные или более точные.

В настоящее время в практике проектирования применяют несколько методов определения расчетных (ожидаемых) электрических нагрузок.

На данном этапе проектирования важно выбрать правильно метод расчета нагрузок, так как в дальнейшем по ним мы будем выбирать сечение питающих и распределительных сетей до 1 кВ и выше, числа и мощности трансформаторов ТП и ГРП, коммутационную и защитную аппаратуру до 1 кВ и выше. При расчете проекта используем метод коэффициента спроса [1], т.к. расчет узлов системы электроснабжения включает значительное количество приемников электроэнергии.

Задавшись, Руст, для каждого объекта предприятия, kc [1], Cosj и удельным освещением по объектам [2], по генплану определяем площади объектов предприятия.

Активная расчетная нагрузка Рр, кВт, вычисляется по формуле:

                                                (2.1)

где  kc - коэффициент спроса;

        Pуст - установленная мощность объекта, кВт.

Расчетная реактивная нагрузка Qр, кВАр, вычисляется по формуле:

                                                                                      (2.2)

где  Qp - реактивная расчетная нагрузка, кВАр.

       tgj  - соответствует характерному для данного объекта Cosj [1]

Расчетная активная мощность на освещение Рро, кВт, вычисляется по формуле:

                                                                                      (2.3)

где  F   - площадь объекта, м2;

      Pуд - удельная нагрузка освещения, Вт/м2.

Расчетная активная мощность с учетом освещения Рр1, кВт, вычисляется по формуле:

                                                                                    (2.4)

Расчетная полная мощность Sр, кВА, вычисляется по формуле

                                                                                  (2.5)

Для примера определяем расчетную активную нагрузку на объекте под номером 1 (на генеральном плане) - корпусе цветного литья и спец.видов.

Рн = 6500 Вт; Кс = 0,8; cos = 0,65; Руд.=14 Вт/м; F=32144 м2 ; tg = 1,17.

Расчетная активная нагрузка силовых потребителей (2.1):

Рр = 0,8·6500=5200 кВт.

Расчетная реактивная нагрузка силовых потребителей (2.2):

Qр = 5200·1,17=6079,5 кВАр.

Расчетная активная нагрузка электроосвещения (2.3):

Рр.о. = 14·32144/1000=450 кВт.

Расчетная активная мощность с учетом освещения (2.4):

                                    Рр.сум = 5200 + 450 = 5650 кВт.

Полная расчетная нагрузка потребителей здания (2.5):

   кВА

Расчет нагрузок для остальных потребителей выполняются аналогично, результаты расчета сводим в таблицу 2.1

2.2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения предприятия

В данном разделе необходимо определить категорию надежности электроснабжения объектов для исключения перебоев в питании, которые могут привести к значительным материальным затратам на восстановление производственного процесса.

Объекты 3 категории (склады, бытовая комната и т.д.) запитываем по магистральной схеме, но не более 4-х объектов на магистраль, это делается, чтобы обеспечить надежность снабжения объектов.

Объекты 2 категории питаются непосредственно с шин ТП, или, если это не противоречит ПУЭ двумя независимыми линиями от различных шин двухтрансформаторной ТП, к ним относятся – насосная станция и корпус цветного литья.

2.2.1 Обоснование принимаемых значений напряжения

Электроприемниками вспомогательных цехов ОА «АгромашХолдинг» являются электродвигатели напряжением 380 В, электронагреватели и электроосвещение. В связи с тем, что в составе электроприемников отсутствуют электродвигатели напряжением свыше 1000 В, принимаем для внутреннего электроснабжения напряжение 0,38 кВ.

2.2.2 Оценка надежности электроснабжения

Проблема обоснования целесообразного уровня надежности систем электроснабжения  на современном этапе развития имеет большое народнохозяйственное значение. Аварийные и внезапные перерывы электроснабжения потребителей вызывают большой народнохозяйственный ущерб, обусловленный поломкой оборудования, порчей сырья и материалов, затратами на ремонты, недоотпуском продукции, простоями технологического оборудования и рабочей силы, а также издержками, связанными с другими факторами. Поэтому выбор конфигурации и параметров систем электроснабжения, их эксплуатационных режимов должен выполняться с учетом показателей надежности.

Под надежностью системы электроснабжения в соответствии с ГОСТ понимается свойство системы выполнять заданные функции, сохраняя свои эксплуатационные показатели в заданных пределах в течение требуемого промежутка времени или требуемой наработки.

Являясь комплексным свойством, надежность системы электроснабжения не может с достаточной полнотой характеризоваться одним каким-то показателем. Для объективной количественной характеристики надежности системы электроснабжения выбирается ряд параметров, определяющих одну из сторон надежности электроснабжения: безотказность – свойство системы электроснабжения сохранять работоспособность в течение некоторой наработки без вынужденных перерывов; ремонтопригодность – свойство системы электроснабжения, заключающаяся в приспособленности ее к предупреждению, обнаружению и устранению отказов и неисправностей путем проведения технического обслуживания и ремонтов; работоспособность – состояние системы электроснабжения, при котором она способна выполнять заданные функции с параметрами, установленными требованиями технической документации.

В частности, для рассматриваемого класса систем электроснабжения, являющихся системами длительного использования с восстановлением, принимаются следующие основные характеристики надежности:

ω – параметр потока отказов системы электроснабжения, определяемый средним количеством отказов системы в единицу времени (например, за год); Тн – среднее время восстановления системы электроснабжения, определяемое как среднее время вынужденного перерыва электроснабжения, вызванного отыскиванием и устранением одного отказа; Р(τ) – вероятность безотказной работы системы электроснабжения, определяемая как вероятность того, что в течение времени τ не возникнет отказа системы; Кг – коэффициент готовности системы электроснабжения, определяет вероятность того, что будет работоспособна в произвольно выбранный момент времени в промежутках между выполнением планового технического обслуживания.

Помимо указанных основных характеристик надежности могут использоваться некоторые дополнительные характеристики. К ним относятся длительность tр и периодичность μр планово предупредительных ремонтов, стационарная вероятность нахождения системы электроснабжения в состоянии простоя – коэффициент простоя Кп.

Основной задачей анализа надежности электроснабжения является оценка количественных показателей надежности электроснабжающей системы, включая источник питания, если различные варианты систем предусматривают использование различных источников. Для этого, прежде всего, реальная система электроснабжения заменяется структурной схемой или блок-схемой, в которой элементы электроснабжения представляются в виде отдельных блоков.

Блок схема заменяет реальные связи между элементами системы электроснабжения условными, отражающими влияние надежности каждого отдельного элемента на надежность системы в целом.

Соединение блоков в блок-схеме может быть последовательным, когда отказ каждого из элементов приводит к отказу системы, и параллельным, когда отказ системы наступает только при одновременном отказе хотя бы одного элемента в каждой цепи. Наличие параллельного и последовательного соединений в различных сочетаниях образует все многообразие блок-схем электроснабжения. В дипломном проекте для количественной оценке надежности электроснабжения определим ущерб при полном погашении питания потребителей, питание которых не соответствует категории надежности, т.е. в схемах без резервирования.

Ущерб от нарушения электроснабжения У, тнг, определим по формуле

                                                                                      (2.6)

где  у0 – удельная величина ущерба от нарушения электроснабжения, равна 75 тнг/кВт·ч;

      Wн – количество недоотпущеной электроэнергии за период Т, кВт·ч.

Количество недоотпущенной электроэнергии при питании по одной цепи Wн, кВт, определяется по формуле:

                                                                      (2.7)

где Рср – среднее значение нагрузки на участке цепи, кВт;

     Твц – среднее время восстановления питания по одной цепи, ч;

     ωц – параметр потока отказов цепи, 1/год4

     Т – рассматриваемый период времени, равен одному году.

Параметр потока отказов ωц, определяется как сумма потоков отказа всех элементов цепи по формуле:

                                                                                        (2.8)

Среднее время восстановления питания по одной цепи Твц, ч, определим по формуле:

                                                                                (2.9)

где ωi – параметр потока отказов i-го элемента цепи, 1/год;

     tвi – время восстановления системы электроснабжения при отказе i-го элемента цепи, ч.

Количество недоотпущенной электроэнергии при дублировании цепи (резервирование питающей цепи) Wн, кВт, определяется по формуле

                                                                         (2.10)

где Рср – среднее значение нагрузки на участке цепи, кВт;

      Твс – среднее время восстановления питания системы, ч;

      ωс – параметр потока отказов системы, 1/год;

      Т – рассматриваемый период времени, принимаемый равным 1 году.

Параметр потока отказов системы ωс, определяется по формуле:

                                      (2.11)

Среднее время восстановления питания системы Твс, ч, определим по формуле:

                                                                                         (2.12)

где n – количество резервных цепей, шт;

     Твц – среднее время восстановления питания по одной цепи, ч.

Принимаем во внимание только те потребители, питание которых не соответствует условиям надежности электроснабжения. Приведем расчет ущерба от нарушения электроснабжения на примере питания потребителя №1 по генеральному плану предприятия (корпус цветного литья). Составим по схеме питания потребителя блок-схему, которая будет содержать: 1 – ячейку РУ-10кВ, 2 – кабельную линию 10 кВ, 3 – разъединитель 10 кВ, 4 – трансформатор 10/0,4 кВ, 5,6 – два автоматических выключателя на стороне низкого напряжения 0,4 кВ и 7 – кабельную линию 0,38 кВ.

Определим величину ущерба от ограничения электроснабжения потребителя при условии питания по одной цепи.

Определим параметр потока отказов элементов по формуле (2.8):

Среднее время восстановления питания по одной цепи (2.9):

.

а) блок-схема одной цепи без дублирования

б) блок-схема цепи с дублированием (резервированием)

Рисунок 2.1 - Блок-схемы системы электроснабжения

Количество недоотпущенной электроэнергии при питании по одной цепи (2.10):

кВт·ч/год.

Таким образом, ущерб от нарушения электроснабжения составит (2.6):

тнг/год

Определим величину ущерба от нарушения электроснабжения потребителя при дублировании цепи.

Параметр потока отказов системы (2.11):

Среднее время восстановления питания системы (2.12):

ч

Количество недоотпущенной электроэнергии при дублировании цепи (резервирование питающей цепи) будет равно (2.10):

кВт·ч/год

Ожидаемый ущерб от нарушения электроснабжения системы в этом случае составит (2.6):

 тнг/год

Можно сделать вывод, что несоответствие схемы питания потребителя его категории надежности приводит к дополнительному ущербу, значительно превышающего ущерб от перерывов электроснабжения при резервировании питания. В нашем случае этот дополнительный ущерб для потребителя составляет 29472 тнг/год.

Таким образом, можно подсчитать ожидаемый экономический эффект просуммировав разности между ущербом от нарушения электроснабжения потребителя по цепи с резервированием и цепи без резервирования. При этом экономический эффект составит 69,157 тыс.тнг/год. Для рассмотренных потребителей определим величину дополнительных капиталовложений, которая будет равна 291,37 тыс.тнг. Далее можно определить срок окупаемости вложенных дополнительных капиталовложений Ток, г, по формуле:

                                                                                           (2.13)

Срок окупаемости капиталовложений Ток при этом должен быть не более 8,3 лет, что и является условием для принятия рассмотренного предложения по улучшению надежности электроснабжения предприятия.

Зная величину капиталовложений и ожидаемый эффект определим срок окупаемости капиталовложений (2.13):

лет

Таким образом, можно сделать вывод, что рассмотренное предложение по улучшению надежности электроснабжения потребителей экономически эффективно и срок окупаемости в этом случае не превышает нормативного.

2.2.3 Определение количества потребительских трансформаторных

подстанций (ТП)

На территории вспомогательных цехов АО «АгромашХолдинг» расположены 7 ТП. Количество трансформаторных подстанций изменять не буду, так как это технико-экономически нецелесообразно. Произведу расчеты мощностей ТП по фактическим нагрузкам на сегодняшний день и проверю соответствие с существующими мощностями.

2.2.4 Определение расчетных электрических нагрузок ТП – 10/0,4 кВ

Расчетную нагрузку на шинах 0,4 кВ потребительских трансформаторных подстанций определяем, суммируя нагрузки потребителей питающихся от данной ТП с учетом коэффициента разновременности максимумов нагрузок.

Рртп = Кр.м.  Ррi,                                                  (2.14)

Qртп = Кр.м.  Qрi,                                                 (2.15)

Spтп = Рр.тп + Qртп.                                               (2.16)

где Кр.м. – коэффициент разновременности максимумов нагрузок, Кр.м. = 0,9.

Произведем в качестве примера расчет для ТП-2, (2.14-2.16)

,

Рртп-2=0,9·(783+52,6) =835,6 кВт,

Qртп-2 = 0,9·(734,55+90,07) =824,62 кВАр,

кВА.

Определение расчетных электрических нагрузок остальных ТП сводим в таблицу 2.2. После произведенного расчета мощности ТП можно сделать вывод, что существующие мощности отличаются от расчетных в связи с тем, что установленные мощности потребителей со временем изменились.

2.2.5 Компенсация реактивной мощности

Согласно ПУЭ средневзвешенный cosφ электроустановок, присоединяемых к электрическим сетям должен быть не менее 0,94.

Компенсацию реактивной мощности потребителей предусматриваем на шинах 0,4 кВ потребительских ТП, путем подключения к шинам комплектных конденсаторных установок необходимой мощности.

Необходимую мощность конденсаторных установок Qбк, кВАр, определяем по следующему выражению (для ТП2):

Qбк = Qр – 0,33 · Рр                                       (2.17)

Qбк = 742,16 – 0,33 · 752,04 = 493,98 кВАр.

Принимаем две комплектные конденсаторные установки УКБН – 0,38 – 250 кВАр, мощностью 250 кВАр каждая. В установках УКБН предусматривается регулирование мощности конденсаторных батарей.

Расчетная нагрузка трансформаторной подстанции с учетом компенсации Sр.к., кВА, определяется по формуле:

  ,                                    (2.18)

 кВА.

Коэффициент мощности после компенсации сosφк, вычисляется по формуле:

сos φк = Рр / Sр.к.,                                            (2.19)

cos к = 752,04 / 790,07 = 0,95.

  Результаты расчетов сводим в таблицу 2.3.

2.2.6 Определение количества трансформаторов в ТП и их

номинальной мощности

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов предприятий должны быть технически и экономически обоснованы, т.к. это оказывает существенное влияние на рациональное построение схем промышленного электроснабжения.

При выборе числа и мощности силовых трансформаторов используют методику технико-экономических расчетов, а также учитывают такие показатели, как надежность электроснабжения потребителей, расход цветного металла и потребная трансформаторная мощность. При выборе типа и исполнения силовых трансформаторов нужно исходить из условий их установки, охлаждения, температуры и состояния окружающей среды. При выборе предпочтение отдают масляным трансформаторам, т.к. сухие громоздкого исполнения, а совтоловые дороже и сложнее в ремонте. Число типоразмеров трансформаторов следует ограничивать, так как большое разнообразие создает трудности при эксплуатации и создании складского резерва и взаимозаменяемости.

В настоящее время цеховые ТП выполняют комплектными (КТП). Правильное определение числа КТП и мощности трансформаторов на них возможно только на основе технико-экономических расчетов, с учетом компенсации реактивной нагрузок на напряжении до 1 кВ.

Выбор мощности силовых трансформаторов выполняем по полной расчетной нагрузке потребителей подключенных к данной подстанции ТП с учетом компенсации реактивной мощности.

Sр.тп2 =790,07 потребители II и III категорий по надежности электроснабжения.

Sн  Sр / 1,4 = 790,07/1,4=564,3 кВА.

Можно принять стандартные мощности трансформаторов 1000 и 630 кВА. Оптимальную мощность определим технико-экономическим расчетом.

Для всех вариантов принимаем время максимальных потерь Т = 3000 ч/год, стоимость потерь электрической энергии Цэ = 6,9 тен/кВт/ч, норму амортизационных отчислений Ра = 6,4 %.

Выполним сравнение вариантов для ТП –2

вариант 1 – трансформатор ТМ 1000/10.

К1 = 579 тыс.тен; Рк = 11,6 кВт; Рх = 3,3 кВт.

Приведенные затраты З, тнг, определяем по формуле:

З = (Ен + Р1/100) · К1 +  (Рх · 8760 + Кз· Рк · ) · Цэ,              (2.20)

где Кз – коэффициент загрузки:

Кз = Sр / (2 · Sн),                                              (2.21)

Кз =790,07/ (2 · 1000) = 0,395.

Данные по стоимости оборудования, технические данные трансформаторов приняты по [1].

З1 = (0,12 + (6,4 / 100)) · 579 · 103 + (3,3 · 8760 + 0,395 · 11,6 · 3000) · 6,9=

=343,5·103 тен/год.

Вариант 2 – трансформатор ТМ – 630/10: К2 = 432 тыс.тен; Рк = 7,6 кВт; Рх = 2,27 кВт; Кз = 0,44.

З2 = (0,12 + (6,4 / 100)) · 432 · 103 + (2,27 · 8760 + 0,63 · 2,27 · 3000) · 6,9 = =278,6 · 103 тен/год.

К установке принимаем трансформаторы ТМ – 630/10, как имеющий меньшие приведенные затраты. Расчет приведенных затрат ТП приведены в таблице 2.4.

2.2.7  Выбор сечения проводников линий электропередачи с учетом

технико-экономических сравнений вариантов

При передаче мощности S на расстояние l, при стоимости 1 кВт ч электроэнергии  и определенном напряжении U капиталовложения К и эксплуатационные расходы Сэ зависят от сечения проводов или жил кабелей S, принимаемого для передачи электроэнергии меняя в приведенных условиях сечения проводов или жил кабелей, получают соответствующие им приведенные затраты. [1]

Для нахождения экономически целесообразного сечения кабеля с алюминиевыми жилами на каждом участке необходимо задаться исходными данными для данного участка: Со, S, l, U, DPн, Iн.к, к1 [1].

Далее по соответствующим формулам определяем технико- экономически обоснованное сечение жилы кабеля на данном участке.

Расчетный ток на участке для потребителей 2 категории Iр, А, вычисляется по формуле:

 

                                                                                   (2.22)

где S  – полная мощность на данном участке линии, кВА;

     Uн - номинальное напряжение на участке, кВ.

Расчетный ток на участке для потребителей 3 категории Iр,, А, вычисляется по формуле:

 

                                                                                     (2.23)

Потери в кабеле на участке ΔРн.д., кВт, вычисляются по формуле:

                                                                                   (2.24)

где Pн  - потери в кабеле при полной нагрузке, кВт/км [1];

      l - длина участка, км.

Коэффициент загрузки для данного участка Кз, вычисляется по формуле:

                                                                                          (2.25)

где Iр - расчетный ток на данном участке, А;

      Iн.к - длительно допустимая токовая нагрузка, А [2].

Действительные потери в кабеле на данном участке линии с учетом коэффициента загрузки ΔРд, кВт, вычисляются по формуле:

                                                                     (2.26)

где Pн.д - потери в кабеле на данном участке, кВт;

     Кз - коэффициент загрузки.

Расход электроэнергии на потери ΔЭа, кВт∙ч/год, определяется по формуле:

                                                                         (2.27)

где Pд - действительные потери в кабеле, кВт;

     Тп - время потерь, ч.

Стоимость потерь Сп, тнг/год, определяются по формуле:

                                                                                (2.28)

где Эа - потери эл. энергии на данном участке, кВт∙ч/год;

     Со - стоимость одного кВт ч., тнг.

Капиталовложения на сооружение данного участка (стоимость кабеля) [1] К, тыс. тнг, определяются по формуле:

                                                                                            (2.29)

где Куд  - стоимость 1км. кабеля, тыс. тн.

Ежегодные амортизационные отчисления Са, тнг/год, определяются по формуле:

                                                               (2.30)

где  К  - кап. вложения на сооружение данного участка, тыс. тнг;

      Ка - коэффициент амортизации.

Годовые эксплуатационные расходы Сэ, тнг/год, вычисляются по формуле:

                                                                                  (2.31)

где Сп - стоимость потерь, тнг/год;

     Са - ежегодные амортизационные отчисления, тнг/год.

Годовые приведенные затраты Зпр, тнг/год, вычисляются по формуле:

                                                                        (2.32)    

                               

Находим технико–экономическое сечение жил кабеля для ТП1. Участок ТП1 – РП2.

Задаемся исходными данными:

Со=6,9 тнг/кВт∙ч; Uн=0,38 кВ; S=64,07 кВА; l=0,125 км.

Просчитываем сечения до тех пор, пока они не достигнут минимума и не начнут рости.

Если стандартные сечения закончились, а затраты продолжают падать принимаем последнее стандартное сечение.

Если же просчитав самое малое стандартное сечение и у него затраты минимальны, то его и принимаем за оптимальное сечение на данном участке.

Определяем расчетный ток на участке ТП1 – РП2. (3 категория) проверяем сечение 95 мм2 (2.23):

А.

Определяем потери в кабеле на участке ТП1 – РП2 (2.24):

кВт.

Определяем коэффициент загрузки для участка (2.25):

,

.

Определяем действительные потери в кабеле на участке (2.26):

кВт.

Определяем расход электроэнергии на потери в участке  (2.27):

кВт ч/год.

Определяем стоимость потерь (2.28):

тыс.тнг/год.

Определяем капиталовложения на сооружение (2.29):

тыс.тнг.

Определяем ежегодные амортизационные отчисления (2.30):

тыс. тнг/год.

                           

Определяем  годовые эксплуатационные расходы (2.31):

тыс. тнг/год.

Определяем общие годовые приведенные затраты (2.32):

Зпр=86,34+0,12·160,83=105,6 тыс.тнг.

Аналогично просчитываем все сечения для участка ТП1-РП2 пока затраты достигнут минимума и не станут расти.

Принимаем сечение кабеля с наименьшими приведенными затратами и все данные сводим в таблицу 2.5.

Выбор сечений кабельных линий 10 кВ в системе внутреннего электроснабжения предприятия выполняем по тем же условиям, что и для КЛ-0,38 кВ.

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.6.

2.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения предприятия

В зависимости от установленной мощности приемников электроэнергии различают объекты большой (75-100 МВт и более), средней (5-75 МВт), и малой (до 5 МВт) мощности.

Проектируемое предприятие относится к предприятию средней мощности. Вследствие того, что на предприятии имеются объекты 2 категории, следует запитывать ГПП данного предприятия двумя отдельными воздушными линиями, запитанными  с разных шин подстанции, с условием, что шины подстанции соединены перемычкой с АВР, которая обеспечивает необходимую надежность электроснабжения данного предприятия. Вспомогательные цеха предприятия запитаны с ЗРУ-10кВ кабельными линиями, проложенными в траншее.

2.3.1 Расчет сечений кабельных линий 10 кВ с учетом

технико-экономического сравнения вариантов

Нахождение экономически целесообразного сечения КЛ 10 кВ осуществляется по тем же формулам, что и для кабельных линии 0,38  п.2.2.7. При расчете учитываем, что каждую секцию КРУ 2-10-20 запитываем двумя кабелями.

Определяем расчетный ток и проверяем сечение 185 мм2 (2.22):

А

Определяем потери (2.24):

 

кВт.

Определяем коэффициент загрузки (2.25):

Определяем потери с учетом коэффициента загрузки (2.26):

кВт

Определяем расход электрической энергии на потери (2.27):

кВт·ч/год

Определяем стоимость годовых потерь (2.28):

тнг/год

Определяем капиталовложения на сооружение линии [2] (2.29)

тыс. тнг.

Определяем ежегодные амортизационные отчисления (2.30):

тнг/год.

Определяем стоимость эксплуатационных годовых расходов (2.31):

тнг/год.

Определяем общие годовые приведенные затраты (2.32):

 тыс.тнг/год.

Аналогично просчитываем все сечения пока затраты достигнут минимума и не станут расти. Принимаем сечение  с наименьшими приведенными затратами и все данные сводим в таблицу 2.7.

2.4 Определение величины токов короткого замыкания

В нормальном режиме работы по электросети и электрооборудованию протекают токи, допустимые для данной установки. В случае нарушения электрической прочности изоляции проводов в электросети  мгновенно возникает режим короткого замыкания, который вызывает резкое увеличение токов, которые достигают огромных размеров и представляют большую опасность для элементов электрической сети и оборудования. Если оборудование недостаточно прочно, то оно может быть разрушено, а перегрев приведет к нарушению изоляции. Поэтому, для правильной эксплуатации электросетей и оборудования производят расчеты возможных аварийных режимов, а электрическую сеть и оборудование выбирают таким образом, чтобы они выдерживали без повреждения действия наибольших возможных токов короткого замыкания.

Расчет токов к.з. может осуществляться двумя методами: в относительных единицах и в именованных единицах. В данном случае мы ведем расчет в относительных единицах. Поэтому необходимо параметры элементов сети привести к базисным условиям. В качестве базисных условий принимают базисную мощность и базисное напряжение.

Базисную мощность принимает 100 МВА, исходя из условия:

                                               (2.33)

Базисное напряжение принимают для каждой ступени напряжения, т.к. у нас имеется две ступени напряжения, то принимаем: Uб1=10,5 кВ, Uб2=0,4 кВ.

Рисунок 2.2 – Расчетная схема для определения величины токов КЗ

Рисунок 2.3 – Эквивалентная схема замещения

Длина питающей линии 0,62 км. Ток короткого замыкания на шинах напряжением 10 кВ принимаем равным 8 кА. Задавшись исходными данными, составляем схему замещения и согласно ей находим токи и мощность короткого замыкания в расчетных точках.

Определяем базисные токи на всех ступенях напряжения Iб, кА, по формуле:

                     ,                                               (2.34)

кА,

кА.

Определяем реактивное сопротивление системы:

                      ,                                                  (2.35)

.

где   - ток трехфазного короткого замыкания на шинах напряжением 10 кВ;

Определяем активное сопротивление питающей линии 10 кВ:

,                                              (2.36)

.

где ro - активное сопротивление на 1 км кабельной линии ААШв-185, Ом/км, определяем по справочнику [2];

     l - длина линии 10 кВ, км;

Определяем реактивное сопротивление питающей линии 10 кВ:

,                                            (2.37)

.

где хo – реактивное сопротивление на 1 км кабельной линии ААШв-185, Ом/км, определяем по справочнику [2].

Далее найдем сопротивления кабельной линии 10 кВ, питающую ТП1.

Активное сопротивление кабельной линии РУ-ТП1 (2.36):

Реактивное сопротивление линии (2.37):

Определим активное сопротивление трансформатора ТП1 мощностью 2500 кВА, rт1*, по формуле:

,                                              (2.38)

.

где ΔРк – мощность потерь к.з. в трансформаторе, кВт.

Определим полное сопротивление трансформатора ТП1, zт1*, по формуле:

,                                              (2.39)

.

где Uк – напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Найдем реактивное сопротивление трансформатора ТП1, хт1*, по формуле:

,                                        (2.40)

.

Аналогично приведенному расчету определяются оставшиеся относительные сопротивления на схеме замещения.

Определим результирующие сопротивления до точек короткого замыкания на схеме замещения по формуле:

                                (2.41)

Найдем результирующие сопротивления до первой точки к.з. К1:

,

,

.

Найдем результирующие сопротивления до второй точки К2:

,

,

.

Определяем установившееся значение трехфазного тока короткого замыкания в расчетной точке К1, Iк(3), по формуле:

,                                                   (2.42)

кА,

кА.

Определяем установившееся значение двухфазного тока короткого замыкания в расчетной схеме (металлическое замыкание), Iк(2), по формуле

,                                               (2.43)

              

кА,

кА.

Определим мгновенные значения ударного тока в точках к.з. в расчетной схеме iу, кА, по формуле:

                                            (2.44)

где Ку – ударный коэффициент, находится по справочным данным в зависимости от отношения r/х [4].

кА,

кА.

Аналогично определяем мгновенные значения ударного тока в оставшихся точках к.з.

Находим действующие значения ударного тока Iу, кА, по формуле:

                                                                           (2.45)                                     

где Iк(3) - периодическая составляющая тока к.з., кА.

  кА,

     кА.

Согласно эквивалентной схеме замещения производим расчет в остальных точках короткого замыкания, и результаты сводим в таблицу 2.8.

2.5 Выбор и проверка выбранного электрооборудования по условиям

нормального режима и токов короткого замыкания

Все РУ предприятия должны надёжно работать в условиях нормальных длительных режимов, а также обладать термической и динамической стойкостью при возникновении самых тяжелых коротких замыканий. Поэтому при выборе аппаратов, шин, кабелей и других элементов очень важна проверка соответствия их параметров длительным рабочим и аварийным кратковременным режимам, возникающих при эксплуатации. Кроме этого, следует учитывать внешние условия работы РУ (влажность, загрязнённость воздуха, окружающую температуру и т.д.), так как эти условия могут потребовать оборудования специального исполнения повышенной надёжности [3].

Основными параметрами оборудования, которые должны соответствовать условиям рабочего (длительного) режима, являются номинальные ток и напряжения.

Проверяют выбранное оборудование, аппараты по токам короткого замыкания:

1 Проверка на электродинамическую стойкость.

2 Проверка на термическую стойкость.

3 Проверка на коммутационную (отключающую) способность.

Термическая стойкость электрических проводников и аппаратов ограничивается предельно допустимой кратковременной температурой частей проводников и аппаратов при коротком замыкании. При проверке аппаратов и токоведущих частей РУ на термическую и динамическую стойкость за расчётный вид короткого замыкания принимают трёхфазное короткое замыкание. На коммутационную способность проверяют коммутационные аппараты.

2.5.1 Выбор вакуумных выключателей

Высоковольтные выключатели служат для включения и отключения элек-

трических цепей высокого напряжения под нагрузкой и при аварийных режимах.

Выбор высоковольтных выключателей производится по условиям работы (для наружной или внутренней установки) и по следующим параметрам:

по номинальному напряжению:

Uном.в  ≥ Uн.уст ,                                              (2.46)

где Uном.в  – номинальное напряжение выключателя, кВ;

     Uн.уст – номинальное напряжение электроустановки в месте расположения выключателя, кВ.

по номинальному току:

Iном.в ≥Iр.макс ,                                              (2.47)

где Iном.в – номинальный ток выключателя, А;

     Iр.макс – максимальный рабочий ток цепи, в которой установлен выключатель, А.  

по току отключения:

Iн.откл ≥Iк(3),                                                       (2.48)

где Iн.откл – номинальный ток отключения выключателя, кА;

     Iк(3) – ток трехфазного к.з. за первый полупериод после расхождения, контактов выключателя, кА.

Проверка выключателей на действие токов к.з. производится:

а) на электродинамическую устойчивость

,                                               (2.49)

где iном,у – ток электродинамической устойчивости выключателя, кА;

     iуд – ударный ток, кА.

б) на термическую устойчивость

       ,                                    (2.50)

где Iном.т.с – ток термической стойкости выключателя, кА

      I - наибольшее значение тока К3, кА;

      tп – приведенное время к.з., с, tп = 0, 15 с;

      tном.т.с. – время действия номинального тока термической стойкости                           аппарата, с.

Приведем пример выбора вакуумного выключателя на участке РУ-ТП1:

По выражению (2.46) выбираем вакуумный выключатель по напряжению:

10 = 10 кВ.

По выражению (2.47) выбираем вакуумный выключатель по номинальному току:

630 > 155,8 А.

По выражению (2.48) выбираем вакуумный выключатель по току отключения:

31,5 > 7,39 кА.

По выражению (2.50) проверяем вакуумный выключатель на термическую стойкость:

кА.

По выражению (2.49) проверяем вакуумный выключатель на динамическую устойчивость:

80 > 16,51 кА.

По результатам расчетов были  выбраны следующие вакуумные выключатели:

На вводе 10 кВ установлены вакуумные выключатели марки ВВЭ-10-31,5/1000 на рабочее напряжение 10 кВ, номинальный ток 1000 А и номинальный ток отключения 31,5 кА. На шинах ВН трансформаторных подстанций (ТП) и для защиты кабельных линий  установлены выключатели ВВЭ-10-31,5/630  действующее предельное значение сквозного тока 31,5 кА, амплитудное значение сквозного тока 80 кА.

2.5.2 Выбор трансформатора напряжения

Измерительные трансформаторы напряжения (ИТН) выбираются по но-

минальным параметрам первичной цепи, классу точности и схеме соединения обмоток. Фактическая нагрузка подключенных аппаратов должна соответствовать нормальной нагрузке вторичной цепи [1].

Выбираем трансформатор напряжения по условию соответствия номинального первичного напряжения:

,                                          (2.51)

где Uт.н – номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора напряжения, кВ

По классу точности трансформаторы напряжения выбираются в зависимости от допускаемой погрешности в измерениях присоединяемых приборов. Так как от одного трансформатора напряжения могут питаться приборы с различными требованиями к точности измерения, то класс точности трансформатора  напряжения выбирают, ориентируясь на прибор наивысшего класса точности.

Проверка трансформатора напряжения по вторичной нагрузке означает выполнение условия:

                                                  (2.52)

где SТ.Н. - номинальная мощность трансформатора напряжения, ВА;

      S2 - вторичная нагрузка трансформатора напряжения, ВА.

Вторичная нагрузка  трансформатора  напряжения  зависит  от  мощности

измерительных приборов, которые подключены к вторичной обмотке трансформатора напряжения:

   

,                                          (2.53)

где ΣP и ΣQ - активная и реактивная нагрузки, зависящие от схемы соединения вторичных обмоток ИТН и схемы включения приборов.

В случае использования ИТН для контроля изоляции в сетях с малыми токами замыкания на землю следует применять трехфазный пяти-стержневой трансформатор напряжения.

По результатам расчетов был выбран трехфазный масляный трансформатор напряжения для измерения и контроля изоляции типа НТМИ – 10 – 66У3 с Sн=120 ВА на номинальное напряжение 10 кВ, напряжением вторичной обмотки 100 В и классом точности 0,5.

2.5.3 Выбор трансформатора тока

Измерительные трансформаторы тока (ИТТ) выбираются по напряжению, по номинальному току первичной цепи, классу точности, соответствующему приборам, подключенным во вторичную цепь ИТТ, номинальной мощности вторичной цепи. Проверяются на динамическую и термическую стойкость при протекании сквозных токов короткого замыкания.

При выборе трансформаторов тока по номинальным напряжению и току первичной цепи должны быть выполнены следующие условия:

Uном.т.т ≥ Uн.уст,                                               (2.54)

Iном.т ≥ Iр.макс ,                                                (2.55)

где Uном.т.т  – номинальное напряжение трансформатора тока, кВ;

      Iном.т.т – номинальный ток трансформатора тока, А.

Следует отметить, что слишком большое превышение Iном.т.т в сравнении с Iр.макс увеличивает погрешность трансформатора тока, поэтому в некоторых случаях предпочтительнее выбрать трансформатор тока с Iном.тт несколько меньшим Iр.макс. Однако при этом следует иметь в виду, что трансформаторы тока допускают длительную перегрузку не более чем 1,1∙Iном.т.т.

Проверка на термическую стойкость проводится по выражению:

                                 ,                                      (2.56)

где Iн.т.т. - номинальный первичный ток трансформатора тока, А;

      tт.с. - время термической стойкости, с;

      kт.с. - кратность односекундного тока термической стойкости [2]

Проверка на динамическую стойкость:

,                                 (2.57)

где kдин - коэффициент кратности динамической стойкости.

 

,                                 (2.58)

                

Произведем выбор трансформатора тока для участка РУ-ТП1.

По выражению (2.54) выбираем трансформатор тока по напряжению:

10 = 10 кВ.

По выражению (2.55) выбираем трансформатор тока по номинальному току:

200 > 155,8 А.

По выражению (2.56) проверяю трансформатор тока на термическую стойкость:

По выражению (2.57) проверяем трансформатор тока на динамическую устойчивость:

200∙∙0,09=25,45 > 16,51.

По результатам расчетов были  выбраны следующие трансформаторы тока:

На шинах отходящих линий установлены трансформаторы тока проходные с литой изоляцией марки ТПЛ – 10 на номинальное напряжение 10 кВ. Технические данные трансформаторов тока приведем в таблице 2.9.

  Таблица 2.9 - Технические данные трансформаторов тока

Место установки

Марка трансформатора тока

Данные сети

Каталожные

данные

Uн, кВ

Iр, А

Uн, кВ

Iн., А

питающая КЛ 10кВ

ТПЛ-10

10

889

10

1000

КЛ 10кВ к ТП1

ТПЛ-10

10

155,6

10

200

КЛ 10кВ к ТП1а

ТПЛ-10

10

152,8

10

200

КЛ 10кВ к ТП2

ТПЛ-10

10

45,6

10

50

КЛ 10кВ к ТП3

ТПЛ-10

10

38,9

10

50

КЛ 10кВ к ТП4

ТПЛ-10

10

132,7

10

150

КЛ 10кВ к ТП5

ТПЛ-10

10

7,7

10

25

КЛ 10кВ к ТП6

ТПЛ-10

10

9,7

10

25

2.5.4 Выбор вводных автоматических выключателей на ТП

со стороны 0,38 кВ

Проверка автоматического выключателя производится по условию срабатывания электромагнитным расцепителем максимального тока короткого замыкания:

Проверяем выбранный автомат по условию:

              ,                                          (2.59)

где Iпр.отк - предельный отключаемый автоматом ток, кА;

     Iу(3) – действующее значение полного тока трехфазного короткого замыкания за первый период, кА.

Приведем пример выбора вводного автомата на низшей стороне ТП1.

по напряжению: 0,38=0,38 кВ

по току: 2500>2049 А

по току расцепителя: 2500>1,1∙2049=2253 А

проверяем на отключающую способность: 65>9,56 кА

Результаты расчетов выбора автоматических выключателей сведены в таблицу 2.10.

Таблица 2.10-Технические данные автоматических выключателей

Место

установки

Тип автомата

Iн.

Iном.авт.

Ток расцепителя

эл. магнитный

тепловой

ТП 1

Э25

2049

4000

7500

2500

ТП 1а

Э25

2013

4000

7500

2500

ТП 2

Э06

600

1000

2500

800

ТП 3

Э06

512

1000

2000

630

ТП 4

Э25

1748

4000

7500

2500

ТП 5

А3726

203

250

1250

250

ТП 6

А3736

256

630

1600

320

2.6 Защита сетей от аварийных режимов

В сетях промышленных предприятий для защиты линий, трансформаторов, двигателей преобразовательных агрегатов применяют релейную защиту, которая является основным видом электрической автоматики.

Релейной защитой называют специальные защитные устройства, выполняемые при помощи реле и других аппаратов и предназначенные для отключения выключателем в установках выше 1 кВ или автоматическим выключателем в установках напряжением до 1 кВ поврежденного элемента системы электроснабжения.

К релейной защите предъявляют следующие основные требования:

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

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

надежность действия, т.е. правильная и безотказная работа релейной защиты при всех повреждениях и ненормальных режимах работы элементов, которая обеспечивает применение 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.

 

2.6.1 Защита силового трансформатора 10/0,4 кВ

Максимальная токовая защита с действием на отключение предназначена для защиты от токов, обусловленных внешними короткими замыканиями, и устанавливается с питающей стороны и (максимальная токовая защита с выдержкой времени со стороны приемников электроэнергии).

Внутрицеховые трансформаторы защищаются от витковых замыканий и других повреждений внутри кожуха трансформатора, связанные с выделением газа и понижением уровня масла – газовая защита, а также от  однофазного замыкания на землю со стороны низшего напряжения.

Также устанавливаем газовую защиту.

2.6.2 Защита линии 0,38 кВ от токов короткого замыкания

Для защиты электрических цепей напряжением ниже 1000 В от коротких замыканий, перегрузок и других ненормальных режимов предназначены автоматические выключатели.

Проверку выбора выключателя производят по выражению:

  ,                                           (2.60)

где Iк(1) – ток однофазного короткого замыкания, А;

      Iн.р – номинальный ток расцепителя автомата, А.

Проверим автоматический выключатель в линии РП2-0,4кВ. Линия запитана от трансформатора ТМ-2500/10, схема соединения обмоток «звезда-звезда с нулем.

По выражению (2.60) проверяем выбранный выключатель

1700/97,3=17,5 > 3, что удовлетворяет условию.

На 5 листе графической части проекта представлены принципиальные схемы релейной защиты.

2.6.3 Защита оборудования системы электроснабжения

от перенапряжений

Различают два вида перенапряжений в электрических установках: внутренние и атмосферные. Внутренние перенапряжения возникают в результате коммутации, как нормальных (включение и отключение нагруженных линий, отключение ненагруженных трансформаторов и реакторов), так и послеаварийных (дуговые замыкания на землю в системах с изолированной нейтралью, отключения к.з., АПВ). Эти перенапряжения воздействуют на изоляцию сравнительно кратковременно, но значение их может превышать в несколько раз номинальное напряжение.

Атмосферные перенапряжения возникают в результате разрядов молнии в электроустановку или вблизи неё. Волны перенапряжения, возникающие токоведущих частях при ударах молнии, распространяются со скоростями, сравнимыми со скоростью света, проникая в обмотки трансформаторов, машин, воздействуя на изоляцию линии и аппаратов. Время воздействия атмосферных перенапряжений составляет от единиц до сотен миллионов долей секунды. Значение этих перенапряжений при отсутствии специальных мер защиты может достигать миллионов вольт.

Вентильные разрядники выбирают по напряжению и их назначению:

Uн.с. Uн.р,                                                  (2.61)

10 кВ  10 кВ.

Выбираем разрядник типа РВП-10.

3 АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ РЕЗЕРВА

     СЕКЦИОННОГО ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ

К устройствам сетевой автоматики относятся устройства автоматического повторного включения (АПВ), автоматического включения резервного питания и оборудования (АВР), автоматической разгрузке по частоте и по току (АЧР и АРТ).

Учитывая, что устройства автоматики в системах электроснабжения работают сравнительно редко, основными требованиями, предъявляемыми к ним, являются простота и надежность.

Телемеханизация электроснабжения предприятий ограничивается обычно применением телесигнализации.

Экономическая эффективность автоматизации определяется главным образом сокращением числа обслуживающего персонала и уменьшением простоев производства.

Пуск в действие АВР может осуществляться реле минимального напряжения, контролирующим напряжением на отдельных секциях шин, или совместным действием этого реле и реле понижения частоты, что обеспечивает действие АВР в пределах 0,2-1 секунды после прекращения питания. Время действия АВР должно уменьшаться в направлении от потребителей к источнику питания и согласовываться с временем действия защит линий, отходящих от сборных шин резервируемой установки.

Успешное и эффективное действие АВР обеспечивается при достаточной мощности резервного источника питания или (при необходимости) автоматической разгрузкой по току. Эта разгрузка применяется, когда при нарушении питания на одной линии или трансформаторе нагрузка переключается на другую линию или трансформатор, но их пропускная способность не покрывает всей нагрузки, даже с учетом допустимой перегрузки. В этом случае в схеме АРТ используют токовые реле типа РТ-80 или РТ-40 и реле времени типа ЭВ с отстройкой срабатывания указанных реле от кратковременных перегрузок и токов самозапуска электродвигателей.

Автоматическое повторное включение позволяет повысить надежность электроснабжения потребителей лишь в случае неустойчивых коротких замыканий на линиях, выводах трансформаторов, шинах и т. п. В случае же устойчивых коротких замыканий на линиях и других элементах сети такой элемент отключается и для восстановления электроснабжения потребителей необходимо включить резервное питание – трансформатор или генератор, резервную питающую линию или какой-то другой резервный элемент. Такой резервный элемент подключается взамен поврежденного автоматическими устройствами, которые называются устройствами автоматического включения резерва (АВР).

Рассмотрим простейший пример повышения надежности электроснабжения при наличии АПВ на линии 10 кВ, изображенной на рисунке 3.1. Схема предусматривает сетевое резервирование по линии, питающейся от соседней подстанции (показано пунктиром). При устойчивом коротком замыкании на линии Л1 потребители, подключенные к Л2 и ЛЗ, теряют питание, потому что после АПВ линия отключается окончательно. Подключение Л2 к резервной линии устройством АВР восстанавливает электроснабжение потребителей, подсоединенных к этим линиям.

Рисунок 3.1 – Схема сетевого резервирования по линии с АПВ и АВР

Таким образом, АВР сохраняет практически бесперебойное электроснабжение этих потребителей.

Виды устройств АВР и требования, предъявляемые к ним. Устройства АВР элементов электрических сетей можно классифицировать по следующим признакам:

1) по назначению – АВР линий, трансформаторов, двигателей;

2) по контролю напряжения на резервном источнике – без контроля напряжения и с контролем напряжения;

3) по направлению действия – одностороннего и двухстороннего действия;

4) по характеру взаимодействия – местные и сетевые.

К местным АВР относятся устройства, пусковой орган которых действует на отключение рабочего ввода, а затем на включение резервного ввода. Эти действия не выходят за пределы подстанции или распределительного пункта. К сетевым относятся АВР, действующие на включение сетевого резервного выключателя, а другие устройства, обеспечивающие запрет подачи напряжения на поврежденное оборудование, расположены в другом месте.

В зависимости от конкретных условий выбирают наиболее целесообразную схему АВР. Например, схема с контролем напряжения сложна, но она необходима при АВР трансформаторов, питающих или резервных линий, если источник на более высоком напряжении общий и есть вероятность потери напряжения на резервном элементе.

На двухтрансформаторных подстанциях оба трансформатора, как правило, несут нагрузку, и в этом случае резерв называется неявным и устройством АВР оснащается секционный выключатель. Оба трансформатора взаимно резервируют друг друга в случае повреждения и отключения одного из них. Поэтому АВР должно быть двусторонним. По той же причине сетевые АВР также должны быть двусторонними.

К устройствам АВР предъявляются следующие основные требования.

1) АВР должно действовать при исчезновении напряжения на шинах резервируемого элемента по любым причинам.

2) Резервное питание должно включаться только после отключения основного, рабочего. Это необходимо для того, чтобы резервный источник не был включен на короткое замыкание в основном источнике. При выполнении этого условия не снижается напряжение у потребителей, подключенных к резервному источнику, уменьшается вероятность развития аварии, повышается надежность АВР и электроснабжения потребителей.

Однако при сетевом резервировании (как было показано на примере рисунка 3.1) окончательное отключение поврежденного элемента — питающей линии Л1 – происходит после подключения Л2 и ЛЗ к резервной линии. Линия Л1 отключается релейной защитой, установленной на выключателе В2.

3) При глубоком снижении напряжения на подстанции, пусковой орган АВР должен иметь выдержку времени.

4) Должна обеспечиваться однократность действия АВР при включении на к. з. Успешность двукратного АВР, как показывает опыт, близка к нулю.

5) Отключение резервного питания при включении на короткое замыкание должно быть быстрым, то есть должно обеспечиваться ускорение (до 0,5 с) действия защиты после АВР так же, как и в схемах АПВ.

6) На всех выключателях, находящихся в режиме АВР, должен быть постоянный контроль исправности цепи оперативного тока и цепи включения.

На двухтрансформаторных подстанциях 35…110/6…10 кВ мощностью 2×4000 и 2×6300 кВА предусматривается следующий объем автоматизации:

1) восстановление питания на обесточенной секции шин: при срабатывании МТЗ ввода 10 кВ трансформатора – путем АПВ ввода, во всех других случаях – путем АВР на секционном масляном выключателе;

2) АВР шин оперативного тока от трансформатора собственных нужд  или от трансформатора напряжения 6...10кВ через разделительный трансформатор 100/230 В;

3) на узловых подстанциях – АВР шин собственных нужд СН 0,38 кВ от трансформатора собственных нужд;

4) автоматическая разгрузка по частоте;

5) автоматическое включение и отключение подогрева счетчиков, шкафов КРН-Ш-10, шкафов релейной защиты, приводов отделителей и короткозамыкателей.

Рассмотрим схему автоматизации секционного выключателя – АВР секционного выключателя, представленную на 5 листе графической части проекта. При повреждении одного из двух силовых трансформаторов на подстанции, например трансформатора TV1, он отключается защитой, а вместе с ним и соответствующая секция шин I. Для восстановления питания этой секции от второго трансформатора ТV2 устройством АВР включается секционный выключатель QW3. Рассмотрим работу устройства АВР по схеме, на которой привод показан в состоянии готовности к включению.

Для пуска схем АВР трансформаторов, шин и линий используют пусковой орган напряжения, состоящий обычно из двух или трех реле минимального напряжения, подключенных к разным линейным напряжениям трансформаторов собственных нужд или напряжения. При обесточивании секции шин I выключатель ввода QW1 остается включенным. Его контакты QW1.1 и QW1.2 замкнуты, а QW1 разомкнуты. Реле напряжения, подключенные к ТV3, теряют питание и замыкают контакты КV1.1 и КV2.1 в цепи реле времени КТ2, которое с выдержкой времени больше, чем цикл АПВ со стороны питания (10 кВ), временно замыкает проскальзывающие контакты КТ2 в цепи промежуточного реле KL1, расположенного в шкафу выключателя QW1. Контактами КL1.1 реле замыкает цепь электромагнита отключения выключателя YAТ1, и он отключается. Другими контактами KL1.2 замыкает цепь самоудержания через замкнутые контакты QW1.2, а контактами КL1.3 подготавливает цепь включения выключателя QW3. После отключения выключателя ввода QW1 размыкаются контакты QW1.2, реле KL1 теряет питание, но размыкает контакты КL1.1, КL1.2 и КL1.3 с выдержкой времени. За это время при замыкании контактов QW1 срабатывает электромагнит включения YАСЗ, и секционный выключатель включается.

Так же схема срабатывает и при отключении секции шин II. Используются контакты КVЗ и КV4 и реле времени КТЗ, а пуск АВР — через контакты KL2.3 и QW2.

После ремонта выключателя нормальная схема питания шин восстанавливается оперативно-выездной бригадой. Но имеются схемы и автоматического восстановления.

4 УСТРОЙСТВО ЗАЩИТЫ ОТ ОДНОФАЗНЫХ ЗАМЫКАНИЙ

4.1 Однофазные замыкания на землю и способы защиты от них

Однофазные замыкания на землю являются характерным видом повреждений для сетей, работающих с нейтралями, как изолированными, так и заземленными. К ним относятся воздушные и кабельные сети напряжением 6-10 кВ и частично сети более высокого напряжения. Работа с изолированной нейтралью считается допустимой при емкостных токах замыкания на землю, примерно не превосходящих значений 30, 20 и 10 А при рабочих напряжениях соответственно 6, 10 и 35 кВ. В случаях использования дугогасящих реакторов предпочтительно работать с небольшой перекомпенсацией (а не недокомпенсацией) емкостного тока индуктивным током дугогасящих реакторов.

Учитывая возможное отсутствие у потребителей постоянного или быстро включаемого резерва, а также целесообразность уменьшения числа комплектов защит в сети, защиту от коротких замыканий обычно выполняют работающей только на сигнал. Наиболее просто она выполняется посредством устройств контроля изоляции, когда поврежденный участок выявляется только поочередным отключением элементов сети.

Селективная защита (устанавливающая направление, в котором произошло повреждение) часто осуществляется с помощью специальных высокочувствительных устройств нулевой последовательности. В сетях, заземленных через дугогасящие реакторы, модуль и фаза основной гармоники тока замыкания на землю могут быть близкими как на поврежденной, так и на неповрежденной линии. Поэтому в настоящее время большое распространение получили селективные устройства сигнализации замыкания на землю, реагирующие на высшие гармоники установившихся токов замыкания, поскольку для высших гармоник практически отсутствует компенсация емкостного тока током дугогасящего реактора. Используются также устройства, реагирующие на слагающие переходного процесса замыкания на землю.

В сетях, работающих в условиях повышенной опасности для обслуживающего персонала, защита от коротких замыканий выполняет также функции защитного отключения и по условиям техники безопасности должна работать без выдержки времени на отключение.

Короткие замыкания на землю в распределительных сетях 6-35 кВ является довольно частым явлением, и составляют не менее 75 % общего числа повреждений. В сети с изолированной нейтралью замыкание одной фазы на землю само по себе не является аварией. Однако с увеличением протяженности электросетей увеличивается их емкость, и возрастают токи замыкания на землю. Проходя через место повреждения, ток выделяет много тепла, разрушая при этом токоведущие части и изоляцию. Однофазное замыкание переходит в аварийное трехфазное, нарушая энергоснабжение потребителей. Кроме того, ток однофазного замыкания является причиной увеличения напряжения неповрежденных фаз относительно земли в  раз. Длительный режим способствует возникновению двойных замыканий на землю, которые даже при хорошем состоянии заземляющих устройств приводят к появлению опасных потенциалов на металлических корпусах оборудования, создают повышенную опасность для персонала.

Причины возникновения замыканий в воздушных и кабельных сетях многообразны. Они появляются вследствие механических разрушений изоляции, обрывов проводов и тросов, а также в результате разрушений изоляции из-за грозовых и внутренних перенапряжений. К внутренним перенапряжениям, как известно, относят коммутационные и резонансные. Коммутационные перенапряжения не могут иметь больших кратностей, так как возникают вследствие переходных процессов. В теоретической электротехнике показано, что коммутационные увеличения напряжений и токов в линейных цепях, как правило, не могут превышать двойную амплитуду установившегося значения. Что касается резонансных перенапряжений, то они изменяются в широких диапазонах и в пределе (теоретически) могут достигать бесконечно больших значений. Перенапряжение зависит от того, насколько соотношения активных, индуктивных и емкостных элементов близки к условиям резонанса в данной цепи. Если в сети отсутствуют индуктивности относительно земли, то, очевидно, резонансные перенапряжения не возникнут.

Резонансные перенапряжения относительно земли в сетях 6-35 кВ с изолированной нейтралью вызываются образованием резонансного контура из индуктивностей и емкостей между фазами сети и землей. В сетях обычно присутствуют индуктивности измерительных трансформаторов напряжения. Емкости в сети всегда имеются как между фазами, так и между фазами и землей.

Эффективным средством, устраняющим аварийный режим замыкания на землю, является быстрое автоматическое отключение поврежденного участка сети. В настоящее время предложено много различных принципов селективной защиты от однофазных замыканий на землю. Однако подобные устройства не нашли применения из-за ложных срабатываний, отрицательно сказывающихся на работе защиты в условиях эксплуатации. В частности, отсутствует обоснованный учет амплитудных и фазовых соотношений токов и напряжений нулевой последовательности при разработке селективных защит от замыкания на землю.

Для уменьшения емкостной составляющей тока замыкания на землю в практике применяют дугогасящие реакторы, которые включают в нейтраль питающего сеть трансформатора или в нейтраль дополнительного заземляющего трансформатора, не несущего иной нагрузки.

Одним из наиболее распространенных видов повреждений в электрических сетях напряжением 6-10 кВ являются однофазные замыкания на землю. Современные направленные защиты от однофазного замыкания на землю имеют большое количество ложных срабатываний и низкую чувствительность. При этом отключения часто носят групповой характер, то есть при отключении поврежденного фидера защищаемой линии отключаются одновременно один или несколько фидеров, где изоляция фаз относительно земли не повреждена. Это затрудняет поиск поврежденного фидера, в результате чего имеет место переход однофазного замыкания на землю в более опасный вид повреждения - двухфазные и трехфазные. Кроме того, основным недостатком существующих защит от однофазного замыкания на землю является трудность выбора уставки тока срабатывания, так как в процессе эксплуатации сети количество одновременно работающих присоединений меняется, а, следовательно, изменяется и ток однофазного замыкания на землю. Поэтому определенная фиксированная уставка тока однофазного замыкания на землю не обеспечивает селективность срабатывания защиты при изменении количества включенных присоединений в узле нагрузки.

4.2 Решение задачи защиты сетей от замыканий с помощью

конкретных инженерных разработок

Одним из наиболее важных вопросов в области электроэнергетики на сегодняшний день является проблема повышения надежности электроснабжения и электробезопасности при эксплуатации электроустановок. Такое состояние связано с физическим и моральным старением большой части оборудования, а также низким уровнем технического совершенства релейной защиты и автоматики.

Условия электробезопасности и надежности энергоснабжения в значительной мере определяются состоянием изоляции, ее сопротивлением и емкостью относительно земли. Поэтому своевременное выявление и устранение дефектов, сопровождающееся изменением активной и емкостной составляющих проводимостей изоляции, позволит предотвратить большую часть повреждений.

Существующие в настоящее время методы определения параметров изоляции для проведения измерений требуют привлечение персонала для подключения дополнительной емкостной и активной проводимости к электрической сети, косвенный расчет оперативным персоналом значений параметров изоляции, что ведет к снижению уровня электробезопасности персонала, занимающегося определением параметров изоляции сети.

Во многих случаях износ электрической изоляции сети является причиной возникновения однофазного замыкания на землю, являющееся преобладающим видом повреждения в электрических сетях 6-10 кВ и составляющее около 75 % общего числа повреждений. Длительность воздействия однофазного замыкания на землю приводит к междуфазным и многоместным коротким замыканиям.

Современные направленные защиты от однофазного замыкания на землю имеют низкую чувствительность и большое количество ложных срабатываний. При этом отключения часто носят групповой характер, затрудняется поиск поврежденного фидера в распределительной сети, в результате чего однофазное замыкание на землю может перейти в более опасный вид повреждения – двухфазное и трехфазное. Основным недостатком существующих защит от однофазного замыкания является трудность выбора уставки тока срабатывания, так как в процессе эксплуатации сети количество одновременно работающих присоединений меняется, а, следовательно, изменяется и ожидаемый ток однофазного замыкания на землю. Кроме того, существующие защиты не учитывают положение секционного выключателя автоматического ввода резерва, так как при секционировании величина реального тока однофазного замыкания на землю также будет зависеть и от параметров отходящих линий присоединенной секции и количества подключенного к ним оборудования. Поэтому определенная фиксированная уставка тока однофазного замыкания на землю не обеспечивает селективность срабатывания защиты при изменении количества включенных присоединений в узле нагрузки.

Централизованная защита от однофазного замыкания на землю на основе применения микропроцессорных систем и микроконтроллеров позволит повысить уровень селективности и быстродействие при возникновении однофазных замыканий на землю, предотвратить ложное срабатывание защиты в неповрежденных присоединениях.

Микропроцессорные средства находят все большее применение в различных сферах промышленности, так как обладают существенными преимуществами по сравнению со средствами релейной автоматики, а это, прежде всего надежность, быстродействие, простота обслуживания, а для сферы электроэнергетики это, в первую очередь, повышение уровня электробезопасности при эксплуатации действующих электроустановок.

Выбор микропроцессорной системы зависит от многих факторов, определяемых в большинстве случаев требованиями к обслуживаемому процессу, и достаточно обширен на сегодняшний день. Многофункциональность, возможность интеграции с другими микропроцессорными системами позволяет организовать единую информационно-управляющую систему, обслуживающую определенные процессы в комплексе.

4.3 Устройство централизованной защиты от однофазного замыкания

на землю в функции срабатывания устройства защиты линии

Защита от однофазных замыканий на землю в распределительных сетях 6-10 кВ имеет большое значение для надежности электроснабжения и безопасности персонала, обслуживающего сети и электроустановки потребителей.

В настоящее время нашло применение устройство защиты от однофазных замыканий на землю, содержащее по числу линий трансформаторы тока нулевой последовательности, усилители токов нулевой последовательности, мостовые выпрямители усиленных токов, блоки выдержки времени, блоки запрета, блоки блокировки, исполнительные органы, соединенные последовательно в каждой линии, осуществляющие защиту по суммарному току линий. Недостатком данного устройства является ложное срабатывание защиты в наиболее протяженной линии, ток которой больше тока остальных линий, а также данное устройство нельзя применить в сетях с двумя присоединениями.

Для повышения уровня электробезопасности разработано устройство централизованной защиты от тока однофазного замыкания на землю в электрической сети 6-10 кВ, обеспечивающее высокую селективность, быстродействие при однофазных замыканиях на землю, контроль за состоянием всех отходящих фидеров сети, накопление информации о появлении  однофазных замыканий на землю в контролируемой сети с напряжением 6-10 кВ. Принцип работы устройства поясняется схемой, приведенной на листе 6, содержащий:

- трансформатор напряжения – ТV;

- отходящие линии через выключатели нагрузки – QF1,QF2,QF3;

- реле фазного сдвига – KL1, KL2, KL3;

- блоки гальванической развязки – U1, U2, U3;

- исполнительные органы – Y1, Y2, Y3;

- центральный процессор – ЦП,

- оперативное запоминающее устройство – ОЗУ;

- постоянное запоминающее устройство – ПЗУ;

- клавиатуру – К;

- параллельно-программируемый интерфейс ввода-вывода – ППИ;

- шифратор – Ш;

- дешифратор – ДШ;

- элементы И с инвертирующими входами – DD1, DD2, DD3.

К сети подключаются: трансформатор напряжения, отходящие фидеры через выключатели нагрузки. К реле фазового сдвига подводятся напряжения нулевой последовательности с вторичной обмотки трансформатора напряжения и токи, протекающие в линиях, с трансформаторов тока.

Сигналы с реле фазового сдвига через шифратор и параллельно-программируемый интерфейс поступают на центральный процессор и на элементы И с инвертирующими входами.

Энергонезависимое оперативное запоминающее устройство, дисплей, клавиатура посредством шины подключены к центральному процессору. Блоки гальванической развязки подключены к исполнительным органам выключателей нагрузки.

При повреждении изоляции на какой-либо линии, в ней протекает ток однофазного замыкания на землю, на дополнительной обмотке трансформатора напряжения появляется напряжение нулевой последовательности.

С выводом вторичных обмоток трансформатора напряжения снимаются сигналы напряжения нулевой последовательности, которые поступают на реле фазового сдвига. Также на реле фазового сдвига поступают сигналы тока. Сигналы с реле поступают на шифратор и на элементы И с инвертирующими входами.

Шифратор преобразует сигналы с реле (с шины аварийных сигналов) в двоичный код, которые далее поступает на параллельно-програмируемый интерфейс.

Центральный процессор выполняет программу обработки данных. При наличии повреждения изоляции на фидере процессор посылает код на дешифратор.  Дешифратор выполняет обратное преобразование и подает сигнал на соответствующий поврежденной линии элемент И с инвертирующими входами, в котором происходит инверсия и умножение сигналов с дешифратора и с реле фазового сдвига. Сигнал с выхода элемента И с инвертирующими входами поступает на блок гальванической развязки и соответственно исполнительный орган, отключающий выключатель нагрузки.

            Блокировка входа сигналов с шины аварийных сигналов на шифратор в случае поступления первичного аварийного сигнала осуществляется программным способом.

Информацию о появлении однофазных замыканий процессор записывает в энергонезависимое оперативное запоминающее устройство, выполняющее функцию памяти данных.

Сигналы с реле фазового сдвига поврежденной линии и дешифратора, поступающие на вход элемента И с инвертирующими входами оба будут иметь низкий уровень, следовательно, на выходе – высокий, который поступит на соответствующий исполнительный элемент и произведет отключение поврежденного фидера из питаемой распределительной сети.

Разработанное устройство централизованной защиты от однофазного замыкания на землю обеспечивает селективность и надежность защиты, а также повышает уровень электробезопасности обслуживающего персонала.                                    

4.4 Определение экономической эффективности специальной части.

Определение экономической эффективности от внедрения устройства от однофазного замыкания на землю сводится к нахождению срока окупаемости капитальных вложений.

Срок окупаемости расчетных капитальных вложений определяем по формуле:

,                                                  (4.1)

где  – расчетные капитальные вложения объекта без внедрения устройства, тыс. тенге;

       – расчетные капитальные вложения объекта с внедрением устройства, тыс. тенге;

       – издержки на эксплуатацию объекта без внедрения устройства, тыс. тенге;

       – издержки на эксплуатацию объекта с внедрением устройства, тыс. тенге.

Капитальными затратами являются инвестиции, необходимые для осуществления проекта. К ним также относятся расходы на замену или модернизацию фондов, которые износились в ходе хозяйственной деятельности проекта, а также расходы на капитальный ремонт для поддержания в рабочем состоянии фондов проекта в период проведения анализа.

На внедрение устройства в эксплуатацию требуются вложения, и они составят 500000 тенге. Так как на данный момент на элеваторе устройство отсутствует, то К1 равно 0.

В издержки на эксплуатацию входят оплата труда, материалов и топлива, арендная плата, оплата коммунальных, общих и административных услуг, налоги, а также платежи за иные товары или услуги, необходимые для выпуска продукции проекта. Издержки на эксплуатацию, в том числе расходы на техническое обслуживание и текущий ремонт, имеют место каждый год, начиная с первого дня ввода проекта в эксплуатацию. Эксплуатационные расходы оплачиваются из общих доходов элеватора.

На данный момент издержки на эксплуатацию составляют 1,8 млн. тенге, после внедрения устройства в эксплуатацию издержки составят порядка 1,3 млн. тенге.

По выражению (4.1) определяем срок окупаемости капитальных вложений:

год.

Эффективность капитальных вложений или какая часть затрат на эксплуатацию устройства окупается в один год определяется по формуле:

,                                               (4.2)

где  – расчетный срок окупаемости, год.

5 ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОХОЗЯЙСТВА

         

В данном разделе диплома необходимо произвести выбор наиболее целесообразного варианта структуры электротехнической службы (ЭТС), а также произвести расчеты, позволяющие определить теоретическую эффективность работы данной структуры предприятия. В ходе проведения всестороннего анализа экономических показателей необходимо выявить слабые стороны данной службы, чтобы, руководствуясь теоретическими выкладками, на практике устранить возможные ошибки при руководстве тем или иным подразделением предприятия. Данные для проведения расчетов выбираем из расчетных таблиц, полученных в ходе проведения расчетов (таблицы 5.1, 5.2).

         Составим таблицу расчета годового объема работ службы ЭТС.


Таблица 5.1 - Расчет годового объема работ

Наименование и характеристика
электрооборудования

Единица
измерения

Количество
i - го вида

Объем работ в у.е.э.

норма
на 1
у.е.э

всего
по
у.е.э

Кабельные линии электропередач до 1 кВ (в траншее)

1 км

0,352

1,29

0,45

Кабельные линии электропередач 10 кВ (в траншее)

1 км

1,372

1,9

2,6

Закрытые ТП с двумя трансформаторами 100 кВА и выше

1 пункт

6

3,5

21

Распределительные пункты, напряжением до 1 кВ

1 присоед.

11

0,5

5,5

Присоединения с вакуумными выключателями и заземляющими ножами

1 присоед.

14

16,3

228,2

Итого:

257,75

        После определения годового объема работ необходимо определить количество электромонтеров, обслуживающих это оборудование:

                                      N = Q / a ,                                                    (5.1)

где Q – объем работ в у.е.э.;

      а – норма обслуживаемого электрооборудования на 1 монтера (100 у.е.э).

        Определив число электромонтеров, определяем число рабочих, необходимых для выполнения всего объема работ по ТО и ТР. Составим таблицу для определения полного объема работ по ТО и ТР.

    Таблица 5.2 – Полный объем работ по ТО и ТР

Наименование
электрооборудования

Ед. изм.

Кол-
во

Периодичность

Трудозатраты
на у.е.э.

Годовой объем
трудозатрат

ТО

ТР

ТО

ТР

ТО

ТР

Кабельные линии
0,38 и 10 кВ в
транш.

км

1,724

2

1

23

1

79,3

1,72

Силовые трансф-ры:
на 160 кВА

шт

1

6

0,3

34

170

204

306

на 630 кВА

шт

4

6

0,3

45

175

1080

210

на 2500 кВА

шт

6

6

0,3

50

175

1800

315

на 250 кВА

шт

1

6

0,3

40

170

240

51

Вакуумные выключатели

шт

14

4

1

7

24

392

336

Выключатели автоматические

шт

45

4

2

4

15

720

1350

Итого:

4515,3

2569,72

Определяем численность электромонтеров на ТО и ТР, чел:

                              ,                                                   (5.2)

где Зоб - сумма годовых трудозатрат на выполнение работ ТО и ТР, чел.ч;

      Kсм - коэффициент сменности электрооборудования;
      Н
ТО - номинальный годовой фонд рабочего времени в одну смену.

Определим производительность электромонтеров:

                                          QN = Q / NТ                                                  (5.3)

Фактическая производительность на одного электромонтера должна быть меньше нормативной.

Определяем годовое количество потребленной электроэнергии:


                                        
W = Pp Tк                                                    (5.4)


где
Pp - расчетная мощность объекта, кВт;
      
Tк - время использования полной мощности оборудования, ч.

В первую очередь необходимо определить количество электромонтеров, обслуживающих оборудование по (5.1):


N =257,75 / 100=2,577

Количество монтеров, обслуживающих оборудование равно 3 человекам.

Определяем численность электромонтеров на ТО и ТР по таблице 5.2, чел (5.2):

N =7085,02 / 2880 = 2,46.

Число рабочих, производящих ТО и ТР составит 3 человека.

Производительность электромонтеров необходима для анализа их деятельности (5.3):


QN =257,75 / 3 = 85,91 у.е.э/чел.

Фактическая производительность электромонтеров высока по сравнению с базисной (70 у.е.э/чел [17]), что говорит об эффективности их работы.

Определим годовое количество потребленной электроэнергии (5.4):

W = 10975,59  3300 = 36219,447 МВт∙ч.

Количество потребляемой в год электроэнергии составляет большую величину, что говорит о большом объеме производимых на заводе работ.

Обслуживание и ремонт осуществляется районными электрическими сетями (РЭС). В их обязанности входит техническое обслуживание и ремонт линий 10 и 35 кВ, ПС 35/10 кВ, КТП 10/0,4 кВ. Обслуживание и ремонт линий и оборудования 0,38 кВ осуществляется предприятием своими средствами.

Все профилактические осмотры, ТО и ТР производятся по заранее составленному графику. Кроме них осуществляется выезд аварийной бригады на объекты в случае аварии.

6 ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

6.1 Требования безопасности при обслуживании электроустановок

Для создания эффективного производства, а также для более производительного и рационального труда на производстве необходимо создать условия для безопасной работы. Экономический ущерб, наносимый производству в результате травматизма, несчастных случаев на производстве весьма велик поэтому необходимо создать предпосылки для более эффективного использования работниками средств индивидуальной и общей защиты.

          На проектируемом объекте возможно возникновение опасных или вредных ситуаций, поэтому к объекту в целом, и к некоторым элементам в отдельности предъявляются определенные требования безопасности. Они необходимы для предотвращения и профилактики тех или иных опасностей.

Требования к трансформаторной подстанции:

Во время эксплуатации на КТП должно поддерживаться надлежащее санитарное состояние, необходимо систематически контролировать состояние электрооборудования. Для профилактики и предотвращения пожаров должен иметься пожарный инвентарь. В соответствии с ПУЭ, ПТЭ и ПТБ все токоведущие части, находящиеся под напряжением, должны быть удалены от поверхности земли на такое расстояние, которое обеспечивает безопасность эксплуатации оборудования. В процессе ремонта, монтажа и демонтажа оборудования должен обеспечиваться свободный подъезд технической помощи для выполнения ремонтных работ. для проведения ремонтных работ бригада ремонтников должна получить письменный наряд и допуск к работе. В наряде указывается участок действующего электрооборудования, ответственное за проведение работ лицо, наличие опасных и вредных факторов, если они имеют место; сроки проведения работ (начало и окончание). В целях безопасности место проведения работ ограждается и вывешиваются предупреждающие плакаты.

Требования к силовым трансформаторам:

При эксплуатации трансформаторов необходимо обеспечение их длительной и надежной работы путем соблюдения номинальных нагрузок, напряжений и температур в пределах, установленных нормами, поддержание характеристик масла и изоляции в рекомендуемых пределах, содержание в исправном состояния устройств охлаждения, регулирования температуры.

        Стационарные средства пожаротушения маслоприемников, маслоотводов и маслосборников должны находиться в исправном состоянии и в установленном месте.

           В случае автоматического отключения трансформатора защитными устройствами его повторное включение в работу можно производить только после осмотра, анализа масла, испытания изоляция и устранения повреждений. для персонала должны обеспечиваться необходимые условия для безопасной работы с оборудованием.

Требования к распределительным пунктам:

Оборудование всех видов распределительных устройств и напряжений по Номинальным данным должно удовлетворять условиям работы как при номинальных режимах, так и при аварийных (например, при коротком замыкании - к.з.), перенапряжениях и перегрузках. В распределительных пунктах не должны находиться посторонние предметы, проход к ним должен быть свободным. Температура воздуха внутри РП в летнее время должна соответствовать правилам эксплуатации [20]. В случаях ее превышения должны быть приняты меры для к понижению температуры оборудования или проведено кондиционирование воздуха. За температурой разъемных шин РП должен осуществляться постоянный контроль. Рукоятки приводов заземляющих ножей должны быть окрашены в красный цвет, а заземляющие ножи в черный. Надписи, указывающие назначение присоединений и их наименование должны быть нанесены на дверях и внутренних стенках РП, а также на лицевой и оборотной сторонах щитов.

Переносные заземления и средства оказания первой помощи, а также защитные и противопожарные средства должны находиться в РП или непосредственной близости от них.

Требования безопасности к вакуумным выключателям:

При эксплуатации вакуумных выключателей должна обеспечиваться их длительная и надежная работа. При срабатывании защитной аппаратуры выключатели должны своевременно отключиться для надежной защиты силовых трансформаторов. Для обеспечения безопасности обслуживающего персонала выключатели и их приводы должны быть оборудованы указателями отключенного и включенного положения.

Требования безопасности к разъединителям:

Разъединители служат для видимого разрыва электрической цепи, поэтому их присутствие необходимо в соответствии с нормами. Разъединитель должен иметь заземляющие ножи (с одним или двумя комплектами заземляющих ножей), предназначенными для обеспечения безопасной работы с силовыми установками. Во избежание ошибочных действий или проявления халатности со стороны обслуживающего персонала, привод разъединителя и заземляющих ножей снабжается сложной блокировкой.

6.2 Расчет параметров молниезащиты и заземления

Здания или сооружения от прямых ударов молний защищают с определенной степенью надежности: по мере продвижения внутрь здания надежность увеличивается. Существуют два основных типа молниезащитных устройств: зона защиты типа А – обладает степенью надежности 99,5 % и выше; зона защиты типа Б – 95 % и выше.

Для защиты от прямого удара молнии часто применяют стержневые или тросовые молниеотводы. Тросовый молниеприемник – это стальной многожильный канат сечением 35 мм2. При установке стержней или опор тросового молниеотвода на коньке крыши от каждого стержня или опоры должны отходить по два токоотвода: по каждому скату крыши.

Основные элементы молниезащиты: молниеприемник, токоотвод и заземлитель. Защитное действие молниеотвода основано на свойстве молнии поражать в первую очередь высокие и хорошо заземленные металлические объекты. Токи молнии воспринимаются молниеприемником и полностью отводятся в землю через токоотводящий спуск и заземлитель.

Произведем расчет одиночной тросовой молниезащиты для здания энергоблока (объект 4 на плане). Согласно [4] принимаем для здания энергоблока молниезащиту типа А. Здание имеет размеры 142×14×10 м. Поскольку здание высотой 10 м (hx), то ориентировочно применим высоту подвеса троса 18 м, а с учетом провеса троса высота опор составит 20 м [19]. Расстояние между опорами (длина троса) примем равной 136 м.

Определим высоту вершины конуса молниеотвода, м:

h0 = 0,85·h                                                  (6.1)

где h - полная высота молниеотвода (с учетом провеса), м.

h0 = 0,85 · 18 = 15,3 м.

                                          

Определим радиус защиты на уровне земли, м:

                                    (6.2)

м.

Определим радиус зоны тросового молниеотвода на высоте защищаемого объекта, м:

                            (6.3)

м.

Исходя из результатов расчета и построенному плану молниезащиты делаем вывод: здание энергоблока полностью входит в зону действия молниеотводов, установленных на территории объекта и надежно защищают от прямых ударов молний, поэтому расчет и установку дополнительных устройств молниезащиты энергоблока выполнять не следует. В качестве токоотводов будем использовать круглую сталь диаметром 10 мм.

Заземление здания энергоблока выполним для обеспечения безопасности людей и защиты оборудования от грозовых перенапряжений. При этом необходимо учитывать, что в электроустановках с изолированной или глухозаземленной нейтралью напряжением до 1 кВ сопротивление контура заземления должно быть не более 4 Ом [19]. Используем для заземления горизонтальные и вертикальные заземлители.

Рекомендуемое для расчета удельное сопротивление грунта, измеренное при нормальной влажности ρ = 100 Ом·м [19]. В качестве вертикальных заземлителей принимаем стальные стержни диаметром 16 мм и длиной 2 м. В качестве токоотводов применим круглую сталь диаметром 10 мм общей длиной 70 м.

Определяется сопротивление горизонтальной полосы связи:

                                                    (6.4)

где Lп – длина полосы связи или длина по периметру закладки, с учетом заложения на расстоянии не менее 1 м от стен здания составит 320 м;

      Ксез – коэффициент сезонности, учитывающий промерзание и просыхание грунта, по [19] принимаем равным 2,3;

      b – ширина полосы, принимаем полосу с размерами 40×4 мм;

      t – глубина заложения, принимаем равной 0,7 м [19].

Ом.

Определяем сопротивление растеканию тока одиночного вертикального заземлителя (электрода) заглубленного вертикально с землей:

                                         (6.5)

где , d - соответственно длина и диаметр стержня, м.

Определяем расчетное удельное сопротивление грунта для вертикальных заземлителей:

      (6.6)

где  - коэффициент сезонности, [16];

       - удельное сопротивление грунта (суглинок), 100 Ом·м [16].

 100·1,4 = 140 Ом·м.

Определяем сопротивление растеканию тока одиночного вертикального заземлителя (электрода) заглубленного вертикально с землей:

 Ом.

Определяется фактическое сопротивление заземляющего устройства:

                                                (6.7)

Ом.

Поскольку 1,918 < 4, то требуемое условие выполняется, следовательно, заземляющее устройство будет эффективным.

Определяются ориентировочное количество необходимых вертикальных заземлителей по отношению:

                                                (6.8)

где n – количество вертикальных заземлителей;

      – коэффициент использования вертикального заземлителя.

Принимаем к установке 24 заземлителя. План молниезащиты и заземления энергоблока представлен на листе 8 графической части проекта.

7 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Охрана земельных ресурсов должна производиться при выполнении всех видов земляных работ.

При прокладке кабельных линий 0.38 и 10 кВ разрушается верхний плодородный слой земли, поэтому следует аккуратно снимать верхний плодородный слой земли и после сооружения кабельной линии на участке необходимо осуществить восстановительные агротехнические мероприятия (согласно ПУЭ 2.3.84).

При прокладке кабельных линий в зоне насаждений расстояние до стволов деревьев должно быть не менее 2 м. Но допускается изменение этого расстояния по согласованию с организацией, ведающей зелеными насаждениями, при условии прокладки кабеля в трубах. Требования при прокладке кабеля в зоне кустарников остаются те же, но с уменьшением расстояния до 0,75 м.

        Площадка, на которой устанавливается трансформатор с масляным охлаждением должна быть засыпана гравием и иметь бортовое ограждение по всему периметру гравийной засыпки маслоприемного устройства без разрывов, с высотой не менее 150 мм над землей. Это необходимо для того, чтобы при аварии или протекании масляного бака плодородный слой земли не повреждался, а масло стекало в специальный желоб или могло быть легко удалено с площадки и восстановлено.

          Все ограждения и защитные устройства должны содержаться в исправном и чистом состоянии, а гравийная засыпка должна не реже 1 раза в год промываться.
         При образовании на гравийной засыпке твердых отложений от нефтепродуктов толщиной не менее 3 мм или появлении растительности и в случае невозможности ее промывки должна осуществляться замена гравия. Одновременно с промывкой гравийной засыпки, должна проверяться работа маслопроводов.
        После обильных дождей, выпадения большой нормы осадков, таяния снегов аварийные емкости для приема масла от трансформаторов и реакторов должны проверяться и очищаться от масла и воды.

         Пыль характеризуется степенью дисперсионности - т.е. размерами частиц и их составом в % по весу в единице объема. Пыль, содержащая значительное количество частиц от долей микрона до 5 мкм, наиболее опасны для организма, т.к. плохо задерживается слизистыми оболочками, проникает в легочную ткань и вызывает заболевания.

           Кроме вредности для организма, пыль находящаяся в помещении и внутри оборудования во взвешенном состоянии, взрывоопасна, а осевшая из воздуха пожароопасная.

          На предприятиях по хранению и переработке зерна источником образования пыли является производственные процессы, связанные с погрузкой, разгрузкой, перемещением, очисткой, измельчением зерна, просеиванием и сортированием продуктов переработки зерна.

Основными причинами выделения пыли в производственные помещения является: недостаточно эффективная работа аспирационных установок; плохая герметичность технологического, транспортного и вентиляционного оборудования; в случае оставления открытыми во время работы машин смотровых люков, крышек и выгрузка зерна из автомобилей при помощи авторазгрузчиков.

Соблюдение предельно допустимых концентраций пыли достигается:
соответствующей организацией технологических процессов; применением современного оборудования; комплексной механизацией и автоматизацией производственных операций с автоматическим или дистанционным управлением и контролем; тщательной очисткой выбросов, содержащих пыль, вредные газы и пары, а также промышленных сточных вод; применением мокрых способов обработки продуктов; тщательной герметизацией оборудования, процессов и транспортирующих средств.

Нормы допустимого шума согласуются согласно ГОСТ 12.2.024-82. В качестве нормируемой величины шума трансформаторов принимается средний по измерительным точкам уровень звука на расстоянии 0,3 м от условной излучающей шум конструкции.

Для уменьшения воздействия уровня шума трансформаторы располагают на твердом, звукоотражающем полу (ГОСТ 12.2.024 - 83), на высоте, соответствующей высоте кареток. Требования к уровню шумовых помех должны регламентироваться по ГОСТ 12.1.028 - 80. Мероприятия по охране здоровья и гигиены от шума должны производиться систематически. В целях уменьшения вредного влияния шума на здоровье человека следует производить систематические измерения изменения шумовых характеристик тех или иных объектов хозяйственной деятельности, с целью выявления неблагополучных (в шумовом отношении) зон для принятия соответствующих мер безопасности и предупреждения работников и служащих предприятия.

Все рабочие места и места отдыха должны быть экранированы и защищены от вредного воздействия шума.

В местах, где невозможно экранировать источник шума или при проведении различных работ должны реализовываться следующие меры защиты от вредного влияния шума:

1) Строгое регламентирование времени нахождения работника в зоне повышенного уровня шумности;

2) Обеспечение общими и индивидуальными средствами защиты;

3) Получение работниками инструкций о месте и времени повышения уровня шумности;

4) Обозначение предупреждающими знаками опасной зоны.

8 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА

  

В результате всех приведенных расчетов можно выявить основные показатели дипломного проекта, характеризующие его стоимость, затраты на эксплуатацию системы электроснабжения, приведенные расчетные затраты, что представлено в таблице 8.1.

 Таблица 8.1 – Технико-экономические показатели проекта

Показатель

Единица измерения

Количество

Установленная мощность электроприемников

кВт

13300

Расчетная нагрузка электроприемников

кВА

15381,1

Протяженность питающих кабельных линий 10 кВ

км

0,62

Количество распределительных линий 10 кВ

шт

7

Количество и мощность трансформаторов ТП-10/0,4 кВ

шт/кВА

6/2500,

4/630,

1/250, 1/160

Протяженность распределительных линий 10 кВ

км

0,752

Протяженность линий 0,38 кВ

км

0,352

Стоимость капитальных вложений в систему электроснабжения

тыс. тен.

10765,9

Количество условных единиц обслуживания

у.е.

257,75

Необходимое количество персонала для обслуживания системы электроснабжения

чел.

3

Потери электроэнергии в системе электроснабжения

кВт·ч/год

223173,01

Время использования максимальной нагрузки

час

3300

Приведенные затраты на эксплуатацию системы электроснабжения

тыс. тен

4934,835

Годовое потребление электроэнергии

МВт·ч/год

36219,447

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполнения дипломного проекта получены следующие результаты:

– произведена реконструкции системы электроснабжения вспомогательных цехов АО «АгромашХолдинг», что позволяет повысить качество электроэнергии и надежность электроснабжения предприятия;

– в специальной части дипломного проекта предложено к использованию устройство, повышающее уровень электробезопасности обслуживающего персонала;

– приведены основные показатели проекта, отражающие техническое состояние и экономические характеристики электрооборудования, применяемого в системе электроснабжения предприятия.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1 Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 томах / Под общ. ред. А.А. Федорова. Том 1. Электроснабжение. – М.: Энергоатомиздат, 1987 г. – 568 с.

2 Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 томах / Под общ. ред. А.А. Федорова. Том 2. Электрооборудование. – М.: Энергоатомиздат, 1987 г. – 464 с.

3 Электротехнический справочник. Под общей редакцией Чиликина М. Г. – М.: Энергия, 1972 г. – 234 с.

4 Головкин П.И. Энергосистема и потребители электрической энергии – М.: Энергия 1979 г. – 368 с.

5 Электротехнический справочник. Под. ред. Герасимова В.Т. – М.: Энергоатимиздат, 1988 г. – 327 с.

6 Анастасиев П.И., Бранзбург Е.З. и др., под. общ. ред. Хромченко Г.Е. Проектирование кабельных сетей и проводок. – М.: Энергия, 1979 г. – 328 с.

7 Чернобров Н.В. Релейная защита-М.: Энергия, 1971 г. – 624 с.

8 Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР – 6- е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат 1986 г. – 646 с.

9 В.Ю. Гессен, Ф.М. Ихтейман, С.Ф. Симоновский. Защита сельских электрических сетей от аварий. – Л.: Колос, 1974 г. – 496 с.

10 Шабат М.А., Расчёты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. – Л.: Энергоатомиздат, 1985 г. – 296.

11 Справочник по релейной защите. Под общ. редакцией Берковича М. А. – М.: ГЭИ, 1963 г. – 522 с.

12 Е.Ф. Цапенко. Устройства для защиты от однофазного замыкания на землю. – М.: Энергоатомиздат 1985 г. – 296 с.

13 Шидловский А.К., Кузнецов В.Г. Повышение качества энергии в электрических сетях. – Киев: Наукова думка, 1985 г. – 354 с.

14 Железко Ю.С.. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. Руководство для практических расчетов. – М.: Энергоатомиздат, 1989 г. – 176 с.

15 Железко Ю.С. Влияние потребителя на качество электроэнергии в сети и технические условия на его присоединение / Промышленная энергетика, 1991, №6, с. 15-17.

16 Крюков В.И. Обслуживание и ремонт электрооборудования подстанций и распределительных устройств. – М.: Высшая школа, 1989 г. – 389 с.

17 Справочные материалы к курсовой работе по курсу “Экономика и организация производства”. Басова Т.Ф., Златопольский А.Н., Зубкова А.Г. и др. – М.: Издательство МЭИ, 1991 г. – 46 с.

18 А.А. Пястолов, Г.П. Ерошенко. Эксплуатация электрооборудования. – М.: Агропромиздат, 1990 г. – 278 с.

19 В.П. Шеховцов. Расчет и проектирование схем электроснабжения. – М.: Форум-Инфра-М, 2004 г. – 246 с.

20 С.С. Рокотян, И.М. Шапиро. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. – М.: Энергия, 1977 г. – 124 с.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

28626. Введение в программирование, Принцип программного управления 57.5 KB
  Программы управляемые событиями. Всё что способен делать компьютер это выполнять программы. Процессор €движущая сила€ исполнитель точно выполняющий команды программы. а также операции копирования перемещения информации из одних ячеек памяти в другие ввода данных в оперативную память например символов набранных на клавиатуре вывода информации например на экран дисплея или на диск окончания программы и другие.
28627. Язык Паскаль и системы программирования на Паскале 41 KB
  Понятие о языках программирования. Система программирования TURBO PASCAL 7. Понятие о языках программирования.
28628. Операторы с условиями 48 KB
  Композиция условий и операторов. Операторы условного перехода. Операторы итерационных циклов.
28629. Методика разработки простых программ 91 KB
  Разработка проекта программы на Турбо Паскале. Наиболее распространённое и устойчивое заблуждение среди начинающих осваивать программирование стремление немедленно писать текст программы по полученному заданию. Целесообразно поэтому считать процесс разработки программы многоэтапным процессом и придерживаться некоторой дисциплины при разработке даже относительно простых программ. Разработка проекта программы содержащего уточненную постановку задачи в терминах €œвход выход€.
28630. Концепция типа данных 64.5 KB
  Пример программы с простыми типами и оператором выбора. Ранее мы познакомились с некоторыми стандартными типами данных: числовыми символьным строковым и булевским. Стандартные типы данных это лишь частный случай общей концепции типа данных Паскаля.
28631. Структурный тип - Массив 48.5 KB
  Понятие массива в Паскале. Описание массивов и доступ к элементам массива. Понятие массива в Паскале. Идея массива состоит в том чтобы объединить в одно целое фиксированное количество элементов одного и того же типа.
28632. Структурный тип - Строка 37 KB
  m] of char; где: m максимальная длина строки число диапазона 0 . Строки длины до 255 соответствуют типу string без указания длины строки. Нулевая позиция строки является специальной позицией в которой хранится текущая длина строки код ASCII представляющий длину строки. Доступ к компоненту строки символу строки осуществляется также как к элементу массива т.
28633. Структурный тип - Множество 45.5 KB
  Понятие о типе Множество в Турбо Паскале. Описание типа Множество и константымножества . Понятие о типе Множество в Турбо Паскале.
28634. Структурный тип - Запись 49.5 KB
  Запись как объединение неоднородных данных. Запись как объединение неоднородных данных. Объединение таких данных общий структурный типанкета затруднительно сделать в рамках массива или множества. Этот структурный тип специально введен для объединения любого конечного числа неоднородных данных.