Проект электроснабжения цеха

1.

Введение

Системой электроснабжения называют совокупность устройств для производства, передачи и распределения электроэнергии, а так же для обеспечения питания электроэнергией промышленных приемников. К ним можно отнести электродвигатели различных машин и механизмов, электрические печи, электролизные установки, аппараты и машины для электрической сварки, осветительные установки и др.

За последние два десятилетия электроэнергетика России сильно отстала от уровня развития энергетики передовых стран со всеми вытекающими последствиями. Эффективность электроэнергетического хозяйства страны резко снизилась. Новая структура хозяйственного управления затрудняет сохранение технологической целостности отрасли, и ее надежное развитие.

Повышение качества и надежности электроснабжения потребителей в современных условиях возможно лишь при создании и внедрении новых эффективных, более надежных и долговечных материалов, оборудования и технологий, глубокого и всестороннего диагностирования, аудита и мониторинга состояния оборудования, энергообъектов, систем управления.

В темпах потребления электроэнергии Дагестан отстает относительно производства всей энергии более чем в 2 раза. Не лучше положение и с дешевым потреблением электроэнергии: по уровню его среднегодового потребления Дагестан отстает от России и других стран мира в 3−4 раза, а по отдельным горным районам в 10 раз.

Сложившаяся ситуация крайне неблагоприятна для Дагестана. Во-первых, сохраняющиеся тенденции развития энергокомплекса противоречат общемировым: повсюду в мире потребление электроэнергии опережает ее производство вдвое.

Во-вторых, чтобы обеспечить стабильное функционирование экономики, республике приходится импортировать значительные топливные ресурсы, сжигание которых осложняет экологическую ситуацию.

В-третьих, использование принципов централизации энергообеспечения становится фактором торможения энергосбережения и опасности для окружающей среды. По экспертным оценкам, выполненным на основе информационных материалов топливно-энергетического баланса РД, суммарные потери энергии в республике к началу 90-х годов достигали величины, равной почти трем четвертям совместной годовой выработки.

Для повышения эффективности энергетической политики Дагестана необходимо пересмотреть основные положения топливно-энергетического комплекса, местных особенностей и природных условий, а так же тенденции развития мировой энергетики.

2. Характеристика завода Машиностроение является одной из ведущих отраслей промышленности России. Оно имеет многоотраслевой динамичный характер, отражая в своей структуре изменения потребностей хозяйства страны. Машиностроение также производит предметы потребления, в основном длительного пользования. Эта отрасль имеет огромное значение для народного хозяйства страны, так как служит основой научно-технического прогресса и материально-технического перевооружения всех отраслей народного хозяйства. Машиностроению присуща глубокая специализация и широкое кооперирование производства.

Машиностроительный комплекс включают машиностроение и металлообработку. Машиностроение объединяет специализированные отрасли, сходные по технологии и используемому сырью. Металлообработка включает пр-во металлических конструкций и изделии, а также ремонт машин и оборудования. Машиностроение является ведущей отраслью тяжелой индустрии страны, в значительной степени оказывает влияние на НТП, на рост производительности труда. На долю машиностроения приходится около 1/5 объема выпускаемой продукции промышленности страны.

В структуре машиностроения насчитываются 19 крупных комплексных отраслей, более 100 специализированных подотраслей и производств. К комплексным отраслям относятся: тяжелое, энергетическое и транспортное машиностроение; электротехническая промышленность; химическое и нефтяное машиностроение; станкостроительная и инструментальная промышленность; тракторное и сельско-хозяйственное машиностроение; машиностроение для легкой и пищевой промышленности. В течение длительного периода темпы развития машиностроения опережали развитие промышленности в целом. Высокие темпы были характерны для отраслей, определяющих НТП, и в первую очередь станкостроения, приборостроения, электротехнической и электронной промышленности, пр-ва средств вычислительной техники, авиакосмического пр-ва.

Развитие промышленности России на современном этапе характеризуется ростом производственных мощностей, увеличением количества субъектов, участвующих в машиностроительной деятельности, и усложнением структуры производственной кооперации и сбыта. Следствием этого являются новые требования к структурной модернизации, обеспечивающей повышение эффективности принятия управленческих решений, что особенно важно в условиях выхода из глобального экономического кризиса и вступления России в ВТО

3. Расчет электрических нагрузок высокого и низкого напряжения

3.1 Расчет нагрузки высокого напряжения

=n· Pн·Ku = 4· 500 · 0.85=1700 кВт

=Pp· 1700·0.46 = 782 кВар

=0.46

(cos)

=13 041.14 кВ*А

3.2 Расчет нагрузки низкого напряжения электрический нагрузка реактивный замыкание Предусматриваем к установке на заводе пять цеховых подстанций и нагрузку рассчитываем для каждой из подстанций:

Для КТП № 1 питающий цеха № 1 определяется средняя мощность:

==1320,5 кВа

==1320,5 кВа

==0,65

==1,17

Для КТП № 2

==6171,1кВа

==6171,1кВа

==0,65

==1,17

Для КТП № 3

==265,2

==265,2

==0,67

==1,10

Для КТП № 4

==2667,3

==2667,3

==0,61

==1,01

Для КТП № 5

==994,4

==994,4

==0,85

==0,62

3.3 Средняя полная полная мощность

==7588,8

3.4 Расчетная активная мощность

==6820

== 8469

==7588,8кВа

3.5 Коэффициент мощности нагрузки НН

==0,99

==0,01

3.6 Расчетная полная мощность нагрузки на НН и на ВН без компенсации

==13 037,5кВа

3.7 Коэффициент мощности и нагрузок НН и ВН

==0,71

4. Расчет картограммы нагрузок Картограмма нагрузок строится на плане завода и отражает распределение активной расчетной мощности и мощности освещения.

Для наибольшей нагрузки цеха № 2 задается радиусом круга-км.

Определяем масштаб картограммы нагрузок М===26,37.

Принимаем М=26кВт/

Определяем радиус цеха № 2 :

= = 24.5

Для остальных цехов расчет ведется аналогичным образом. Результаты заносим в таблицу. Определяем величину угла на окружности определенного уровня мощности освещения суммарной активной мощности .

Для цеха № 1

=

Для цеха № 3

=

=

Для цеха № 4

=

=

Для цеха № 5

=

=

Дл цеха № 6

=

=

Для цеха № 7

=

=

Для цеха № 8

=

=

4.1 Определения центра нагрузок Центр нагрузок определяется по методу определения центра тяжести тела технической механике.

В центре нагрузок устанавливается ГПП. При этом сокращаются до минимума расходы по распределению сети и потере энергии. Выбираем систему координат чтобы все потребители разделить в первом квадрате, считаем, что центр нагрузок каждого цеха совпадает с геометрическим центром тяжести плоской фигуры. Определяем для всех коэффициенты нагрузок.

4.2 Определяем координаты центра нагрузок

== = 325.7

== =385.8

Следовательно ГПП завода оптимально разместить вблизи точки с координатами см, см. С учетом застройки территории располагаем ГПП возле второго цеха.

5. Компенсация реактивной мощности

5.1 Распределение НБК в цеховой сети Предусматриваем установку КУ на цеховых подстанциях с подключением их к шинам НН. Предусматриваем на заводе установку 5 КТП напряжением 10/0,4 кВ.

КТП1 цеха 1; КТП2 цеха 2; КТП3 цеха 3; КТП4 цеха 4,5; КТП5 цеха 6,7,8;

5.2 Определение мощности КУ для КТП Расчет мощности нагрузки после компенсации. Для КТП1 определяем мощность компенсирующих устройств

Принимаем к установке КУ в количестве 5 комплектов УК-0.38−150УЗ Отключаем 2 ступени = 650 кВар Мощность нагрузки КТП1 после компенсации

== =кВа

= =

(Выбор устройств компенсации определяем по литературе Л2Круповича стр.315)

Для КТП № 2

кВар Принимаем к установке КУ в комплекте 62 комплектов УК-0.38−150УЗ кВар Мощность КТП 2 после компенсации

=кВа

=

Для КТП № 3

кВар Принимаем к установке КУ в комплекте 1 комплектов УК-0.38−150УЗ Отключаем 1 секцию

= 100 кВар Мощность нагрузки КТП 3

=кВа

=

Для КТП № 4

кВар Принимаем к установке КУ в комплекте 20 комплекте УК-0.38−150УЗ

кВар Мощность нагрузки КТП4 после компенсации

=кВа

=

Для КТП № 5

кВар Принимаем установке КУ в комплекте 2 комплектов УК-0.38−150УЗ

Отключаем 2 ступени

кВар Мощность нагрузки КТП 5 после компенсации

=кВа

=

2 комплекта по 2×150 отключаем 2 ступени Для выбора мощности трансформатора определяем среднеесменную мощность с учетом КУ

=930 кВа кВа кВа

=кВа

=кВа

5.3 Определяем мощность всего завода с учетом нагрузки НН и ВН и КУ Среднесменная мощность завода после КУ.

= = = 9655.47 кВа

= = = 9655.47 кВа

= = = 0.96

6. Выбор места и числа и мощности трансформаторов

6.1 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций Предусматривается для 1 и 2 категории установку двух и более трансформаторов.

Для 2 и 3 категории два или один при наличии складского резерва или связей по вторичному напряжению.

Для КТП 1 при среднесменной нагрузке:

= 930.71 кВа и потребители второй категории предусматриваем 2 трансформатора, мощность одного из них определяется

= · = 0.715· 930.71/(2−1) = 665.45 кВа Выбираем 2 трансформатора по 1000кВа Загрузка в нормальном режиме = = = 0.46

В аварийном режиме = = = 0.93

Для КТП 2 при среднесменной нагрузке:

= 4343.19кВа и потребители второй категории предусматривается 2 трансформатора, мощностью одного из них определяется

= 0.715· 4343.19 /(2−1) = 3105.38 кВа Выбираем 2 трансформатора по 1600 кВа с учетом на отключение потребителей 3 категории допускаем перегрузку на 40%

Загрузка в нормальном режиме = = 1.35

В аварийном режиме = = 2.71

Для КТП 3 при среднесменной нагрузке:

= 203.39кВа потребители второй категории предусматривается 2 трансформатора, мощностью одного из них определяется

= 0.715· 203.39 /(2−1) = 145.42 кВа Выбираем 2 трансформатора по 250 кВа Загрузка в нормальном режиме = = 0.40

В аварийном режиме = = 0.81

Для КТП 4 при среднесменной нагрузке:

= 1979.79кВа потребители второй и третьей категории предусматривается 2 трансформатора, мощностью одного из них определяется

= 0.715· 1979.79 /(2−1) = 1415.5 кВа Выбираем 2 трансформатора по 1600 кВа Загрузка в нормальном режиме = = 0.61

В аварийном режиме = = 1.23

Для КТП 5 при среднесменной нагрузке:

= 880.25кВа потребители первой и третьей категории предусматривается 2 трансформатора, мощностью одного из них определяется

= 0.715· 880.25 /(2−1) = 629.37 кВа Выбираем 2 трансформатора по 630 кВа Загрузка в нормальном режиме = = 0.69

В аварийном режиме = = 1.39

6.2 Выбор числа мощности трансформаторов ГПП.

Выбор числа трансформаторов ГПП выводим из категории надежности.

Так как имеется потребители 1 и 2 категории то количество трансформаторов принимаем 2. Мощность каждого из них

= • = 0.715 • 9655 = 6903.66 кВа Выбираем трансформатор по 10 000 кВа

(по литературе Никлипаева стр. 146)

Выбираем трансформатор для стороны 115 кВ ВН ТНД — 10 000/110 и для стороны НН 35 выбираем трансформатор ТД — 10 000/35

7. Технико-экономический расчет по выбору числа и мощности трансформатора ГПП и внешнего напряжения

7.1 Внешнее напряжения завода Варианты электроснабжения:

1 вариант электроснабжения от подстанции «А» на напряжение 110кВ, длина воздушной линий 26 км.

2 вариант электроснабжения от подстанции «А» на напряжение 35кВ, длина воздушной линии 26 км. Сопоставим варианты по методу годовых приведенных затрат.

7.2 Расчет годовых приведенных затрат для 1 варианта 110 Кв Определяем ток ВЛ — 110Кв

= = = 25.3 A

Экономическая плотность тока для сталеалюминевых проводов, при = 3800 ч = 1.4 A/мм²

(литература Рожкова стр. 509)

Экономическое сечение проводов ВЛ-110Кв

= = = 18.07 мм²

Так как по условию образования коронного разряда для ВЛ-110 кВ минимальное значение допускается 70 мм²принимаем 2 линии с проводом АС-70.

Стоимость одного километра 2 цепной линии ВЛ-110Кв с АС-70 на железобетонных опорах равна 1200 тыс. руб./км.

Капитальные затраты на ГПП КТП :

Кл = 21 118 тыс. руб.

(литература Неклепаев стр.593)

7.3 Годовые издержки на амортизацию

=

= 6.4% (для подстанции)

= 2.4% (для ВЛ)

(литература Л7 стр. 549 Неклипаев)

= + = 2100.35 тыс. руб.

7.4 Годовые издержки, эксплуатацию и текущий ремонт

= = + = 758.34 тыс. руб.

Где = 3% (для подстанции)

= 0.4% (для ВЛ) Активное и индуктивное сопротивление ВЛ-110 кВ

R = 31/2

= 0.43 Ом/км

R = 0.43 • 31/2 = 6.6 Ом Х = 0.444 • 31/2 = 6.8 Ом х = х • 31/2

х_о = 0.444 Ом/км Время максимальных потерь:

= • 8760 = • 8760 = 2190 час

7.5 Потери энергии в ВЛ-110 кВ

= • R • = • 6.6 • 2190 = 11 418.66 кВт/час

= в ?

где в = 7183 руб/кВт • 365 = 81.998 коп.

Округляем 0.82 руб/кВт

= 0.82 • 11 418.66 = 9363.3 руб Технические данные трансформаторов ГПП ТНД 10 000/110

= 14 кВт; = 58 кВт; U_K= 10,5% I = 0.9%

(Литература Неклипаев стр. 146)

7.6 Определяем потери энергии за год в трансформаторах ГПП в = = = 0.96

= + n • Д • 8760 =2190 + 2 • 14 •8760 = 303 709.2

7.7 Стоимость потерь энергии за год в трансформаторах ГПП ДU = в • Д = 0.82 • 303 709.2 = 249 041.5

7.8 Определяем годовые приведенные затраты2 варианта 35 кВ

= +0.12 • = 2100.35 + 758.34 + 9363.3 + 249 041.5 + 0.12 • = 267 541.56

Расчет годовых приведенных затрат для 2 вариант. Используем те же формулы. Определяем ток в ВЛ-35 кВ

= = = 79.73

Экономическая плотность тока для сталеалюминевых проводов при

= 3800 ч = 1.4 А/мм²

(литература Рожкова стр.548)

Экономическое сечение проводов ВЛ-35 кВ

= = 56.95

Так как по условию образования коронного разряда для ВЛ-35Кв минимальное сечение допускается АС-120мм² принимаем линии с проводом 120 мм² стоимость одного километра двухцепной линии ВЛ-35 кВ с АС 120 на железобетонных опорах равно 1450 тыс. руб.

Капитальные затраты на ВЛ-35Кв КТП 35/110 с 2 трансформаторами по 10 000 кВа. Кп = 16 698 тыс. руб.

Годовые издержки на амортизацию

= + = 10 116.67 тыс. руб.

Годовые издержки на эксплуатацию и текущий ремонт

= + = 651.74 тыс. руб.

Активные и индуктивные сопротивления ВЛ-35 Кв. (Литература Коновалова стр.512)

R = 31/2

= 0.245 Ом/км

R = 0.245 • 31/2 = 3.79

X = 0.4 • 31/2 = 6.2

x = x_o 31/2

x_o = 0.4

Время максимальных потерь:

= • 8760 = 2190 час Потери энергии в ВЛ-35 кВ

= •3.79 • 2190 = 65 404.78 кВт/час

= 0.82 • 65 404.78 = 5 363 061.2руб Технические данные трансформаторов ГПП ТНД 10 000/35

= 12кВт; = 81кВт; U_K= 10%I = 0.9%

(Литература Неклипаев стр. 142)

Определяем потери энергии за год в трансформаторах ГПП в = = 0.96

= • 2190 + 2 • 12 • 8760 = 291 839.4 кВт/час Стоимость потерь энергии за год в трансформаторах ГПП ДU = в • Д = 0.82 • 291 831.4 = 239 308.21

Определяем годовые приведенные затраты 1 варианта.

= 10 116.6 + 651.74 + 65 404.7 + 291 839.4 + 0.12 • = 374 540.1

Так как <�экономически приемным является 1 вариант с напряжением 110 кВ

8. Расчет токов короткого замыкания

8.1 Расчетная схема Расчет токов короткого замыкания для точек К1 на напряжение 110 кВ и К2 на напряжение 10 Кв. Принимаем метод относительных единиц. За базисную мощность принимаем S_б = 800 мВ•А. За базисное напряжение 10 Кв.

Расчетная схема: Схема замещения:

Определение реактивных сопротивлений схемы замещения.

Для энергосистемы:

= 0.5

= •=0.44 • 26 • = 0.68

Для трансформаторов ГПП:

Х₄ = Х₅ = • = • = 8.4

Определяем результирующее сопротивление схемы:

= • = 0.5 + = 0.84

Определяем расчетное сопротивление схемы замещения:

= • = 0.84 • = 0.84

Определяем результирующее сопротивление схемы:

= + = 0.84 + = 5.04

Определяем расчетное сопротивление заземления.

= = 5.04 • = 5.04

8.2 Определяем токи короткого замыкания Базисный ток для точки К1

= = = 4.02 Ка Ток короткого замыкания для точки К1

= = = = 4.78

Определяем токи короткого замыкания для точки К2

Базисный ток для точки К2

= = 44.05Ка

= = = 8.74

8.3 Определяем ударный ток

= = 1.71 = 1.93

(Определяется по литературе Рожкова стр. 161)

Для точки К1:

= = 1.71 • • 4.78 = 11.5 кА Для точки К2:

= 1.93 • 1.4 • 8.74 = 23.7 кА

9. Выбор коммутационного оборудования Выбор выключателей.

Выбор выключателя на напряжение 110 кВ.

Все выключатели в распределительном устройстве высокого напряжения одинаковые и выбираются по току наибольшего присоединения и проверяется по суммарному току короткого замыкания.

По номинальному напряжению:

Uна ?U_нру= 110 Кв По номинальному току:

Iна? I_{раб.фор.}

I_P = 1.05 • = = 50.7 А

(Выбираем выключатель по литературе неклипаев стр. 242)

Выбираем выключатель типа ЯЭ-110А-23(13)У4 со следующими параметрами .

Номинальное напряжение 110 кВ.

Наибольшее рабочее напряжение 126 кВ.

Номинальный ток 1250 А.

Номинальный ток отключения 40 кА.

Предельный сквозной ток:

Начальное действующее значение периодической составляющей 50 кА.

Наибольший пик 125 кА.

Номинальный ток включения:

Наибольший ток пик 100 кА

Начальное действующее значение периодической составляющей 40 Ка Ток термической стойкости, время его действия 50 Ка/3 сек.

Время отключения (с приводом) 0.065 сек Собственное время отключения 0.04 сек Проверка выключателя 110 кВ короткого замыкания.

Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя:

= 50 кА? 4.72 кА Условия проверки по полному току выключателя. Проверка на термическую стойкость. В качестве расчетного для этой проверки принимает ток трехфазного короткого замыкания. Необходимо проверить выполнения условия.

Дополнительный тепловой импульс для выключателя:

= • = = 7500 кА²•с Тепловой импульс периодической составляющей тока короткого замыкиния:

= • = 4.78 • 0.165 = 3.67 кА²•с

= 7500 кА²•с> = 3.67 кА²•с Условия проверки по термической стойкости выполненно.

Проверка выключателя на динамическую стойкость.

Расчет производим при трехфазном коротком замыкании:

= 125 кА> = 11.5 кА

= 50 кА > = 4.78 кА Условия проверки на динамическую стойкость выполнены. Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины сведем в таблицу.

Выключатель проходит проверку. Выключатель типа ЯЭ-110Л-23(13)У4.

Ячейки элегазовые трехполюсные серии ЯЭ110 предназначены для работы в закрытых компрессорных распределительных установках с элегазовой изоляцией на номинальное напряжение 110 кВ частотой 50 Гц в номинальном и аварийных в сетях переменного тока с заземленной нейтралью.

Выбор выключателя 10 кВ.

Выбор выключателя производится по номинальному напряжению:

= 10 > = 10

По номинальному току:

= 1000 A= = 558.1 А Где = = = 558.1 А

(Выбираем выключатель по литературе Неклипаев стр.232)

Номинальное напряжение 10 кВ Наибольшее рабочее напряжение 12 кВ Номинальный ток 630 А Номинальный ток отключения 20 кА Нормированное содержание апериодической составляющей 40%

Предельный сквозной ток:

Наибольший пик 52 А Начально действующее значение апериодической составляющей 20 А Наименьший ток включения:

Наибольший пик 52 кА Начально действующее значение апериодической составляющей 20 А Ток термической стойкости 20/3 кА/с Полное время отключения 0.05 с Проверка выключателя по режиму короткого замыкания.

В качестве расчетного для этой проверки возьмем ток трехфазного короткого замыкания. Для этого вида короткого замыкания необходимо знать периодическуюсоставляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя ф в цепи. К установке в цепи линии и трансформаторов ориентированно принимаем выключатели типа ВВЭ-10−20/630УЗ у которого собственное время отключения = 0.05 а полное время отключения = 0.095.

Определением следующие величины — моменты времени расхождения контактов включения.

ф = + ,

где — минимальное время действия релейной защиты.

(принимаем равное = 0.01 сек ф = 0.01 + 0.05 = 0.06)

Максимальное время существования короткого замыкания:

= + ,

где — максимальное время релейной защиты.

(принимаем = 0.1 сек)

= 0.1 + 0.095 = 0.195 сек Коэффициент затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания:

= 0.53

Апериодическое составляющее тока короткого замыкания момент r

= • • K₂ = 0.53 • 1.4 • 8.74 = 6.48 кА

= 8.74 кА, = 6.48 кА Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключения:

= 20 кА? = 8.74 кА Условия проверки по периодической составляющей тока короткого замыкания выполняются:

• = 1.4 • 20 • = 39.2 кА > • + = 1.4 • 8.74 • 6.48 = 18.71 кА Условия проверки по полному току выполняются. Проверка выключателя на термическую стойкость.

= расчетного для этой проверки принимаем ток трехфазного короткого замыкания. Необходимо проверить выполнение условия? .

Допустимый тепловой импульс для выключателя

=• = • 0.05 = 20 кА²•с Здесь = + = 0.1 + 0.0195 = 0.195 c.

Тепловой импульс периодической составляющей тока короткого замыкания:

= = 8.74 • 0.195 = 1.7 кА²•с Тепловой импульс апериодической составляющей тока короткого замыкания:

= 20 кА²•с> = 1.7 кА²•с Условия проверки на термическую стойкость выполнена.

Выбор трансформатора тока :

Трансформатора тока выбирают по номинальному напряжению, току и классу точности. В режиме к.з. они проверяются на электродинамическую и термическую стойкость, т.к. трансформатор устанавливается в одной цепи с выключателем. То соответственно расчетные величины до него такие же как и у выключателя. Выбираем трансформатор тока 110 кВ типа ТФМ-110-У1; 10 кВ типа ТЛК-10.

10. Релейная защита, автоматика, измерения и учет Распределительные сети промышленных предприятий на номинальное напряжение 6−35 кВ имеют одностороннее питание и выполняются с изолированной нейтралью. Наиболее распространенным видом защиты является максимальная токовая защита (МТЗ). От междуфазных замыканий такую защиту рекомендуют выполнять в двухфазном исполнении и включать ее в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения с целью отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения.

Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью не является КЗ. Поэтому защиту выполняют действующей на сигнал и только когда это необходимо по требованиям безопасности, действующей на отключение.

Обычно токовую защиту от замыкания на землю выполняют с включением на фильтр токов нулевой последовательности. Она приходит в действие в результате прохождения по поврежденному участку токов нулевой последовательности, обусловленных емкостью всей электрически связанной сети без учета емкости поврежденной линии.

Максимальная токовая защита, это защита выполненная на реле РТ-80.

Согласно ПУЭ, для защиты трансформаторов и кабельных линий используют:

А) Токовую отсечку; Б) газовую защиту; В) МТЗ от перегрузок; Г) МТЗ при внешних КЗ; Д) продольную дифференциальную защиту; Е) Защиту от токов перегрузки; Ж) от однофазных замыканий на землю в сетях 10 кВ, если это необходимо по ТБ.

Газовая защита предусматривается для трансформаторов ГПП мощностью 6300 и выше и для внутрицеховых трансформаторов мощностью 630 кВА. При наличии защиты от КЗ со стороны питания интенсивное газообразование также действует на сигнал.

На ГПП также предусматривается защита дифференциальная от внутренних повреждений и на выводах трансформатора, для трансформаторов 1600 кВА и 2500 кВА, если токовая отсечка не удовлетворяет по чувствительности, а МТЗ имеет выдержку времени больше 0,5 с. МТЗ предусматривается для всех трансформаторов от внешних КЗ и перегрузки.

Защита линии предусматривается токовой отсечкой с выдержкой времени и максимальную токовую защиту.

11. Расчет питающих и распределительных сетей Сечение кабельных линий выбираем по экономической плотности тока и производим по нагреву в нормальном и аварийном режиме. Производим расчет сечения и выбор марки питающего кабеля от ГПП завода к КТП цеха. Определяем экономическое сечение кабеля.

Экономическая плотность тока — 1.2 (Л3 стр 510)

Выбираем кабель 2хАСБ-3×25 мм²

Проверяем по нагреву в аварийном режиме. Допустимый ток для 2хАСБ-3×25

Выбранный кабель соответствует по нагреву. Для остальных кабельных линий расчет производится аналогично, и результаты заносим в таблицу.

Литература

Л1 — Проектирование электрических машин. Копылова И. П 1 том.

Л2 — Электрическая часть электростанций и подстанций. Неклепаев Б. Н. КрючковИ.П.

Л3 — Электроснабжение промышленных предприятий. Рожкова Л. Д, Л.Л. Коновалова

Л4 — Электрооборудование станций, подстанций Рожкова Л. Д. Козулин В.С.