Электроснабжение завода по производству химико-технологического оборудования

При проверке предохранителя на отключающую способность расчётное значение тока КЗ берётся для точки К-2, так как ток КЗ, отключаемый предохранителем, будет в любом случае меньше этого тока.Таблица 3.12 – Выбор предохранителя Условие выбораРасчетные данныеКаталожные данные         3.11 Выбор и проверка коммутационных аппаратов 0,4 кВВыбираем автоматический выключатель на стороне 0,4 кВ трансформаторной подстанции с трансформатором 1000 кВА.Максимальный рабочий ток определяется по номинальной мощности трансформатора с возможной кратковременной перегрузкой на 70 % (с учётом перспективы развития):При использовании КТП ОАО «Самарский комбинат «Электрощит» для ячейки ввода используется автоматический выключатель марки ВА-СЭЩ с полупроводниковым расцепителем максимального тока на номинальные токи расцепителя от 16 до 5000 А.Таблица 3.13 - Проверка коммутационных аппаратов 0,4 кВ Условие выбораРасчетные данныеКаталожные данные         Выключатель ВА-СЭЩ условиям проверки удовлетворяет.Уставка тока срабатывания защиты от перегрузки определяется исходя из максимального рабочего тока , найденного по расчётной мощности цеховой ТП-8:Уставка расцепителя по перегрузке принимается равной 4000 А.Для отходящих линий используется автоматический выключатель марки ВА75-4 Ульяновского завода «Контактор» на токи до 1000 А.3.12 Проверка КЛЭП по условию термической стойкостиДля выполнения проверки необходимо учитывать время действия релейной защиты, установленной на кабельных линиях. Оно может быть принято:при расчете кабелей и выключателей тупиковых присоединений (высоковольтные двигатели, цеховые трансформаторы) t = 0,1 с;для вводных выключателей РУ 10 кВ t = 0,5 с;для коммутационных аппаратов ГПП t = 0,7.. .2 с.Определим минимальное сечение кабеля для линий, отходящих от секций шин РУНН ГПП (на которых ТКЗ больше) по условию термической стойкости:где С - тепловая функция (для кабелей 6…10 кВ с алюминиевыми жилами и изоляцией из сшитого полиэтилена С = 94 А / для кабелей ААШВ С = 90 А /).По этой причине все ранее выбранные кабели из сшитого полиэтилена, отходящие от этих секций шин ГПП и питающие цеховые подстанции, сечением менее 185 по условию термической стойкости не проходят. Вместо них должно быть принято сечение 185 . Кабельные линии от электродвигателей марки ААШВ в цехах 1, 3 и 7 принимаем сечением 240 , для двигателей цехов 6,8 и 10 сечение ААШВ принимаем 95 так как кабельные линии до данных цехов спроектированы в две нити.4 ВЫБОР И РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ4.1Выбор фирмы изготовителя и типоисполнения терминаловООО «Релематика» - является одной из компаний на территории Российской федерации, которая имеет возможность производить устройства релейно защиты и автоматики по полному циклу от проекта до выпуска готового устройства. Компания реализует оборудования ля Рзи А для подстанций, рассчитанных на различные напряжения, в том числе и для комплексного оборудования подстанций.Внешний вид терминалов ТОР 200 показан на рисунке 4.1.Рисунок 4.1 – Внешний вид терминалов ТОР 2004.2Определение необходимого перечня релейных защитДля трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;2) однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;3) витковых замыканий в обмотках;4) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;6) понижения уровня масла. Схема расстановки защит приведена на рисунке 4.3 Рисунок 4.2 – Схема расстановки защит на проектируемой ПСНа сборных шинах 10 кВ на секционном выключателе устанавливают токовую отсечку с выдержкой времени, выполненную в двухфазном исполнении для защиты от многофазных коротких замыканий.Таблица 4.3 – Спецификация оборудования РЗиАКомбинация релейной защиты разработана на базе микропроцессорного элемента ТОР 200. Использование микропроцессоров в составе прибора позволяет получить стабильные характеристики, высокую точность измерений, а также установить различные алгоритмы работы прибора в зависимости от внешних условий и схемы электропитания.Устройство ТОР200 выполнено в виде набора однотипных блоков, выполняющих различные функции по защите реле, которые соединены лентами по европейскому образцу.Устройство TOP 200 предлагает следующие функции, перечисленные в Таблице 4.1.Таблица 4.1 №Функции1Контроль за текущими параметрам и управления режимам работы посредством клавиатуры, расположенной на лицевой панели или же путем удаленного доступа от АСУ ТП любым типом выключателя;2Реализация защиты от многочисленныъх последовательных попыток включений аварийно отключенного выключателя; 3Обеспечение мониторинга и управления работой цепей управления (РПО, РПВ, давление элегаза, и т.д.);4Функция автократического восстановления отключенных цепей5Предотвращение возможного включения в случае отключения автомате ШП.6Выполнение настроек действий от системы управления.7Сохраняются в энергонезависимой памяти до 250 событий с полной меткой времени.Устройство релейной защиты серии ТОР 200 может работать от источника постоянного, переменного или выпрямленного рабочего тока. Допускается подача напряжения - от 24 до 220 В.Цепи управления терминалов изолированы от источника питания, что позволяет работать устройству с параметрами работы специальной защиты при падении напряжения до 12% и пропадании питания до 0,5 с.Релейная защита Встроенное реле ТОР 200 допускается использовать в цепях защиты, так как оно переключает рабочий ток без лишних переключений. время подготовки 0,25 с.Выбор типа производится с учетом требуемой производительности (направленная или ненаправленная), входных цепей вторичных цепей включения, дополнительных индикаторов.Применение защиты определяется конструктивными требованиями и условиями защищаемого объекта.В документации на это устройство предусмотрен комплект защиты в составе комплекса релейной защиты ТОР 200-Т. Рассмотрим подробно дифференциальную защиту трансформатора с помощью данного комплекса релейной защиты.Фиксированная дифференциальная защита, дифференциальное отключениеЗащита предназначена для преимущественного использования в больших двигателях, токоблокирующих машинах, двухобмоточных трансформаторах и трансформаторах с раздельными ячейками (мощностью до 40 МВА). Отдельное хранилище входит в комплект поставки коммутатора SGF 31/1. Структурная схема дифференциальной защиты представлена на рисунке 4.2 В таблице 4.2 показано навеличина программных ключей защиты.Рисунок 4.3 – Структурная схема дифференциальной защитыПринцип действия зашиты основан на выявлении дифференциального тока в фазах, величина которого сравнивается с уставкой и при превышении уставки производится отключение объекта. Вычисление дифференциального тока производится цифровым способом, используя величины токов плеч. Для расчёта используются векторные величины токов плеч, предварительно производится цифровая фильтрация основной гармоники.Таблица 4.2 –Назначение программных ключей дифференциальной зашиты№ ключа в SGF31Назначение ключаСостояниеключаВеличина1Ступень зашиты0Выведена1Введена2Дифференциальная отсечка0Выведена1Введена3Блокирования тормозной характеристики по току второй гармоники0Выведена1Введена4-8Не используютсяВеличина протекающего тока варьируется в зависимости от величины плечевых токов, ток «сломался». Расчетный «ток останова» определяется как максимальный трехфазный «тормозной» ток. Характеристика работы накопителя состоит из трех частей: первая часть определяет минимальный рабочий ток DCT. вторая часть имеет регулируемый наклон и регулируемые точки «излома» персонажа, а третья часть имеет постоянный наклон («излом»).Накопитель выполнен в трехфазном исполнении, но допускается его использование в двухфазном режиме. Защита работает с защитой VR. Светодиодная сигнализация и выходное распределение. Сигнальный светодиод выбирается с помощью переключателя SGS 7/x. Ввод мер дифференциальной защиты на выходные реле осуществляется выключателем SGR 2/x. Отличная защита от всех внутренних повреждений, включая вставание от порывов ветра.4.3Расчет уставок защитКабельная линия 10 кВМТЗ с постоянной выдержкой времени. Рассчитаю величину тока включения МТЗ, вычисленный в зависимости от максимального тока линии при рабочем режиме. При расчете параметров для установившегося режима наибольшее значение величины тока было вычислено ранее (см. пункт 5) А. Для контроля тока, протекающего в линии, на отходящих линиях установлены трансформаторы тока типа ТШЛ-СЭЩ-10 .Расчет текущего коэффициента трансформации для установленных трансформаторов тока выполняется по следующей формуле, (4.1)где – номинальный ток для первичной цепи трансформатора;– вторичный ток в цепи трансформатора, ..Величина тока, необходимая для включения релейной защиты:, (4.2)где kН – коэффициент надежности,kН = 1,1;kВ – коэффициент возврата максимальных реле тока, kВ = 0,94;kС.З – коэффициент самозапуска. Данный коэффициент принимается равным 1,2…1,5 в том случае если продолжительность срабатывания релейной защиты не превысит 0,5 с /6/, примем kС.З = 1,35. А.Принимаем уставку А.Вычисление величины ток включения для релейной защиты в зависимости от заданной схемы включения может быть выполнено по следующей формуле:, (4.3)где kСХ – коэффициент схемы для текущего режима определения трехфазного КЗ. В случае использования схемы соединения в виде неполной звезды с одним реле будет составлять, kСХ=1. А.Рассчитаем величину коэффициента чувствительности для работы Рзв конечной части основной зоны действия (ОЗД) , ,для случая 2хфазного КЗ:, (4.4)где – коэффициент относительной чувствительности схемы к току двухфазного КЗ; – коэффициент относительной чувствительности схемы к току трехфазного КЗ; – ток двухфазного КЗ в конце ОЗД;– ток трехфазного КЗ в конце ОЗД, примем равным в минимальном режиме 300 А. 1,5.Величина коэффициента чувствительности соответствует требованиям ПУЭ., (4.5)где – ступень селективности, принята равной 0,3 с; – выдержка времени отходящих присоединений, так как КЛ питают ТП, то примем выдержку времени равную 1 с.=1+0,3=1,3 с.Токовая отсечка.Рассчитаем величина ток срабатывания отсечки по формуле:; (4.6)где – максимальный ток трехфазного КЗ в конце ОЗД, примем равным 300А.А.Принимаем уставку А.Рассчитаем величина ток срабатывания реле с учетом выбранной схемы (4.3): А.Коэффициент чувствительности определятся по току трехфазного КЗ в начале зоны действия защиты (4.4):.Значения коэффициента чувствитеьности соответствует требованиям ПУЭ.Выбор уставок УРОВВыдержка времени УРОВ выбирается из условия :,(4.7)где – время отключения выключателя. Установлен выключатель типа ВВУ-СЭЩ-Э-10 У2-1600, для него полное время отключения tоткл выкл = 0,075 с. – время возврата защиты, для микропроцессорных защит принимается равным 0,05с согласно руководству на терминал;– время ошибки реле времени УРОВ, равное 0,025;– время запаса, равно времени отключения выключателя, равное 0,05.с.Секционный выключательМТЗ с постоянной выдержкой времени.На секционном выключателе установлен трансформатор тока типа ТШЛ-10-2000. Вычисление коэффициента трансформации измерительного трансформатора тока (4.1):.Ток срабатывания защиты выбирается исходя из двух условий:согласование с максимальной уставкой предыдущей защиты – отходящих линий: А:, (4.14)где kСОГЛ – коэффициент согласования, рекомендуется принимается равным 1,2; А.отстройка от максимальной нагрузки, проходящей через СВ – так как точная нагрузка на каждый фидер не известна, то нагрузку через СВ примем равную половине всей нагрузки подстанции на стороне низкого напряжения, которую рассчитаем по формулам пункта 5:А.Принимаем большую уставку А.Рассчитаем величина ток срабатывания реле (4.3). А.Рассчитаем величину коэффициент чувствительности (4.4): 1,5.Величина коэффициента чувствительности соответствует требованиям ПУЭ.Выбор выдержки времени (4.5):=1,3+0,3=1,6 с.УРОВТип секционного выключателя ВВЭ-СМ-10-40/4000 ХЛ1 , для него полное время отключения tоткл выкл = 0,075 с. Выдержка времени УРОВ равна (4.7):с.Вводной выключательТок срабатывания защиты выбирается исходя из двух условий:согласование с максимальной уставкой предыдущей защиты – секционного выключателя: А:А.2) отстройка от максимального тока нагрузки:Рассчитаем величина ток срабатывания защиты:,(4.15) А.Принимаем большую уставку А.Рассчитаем величина ток срабатывания реле (4.3).А.Рассчитаем величина коэффициент чувствительности (4.4): 1,5.Величина коэффициента чувствительности соответствует требованиям ПУЭ.Выбор выдержки времени (4.5):=1,6+0,3=1,8 с.УРОВТип вводного выключателя ВВЭ-СМ-10-40/4000 ХЛ1 , для него полное время отключения tоткл выкл = 0,075 с. Выдержка времени УРОВ равна (4.7):с.Защита минимального напряженияЗМН необходима для пуска МТЗ по напряжению.Рабочее наименьшее напряжение Рассчитаем величина на уровне 70% от номинального значения:,(4.16)где – номинальное напряжение.В.Рассчитываем величина напряжения срабатывания реле:,(4.17)где kН – коэффициент надежности, может быть принят 1,1…1,2, принимаем kН = 1,1 ;kВ – коэффициент возврата, kВ = 1,2; В.Принимаем уставку В.Вычисление коэффициента трансформации измерительного трансформатора напряжения по формуле:,(4.18)где – первичное номинальное напряжение трансформатора напряжения; – вторичное номинальное напряжение трансформатора напряжения,..Рассчитаем величина напряжение срабатывания реле защиты.,(4.19) В.Трансформатор 110/10 кВДля выбора номинального тока преобразователя измерительного тока (ПИТ) на стороне ВН и НН необходимо определить входной Вычислениеный ток Iвх.расч по выражению:,(4.20)где Sном – номинальная мощность трансформатора, кВА; Uном – номинальное напряжение стороны ВН или НН трансформатора, кВ; ;.Выбирается номинальный ток ПИТ Iн =5 А, ближайший больший к входному Вычислениеному току таблица 4.2. Таблица 4.5Номинальный ток Iн, А Рабочий диапазон токов Перемычки Iмин, А Iмакс, А5,0 1,0 500 ХТ1:1-ХТ1:3 ХТ1:2-ХТ1:4 2,5 0,5 200 ХТ1:2-ХТ1:4 1,0 0,2 80 ХТ1:3-ХТ1:4 0,5 0,1 37 - Относительное величина начального дифференциального тока срабатывания Iдзт.нач определяется по выражению:,(4.21)где Котс – коэффициент отстройки; Котс = 1,3; ε – относительная погрешность первичного трансформатора тока в установившемся режиме; ε = 0,1; А.Вычисление коэффициента торможения Кторм.2 на втором участке проводится исходя из отстройки от тока небаланса. Вычисление относительного значения тока небаланса Iнб.расч выполняется по выражению: ,(4.22)где Кпер – коэффициент, учитывающий возрастание погрешности трансформаторов тока в переходном режиме, является Вычислениеной величиной.Определяется параметр К10 отн по выражению:,где I1 ном.ТА – первичный номинальный ток трансформатора тока соответствующей стороны; Iном.тр – номинальный ток той же обмотки защищаемого трансформатора. К10 – Вычислениеная кратность ТТ, равная:(4.23)..При оценке для всех сторон условия К10 отн больше или равно 20 принять Кпер равным 2,0, в противном случае принять Кпер равным 2,5. Принимаем Кпер равным 2,5, тогда:А.Коэффициент торможения Кторм.2 определяется по выражению:,(4.24)где Котс = 1,3 – коэффициент отстройки;коэффициент 1,5 учитывает положение второй точки излома характеристики торможения при значении тормозного тока, равном 1,5 Iном;.Принимаем.Коэффициент чувствительности Кч определяется соотношением:,(4.25)где Iд.min – наименьшее относительное величина дифференциального тока при КЗ за трансформатором вида. Дифференциальная токовая отсечкаПри выполнении оценки дифференциальной токовой отсечки рекомендуется использовать уставку порядка6 Iн..По условию отстройки от тока небаланса при внешнем КЗ уставку выбрать по выражению:,(4.26)где Котс = 1,2 – коэффициент отстройки; Кнб – отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитуде периодической составляющей тока внешнего КЗ; Кнб =0,7 Iкз.внеш.max – относительное величина максимального тока внешнего КЗ..Из двух полученных значений уставок отсечки осуществляем выбор наибольшее, равное 4.3.4 Выбор критерия надежности с учетом возможной динамики нагрузокЭксплуатационное состояние системы электроснабжения объекта может быть охарактеризовано определенным перечнем набором исходных характеристик, а также их допусками максимальными значениями, на которые данные параметры могут отклоняться от номинала. Критерии отказа должны быть указаны в технической документации объекта [32, 33].При выполнении модернизации и оценки надежности электроснабжения объекта можно выделить следующие 4 критерия:1) среднее число нарушений электроснабжения потребителей за определенный промежуток времени n;2) средняя продолжительность времени в течение которго будет восстановлено электроснабжение τср;3) продолжительность времени выполнения планового обслуживания и ремонтов, которые связаны напрямую с отключением потребителей τпл;4) вероятность того, что время восстановления мощности превышает заданное время t.В том случае, если система может пребывать в одном или нескольких состояний целесообразно определить функцию полезности для обоснования критерия надежности[33]: , (4.27)где z – коэффициент полезности от нормального электроснабжения; ti– длительность нормального электроснабжения; ti' – длительность аварийных перерывов электроснабжения; ti'' – длительность плановых перерывов; К – суммарные затраты на капитальное строительство ТП, которые относятся к рассматриваемому периоду; И – усредненное величина стоимости проведенного ремонта в результате аварии; У' – величина ущерба, возникающая у потребителя вследствие аварийного прекращения энергоснабжения; У'' – величина ущерба, возникающая у потребителя вследствие планового простоя оборудования; φ – функция, выражающая зависимость ущерба от длительности аварийного простоя; i, n– номер и число аварийных отключений.С целью выполнения анализа эффективности конечному потребителю должны быть озвучены следующие параметры: – tср', tср'', n. Также должно быть указана вероятность перерыва в электроснабжении не превысит заданного времени на восстановление t – P(τ < t).При осуществлении анализа, имеющего своей целью определить искомые показатели надежности для данного объекта, необходимо выполнить оценку характеристик, определяющих надежность каждого конечного элемента системы ЭС:величина потока отказов (ω), продолжительность восстановления (µ) и длительности планового простоя каждого элемента за определенный промежуток времени (τпл).Выберем из рассматриваемых стратегий дальнейшего развития ту, что имеет своей целью непосредственное повышение надежности электроснабжения. Также, данная стратегия зачастую позволяет оптимизировать и иные характеристики надежности распределительных электрических сетей такие как: — общее техническое состояние распределительных электрических сетей; — возможность внедрения для ВЛИ кабелей типа СИП; — обеспечение дополнительного резервирование и секционирования ВЛ; — модернизация посредством установки новых и замены устаревших технических средств, используемых для регулирования напряжений.Также следует отметить, что рост количества возникающих аварийных ситуаций зачастую обусловлен плохим состоянием распределительных сетей и силового и коммутационного оборудования. Таким образом под следующим критерием можно понимать степень (скорость) деградации (износа) оборудования [33]. Это показатель определяет степень физического износа оборудования за условный период эксплуатации в n-лет, который указывается в таблице. 3.1 для различных компонентов системы питания.На сегодняшний день на практике использует несколько различных методик, направленных на определение потерь мощности.[1-3]. Таким образом, рассмотрим годовой дефицит электроэнергии Wn как один из оцениваемых критериев надежности электроснабжения:(9.88)где – активная нагрузка i-го элемента в год t, кВт; N— число участков линии; , — частота аварийных и плановых отключений соответственно; , – средняя продолжительность аварийных и плановых отключений соответственно; — коэффициент, учитывающий меньшую тяжесть плановых отключений (); – коэффициент дисконтирования, , – коэффициент нормативного приведения.В качестве неопределенности среды взято одновременно два фактора — коэффициент роста нагрузки на перспективу 10 лет и коэффициент безопасности труда .[34]Коэффициент безопасности труда kb в общем случае отражает два показателя:Коэффициент, который характеризует обеспечение правил безопасности. Данный коэффициент может быть определен как отношение числа сотрудников, которые трудятся на определенном энергетическом объекте, и соблюдают правила безопасности, к общему количеству персонала данного энергетического объекта:(3.29)где n - количество работников на конкретном энергетическом объекте в соответствии с правилами безопасности; N - общая численность работников на электростанции;коэффициент технической безопасности машин (электрооборудования), соответствующих нормам безопасности, к общему количеству электрооборудования объекта:(3.30)где m - количество машин (электрооборудования), соответствующих нормам безопасности; М - общее количество электрооборудования на объекте.Так как статистические данные о данном параметре – коэффициенте безопасности труда kb не известны, то данное величина должно быть определено опытным путем [33].Следовательно, ситуация с принятием решений: матрица рассмотренных стратегий[33]:(3.31)матрица частных критериев:(3.32)матрица неопределённых параметров:,(3.33)где После того как определены исходные матрицы, производится вычисления значения конкретных критериев при различных состояниях среды для рассматриваемых стратегий .В таблице. 4.8 представлены матрицы частных критериев для рассматриваемого периода на срок 10 лет. Таблица 4.8 – Матрица Вычислениеа частных критериевР, кВт-ч0,1448,8172,9363,9764,0991,0200,5151,0200,3400,7730,2580,7730,3860,3917,4062,4623,3373,4401,2260,5921,2260,3740,9270,2970,9270,4250,4949,5173,1724,2954,4291,5350,7211,5350,4431,1590,3611,1590,505Изначально вес каждого из критериев будет равен остальным. Общая оценка критериев может быть получена по следующей формуле [35]:(3.34)где – недоотпуск электроэнергии кВт∙ч; kизн — коэффициент износа электрооборудования;— коэффициент износа электрооборудования от увеличения на-грузки; kтр— коэффициент травматизма; В таблице 3.11 приведены результаты Вычислениеа общего критерия рассмотренным методом.Таблица 3. – Матрица общего Вычислениеного критерияР0,1446,5470,3712,9560,5050,3917,9310,4083,5740,5150,49415,9550,7737,2000,927Из таблицы 3.9 видно, что следующим стратегиям развития (модернизации) – f2 и f4 соответствует наименьшее конечная величина. На практике определены разные критерии, позволяющие выполнять решение различных задач по технической оптимизации. Это позволит получить оптимальное решение для этой стратегии. . Наименьшим величинам искомой величины, в соответствии с критериями байеса, обладает стратегия под номером f2 – использование кабелей типа СИП. Это объясняется тем, что указанный проводом обладает высокой надежностью и электробезопасностью. Применение указанного типа проводов обеспечивает высокие эксплуатационные характеристики. При этом обеспечивается высокий уровень безопасности и снижение вероятности поражения электрическим током.Предложения по повышению надежности работы средств РЗИАСистема гарантированного электроснабжения (СГЭ) используется с целью гарантированного электроснабжения потребителей, относящихся к I категории (СГЭ) электроснабжения и которые подключены к Т1 БКТП 1, даже в том случае, если пропадет внешнее электроснабжение от обоих источников. Как правило, щит АВР имеет три входа, два из которых коммутируют ввод от узла электроснабжения здания (ВРУ). Третий ввод от автономного источника питания от дизель-генераторной установки. Система СГЭ работает в двух режимах: обычном и аварийном. В этих режимах работа системы СГЭ осуществляется парой блоков управления: контроллером АВР[36, 37]Нормальное состояние. В случае протекатного штатного режима работы потребители СГЭ обеспечиваются электроснабжением посредством питания через блок автоматического регулирования напряжения (АРН) от базовых вводов ВРУ здания. При возникновении ситуации, когда пропадет электроснабжение на одном из вводов ВРУ блок управления АРН в автоматическом режиме произведет коммутацию потребителей системы СГЭ на иные источники питания. [15]Принято под аварийным состоянием системы СГЭ понимать такое состояние, при корте возникает перерыв в электроснабжении потребителей сроком более 1 минуты.Обеспечение базовых требований на надежности электроснабжения должно быть реализовано уже на этапе проветривания системы электроснабжения объекта. При этом должен обеспечиваться определенный запас, т.к. при выполнении обслуживающих работ и при эксплуатации оборудования в номинальном режиме контроль данных параметров не производится.Категории надежности электроснабжения разделяются допустимой длительностью перерыва в электроснабжении, а также требования к структуре системы электроснабжения – наличие независимых источников электроснабжения, секционных шин и т.д..В том случае, если один из источников электроснабжения выходит из строя, то другой должен обеспечить электроснабжение объекта в течение заданного времени с полной нагрузкой. Предусмотрена спец эксплуатация трансформатора на стороне 0,4 кВ. Для резервного питания на случай сбоя питания система АВР питается от резервного питания от автоматического дизельного двигателя на случай аварийного сбоя питания.Устройство АВРВ системах электроснабжения с двумя (и более) источниками питания рекомендуется работать в разомкнутой цепи. В этом случае все источники включены, но не подключены, каждый из них обеспечивает питанием выбранных потребителей. Такой способ работы сети объясняется снижением тока короткого замыкания, облегчением релейной защиты, созданием требуемых условий напряжения, уменьшением потерь мощности и т.д. Электроснабжение потребителей, которые потеряли электроэнергию, восстанавливается путем автоматического подключения к другому источнику питания с помощью автоматического переключателя резервного источника (АВР)[17].На сегодняшний день на практике используют различные схемы ввода резерва. Но при этом каждая из них должна удовлетворять требованиям, которые приведены ниже:устройства должны быть в рабочем состоянии, готова к возможной ситуации нарушения электроснабжения потребителей по любой причине, а также наличии возможности переключения на иной, доступный резервный источник питания для данных потребителей;устройство должно обеспечивать наименьшее из возможных время переключения на резервный источник питания. Данное требование обусловлено необходимостью максимального сокращения времени перерыва питания потребителей;устройство АВР должно обладать однократностью действия, для исключения возможности многократного включения резервного источника в случае возникновения устойчивого КЗ в линии;устройство АВР должно обеспечивать работу оборудования в номинальном режиме и не допускать его перегрузок.В качестве устройства автоматического включения резерва рассмотрим терминал ТОР 200 НКУРисунок 6.10 – Устройство быстрого автоматического ввода резерва «ТОР 200-НКУ»Устройство типа УТВР разработано с целью оптимизации ввода резерва в распределительных устройствах (РУ), имеющих две и более шин, напряжением 6/10 кВ. Данный тип устройств следует применять в первую очередь в тех случаях и для тех потребителей, для которых критичным является длительность переходного процесса при переключении питания на резервный ввод в случае отсутствия питания по основному вводу или аварийной ситуации[34]. К таким потребителям, например, относятся синхронные двигатели и генераторы, которые при переключении могут выйти из синхронизма.Устройство обеспечивает переключение секции шин с одного ввода на другой при следующих нарушениях электроснабжения РУ:короткое замыкание на одной из входных линий вводных выключателей РУ;отключение одного из вводных выключателей (ВВ) РУ.Таблица 6.10 – Основные функции УТВР:№Описание функции1постоянный контроль наличия напряжения в цепях основного и резервного источников питания;2непрерывное сравнение текущих значений напряжения основного и резервного источников питания с заранее заданными максимальными и минимальными допустимыми значениями напряжения;3постоянный контроль правильности чередования фаз основного и резервного источников сетевого питания;4автоматическое восстановление электропитания потребителей электрической энергии путем присоединения резервного источника питания за время менее одного периода питающей сети в случаях пропадания напряжения основного источника питания или выходе его за заданные пределы;5автоматическая блокировка УТВР при возникновении аварийных режимов короткого замыкания (однофазных, двухфазных и трехфазных) в нагрузке;6обеспечение возврата с заданной выдержкой времени к доаварийной схеме питания электроустановок потребителя после восстановления основного источника питания.Функциональная схема УТВР показана на рисунке.Терминал ТОР 200 НКУ 22 является контроллером АВР и измеряет входные токи (токи Ia и Ic каждого входа) и напряжения компонентов (Uab и Ubc каждого компонента). Кроме того, можно дополнительно контролировать наличие напряжения на входных переключателях с помощью реле минимального напряжения (РМН).[35]Выявление режима короткого замыкания до вводного выключателя осуществляется по следующим условиям:напряжение секции ниже 0,6 ином (может изменяться уставкой);направление мощности определено от шин в линию.Рисунок 3.11 – Функциональная схема УТВРЕсли входной выключатель короткого замыкания обнаружен ранее, контроллер подает команду на отключение переключателя. После подтверждения отключения (для коммутационных соединений) в цепи между частью, потерявшей питание, и резервной частью устанавливается одинаковый угол напряжения. Тиристору при изменении фазы более чем на 30°el для разрядки напряжения тока подается команда на включение переключателя. Тиристор после подтверждения активации переключателя включения питания от регулятора устройства подается команда на активацию переключателя устройства. Таким образом, благодаря быстродействию тиристорного переключателя обеспечивается наименьшее время включения резервного питания. Тиристорный переключатель обеспечивает удаление избыточного персонала из источника питания перед переключением традиционных секторов. [38]При этом терминал продолжает нормальный режим работы: будет срабатывание предохранителя, задержка при его установке, будет срабатывание предохранителя, будет срабатывание логического компонента (АПВ, АВР, сбой переключателя и т.д.), события регистрируются регистратором, светодиодный индикатор и выходные рабочие реле и т.д.[43]Выводы по главеВ работе проведен Вычисление надежности рассматриваемой подстанции после выполнения модернизации оборудования по указанным направлениям. Приведенные Вычислениеы подтверждают, что современное высоковольтное оборудование позволяет обеспечить требуемую надежность электроснабжения данного объекта. Также в главе рассматриваются мероприятия, которые также направлены на увеличение эффективности работы системы электроснабжения, а также ее надежности при различных условиях. Среди рассматриваемых мероприятий – выполнение модернизации распределительной сети объекта с применением кабелей типа СИП, а также внедрение современных и эффективных устройств АВР.ЗАКЛЮЧЕНИЕВ ходе работы над данным проектом были систематизированы теоретические знания по основным дисциплинам, полученные в течении обучения. В выпускной работе проекте предложена, разработана и обоснована система электроснабжения завода. На основе расчетов токов короткого замыкания выбрано основное оборудование подстанции: силовые выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения. Данное оборудование отвечает всем техническим параметрам и соответствует условиям выбора. Выбор современного оборудования позволяет повысить надежность работы ПС. Таким образом был реализован проект районной понизительной подстанции, соответствует требованиям технического задания.Электроснабжение комбината осуществляется от подстанции энергосистемы по двум воздушным ЛЭП-110кВ, выполненным проводом марки АС-150 на двуцепных железобетонных опорах.Подстанция (ГПП) расположена с минимальным смещением от найденного расчетным путем центра электрических нагрузок. На ГПП установлены два трансформатора типа ТДН-10000/110. РУ-10 кВ ГПП выполнено ячейками КРУ марки К- 25 с выкатными тележками.Большинство цеховых подстанций выполнено двух трансформаторными. В некоторых цехах установлены силовые пункты, которые получают питание от ближайших ТП. Цеха с большим количеством двигателей получают питание от РП.СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫГерасимов В.Г. и др. Электротехнический справочник. В 4 томах. Том 2. Электротехнические изделия и устройства Под общ. ред. ГерасимоваВ. Г. , ДьяковаА. Ф., Ильинского Н. Ф., ЛабунцоваВ. А., Морозкина В. П., ПоповаА. И., Строева В. А. — 9-е изд., стереотипное. — Москва, МЭИ, 2003. — 518 стр.Коломиец Н. В. Электрическая часть электростанций и подстанций: учебное пособие / Н. В. Коломиец Н. Р. Пономарчук, В.В. Шестакова–Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2007. – 143 сНеклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов.- 2-е изд., перераб. и доп.-М.: BHV, 2013.- 640 с.; ил.Справочник по проектированию электрических сетей под редакцией Д.Л. Файбисовича, М.: Изд-во НЦ ЭНАС, издание 4-е, переработанное и дополненное. 2012Производство электроэнергиии. Учебное пособие. С.С. Петрова, О.А. Васильева. 2012Грунин, В. К. Основы электроснабжения объектов. Проектирование систем электроснабжения: конспект лекций / В. К. Грунин. - Омск : Изд-во ОмГТУ, 2007. - 68 с.Рожковa Л.Д. Элeктрооборудовaниe стaнций и подстaнций: учeб. / Л.Д. Рожковa, В.С. Козулин - М.: Энeргоaтомиздaт, 2004. - 648с.ГОСТ 14209-97. Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов.Правила устройства электроустановок (ПУЭ), седьмое издание. – М: Минэнерго России, 2003. СО 153-34.20.1202003.Справочник по проектированию электроснабжения/Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. Третье изд., перераб. и доп – СПб.: БХВ-Петербург, 2004.Методические рекомендации по определению потерь электрической энергии в электрических сетях напряжением 10(6)-0,4 кВ, М.: РАО "Роскоммунэнерго" , 2008 г.ОАО «Свердловский комбинат трансформаторов тока» [Электронный ресурс] // ОАО «Свердловский комбинат трансформаторов тока» [Руководство по эксплуатации]. URL: https://www.cztt.ru/main.html (дата обращения:. 01.02.20021).ООО Грулпа компания «Леке» [Электронный ресурс] // ООО Группа компания «Леке»: [сайт]. URL: https://clck.ni/TбРцС (дата обращения: 01.02.20021).МашИнформ.ру Технические характеристики Промышленного оборудования [Электронный ресурс] [сайт]. URL: littps://clck.ru/T6PzS (дата обращения: 01.02.20021).Акционерное Общество «Уралэлектротяжмаш» [Электронный ресурс] // Акционерное Общество «Уралэлектротяжмаш» (ВЭБ-УЭТМ-110) [сайт ]. URL: https://www.uetm.ru/ (дата обращения: 04.02.20021).Ровенский комбинат высоковольтной аппаратуры [Электронный ресурс] // Ровенский комбинат высоковольтной аппаратуры: [сайт]. URL: http://www.rzva.ua/ru/index.htm (датаобращения: 03.02.20021).Акционерное Общество «Уралэлектротяжмаш» [Электронный ресурс]// Акционерное Общество «Уралэлектротяжмаш» [сайт ]. URL: https ://clck.ruT6Кхб (дата обращепия: 05.02.20021).ЗЭТО- Комбинат электротехнтгческого оборудования [Электронный ресурс] // ЗЭТО- Комбинат электротехнического оборудования [сайт ]. URL: https://www.zeto.ru/ (дата обращепия: 05.02.20021).ВБСК-10-20 | Вакуумный выключатель [Электронный ресурс] // ВБСК-10-20 | Вакуумный выключатель [сайт ]. URL: https://envolga.ru/product/vo/vakuum-vyklyuchateli/vbsk-10-20/ (дата обращепия: 10.02.20021).Белов, С.В. Безопасность жизнедеятельности: Учебник для вузов/ С.В. Белов, А.В. Ильницкая, А.Ф. Козьяков и др.; Под общ. ред. С. В. Белова. 7-е изд., стер.- М.: Высш. шк., 2007.-616 с.: ил.Нормы пожарной безопасности НПБ 105-03.Производственный шум. ГОСТ 12.1.003-83, СН 2.2.4/2.1.8.562-94.Производственная вибрация. ГОСТ 12.1.012-90, СН 2.2.4/2.1.8.566-94.Электрический ток. ГОСТ 12.1.038-82, ГОСТ 12.1.019-78.Выключатели переменного тока на напряжения от 3 до 750 кВ. Общие технические условия. ГОСТ Р 52565-2004.Горюнов, В.Н. Технологические процессы производств промышленных предприятий: учебное пособие /В.Н. Горюнов, В.К. Грунин, В.А. Ощепков, П.В. Рысев; под общ редакцией В.К. Грунина. - Омск: изд-во ОмГТУ, 2011. 160 с.Вязигин, В.Л. Электрическое освещение. Методические рекомендации к практическим занятиям и самостоятельной работе студентов./В.Л. Вязигин - ОмГТУ, 2007. - 123 с.Инструкция по выбору изоляции электроустановок. РД 34.51.101-90. М.: Союзтехэнерго, 1990. - 61 с.Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской федерации: Федеральный закон от 23 ноября 2009 № 261-ФЗ// Российская газета.- 2008. - № 5050.Энергетическая стратегия России на период до 2030 года; распоряжение Правительства РФ от 13 ноября 2009 года № 1715-р.СП 52.13330.2016. Естественное и искусственное освещение. Дата введения 2016-05-20