Сопротивление петли КЗ в точке К-1:
XK-1=XС+X ВЛ =0,6+0,241=0,841 о.е
Периодическая составляющая тока трёхфазного КЗ в точке К-1:
Периодическая составляющая тока двухфазного КЗ в точке К-1:
Постоянная времени цепи КЗ Та=0,05 с, ударный коэффициент куд=1,8 [3]
Ударный ток в точке К-1:
7. 2. Расчёт тока КЗ в точке К-2
Базисное напряжение: Uб2=6,3 кВ.
Базисный ток: 
Сопротивление трансформатора ТРДН-10000/1 10:
Сопротивление петли КЗ в точке К-2:
XK-2=XK-1+XT=0,841+15,75=16,59 о.е.
Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-2:
Учтём подпитку от двигателей.
Сопротивление СД, расположенного в цехе №1:
где Х"d=0,2 — сверхпереходное сопротивление двигателя согласно [3], о.е. Сопротивление КЛЭП, питающей СД цеха №1:
Cуммарное сопротивление СД и КЛЭП:
.
Ток подпитки от двигателя:
Сопротивление от двигателя расположенного в цехе №3:
Сопративление КЛЭП питающего АД:
Ток подпитки от двигателя:
Сопротивление СД цеха №22:
Суммарное сопротивление КЛЭП питающего СД :
Сопротивление КЛЭП питающего РП-2, сечением F=240 мм2:
сопротивление КЛЭП питающего СД , сечением F=25 мм 2 :
Суммарное сопротивление КЛЭП и СД:
Ток подпитки от СД:
Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-2 с учётом подпитки от ЭД:
;
двух фазный ток КЗ в точке К-2:
;
Постоянная времени цепи КЗ Та=0,12с, ударный коэффициент куд=1,92 [3].
|
|
|
Ударный ток в точке К-2:
.
7.3. Расчёт тока КЗ в точке К-3
Расчёт тока КЗ в точке К-3 с учётом подпитки от электродвигателей.
Сопротивление КЛЭП ГПП-РП1:
,
,
суммарное спротивление до точки К-3:
Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-3
.
Периодическая составляющая тока КЗв точке К-3 с учётом подпитки от ЭД :
Двухфазный ток КЗ в точке К-3:
.
Ударный ток в точке К-3: 
Расчёт токов КЗ в точке К-4 с учётом подпитки от ЭД.
Сопротивление КЛЭП ГПП-РП2 : Х=2,8 о.е, r=5 ,2 о.е.
Суммарное сопротивление до точки К-4:
Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-4:
;
Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-4 с учётом подпитки от ЭД:
.
Двухфазный ток КЗ в точке К-4: 
.
Ударный ток КЗ в точке К-4: 
.
Расчёт тока КЗ в точке К-5
Расчёт тока КЗ в точке К-5 проведём в именованных еденицах.
Определим параметры схемы замещения.
Сопротивление трансформатора ТМЗ-400: Rт=5,5Ом; Xт=17,1Ом.
Расчётный ток :
где : Кзпар–загрузка трансформатора в послеаврийном режиме.
.
Выбираем трансформаторы тока типа ТШЛП –10 У3 с nт=1000/5.
Сопротивление трансформаторов тока: Rта=0,05 мОм; Xта=0,07 мОм [3].
|
|
|
По условиям выбора Uн≥Uн сети.=0,38кВ, Iн≥Iр.max= 
.
Выбираем автомат типа АВМ 10Н, Uн=0,38Кв, Iн=1000А, Iн.откл=20кА.
Сопротивление автомата RА=0,25мОм, XА=0,1мОм [3].
Переходное сопротивление автомата Rк=0,08мОм [3].
Сопротивления алюминиевых шин 60х6 с Iдоп=870А, l=3м, аср=60мм,
Rш=R0·l=0,034·3=0,102мОм, Xш=X0·l=0.016·3=0.048 мОм.
R'Σ=RT+RTA+RA+RK+RШ=5,5+0,25+0,05+0,08+0,102=5,982 мОм;
XΣ=XТ+XТА+XА+XШ=17,1+0,07+0,1+0,048=17,31мОм.
Сопротивление цепи КЗ без учёта сопротивления дуги:
;
Сопротивление дуги Rд в месте КЗ принимается равным: 
где Uд=Eд·lд
где Ед– напряжённость в стволе дуги , В/мм;
lд– длина дуги, мм;
Iк0–ток КЗ в месте повреждения, рассчитанный без учёта дуги, кА.
При Iк0>1000А Ед=1,6 В/м.
Длина дуги определяется в зависимости от расстояния ’а’ между фазами проводников в месте КЗ.
Из [3] для КТП с трансформаторами мощностью 400 кВА а=60 мм.
>1000А, следовательно ЕД=1,6 В/мм.
Тогда сопротивление дуги 
Суммарное активное сопротивление будет равно:
;
Полное сопротивление цепи КЗ: 
Переодическая составляющая тока трёхфазного КЗ в точке К-5:
;
; 
Ударный ток в точке К-5 равен: 
.
Результаты рассчётов токов КЗ сведены в таблицу 14
|
|
|
| Точка КЗ | IK-i(3), кА | IK-i(2), кА | Та, с | Куд. | Iуд К-i, кА
|
| K-1 | 8,91 | 7,71 | 0,05 | 1,8 | 22,68 |
| K-2 | 9,91 | 8,58 | 0,12 | 1,92 | 26,9 |
| K-3 | 9,15 | 7,92 | 0,12 | 1,92 | 24,77 |
| K-4 | 8,55 | 7,4 | 0,12 | 1,92 | 23,21 |
| K-5 | 9,85 | – | 0,0039 | 1,079 | 15,03 |
8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ
8.1. Выбор аппаратов напряжением 11О кВ
Выберем выключатель 110 кВ.
Условия его выбора:
1. по номинальному напряжению;
2. по номинальному длительному току. Условия проверки выбранного выключателя:
1. проверка на электродинамическую стойкость:
1.1. по предельному периодическому току;
1.2. по ударному току КЗ;
2. проверка на включающую способность:
2.1. по предельному периодическому току;
2.2. по ударному току КЗ;
3. проверка на отключающую способность:
3.1. номинальному периодическому току отключения;
3.2. номинальному апериодическому току отключения;
4. проверка на термическую стойкость.
Расчётные данные сети:
расчётный ток послеаварийного режима IР=78А был найден в пункте 5.3. по формуле(5.3.1);
расчётное время:
τ=tрз+tсв, (8.1.1)
где tрз — время срабатывания релейной защиты (обычно берётся минимальное значение); вданном случае для первой ступени селективности tp3=0,01, с;
|
|
|
tсв — собственное время отключения выключателя (в данный момент пока неизвестно); действующее значение периодической составляющей начального тока короткого замыкания 1по=8,91 кА было рассчитано в пункте 7.1.;
периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя Iпτ вследствие неизменности во времени тока КЗ принимается равной периодической составляющей начального тока З: Iпτ=Iп0=8,91 кА;
апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя определяется по выражению:
iаτ= 
(8.1.2)
и будет определено позже;
расчётное выражение для проверки выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:
(8.1.3)
расчётный импульс квадратичного тока КЗ:
(8.1.4)
будет также определён позже.
Согласно условиям выбора из [8] выбираем выключатель ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1 со следующими каталожными данными: Uном=110 кВ; IHOM=1000 A; Iн откл= 20 кА; β=25%; i пр скв= 52 кА; Iпр скв=20 кА; iн вкл= 52 кА; Iн вкл=20 кА; IТ=20 кА; tT=3 с; tCB=0,05 с. Определим оставшиеся характеристики сети: Расчётное время по формуле (8.1.1): τ=tp3 + tCB=0,01+0,05=0,06 с;
Апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя по формуле (8.1.2): iаτ= 
Расчётное выражение согласно формуле (8.1.3): 
;
Расчётный импульс квадратичного тока КЗ по формуле (8.1.4): 
Расчётные данные выбранного выключателя:
проверка выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ: 
(8.1.5)
проверка по термической стойкости:
BK=IT2·tT (8.1.6)
Вк=202·3=1200 кА2·с.
Выбор и проверка выключателя представлены в таблице 15.
Выберем разъединитель 110 кВ.
Условия его выбора:
1. по номинальному напряжению;
2. по номинальному длительному току.
Условия проверки выбранного разъединителя:
1. проверка на электродинамическую стойкость;
2. проверка на термическую стойкость.
Для комплектной трансформаторной подстанции блочного типа КТПБ-110/6-104 тип разъединителя согласно [8] — РНДЗ.2-110/1000 или РНДЗ-16-110/1000.
Согласно условиям выбора с учётом вышесказанного из [8] выбираем разъединитель РНДЗ.2-110/1000 У1 со следующими каталожными данными: ином=110 кВ; 1НОМ=1000 А; 1,1рскв= =80 кА; 1Т=31,5 кА; tT=4 с.
Расчётные данные выбранного разъединителя: термическая стойкость: BK=IT2·tT=31,52·4=3969 кА2·с.
Выбор и проверка разъединителя представлены в таблице 15.
Таблица 15. Выбор аппаратов напряжением 110 кВ
| Условия выбора (проверки) | Данные сети | Выключатель | Разъединитель |
| Uсети≤Uном | 110 | 110 | 110 |
| Iр≤Iном | 78 | 1000 | 1000 |
| Iпо≤Iпр скв | 8,91 | 20кА | – |
| Iуд≤iпр скв | 22.68 | 52 | – |
| Iп0≤Iн.вкл | 8,91 | 52 | – |
| iуд≤iн.вкл | 22,68 | 52 | 80 |
| Iпτ≤Iн.откл | 8,91 | 20 | – |
 ≤ 
| 16,34 | 35,25 | – |
| Вк < IT2'·tT | 8.73 кА2·с | 1200 кА2·с | 3969 кА2·с |
8.2. Выбор аппаратов напряжением 6 кВ
Выберем ячейки распределительного устройства 6 кВ.
Так как РУНН принято внутреннего исполнения, будем устанавливать перспективные малогабаритные ячейки серии «К» с выкатными тележками.
Расчётный ток вторичной обмотки трансформаторов ППЭ:
Выбираем малогабаритные ячейки серии К-104 с параметрами: UHOM=6 кВ, Iном=1600 А, Iн.откл =31,5 кА, iпр.скв=81 кА; тип выключателя ВК-10.
Выберем вводные выключатели 6 кВ.
Расчётные данные сети:
расчетный ток послеаварийного режима 1Р= 1360,18 А;
расчётное время τ=tp3 + tCB=0,0 1+0,05=0,06 с;
действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ Iп0=9,91кА было рассчитано в пункте 7.2.;
периодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя Iпτ=Iп0=9,91кА
апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя: iаτ= 
расчётное выражение для проверки выбранного выключателя по апериодической составляю-
щей полного тока КЗ: 
кА;
расчётный импульс квадратичного тока КЗ: 
Выбираем выключатель ВК-10-1600-20У2 со следующими каталожными данными: Uном=10кВ; Iном=1600А; Iн.откл=31,5кА;β=25%; iпр.скв=80кА; Iпр.скв=31,5кА; iн.вкл=80кА; Iн.вкл=31,5кА; IТ=31,5кА; tт=4с;tсв=0,05с.
Расчётные данные выбранного выключателя:
проверка выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:
кА;
проверка по термической стойкости: BK=IT2·tT=31,52·4=3969 кА2 ·с.
Выбор и проверка выключателя представлены в таблице 16.
Выберем выключатель на отходящей линии 6 кВ.
Расчётные данные сети:
расчетный ток послеаварийного режима: 
расчётное время τ=tрз+tсв= 0,3 1+0,05=0,36 с;
остальные величины имеют те же значения, что и для выключателя ввода.
Выбираем выключатель ВК-10-630-20У2 со следующими каталожными данными: Uном=10 кВ; Iном =630 А; Iн.откл =20 кА; β=20%; inp.скв=52 кА; Iпр.скв=20 кА; iн вкл=52 кА; Iн вкл =20 кА; IТ=20 кА; tT=4 с; tCB=0,05 с.
Расчётные данные выбранного выключателя:
кА;
BK=IT2·tT=202·4=1600 кА2·с.
Выбор и проверка выключателя представлены в таблице 16.
Таблица 16. Выбор выключателей 6 кВ.
| Условия выбора (проверки) | Данные сети для ввода | Выключатель ввода | Данные сети для отходящей линии | Выключатель отходящей линии |
| Uсети≤Uном | 6кВ | 10кВ | 6кВ | 10кВ |
| Iр≤Iном | 1360А | 1600А | 94,6А | 630А |
| Iпо≤Iпр скв | 9,91кА | 31,5кА | 9,91кА | 20кА |
| iуд≤iпр скв | 26,9кА | 80кА | 26,9кА | 52кА |
| Iп0≤Iн.вкл | 9,91кА | 31,5кА | 9,91кА | 20кА |
| Iуд≤iн.вкл | 26,9кА | 80кА | 26,9кА | 52кА |
| Iпτ≤Iн.откл | 9,91кА | 31,5кА | 9,91кА | 20кА |
 ≤
| 22,5кА | 53,46кА | 22,5кА | 33,94кА |
| Вк < IT2'·tT | 17,67кА2·с | 3969 кА2·с | 17,67 кА2·с | 1600 кА2·с |
Выберем трансформаторы тока. Условия их выбора:
1. по номинальному напряжению;
2. по номинальному длительному току. Условия проверки выбранных трансформаторов:
1. проверка на электродинамическую стойкость (если требуется);
2. проверка на термическую стойкость;
3. проверка по нагрузке вторичных цепей.
Расчётные данные сети:
расчётный ток 1Р= 1360 А;
ударный ток КЗ iуд=26,9 кА;
расчётный импульс квадратичного тока КЗ Вк=17,67 кА2-с.
Согласно условиям выбора из [8] выбираем трансформаторы тока типа ТПШЛ-10 со следующими каталожными данными: UHOM=10 кВ; IHOM=1500 A; Z2H=1,2 Ом; 1Т=35 кА; tT=3 с.
Расчётные данные выбранного трансформатора тока:
так как выбран шинный трансформатор тока, то проверка на электродинамическую стойкость не требуется; проверка по термической стойкости: BK=IT2·tT=352·3=3675 кА2·с.
|
|
Рисунок 12. Схема соединения приборов
Трансформаторы тока (ТТ) включены в сеть по схеме неполной звезды на разность токов двух фаз. Чтобы трансформатор тока не вышел за пределы заданного класса точности, необходимо, чтобы мощность нагрузки вторичной цепи не превышала номинальной: z2н.>z2 . Перечень приборов во вторичной цепи ТТ приведён в таблице 17, схема их соединения — на рисунке 12.
Таблица 17. Приборы вторичной цепи ТТ
| Наименование
| Количество
| Мощность фаз, ВА
| ||
| А | В | С | ||
| Амперметр Э335 | 1 | 0,5 | — | — |
| Ваттметр ДЗ 35 | 1 | 0,5 | — | 0,5 |
| Варметр Д335 | 1 | 0,5 | — | 0,5. |
| Счётчик активной мощности СА4У-И672М | 1 | 2,5 | — | 2,5 |
| Счетчик реактивной мощности СР4У-И673М | 2 | 2,5 | — | 2,5 |
| Итого: | 6 | 9 | — | 8,5 |
Наиболее нагруженной является фаза А. Общее проводов сопротивление приборов:
(8.2.1)
где Sприб — мощность приборов, ВА;
I2ном — вторичный ток трансформатора тока, А.
Ом
Допустимое сопротивление:
rпров=z2н-rпиб -rконт=1,2-0,36-0,1=0,74Ом.
Минимальное сечение проводов: 
р=О,0286 — удельное сопротивление проводов согласно [3], Ом/м;
lрасч=50 — расчётная длина проводов согласно [3], м.
|
|
мм2.
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм , тогда
|
|
|
|
Ом.
Полное расчётное сопротивление:
r2расч =rприб + rпров + rконт=0,36 + 0,57 + 0,1 = 1,03 ОМ.
Выбор и проверка ТТ представлены в таблице 18.
Таблица 18. Выбор трансформаторов тока
| Условие выбора (проверки) | Расчётные данные | Каталожные данные |
| U сети — U ном | 6кВ | 10 кВ |
| Ip<IHOM | 1360А | 1500 А |
| iуд <iдин | 24,08кА | не проверяется |
| Вк < IT2'tT | 14,16кА2·с | 3675 |
| Z2н<Z2расч | 1,03 Ом | 1,2 Ом |
Выберем трансформаторы напряжения. Условия их выбора: 1. по номинальному напряжению. Условия проверки выбранных трансформаторов: 1. проверка по нагрузке вторичных цепей.
Согласно условиям выбора из [8] выбираем трансформаторы напряжения типа НАМИ-6-66УЗ со следующими каталожными данными: Uном =6 кВ; S2н =150 BA. Схема соединения приборов приведена на рисунке 13, перечень приборов — в таблице 19.
|
|
Рисунок 13. Схема соединения приборов
Таблица 19. Приборы вторичной цепи ТН
| Наименование | Количество | Мощность катушки | Число катушек | Полная мощность |
| Вольтметр Э335 | 4 | 2 | 1 | 8 |
| Ваттметр Д335 | 1 | 1,5 | 2 | 3 |
| Варметр Д335 | 1 | 1,5 | 2 | 3 |
| Частотомер Э337 | 1 | 3 | 1 | 3 |
| Счётчик активной мощности СА4У-И672М | 6 | 8 | 2 | 96 |
| Счётчик реактивной мощности СР4У-И673М | 2 | 8 | 2 | 32 |
Номинальная мощность трансформатора напряжения НАМИ-6 S2н =150 В А. Расчётная мощность вторичной цепи S2 =145 В А.
ТН будет работать в выбранном классе точности 1.
Выберем шины на ПГВ. Условия их выбора:
1. по номинальному длительному току;
2. по экономическому сечению. Условия проверки выбранных шин:
1. проверка на термическую стойкость;
2. проверка на электродинамическую стойкость. Расчётный ток 1Р= 1360 А был определён ранее.
Так как это сборные шины, то согласно [2] по экономической плотности тока они не проверяются. Выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения 80x10 с допустимым током 1ДОП=1480 А.
Проверка на термическую стойкость: Вк=17,67кА2·с;
минимальное сечение шин:
с=95 - термический коэффициент для алюминиевых шин 6 кВ согласно [3], А·с2/мм2.
так как Fmin=44,2 мм2 < F=800 мм2, то шины термически стойкие.
Проверим шины на механическую стойкость.
Для этого определим длину максимального пролёта между изоляторами при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц, так как при меньшей частоте может возникнуть механический резонанс:
(8.2.4)
где W — момент сопротивления поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению силы F, м3;
fД(3) — сила взаимодействия между фазами на 1 м длины при трёхфазном КЗ с учётом механического резонанса, Н/м;
σ доп=70-106— допустимое напряжение в материале для
алюминиевых шин [2], Па;
ξ — коэффициент, равный 10 для крайних пролётов и 12 для остальных пролётов.
Согласно [3] сила взаимодействия между фазами на 1 м длины при трёхфазном КЗ с учётом механического резонанса определяется по формуле:
где а=60-10-3 — расстояние между осями шин смежных фаз для напряжения 6 кВ [3], м;
iуд — ударный ток трёхфазного КЗ, А.
По выражению (8.2.5) 
Н/м
Момент сопротивления поперечного сечения шины при расположении их плашмя определяет ся по выражению: 
(8.2.7)
где b=10·10-3 — высота шин, м;
h=80·10 -3 — ширина шин, м.
Длина пролета по формуле (8.2.4) 
м
Вследствие того, что ширина шкафа КРУ 750 мм, и опорные изоляторы имеются в каждом из них, принимаем длину пролёта 1=0,75 м.
Максимальное расчётное напряжение в материале шин, расположенных в одной плоскости, параллельных друг другу, с одинаковыми расстояниями между фазами:
(8.2.8)
МПа
Так как σф =7 МПа < σдоп=70 МПа, то шины механически стойкие.
Выберем опорные изоляторы на ГПП.
Опорные изоляторы выбираются по номинальному напряжению и проверяются на механическую прочность.
Допустимая нагрузка на головку изолятора:
Fдоп=0,6·Fразр, (8.2.9)
где Fразр — разрушающее усилие на изгиб,Н.
Расчётное усилие на изгиб:
, (8.2.10)
где Кh — коэффициент, учитывающий расположение шин на изоляторе. При расположении шин плашмя Кh=1 [3].
Н
Из [8] выбираем опорные изоляторы ИО-6-3,75 УЗ со следующими каталожными данными: UHOM=6 кВ; Fразр =3750 Н.
Допустимая нагрузка: Fдоп=0,6·Fразр=0,6-3750=2250 Н. Так как Fдоп=2250 Н > Fрасч=1193,9 Н, то изоляторы проходят по допустимой нагрузке.
Выберем проходные изоляторы на ПГВ.
Проходные изоляторы выбираются по номинальному напряжению, номинальному току и проверяются на механическую прочность.
Расчётный ток 1Р= 1360 А. был определён ранее в пункте 8.2.
Расчётное усилие на изгиб:
(8.2.11)
Н.
Из [8] выбираем проходные изоляторы, ИП-ДО/1600-1250УХЛ1 со следующими каталожными данными: UHOM=10 кВ; Iном=1600 A; Fpaзp=1250 H.
Допустимая нагрузка: Fдоп=0,6·Fразр=0,6-1250=750 Н.
Так как Fдоп=750 Н > Fрасч=596,9 Н, то изоляторы проходят по допустимой нагрузке.
Выберем выключатель нагрузки. Условия его выбора:
1. по номинальному напряжению;
2. по номинальному длительному току.
Условия проверки выбранного выключателя нагрузки:
1. проверка на отключающую способность;
2. проверка на электродинамическую стойкость:
2.1. по предельному периодическому току;
2.2. по ударному току КЗ;
3. проверка на термическую стойкость (если требуется).
Согласно [2] по режиму КЗ при напряжении выше 1000 В не проверяются:
1. аппараты и проводники, защищённые плавкими предохранителями с вставками на номинальный ток до 60 А — по электродинамической стойкости;
2. аппараты и проводники, защищённые плавкими предохранителями независимо от их номинального тока и типа, — по термической стойкости.
Проверку на включающую способность делать нет необходимости, так как имеется последовательно включенный предохранитель.
Расчётные данные сети:
Расчётный ток послеаварийного режима IР= 94,6 А был определён ранее при выборе выключателя на отходящей линии;
Действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ 1по=9,91 кА было рассчитано ранее в пункте 7.2.;
Для КТП-400 тип коммутационного аппарата на стороне 6(10) кВ согласно [8] — выключатель нагрузки типа ВН-11.
Согласно условиям выбора с учётом вышесказанного из [8] выбираем выключатель нагрузки ВВЭ-10-20-630-УЗ со следующими параметрами: Uном=10кВ; Iном=630 А; Iн,откл =20 кА, inр.скв =52кА; Iпр.скв=20кА; IТ=20кА; tT=3с. 1п0=9,91 кА < I пр.скв=20 кА;
iyд=26,6 кА < iпр скв =52 кА;
Iр =94,6А<Iн.откл =630А.
Выберем предохранитель.
Условия его выбора:
1. по номинальному напряжению;
2. по номинальному длительному току.
Условия проверки выбранного предохранителя: 1. проверка на отключающую способность.
Расчётный ток IР=94,6 А был определён ранее.
Согласно условиям выбора из [8] выбираем предохранитель ПКТ103-6-100-31,5УЗ со следующими каталожными данными: Uном=6 кВ; Iном=100 А, Iн.откл =31,5 кА, Iп0 =9,91 кА < Iн.откл =31,5 кА, предохранитель по отключающей способности проходит.
8.3. Выбор аппаратов напряжением 0,4 кВ
Выберем автоматический выключатель.
Условия его выбора:
1. по номинальному напряжению;
2. по номинальному длительному току.
Условия проверки выбранного выключателя:
1. проверка на отключающую способность.
Ранее в пункте 7.3. был выбран автомат типа АВМ10Н с UH=0,38кВ; IН=1500А; Iн.откл =20 кА.
Проверка на отключающую способность:
Iпτ=15,03кА < Iн.откл =20 кА.
Выбранный автомат проходит по условию проверки.
9. ПРОВЕРКА КЛЭП НА ТЕРМИЧЕСКУЮ СТОЙКОСТЬ
Согласно [2] выбранные ранее кабели необходимо проверить на термическую стойкость при КЗ в начале кабеля. Проверять будем кабели, отходящие от ГПП, так как для остальных КЛЭП неизвестны токи КЗ. Проверка производится по условию:
(9.1)
с=92 — термический коэффициент .для кабелей с алюминиевыми однопроволочными жилами и бумажной изоляцией согласно [8], А·с2/мм2;
tотк — время отключения КЗ, с;
τа — постоянная времени апериодической составляющей тока КЗ, с;
F — сечение КЛЭП, мм2.
Рассмотрим расчёт на примере КЛЭП ГПП-РП1.
кА≥9,91кА;
Расчёт минимального сечения КЛЭП:
(9.2)
мм2;
Увеличиваем сечение КЛЭП до стандартного, равного 120мм2.
Результаты проверки кабелей на термическую стойкость представлены в таблице 20.
Таблица 20. Результаты проверки КЛЭП на термическую стойкость
| Наименование КЛЭП | F,мм2 | Iтер, кА | Iкз,кА |
| ГПП-ТП1 | 70 | 7,2 | 9,91 |
| ГПП-ТП2 | 50 | 5,14 | 9,91 |
| ГПП-ТП3 | 25 | 2,57 | 9,91 |
| ГПП-ТП4 | 25 | 2,57 | 9,91 |
| ГПП-ТП5 | 10 | 1,02 | 9,91 |
| ГПП-ТП6 | 10 | 1,02 | 9,91 |
| ГПП-РП1 | 95 | 9,77 | 9,91 |
| РП1-ТП7 | 25 | 2,57 | 9,91 |
| РП1-ТП8 | 25 | 2,57 | 9,91 |
| РП1-ТП11 | 10 | 1,02 | 9,91 |
| ГПП-РП2 | 240 | 24,68 | 9,91 |
| РП2-ТП9 | 10 | 1,02 | 9,91 |
| РП2-ТП10 | 16 | 1,64 | 9,91 |
| РП2-ТП12 | 10 | 1,02 | 9,91 |
|
| |||
Из таблицы видно, что кабель идущий от ГПП до РП2 термически стойкий. Остальные КЛЭП увеличиваем до 120 мм2.
10 . РАСЧЁТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
Распределительные сети 6-220 кВ промышленных предприятий обычно имеют простую конфигурацию и выполняются, как правило, радиальными или магистральными. Силовые трансформаторы подстанций на стороне низшего напряжения обычно работают раздельно. По этому промышленные электросети и электроустановки для своей защиты от повреждений и анормальных режимов в большинстве случаев не требуют сложных устройств релейной защиты. Вместе с тем особенности технологических процессов и связанные с ними условия работы и электрические режимы электроприёмников и распределительных сетей могут предъявлять повышенные требования к быстродействию, чувствительности и селективности устройств релейной защиты, к их взаимодействию с сетевой автоматикой: автоматическим включением резервного питания (АВР), автоматическим повторным включением (АПВ), автоматической частотной разгрузкой (АЧР).
Исходными данными определено произвести расчёт релейной защиты трансформаторов ПГВ.
Согласно [3] для трансформаторов, устанавливаемых в сетях напряжением 6 кВ и выше, должны предусматриваться устройства релейной защиты от многофазных коротких замыканий в обмотках и на выводах, однофазных коротких замыканий в обмотке и на выводах, присоединённых к сети с глухозаземлённой нейтралью, витковых замыканий в обмотках, токов в обмотках при внешних КЗ и перегрузках, понижений уровня масла в маслонаполненных трансформаторах и в маслонаполненных вводах трансформаторов.
10.1. Защита от повреждений внутри кожуха и от понижений уровня масла
Тип защиты — газовая, реагирующая на образование газов, сопровождающих повреждение внутри кожуха трансформатора, в отсеке переключателя отпаек устройства регулирования коэффициента трансформации (в отсеке РПН), а также действующая при чрезмерном понижении уровня масла. В качестве реле защиты в основном используются газовые реле. При наличии двух контактов газового реле защита действует в зависимости от интенсивности газообразования на сигнал или на отключение.
Типовыми схемами защиты предусматривается в соответствии с требованиями ПУЭ возможность перевода действия отключающего контакта газового реле (кроме реле отсека РПН) на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающего контактов реле. Газовое реле отсека РПН должно действовать только на отключение.
При выполнении газовой защиты с действием на отключение принимаются меры для обеспечения надёжного отключения выключателей трансформатора при кратковременном замыкании соответствующего контакта газового реле.
Газовая защита установлена на трансформаторах ГПП и на внутрицеховых трансформаторах мощностью 630 кВА и более. Применяем реле типа РГУЗ-66.
Защита от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена и с помощью реле давления, а защита от понижения уровня масла — реле уровня в расширителе трансформатора.
1 0 .2. Защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора
Для этой цели будем использовать продольную дифференциальную токовую защиту, действующую без выдержки времени на отключение повреждённого трансформатора от неповреждённой части электрической системы с помощью выключателя. Данная защита осуществляется с применением реле тока, обладающих улучшенной отстройкой от бросков намагничивающего тока, переходных и установившихся токов небаланса. Согласно рекомендациям [3] будем использовать реле с торможением типа ДЗТ-11. Рассматриваемая защита с реле ДЗТ-11 выполняется так, чтобы при внутренних повреждениях трансформатора торможение было минимальным или совсем отсутствовало. Поэтому тормозная обмотка реле обычно подключается к трансформаторам тока, установленным на стороне низшего напряжения трансформатора.
Произведём расчёт продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторов ПГВ, выполненной с реле типа ДЗТ-11.
Для этого сначала определим первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:
(10.2.1)
где Shom — номинальная мощность защищаемого трансформатора, кВА;
uhom.cp — номинальное напряжение соответствующей стороны, кВ. Ток для высшей стороны напряжения: 
для низшей стороны напряжения: 
Применяем трансформаторы тока с nтвн=50/5 и nтнн=1000/5. Схемы соединения трансформаторов тока следующие: на высшей стороне Δ, на низшей стороне — Y.
Определим соответствующие вторичные токи в плечах защиты:
(10.2.2)
где Ксх — коэффициент схемы включения реле защиты, который согласно [3] для ВН равен 
, для НН - 1 .
Тогда с использованием выражения (10.2.2): 
Выберем сторону, к трансформаторам тока которой целесообразно присоединить тормозную обмотку реле. В соответствии с [9]на трансформаторах с расщеплённой обмоткой тормозная обмотка включается на сумму токов трансформаторов тока, установленных в цепи каждой из расщеплённой обмоток.
Первичный минимальный ток срабатывания защиты определяется из условия отстройки от броска тока намагничивания:
(10.2.3)
где Котс-1,5 — коэффициент отстройки.
Iс.3=1,5·50,2=75,3 А.
Расчётный ток срабатывания реле, приведённый к стороне ВН:
Расчётное число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны ВН: 
(10.2.4)
где Fcp=100 — магнитодвижущая сила срабатывания реле, А.
Согласно условию Wbh ≤ WBHpacn принимаем число витков WBH =8, что соответствует минимальному току срабатывания защиты :
Расчётное число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны НН: 
Принимаем ближайшее к WHHpacч целое число, то есть WHH=13.
Определим расчётное число витков тормозной обмотки, включаемых в плечо защиты со стороны НН:
(10.2.6)
где ε=0,1 — относительное значение полной погрешности трансформатора тока;
Δu— относительная погрешность, обусловленная РПН, принимается равной половине суммарного диапазона регулирования напряжения;
α — угол наклона касательной к тормозной характеристике реле типа ДЗТ-11, tg a=0,75. Для ТДН-10000/110 Δu=0,16
Согласно стандартного ряда, приведённого в [3], принятое число витков тормозной обмотки для реле ДЗТ-11 wT=7.
Определим чувствительность защиты при металлическом КЗ в защищаемой зоне, когда торможение отсутствует. Для этого определим ток КЗ между двумя фазами на стороне НН трансформатора:
Коэффициент чувствительности:
(10.2.7)
> 2, что удовлетворяет условиям.
Определим чувствительность защиты при КЗ в защищаемой зоне, когда имеется торможение. Вторичный ток, подводимый к рабочей обмотке реле:
(10,2,8)
Вторичный ток, подводимый к тормозной обмотке:
Рабочая МДС реле:
(10.2.9)
Fраб=70.5·7=493.5А. Тормозная МДС рле:
FТОР=IТОР·WТОР, (10.2.10)
FТОР=2,1·7=14,7 A.
По характеристике срабатывания реле, приведённой в [10], графически определяем рабочую МДС срабатывания реле: Fc.p=100 A. Тогда коэффициент чувствительности:
(10.2.11)
>1,5;что удовлетворяет условиям.
10. 3. Защита от токов внешних многофазных КЗ
Защита предназначена для отключения внешних многофазных КЗ при отказе защиты или выключателя смежного повреждённого элемента, а также для выполнения функций ближнего резервирования по отношению к основным защитам трансформатора (дифференциальной и газовой). В качестве защиты трансформатора от токов внешних КЗ используются: 1 токовые защиты шин секций распределительных устройств низшего и среднего напряже-
ний, подключенных к соответствующим выводам трансформатора;
2. максимальная токовая защита с пуском напряжения, устанавливаемая на стороне высшего напряжения защищаемого трансформатора.
Защита, установленная на стороне ВН, выполняется на двухобмоточных трансформаторах с двумя, а на трёхобмоточных с тремя реле тока. Реле присоединяются ко вторичным обмоткам ТТ, соединённым, как правило, в треугольник.
Непосредственное включение реле защиты от токов внешних КЗ в токовые цепи дифференциальной защиты не допускается.
Расчёт МТЗ.
Ток срабатывания защиты МТЗ-1 на стороне НН.
(10.3.1)
где Ко =1,2—коэффициент отстройки реле;
Кв=0,85—коэффициент возврата реле РТ-40;
Ксз=2,3—коэффициент самозапуска секции шин потерявшей питание;
Ток срабатывания защиты МТЗ-2 на стороне ВН:
(10.3.2)
Ток срабатывания реле на стороне ВН:
(10.3.4)
Коэффициент чувствительности МТЗ-2
(10.3.5)
Ток срабатывания реле МТЗ на стороне НН:
(10.3.6)
Коэффициент чувствительности защиты в основной зоне:
(10.3.7)
Условие чувствительности выполняется.
Коэффициент чувствительности защиты в резервной зоне:
,
чувствительности защиты в резервной зоне обепечивается.
10.4. Защита от токов внешних замыканий на землю на стороне ВН
Защита предусматривается для трансформаторов с глухим заземлением нейтрали обмотки высшего напряжения при наличии присоединений синхронных электродвигателей в целях резервирования отключения замыканий на землю на шинах питающей подстанции и для ускорения отключения однофазного КЗ в питающей линии выключателями низшего напряжения трансформатора. Реле максимального тока защиты подключается к трансформатору тока, встроенному в нулевой вывод обмотки ВН трансформатора.
10.5. Защита от токов перегрузки
Согласно [3] на трансформаторах 400 кВА и более, подверженных перегрузкам, предусматривается максимальная токовая защита от токов перегрузки с действием на сигнал с выдержкой времени. Устанавливается на каждой части расщеплённой обмотки. Продолжительность срабатывания такой защиты должна быть выбрана примерно на 30% больше продолжительности пуска или самозапуска электродвигателей, получающих питание от защищаемого трансформатора, если эти процессы приводят к его перегрузке.
Расчёт тока срабатывания от перегрузки.
ток срабатывания от перегрузки равен:
(10.5.1)
где kотс=1,05, для реле РТ-40.
Kв=0,85, коэффициент возврата реле РТ-40
ток срабатывания реле равен:
(10.5.2)
11. РАСЧЁТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА
Защитное заземление необходимо для обеспечения безопасности персонала при обслуживании электроустановок. К защитному заземлению относятся заземления частей установки, нормально не находящиеся под напряжением, но которые могут оказаться под ним при повреждении изоляции. Заземление позволяет снизить напряжение прикосновения до безопасного значения.
Произведём расчёт заземляющего устройства подстанции ГПП.
Установим необходимое допустимое сопротивление заземляющего устройства. В данном случае заземляющее устройство используется одновременно для установок выше 1000 В с заземлённой нейтралью и изолированной нейтралью. Согласно [12] сопротивление растекания R3 для установок выше 1000 В с заземлённой нейтралью R3 < 0,5 Ом, а для установок выше 1000 В с изолированной нейтралью R3< 
, но не более 10 Ом. Из двух сопротивлений выбираем наименьшее, то есть R, < 0,5 Ом.
Определим необходимое сопротивление искусственного заземлителя Rи. Так как данных о естественных заземлителях нет, то Rи=Rз=0,5 Ом.
Выберем форму и размеры электродов, из которых будет сооружаться групповой заземлитель. В качестве вертикальных электродов выбираем прутки диной 5 м диаметром 14 мм. Эти заземлители наиболее устойчивы к коррозии и долговечны. Кроме того, их применение приводит к экономии металла. Прутки погружаем в грунт на глубину 0,7 м с помощью электрозаглубителей. В качестве горизонтальных электродов применяем полосовую сталь сечением 4x40 мм. Во избежание нарушения контакта при возможных усадках грунта укладываем её на ребро. Соединение горизонтальных и вертикальных электродов осуществляем сваркой.
Размеры подстанции 37x28 метров. Тогда периметр контурного заземлителя равен р=2·(37-4+28-4)=114 м, а среднее значение расстояния между электродами:
(11.1)
где nв=60 — предварительное число вертикальных электродов.
Отношение а/1= 1,9/5=0,38, тогда из [12] коэффициент использования вертикальных электродов Ки верт=0,29.
Определим расчётное удельное сопротивление грунта отдельно для горизонтальных и вертикальных электродов с учётом повышающих коэффициентов Кс, учитывающих высыхание грунта летом и промерзание его зимой.
Расчётное удельное сопротивление грунта для вертикальных электродов:
ρрасч.верт=Кс.в·ρо (11.2)
где Кс.в=1,3 — коэффициент сезонности для вертикальных электродов и климатической зоны 2 согласно [12];
ρо=40 — удельное сопротивление грунта для глины, Ом-м.
Расчётное удельное сопротивление грунта для горизонтальных электродов:
ρрасч.гор=Кс.в·ρо (11.3)
где Кс.г=3 — коэффициент сезонности для горизонтальных электродов и климатической зоны 2 согласно [12];
ρрасч.верт=1,3·40=52 Ом·м; ρрасч.гор=3·40=:120 Ом·м.
Определим сопротивление растеканию тока одного вертикального электрода:
(11.4)
где 1=5 — длина вертикального электрода, м;
d=14-10-3 —диаметр электрода, м;
t=3,2 — расстояние от поверхности грунта до середины электрода, м;
Определим примерное число вертикальных электродов п„ при предварительно принятом коэффициенте использования вертикальных электродов Ки.верт=0,29:
,принимаем nв=80.
Определим сопротивление растеканию тока горизонтального электрода:
(11.6)
где l=114 — длина горизонтального электрода, м;
t=3,2 — глубина заложения , м;
d3 — эквивалентный диаметр электрода, м; d3=0,5·b=0,5·0,04=0,02 м;
Уточнённые значения коэффициентов использования: Ки.верт=0,276;
Ки.гор =0,161, тогда уточнённое число вертикальных электродов с учётом проводимости горизонтального электрода:
, (11.7)
, принимаем nву=81.
100%= 1,25 %, отличие меньше 10%, следовательно, окончательное число вертикальных электродов — 81.
Для выравнивания потенциала на поверхности земли с целью снижения напряжения прикосновения и шагового напряжения на глубине 0,7 м укладываем выравнивающую сетку с размером ячейки 6,6x6 метров. План подстанции с контурным заземлителем представлен на рисунке
|
|
| Рисунок 21. Заземление ПГВ |
68
Охрана труда
Раздел 1
1 Повышенное значение тока и напряжения в электрической цепи
Для персонала электрохозяйств важнейшим вопросом охраны труда является электробезопасность представляющая собой систему организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от вредного и опасного воздействия электрического тока, электрической дуги, электромагнитного поля и статического электричества (ГОСТ 12.1.009-76 ССБТ).
К числу опасных и вредных факторов ГОСТ 12.01.003-74 ССБТ относятся повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека, повышенный уровень статического электричества, электромагнитных излучений, повышенную напряжённость электрического и магнитного полей. Электрический ток и электрическая дуга могут вызвать повреждение организма-электротравму.
Возникновение электрической цепи через тело человека возможно в случаях:
а) однофазного прикосновения неизолированного от земли человека к одной фазе электроустановки, находящейся под напряжением;
б) двухфазного прикосновения человека к двум фазам электроустановки, находящейся под напряжением;
в) приближение на опасное расстояние человека к неизолированным токоведущим частям электроустановки, находящейся под напряжением, в результате искрового разряда через человека;
г) прикосновение человека неизолированного от земли к металлическим корпусам электрооборудования оказавшегося под напряжением;
д.) включение человека, находящегося в зоне растекания тока замыкания на землю, на “Напряжение шага’’.
е.) воздействие атмосферного электричества при грозовых разрядах.
ж.) прикосновения к накопителям электрической энергии отключенным от питающей сети (БСК, кабельные или воздушные линии, дугогасящие катушки.
Электрический ток в теле человека обуславливает преобразование поглощённой организмом электрической энергии в другие виды и производит термическое, электролитическое, механическое и биологическое дейсвие.
Наиболее опасным видом электротравмы является электрический удар–поражение организма, при котором наблюдаются явления паралича мышц опорно-двигатетельного аппарата, мышц грудной клетки, мышц желудочков сердца.
Различают три ступени воздействия тока при прохождении через организм человека : ощутимый ток –вызывающий ощутимые раздражения; неотпускающий ток–вызывающий непреодолимые судорожные сокращения мышцруки в которой зажат проводник; фибриляционный ток –вызывающий фибриляцию сердца.
Их наименьшие значения называются пороговыми. Так на пример переменный ток промышленной частоты 50Гц имеет пороговые значения: 2мА –ощутимый, 10–15мА –неотпускающий; 100мА– фибриляционный. Ток более 5А вызывает паралич сердца, удушье и тяжёлый ожёг. Основными критериями электробезопасности в промышленных установках являются:
1. допустимый ток Iчел.доп в зависимости от времени воздействия t,с Iчел.доп 
;
2. допустимый ток Iчел.доп, равный или меньший 6мА при времени воздействия больше 1с, Iчел.доп 
;
3. допустимый ток Iчел.доп, равный или меньший 0,3мА при времени воздействия не более 10минут в сутки, при нормальном режиме работы электроустановки нормируется также напряжение прикосновения В, напряжение между двумя точками цепи тока которых одновременно касается человек:
при t≤1c; Uпр.доп≤36 В при t≥1с.
2. Повышенный уровень электромагнитных излучений
В технологии ряда производств используют высокочастотные электромагнитные поля (ЭМП), в частности для быстрого разогрева различных материалов при их термической обработке.
В процессе эксплуатации промышленных термических ВЧ установок не исключены частичные утечки электромагнитной энергии в ближайшее пространство, а следовательно, есть опасность воздействия на людей.
Воздействие на живую ткань организма, ЭМП вызывает переменную поляризацию молекул и атомов, составляющих клетки, в результате чего происходит опасный их нагрев. Избыточная теплота может нанести вред отдельным органам и всему организму человека. Особенно вреден перегрев таких органов как глаза, мозг, почки и т.д. Возможны также нарушение функций сердечно-сосудистой и нервной системы. Электромагнитные излучения в зависимости от частоты колебаний подразделяются на несколько диапазонов. К диапазону низких частот относятся ЭМП промышленной частоты (50 Гц), которые заметно проявляются в электроустановках сверхвысоких напряжений, более 400кВ–на линиях электропередач, в распределительных устройствах электростанций. Их воздействие оценивается значением электрической составляющей, оказывающей влияние главным образом на нервную систему человека.
Область распространения ЭМП от источника его излучения условно разделяют на три зоны. Ближняя (зона индукции) имеет радиус от излучателя, равного примерно 1/6 длины волны. Дальняя зона начинается с расстояния от излучателя равного примерно шести длинам волны, между ними находится промежуточная зона. В ближней и промежуточной зоне волна ещё не сформировалась, по этому интенсивность поля оценивается по электрической напряжённости поля (В/м) и магнитной составляющей (А/м).
В дальней волновой зоне поле оценивается не по напряжённостям, а по плотности потока энергии.
Степень вредного действия ЭМП зависит от диапазона его частоты, интенсивности поля, продолжительности облучения, характера излучения (непрерывное или модулированное), режима облучения, размеров облучаемой поверхности тела и индивидуальных особенностей человека.
Нормируемыми параметрами ЭМП в диапазоне частот от 60кГц до 300МГц согласно ГОСТ 12.1.006-84 ССБТ являются напряжённости Е и Н, поскольку практически человек находится в зоне индукции в которой преобладает электрическая и магнитная составляющие поля в зависимости от вида излучателя.
Предельно допустимая напряжённость ЭМП на рабочем месте не должна превышать в течении рабочего дня следующих значений (табл. 1):
| По электрической составляющей | По магнитной составляющей |
| f,МГц 0,06-3 3-30 30-50 50-300 | f,МГц 0,06-15 30-50 |
| Е,В/м 50 20 10 5 | Н,А/м 5 0,3 |
В диапазоне более высоких частот от 300МГц до 300ГГц предельно допустимая плотность потока энергии (ППЭ) с учётом времени работы не должна превышать 200мкВт∙ч/см2.
Для электроустановок промышленной частоты сверхвысокого напряжения (400кВ и выше) облучение электрическим полем регламентируется ГОСТ 12.1.002–84 ССБТ. По значению напряжённости электрического поля Е и продолжительности пребывания в нём человека в течении суток.
3 Повышенный уровень шума на рабочем месте
Шум представляет собой беспорядочное сочетание звуков различной частоты и интенсивности неблагоприятно действующих на организм человека. Источниками производственного шума могут быть различные механизмы, машины и транспортные средства (механический шум), электрические машины и аппараты (электромагнитный шум), вентиляционные системы и двигатели внутреннего сгорания (аэродинамический шум). Длительное воздействие шума неблагоприятно для человека, так как снижается острота зрения и слуха, повышается кровяное давление, снижается внимание. Особенно вредно шум влияет на нервную и сердечно-сосудистую системы.
Степень воздействия шума на слуховой аппарат человека зависит не только от интенсивности и звукового давления, но и от частоты и характера изменения звука во времени. Диапазон слышимых звуков очень большой–от минимальных значений едва различимых слуховым аппаратом (порог слышимости), до максимальных, вызывающих болевое ощущение (болевой порог). При измерениях и оценке шума на рабочих местах оперируют уровнями звукового давления, поскольку орган слуха чувствителен не к интенсивности звука, а к среднеквадратичному значению звукового давления. Шум на рабочих местах различных металлообрабатывающих станков достигает звукового давления около 2∙10-1Па, и, следовательно, его уровень составляет 80дБ.
Субъективное ощущение человеком воздействия шума зависит не только от уровня звукового давления, но и от частоты.
Нормирование и контроль шума необходимо осуществлять с учётом его частотной характеристики.
При нормировании звукового давления на рабочих местах частотный спектр шума разбивают на девять частотных полос.
Нормируемой характеристикой постоянного шума являются уровни звуковых давлений в октавных полосах (табл. 2)
| Уровни звукового давления, дБ, в октавных полосах со .среднегеометрическими частотами, Гц | Уровни звука и эквивалентные уровни звука дБ∙А без частотного анализа | ||||||||
| 31,5 | 63 | 125 | 250 | 500 | 1000 | 2000 | 4000 | 8000 | –––– |
| 107 | 95 | 87 | 82 | 75 | 73 | 71 | 69 | 80 | |
Согласно ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ по характеру частотного спектра шумы следует разделять на широкополосные и тональные. Широкополосный шум характеризуется непрерывным частотным спектром состоящим из отдельных тонов (шум от нагруженного трансформатора) шириной более одной октавы.
Тональный шум характеризуется наличием в спектре ярко выраженных слышимых отдельных тонов (шум от работающей дисковой пилы или характерный звук асинхронного двигателя работающего в режиме обрыва одной фазы в цепи питания).
Измерение уровня шума производят шумом ерами. Широко применяются отечественные шумом еры типа ИШВ–1, с помощью которых можно измерять уровни звуковых давлений от30 до 130дБ при частотах от 10 до 12500Гц.
Раздел 2
1.Защита от повышенного уровня электромагнитных полей
На практике основной коллективной мерой защиты от воздействия ЭМП служат различные металлические экраны отражающие электромагнитные волны или поглощающие энергию ЭМП.
В качестве индивидуальных средств защиты работающих применяют комбинезоны, халаты из металлизированной ткани, которые действуют как экраны. Для защиты глаз служат специальные очки марки ЗП5-90, стёкла этих очков покрыты окисью олова, слой которого значительно ослабляет электромагнитное поле.
2.Борьба с повышенным уровнем шума
Снижение шума в условиях производства осуществляется главным образом применением малошумного оборудования. Согласно ГОСТ 12.1.029-80 ССБТ средства и методы защиты от шума могут быть коллективные и индивидуальные. Коллективными методами снижается шум в самом источнике его возникновения и на пути его распространения.
В качестве средств индивидуальной защиты от шума рекомендуется использовать специальные наушники, вкладыши в ушную раковину и противошумные каски.
Раздел 3
Расчёт заземления ГПП представлен в пояснительной записке ранее.
Раздел 4
Противопожарные меры при эксплуатации электроустановок
Основными причинами возникновения пожаров на объектах электрохозяйств является нарушение инструкций и ПТЭ электроустановок потребителей, а именно недопустимые перегревы обмоток и магнитопроводов электрических машин и трансформаторов в следствии их длительных перегрузок, которые могут привести к загоранию изоляции, перегрузки проводов и кабелей электрических сетей.
Учитывая факторы пожарной опасности электроустановок ПУЭ и ПТЭ рекомендуют допустимые температуры нагрева частей электрических машин и аппаратов, проводников и контактов, масла в маслонаполненных аппаратах и других частей ЭО. Например для волокнистых материалов не пропитанных маслом и не погруженных в масло предельная допустимая температура нагрева не должна превышать 90° С а эти же материалы погруженные в жидкий изоляционный материал допускают температуру нагрева 105° С.
Для контроля температуры открытых токоведущих жил используют специальные термоплёнки, которые при нагревании изменяют цвет. Температуру масла в силовых трансформаторах контролируют термометром опущенном в футляре в верхней части бака. Согласно ПТЭ температура масла в баке не должна превышать 95° С и не должна превышать температуру окружающей среды более чем на 60° С.
Маслонаполненные силовые трансформаторы содержащие большое количество горючего минерального масла представляют собой большую пожарную опасность в случае разрыва бака и вытекания горящего масла. При аварии чтобы уменьшить опасность распространения пожара при такой аварии, при монтаже трансформатора сооружается под ним масло приёмная бетонированная яма, в которую спускают горящее масло. Яма покрывается стальной решёткой, по верх которой насыпают слой гравия.
Мощные масляные трансформаторы оборудуются специальным газовым реле, которое срабатывает в случаях утечки из бака трансформатора масла и недопустимого понижения его уровня, а также в случае когда в результате межвитковых замыканий в обмотке в следствии разложения масла выделяются газы заполняющие резервуар реле, от чего оно срабатывает на сигнал или на отключение.
Помещение комплектной трансформаторной подстанции по категории производства и степени огнестойкости является В-II по НПБ–105-95.
Заключение
Спроектированная система электроснабжения автомобильного завода имеет следующую структуру. Предприятие получает питание от энергосистемы по двухцепной воздушной линии электропередач длиной 4,8 км напряжением 110 кВ. В качестве пункта приёма электроэнергии используется двухтрансформаторная ГПП с трансформаторами мощностью 10000 кВА. Вся электроэнергия распределяется на напряжении 6 кВ по кабельным линиям.
В результате проделанной работы были определены следующие параметры электроснабжения. Расчётные нагрузки цехов определены по методу коэффициента спроса и статистическим методом. В качестве расчётной нагрузки по заводу в целом приняли нагрузку, определённую методом коэффициента спроса SM=14824,7 кВА. Была построена картограмма электрических нагрузок, по которой было определено место расположения пункта приёма электроэнергии. ГПП был сдвинут к источнику питания. На основании технико-экономического расчёта было выбрано устройство высокого напряжения типа «выключатель». Были выбраны силовые трансформаторы типа ТДН-10000/110. Питающие линии марки АС-70, которые прокладываются на железобетонных опорах. Вследствие большого процентного содержания нагрузки 6 кВ в общей нагрузке предприятия, без ТЭР было выбрано рациональное напряжения распределения электроэнергии 6 кВ. На территории завода расположены 18 КТП с расстановкой БСК. Питание цехов осуществляется кабельными линиями, проложенными в земле. Для выбора элементов схемы электроснабжения был проведён расчёт токов короткого замыкания в трёх точках. На основании этих данных были выбраны аппараты на сторонах 110 кВ, 6 кВ и 0,4 кВ, а также проведена проверка КЛЭП на термическую стойкость. Был произведён расчёт продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторов ПГВ. Был рассмотрен расчёт заземляющего устройства ПГВ.
В целом предложенная схема электроснабжения отвечает требованиям безопасности, надёжности, экономичности.
ВВЕДЕНИЕ
ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
1.1. Исходные данные на проектирование
1.2. Технологический процесс
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕРАСЧЕТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
2.1. Метод коэффициента спроса
2.2. Статистический метод
3. ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
5. ВЫБОР СИСТЕМЫ ПИТАНИЯ
5.1. Выбор устройства высшего напряжения ППЭ
5.2. Выбор трансформаторов ППЭ
5.3. Выбор ВЛЭП
6. ВЫБОР СИСТЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ
6.1. Выбор рационального напряжения системы распределения
6.2. Выбор числа РП, ТП и мест их расположения
6.3. Размещение БСК в электрической сети предприятия
6.4. Выбор числа и мощности трансформаторных цеховых ТП
6.5. Расчет потерь в трансформаторах цеховых КТП
6.6. Выбор способа канализации электроэнергии
7. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
7.1. Расчет тока КЗ в точке К-1
7.2. Расчет тока КЗ в точке К-2
7.3. Расчет тока КЗ в точке К-3
7.4. Расчет тока КЗ в точке К-4
7.5. Расчет тока КЗ в точке К-5
8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ
8.1. Выбор аппаратов напряжением 110кВ
8.2. Выбор аппаратов напряжением 6 кВ
8.3. Выбор аппаратов напряжением 0,4кВ
9. ПРОВЕРКА КЛЭП НА ТЕРМИЧЕСКУЮ СТОЙКОСТЬ
10. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
10.1. Защита от поврежедний внутри кожуха и от понижения уровня масла
10.2. Защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора
10.3. Защита от токов внешних многофазовых КЗ
10.4. Защита от токов перегрузки
11. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА
12. ОХРАНА ТРУДА
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ЛИТЕРАТУРА
Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 285; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!