Электроснабжение береговых установок

Описание:

в котором раскрывается актуальность и значение темы, формируется цель (по объему - примерно 1 страница);

Доступные действия

Найти все файлы пользователя

Прокомментировать файл

Введите защитный код для скачивания файла и нажмите "Скачать файл"

Защитный код

Введите защитный код

Нажмите сюда для генерации нового изображения

Нажмите на изображение для генерации защитного кода

Текст:

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО МОРСКОГО И РЕЧНОГО ТРАНСПОРТА

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ

УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

Государственный университет
морского и речного флота имени адмирала С.О. Макарова

Толокнова О.М.

Шошмин В.А.

Электроснабжение береговых установок

Санкт-Петербург
2015

Рецензент:

Самосейко Вениамин Францевич

О.М. Толокнова, В.А. Шошмин

Электроснабжение береговых установок: учебно-методическое пособие по выполнению курсового проекта – СПб.: СПГУМРФ им. Макарова, 2015. – 119 с.

Пособие содержит общие требования к выполнению курсового проекта, методики выполнения и пояснения к составлению пояснительной записки и чертежей по дисциплине «Электроснабжение предприятий водного транспорта».

Учебно-методическое пособие предназначено для студентов очной и заочной форм обучения специальности 140604.6565 «Электропривод и автоматика промышленных установок и технологических комплексов».

Ó Санкт-Петербургский государственный

университет морского и речного флота, 2015

Введение

Курсовой проект является завершающим этапом работы студента по курсу «Электроснабжение предприятий водного транспорта». Курсовой проект предназначен для получения студентом навыков инженерного проектирования электроснабжения судостроительно-судоремонтных заводов и речных портов. Для этого в курсовом проекте предусматривается разработка всей системы электроснабжения объекта электрификации.

Задания на курсовой проект носят индивидуальный характер и включают:

генеральный план объекта проектирования, перечень и номинальные данные электроприемников, задание по проектированию релейной защиты автоматики системы электроснабжения.

Курсовой проект состоит из пояснительной записки и чертежей. Расчетно-пояснительная записка должна независимо от объекта проектирования содержать следующие разделы:

· введение, в котором раскрывается актуальность и значение темы, формируется цель (по объему - примерно 1 страница);

· расчет электрических нагрузок для наиболее загруженного периода работы объекта;

· расчет реактивной мощности и мощности компенсирующего устройства;

· расчет нескольких вариантов размещения трансформаторных подстанций, технико-экономическое сравнение этих вариантов и окончательный выбор числа и мощности трансформаторных подстанций;

· расчет питающих и распределительных электрических сетей с определением трассы сетей и их конструктивного исполнения;

· расчет токов короткого замыкания, выбор и проверка аппаратуры по токам короткого замыкания;

· разработка релейной защиты и автоматики;

· составление спецификации оборудования.

В расчетно-пояснительной записке приводится вкладыш – разработанная схема релейной защиты узла (в соответствии с индивидуальным заданием).

Чертежи проекта состоят из:

· чертеж-генплан объекта с планом подстанций и сетей выше 1000В;

· схема распределительной сети 0,4 кВ;

· схема электроснабжения объекта ;

· схемы релейной защиты и автоматики.

Объем пояснительной записки должен быть не менее 30 страниц рукописного текста (20 печатного) формата А4 с приложением индивидуального задания, выданного преподавателем.

Представленное содержание пояснительной записки не является обязательным. Оно может быть расширено, составлено более подробно или содержать другие пункты, не противоречащие основной задаче проектирования электроснабжения объекта.

1.Расчет электрических нагрузок объекта.

1.1.Судостроительно-судоремонтные заводы.

Расчет электрических нагрузок данных объектов выполняется по методу упорядоченных диаграмм . В задании с целью сокращения расчетов приводятся установленные мощности (Ру) и эффективное число электроприемников (nэ) для укрупненных подразделений (цехов, участков и т.д.).

· Индивидуальные активные и реактивные нагрузки цехов:

Р= Ки Ру;

Q= Рtg;

где Р, Q- средняя активная и реактивная мощности за наиболее нагруженную смену;

Ки – коэффициент использования электроприемников, определяется на основании опыта эксплуатации по таблице 1.1.;

tg - коэффициент реактивной мощности по таблице 1.1.

Таблица 1.1.

Наименование цеха	Ки	tg
Механический, токарный	0,27	1,17
Судосборочный, судостроительный, сварочный, корпусный, корпусообрабатывающий, сборочно-сварочный	0,19	1,96
Котельный, трубопроводный	0,23	1,6
Деревообрабатывающий, деревоотделочный, Пилорама	0,26	1,54
Кузнечный	0,22	0,94
Литейный	0,15	0,63
Слип, эллинг, стапель	0,36	1,85
Док	0,43	0,8
Насосная, кислородная, компрессорная, Аккумуляторная	0,73	0,75
Мастерская, лаборатория, испытательная Станция, вспомогательные участки	0,18	1,04
Дизельный, ремонта ДВС	0,19	1,08
Котельная	0,6	0,94
Малярный	0,32	0,86
Мастерская ОГМ	0,19	1,02
Участок гребных винтов	0,45	0,56
Карусельно-котельный	0,4	1,36
Блок цехов	0,2	1,8
Механосборочный цех	0,25	1,37
Склад судового оборудования	0,25	1,35
Лесосушка	0,35	0,56
Склад красок, центральный склад, склад дерева, склад шихты и склады различные	0,25	0,56
Заводоуправление	0,3	0,77
Гальванический цех	0,4	0,38
Цех ДВО	0,3	1,3
Электроцех, электромонтажный цех	0,35	0,77
Радиомастерская	0,28	1,04
Парокотельная	0,25	0,9
Корпусно-котельный цех	0,4	1,36
Пилорама	0,3	0,73
Гараж	0,15	1,04
Участок восстановления детелей	0,26	1,6
Ремонтно-механический цех	0,25	1,17
Кузница и слесарный цех	0,25	0,95
Инструментальный цех	0,3	1,8
Кузнечно-термический цех	0,28	0,9
Типография	0,2	1,2

Максимальные расчетные мощности рассчитываются по формулам:

Рм = Км Р_см ;

Qм = Км Q_см;

Sм = ;

где Рм, Qм – максимальная активная и реактивная нагрузки;

Sм – максимальная полная нагрузка, кВА;

Км = F(Ки,n_э) определяется по таблице 1.2 (или графикам

из ) или определен по формуле:

Км = 1+

где nэ – эффективное число электроприемников;

Ки.ср – средний коэффициент использования

Таблица 1.2

Зависимость Км=F(nэ,Ки)

Nэ

Коэффициент использования Ки

0.1

0.15

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

4

5

6

7

8

9

10

12

14

16

18

20

25

30

35

40

45

50

60

70

80

90

100

3,43

3,23

3,04

2,88

2,72

2,56

2,42

2,24

2,1

1,99

1,91

1,84

1,71

1,62

1,25

1,5

1,45

1,4

1,32

1,27

1,25

1,23

1,21

3,22

2,87

2,64

2,48

2,31

2,2

2,1

1,96

1,85

1,77

1,7

1,65

1,55

1,46

1,41

1,37

1,33

1,3

1,25

1,22

1,2

1,18

1,17

2,64

2,42

2,24

2,1

1,99

1,9

1,84

1,75

1,67

1,61

1,55

1,5

1,4

1,34

1,3

1,27

1,25

1,23

1,19

1,17

1,15

1,13

1,12

2,14

2

1,88

1,8

1,72

1,65

1,6

1,52

1,45

1,41

1,37

1,34

1,28

1,24

1,21

1,19

1,17

1,16

1,14

1,12

1,11

1,1

0,87

1,76

1,66

1,58

1,52

1,47

1,43

1,36

1,32

1,28

1,26

1,24

1,21

1,19

1,17

1,15

1,14

1,12

1,1

1,09

1,08

1,65

1,57

1,51

1,45

1,4

1,37

1,34

1,28

1,25

1,23

1,21

1,2

1,17

1,16

1,15

1,13

1,12

1,11

1,1

1,09

1,08

1,46

1,41

1,37

1,33

1,3

1,28

1,26

1,23

1,2

1,18

1,16

1,15

1,14

1,13

1,12

1,11

1,1

1,09

1,08

1,07

1,29

1,26

1,23

1,21

1,2

1,18

1,16

1,15

1,13

1,12

1,11

1,1

1,09

1,08

1,07

1,06

1,05

1,14

1,12

1,1

1,09

1,08

1,07

1,06

1,05

1,04

1,03

1,02

1,05

1,04

1,03

1,02

· Для получения групповых нагрузок средние нагрузки необходимо суммировать, при этом коэффициент максимума должен быть выбран для каждой группы нагрузок :

Рсм = ;

Qсм =

= ,

где Рсм, ∑Ру - суммы активных средних за смену и установленных мощностей в группе электроприемников, кВт.

= ,

где Pyi – установленная мощность электроприемника, кВт.

Км_∑= F(Ки_∑,n_э∑) определяется по таблице 1.2 (или графикам

из ) или определен по формуле:

Км_∑ = 1+

Расчетные суммарные мощности для групп определяются:

Рр = Км_∑ Рсм;

Qр = Км_∑ Qсм;

Sр =

Далее для каждой из групп электроприемников необходимо выполнить компенсацию реактивной мощности и выбрать мощность трансформаторной подстанции.

1.2.Порты.

Для определения электрических нагрузок порта все электроприемники, приведенные в задании, подразделяются на две группы: 1) перегрузочное оборудование; 2) общепортовые электроприемники и вспомогательные производства. Нагрузки первой группы рассчитываются по статистическому методу, а второй – по коэффициенту спроса.

Исходными данными для расчета электрических нагрузок кранов являются задание на проект, сведения табл. 1.3 и 1.4.

Таблица 1.3

Параметры электроприводов кранов

Грузоподъемности крана, Т	Параметры электропривода механизма
Подъема	Поворота	Изменения вылета стрелы
Рном, кВт	ПВном,%	Рном, кВт	ПВном,%	Рном, кВт	ПВном,%
5	2x45	60	23	40	10	40
7,5	2x60	60	28	40	16	40
10	2x80	60	32	60	15	40
16	2x100	65	2x23	60	18	60

Первоначально по таблице 1.3 определяются установленные мощности кранов соответствующей грузоподъемности:

Py = Pном подРном пов + Рном из.выл. ,

По коэффициентам табл. 1.4 рассчитываются:

средние активные мощности

Рсi = Киi Руi ;

средние реактивные мощности

Qci = Рсi tgci ;

среднеквадратичное отклонение активных нагрузок

= ;

среднеквадратичное отклонение реактивных нагрузок

= ;

средняя полная мощность

S_ci = ;

Таблица 1.4

Статистические показатели электропотребления портальных кранов

Род груза	Ки	υ	tg		r
Навалочный (щебень, песок, уголь и т.д.)	0.46	0.21	1.32	0.68	0.6
Круглый лес	0.41	0.25	1.41	0.82	0.6
Контейнеры и тарно-штучные	0.33	0.18	1.65	1.32	0.8
Разные штучные	0.24	0.27	1.84	1.54	0.8

На кранах необходимо предусмотреть индивидуальную компенсацию и учесть это на стадии расчета средней мощности, при этом величину рационального коэффициента мощности необходимо обсудить с руководителем курсового проекта.

среднеквадратичное отклонение полной нагрузки

= C_i,

где C_i=

Затем определяются соответствующие значения расчетных нагрузок:

активной P_pi = P_ci + ;

реактивной Q_pi = Q_ci + ;

полной S_pi = S_ci + ;

где = 1.5, а = .

Групповые нагрузки вычисляются по соответствующим индивидуальным нагрузкам групп:

средняя P_с = ;

среднеквадратичное отклонение = ,

где n – количество электроприемников одного наименования.

Характеристики реактивных и полных нагрузок находятся аналогично. Групповые расчетные нагрузки определяются аналогично индивидуальным расчетным.

Таблица 1.5

Расчетные коэффициенты для общепортовых электроприемников

Электроприемник	Кс	Tg
Склады различные	0.7	0.2
Контора, диспетчерская, служебное помещение, проходная и т.п.	0.9	0
Зарядная станция	0.7	0.75
Гараж	0.65	0.8
Механические мастерские	0.25	1.2
Котельная	0.53	0.1
Насосная	0.8	0.75
Столовая	0.6	0.5
Холодильник	0.32	0.8
Управление порта	0.5	0.8
Вокзал	0.4	0.6
Общежитие, жилой дом	0.3	0.7
Прачечная	0.65	0.94
Пневмоперегружатель	0.9	0.62
Компрессорная	0.8	0.75
Деревообрабатывающий цех	0.32	1.5
Завод ЖБИ	0.27	1.32
Хозяйственные помещения	0,4	1,04
Мачты наружного освещения	0,7	0,12
Блок мастерских	0,45	0,7
Площадка контейнеров	0,3	0,77
Склад цемента	0,25	1,7
РММ	0,25	1,3
Склад ГСМ	0,4	0,56
Водонапорная башня	0,5	0,5
Станция перекачки вод	0,6	0,56
Стройцех	0,3	1,2
Навигационный склад	0,7	0,3
Аккумуляторная	0,45	0,77
Механический цех	0,25	1,8
Малярный цех	0,45	1,7
Испытательная станция	0,2	1,04
Пожарное депо	035	1,7

Электрические нагрузки общепортовых электроприемников рассчитываются по коэффициенту спроса (таблица 1.5) в таком порядке

активные P_pi = K_ci P_yi;

реактивные Q_pi = P_pi tg;

полные S_pi = ;

групповые расчетные

Р_рΣ = Ксм ;

Q_pΣ = Ксм ;

S_pΣ =;

Далее, если это необходимо, произвести компенсацию реактивной мощности общепортовых электропиемников см. п.1.3. и пересчитать реактивную и полную мощности с учетом компенсирующего устройства.

S_pΣ =

Значение коэффициента совмещения максимума Ксм выбирается в пределах 0.8 – 0.95 . Рекомендуется принимать его значение в соответствии со следующим правилом: чем больше объединяемая группа, тем меньше значение Ксм.

После определения крановых и общепортовых расчетных нагрузок осуществляется их простое суммирование Р_р = Р_рΣкр+ Р_рΣобщ, в зависимости от формируемых групп и степени обобщения нагрузок.

Полученные таким образом нагрузки являются максимальными часовыми нагрузками. Для получения сменных расчетных нагрузок их надо умножить на коэффициент 0,88.

1.3.Компенсация реактивной мощности.

С учетом требования энергосистемы объект потребляет электроэнергию при tg, приводимом в задании на проектирование. В соответствии с этим следует провести мероприятия по компенсации реактивной мощности, установив компенсирующее устройства суммарной мощности, равной

Q_ку = Q_р - Р_рtg,

Q_стку≥ Q_ку,

где Q_стку- стандартное значение компенсирующего устройства, выбирается из таблицы (1.6) или же из других справочных данных.

Установка компенсирующих устройств мощностью менее 30 квар является нерациональной.

Таблица 1.6.

Комплектные конденсаторные установки.

Тип

Напряжение, кВ

Мощность, квар

УК-0.38-37.5Н

УК-0.38-50Н

УК-0.38-75Н

УК-0.38-150Н

УК-0.38-250Н

УК-0.38-300Н

УК-0.38-450Н

УК-0.38-600Н

УК-0.38-750Н

УК-0.38-900Н

КУ-6-1Л

КУ-6-ПЛ

КУ-10-1Л

КУ-10-ПЛ

0.38

0,38

6

10

37.5

50

75

150

250

300

450

600

750

900

225

425

240

400

Компенсирующие устройства следует распределить по объекту, применив возможные способы компенсации:

· Индивидуальную;

· групповую;

· централизованную.

При этом следует помнить, что индивидуальная компенсация целесообразна для крупных, хорошо загруженных потребителей с большим числом работы в году (например, для асинхронных двигателей специальных установок мощностью 200 кВт и более). Обычно применяют смешанную компенсацию реактивных нагрузок.

Выбор параметров всех элементов системы электроснабжения осуществляется по расчетным нагрузкам с учетом выполненной в данном узле компенсации реактивной мощности.

2. Выбор числа и мощности трансформаторных подстанций. Технико-экономический расчет.

Местоположение трансформаторных подстанций определяется в основном величиной, характером и расположением электрических нагрузок. Подстанции должны быть максимально приближены к центрам подключаемых к ним нагрузок, однако местоположение подстанции не должно препятствовать нормальному ходу технологического процесса и обеспечивать возможность безопасной и удобной эксплуатации самой подстанции и расположенных вблизи сооружений и машин.

2.1. Номинальная мощность трансформаторов подстанции выбирается в соответствии с неравенством S_т.ном≥S_рΣ +ΔS и рекомендациями , приведенными внизу,

где S_рΣ – расчетная сменная нагрузка определенной группы электроприемников,

ΔS – потери мощности в трансформаторе.

Приближенно потери мощности в трансформаторе учитываются в соответствии с соотношениями

ΔР = 0,02S_рΣ ;

ΔQ = 0.1S_pΣ;

ΔS = .

При выборе числа и мощности трансформаторов следует руководствоваться следующими рекомендациями:

· мощность одного трансформатора не должна превышать 1000 кВА;

· число трансформаторов на подстанции не должно быть больше двух;

· должна обеспечиться по возможности однотипность трансформаторов на объекте;

· при выборе мощности должна учитываться допустимая перегрузка трансформатора в аварийном режиме до 140% в течение пяти суток не более 6 часов в сутки при коэффициенте заполнения графика 0,75.

При наличии двух подключенных к распределительному устройству трансформаторов ( 2-х трансформаторная подстанция) выполняется условие

Sт 0,7 S_м.р.,

где S_м.р. – максимальная проходная мощность (S_м.р.= S_рΣ +ΔS), кВА,

Sт – мощность одного силового трансформатора подстанции.

Помимо этих требований должны учитываться ряд ограничений по возможности размещения подстанций на территории и в цеховых помещениях объекта, категория электроприемников и другие производственные и эксплуатационные требования.

Окончательный выбор числа и мощности трансформаторных подстанций осуществляется на основе технико-экономического сравнения, и их технические характеристики выбираются студентом и согласовываются с руководителем проекта.

2.2. Технико-экономическое сравнение производится по упрощенной методике с использованием вспомогательных таблиц 2.1-2.3.

Для выбора мест установки подстанции на генплан объекта произвольно наносятся координатные оси, для каждого электроприемника находятся соответствующие координаты, и затем для выбранной группы нагрузок определяются координаты центра нагрузок:

Хцен = ; Yцен =,

где Ppi – расчетные активные мощности электроприемников.

В этот центр нагрузок и помещается подстанция.

Для каждого из намеченных вариантов определяются мощность подстанции и параметры сети. На этапе технико-экономического сравнения схема сети напряжением 0.4 кВ принимается радиальной и ее параметры рассчитываются с помощью таблицы 2.4.

Таблица 2.1

Расчетные затраты на воздушные линии

с алюминиевыми проводами 6-10 кВ, тыс.у.е./км

U, кВ	Сечение провода, мм
16	25	35	50	70	95
6 – 10	1,79	1,84	1,9	1,96	2,04	2,2

Таблица 2.2

Расчетные затраты на линии с кабелями с

алюминиевыми жилами, тыс. у.е/км

U, кВ	К-во кабелей в траншее	Сечение жилы, мм
4	6	10	16	25	35	50
10	1	-	-	-	2,69	2,85	3,1	3,42
6	1	-	-	-	2,32	2,56	2,89	3,12
До 1 кВ	1 2 3	1,4 2,16 3,01	1,53 2,3 3,2	1,63 2,53 3,46	1,73 2,76 3,85	1,93 3,24 4,48	2,02 3,42 4,86	2,26 3,96 5,55

Таблица 2.2 (продолжение)

U, кВ	К-во кабелей в траншее	Сечение жилы, мм
70	95	120	150	185	240
10	1	3,64	3,83	4,34	5,1	5,44	5,8
6	1	3,26	3,52	3,88	4,48	4,72	4,97
До 1 кВ	1 2 3	2,54 4,48 6,35	2,92 5,14 6,42	3,18 5,66 8,14	3,64 6,58 9,52	4,12 7,54 11,12	4,6 8,64 12,8

Для каждого из намеченных вариантов определяются мощность подстанции и параметры сети.

Таблица 2.3

Расчетные затраты на трансформаторные

подстанции 6-10/0,4кВ, тыс.у.е.

Однотрансформаторные	Двухтрансформаторные
Sт, кВА	З1	Sт, кВА	З2
100	5,3	2х100	9,6
160	6,1	2х160	10,2
250	6,5	2х250	11,1
400	6,8	2х400	12,1
630	14,8	2х630	27,2
1000	16,9	2х1000	34,6

Выбор сечений и количества кабелей линий по таблице осуществляется в такой последовательности. По расчетному току линии Iр выбирается сечение исходя из соблюдения неравенства Iр Iдоп. Затем определяется коэффициент загрузки линии Iр/Iдоп и по его величине выясняется допустимая по потере напряжения длина передачи. Если , расчет на этом заканчивается. В том случае, если > , расчет продолжается. При этом либо увеличивается сечение линии в пределах шкалы стандартных сечений, либо увеличивается число кабелей, прокладываемых параллельно.

Пример 1. Iр = 183 А, = 238 м.

По таблице выбирается сечение F = 70 мм, т.к. 183 < 220 А., а Iр/Iдоп = 0,83. Тогда м, и отсюда > . Можно было бы последовательно увеличивать сечения. Однако можно поступить иначе. Выбрать в таблице нужную и проверить, будет ли таким отношение Iр/Iдоп. Например, в таблице находится = 245 м при Iр/Iдоп = 0.6 и F = 120 мм. Проверяем 183/300 = 0,58, т.е. данное сечение удовлетворяет требованиям.

Таблица 2.4

Допустимые длины передачи электроэнергии по линиям 0.4 кВ.

F, мм²	Iдоп, А.	при Iр/ Iдоп, м.
1,0	0,9	0,8	0,7	0,6	0,5	0,4	0,3
4	42	42	47	53	60	70	84	105	140
6	55	48	53	60	68	80	96	120	160
10	75	58	65	73	83	97	116	145	194
16	90	76	85	95	108	127	152	190	254
25	125	91	101	114	130	152	182	227	304
35	145	101	112	126	143	168	202	252	326
50	180	113	126	141	162	186	226	282	346
70	220	128	142	160	183	214	256	320	428
95	260	141	157	176	201	235	282	256	470
120	300	147	163	184	210	245	294	368	490
150	335	160	178	200	225	267	320	400	534
185	380	165	180	206	236	275	330	412	550
240	440	179	199	224	256	299	358	448	598

Пример 2. Iр = 240 А, = 490м.

По допустимому току достаточно сечения F = 95 . Однако нетрудно убедиться, что, даже увеличив сечение до 240 , не удается обеспечить выполнение нормы потери напряжения (). Поэтому необходимо эту линию выполнить несколькими кабелями. Возьмем 2 кабеля. Следовательно, для каждого из них Iр1 = 120А. Действуя аналогично вышеизложенному, получим в итоге F = 150 , и, таким образом, параметры линии составят 2(3x150).

Затраты на высоковольтные линии, подстанции и распределительную сеть 0.4 кВ определяются по удельным затратам (табл.2.1. – 2.3.).

Зсэс = Зтп + Звл + Знвл, - затраты на сооружение системы электроснабжения.

Где Зтп – затраты на сооружение ТП (табл. 2.3.),

Знвл – затраты на сооружение низковольтных линий,

Звл - затраты на сооружение высоковольтных линий.

Расчет электрических сетей напряжением 6 – 10 кВ производится по экономической плотности тока, которая зависит от степени использования максимума нагрузки и от материала провода.

Число часов использования максимума нагрузки принимается:

для речных портов - 3400 ч;

для СРЗ - 5500 ч.

Правилами устройства электроустановок установлены значения экономических плотностей тока jэк, зависящие только от материала, конструкции провода и продолжительности использования максимума нагрузки Тмакс (см. табл. 2.5).

Таблица 2.5

Продолжительность использования максимума нагрузки в год Тмакс, ч	Экономическая плотность тока jэк, А/мм2
Для неизолированных проводов и шин	Для кабелей с бумажной изоляцией и проводов с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией	Для кабелей с резиновой и пластмассовой изоляцией
медных	алюмин.	медных	алюмин.	медных	алюмин.
1000-3000 3000-5000 5000-8760	2.5 2.1 1.8	1.3 1.1 1.0	3.0 2.5 2.0	1.6 1.4 1.2	3.5 3.1 2.7	1.9 1.7 1.6

Экономически целесообразное сечение определяется предварительно по расчетному току линии Iрас и экономической плотности тока jэк:

Fэ = Iрас/jэк, мм² ,

где Iрас – ток в высоковольтной линии, чаще – линия ввода.

Звл = З_{1 км.вл} Ɩ_вл , - затраты на сооружение высоковольтной линии.

При этом выбранный кабель необходимо проверить на термическую устойчивость при коротком замыкании. Сечение кабеля на термическую устойчивость для трехфазного к.з. проверяют по формуле:

Sмин = I¥, где

I¥ - установившийся ток короткого замыкания, А.

с = Акон- Анач – коэффициент, соответствующий разности выделенной теплоты в проводнике после и до к.з (для кабелей напряжением 6-10 кВ с медными жилами с=141; с алюминиевыми жилами с=85; для алюминиевых шин с=88; для медных шин с=171; для стальных шин с=60).

tп – расчетное (приведенное) время действия тока к.з. tп = tвык+tзащ, уточненное tп находят по рисунку 6.12 [1, стр. 247].

Если выбранный кабель не удовлетворяет условиям термической устойчивости, то небходимо либо снизить время действия защиты tзащ либо увеличить сечение кабеля.

Затем выбирается вариант, характеризующийся суммарным минимумом расчетных затрат, который и принимается к дальнейшей разработке.

3.Выбор схемы распределения электроэнергии. Расчет питающих и распределительных сетей.

После выбора варианта размещения трансформаторных подстанций производится расчет сетей. Порты и судоремонтные заводы по обеспечению надежности электроснабжения относятся к потребителям второй и третьей категорий.

Внешнее электроснабжение осуществляется, как правило, от сетей энергосистемы напряжением 6-10 кВ. Что касается исполнения схем электроснабжения порта и СРЗ, здесь имеются некоторые различия.

Электроснабжение трансформаторных подстанций порта производится преимущественно по магистральным схемам. При этом питающая магистраль заводится поочередно на шины трансформаторных подстанций порта, располагаемых вдоль причальной линии.

В схемах электроснабжения портов подвод питающих линий 6-10 кВ целесообразно предусматривать не менее чем к двум пунктам (РП, подстанциям), расположенным на некотором расстоянии (порядка 200-300 м или более) один от другого, чтобы избежать одновременного выхода их из строя и полного прекращения электроснабжения. Исключение может быть допущено для небольших портов, имеющих ограниченную территорию и компактное расположение основных потребителей.

Поскольку подавляющее большинство электроприемников порта относится ко 2-й категории нагрузок (по ПУЭ), то, как правило, все подстанции порта должны быть обеспечены резервным питанием. Исключение может быть допущено для отдельных подстанций, питающих малоответственных потребителей.

Для СРЗ питающая линия от энергосистемы подходит к подстанции ввода. При этом распределительное устройство ввода высшего напряжения служит распределительным пунктом для других трансформаторных подстанций завода.

Электроснабжение ТП завода производится по радиальным, реже по магистральным схемам питания.

Преимущество радиальных схем питания перед магистральными – простота эксплуатации, надежность защиты. К недостаткам можно отнести необходимость применения большого количества аппаратов, увеличение затрат проводникового материала.

Существенной особенностью СРЗ и портов является работа передвижных электроприемников. В соответствии с этим к их распределительным сетям предъявляются требования обеспечения энергией передвижных электроприемников.

На СРЗ и в портах в качестве питающих и распределительных сетей напряжением выше 1000В применяют воздушные и кабельные линии напряжением 6 и 10 В., при этом в порту преимущественно – кабельные.

Воздушные сети 6 и 10 кВ сооружаются на деревянных опорах с железобетонными пасынками и на железобетонных опорах.

По условиям механической прочности в соответствии с ПУЭ на воздушных линиях 35кВ и ниже должны применяться многопроволочные провода сечением не менее:

алюминиевые - 25 ;

сталеалюминиевые и стальные - 16 .

Для кабельных сетей должны преимущественно применяться кабели с алюминиевыми жилами в алюминиевой оболочке.

При пересечении кабельных трасс с железнодорожными и подкрановыми путями кабели помещают в трубы.

Сети напряжением до 1000 В выполняются радиальными и магистральными.

Размещение основных потребителей электроэнергии в порту на узкой протяженной полосе открытой территории причального фронта создает предпосылки для применения магистральных схем и использования таких прогрессивных способов канализации энергии, как шинопроводы и троллейное питание. Надежность магистральных схем может быть значительно повышена применением двустороннего питания их путем устройства перемычек между крайними электроколонками, питающимися от разных подстанций. Двустороннее подключение магистралей на причалах, как правило, связано с незначительным дополнительным расходом проводниковых материалов и средств и всегда оправдывается, поскольку этому способствует расположение трансформаторных подстанций вдоль причального фронта на небольшом удалении от кордона причала друг от друга.

При питании сосредоточенных нагрузок, что характерно для СРЗ, используют радиальные схемы; от трансформаторных подстанций прокладывают отдельные фидеры к распределительным щитам, от которых питаются рассосредоточенные по цепи электроприемники.

Распределительные сети напряжением до 1000 В на СРЗ выполняются воздушными и кабельными, а в портах – преимущественно кабельными.

В соответствии с ПУЭ по условиям механической прочности на воздушных линиях до 1000 В могут применяться провода сечением:

алюминиевые - 16 ;

сталеалюминиевые - 10 .

Кабельные сети укладывают в траншеи, блоки или кабельные каналы в зависимости от внешних условий, схемы питания и числа кабелей.

Электроснабжение передвижных электроприемников в порту осуществляется либо с помощью питательной колонки, к которой подключается гибкий шланговый кабель портального крана, либо посредством троллейного шинопровода вдоль причальной линии порта. Питательные колонки располагаются вдоль всего причального фронта через 50 м.

Расчет сетей напряжением до 1000 В производится по наибольшему длительно допустимому току по условиям нагрева с последующей проверкой их по потере напряжения, при этом U 5 % . Для портов потеря напряжения стационарной (береговой) сети от подстанции составляет 4%, а 1% предусмотрен в гибком кабеле крана. Если линия состоит из нескольких участков, имеющих разную длину, нагрузку и неодинаковое сечение кабелей, то суммарная потеря напряжения в ней определяется сложением потерь, подсчитанных на каждом участке линии.

При выборе сечения следует учитывать, кроме возможной концентрации перегрузочных машин, также и возможный прирост потребляемой мощности электроприемников. Береговая сеть рассчитывается при питании от магистрали двух кранов в зависимости от их расположения на причальном фронте. Указанные соображения приводят к необходимости увеличивать полученные расчетом сечения на одну, а в некоторых случаях и на две ступени в зависимости от перспективы развития района, возможной интенсивности использования перегрузочной техники и других условий.

4.Расчет токов короткого замыкания, выбор и проверка аппаратов.

В соответствии с выбранной схемой распределения электроэнергии, числа и мощности трансформаторов подстанций должны быть разработаны схемы распределительных устройств высшего и низшего напряжения подстанций. Затем по расчетным нагрузкам и месту установки должны быть выбраны необходимые аппараты и элементы.

Разработанная схема электроснабжения объекта подлежит проверки по параметрам токов короткого замыкания, при этом в задании к проекту приведены исходные данные для расчета величины тока короткого замыкания, которые могут быть заданы одним из следующих способов:

1) типом высоковольтного выключателя мощности, удовлетворяющего условиям рассматриваемой схемы электроснабжения;

2) условием, что питание осуществляется от источника бесконечно большой мощности;

3) величинами токов короткого замыкания на вводе без полной схемы внешнего электроснабжения.

В первом случае, при задании величины токов короткого замыкания типом и мощностью высоковольтного выключателя мощности, за мощность короткого замыкания принимается его отключающая способность (таблица 4.7).

Таким образом: Sк = Sвм,

где Sвм – номинальная полная мощность отключения масляного выключателя, МВА.

При этом если в данных для выключателя мощности отключения нет, то ее следует найти по формуле: Sвм = ,

где I_н.откл – номинальное значение тока

отключения масляного выключателя

Далее решение происходит одним из методов расчета токов КЗ:

x_*бс =

x_*брез = x_*бс + x_*бцепи

Ток короткого замыкания равен I_к = ,

где I_б – базисный ток (см. ниже),

x_*брез – относительное результирующее сопротивление элементов цепи короткого замыкания от районной ТП до расчетной точки короткого замыкания.

Во втором случае, когда объект питается от источника бесконечно большой мощности, индуктивное сопротивление системы равно нулю: x_*_c = 0, а результирующее сопротивление в данной точке КЗ: x_*брез = x_*бцепи.

В третьем случае, когда заданы величины токов короткого замыкания на шинах источника питания (районная подстанция, ГПП), пересчет этих токов на шины трансформаторной подстанции объекта производится следующим образом.

Пусть заданы величины I, I_∞.

В этом случае относительные базисные сопротивления системы будут равны

x^’’_*б = , x_*б∞ = .

где I_б – базисный ток, который определяется по выражению

I_б = ,

где S_б – базисная мощность, МВА; выбирается произвольно (обычно 100,1000 МВА и т.д.);

U_б – базисное напряжение: принимается напряжение той ступени электроснабжения, где находится расчетная точка короткого замыкания.

Далее определяются относительные базисные сопротивления элементов цепи короткого замыкания x_*б.эл. от источника питания до расчетной точки короткого замыкания.

После расчетов тока КЗ необходимо найти ударный ток короткого замыкания и расчетную отключающую мощность, необходимую для проверки аппаратов по предельно отключаемой мощности.

Ударный ток = ,

где к_у – ударный коэффициент, при расчетах можно использовать следующие значения к_у:

к_у = 1.2 – при КЗ на шинах низкого напряжения трансформаторов мощностью до 400 кВА;

к_у = 1.3 – при КЗ на шинах низкого напряжения трансформаторов мощностью более 400 кВА;

к_у = 1 – при более удаленных точках;

к_у = 1.8 – при КЗ в сетях высокого напряжения, где активное сопротивление не оказывает существенного влияния.

Величина мощности, необходимая для проверки аппаратов по предельно отключаемой мощности, составляет

S_р.отк =_.

4.1. Пример расчета токов короткого замыкания.

Рассчитать токи короткого замыкания (КЗ) – это значит:

- по расчетной схеме составить схему замещения, выбрать точки КЗ;

- рассчитать сопротивления;

- определить в каждой выбранной точке токи КЗ.

Точки КЗ на расчетной схеме нумеруются сверху вниз, начиная от источника. Далее расчетная схема преобразуется в схему замещения, где все элементы цепи представляются своими сопротивлениями к приведенным базиным условиям, а магнитные связи заменены электрическими. Расчет может происходить по методу относительных единиц и именованных единиц.

Для высоковольтных линий и коротких участков распределительной сети обычно учитывают только индуктивные сопротивления. При значительной протяженности сети (кабельной и воздушной) учитываются также их активные сопротивления, так как в удаленных от генераторов точках к.з. сказывается снижение ударного коэффициента. Целесообразно учитывать активное сопротивление, если rS>xS/3, где rS, xS- суммарные активные и реактивные сопротивления распределительной сети от генератора до места к.з.

Таблица 4.1.

Расчет сопротивлений элементов схемы замещения.

Элемент	Именованные единицы	Относительные единицы
Генератор, двигатель	х^²= х_*^²	х^²__бг.= х__d^²
Трансформатор	Х_тр =	Х_тр_*_б =
Реактор	Х_р =	Х_*_бр =
Линия	X_л = x_oL_л	X_л = x_oL_л
Система а)при известном Iкз б)при известной Sк	x_с^²= x_с^²=	x__бс= x__бс=

Сопротивления схем замещения при этом определяются для линий электроснабжения кабельных, воздушных и шинопроводов из соотношений

R_л = r_оL_л; X_л = x_oL_л,

где r_o, x_o – удельное активное и индуктивное сопротивления, мОм/м;

L_л – протяженность линии (необходимо учитывать расстояние до

районной подстанции), м.

Удельные сопротивления для расчета токов КЗ определяются по таблицам справочников [2].

Таблица 4.2

Сопротивление трансформаторов 10/0.4.

Мощность, кВА	Rт, мОм	Хт, мОм	Zт, мОм	Z⁽¹⁾т, мОм
63	52	102	114	1237
100	31,5	64,7	72	779
160	16,6	41,7	45	487
250	9,4	27,2	28,7	312
400	5,5	17,1	18	195
630	3,1	13,6	14	129
1000	2	8,5	8,8	81
1600	1	5,4	5,4	54

Таблица 4.3

Значение сопротивлений автоматических выключателей, рубильников, разъединителей до 1кВ.

Iн.а.,А	Автомат	Рубильник	Разъединитель
Rа, мОм	Ха, мОм	Rн, мОм	R, мОм	R, мОм
50	5,5	4,5	1,3	-	-
70	2,4	2	1	-	-
100	1,3	1,2	0,75	0,5	-
150	0,7	0,7	0,7	0,45	-
200	0,4	0,5	0,6	0,4	-
400	0,15	0,17	0,4	0,2	0,2
600	11,12	0,13	0,25	0,15	0,15
1000	0,1	0,1	0,15	0,08	0,08
1600	0,08	0,08	0,1	-	0,06
2000	11,07	0,08	0,08	-	0,03
2500	0,06	0,07	0,07	-	0,03
3000	0,05	0,07	0,06	-	0,02
4000	0,04	0,05	0,05	-	-

Таблица 4.4

Значения удельных сопротивлений кабелей, проводов.

S, мм2 жилы	rо, Ом/км при 20 С жилы	х0, Ом/км
Al	Сu	Кабель с бумажной поясной изоляцией	Три провода в трубе или кабель с любой изоляцией (кроме бумажной)
1	2	3	4	5
1	-	18,5	-	0,133
1,5	-	12,3	-	0,126
2,5	12,5	7,4	0,104	0,116
4	7,81	4,63	0,095	0,107
6	5,21	3,09	0,09	0,1
10	3,12	1,84	0,073	0,099
16	1,95	1,16	0,0675	0,095
25	1,25	0,74	0,0662	0,091
35	0,894	0,53	0,0637	0,088
50	0,625	0,37	0,0625	0,085
70	0,447	0,265	0,0612	0,082
95	0,329	0,195	0,0602	0,081
120	0,261	0,154	0,0602	0,08
150	0,208	0,124	0,0596	0,079
185	0,169	0,1	0,0596	0,78
240		0,077	0,0587	0,077

Таблица 4.5.

Технические данные масляных и сухих трансформаторов для трансформаторных подстанций.

Тип трансформатора	Схема соединения обмоток	Потери , Вт	Uк, %	Iхх, %
ХХ	КЗ
1	2	3	4	5	6
ТМ- 160/10/0.4 - 250/10/0.4 -400/10/0.4 -630/10/0.4 -1000/10/0.4	Для всех ¡/¡н - 0	510 740 950 1310 2000	2650 3700 5500 7600 12200	4.5 4.5 4.5 5.5 6.5	2.4 2.3 2.1 2 1.4

4.1.1 Расчет токов к.з в относительных единицах.

При этом методе все расчетные данные приводят к базисному напряжению и базисной мощности. За базисное напряжение принимают номинальные напряжения Uном = 0.23; 0,4; 0,69; 3,15; 6,3; 10,5; 21; 37; 115; 230кВ.

За базисную мощность Sб можно выбрать мощность, принимаемую при расчетах за единицу, например мощность системы, суммарные номинальные мощности генераторов станции или трансформаторов подстанции или удобное для расчетов число, кратное десяти.

К1

Sб = 100 МВА Uб = Uном кВ (шина высокого напряжения)

Х_*_бс = - относительное базисное сопротивление системы

Х_*_бл = Х₀ - относительное базисное сопротивление линии

Х_*_б
резК1= Х_*_бс + Х_*_бл

Iб=, кА

Iк1= , кА

iуд = 1.8 , кА

Sк1 = , МВА

К2

При расчете токов короткого замыкания на шинах низкого напряжения должны учитываться активные сопротивления цепи к.з. (кабельных линий, обмоток силовых трансформаторов, трансформаторов тока, шин, коммутационной аппаратуры).

Sб = 100 МВА Uб = Uном, кВ (шина низкого напряжения)

Х_*_Т =

Х_*_бТ = Х_*_Т Sб/S_Тном - относительное базисное индуктивное сопротивление трансформатора

r_*_Т = DРм/Sном ,

где DРм – потери мощности КЗ (табл.4.5), кВт,

Sном – номинальная мощность силового трансформатора.

r_*_бТ = r_*_Т Sб/S_Тном- относительное базисное активное сопротивление трансформатора

R_*_б_sq₂ = R - относительное базисное активное сопротивление разъединителя QS2, где R- активное сопротивление разъединителя мОм.

R_*_б_qf₃ = Rа - относительное базисное активное сопротивление автоматического выключателя

Х_*_б_qf₃ = Ха- относительное базисное индуктивное сопротивление автоматического выключателя

R_*_бш = r₀ - относительное активное базисное сопротивление шин

Х_*_бш = хо - относительное индуктивное сопротивление шин

Результирующее сопротивление в точке К2:

Rрез = R_*_бш + R_*_б_qf₃+ R_*_б_sq₂+ r_*_бТ

Хрез= Х_*_бш+ Х_*_б_qf₃ + Х_*_Т + Х_*_{б резК1}

Zрез =

Iб= , кА

Iк2=Iб/ Zрез, кА

iуд = к_у - ударный ток, где Ку- ударный коэффициент, находится из графика (Та;Ку) [1, стр.227].

Та = Хрез/(314 Rрез)

Sк1 = Sб/Zрез, МВА

4.1.2. Расчет тока короткого замыкания методом именованных единиц.

При расчете токов к.з. в именованных единицах (Ом, мОм) можно применить закон Ома для схемы замещения. Для схемы замещения выбирают базисную ступень трансформации и все электрические величины остальных ступеней приводятся к напряжению основной ступени.

Приведенные сопротивления следующей ступени трансформации при этом находятся путем перемножения активных и индуктивных сопротивлений на . Сопротивления элементов на каждой ступени схемы замещения определяются по таблице 4.1.

Ток короткого замыкания: Iк = Uб/(Х^°рез), кА

Мощность короткого замыкания: Sк = Iк Uном, МВА

При отсутствии данных r_o можно определить расчетным путем:

r_o = ,

где S – сечение проводника, ;

- удельная проводимость материала, м/(Ом мм).

Принимается - 30 м/(Ом мм) – для алюминия,

- 50 м/(Ом мм) – для меди,

- 10 м/(Ом мм) – для стали.

При отсутствии данных x_о можно принять равным

x_0вл = 0,4 Ом/км – для воздушных линий,

x_0кл = 0,08 Ом/км – для кабельных линий,

x_0пр = 0,09 Ом/км – для проводов,

x_ош = 0,15 Ом/км – для шинопроводов.

Таблица 4.6.

Значение удельных сопротивлений комплектных шинопроводов.

Параметры	Тип комплектного шинопровода
ШМА	ШРА
1	2	3	4	5	6	7	8
Iн, А	1250	1600	2500	3200	250	400	630
rо, Ом/км	0.034	0.03	0.017	0.015	0.21	0.15	0.1
хо, Ом/км	0.016	0.014	0.008	0.007	0.21	0.17	0.13
Roф-о, Ом/км	0.068	0.06	0.034	0.03	0.42	0.3	0.2
хоф-о, Ом/км	0.053	0.06	0.075	0.044	0.42	0.24	0.26
zоф-о, Ом/км	0.086	0.087	0.082	0.053	0.59	0.38	0.33

4.2.Выбор основных высоковольтных аппаратов производится по номинальным параметрам и конструктивному исполнению с проверкой на устойчивость тока короткого замыкания.

В состав высоковольтных аппаратов входят высоковольтные выключатели, выключатели нагрузки, разъединители, трансформаторы тока и напряжения.

· Выключатели ВН выбираются по напряжению, току, категории размещения, конструктивному выполнению и коммутационной способности.

Должны быть выполнены условия:

;

,

где

- номинальное напряжение установки, кВ;

- номинальный ток установки (или ток в линии), А

· Выключатели ВН проверяются:

а) на отключающую способность.

Должны быть выполнены условия

;

,

Iр.откл. – номинальное и расчетное значения токов отключения, кА;

Iр.откл=I_∞⁽³⁾

Sр.откл=

Uн.в.;

где I∞⁽³⁾- 3-фазный ток КЗ в момент отключения выключателя, действующее значение в установившемся режиме, кА;

б) на динамическую стойкость.

Должно быть выполнено условие:

iсквiу,

где iскв – амплитуда предельного сквозного ударного тока КЗ выключателя, кА;

iу – амплитуда ударного тока электроустановки, кА,

iу=КуIк⁽³⁾

в) на термическую стойкость.

Должно быть выполнено условие

IтсIр.тс.;

Iр.тс= Iр.откл. = Iр.откл

Где Iтс, Iр.тс – токи термической стойкости, каталожный и расчетный, кА;

tпр – приведенное время действия КЗ, если отключение произойдет в зоне переходного процесса, с. Приближенно tпр tд; tд- время действия КЗ фактическое, с;

tд = tрз+tов,

где tрз – время срабатывания релейной защиты, с;

tов – собственное время отключения выключателя, с.

Величина tрз определяется при расчете конкретной РЗ.

Величина tов для быстродействующих выключателей 0.1 с. А для небыстродействующих Время одного периода при частоте 50Гц составляет 0.02 с. Время действия КЗ (tд) для сетей 10кВ составляет 1..3 с, значит, самое быстрое отключение произойдет через 50 периодов, что соответствует зоне давно установившегося КЗ (через 8..10 периодов).

Выбор разъединителей производится так же как и для выключателей ВН, только проверять на отключающую способность не надо, так как разъединители не выполняют защиту от тока короткого замыкания.

Выбор трансформаторов тока.

Проверяем род установки:

для работы в закрытых помещениях
для работы на открытом воздухе
для встраивания в полости электрооборудования
для специальных установок

Затем выбираем по способу установки:

проходные
опорные
встраиваемые

и по другим условиям, по которым классифицируются трансформаторы тока.

Выбрать действительно просто, потому что вы уже знаете, куда вы будете ставить трансформатор тока, и как.

Конечно не забываем, для чего предназначен трансформатор тока: для измерений, или для использования в устройствах защиты.
А кроме того, если для измерений, — то какой будет учет?

Если коммерческий, то трансформаторы тока для присоединения счетчиков, по которым ведутся денежные расчеты, должны будут иметь класс точности не ниже 0,5.
Для разного рода технического учета допускается применение трансформаторов тока класса точности 1, для подключения указывающих амперметров — класс точности не ниже 3.
Если трансформатор тока предназначен для работы в устройствах релейной защиты, он должен иметь специальный класс точности, обозначаемый 10(Р).

Выбор ТТ по номинальному напряжению.

Номинальное напряжение выбираемого ТТ не должно быть ниже максимального рабочего напряжения:
U_ном ≥ U_уст

Выбор ТТ по номинальному первичному току.

Номинальный первичный ток выбираемого ТТ не должен быть ниже максимального рабочего тока установки:
I_1ном ≥ I_раб.max

После этого необходимо провести проверочный расчет по электродинамической и термической стойкости трансформатора тока к токам короткого замыкания.

Далее необходимо произвести проверку на допустимую нагрузку вторичной цепи..
Чтобы упомянутая ранее погрешность выбираемого трансформатора тока не превысила допустимое для данного класса точности значение, вторичная нагрузка ТТ Z_2р не должна превышать номинальную Z_2ном, указываемую в паспортах на изделие.

Реактивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому принимают Z_2р=R_2р.
Тогда вторичная нагрузка имеет вид:
R_2р= R_приб+R_пр+R_к
где R_приб — суммарное сопротивления приборов,
R_пр — сопротивление соединительных проводов, (сечение2,5 мм²)

R_к — переходное сопротивление контактов.(0,1 Ом)

Для определения сопротивления приборов, питающихся от трансформаторов тока, необходимо определить суммарную мощность электроизмерительных приборов, устанавливаемых в данном присоединении. Суммарное сопротивление приборов находим как:

R_приб = S₂ / I²_2ном,

где: S₂ — суммарная мощность, потребляемая приборами, ВА; I_2ном- номинальный ток вторичной обмотки трансформатора, А.

Выбранные трансформаторы тока необходимо проверить на термическую стойкость:

(Кт I_1ном)²t_д

и на динамическую стойкость:

iу Кдин I_1ном

Таблица 4.7

Технические данные выключателей мощности ВН на 10 кВ.

Тип	конструкти-	Iн.в.,А	предельные		tтс, с	Iн.окл.,	tов,с
	вное ис-		iск,кА	Iтс, кА		кА
	полнение
1	2	3	4	5	6	7	8
ВВЭ-10-20/630 УЗ		630	52	20	3	20	0,055
-20/1000	вакуумные	1000
-20/1600		1600
-31,5/630		630	80	31,5		31,5
-31,5/1000		1000
-31,5/1600		1600
-31,5/2000		2000
-31,5/3150		3150
ВЭ-10-1250-20 УЗ	с электомаг-	1250	51	20	4	20	0,06
-1600-	нитным	1600
-2500-	гашением	2500
-3600-	дуги	3600
-1250-31,5 УЗ		1250	80	31,5		31,5
-1600-		1600
-2500-	для КРУ	2500
-3600-		3600
ВЭМ-10Э-1000-20УЗ	электомаг-	1000	52	20	4	20	0,05
-1250-	нитный	1250
ВММ-10-400-10 У2	маломас-	400	25	10	4	10	0,1
10-400-10 У1	ляный
ВМПЭ-10-630-20 У2	масляный	630	52	20	4	20	0,25
-10-630-31,5 У2			80	31,5		31,5	0,5
ВК-10-630-20 У2	колонковый	630	52	20	4	20	0,05
-1000-	масляный	1000
-1600-		1600
-630-31,5 У2		630	80	31,5		31,5
-1000-		1000
-1600-		1600
ВКЭ-10-20/630 У3		630	52	20	4	20	0,07
-20/1000		1000
-20/1600		1600
-31,5/630		630	80	31,5		31,5
-31,5/1000		1000
-31,5/1600		1600

Где Iн.в- номинальный ток выключателя, А;

Iтс- ток термической стойкости, кА;

tов- собственное время отключения выключателя, с.;

Iн.отк.- номинальное значение тока отключения, кА;

iск- амплитуда предельного сквозного ударного тока КЗ выключателя, кА;

Таблица 4.8 Разъединители внутренней установки 6 и 10 кВ

Тип	Предельный сквозной ток КЗ, кА	4-х секундный ток термической стойкости, кА	Масса разъединителя,кг
амплитуда	действующий
РВО-6/400	50	29	16	5.9
РВО-6/630	60	35	20	6.3
РВО-6/1000	120	71	40	12.5
РВ-6/400	50	29	16	24
РВ-6/630	60	35	20	27
РВ-6/1000	120	71	40	42
РВЗ-6/400	50	29	16	28
РВЗ-6/630	60	35	20	29
РВЗ-6/1000	81	47	40	46
РВФ-6/400	50	29	16	35
РВФ-6/630	60	35	20	38
РВФ-6/1000	81	47	40	67
РВО-10/400	50	29	16	5.9
РВО-10/630	60	35	20	6.3
РВО-10/1000	120	71	40	12.5
РВ-10/400	50	29	16	26
РВ-10/630	60	35	20	28
РВ-10/1000	120	71	40	44
РВЗ-10/400	50	29	16	30
РВЗ-10/630	60	35	20	32
РВЗ-10/1000	81	47	40	48
РВФ-10/400	50	29	16	41
РВФ-10/630	60	35	20	45
РВФ-10/1000	81	47	40	83
РЛВОМ-10/1000	81	47	40	16.19
РВР-III-10/2000	85	-	31.5	82
РВРЗ-III-10/2000	85	-	31.5	112

4.3.Выбор аппаратов низкого напряжения.

Для выбора аппарата защиты нужно знать ток в линии, где он установлен, тип его и число фаз.

Токи (в амперах) в линии определяются по формуле

Iт = - сразу после трансформатора,

где Sт – номинальная мощность трансформатора, кВА;

Uн.т. – номинальное напряжение трансформатора, кВ.

Принимается Uн.т. = 0,4 кВ.

Iру = - линия к РУ (РП или шинопровод),

где Sм.ру – максимальная расчетная мощность РУ, кВА;

Uн.ру – номинальное напряжение РУ, кВ.

Принимается Uн.ру = 0,38 кВ.

Iд = - линия к электродвигателю переменного тока,

где Pд – мощность ЭД переменного тока в длительном режиме, кВт;

Uн.д. – номинальное напряжение ЭД, кВ;

𝜂д – кпд ЭД, отн.ед.

· Автоматы выбираются согласно условиям:

Iн.а Iн.р; Iн.р. Iдл - для линии без ЭД;

Uн.а Uс; Iн.р 1,25 Iдл - для линии с одним ЭД;

Iн.р 1,1 Iм - для групповой линии с нескольким ЭД,

где Iн.а – номинальный ток автомата, А;

Iн.р – номинальный ток расцепителя, А;

Iдл – длительный ток в линии, А;

Iм – максимальный ток в линии, А;

Uн.а – номинальное напряжение автомата, В;

Uс – номинальное напряжение сети, В;

Ко ;

Iо -для линии без ЭД;

Iо 1,2 Iп - для линии с одним ЭД;

Iо 1,2 Iпик - для групповой линии с несколькими ЭД,

где Ко – кратность отсечки;

Iо – ток отсечки, А;

Iп – пусковой ток, А,

Iп = Кп Iн.д,

где Кп – кратность пускового тока. Принимается Кп = 6,5..7,5 - для АД; Кп = 2..3 = для СД и МПТ;

Iн.д – номинальный ток, А;

Iпик – пиковый ток, А,

Iпик = Iп.нб + Iм – Iн.нб,

где Iп.нб – пусковой ток наибольшего по мощности ЭД, А;

Iн.нб – номинальный ток наибольшего в группе ЭД, А;

Iм – максимальный ток на группу, А.

Зная тип, Iн.а и число полюсов автомата, выписываются все каталожные данные.

Таблица 4.9 Технические данные автоматических выключателей серии ВА

Тип	Номинальный ток, А	Кратность уставки	Iоткл, кА
Iн.а	Iн.р	Ку (тр)	Ку(эмр)
1	2	3	4	5	6
ВА 51-25	25	0,3; 0,4; 0,5; 0,6; 0,8; 1; 1,25; 1,6	1,2	14	3
2; 2,5; 3,15; 4; 5	1,5
ВА 51-25	6,3; 8	1,35	7,1	2
10; 12,5	2,5
16; 20; 25	3
ВА 51-31 ВА 51Г-31	100	6,3; 8; 10; 12
10
20; 25
31,5; 40; 50; 63
80; 100
ВА 51-31 ВА 51Г-31	6,3; 8
10; 12,5

31,5; 40; 50; 63
80; 100	1,25
ВА 51-33 ВА 51Г-33	160	80; 100; 125; 160	10	12,5
ВА 51-35	250	80; 100; 125; 160; 200; 250	12	15
ВА 51-37	400	250; 320; 400	10	25
ВА 51-39	630	400; 500; 630	35
ВА 52-31 ВА 52Г-31	100	16; 20; 25	1,35	3; 7; 10	12
31,5; 40	15
50; 63	18
80; 100	1,25	25
ВА 52-33 ВА 52Г-33	160	80; 100	10	28
125; 160	35
ВА 52-35	250	80; 100; 125; 160; 200; 250	12	30
ВА 52-37	400	250; 320; 400	10
ВА 52-39	630	250; 320; 400; 500;630	40
ВА 53-37 ВА 55-37	160 250 400	Регулируется ступенями 0,63-0,8-1,0 от Iн.в	1,25	2, 3, 5, 7, 10	20
ВА 53-39 ВА 55-39	160	25
250
400
630
ВА 53-41 ВА 55-41	1000	2, 3, 5, 7
ВА 53-43 ВА 55-43	1600	31
ВА 53-45 ВА 55-45 ВА 75-45	2500	2, 3, 5	36
2, 3, 5, 7
ВА 75-47	4000	2, 3, 5	45

· Предохранители выбираются согласно условиям:

Iвс Iдл – для линии без электродвигателя;

Iвс - для линии с ЭД и тяжелым пуском;

Iвс - для линии с ЭД и легким пуском;

Iвс - для линии к РУ (РП или шинопровод);

Iвс 1,2Iсв - для линии к сварочному трансформатору,

Где Iвс – ток плавкой вставки , А;

Iн.п. Iвс,

Где Iн.п – номинальный ток предохранителя, А.

При выборе аппаратов защиты в линии с КУ выполнить условие

Iо 1,3 (для автоматов); Iвс 1,6 (для предохранителя),

Где Qку – мощность компенсирующей установки, квар.

Таблица 4.10. Технические данные высоковольтных предохранителей с кварцевым наполнением.

Типоисполнение предохранителей	Uн, кВ	Пределы изменения Iн, А	Iоткл, кА
ПКТ 101-6-2-20-40У3	6	2..20	40
ПКТ 101-10-2-20-31,5У3	10	2..20	31,5
ПКТ 102-6-31,5-50-31,5У3	6	31,5..50	31,5
ПКТ 102-6-80-20У3	6	80	20
ПКТ 102-10-50-12,5У3	10	50	12,5
ПКТ 103-6-80-100-31,5У3	6	80..100	31,5
ПКТ 103-6-160-20У3	6	160	20
ПКТ 103-10-80-20-У3	10	80	20
ПКТ 104-6-160-200-31,5У3	6	160..200	31,5
ПКТ 104-6-316-20У3	6	316	20
ПКТ 104-10-160-20У3	10	160	20
ПКТ 101-6-2-20-40У1	6	2..20	40
ПКТ 101-10-2-20-20У1	10	2..20	20

Таблица 4.11 Технические данные низковольтных быстродействующих предохранителей.

Тип	Номинальный ток, А	Номинальные токи плавких вставок, А	Предельный ток отключения при напряжении
380 В	500 В
ПР-2-100	100	60; 80; 100	4500	3500
ПР-2-200	200	100; 125; 160; 200	11000	10000
ПР-2-350	350	200; 225; 260; 300; 350	13000	11000
ПР-2-600	600	350; 430; 500; 600	23000	-
ПР-2-1000	1000	600; 700; 850; 1000	20000	20000

5.Расчет релейной защиты.

Расчет релейной защиты одного узла разработанной схемы входит в комплекс системы электроснабжения объекта.

Проектируемая релейная защита должна обеспечивать отключение коротких замыканий, избирательность, чувствительность и надежность действия при экономичности сооружения коммутационных и релейных аппаратов.

Рассчитать релейную защиту – это значит:

- выбрать вид и схему;

- выбрать токовые трансформаторы и токовые реле;

- определить чувствительность защиты.

Способы выполнения различных устройств релейной защиты, выбор видов защит и их задачи подробно рассматриваются в читаемом курсе «Электроснабжение ПВТ», поэтому при выполнении данного расчета студент должен уметь выбрать из многочисленных устройств нужную схему и аппаратуру. В основном задача состоит в релейной защите, реагирующей на возрастание тока сверх определенной величины, полученной в результате расчета нагрузок, определением тока срабатывания защиты на основе полученных в проекте токов короткого замыкания. Проектированию подлежат токовые защиты, которые в зависимости от способа обеспечения селективности делятся на максимальные токовые и токовые отсечки. В первом случае селективность защиты достигается выбором по определенному принципу времени от момента возникновения повреждения до момента действия защиты на отключение; во втором – соответствующим выбором тока, при котором защита приходит в действие. Разновидностью токовой отсечки является токовая отсечка с выдержкой времени. В этой защите используется оба способа обеспечения селективности.

Для предотвращения излишних срабатываний при токах перегрузки, вызванных самозапуском электродвигателей или подключением дополнительной нагрузки, максимальная токовая защита должна иметь ток срабатывания (уставку), больший, чем максимально возможный ток перегрузки. А для предотвращения излишних (неселективных) срабатываний при КЗ на отходящих элементах НН максимальная токовая защита трансформатора должна иметь орган выдержки времени, замедляющий ее действие на время, необходимое для срабатывания защиты поврежденного отходящего элемента. Функциональная схема максимальной токовой защиты приведена на рис.1

Измерительная часть максимальной токовой защиты трансформаторов 10 кВ состоит из двух или из трех максимальных реле тока Т (три реле устанавливаются для защиты трансформаторов со схемой соединения обмоток ∆/Y или Y/∆). Реле тока включены на токи фаз А и С и на ток фазы В, проходящий в обратном проводе схемы соединения трансформаторов тока ТТ в неполную звезду (рис. 1). Выходное действие реле тока осуществляется по схеме «ИЛИ»„ т. е. защита может действовать при срабатывании одного, двух или трех реле. В логической части должен быть орган выдержки времени В, позволяющий установить время срабатывания защиты в пределах от 0,1 до 1,3 с. Предусматриваются также сигнальный орган СО и исполнительный орган НО, распространяющий действие защиты на отключение трансформатора с двух сторон, т. е. действующий на отключение выключателя В на стороне 10 кВ и автомата АВ на стороне 0,4 кВ. На трансформаторах 10/6 кВ действие защиты распространяется на отключение двух выключателей.

Рис.1 Функциональная схема максимальной токовой защиты трансформатора 10/0,4 кВ

Типы максимальных реле тока. Максимальные защиты трансформаторов 10 кВ в настоящее время выполняются в основном на электромеханических реле (типов РТВ, РТ-80, РТ-40), т. е. на реле с подвижными элементами и контактным выходом. Наряду с ними уже находят применение современные электронные защиты, выпускаемые Чебоксарским электроаппаратным заводом (типа ЯРЭ-2201), ПО «Энергоавтоматика» (ТЗВР), а также некоторыми энергосистемами (например, в Ленэнерго выпускается электронная защита с зависимой характеристикой типа УМТЗ с дешунтированием ЭО с помощью силовых тиристоров).

При использовании токовых реле типа РТ-40 и реле времени типа ЭВ или РВМ (или РТМ) защита называется максимально-токовой с независимой характеристикой времени срабатывания. При использовании индукционно-токовых реле типа РТ-80 и реле времени типа РТВ защита называется максимально-токовой с зависимой характеристикой времени срабатывания.

Рис.2 Ограниченно зависимые характеристики разных типов максимальных реле тока 1- реле РТ-90; 2 – реле PTB1—PTB3; 3 - реле PTB4-PTB6; 4 -реле РТ-80

Реле тока с зависимой характеристикой (рис. 2) автоматически уменьшает время срабатывания при увеличении тока через реле. Но, начиная с какой-то определенной кратности тока по отношению к току срабатывания реле I2k/Iс.р., реле действует с одной и той же установленной выдержкой времени. Такая характеристика называется ограниченно зависимой.

Максимальная токовая защита с ограниченно зависимой характеристикой может выполняться с помощью одного из двух типов электромеханических реле: электромагнитного реле прямого действия типа РТВ или индукционного реле косвенного действия типа РТ-80.

Реле прямого действия РТВ выполняет одновременно функции токового измерительного органа (реле тока) и органа выдержки времени (реле времени). Замедление действия реле РТВ достигается с помощью часового механизма. Реле РТВ встраивается в пружинный привод выключателя 10 кВ. Реле РТВ имеют 6 исполнений — от I до VI, отличающихся друг от друга значениями токов срабатывания (уставок). Реле PTBI—PTBIII имеют характеристику (кривая 2 на рис. 2), у которой независимая (установившаяся) часть наступает при токе, равном примерно 1,6Iс.р. Реле PTBIV — PTBVI имеют более пологую характеристику (кривая 3 на рис. 2), у которой независимая часть наступает при токе, равном примерно 3Iс. р.

Индукционное реле РТ-80 (прежнее наименование ИТ-80) применяется в релейной защите уже более 50 лет, причем конструкция его практически не менялась. Столь длительное и широкое применение этого типа реле объясняется многими его достоинствами:

реле имеет характеристику (кривая 4 на рис. 2), хорошо согласующуюся с времятоковыми характеристиками плавких предохранителей, установленных на отходящих элементах, причем эта характеристика создается без часового механизма или отдельного реле времени, как это осуществляется в других реле и защитах;

реле имеет достаточно мощные контакты, способные действовать непосредственно на электромагнит отключения выключателя в схемах на оперативном постоянном токе и дешунтировать электромагнит отключения в схемах на переменном оперативном токе, в последнем случае применяются реле РТ-85 или РТ-95;

в дополнение к индукционному элементу в реле РТ-80 имеется электромагнитный элемент — отсечка, с помощью которой можно обеспечить мгновенное действие реле при вторичном токе КЗ, в 2—8 раз превышающем ток срабатывания индукционного элемента Iс.р (на рис. 2 характеристика отсечки показана штриховой линией, начиная с тока 4I_с. _р);

реле имеет встроенный сигнальный элемент.

Таким образом, в одном реле РТ-80 объединены измерительный орган двухступенчатой максимальной токовой защиты, логическая часть, сигнальный и исполнительный органы, что делает защиту с реле РТ-80 простой и дешевой. Однако по сравнению с современными статическими (электронными) реле у РТ-80 имеются существенные недостатки: наличие подвижных частей, в том числе практически непрерывно вращающегося диска, низкий коэффициент возврата, большие габариты и масса, возможность ложного срабатывания при воздействии ударных нагрузок (например, при включении выключателя, установленного в той же ячейке КРУ, где размещается реле РТ-80, или в соседней ячейке).

Электромагнитное реле косвенного действия типа РТ-40 выпускается с начала 1960-х годов. Его предшественником является электромагнитное реле типа ЭТ-520. В 1969 г. реле РТ-40 было модернизировано путем уменьшения сечения магнитопровода и увеличения совместного хода контактов для снижения вибрации и повышения надежности замыкания контактов при больших кратностях тока КЗ по отношению к номинальному току трансформаторов тока. Для реле РТ-40 характерны все недостатки, присущие электромеханическим реле: сравнительно низкий коэффициент возврата (0,8, в то время как у электронных максимальных реле он составляет 0,95), наличие подвижных частей, возможность вибрации контактов и отказ функционирования при токовой погрешности трансформаторов тока более 50 % и др.

С помощью реле РТ-40 выполняется максимальная токовая защита трансформаторов с использованием реле времени постоянного тока (на оперативном постоянном или выпрямленном токе) или реле времени переменного тока и специальных промежуточных реле для дешунтирования ОЭ выключателей 10 кВ

Расчет параметров срабатывания (уставок) максимальной токовой защиты

Для выбора токовых трансформаторов (ТТ) определяют:

1) номинальный ток нагрузки на ВН

I_н.т = (для трансформатора).

2) выбираются по I_1н и I_2н трансформаторы тока для установки

(таблица 5.1) и определяется номинальный коэффициент трансформации

Кт = I_1н/ I_2н.

Выбирается тип реле тока для защиты (таблица 5.2) и определяется уставка срабатывания по току

I_ср.р =,

где I_ср(мтз)– ток срабатывания реле, расчетный, А;

I_нб – наибольший ток нагрузки защищаемого участка, А;

К_зап – коэффициент самозапуска ЭД;

На основании опыта эксплуатации принимаются:

К_зап = 1 – при отсутствии в линии ЭД,

К_зап = 2,5…3,0 – при наличии ЭД в линии,

К_н - коэффициент надежности отстройки, учитывающий погрешности реле и ТТ, равен 1,1 —1,2 (для реле косвенного действия типов РТ-40, РТ-80, РТ-90, а также новых электронных реле РСТ) или 1,2—1,4 (реле прямого действия типа РТВ)

К_в = 0,8…0,85 – коэффициент возврата реле,

К_сх – коэффициент схемы включения реле (это отношение тока реле к току фазы).

В зависимости от схемы соединения вторичных обмоток трансформаторов тока и вида короткого замыкания принимаются следующие значения коэффициентов схемы:

К_сх = 1 – при соединении обмоток по схеме «неполная звезда»,

К_сх = 1,73 – во всех случаях при 3-х фазном КЗ,

К_сх = 1 – при КЗ двух фаз и одном токовом трансформаторе,

К_сх = 2 – при КЗ двух фаз и включении на разность токов обмоток двух ТТ

По расчетному значению тока срабатывания (I_ср.р) выбирается его каталожное значение (I_ср.кат.) согласно условию:

I_ср.кат I_ср.р.

Для повышения чувствительности защиты необходимо стремиться снижать ток срабатывания защиты I _ср.з= Кт I_ср.кат и ток срабатывания реле I_ср.кат . Это , в частности, возможно за счет увеличения коэффициента возврата К_в. Поэтому более чувствительную защиту можно выполнить с помощью вторичных реле косвенного действия. Чувствительность токовых защит характеризуется коэффициентом чувствительности, который представляет собой отношение двухфазного тока в обмотке реле при металлическом коротком замыкании в конце защищаемой зоны к току срабатывания защиты ( I_ср.з. ).

К_ч = ,

при этом = .

Максимальная токовая защита хорошо работает, если К_ч 1,2…1,5.

Способами повышения чувствительности защиты на реле прямого действия являются: замена ТТ на более мощные (с большими допустимыми значениями Zн или с более высокими коэффициентами трансформации ); последовательнее включение двух обмоток ТТ ; переход на реле косвенного действия, например РТ-85.

Таблица 5.1. Трансформаторы тока.

Тип	I_1н , А	Обозначение
1	2	3
ТЛМ-6	300-400; 600-1500	Т- трансформатор тока
ТЛМ-10	50-400;600-1500	Л- с литой изоляцией
ТПЛ-10	10-400	М- модернизированный или малогабаритный
ТПЛК-10	10-1500	П- проходной или для установки на плоских шинах
ТЛ-10	50-3000	К- катушечный
ТВЛМ-10	20-1500	В- втулочный
ТПШЛ-10	2000-5000	Ш- шинный
ТПОЛ-20	400-1500	О- одновинтовый или опорный
ТПОЛ-35	400-1500

Примечание. Для всех трансформаторов I_2н = 5А.

Шкала номинальных первичных токов: 1,5-10-15-20-30-40-50-75-100-150-200-250-300-400-500-600-750-800-1000-1200-1500-2000-3000-4000-5000-6000-8000-10000-12000-14000-16000-18000-20000-25000-28000-32000-35500-40000

Таблица 5.2.

Реле тока.

Тип	I_ср.р.	Тип	I_ср.р.
РТМ-l	5; 7,5; 10; 15	РТ – 40/20	5…10
РТМ- ll	10; 15; 20; 25	РТ – 40/50	12,5…25
РТМ- lll	30; 40; 50; 60	РТ - 40/100	25…50
РТМ- lV	75; 100; 125; 150	РТ – 40/200	50…100
РТМ- 10-30	10; 20; 30	РТВ- l, РТВ- lV	5; 6; 7,5; 10
РТМ- 5-15	5; 10; 15	РТВ- ll, РТВ- V	10; 12.5; 15; 17.5
РТМ- 20-60	20; 40; 60	РТВ- lll, РТВ- Vl	20; 25; 30; 35
РТМ- 40-120	40; 80; 120	РТВ- 5- 10	5; 6; 7; 8; 10
РТ- 40/0,2	0,05…0,1	РТВ- ll- 20	11; 12; 14; 16; 18; 20
РТ- 40/0,6	0,15…0,3	РТВ- 20-35	20; 22; 24; 27; 30
РТ- 40/2	0,5…1	РТВ- 80, РТВ- 90	2-5, 4-10
РТ- 40/6	1,5…3	ИТ- 81/1	4-10
РТ- 40/10	2,5…5	ИТ- 81/2	2-5

Расчет селективности срабатывания защиты.

Для того, чтобы при повреждении одного из электродвигателей не отключился Т2, его защита должна иметь выдержку времени t₂ большую, чем t₁ на величину, называемую ступенью селективности t, т.е.

t₂ = t₁ + t.

Выдержка времени защиты линии W должна быть:

t₃ = t₂ + t.

Ступень селективности должна быть такой, чтобы успели сработать защита и отключиться выключатель на повреждённом участке, прежде чем истечёт выдержка времени защиты на следующем неповреждённом участке.

Для МТЗ с независимой характеристикой времени срабатывания t_Н.З. определяется:

t_Н.З. = t_ВЫК. + _KT1 + _KT2 + t_зап.

Где: t_ВЫК. – время отключения выключателя с момента подачи импульса на отключающую катушку до момента гашения дуги на его силовых контактах; это время составляет 0,08 – 0,1 с у воздушных выключателей и 0,08 – 0,25 с у масляных.

t_КТ1 – погрешность реле времени защиты повреждённого участка, которое может подействовать на отключение с выдержкой времени больше расчётной; эта погрешность зависит от шкалы реле времени и составляет 0,06 – 0,8.

t_КТ2 – погрешность реле времени защиты следующего к ИП участка, которое может подействовать с выдержкой времени меньше расчётного значения. Эти погрешности такие же, как и у t_КТ1.

t_зап. – время запаса, учитывающее неточность регулировки реле времени, погрешность секундомера, которым производится настройка реле времени, увеличение времени отключения выключателей в зимнее время и др. факторы, принимается 0,1 – 0,5 с.

Таким образом, ступень селективности должна вычисляться с учётом типов установленных выключателей и типов реле времени и составляет:

t_Н.З. = 0,4 – 0,6 с.

Если одна из двух согласуемых защит не имеет реле времени (защита электродвигателей на рис.№3), тогда t_КТ1 = 0.

Рис 3. Подбор выдержек времени МТЗ с независимой характеристикой времени срабатывания.

Выдержки времени у максимальных токовых защит с независимой характеристикой времени срабатывания выбирают по ступенчатому принципу. Начинают выбор выдержек времени с наиболее удаленного от источника питания участка. По мере приближения к источнику выдержку увеличивают таким образом, что защита селективности больше, чем максимальная выдержка времени защиты предыдущего участка. Выбор выдержки времени у максимальных токовых защит с ограниченно зависимой характеристикой связан с согласованием выдержек времени с определенной величиной тока.

Ступень селективности для МТ защиты с зависимой характеристикой времени срабатывания t_З определяется:

t_З = t_ВЫК + t_КА1 + t_КА2 + t_ИН + t_ЗАП.

Где t_КА1 – погрешность токового реле с зависимой характеристикой времени срабатывания защиты повреждённого участка, которое может сработать на отключение с выдержкой времени больше расчётной; для реле РТ – 80, РТ – 90 она составляет 0,1 – 1 с.

t_КА2 – погрешность такого же реле защиты, следующей к ИП, которое может сработать с выдержкой времени меньше заданной.

t_ИН – время инерционной ошибки, которую имеют реле индукционного типа с диском; из-за наличия механической инерции подвижная система реле после отключения повреждённого участка и прекращения прохождения тока КЗ продолжает ещё некоторое время движение в сторону замыкания контактов, это время составляет 0,05 с.

6. Автоматизация в системе электроснабжения предприятий водного транспорта.

Автоматизация в системах электроснабжения промышленных предприятий обеспечивается устройствами сетевой автоматики. К устройствам сетевой автоматики относятся устройства автоматического повторного включения (АПВ), устройства автоматического включения резервного питания и оборудования (АВР), устройства автоматической разгрузки по частоте и по току (АЧР и АРТ).

Основные требования, предъявляемые к устройствам автоматизации, - простота и надежность. Выполнение этих требований обеспечивается за счет широкого применения в системе электроснабжения промышленных предприятий разомкнутых радиальных электрических сетей, в которых устройства сетевой автоматики значительно повышают надежность и обеспечивают бесперебойность работы отдельных элементов системы электроснабжения. Средства автоматизации и средства управления размещают на щитах управления (ЩУ) и диспетчерских пунктах.

Правильный выбор объема автоматизации весьма важен, так как неоправданное увеличение его усложняет эксплуатацию и понижает надежность работы устройств автоматики.

Автоматизация при компенсации реактивной мощности. Для повышения коэффициента мощности и улучшения качества электроэнергии широкое применение на промышленных предприятиях находят конденсаторные батареи КБ высокого и низкого напряжения. Многие промышленные предприятия в течение суток имеют неравномерный график активной и реактивной нагрузок. В связи с этим изменяется и потребность в реактивной мощности, вырабатываемой КБ для поддержания на предприятиях требуемого коэффициента мощности. Неравномерный график нагрузки и отсутствие автоматического регулирования мощности компенсирующих устройств (КУ) может вызвать повышение напряжения в отдельных участках сети, что недопустимо для некоторых приемников электроэнергии и связано с излишним расходом электроэнергии и дополнительными потерями в сетях.

Для обеспечения экономичной работы конденсаторных установок применяют автоматическое регулирование мощности КБ. Регулирование может быть одноступенчатым и многоступенчатым. При одноступенчатом регулировании мощности КБ уменьшение нагрузки вызывает автоматическое отключение всей конденсаторной установки. При многоступенчатом регулировании происходит автоматическое включение или отключение отдельных батарей или секций, каждая из которых снабжена своим выключателем.

Для регулирования реактивной мощности используется автоматическое регулирование возбуждения синхронных машин и регулирование КБ.

Автоматическое регулирование КБ может осуществляться в функции напряжения, времени суток, реактивной мощности и по комбинированным схемам в зависимости от нескольких факторов.

Регулирование мощности КБ в зависимости от напряжения на шинах подстанции используют в тех случаях, когда конденсаторные установки наряду с основной своей функцией используют также и для регулирования напряжения. Автоматическое управление КБ в зависимости от напряжения осуществляется при помощи реле максимального и минимального напряжения. При снижении нагрузки и повышении напряжения реле максимального напряжения отключает всю батарею или часть ее. При увеличении нагрузки и снижении напряжения реле минимального напряжения снова включает КБ. Во избежание ложных переключений при кратковременных изменениях напряжения включение и отключение производится с выдержкой времени около 15с.

Для устранения переходных процессов при коммутации КБ целесообразно вместо выключателей или автоматических выключателей использовать тиристорные ключи.

Следует иметь в виду, что применение КБ ограничивается техническими причинами. При наличии в сети высших гармоник тока и напряжения включение КБ приводит к резонансным явлениям на частотах высших гармоник, что ведет к нарушению нормальной работы КБ. Для защиты конденсаторов в этих случаях применяют реакторы, устанавливаемые последовательно с конденсаторами.

Рис.4 Принципиальная схема одноступенчатого управления конденсаторной установкой в функции напряжения.

На рис.4 приведена принципиальная схема одноступенчатого управления конденсаторной установкой в функции напряжения, которая используется в сетях 6 — 10 кВ. При понижении напряжения на шинах 0,4 кВ срабатывает реле KV2 и замыкает свои контакты в цепи реле КТ2. Последнее с выдержкой времени замыкает свои контакты в цепи контактора КМ, который подает импульс на подключение к шинам 0,4 кВ конденсаторной установки (контакт КМ. 1). При повышении напряжения на шинах 0,4 кВ срабатывает реле KV1 и замыкает свои контакты в цепи реле КТ1, которое разрывает цепь питания контактора КМ, и как следствие — конденсаторная установка отключается.

Выдержки времени обоих реле времени выбраны одинаковыми и равными 15 с. Недостатком схемы является ее нечувствительность при малых отклонениях напряжения. В схеме предусмотрено ручное управление конденсаторной установкой с помощью кнопок SB1 и SB2.

Автоматическое повторное включение АПВ.

Сущность АПВ состоит в том, что элемент системы электроснабжения, отключившийся под действием релейной защиты (РЗ), вновь включается под напряжение (если нет запрета на повторное включение) и если причина, вызвавшая отключение элемента, исчезла, то элемент остается в работе, и потребители получают питание практически без перерыва. Опыт эксплуатации показывает, что многие повреждения в системах электроснабжения промышленных предприятий являются неустойчивыми и самоустраняются. К наиболее частым причинам, вызывающим неустойчивые повреждения элементов системы электроснабжения, относят перекрытие изоляции линий при атмосферных перенапряжениях, схлестывание проводов при сильном ветре или пляске, замыкание линий различными предметами, отключение линий или трансформаторов вследствие кратковременных перегрузок или неизбирательного срабатывания РЗ, ошибочных действий дежурного персонала и т. д.

Стоимость устройства АПВ незначительна по сравнению с ущербами производства, вызываемыми перерывами электроснабжения. Применение устройств АПВ различных элементов системы электроснабжения значительно повышает надежность электроснабжения даже при одном ИП.

При применении АПВ трансформаторов в схеме АПВ предусматривают запрет АПВ при внутренних повреждениях трансформатора, т. е. при отключении трансформаторов под действием газовой или дифференциальной защиты. Наиболее эффективным является применение АПВ для воздушных линий высокого напряжения, так как появление неустойчивых повреждений для них более вероятно, чем для других элементов.

В системах электроснабжения промышленных предприятий в основном применяют устройства АПВ однократного действия как наиболее простые и дешевые. С увеличением кратности действия АПВ их эффективность уменьшается. Так, эффективность применения однократного АПВ для воздушных линий в энергосистемах России составляет 60 — 75 %, при двукратном — 30 — 35 % и при трехкратном — всего лишь 1 — 5 %.

Для выполнения наиболее распространенного в системах электроснабжения однократного АПВ используются комплектные реле повторного включения. В современных схемах сетевой автоматики для осуществления однократного АПВ служит полупроводниковое реле типа РПВ-01 или его аналог — группа функциональных блоков (главный из которых — блок типа А0110) в составе комплектного устройства ЯРЭ-2201.

Минимальное время срабатывания устройства АПВ составляет обычно 0,5 — 0,7 с. Время готовности в соответствии с опытом эксплуатации должно составлять не менее 20 — 25 с.

Реле РПВ-01 и РПВ-02 выполнены на интегральных микросхемах и на унифицированной конструкции. Для гальванического отделения цепей реле от источников входных сигналов и выходных цепей включения выключателя используются электромагнитные реле с герметизированными контактами (герконы) и выходное реле с двумя обычными контактами.

В функциональной схеме автоматического устройства РПВ-01
(рис. 5) различаются элементы формирования (контактами) дискретных потенциальных сигналов, а именно: пуска ЭП контактом КL₁, запрета действия ЗД, разрешения подготовки к новому действию – возврату в исходное состояние РВ, защитного сигнала, предотвращающего ложные действия РПВ при перерывах его питания от источника постоянного напряжения Еп (элемент ЗП), элемент управления ЭУ выходным реле KL₂и элемент информации о действии РПВ (сигнализации) ИЭ.

Схема РПВ-01 содержит элементы формирования сигналов включения выключателей без выдержки времени БАПВ и АПВ с выдержкой времени, элемент однократности действия (запрета) ЭОД, элемент подготовки к новому действию ПД и элемент выдержек времени ЭВ срабатывания tc и подготовки к новому действию (возврата)tв.

Функции названных элементов, кроме контактных, выполняются взаимодействующими дискретными интегральными микросхемами DX (И) серий К175, К176, реализующими логические операции совпадения сигналов (логических единиц) и их отрицания (И–НЕ). На функциональной схеме показан, например, синтезированный из двух микросхем и DU (НЕ) элемент логического перемножения (конъюнкции) дискретных потенциальных сигналов DX₁.

Элемент выдержки времени выполнен на пассивных RC-интеграторах и активном элементе сравнения постоянного напряжения, получаемого от источника питания, с напряжением на заряжающемся конденсаторе релейного действия на основе интегрального операционного усилителя типа К553УД1 в дифференциальном включении, охваченного положительной обратной связью. Заряд конденсаторов от транзисторных источников токов обеспечивает линейное нарастание напряжений на них и, следовательно, более высокую, чем при экспоненциальном нарастании, четкость срабатывания бесконтактного реле времени. Источники токов включаются и отключаются дискретно изменяющимися напряжениями на выходах логических интегральных микросхем. Элемент запрета ЭОД, обеспечивающий однократность действия РПВ, содержит интегральные триггеры DS для запоминания сигнала.

В элемент управления (ЭУ) выходным электромагнитным реле KL₂ входит выходной транзистор VT, переключаемый в открытое состояние дискретно изменяющимся током, возбуждаемым напряжением на выходе логической интегральной микросхемы .

Реле KL₂имеет две обмотки, вторая из них (токовая) – удерживающая – включается последовательно в цепь управляющего воздействия УВ на возбуждение контактора электромагнита включения выключателя линии электропередачи, трансформатора, шин электростанции. Информационный элемент (ИЭ) выполнен на интегральных транзисторных переключателях и светодиодах.

На вход РПВ поступают дискретные потенциальные сигналы от цепей управления выключателем: сигнал пуска СП возникает при несоответствии положений ключа управления (включено) и выключателя (отключен); сигнал на разрешение подготовки к включению СРВ – от ключа управления включением выключателя; сигналы запрета СЗ действия РПВ – от ключа управления отключением выключателя, от устройств релейной защиты, срабатывающих только при внутренних повреждениях трансформатора, от дифференциальной защиты шин электростанции (кроме РПВ выключателя, предназначенного для их опробования).

На вход элемента ЗП защиты от неправильного действия при перерывах питания схемы поступает напряжение Еп от источника оперативного тока. При его наличии РПВ готово к действию, т. е. находится в состоянии ожидания (геркон ЗП разомкнут).

При поступлении сигнала пуска срабатывает реле КL₁ элемента ЭП и возбуждает элемент БАПВ, выходной дискретный сигнал которого проходит через логическую микросхему элемента управления ЭУ, благодаря поступлению на второй ее вход сигнала от ЭП. Появляющееся напряжение относительно отрицательного потенциала эмиттера VT на выходе (нулевой потенциал) возбуждает ток через эмиттерный переход транзистора, переключающий его в открытое состояние; выходное реле KL₂ срабатывает и возбуждает соответствующую цепь УВ управления воздушным выключателем линии электропередачи, осуществляющим БАПВ.

Элемент БАПВ одновременно переключает триггер DS сигналом, поступающим на его вход записи S, напряжение на выходе которого, появляющееся с небольшой задержкой t_з, убирает, воздействуя на инверсный вход (ЗАПРЕТ), выходной сигнал БАПВ, обеспечивая однократность его действия.

Если выключатель масляный, то его АПВ производится с выдержкой времени.

При этом цепь БАПВ выводится из действия, как условно показано на схеме накладкой SX. По сигналу ЭП срабатывает элемент АПВ и запускает реле выдержки времени срабатывания t_c. Сигнал пуска поступает также на один из двух входов микросхем DX₁ и . После срабатывания релейного элемента времени t_c его сигнал поступает на второй вход микросхемы DX₁ и разрешает прохождение пускового сигнала на вход S записи триггера DS элемента однократности действия ЭОД и второй вход микросхемы , которая переключается до нулевого потенциала 0 – положительного относительно отрицательного потенциала эмиттера транзистора VT. Напряжением, возбуждающим ток эмиттерного перехода, транзистор VT открывается, реле KL₂ срабатывает. Его контакт, соединенный последовательно со второй (удерживающей) обмоткой, замыкает цепь возбуждения контактора цепи электромагнита включения масляного выключателя.

Выходной сигнал элемента DX₁, как указывалось, поступает на вход записи S триггера DS, выходное напряжение которого с небольшой задержкой t_в производит (через ) запрет действия АПВ, обеспечивая однократное повторное включение выключателя.

Как видно из схемы, пусковой сигнал ЭП через элемент подготовки к новому действию ПД запрещает запуск (микросхема ) элемента ЭВ выдержки времени t_в возврата схемы в исходное состояние. После исчезновения СП и истечения времени t_в (не менее 10 с) выходным сигналом ЭВ, проходящим через DX₂, благодаря наличию на втором его входе сигнала от ПД, и поступающим на вход считывания R триггера DS снимается запрет действия АПВ. Схема в целом приходит в исходное состояние.

Автоматическое включение резерва. Устройство АВР состоит из пускового органа и узла автоматики включения. Автоматическое включение резервного питания или оборудования предусматривают во всех случаях, когда перерыв в электроснабжении вызывает ущерб, значительно превышающий стоимость установки устройства АВР. Устройства АВР применяют для оборудования, которое в нормальном режиме работает, но используется не полностью. Например, наибольшее значение КПД трансформатора имеет место при 60 — 80 %-ной номинальной нагрузке. В этом случае при отключении одного рабочего источника второй под действием устройства АВР принимает на себя всю нагрузку и, перегружаясь (в допустимых пределах), обеспечивает бесперебойное электроснабжение установки. На рис. 6 приведена принципиальная схема устройства АВР линий. В исходном положении схемы выключатели Q1, Q2 и Q3 включены, Q4 отключен, промежуточное реле KL1 (реле однократного включения) получает питание (замыкающий вспомогательный контакт SQ2.1 замкнут, так как выключатель Q2 включен). При КЗ на рабочей линии W1, которое сопровождается резким увеличением тока и снижением напряжения на этой линии, срабатывают реле минимального напряжения KV1, KV2 и замыкают свои размыкающие контакты в цепи реле времени КТ. При наличии напряжения на резервной линии W2 реле КТ срабатывает и подает питание на катушку отключения YAT2 привода выключателя Q2. Выключатель Q2 отключается, реле KL1 теряет питание. Вспомогательный контакт SQ2.2 в цепи катушки включения YAC4 привода выключателя Q4 замыкается, образуется цепь включения выключателя Q4.

Рис.5.Принципиальная схема устройства АВР линий.

Следует учитывать, что при успешном АПВ сохраняется нормальная схема питания, а при АВР происходит переключение на временную схему аварийного режима, что иногда может вызвать перегрузку отдельных элементов сети, для устранения которой потребуется отключение части менее ответственных потребителей. Обычно в этом случае, равно как и для возврата к нормальной схеме питания, требуется участие обслуживающего персонала.

Что касается автоматической разгрузки питания, то в связи со специфическим характером работы и нестабильностью графика нагрузки эти устройства в портах могут найти весьма ограниченное применение.

Устройства АВР применяют в системах электроснабжения портов для резервирования потребителей 1, 2 категорий. Они должны срабатывать при исчезновении напряжения на резервированном участке сети, вызванном любой причиной, включая и короткое замыкание.

Время действия АВР в общем случае определяется условиями самозапуска электродвигателей и временем срабатывания релейной защиты от к.з. Выдержка времени АВР должна быть на ступень (0.5...6 с.) больше выдержки этой защиты.

АВР, как правило, устраивается однократного действия, кроме тех случаев, когда в силу особенностей схемы автоматики требуется двукратность действия.

При использовании АПВ и АВР необходимо учитывать неизбежный кратковременный перерыв в электроснабжении потребителей, обусловленный временем срабатывания устройств автоматики, и стремиться свести этот перерыв к минимуму.

Несмотря, что кратковременный перерыв питания (порядка 1с) практически не ощущается потребителями, он может привести к отключению кранов и других машин, имеющих на вводах контакторы или пускатели, осуществляющие нулевую защиту. При наличии обслуживающего персонала подобное отключение практически не отражается на работе машин.

При необходимости избежать отключения коммутационной аппаратуры в результате действия АПВ и АВР можно использовать, способы дающие замедление отключения, например подключение к катушкам контакторов и пускателей сопротивлений, выпрямителей, конденсаторов с сопротивлениями или применение реле времени. Это может оказаться необходимым, в частности для автоматизированных специальных установок по переработке массовых грузов, а также для других машин, остановка которых нежелательна и недопустима по условиям эксплуатации.

Генплан № 1

№ п/п	Наименование производственных объектов	1	2	3	4	5
1	Склад штучных грузов Ру, кВт	15	10	25	15	30
2	Контора Ру, кВт	5	6	10	6	9
3	Материальный склад Ру, кВт	10	5	7	10	6
4	Зарядная станция Ру, кВт	43	52	30	20	35
5	Гараж Ру, кВт	20	10	15	25	30
6	Хозяйственные помещения Ру, кВт	7	5	7	5	7
7	Механическая мастерская Ру, кВт	83	120	200	100	220
8	Кран г/п,т	10	16	5	10	16
9	Кран г/п,т	5	7,5	10	5	7,5
10	Мачты наружн. освещения, кВт	20	10	20	20	10
11	Напряжение ввода, кВ	6	10	10	6	10
12	Исполнение ввода	Кабель	Воздушн	Кабель	Воздушн	Кабель
13	Расстояние до районной подстанции, км	4	10	2	2	5

Генплан №2

№ п/п	Наименование производственных объектов	1	2	3	4	5
1	Мастерская ОГМ Ру/nэ	95/9	70/8	30/4	50/6	40/5
2	Механический цех Ру/nэ	--	250/28	--	300/18	--
3	Кузнечный цех Ру/nэ	120/9	--	100/10	--	200/12
4	Участок гребных винтов Ру/nэ	46/6	25/5	30/7	40/8	50/6
5	Механический цех Ру/nэ	150/10	--	200/18	--	270/24
6	Эллинг Ру/nэ	100/8	--	220/14	--	150/9
7	Литейный цех Ру/nэ	--	72/7	--	123/6	--
8	Карусельно-котельный цех Ру/nэ	250/16	300/18	210/14	250/19	148/12
9	Стапельная площадка Ру/nэ	310/22	200/18	400/24	250/17	190/16
10	Котельная Ру/nэ	40/4	30/5	20/4	50/5	40/4
11	Склад Ру/nэ	15/4	15/4	15/4	15/4	15/4
12	Эллинг Ру/nэ	--	100/10	150/12	--	210/16
13	Дизельный цех Ру/nэ	490/ 31	385/ 28	250/ 23	309/ 19	287/ 23
14	Гараж Ру/nэ	56/8	10/6	28/7	35/5	19/4
15	Испытательная станция Ру/nэ	150/ 10	400/23	--	205/12	--
16	Деревообрабатывающий цех Ру/nэ	200/ 13	96/11	250/21	240/20	178/18
17	Напряжение ввода, кВ	6	10	6	10	10
18	Исполнение ввода	Кабель	Воздушн	Кабель	Воздушн	Кабель
19	Расстояние до районной подстанции, км	3	10	12	5	15

Генплан №3

№ п/п	Наименование производственных объектов	1	2	3	4	5
1	Котельная Ру, кВт	20	12	16	14	10
2	Гараж Ру, кВт	110	94	130	87	152
3	Блок мастерских Ру, кВт	205	172	134	183	156
4	Насосная Ру, кВт	93	104	78	96	112
5	Столовая Ру, кВт	60	42	53	72	62
6	Портовый склад Ру, кВт	36	24	21	20	31
7	Холодильник Ру, кВт	400	350	263	324	281
8	Склад-навес Ру, кВт	24	24	12	18	15
9	Площадка контейнеров Ру, кВт	20	12	17	15	24
10	Кран г/п,т	5	5	5	5	5
11	Кран г/п,т	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5
12	Мачты наружного освещения, кВт	20	20	20	20	10
13	Напряжение ввода, кВ	10	6	10	6	10
14	Исполнение ввода	Возд.	Кабель	Возд.	Кабель	Возд.
15	Расстояние до районной подстанции, км	15	3	6	1,5	10

Генплан №4

№ п/п	Наименование производственных объектов	1	2	3	4	5
1	Управление порта Ру, кВт	25	16	32	20	29
2	Котельная Ру, кВт	15	24	13	28	18
3	Гараж Ру, кВт	50	74	61	48	56
4	Компрессорная Ру, кВт	732	653	574	778	462
5	Склад цемента Ру, кВт	460	581	472	386	594
6	Пневмонасос Ру, кВт	108	92	84	128	108
7	Плавучий пневмоперегружатель Ру, кВт	157	242	123	101	206
8	Кран портальный, т	10	10	10	10	10
9	Кран портальный, т	5	7,5	7,5	7,5	5
10	Мачты наружн. освещения, кВт	20	10	20	20	10
11	Напряжение ввода, кВ	10	6	10	6	10
12	Исполнение ввода	Кабель	Кабель	Возд.	Кабель	Возд.
13	Расстояние до районной подстанции, км	1,5	4	11	3	9

Генплан №5

№ п/п	Наименование производственных объектов	1	2	3	4	5
1	Кран г/п,т	5	10	10	16	5
2	Компрессорная Ру, кВт	280/7	210/8	176/4	320/12	196/6
3	Блок цехов Ру, кВт	1080/20	952/16	841/14	767/12	654/10
4	Деревообрабатывающий цех Ру/nэ	150/10	96/7	171/9	84/8	76/6
5	Механосборочный цех Ру/nэ	780/16	623/18	578/14	820/18	753/16
6	Док Ру/nэ	430/18	310/17	600/21	520/19	250/16
7	Насосная станция Ру/nэ	18/5	16/6	57/7	24/5	33/5
8	Склад судового оборудования Ру/nэ	10/4	15/4	12/4	8/4	6/4
9	Лесосушка Ру/nэ	20/4	31/5	18/4	26/5	16/4
10	Центральный склад Ру/nэ	6/4	8/4	15/4	7/6	9/4
11	Котельная Ру/nэ	30/7	53/8	41/6	28/5	37/7
12	Склад красок Ру/nэ	10/4	15/5	12/4	18/5	11/4
13	Напряжение ввода, кВ	6	10	6	10	6
14	Исполнение ввода	Кабель	Кабель	Воздушн	Кабель	Воздушн
15	Расстояние до районной подстанции, км	4	3	10	1,5	8

Генплан №6

№ п/п	Наименование производственных объектов	1	2	3	4	5
1	Заводоуправление Ру/nэ	40/6	20/4	50/7	10/4	30/5
2	Деревообрабатывающий цех Ру/nэ	150/13	78/11	115/9	103/13	96/12
3	Токарный цех Ру/nэ	460/21	320/19	275/18	294/17	416/23
4	Гальванический цех Ру/nэ	170/9	105/10	87/7	124/13	146/12
5	Судостроительный цех Ру/nэ	1100/31	964/23	838/21	1080/ 25	803/21
6	Цех ДВО Ру/nэ	840/24	734/19	685/17	763/21	572/16
7	Аккумуляторная Ру/nэ	35/4	23/5	42/4	19/4	27/5
8	Электроцех Ру/nэ	46/4	32/3	54/7	38/6	29/5
9	Радиомастерская Ру/nэ	20/4	16/4	25/4	12/3	22/4
10	Кузнечный цех Ру/nэ	115/8	93/7	132/11	87/7	121/14
11	Трубопроводный цех Ру/nэ	56/6	78/6	64/5	46/6	63/7
12	Малярный цех Ру/nэ	30/5	19/4	35/5	28/4	24/5
13	Котельная Ру/nэ	40/6	25/5	36/5	28/4	46/6
14	Слип и стапель Ру/nэ	510/16	384/15	431/13	638/21	564/23
15	Напряжение ввода, кВ	6	10	6	10	6
16	Исполнение ввода	Воздушн	Воздушн	Кабель	Воздушн	Кабель
17	Расстояние до районной подстанции, км	8	6	2,5	15	4

Генплан №7

№ п/п	Наименование производственных объектов	1	2	3	4	5
1	Слип и стапель Ру/nэ	1330/34	900/29	1050/26	740/23	830/24
2	Судостроительный цех Ру/nэ	520/17	450/15	510/16	520/19	410/17
3	Парокотельная Ру/nэ	42/5	30/4	54/7	67/5	36/4
4	Компрессорная Ру/nэ	186/12	154/13	130/11	97/9	123/12
5	Корпусно-котельный цех Ру/nэ	372/14	426/15	284/13	396/11	351/18
6	Механический цех Ру/nэ	565/19	421/16	620/21	372/14	541/18
7	Литейный цех Ру/nэ	158/9	96/8	104/12	140/13	174/14
8	Пилорама Ру/nэ	105/10	146/12	64/6	78/6	121/11
9	Малярный цех Ру/nэ	18/4	24/5	36/6	18/4	24/5
10	Склад Ру/nэ	20/4	15/5	17/4	12/5	22/5
11	Деревообделочный цех Ру/nэ	76/8	91/9	57/7	63/9	82/11
12	Заводоуправление Ру/nэ	56/7	41/6	33/6	29/5	16/4
13	Напряжение ввода, кВ	10	6	6	6	10
14	Исполнение ввода	Воз-душн	Кабель	Воз-душн	Кабель	Воздушн
15	Расстояние до районной подстанции, км	5	6	1,5	2	2,5

Генплан №8

№ п/п	Наименование производственных объектов	1	2	3	4	5
1	Кран г/п,т	5	10	16	5	16
2	Кран г/п,т	10	16	10	10	5
3	Ремонтно-механические мастерские Ру, кВт	245	300	210	184	190
4	Материальный склад и гараж Ру, кВт	18	15	24	30	12
5	Помещение грузчиков и контора Ру, кВт	26	30	16	15	21
6	Насосная станция Ру, кВт	50	75	63	104	92
7	Склад Ру, кВт	10	8	15	12	7
8	Управление порта Ру, кВт	15	26	32	18	22
9	Вокзал Ру, кВт	34	51	47	23	63
10	Общежитие Ру, кВт	12	19	25	21	26
11	Кран портальный, т	7,5	7,5	5	5	7,5
12	Мачты наружн. освещения, кВт	10	20	10	20	20
13	Напряжение ввода, кВ	10	6	10	6	6
14	Исполнение ввода	Воздушн	Кабель	Воздушн	Кабель	Воздушн
15	Расстояние до районной подстанции, км	5	1,5	2,5	0,8	8

Генплан №9

№ п/п	Наименование производственных объектов	1	2	3	4	5
1	Склад Ру, кВт	10	18	10	15	10
2	Служебное помещение Ру, кВт	15	19	21	15	12
3	Грузовая контора Ру, кВт	9	12	10	6	16
4	Склад материалов Ру, кВт	18	25	16	15	19
5	Механическая мастерская Ру, кВт	42	81	56	34	46
6	Зарядная станция Ру, кВт	76	94	63	87	102
7	Котельная Ру, кВт	40	26	34	46	29
8	Прачечная Ру, кВт	28	19	24	34	21
9	Гараж Ру, кВт	35	44	28	38	42
10	Склад кожсырья Ру, кВт	5	8	8	5	4
11	Кран г/п,т	10	5	10	5	5
12	Кран г/п,т	16	16	16	16	16
13	Кран г/п,т	5	5	10	10	5
14	Мачты наружн. освещения, кВт	10	20	10	10	20
15	Напряжение ввода, кВ	6	6	6	10	10
16	Исполнение ввода	Воздушн	Воздушн	Кабель	Воздушн	Воздушн
17	Расстояние до районной подстанции, км	7	4	2	5	8

Генплан №10

№ п/п	Наименование производственных объектов	1	2	3	4	5
1	Корпусный цех Ру/nэ	860/34	500/19	720/23	400/21	320/19
2	Деревообделочный цех Ру/nэ	97/13	40/11	65/13	54/14	120/18
3	Цех ремонта ДВС Ру/nэ	652/29	468/26	254/19	420/23	169/13
4	Гараж Ру/nэ	63/5	65/7	35/5	43/5	52/8
5	Ремонтно-механический цех Ру/nэ	470/15	345/13	292/12	304/14	380/14
6	Участок восстановления Ру/nэ деталей	102/8	160/13	90/10	212/14	200/13
7	Насосная и аккумуляторная Ру/nэ	250/15	186/17	146/18	98/9	198/21
8	Компрессорная Ру/nэ	120/9	80/7	170/11	146/9	95/8
9	Кузница и слесарный цех Ру/nэ	280/11	290/15	190/12	240/13	250/16
10	Слип и стапель Ру/nэ	615/20	504/18	490/19	415/17	660/19
11	Напряжение ввода, кВ	6	10	6	10	10
12	Исполнение ввода	Кабель	Воздушн	Кабель	Воздушн	Воздушн
13	Расстояние до районной подстанции, км	4	8	2	6	5

Генплан №11

№ п/п	Наименование производственных объектов	1	2	3	4	5
1	Управление порта Ру, кВт	16	25	19	20	35
2	Общежитие Ру, кВт	12	15	14	17	20
3	Столовая Ру, кВт	45	50	50	72	66
4	Склад Ру, кВт	9	6	10	8	7
5	Гараж Ру, кВт	32	28	35	40	30
6	РММ Ру, кВт	190	250	180	290	230
7	Компрессорная Ру, кВт	150	180	210	190	160
8	Кран г/п,т	5	5	16	5	10
9	Кран г/п,т	10	5	10	10	16
10	Кран г/п,т	5	16	5	16	10
11	Кран г/п,т	5	5	16	5	10
12	Мачты наружн. освещения, кВт	10	20	10	20	20
13	Напряжение ввода, кВ	6	10	10	6	6
14	Исполнение ввода	Кабель	Кабель	Воздушн	Кабель	Кабель
15	Расстояние до районной подстанции, км	0,6	0,8	10	1	2

Генплан №12

№ п/п	Наименование производственных объектов	1	2	3	4	5
1	Склад материальный Ру, кВт	12	10	9	8	16
2	Склад ГСМ Ру, кВт	10	9	8	6	8
3	Насосная станция Ру, кВт	80	96	110	92	105
4	Водонапорная башня Ру, кВт	85	80	96	100	98
5	Общежитие Ру, кВт	20	32	28	36	35
6	Управление порта Ру, кВт	10	15	12	17	18
7	Механический цех Ру, кВт	95	80	20	28	36
8	Гараж Ру, кВт	70	76	80	77	82
9	Станция перекачки вод Ру, кВт	70	76	80	77	82
10	Столовая Ру, кВт	40	45	48	50	46
11	Кран г/п,т	5	10	5	10	5
12	Кран г/п,т	16	5	5	16	16
13	Кран г/п,т	5	16	10	5	10
14	Мачты наружн. освещения, кВт	10	20	10	20	20
15	Напряжение ввода, кВ	6	10	10	6	10
16	Исполнение ввода	Кабель	Воздушн	Воздушн	Кабель	Кабель
17	Расстояние до районной подстанции, км	0,8	6	10	1,5	1

Генплан №13

№ п/п	Наименование производственных объектов	1	2	3	4	5
1	Стройцех Ру, кВт	80	96	86	93	100
2	РММ Ру, кВт	190	210	160	180	200
3	Навигационный склад Ру, кВт	8	10	12	11	16
4	Контора Ру, кВт	12	10	13	11	12
5	Аккумуляторная Ру, кВт	35	46	50	40	30
6	Диспетчерская Ру, кВт	12	15	10	9	12
7	Котельная Ру, кВт	38	44	52	46	45
8	Гараж Ру, кВт	32	28	40	36	39
9	Склад Ру, кВт	15	21	18	19	20
10	Кран г/п,т	10	5	16	5	10
11	Кран г/п,т	5	16	5	16	5
12	Кран г/п,т	5	16	5	16	7,5
13	Мачты наружн. освещения, кВт	20	10	20	10	20
14	Напряжение ввода, кВ	10	6	6	10	10
15	Исполнение ввода	Воздушн	Кабель	Кабель	Воздушн	Воздушн
16	Расстояние до районной подстанции, км	15	0,9	0,6	16	20

Генплан №14

№ п/п	Наименование производственных объектов	1	2	3	4	5
1	Электромонтажный цех Ру/nэ	240/16	320/14	250/17	300/21	250/13
2	Гальванический цех Ру/nэ	150/11	200/17	175/12	160/9	190/10
3	Лаборатория Ру/nэ	50/6	40/4	65/5	56/6	48/5
4	Деревообделочный цех Ру/nэ	120/9	105/11	130/10	96/7	93/8
5	Склад дерева Ру/nэ	12/4	10/4	13/4	9/4	16/4
6	Гараж Ру/nэ	35/6	40/4	28/5	32/5	36/6
7	Склад шихты Ру/nэ	80/7	90/8	100/8	75/9	65/7
8	Литейный цех Ру/nэ	80/6	120/10	90/8	110/9	100/10
9	Механический цех Ру/nэ	360/13	420/12	480/17	400/14	360/15
10	Инструментальный цех Ру/nэ	96/10	87/8	96/6	100/7	89/9
11	Кузнечно-термический цех Ру/nэ	120/8	130/9	110/10	100/7	89/6
12	Кислородная станция Ру/nэ	18/4	20/5	16/4	15/4	21/6
13	Корпусообрабатывающий цех Ру/nэ	250/13	220/14	360/18	320/15	280/13
14	Сборочно-сварочный цех Ру/nэ	300/27	390/31	400/23	360/25	410/26
15	Судосборочный цех Ру/nэ	450/13	480/17	500/13	490/18	480/19
16	Компрессорная станция Ру/nэ	150/7	180/9	190/10	140/6	190/8
17	Типография Ру/nэ	30/4	36/5	40/4	39/5	37/4
18	Слип Ру/nэ	380/4	400/18	420/15	390/16	430/13
19	Трубопроводный цех Ру/э	46/5	40/4	52/5	33/4	44/5
20	Напряжение ввода, кВ	6	10	10	6	6
21	Исполнение ввода	Кабель	Возд.	Каб.	Каб.	Каб.
22	Расстояние до районной подстанции, км	2	18	0,4	1,2	1,8

Генплан № 15

№ п/п	Наименование производственных объектов	1	2	3	4	5
1	Управление порта Ру, кВт	12	15	18	16	10
2	Грузовая контора Ру, кВт	6	8	5	7	10
3	Насосная станция Ру, кВт	96	110	105	95	80
4	Зарядная станция Ру, кВт	70	84	96	100	98
5	Котельная Ру, кВт	45	50	48	49	52
6	Склад материалов Ру, кВт	12	10	11	14	10
7	Столовая Ру, кВт	60	75	80	66	77
8	Механический цех Ру, кВт	250	260	280	320	290
9	Малярный цех Ру, кВт	28	36	30	25	28
10	Кран г/п,т	5	16	5	10	16
11	Кран г/п,т	10	5	16	5	10
12	Кран г/п,т	5	5	16	10	10
13	Мачты наружн. освещения, кВт	10	20	10	10	10
14	Напряжение ввода, кВ	6	6	10	6	10
15	Исполнение ввода	Кабель	Воздушн	Воздушн	Кабель	Воздушн
16	Расстояние до районной подстанции, км	1,2	1,6	18	1,4	0,9

Генплан № 16

№ п/п	Наименование производственных объектов	1	2	3	4	5
1	Механическая мастерская Ру, кВт	90	120	130	100	110
2	Управление порта Ру, кВт	10	12	16	18	15
3	Контора участка Ру, кВт	14	12	13	14	8
4	Склад Ру, кВт	16	12	10	8	9
5	Деревообделочный цех Ру, кВт	80	95	110	98	85
6	Завод ж-б изделий Ру, кВт	160	190	220	180	200
7	Гараж Ру, кВт	30	25	20	29	32
8	Диспетчерская Ру, кВт	9	8	10	7	6
9	Жилой дом Ру, кВт	40	36	25	18	29
10	Зарядная станция Ру, кВт	45	50	52	48	44
11	Столовая Ру, кВт	60	50	65	54	58
12	Кран г/п,т	5	5	10	10	5
13	Кран г/п,т	10	5	5	10	10
14	Мачты наружн. освещения, кВт	10	10	20	20	10
15	Напряжение ввода, кВ	6	10	10	6	10
16	Исполнение ввода	Кабель	Возд.	Возд.	Кабель	Кабель
17	Расстояние до районной подстанции, км	0,9	12	15	1	1,2

Генплан № 17

№ п/п	Наименование производственных объектов	1	2	3	4	5
1	Зарядная станция Ру, кВт	47	50	45	40	59
2	Гараж Ру, кВт	20	25	36	28	30
3	Диспетчерская Ру, кВт	11	15	9	8	12
4	Склад Ру, кВт	12	14	13	10	11
5	Управление порта Ру, кВт	13	12	11	14	15
6	Столовая Ру, кВт	40	36	42	39	35
7	Котельная Ру, кВт	34	36	42	39	38
8	Механическая мастерская Ру, кВт	150	180	130	200	195
9	Испытательная станция Ру, кВт	190	150	230	320	190
10	Компрессорная Ру, кВт	200	150	120	140	160
11	Кран г/п,т	16	5	5	16	10
12	Кран г/п,т	5	16	10	10	5
13	Мачты наружн. освещения, кВт	10	20	20	10	10
14	Напряжение ввода, кВ	6	10	6	10	10
15	Исполнение ввода	Кабель	Воздушн	Кабель	Воздушн	Воздушн
16	Расстояние до районной подстанции, км	1,5	3	1,8	3,2	18

Генплан № 18

№ п/п	Наименование производственных объектов	1	2	3	4	5
1	Склад Ру, кВт	12	10	11	14	9
2	Котельная Ру, кВт	30	40	36	45	50
3	Проходная Ру, кВт	3	5	6	8	7
4	Гараж Ру, кВт	40	36	19	17	23
5	Аккумуляторная Ру, кВт	75	83	92	56	42
6	Пожарное депо Ру, кВт	32	43	26	19	28
7	Столовая Ру, кВт	45	50	53	49	36
8	Управление порта Ру, кВт	9	8	10	11	12
9	Общежитие Ру, кВт	30	36	42	40	39
10	Механическая мастерская Ру, кВт	70	84	90	66	72
11	Кран г/п,т	10	5	16	16	10
12	Кран г/п,т	5	16	5	10	16
13	Кран г/п,т	5	10	5	16	5
14	Мачты наружн. освещения, кВт	10	20	10	20	20
15	Напряжение ввода, кВ	6	10	10	6	6
16	Исполнение ввода	Кабель	Воздушн.	Кабель	Кабель	Воздушн.
17	Расстояние до районной подстанции, км	1,3	8	0,9	1,8	12

Генплан № 19

№ п/п	Наименование производственных объектов	1	2	3	4	5
1	Склад Ру, кВт	9	11	12	10	8
2	Управление порта Ру, кВт	11	8	9	13	7
3	Столовая Ру, кВт	36	28	25	33	42
4	Механическая мастерская Ру, кВт	96	125	130	115	120
5	Аккумуляторная Ру, кВт	23	25	36	43	39
6	Гараж Ру, кВт	23	25	28	20	18
7	Служебное помещение Ру, кВт	5	6	10	8	9
8	Грузовая контора Ру, кВт	6	7	5	8	9
9	Диспетчерская Ру, кВт	12	10	11	8	7
10	Насосная станция Ру, кВт	50	70	85	90	66
11	Котельная Ру, кВт	36	42	35	41	40
12	Кран г/п,т	5	16	10	5	16
13	Кран г/п,т	10	5	16	5	5
14	Кран г/п,т	5	10	16	5	10
15	Мачты наружн. освещения, кВт	10	10	10	20	10
16	Напряжение ввода, кВ	6	10	10	6	6
17	Исполнение ввода	Кабель	Возд.	Возд.	Кабель	Возд.
18	Расстояние до районной подстанции, км	1,2	12	10	0,8	8

Генплан № 20

№ п/п	Наименование производственных объектов	1	2	3	4	5
1	Склад Ру, кВт	13	10	11	12	9
2	Насосная станция Ру, кВт	92	110	120	130	110
3	Котельная Ру, кВт	30	35	42	36	25
4	Блок РММ Ру, кВт	250	300	270	320	220
5	Гараж Ру, кВт	25	30	32	19	28
6	Диспетчерская Ру, кВт	7	8	9	6	10
7	Служебное помещение Ру, кВт	11	10	12	10	9
8	Грузовая контора Ру, кВт	13	15	16	11	10
9	Аккумуляторная Ру, кВт	66	70	82	67	88
10	Столовая Ру, кВт	70	75	84	90	95
11	Кран г/п,т	5	5	5	5	5
12	Кран г/п,т	10	16	10	16	5
13	Кран г/п,т	16	5	5	10	16
14	Мачты наружн. освещения, кВт	10	20	20	10	10
15	Напряжение ввода, кВ	10	6	10	6	10
16	Исполнение ввода	Воздушн	Кабель	Воздушн	Кабель	Воздушн
17	Расстояние до районной подстанции, км	0,8	0,7	10	2,5	12

Список литературы

1. Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. М.: Высшая школа, 1979.431 с.

2. Боровиков В.А., Косарев В.К., Ходот Г.А. Электрические сети

энергетических систем. – Л.: Энергия, 1977.392 с.

3. Кирпичников Л.А., Хариф М.И. Электроснабжение и электросети

порта.

4. Шеховцов В.П. Расчет и проектирование схем электроснабжения.

5. Ангарова Т.В. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий.

Содержание

Введение…………………………………………………………........3

1. Расчет электрических нагрузок объекта……………….....................4

Судостроительно-судоремонтные заводы……………......................4

Порты………………………………………………………………….7 Компенсация реактивной мощности…………………..................................10

2. Выбор числа и мощности трансформаторных подстанций ……...11

3. Выбор схемы распределения электроэнергии. Расчет питающих и

распределительных сетей……………………………………………16

4. Разработка схем распределительных устройств, выбор и проверка аппаратов………………………………………………………………….21

5. Расчет релейной защиты……………………………………………...32

Список литературы……………………………………………………….79

Толокнова Ольга Михайловна

Шошмин Владимир Александрович

Электроснабжение береговых установок

Учебно-методическое пособие

по выполнению курсового проекта

Информация о файле
Название файла	Электроснабжение береговых установок от пользователя artemmclaren
Дата добавления	10.5.2020, 20:53
Дата обновления	10.5.2020, 20:53
Тип файла	(zip - application/zip)
Скриншот	Не доступно

Статистика
Размер файла	587.45 килобайт (Примерное время скачивания)
Просмотров	1172
Скачиваний	169
Оценить файл	Рейтинг Ваша оценка: нет Всего оценок: 0

[X]

Примерное время скачивания

Dialup (56Kbps)	1 мин 24 сек
DSL (768Kbps)	7 сек
T1 (1.5Mbps)	4 сек
Cable (3Mbps)	2 сек
Fios (10Mbps)	1 сек

[X]

отправить письмо с сообщением о файле

Статистика файлового архива

220784 файлов | 13541813 раз скачано

116 активных пользователей

Статистика файлового архива

Десятка новых файлов
116 пользователей за последние 3 минут
	116 гостей, 0 пользователей, 0 скрытых пользователей Yandex Bot
Статистика файлового архива
	В файловом архиве содержится 220784 файлов в 133 разделах Файлы в архив загрузили 3349 пользователей Файлы с архива были скачаны 13541813 раз Последний добавленный файл: Магнетокалорический эффект от пользователя naqusud (добавлен 23.5.2020, 16:04)