Электроснабжение ОАО Автомобильный завод, НГТУ, 2010

ГенПлан.dwg

ДП-НГТУ-1004-98-37-10-04
- номер цеха по плану
- расчетная нагрузка цеха
- масштаб нагрузки 0
- высоковольтная нагрузка
- низковольтная нагрузка
- печной трансформатор
- двухтрансформаторная подстанция
Условные обозначения
- распределительный пункт 10 кВ
Все кабельные линии выполнены кабелем марки ААШв
Проектирование системы
План завода с картограммой нагрузок
и нанесением подстанций и сетей
- однотрансформаторная подстанция
- прокладка кабеля в асбестовой трубе
Инструментальный цех
Компрессорная станция
Насосная + котельная
Механо-сборочный цех
Таблица 1 - Обозначение цехов

Экономика.dwg

ДП-НГТУ-1004-98-37-10-04
Годовые приведенные капитальные
Стоимость потерь электроэнергии
Годовые приведенные затраты
Технико-экономические показатели электрооборудования наиболее
экономичного варианта (2)
Технико-экономическое сравнение вариантов схемы
Технико-экономическое сравнение
вариантов схемы электроснабжения

Однолинейная.dwg

ДП-НГТУ-1004-98-37-10-04
- Токовая защита нулевой последовательности
- Дифференциальная токовая защита
- Максимальная токовая защита
Разъединитель РГН-110
Трансформатор тока TG-145
Синхронный двигатель СДНЗ-1600
Трансформатор напряжения НОМ-10-66У2
Вакуумный выключатель BBTEL
Трансформатор тока ТОЛ-10-У2
Ограничитель напряжения ОПН-10
Ограничитель перенапряжения ОПН-110
Заземлитель нейтрали 110 кВ
Трансформатор собственных нужд
Высоковольтный выключатель BМТ-110Б
Синхронный двигатель СДНЗ-1000
Трансформатор тока ТВТ
Силовой трансформатор ТРДН-40000110
Реактор сдвоенный РБСГ-10 2х1000

Экология.dwg

Титульный лист.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
НИЖЕГОРОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ
Заведующий кафедрой
(подпись) (фамилия И.О.)
(наименование темы диссертации или работы)
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
(вид документа - магистерская диссертация проект дипломный исследовательская работа и т. п.)
КОНСУЛЬТАНТЫ: РУКОВОДИТЕЛЬ
(подпись) (фамилия и. о.)
По нормативному контролю
Тип. НГТУ. Зак. 283. Тир. 4000.

Содержание.doc

краткое описание завода
2Состав и характеристика потребителей
Расчет электрических нагрузок 04 кВ
Выбор цеховых трансформаторных подстанций
1Выбор числа и мощности цеховых ТП
2Компенсация реактивной мощности на стороне 04 кВ
3Уточнение числа и мощности цеховых ТП после КРМ
Расчет электрических нагрузок на стороне 10 кВ
1Расчет электрических нагрузок потребителей 10 кВ
2Расчет потерь в цеховых трансформаторах
3Определение расчетных нагрузок в целом по заводу
4Решение вопросов компенсации РМ на стороне 10 кВ
Выбор трансформаторов ГПП
1Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП
2Построение картограммы нагрузок завода и определение
места расположения ГПП РП и цеховых ТП
Выбор схемы электроснабжения завода с технико-
экономическим обоснованием
1Выбор схем электроснабжения завода
2Технико-экономическое сравнение вариантов схем
Расчет токов короткого замыкания для выбора
электрооборудования
Выбор аппаратов и проводников проектируемой сети
1Выбор сечения ВЛ 110 кВ
2Выбор схемы и оборудования ОРУ 110 кВ
3Выбор электрооборудования 10 кВ
4Выбор сечения кабельных линий 10 кВ
Расчет показателей качества электроэнергии
1Расчёт уровней напряжения шинах 04 кВ цеховых ТП
2Расчёт колебания напряжения
3Расчет коэффициента несинусоидальности кривой
Канализация электрической энергии по заводу
1Выбор защиты трансформаторов ГПП
2Выбор защиты отходящих линий 10 кВ
3Выбор защиты синхронных двигателей напряжением
4Расчет релейной защиты трансформаторов ГПП
Измерения и учет электроэнергии
Заземление и молниезащита ГПП
1Расчет защитного заземления ГПП
2Расчет молниезащиты ГПП
Организационно-экономическая часть
Безопасность и экологичность проекта
Список использованных источников

Диплом.doc

При проектировании системы электроснабжения промышленного предприятия предусмотрены гибкость системы и оптимизация параметров путём выбора номинальных напряжений условий присоединения к энергосистеме рационального выбора числа и мощности трансформаторов выбора более современных типов электрооборудования и аппаратуры схем распределительных и цеховых электрических сетей средств компенсации реактивной мощности устройств регулирования напряжения и системы обслуживания.
Большое внимание в проекте уделено вопросам необходимой надежности электроснабжения обеспечения качества электроэнергии завода быстродействия и селективности устройств релейной защиты и оперативной автоматики принятию технических решений по размещению и компоновке подстанций в соответствии с требованиями ПУЭ ПТБ ТБ.
Краткое описание завода
Рядом с заводом имеется разветвленная сеть автомобильных и железных дорог. На территории предприятия занимающего площадь 9975 га расположено 11 производственных и вспомогательных зданий и ГПП.
В состав завода входят следующие цеха: механо-сборочный заготовительный литейный термический прессовый инструментальный сварочный.
Наиболее энергоемкими потребителями электроэнергии на заводе являются дуговые печи суммарная установленная мощность которых составляет 16000 кВА. Режим работы дуговых сталеплавильных печей относится к резкопеременному из-за частых колебаний нагрузки в период плавления шихты следствии так называемых эксплуатационных коротких замыканий в момент обвала шихты замыкающей электроды накоротко. Ток эксплуатационного короткого замыкания превышает Iн в 25-35 раза. Совместная работа ДСП и других приемников электроэнергии от общей подстанции допустима поскольку питание завода осуществляется от мощной энергосистемы и суммарная мощность работающих печей не превышает 40% мощности понизительной подстанции. В отношении бесперебойности электроснабжения эти печи относятся к потребителям второй категории т.к. не критичны к кратковременным перерывам подачи электроэнергии.
Годовое число часов использования максимума нагрузки на проектируемом заводе Тм=4950 час. Предприятие работает в две смены. В минимальном режиме нагрузка составляет 25% от нагрузки в нормальном режиме.
Электроснабжение автомобильного завода осуществляется от заводской ГПП которая получает питание от энергосистемы по двум воздушным ЛЭП. Распределение электроэнергии по заводским потребителям осуществляется по кабельным линиям высоковольтными КРУ 10 кВ и трансформаторными цеховыми подстанциями с низковольтными КРУ 04 кВ.
Данный завод находится в зоне умеренного климата окружающая среда нормальная.
На рисунке 1.1 изображен генплан завода.
Рисунок 1.1 – Генплан завода
В таблице 1.1 приведен состав цехов завода.
Таблица 1.1 – Состав цехов завода
Инструментальный цех
Механо-сборочный цех
Насосная + котельная
2Состав и характеристика потребителей
инструментальный цех;
механосборочный цех;
а также вспомогательные цеха:
Наибольшая мощность потребляется механосборочным и литейным цехами.
Заготовительном цехе осуществляют процесс подготовки металла для дальнейшей переработки его в механических цехах. В процесс входят такие стадии как: разгрузка-погрузка заготовок сортировка и резка металла.
В литейном цехе производится первичная переработка металла то есть переплав металла и разливка металла в машинах непрерывного литья заготовок.
Прессовый цех служит для штамповки и обработки металла давлением. Основными электроприемниками цеха являются прессы. Режим работы прессов продолжительный напряжение питания переменное – 380 В.
К вспомогательным электроприемникам цеха относятся устройства подачи и укладки металла а так же электроприемники общепромышленного назначения – насосы подъемные механизмы и т.д. Режим работы данных устройств – продолжительный в повторно-кратковременном режиме работают подъемные устройства. Напряжение питания переменное - 380 В.
В термическом цехе осуществляется термическая обработка металлов – закалка отпуск и др.
Основными электроприемниками являются индукционные печи низкой частоты печи сопротивления транспортеры автоматические линии станки прессы подъемные механизмы. Режим работы продолжительный. Питание от сети переменного тока напряжением 380 В.
В Механосборочном цехе осуществляется механообработка и сборка конечной продукции. Основными потребителями энергии в таких цехах являются различные станки сварочно-сборочные линии краны различный электроинструмент. Режим работы приводов продолжительный. Напряжения питания трехфазное переменное 380 В.
В Сварочном цехе происходит сварка изделий. Для сварки изделий используется контактная одноточечная сварка. Напряжение питания установок контактной сварки -380 В. График нагрузки имеет импульсный характер.
Инструментальный цех предназначен для изготовления и своевременного ремонта инструмента задействованного в технологическом процессе а так же для изготовления составных частей станков.
Основными потребителями электроэнергии являются приводы металлорежущих станков прессы сварочные установки вентиляторы грузоподъемные механизмы и другое вспомогательное оборудование. Режим работы станков продолжительный. Питание осуществляется от трехфазной сети переменного тока напряжением 380 В.
Котельная служит для производства горячей воды и перегретого пара необходимого как в технологическом процессе так и в бытовых целях – паровое отопление. Основными электроприемниками котельной являются насосы. Режим работы продолжительный. Напряжение питания насосов трехфазное переменное – 10 кВ.
Насосная станция служат для подачи дистиллированной и технической воды необходимой в производственном процессе.
Режим работы приводов насосов продолжительный график нагрузки практически постоянный. Напряжение питания переменное 10 кВ.
Компрессорная служит для производства сжатого воздуха необходимого в технологическом процессе (для прессов и устройств обработки металла давлением). Основными потребителями компрессорной являются компрессоры и вентиляторы. Режим работы приводов вентиляторов и компрессоров продолжительный график нагрузки практически постоянный. Напряжение питания переменное - 10 кВ.
Электроосвещение в цехах является однофазным потребителем.
Напряжение питания 220 В. Все светильники в цехах равномерно распределены на три фазы что позволяет уменьшить мигание источников света и уменьшает несимметрию напряжения цеховых сетей.
Надежность электропитания зависит от принятой схемы электроснабжения степени резервирования отдельных элементов системы электроснабжения (линий трансформаторов электрических аппаратов и др.).
Высоковольтными потребителями электроэнергии являются синхронные двигатели 10 кВ компрессорной насосной и очистных сооружений.
В машиностроительной отрасли потребители преимущественно относятся ко второй категории по степени бесперебойности питания и допускаются к непродолжительным отключениям электроснабжения на время включения резервного питания действиями обслуживающего персонала или выездной оперативной бригады.
К нагрузкам первой категории относятся пожарные насосы электроприемники компрессорной и котельной аварийное освещение устройства связи и пожарная сигнализация.
В таблицах 1.2 1.3 приведены исходные данные по нагрузкам цехов.
Таблица 1.2 – Исходные данные для расчета электрических нагрузок 04кВ
Таблица 1.3 – Исходные данные для расчета электрических нагрузок 10кВ
Компрессорная (привод компрессоров)
Насосная + котельная (привод насосов)
Литейный цех (ДСП 12т)
Расчет электрических нагрузок 04 кВ
Промышленные предприятия потребляют около двух третей вырабатываемой в стране энергии. Основными элементами систем электроснабжения промышленных предприятий являются электрические сети а также различные трансформаторные и преобразовательные подстанции. Выбор этих элементов производится по расчетным электрическим нагрузкам. Занижение расчетных нагрузок приведет к перегревам элементов систем электроснабжения и ускоренному их износу завышение расчетных нагрузок проводит к излишним капиталовложениям и затратам на системы электроснабжения. Из сказанного ясно какое важное значение имеют разработка и внедрение в практику проектирования систем электроснабжения научно обоснованных и достаточно точных методов расчета электрических нагрузок.
Расчет электрических нагрузок основывается на опытных данных и обобщениях выполненных с применением методов математической статистики и теории вероятности.
Расчет начинают с определения номинальной мощности каждого электроприемника независимо от технологического процесса средней мощности (мощности затраченной в течение наиболее загруженной смены) и максимальной расчетной мощности участка цеха завода.
Исходные данные для расчета нагрузок 04 кВ приведены в таблице 1.2.
При отсутствии данных о количестве электроприемников допускается определять нагрузку по методу коэффициента спроса . Метод коэффициента спроса наиболее прост широко распространен. Он заключается в использовании выражения:
По известной (задаваемой) величине и табличным значениям находим:
где - средневзвешенный коэффициент мощности нагрузки цеха участка и т.д.
По заданию нам известны и .
Пример расчета нагрузок инструментального цеха:
Расчет нагрузок до 1000В производим по методу коэффициента спроса. Результаты расчета нагрузок цехов сводим в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 – Результат расчета нагрузки 04 кВ
Выбор цеховых трансформаторных подстанций
1Выбор числа и мощности цеховых ТП
Выбор числа и мощности силовых трансформаторов должен быть технически и экономически обоснован так как это оказывает существенное влияние на рациональное построение схем промышленного электроснабжения. Для удобства эксплуатации систем промышленного электроснабжения необходимо стремиться к применению не более двух - трех стандартных мощностей трансформаторов что ведет к сокращению складского резерва и облегчает взаимозаменяемость трансформаторов.
Для цеховых понижающих трансформаторов существует экономически выгодная номинальная мощность трансформаторов которая принимается в зависимости от удельной плотности расчетной нагрузки : = 1000 кВА при 02 кВАм2; = 1600 кВА при =0203 кВАм2; = 2500 кВА при > 03 кВАм2. При ³ 04 кВАм2 следует применять двухтрансформаторные подстанции независимо от категории бесперебойности питания.
где - максимальная расчетная нагрузка цеха кВА;
Для каждой технологически концентрированной группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности минимальное их число необходимое для питания наибольшей расчетной активной нагрузки
где - добавка до ближайшего большего целого числа;
- коэффициент загрузки трансформаторов рекомендуется принимать: = 06507 при двухтрансформаторных подстанциях и преобладании нагрузок I категории по степени бесперебойности питания; = 0708 при двухтрансформаторных подстанциях и потребителях II и III категорий; = 09095 при однотрансформаторных подстанциях и нагрузке II и III категорий. Исходя из выше указанного принимаем = 085 для цехов с потребителями II и III категории и = 07 - для цехов с потребителями I категории.
В качестве расчетной нагрузки можно принимать среднесменную нагрузку цеха.
Экономически оптимальное число трансформаторов
где - дополнительное число трансформаторов.
Фактический коэффициент загрузки находим по формуле:
Для экономичности схемы электроснабжения несколько цехов и зданий с небольшой нагрузкой запитываем от одной подстанции.
Например от подстанции заготовительного цеха запитываем низковольтных потребителей компрессорной станции от цеха малых серий запитываем низковольтных потребителей насосной и котельной.
Пример расчета трансформаторов для инструментального цеха:
Результаты выбора трансформаторов приведены в таблице 3.1.
Мощность трансформаторов уточняется после определения необходимости компенсации реактивной мощности и выбора вида компенсирующих устройств.
Таблица 3.1 - Выбор числа и мощности трансформаторов на цеховых подстанциях
Наименование цехов зданий и наружных установок питающихся от подстанции
Заготовительный цех;
Для электроснабжения цехов других зданий и наружных установок используются комплектные трансформаторные подстанции (КТП). На таких подстанциях установлены трансформаторы с закрытыми вводами (ТМЗ – с масляным охлаждением ТСЗ – сухие или ТНЗ – с негорючим заполнением). Для электроснабжения цехов и общих для них зданий выбираем трансформаторы ТМЗ.
Тип трансформаторов принимаем ТМЗ (трехфазные масляные с негорючим диэлектриком) общего назначения для комплектных трансформаторных подстанций.
Технические данные трансформаторов приведены в таблице 3.2.
Таблица 3.2 – Технические данные трансформаторов
Номинальная мощность
Номинальное напряжение обмоток кВ
2Компенсация реактивной мощности на стороне 04
Компенсация реактивной мощности (КРМ) является неотъемлемой частью задачи проектирования электроснабжения промышленного предприятия. Компенсация реактивной мощности одновременно с улучшением качества электроэнергии в сетях промышленных предприятий является одним из основных способов сокращения потерь электроэнергии.
Передача реактивной мощности вызывает дополнительные затраты на увеличение сечения проводников сетей и мощностей трансформаторов создаёт дополнительные потери электроэнергии. Кроме того увеличиваются потери напряжения за счёт реактивной составляющей пропорциональной реактивной нагрузке и индуктивному сопротивлению что снижает качество электроэнергии по напряжению.
Поэтому большое значение имеет компенсация реактивных нагрузок и повышения коэффициента мощности в системах электроснабжения предприятия. Под компенсацией подразумевается установка местных источников реактивной мощности благодаря которой повышается пропускная способность сетей и трансформаторов а также уменьшаются потери электроэнергии.
При количестве трансформаторов в цехе больше двух суммарную мощность конденсаторных установок напряжением до 1000 В определяют по двум критериям:
) По минимуму суммарных приведённых затрат на конденсаторные установки и цеховые трансформаторные подстанции.
) По минимуму суммарных приведённых затрат на конденсаторные установки и потери электроэнергии в сети предприятия напряжением 10 кВ и в трансформаторах.
Основная мощность конденсаторных установок напряжением до 1000 В определяется первым критерием а по условию минимума потерь электроэнергии в сети предприятия напряжением 10 кВ (второй критерий) находится их дополнительная мощность.
Суммарная (основная и дополнительная) расчётная мощность:
где - мощность батарей по первому критерию;
- мощность батарей по второму критерию;
По первому критерию мощность конденсаторных установок напряжением до 1000 В следует определять исходя из целесообразности уменьшения количества цеховых трансформаторов или снижения их номинальной мощности (при том же количестве).
По первому критерию минимальное число трансформаторов (при их числе больше трех) необходимое для питания расчетной нагрузки определяется по выражению:
где - добавка до ближайшего целого числа.
Выражение (3.6) предполагает полную компенсацию реактивной мощности однако при этом может получиться большая мощность . Поэтому определяется экономически оптимальное число трансформаторов:
где m – дополнительное число трансформаторов зависящее от значения удельных затрат на передачу Q с учетом постоянных составляющих капитальных затрат и определяется по справочным данным.
По выбранному оптимальному числу трансформаторов вычисляем наибольшую реактивную мощность которую целесообразно передавать через трансформаторы в сеть напряжением до 1000 В.
где - суммарная активная расчетная нагрузка цеха кВт;
- количество трансформаторов в цехе шт;
- коэффициент загрузки трансформатора;
- номинальная мощность трансформатора кВА;
По значению находят суммарную мощность конденсаторов напряжением до 1000 В которую необходимо установить для данной группы трансформаторов согласно первому критерию:
где - суммарная реактивная расчетная нагрузка цеха квар;
Если то по первому критерию установка конденсаторов не требуется и принимаем .
Дополнительная мощность конденсаторных батарей по второму критерию для данной группы трансформаторов определяется по выражению:
где - расчётный коэффициент значение которого зависит от показателей и схемы питания цеховых подстанций и определяется по справочным данным. Показатели определяются также по справочным данным.
При числе цеховых трансформаторов менее и равным трём мощность конденсаторных установок определяется по выражению:
Результаты расчёта мощности компенсирующих устройств приведены в таблице 3.3.
Таблица 3.3 - Результаты расчёта компенсации реактивной мощности в сети 04 кВ
Производим выбор компенсирующих устройств и уточняем расчётные нагрузки :
где - суммарная мощность компенсирующих устройств квар;
- суммарная реактивная расчетная нагрузка цеха квар;
В качестве источников реактивной мощности используем комплексные конденсаторные установки с размещением их на шинах 04 кВ трансформаторной подстанции.
Результаты выбора компенсирующих устройств и уточнённые расчёты реактивной мощности в цехах приведены в таблице 3.4.
Таблица 3.4 - Выбор компенсирующих устройств и уточнение расчёта реактивной мощности в цехах
3Уточнение числа и мощности цеховых ТП после КРМ
После уточнения расчётных нагрузок цеха уточняем выбор числа и мощности цеховых трансформаторов.
Уточнённая максимальная расчётная нагрузка определяется по формуле:
где - расчётная активная нагрузка цеха кВт;
- уточнённая реактивная нагрузка цеха квар;
Коэффициент загрузки трансформатора определяется по выражению:
где - номинальная мощность трансформатора кВт;
- число трансформаторов в цехе шт;
Результаты выбора приведены в таблице 3.5.
Таблица 3.5 - Уточнение выбора числа и мощности цеховых трансформаторов
Расчет электрических нагрузок на стороне 10 кВ
1Расчет электрических нагрузок потребителей 10 кВ
Расчет электрических нагрузок потребителей на стороне 10 кВ выполняем методом коэффициента использования.
Активная расчётная мощность:
где - коэффициент использования определяемый по заданию;
- номинальная мощность электроприемника кВт;
- число электроприемников шт;
Реактивная расчётная мощность:
Полная расчётная мощность:
Произведем расчёт нагрузок 10 кВ для насосной станции (цех № 9):
Расчет нагрузок 10 кВ для компрессоров компрессорной станции и ДСП литейного цеха производится аналогично.
Результат записываем в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 – Электрическая нагрузка потребителей на стороне 10 кВ
Литейный (ДСП по 12т)
2Расчет потерь в цеховых трансформаторах
Для расчёта потерь мощности в трансформаторах используем их паспортные данные.
Потери активной мощности в трансформаторах:
где - потери мощности холостого хода трансформатора кВт;
- потери мощности короткого замыкания кВт;
- коэффициент загрузки трансформатора о.е;
- число трансформаторов шт;
Потери реактивной мощности в трансформаторах:
где - ток холостого хода трансформатора %;
- напряжение короткого замыкания %;
- номинальная мощность цехового трансформатора кВА.
Производем расчёт потерь мощности для инструментального цеха.
Цех № 1 (инструментальный):
Аналогичные расчеты производим для остальных цехов. Результаты расчетов сводим в таблицу 4.2
Таблица 4.2 - Потери мощности в цеховых ТП
3Определение расчетных нагрузок в целом по заводу
Активная реактивная и полная нагрузка на напряжение 10 кВ завода определяется по следующим выражениям:
где - активная и реактивная расчётные мощности низковольтных потребителей.
- активная и реактивная расчётные мощности высоковольтных потребителей.
- потери активной и реактивной мощности в трансформаторах цеховых подстанций;
- коэффициент разновременности максимумов нагрузки;
- число высоковольтных потребителей шт;
- число цеховых трансформаторов шт;
Результаты расчёта нагрузок 10 кВ и в целом по заводу приведены в таблице 4.3.
Таблица 4.3 – Нагрузки на стороне 10 кВ и в целом по заводу
4Решение вопросов компенсации реактивной мощности на стороне 10 кВ
Основными типами компенсирующих устройств в сетях 10 кВ промышленных предприятий являются конденсаторные установки и синхронные электродвигатели.
На предприятии имеются синхронные двигатели их мощность достаточно велика (1600 и 1000 кВт) поэтому экономически целесообразно использование их для компенсации реактивной мощности. Однако реактивной мощности вырабатываемой синхронными двигателями недостаточно. Для решения вопроса компенсации реактивной мощности дополнительно используем высоковольтные конденсаторные батареи.
Энергосистемой задается экономически оптимальное значение коэффициента мощности предприятия . Экономически оптимальное значение реактивной мощности которая может быть передана предприятию в период максимальной нагрузки энергосистемы определяется по выражению:
Суммарная расчетная мощность высоковольтных конденсаторных установок определяется из условия баланса реактивной мощности:
В качестве компенсирующих устройств применяем комплектные конденсаторные установки типа УКМ-105-900 в количестве 2 штук. Суммарная мощность установок:
QВКУ=9002=1800 квар.
Суммарная реактивная нагрузка на шинах 10кВ:
Уточняем значение полной расчетной мощности:
Выбор трансформаторов ГПП
1Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП
В связи с тем что на предприятии находятся потребители I категории по бесперебойности электроснабжения устанавливаем на ГПП два трансформатора. Номинальная нагрузка каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции как правило определяется аварийным режимом работы подстанции: при установке двух трансформаторов их мощность выбирается такой чтобы при выходе из строя одного трансформатора другой оставался в работе и с допустимой аварийной перегрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей.
Номинальная мощность трансформатора определяется по выражению:
где Sр.т - расчётная мощность трансформатора кВА;
Sр.з - полная расчётная мощность завода кВА;
nт = 2 - число трансформаторов на ГПП шт;
Kз.т - коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы (Kз.т=065÷07 при питании от ГПП потребителей I и II категории Kз.т=075÷085 при питании от ГПП потребителей II и III категории).
При аварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов на 40 % на время максимума общей суточной продолжительностью не более 6 ч в течение не более 5 суток.
Из ряда стандартных мощностей трансформаторов выбираем двухобмоточный трансформатор типа ТРДН-40000110 номинальной мощностью .
Т – Трёхфазный трансформатор;
Р – Расщепленная обмотка низшего напряжения;
Д – Масляное охлаждение с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла;
Н – Выполнение одной из обмоток с устройством РПН;
000 – Номинальная мощность трансформатора кВА;
0 - Класс напряжения обмотки ВН кВ;
Технические данные трансформатора приведены в таблице 5.1.
Напряжение обмоток кВ
Пределы регулирования
Таблица 5.1 - Технические данные трансформатора
Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме:
Коэффициент загрузки трансформатора в аварийном режиме:
2Построение картограммы нагрузок завода и определение места расположения ГПП РП и цеховых ТП
Правильный выбор типа и мощности трансформаторов а также правильное размещение подстанции на предприятии является основой для рационального построения схемы распределения электрической энергии.
Особенно важен вопрос о размещении ГПП которая определяет схему предприятия. В этом случае проектирование систем электроснабжения осуществляется на основе генерального плана предприятия на который нанесены все производственные цеха и отдельные участки предприятия. Расположение цехов на генеральном плане предприятия определяется технологическим процессом производства а также архитектурно-строительными и эксплуатационными требованиями.
Место расположения ГПП определяется геометрическим центром нагрузок предприятия. Для определения геометрического центра нагрузок строится картограмма нагрузок (рисунок 5.1).
Предполагается что нагрузки цехов равномерно распределены по площади цеха тогда расчетную нагрузку можно совместить с геометрическим центром цеха.
Для наглядности нагрузку цехов изображают с помощью кругов. Центр круга совмещают с геометрическим центром цеха а радиус круга находят по выражению:
m- масштаб нагрузки (принимаем масштаб m = 1 кВАм2).
В цехах где имеется нагрузка как до так и выше 1000 В делаются два круга с разными масштабами.
Определяется геометрический центр нагрузок всего предприятия по выражению:
где - координаты центров нагрузки цехов;
Результаты расчётов сводим в таблицу 5.2.
Таблица 5.2 – Построение картограммы электрических нагрузок
Центр нагрузок находится в точке с координатами:
По расчетным данным центр электрических нагрузок предприятия (ЦЭН) находится на территории предприятия вблизи литейного цеха. Если ГПП располагать в данном месте то по территории предприятия будут проходить воздушные линии 110 кВ которые не принадлежат предприятию что не рекомендуется. Таким образом ГПП размещаем в точке с новыми координатами:
Расстояние от шин 10 кВ ГПП до высоковольтных потребителей литейного цеха и компрессорной станции не превышает 300 м поэтому эти потребители запитываются от ГПП. Расстояние от шин 10 кВ ГПП до высоковольтных потребителей насосной и котельной составляет 900м поэтому эти потребители необходимо запитывать от РП.
Цеховые трансформаторные подстанции применяем внутрицеховые или встроенные в здание цеха. Они должны быть максимально приближены к геометрическому центру нагрузок цеха и размещаться со стороны ГПП чтобы не было обратных перетоков мощности.
Рисунок 5.1 – Картограмма нагрузок завода
Выбор схемы электроснабжения завода с технико-экономическим обоснованием
1Выбор схем электроснабжения завода
Система электроснабжения предприятия состоит из источников питания линий электропередач осуществляющих подачу электроэнергии к предприятию понизительных распределительных и преобразовательных подстанций и связывающих их кабелей и воздушных линий.
Требования предъявляемые к электроснабжению предприятий в основном зависят от потребляемой ими мощности характера электрических нагрузок особенностей производства климатических условий и других факторов. Схема электроснабжения должна удовлетворять следующим требованиям: надежность экономичность удобство и безопасность эксплуатации а также обеспечение необходимого качества электроэнергии у приемников и возможность дальнейшего развития сети.
Надежность сети определяется категорией потребителей. Экономичность сети характеризуется стоимостными показателями (приведенными затратами). Кроме того необходимо учитывать такие требования как характер размещения нагрузок по территории предприятия а также его потребляемую мощность.
Автомобильный завод относится к предприятиям средней установленной мощности (то есть мощность предприятия находится в пределах от 5 до 75МВт). В связи с этим принимаем схему электроснабжения с одним приемным пунктом электроэнергии (ГПП). Ввиду наличия потребителей I-ой категории по степени бесперебойности питания предусматриваем секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии.
При построении схемы электроснабжения исходим из принципа максимально-возможного приближения высшего напряжения к электроустановкам потребителей и применения минимального количества ступеней промежуточной трансформации.
Резервирование питания для отдельных категорий потребителей должно быть заложено в самой схеме электроснабжения. Для этого все элементы схемы (линии трансформаторы аппаратура) должны нести в нормальном режиме постоянную нагрузку а в послеаварийном режиме (после отключения поврежденных участков) принимать на себя питание оставшихся в работе потребителей с учетом допустимых для этих элементов нагрузок.
При секционировании всех звеньев системы электроснабжения начиная от шин ГПП должна быть предусмотрена установка на них системы АВР (автоматического ввода резерва) для повышения надежности питания. При этом в нормальном режиме работы следует обеспечивать раздельную работу элементов системы электроснабжения что снижает уровень токов короткого замыкания облегчает и удешевляет коммутационную аппаратуру и упрощает релейную защиту.
Радиальная схема рекомендуется когда нагрузка разнесена в разных направлениях от центра питания кроме того эта схема применяется для питания мощных РП.
Магистральная схема целесообразна при распределенных нагрузках ее достоинство в том что питая от одной ячейки несколько подстанций мы экономим на выключателях то есть более экономичная схема. От одной магистральной линии может питаться две - три подстанции мощностью от 1000 до 2500 кВА а если меньшей мощности 400-630 кВА то до пяти подстанций.
Смешанная схема получается когда часть подстанций питаются по радиальной схеме а часть по магистральной.
Питание цеховых подстанций осуществляется по смешанной схеме.
В принятой схеме электроснабжения питание КТП 4 КТП 5 КТП 8 КТП 14 и КТП 15 а также электродвигателей компрессорной и двух печей ДСП 12 т осуществляется от шин РУ 10кВ ГПП кабельными линиями по радиальной схеме питание КТП 1 КТП 2 КТП 3 КТП 6 КТП 7 КТП 9 КТП10 КТП 11 КТП 12 и КТП 13 осуществляется также от шин КРУ 10 кВ ГПП по кабельным линиям но уже по магистральным схемам.
Питание же КТП 16 и высоковольтных электродвигателей насосной и котельной возможно по двум вариантам:
) питание КТП 16 по радиальной схеме от шин РУ 10 кВ ГПП и высоковольтных двигателей насосной и котельной по радиальной схеме от РП-10кВ;
) питание КТП 16 и высоковольтных двигателей насосной и котельной по радиальной схеме от РП-10кВ.
Выбор наилучшего варианта производится на основании технико-экономических расчетов и рассмотрен в подразделе 6.2.
Все распределительные сети выполнены кабельными линиями проложенными в траншеях.
2Технико-экономическое сравнение вариантов схем
Технико-экономическое сравнение производится для двух вариантов построения схемы электроснабжения (рисунок 6.1 6.2).
Рисунок 6.1 – Схема питания КТП 16 и высоковольтных
электродвигателей (вариант 1)
Рисунок 6.2 – Схема питания КТП 16 и высоковольтных
электродвигателей (вариант 2)
Вариант 1. Предусматривается питание КТП 16 от шин РУ-10кВ ГПП радиальными линиями выполненными кабелем марки ААШв проложенными в траншеях.
Вариант 2. Предусматривается питание КТП 16 по радиальной линии от распределительного пункта котельной+насосной от которого также получают питание высоковольтные синхронные двигатели. Расстояние от ГПП до РП – 725 м.
Достоинства 1 варианта:
Простота и надежность;
Меньше выдержка времени срабатывания РЗ;
Недостатки 1 варианта:
Увеличенный расход кабеля;
Увеличенный объем монтажных работ;
Достоинства 2 варианта:
Уменьшение количества высоковольтного кабеля;
Уменьшение объема строительно-монтажных работ.
Недостатки 2 варианта:
Увеличение времени действия РЗ;
Наиболее экономичным решением электроснабжения будет вариант отвечающий техническим требованиям и имеющий наименьшие приведенные затраты.
Выбор наилучшего варианта производится в соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов» Москва 2000 г.
Выбор варианта осуществляется в соответствии с этими рекомендациями сопоставлением экономических эффектов.
Технико-экономические обоснования базируются в общем случае на методических рекомендациях по оценке эффективности инвестиционных проектов то есть главным критерием оценки таких проектов является максимум эффекта:
Эт = Рт – Зт = max(6.1)
Однако данные проекты характеризуются тем что выгоды по ним которые определяются как произведение объемов сбываемой продукции на ее цену не изменяются то есть Рт=const. Это объясняется тем что конечный результат определяют технологи а не проектировщики систем электроснабжения предприятий.
Таким образом при постоянстве полезного результата максимум эффекта будет при минимуме затрат по проекту то есть:
Если предположить что по годам затраты так же будут неизменными то критерий сравнительной экономической эффективности принимает вид:
Зт = р · К + Сэ = Кг + Сэ(6.3)
где К - капитальные затраты сравниваемых вариантов электроснабжения руб;
Кг - годовые приведённые капитальные затраты руб;
Р - суммарный коэффициент отчислений от капитальных затрат:
p = r + pa + pро(6.4)
где ра - коэффициент отчислений на амортизацию (норма амортизации);
рро - коэффициент отчислений на текущий ремонт и эксплуатацию;
Реальная процентная ставка r рассчитывается при следующих значениях
nн = 025 1год - номинальная процентная ставка;
b = 0085 1год - уровень инфляции;
Сэ - стоимость годовых потерь электроэнергии руб;
Коэффициенты отчислений для разных элементов электроснабжения сводим в таблицу 6.1.
Таблица 6.1 - Коэффициенты отчислений для различных элементов системы электроснабжения
Элементы системы электроснабжения
Значения коэффициентов доли ед.
p = r + pa + pро 1год
Кабельные линии 10 кВ в траншее
Приведённые затраты определяются только для тех элементов которые различаются в сравниваемых вариантах.
Наиболее экономичным считается вариант который при прочих равных условиях имеет наименьшие приведённые затраты.
Сравниваемые варианты схемы электроснабжения могут различаться надежностью под которой понимается способность бесперебойного обеспечения потребителей электроэнергией заданных качества и количества. В этом случае эффективность капиталовложений оценивается с учетом народнохозяйственного ущерба возникающего при перерывах электроснабжения или недопустимых отклонениях показателях качества электроэнергии.
Мы в расчетах не учитываем значение годового ущерба так как считаем надежность схемы электроснабжения обоих вариантах одинаковой.
Определение капитальных затрат
Определяем цены на оборудование и заносим найденные значения в таблицу 6.2.
Пересчёт цен 1984-го года в цены 2010-го проводим по формуле:
С2010 = С1984 а (6.6)
где а = 3614 - коэффициент для перевода цен с 1984 на 2010 г;
Таблица 6.2 - Капитальные затраты на электрооборудование
Маркасечение кабеля и способ прокладки
Капитальные затраты на сооружение 1 км КЛ включая стоимость КЛ и монтажа руб
Капитальные затраты на длину КЛ руб
Общие капитальные затраты на сооружение КЛ в траншее руб
Кабель силовой ААШв (3x120) в траншее
Кабель силовой ААШв (3x50) в траншее
РП – СД 9.1 - СД 9.5
Кабель силовой ААШв (3x185) в траншее
Определение стоимости потерь электроэнергии
Годовые затраты на потери электроэнергии Сэ определяются:
где - годовые потери электроэнергии кВтч;
где - средние потери активной мощности рассматриваемого элемента электрооборудования кВт;
Тг - годовое время работы предприятия ч; Тг = 7248 ч.
- стоимость 1 кВт ч электроэнергии руб(кВтч).
где - основная и дополнительная ставки двухставочного тарифа на электроэнергию определяемые в зависимости от энергосистемы по положению;
- число часов использования максимума нагрузки предприятия ч; .
Значения и на основании решения «Региональной службы по тарифам».
Для потребителей оплачивающих электроэнергию по двухставочному тарифу:
- по напряжению 10 кВ a = 70877 рубкВт×мес b = 127 рубкВт×ч.
Средние потери активной мощности могут быть определены следующим образом
где - максимальные потери активной мощности кВт;
- относительное время использования максимума потерь.
При относительное время использования максимума потерь определяется:
Потери активной мощности в кабельных линиях сравниваемых вариантов определяются:
где - ток протекающий в линии в нормальном режиме А.
- сопротивление кабельной линии Ом:
где - длина кабельной линии км;
- удельное сопротивление кабеля Омкм;
- число кабельных линий питающих электроприёмник (ТП РП) шт;
Потери активной мощности в кабельных линиях и стоимость потерь представлены в таблицах 6.3 и 6.4.
Таблица 6.3 - Потери активной мощности в кабельных линиях
Кабель силовой 2хААШв (3x120) в траншее
Кабель силовой 3хААШв (3x185) в траншее
Таблица 6.4 - Стоимость потерь в кабельных линиях
Определение наиболее экономичного варианта
Результаты технико-экономического расчёта по выбору схемы электроснабжения моторного завода приведены в таблице 6.5.
Таблица 6.5 – Определение приведённых затрат на сооружение системы электроснабжения
Общие капитальные затраты на сооружение КЛ руб
Из результатов расчета по таблице 6.5 видно что наиболее экономически выгодным является второй вариант схемы электроснабжения так как приведенные затраты на него меньше.
Поэтому принимаем второй вариант схемы электроснабжения с питанием КТП 16 от РП-10 кВ.
Расчет токов короткого замыкания для выбора электрооборудования
В электрических установках могут возникать различные виды коротких замыканий сопровождающиеся резким увеличением тока. Поэтому электрооборудование устанавливаемое в системах электроснабжения должно быть устойчивым к токам короткого замыкания и выбираться с учетом величин этих токов.
Основными причинами возникновения таких коротких замыканий в сети могут быть:
повреждение изоляции отдельных частей электроустановки;
неправильные действия обслуживающего персонала;
металлические перекрытия токоведущих частей установки.
Короткое замыкание в сети может сопровождаться:
прекращением подачи питания потребителям присоединенных к точкам в которых произошло короткое замыкание;
нарушение нормальной работы других потребителей подключенных к участкам сети вследствие понижения напряжения на этих участках;
нарушение нормального режима работы энергосистемы.
Для предотвращения коротких замыканий и уменьшения их последствий необходимо:
устранить причины вызывающие короткое замыкание;
уменьшить время действия защит действующих при коротких замыканиях;
применять быстродействующие выключатели;
правильно вычислять величины токов короткого замыкания и по ним выбирать необходимую аппаратуру защиту и средства для ограничения токов короткого замыкания.
Расчётным видом короткого замыкания для выбора оборудования является трёхфазное короткое замыкание.
Расчет токов короткого замыкания производят в таких точках системы в которых при коротком замыкании токи будут иметь наибольшее значение. Расчет производится для случая: режим системы рабочий на ГПП в работе один трансформатор секционный выключатель включен.
В расчетную схему (рисунок 7.1) включаем участвующие в питании места КЗ источники и все элементы схемы между ними и местом КЗ.
Рисунок 7.1 – Расчётная схема
При выполнении расчетов не учитываем:
сдвиг по фазе ЭДС и изменение частоты вращения роторов синхронных машин;
ток намагничивания систем генераторов трансформаторов и электродвигателей;
насыщение магнитных систем генераторов трансформаторов и электродвигателей;
емкостную проводимость ВЛ и КЛ;
различие значений сверхпереходных сопротивлений по продольной и поперечной осям синхронных машин;
возможную несимметрию трехфазной системы;
влияние недвигательной нагрузки на токи КЗ;
подпитку места КЗ со стороны электродвигателей напряжением до 1000 В при расчете токов КЗ в сети выше 1000 В.
Кроме того в сетях и электроустановках выше 1000 В не учитываем активные сопротивления элементов если активное сопротивление ветви не превышает 30% её идуктивного сопротивления.
Схема замещения (рисунок 7.2) представляет собой расчетную схему в которой все электрические и магнитные связи представлены электрическими сопротивлениями. При расчетах токов трехфазных КЗ генерирующий источник (энергосистема) вводится в схему замещения как ЭДС а пассивные элементы по которым проходит ток КЗ индуктивными сопротивлениями.
Рисунок 7.2 – Схема замещения
Параметры элементов схем замещения определяются в относительных единицах при базисных условиях.
В целях упрощения расчетов вместо действительных напряжений на отдельных ступенях трансформации принимаются средние номинальные напряжения.
Так как выбор сечений ЛЭП и кабельных линий пока не производился то их удельное индуктивное сопротивление принимается:
) Кабельные линии 6-10 кВ 008 Омкм;
) Воздушные линии 35-110 кВ0425 Омкм;
Расчет производим в относительных единицах. В целях упрощения расчетов вместо действительных напряжений на отдельных ступенях трансформации принимаем средние номинальные напряжения.
При определении параметров схемы замещения в относительных единицах задаемся базисной мощностью и вычисляем значения базисного тока и базисного сопротивления на отдельных ступенях трансформации:
где - базисный ток на
- базисная мощность МВА;
- базисное напряжение на i-ой ступени кВ.
Рассчитываем сопротивления элементов схемы замещения в относительных единицах при базисной мощности .
Сопротивление системы:
где - мощность короткого замыкания МВА;
- номинальный ток отключения выключателя ВГТ-110II-402500 У1 на подстанции энергосистемы кА;
Сопротивление воздушной линии:
где - удельное реактивное сопротивление ВЛ Ом;
Сопротивление трансформатора ГПП с расщепленной обмоткой НН:
где - напряжение короткого замыкания трансформатора ГПП;
- номинальная мощность трансформатора ГПП;
KP - коэффициент расщепления.
Сопротивление кабеля питающего РП:
где - удельное реактивное сопротивление КЛ питающей РП Омкм;
- длина КЛ питающей РП км;
Сопротивление кабеля питающего КТП определяется по формуле (7.6):
- длина КЛ питающей КТП 1 км;
Сопротивление кабеля питающего КТП 1:
Сопротивление синхронного двигателя:
где - сверхпереходное сопротивление двигателя по продольной оси о.е;
- номинальная мощность двигателя компрессорной;
- номинальная мощность двигателя насосной;
Сопротивление синхронного двигателя компрессорной:
Сопротивление синхронного двигателя насосной:
Суммарная проводимость группы синхронных двигателей:
ЭДС подпитки от группы синхронных двигателей определяется:
- ЭДС синхронного двигателя о.е;
) Расчёт тока короткого замыкания в точке К1.
Для данной точки короткого замыкания можно не учитывать подпитку места короткого замыкания от электродвигателей так как они значительно удалены от точки короткого замыкания. Тогда расчетная схема замещения для точки К1 будет иметь вид (рисунок 7.3):
Рисунок 7.3 – Схема замещения для точки К1
Результирующее сопротивление до точки К1 от энергосистемы будет равно:
Периодическая составляющая ТКЗ в точке К1 будет равна:
Ударный ток короткого замыкания в точке К1 будет равен:
где - ударный коэффициент.
) Расчёт тока короткого замыкания в точке К2.
Для данной точки необходимо учитывать подпитку места короткого замыкания от всех синхронных электродвигателей которые питаются от КРУ 10 кВ.
Расчетная схема замещения для точки К2 будет иметь вид (рисунок 7.4):
Рисунок 7.4 Схема замещения для точки К2
Результирующее сопротивление до точки К2 от энергосистемы будет равно:
Периодическая составляющая ТКЗ в точке К2 от энергосистемы будет равна:
Ток подпитки точки К2 от синхронных двигателей будет равен:
Результирующее сопротивление до точки К2 от синхронных двигателей будет равно:
Суммарный ток КЗ в точке К2 будет равен:
Ударный ток короткого замыкания в точке К2 будет равен:
) Расчёт тока короткого замыкания в точке К3.
Расчетная схема замещения для точки К3 будет иметь вид (рисунок 7.5):
Рисунок 7.5 Схема замещения для точки К3
Результирующее сопротивление до точки К3 от энергосистемы будет равно:
Периодическая составляющая ТКЗ в точке К3 от энергосистемы будет равна:
Результирующее сопротивление до точки К3 от синхронных двигателей будет равно:
Ток подпитки точки К3 от синхронных двигателей бедет равен:
Суммарный ток КЗ в точке К3 будет равен:
Ударный ток короткого замыкания в точке К3 будет равен:
) Расчёт тока короткого замыкания в точке К4.
Расчетная схема замещения для точки К4 будет иметь вид (рисунок 7.6):
Рисунок 7.6 Схема замещения для точки К4
Результирующее сопротивление до точки К4 от энергосистемы будет равно:
Периодическая составляющая ТКЗ в точке К4 от энергосистемы будет равна:
Результирующее сопротивление до точки К4 от синхронных двигателей будет равно:
Ток подпитки точки К4 от синхронных двигателей бедет равен:
Суммарный ток КЗ в точке К4 будет равен:
Ударный ток короткого замыкания в точке К4 будет равен:
) Расчёт тока короткого замыкания в точке К5.
Результаты расчётов токов короткого замыкания приведены в таблице 7.1.
Таблица 7.1 – Результаты расчёта токов короткого замыкания
Точка короткого замыкания
Выбор аппаратов и проводников проектируемой сети
1Выбор сечения ВЛ 110 кВ
Напряжение 110 кВ поступает на ГПП завода по двухцепной воздушной линии электропередач от РУ узловой распределительной подстанции (УРП). Расстояние от ОРУ УРП до ГПП завода - 12 км.
Выбор сечения проводов ВЛ - 110 кВ питающей трансформаторы ГПП осуществляется по четырем критериям:
по экономической плотности тока;
по механической прочности;
) Выбор провода ЛЭП 110 кВ по экономической плотности тока:
где - расчётный ток ВЛ в нормальном режиме А;
- нормированная экономическая плотность тока Амм2.
- коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;
- номинальная мощность трансформатора;
Экономическая плотность тока зависит от годового числа часов использования максимума нагрузки предприятия - и материала проводника. Для моторного завода .
Для алюминиевых проводов при
Выбираем провод АС-15024 (Сечение диаметр провода длительно допустимый ток удельные активное и индуктивное сопротивления ).
) Выбор провода ЛЭП 110 кВ по нагреву:
где - расчётный ток ВЛ в послеаварийном режиме А;
- длительно допустимый ток ВЛ А;
- допустимый коэффициент перегрузки трансформатора в аварийном или ремонтном режимах;
) Выбор провода ЛЭП 110 кВ по условию механическй прочности:
Проверку по механической прочности не проводим так как согласно ПУЭ минимальное сечение провода для воздушных линий 110 кВ - 35 мм2.
) Выбор провода ЛЭП 110 кВ по условию короны:
Проверку по условиям короны не производим так как согласно ПУЭ минимальное сечение провода для воздушных линий 110 кВ - 70 мм2.
Окончательно выбираем провод АС-15024 (Сечение диаметр провода длительно допустимый ток удельные активное и индуктивное сопротивления ).
Так как район в котором находится электромеханический завод с чистой атмосферой и обычными полевыми загрязнениями атмосферы выбираем по 8 подвесных изоляторов в гирлянде типа ПФ6-В.
2Выбор схемы и оборудования ОРУ 110 кВ
Распределительное устройство – это электроустановка предназначенная для приема и распределения электрической энергии содержащая электрические аппараты шины и вспомогательные устройства.
Распределительные устройства расположенные на открытом воздухе (напряжением 35 кВ и выше) называются открытыми распредустройствами (ОРУ).
ОРУ должны обеспечивать надежность работы безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение возможность последующего расширения.
Выбор схемы ОРУ 110 кВ зависит от схемы питания ГПП от энергосистемы и мощности трансформаторов ГПП.
Схема питания ГПП - радиальная.
При небольшом количестве присоединений на стороне 35-220 кВ применяют упрощенные схемы с небольшим числом выключателей.
В РУ высокого напряжения 110 кВ выбираем схему: два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии.
В состав оборудования ОРУ входят: высоковольтные выключатели разъединители ограничители пренапряжения трансформаторы тока и другие аппараты.
Выключатель – это коммутационный аппарат предназначенный для включения и отключения тока. Выключатель служит для включения и отключения цепи в любых режимах: длительная нагрузка перегрузка короткое замыкание холостой ход несинхронная работа.
Высоковольтные электрические аппараты выбираются по условиям длительного режима работы и проверяются по условиям коротких замыканий.
Выбор высоковольтных выключателей производится по:
) Номинальному напряжению.
Номинальное напряжение сети в которой устанавливается выключатель:
где – номинальное напряжение выключателя В.
) Номинальному длительному току.
Расчётный ток продолжительного режима цепи в которой устанавливается выключатель:
где – длительный номинальный ток выключателя А.
) Электродинамической стойкости.
а) Предельному периодическому току КЗ.
Начальный переодический сверхпереходный ток КЗ в выключателе определяется:
где – предельный сквозной ток (действующее значение переодической состовляющей) допустимый для рассматриваемого выключателя кА.
б) Ударному току КЗ.
Ударный ток КЗ в цепи где устанавливается выключатель:
где - номинальный ток электродинамической стойкости выключателя (амплитудное значение предельного полного тока допустимого для рассматриваемого аппарата) кА.
) Отключающей способности.
а) Номинальному периодическому току отключения.
Симметричная (переодическая) составляющая тока КЗ соответствующая расчётному времени t отключения короткого замыкания:
где - номинальный симметричный ток отключения выключателя кА.
б) Номинальному апериодическому току отключения.
Апереодическая составляющая тока КЗ соответствующая времени до момента расхождения дугогасительных контактов выключателя t:
где - номинальный апериодический ток отключения выключателя кА;
- номинальное относительное содержание апериодической составляющей тока отключения для времени t %.
Действующее значение апериодической составляющей тока КЗ в момент начала расхождения дугогасительных контактов выключателей определяется:
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ с.
Наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения дугогасительных контактов:
где - минимальное время срабатывания релейной защиты для первой ступени защиты и с для последующих ступеней где - ступень селективности. Значение может быть принято равным 03-05 с для быстродействующих защит;
- собственное время отключения выключателя с;
Если условие соблюдается а то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ:
) Термической стойкости.
Тепловой импульс тока КЗ характеризующий количество теплоты кА2×с выделяющейся в аппарате за время короткого замыкания:
где - предельный ток термической стойкости который данный аппарат может выдержать без повреждения в течении предельного времени термической стойкости кА.
Тепловой импульс тока КЗ определяется по формуле:
Время от начала короткого замыкания до его отключения равно:
где - время действия основной релейной защиты для первой ступени защиты и с для последующих ступеней где - ступень селективности. Значение может быть принято равным 03-05 с для быстродействующих защит;
- полное время отключения выключателя с.
) Включающей способности.
где - номинальное действующее значение периодической составляющей тока включения кА;
- номинальное амплитудное (мгновенное) значение полного тока включения кА.
В связи с тем что номинальные токи включения выключателя как правило соответствуют номинальным токам отключения прверка по этому условию не делается (проверка фактически обеспечивается в п.3).
Выбор разьединителей производится по:
Выбор производится аналогично выбору выключателей.
) Номинальному длительному току.
Проверка по предельному периодическому току КЗ производится как для выключателей.
Проверка по ударному току КЗ производится как для выключателей.
Выбор оборудования произведён в таблице 8.1
Выбор трансформаторов тока производится по:
Выбор по напряжению аналогичен выбору выключателей (см. п.1.1).
) Номинальному току.
Длительный рабочий расчётный ток цепи в которую включается трансформатор тока:
где - номинальный ток первичной цепи трансформатора тока (ТТ). Его величина выбирается как можно ближе к значению рабочего длительного тока так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей А.
Ударный ток короткого замыкания:
гле - кратность электродинамической стойкости.
где - кратность термической стойкости.
) По конструкции и классу точности.
Выбор трансформаторов напряжения производится по:
Номинальное напряжение сети и номинальное напряжение ТН одинаковы:
где - номинальное напряжение выключателя кВ.
) По конструкции схеме сединения обмоток и классу точности.
Выбор высоковольтных предохранителей производится по:
Расчётный ток продолжительного режима цепи в которой устанавливается предохранитель:
где - номинальный длительный ток предохранителя А.
) Номинальному периодическому току отключения.
где - предельный ток отключаемый предохранителем кА.
Выбор ограничителей перенапряжения производится по:
Номинальное напряжение сети в которой устанавливается ОПН:
где - номинальное напряжение ОПН кВ.
Исходные данные для выбора оборудования ОРУ 110 кВ:
Максимальный ток: на стороне ВН:
где - допустимый коэффициент перегрузки трансформатора в аварийном или ремонтном режимах;
Периодическая составляющая тока КЗ: (см.таблицу 7.1);
Время от начала короткого замыкания до его отключения на стороне 110 кВ равно:
где - время действия основной релейной защиты на стороне 110 кВ ГПП;
Для РУ 110 кВ ГПП - .
- полное время включения короткозамыкателя;
- полное время отключения на головном выключателе ВГТ-110II-402500 У1 линии 110 кВ подстанции энергосистемы;
Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ . Выбор оборудования ОРУ 110 кВ произведён в таблице 8.1
Таблица 8.1 – Выбор оборудования ОРУ 110 кВ
I2пр.т · tт = 1200 кА2·с
I2пр.т · tт = 297675 кА2·с
РГН-1-1101000 QS5QS6
Ограничитель перенапряжения
Заземлитель нейтрали
3Выбор электрооборудования 10 кВ
3.1.Выбор трансформатора собственных нужд 10 кВ ГПП
Собственные нужды подстанции составляют цепи защиты и управления обогрев приводов выключателей освещение отопление обдув трансформаторов вентиляция помещений аккумуляторных батарей система пожаротушения аварийное освещение и т.д.
Для питания потребителей собственных нужд подстанций предусматривается установка двух трансформаторов собственных нужд (ТСН) мощность которых выбирается в соответствии с учетом допустимой перегрузки при отказах и ремонтах одного из трансформаторов.
Нагрузка собственных нужд подстанции приведена в таблице 8.2.
Таблица 8.2 - Нагрузка собственных нужд подстанции
Установленная мощность
Руст · n кВт количество
Охлаждение трансформаторов ТДН-40000110
Подогрев приводов разъединителей
Подогрев выключателей ВМТ
Отопление освещение вентиляция ОПУ и ЗРУ
Освещение ОРУ 110 кВ
Суммарная расчетная нагрузка потребителей собственных нужд:
где - коэффициент спроса учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. В ориентировочных расчетах принимается .
Принимаем два трансформатора ТМ-4010.
М – Масляное охлаждение с естественной циркуляцией масла;
- Номинальная мощность трансформатора кВА;
- Класс напряжения обмотки ВН кВ.
Технические данные трансформатора приведены в таблице 8.3.
Таблица 8.3 - Технические данные трансформатора
Трансформаторы собственных нужд присоединяем через предохранители ПКТ-101-10-315У3 к вводам 10 кВ главных трансформаторов до выключателей вводов в РУ 10 кВ.
Так как ТСН мощностью 40 кВА то их устанавливают непосредственно в отдельных шкафах КРУ К-104М.
Номинальный расчётный ток протекающий на стороне 10 кВ трансформатора собственных нужд:
где - номинальная мощность трансформатора собственных нужд кВА;
Вторичным напряжением 380220 В от ТСН запитывается щит собственных нужд выполняемый по схеме одиночной системы сборных шин секционированной автоматическим выключателем (автоматом).
Щит собственных нужд устанавливается в закрытом помещении общеподстанционного пункта управления.
Схема питания собственных нужд ГПП приведена на рисунке 8.1
Рисунок 8.1 – Схема питания собственных нужд подстанции
Пояснение к рисунку 8.1
)Охлаждение трансформаторов ТРДН-40000110;
)Подогрев приводов разъединителей;
)Подогрев приводов отделителей;
)Подогрев приводов короткозамыкателей;
)Отопление освещение вентиляция ОПУ;
)Освещение ОРУ 110 кВ;
)Зарядное устройство УЗ-402;
)Блок питания БПРУ-66.
3.2.Выбор схемы и оборудования ЗРУ 10 кВ
Так как мощность трансформатора ГПП 40 МВА и трансформатор с расщепленной обмоткой схему ЗРУ выполняем четырехсекционной. В качестве схемы РУ 10 кВ выбираем двойную секционированную выключателем систему шин.
Для РП-10 кВ принимаем одиночную секционированную выключателем систему шин.
Распределительные устройства 10 кВ ГПП и РП выполняем закрытого исполнения с помощью шкафов КРУ в металлической оболочке из ячеек
К-104М с вакуумными выключателями ВВTEL-10.
Основными ячейками КРУ являются: вводные секционные отходящих линий трансформаторы напряжения и трансформаторы собственных нужд.
Исходные данные для выбора оборудования 10 кВ:
Определяем токи на стороне 10 кВ для выбора оборудования:
) Для ячеек на вводе 10 кВ ГПП:
где - максимальный расчётный ток на вводе 10 кВ ГПП А;
- допустимый коэффициент перегрузки трансформатора в аварийном или ремонтном режимах - номинальная мощность трансформатора;
) Для секционной ячейки 10 кВ ГПП:
где - максимальный расчётный ток секционной ячейки 10 кВ ГПП.
) Для ячейки отходящей линии от ГПП к синхронному двигателю:
где - максимальный расчётный ток синхронного двигателя А;
- номинальная активная мощность двигателя кВт;
- номинальное напряжение синхронного двигателя кВ;
- коэффициент мощности синхронного двигателя;
- КПД синхронного двигателя %.
Для СДНЗ-1000-2ЗУХЛ4:
Для СДНЗ-1600-2ЗУХЛ4:
) Для ячейки отходящей линии от ГПП к ТП:
где - максимальные расчётный ток линии отходящей от ГПП к ТП А;
- номинальная мощность трансформатора ТП подключенного по радиальной схеме к одной ячейке КРУ кВА;
- сумма номинальных мощностей трансформаторов ТП подключенных по магистральной схеме к одной ячейке КРУ кВА;
) Для ячейки отходящей линии от ГПП к РП:
) Для ячейки отходящей линии от ГПП к ДСП:
Время от начала короткого замыкания до его отключения на стороне 10 кВ равно:
где - время действия основной релейной защиты на стороне 10 кВ ГПП.
Для РУ 10 кВ ГПП - .
- полное время отключения выключателя ВВTEL-10.
Время отключения тока КЗ для РУ 10 кВ ГПП:
Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ для сборных шин 10 кВ ГПП .
Для ТП 1 ТП 2 ТП 3: = 387979 А
Для ТП 6 ТП 7: = 161660 А
Для ТП 8: = 129326 А
Для ТП 9 ТП 10: = 258653 А
Для ТП 11 ТП 12 ТП 13: = 387979 А
Для ТП 14: = 80830 А
Для ТП 15: = 80830 А
Для ТП 16: = 80830 А
Выбор оборудования КРУ произведён в таблице 8.4.
Таблица 8.4 – Выбор оборудования КРУ 10 кВ
Вводной выключатель ГПП
Выключатель секционной ячейки ГПП
Продолжение таблицы 8.4
Выключатель отходящих линий к ДСП ВВTEL-10-20630 У2
Выключатель отходящих линий к ТП-1 ТП-2
ТП-3 ВВTEL-10-20630 У2
Выключатель отходящих линий к ТП-4 ВВTEL-10-20630 У2
Выключатель отходящих линий к ТП-5 ВВTEL-10-20630 У2
Выключатель отходящих линий к ТП-6 ТП-7 ВВTEL-10-20630 У2
Выключатель отходящих линий к ТП-8 ВВTEL-10-20630 У2
Выключатель отходящих линий к ТП-9 ТП-10 ВВTEL-10-20630 У2
Выключатель отходящих линий к ТП-11 ТП-12
ТП-13 ВВTEL-10-20630 У2
Выключатель отходящей линии к ТП-14 ВВTEL-10-20630 У2
Выключатель отходящих линий к ТП-15 ВВTEL-10-20630 У2
Выключатель отходящих линий к СД-5.1–СД-5.5 ВВTEL-10-20630 У2
Выключатель отходящих линий к РП ВВTEL-10-20630 У2
Трансформатор тока вводной ячейки ГПП ТОЛ-10-У3 20005
I2пр.т · tт = 1600 кА2·с
Трансформатор тока секционной ячейки ГПП ТОЛ-10-У3 10005
Трансформатор тока отходящих линий к ДСП ТОЛ-10-У3 5005
Трансформатор тока отходящих линий к ТП-1 ТП-2 ТП-3 ТОЛ-10-У3 4005
Трансформатор тока отходящих линий к ТП-4 ТОЛ-10-У3 1005
Трансформатор тока отходящих линий к ТП-5 ТОЛ-10-У3 1005
Трансформатор тока отходящих линий к ТП-6
Трансформатор тока отходящих линий к ТП-8 ТОЛ-10-У3 1505
Трансформатор тока отходящих линий к ТП-9
ТП-10 ТОЛ-10-У3 3005
Трансформатор тока отходящих линий к ТП-11
ТП-12 ТП-13 ТОЛ-10-У3 4005
Трансформатор тока отходящей линии к ТП-14 ТОЛ-10-У3 1005
Трансформатор тока отходящих линий к ТП-15 ТОЛ-10-У3 1005
Трансформатор тока отходящих линий к СД-5.1–СД-5.5 ТОЛ-10-У3 1505
Трансформатор тока отходящих линий к РП ТОЛ-10-У3 3505
Предохранитель для защиты ТП-6 ТП-7 ПКТ 103-10-100-20У3
ОПН-КРTEL-10115 УХЛ1
Предохранитель для защиты ТП-1 ТП-2 ТП-3 ТП-9 ТП-10 ТП-11 ТП-12 ТП-13 ПКТ 103-10-150-20У3
Предохранитель для защиты ТН ПКН 001-10У3
Предохранитель для защиты ТСН ПКТ 101-10-8-315У3
Трансформатор напряжения
Результаты выбора электрооборудования РП 10 кВ приведены в таблице 8.5
Таблица 8.5 - Выбор оборудования РП 10 кВ
Наименование и тип аппарата
Технические параметры
Выключатель вводной ячейки РП ВВTEL-10-20630 У2
Выключатель секционной ячейки РП ВВTEL-10-20630 У2
Выключатель отходящих линий к ТП-16 ВВTEL-10-20630 У2
Продолжение таблицы 8.5
Выключатель отходящих линий к СД-9.1–СД-9.5 ВВTEL-10-20630 У2
Трансформатор тока вводной ячейки РП ТОЛ-10-У3 10005
Трансформатор тока секционной ячейки РП ТОЛ-10-У3 10005
Трансформатор тока отходящих линий к ТП-16 ТОЛ-10-У3 1005
Трансформатор тока отходящих линий к СД-9.1–СД-9.5 ТОЛ-10-У3 10005
4Выбор сечения кабельных линий 10 кВ
Выбор сечений кабелей 10 кВ производится по трем критериям окончательное сечение выбираем по наибольшему из трех:
Выбор кабельных линий 10 кВ осуществляется по трём критериям:
по термической устойчивости к токам КЗ.
) По экономической плотности тока:
где - расчётный ток КЛ в нормальном режиме А;
При длине кабеля менее 100 метров выбор по экономической плотности не производится.
где - расчётный ток КЛ в послеаварийном режиме А;
- длительно допустимый ток КЛ А;
- коэффициент учитывающий возможность перегрузки кабеля с бумажной изоляцией на 30 %.
- коэффициент учитывающий возможность перегрузки кабеля с пластмассовой изоляцией на 10 %.
Для выбора кабелей питающих синхронные двигатели коэффициент перегрузки равен .
) По термической стойкости к токам КЗ:
Минимальное сечение кабеля по термической стойкости к токам КЗ:
где - тепловой импульс тока КЗ кА2с;
С - коэффициент зависящий от марки кабеля вида его жил и напряжения;
- расчётный коэффициент ( для кабелей с алюминиевыми жилами для кабелей с медными жилами);
- установившийся ток КЗ кА;
- время прохождения тока КЗ через кабель с;
где - время действия основной релейной защиты на стороне 110 кВ ГПП.
Время прохождения тока КЗ через кабель для РУ 10 кВ ГПП:
Пример: Выбор кабельной линии от ГПП до ТП-8.
Расчётный ток КЛ питающей ТП-8 в нормальном режиме:
- номинальная мощность трансформатора ТП-1.
Экономическая плотность тока зависит от годового числа часов использования максимума нагрузки предприятия - и материала проводника. Для заводов приборостроительной отрасли промышленности .
Для кабелей с алюминиевыми жилами при .
Для питания ТП-8 принимаем кабель трехжильный марки ААШв (с алюминиевыми жилами в алюминиевой оболочке с подушкой из одного слоя пластмассовых лент бронированный в защитной оболочке) сечением с длительно допустимым током . Прокладка кабелей осуществляется в траншее.
Расчётный ток КЛ питающей ТП-8 в аварийном режиме:
- допустимый коэффициент перегрузки трансформатора в аварийном или ремонтных режимах;
Условие выполняется.
- расчётный коэффициент зависящий от материала кабеля ( для кабелей с алюминиевыми жилами);
Окончательно для питания ТП 3 принимаем кабель трехжильный марки ААШв сечением с длительно допустимым током . Прокладка кабелей осуществляется в траншее.
Результаты выбора кабелей и их характеристики для трансформаторных подстанций и синхронных двигателей приведены в таблицах 8.5 8.6.
Таблица 8.6 – Выбор сечения кабелей 10 кВ
экономической плотности мм2
Выбор сечения по нагреву
Выбор сечения по термическоской стойкости к ТКЗ
Оконча-тельное сечение мм2
Расчётное значение Fэ.расч мм2
Таблица 8.7 – Характеристики кабелей 10 кВ
Расчет показателей качества электроэнергии
Электрическая энергия вырабатываемая источниками питания и предназначенная для работы электроприёмников должна иметь такие качественные показатели которые определяют надёжность и экономичность их работы. Качественные показатели электроэнергии нормируются государственными стандартами; на эти нормы ориентированы технические условия работы электроприёмников выпускаемых промышленностью.
Расчет производится для таких показателей качества электроэнергии как отклонение напряжения колебания напряжения и несинусоидальность напряжения. Проведение расчета необходимо для того чтобы установить насколько эти показатели соответствуют установленным на них нормам. Нормирование показателей необходимо вследствие негативного влияния на работу других электроприемников:
-отклонение напряжения может привести к изменению производительности данной установки или агрегата к браку продукции в данной установке или агрегате к изменению потребления активной и реактивной мощности к изменению потерь активной мощности а так же к изменению срока службы самого электроприемника и изоляции проводников питающих его;
-колебания напряжения наибольшее влияние оказывает на освещение и на различную электронную технику (ПК телевизорыи т.д.). На электродвигатели и электротехнологические установки колебание напряжения практически не оказывает влияния т.к. длительность колебаний небольшая. Колебание напряжения сказывается на релейной защите;
-несинусоидальность напряжения вызывает дополнительные потери мощности за счет протекания высших гармоник уменьшается срок службы изоляции из-за высших гармоник в системах управления могут быть сбои.
1Расчет уровней напряжения на шинах 04 кВ цеховых ТП
В зависимости от режима нагрузки промышленного предприятия напряжение на зажимах электроприёмников не остаётся постоянным и может отличаться от номинального. При изменении напряжения меняются также показатели самой сети в основном за счёт изменения потерь мощности и электроэнергии.
Показатели качества электрической энергии нормируются ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения». Согласно этому стандарту уровни напряжения должны находиться в пределах ±5% от номинального. Если уровень не соответствует ГОСТ необходимо использовать средства регулирования напряжения.
Цеховые трансформаторы оборудованы устройствами переключения без возбуждения (ПБВ). Эти устройства позволяют регулировать напряжение в пределах ±5% (5 ступеней по 25%). Чтобы переключить отпайку устройства ПБВ на другую ступень необходимо отключить трансформатор от сети поэтому регулирование напряжения на цеховых подстанциях производится только при сезонных изменениях нагрузки.
На ГПП регулирование напряжения осуществляется под нагрузкой (РПН) в пределах ±16% (9 ступеней по 178 %).
Для расчета задаем уровни или отклонения напряжения в точке 1 раздела сетей промышленного предприятия и энергосистемы:
- в период максимума нагрузки предприятия.
- в период минимума нагрузки предприятия.
Целью расчета является определение отклонений напряжения в период максимума нагрузки и минимума нагрузки на шинах 04 кВ всех трансформаторных подстанций завода.
Они определяются по следующим выражениям:
где - потери напряжения в трансформатре ГПП в период максимума и минимума нагрузок %;
- добавки напряжения создаваемые переключателем РПН трансформатора ГПП в период максимума и минимума нагрузок %;
- потеря напряжения в кабельной линии от ГПП до
- потери напряжения в трансформаторе
- добавки напряжения создаваемые ПБВ трансформатором
При первоначальном расчете отклонений напряжения все отпайки трансформаторов на ГПП и ТП ставим на нулевую ступень то есть имеем и .
Для расчета уровней напряжения составляем упрощенную расчётную схему электроснабжения (рисунок 9.1).
Рисунок 9.1 – Расчетная схема
1.1.Расчёт уровней напряжения в период максимальных нагрузок
Потери напряжения в трансформаторах ГПП и ТП в режиме максимальных нагрузок определяются по выражению:
где - активная и реактивная расчетная нагрузка трансформатора кВт и кВар;
- активное и индуктивное сопротивление трансформатора Ом.
Активное сопротивление трансформатора ГПП:
где - мощность короткого замыкания трансформатора кВт;
- номинальное напряжение трансформатора кВ;
- номинальная мощность трансформатора кВА.
Индуктивное сопротивление трансформатора ГПП:
где - напряжение короткого замыкания трансформатора %;
- коэффициент расщепления.
Активное сопротивление трансформатора ТП:
Полное сопротивление трансформатора ТП:
Индуктивное сопротивление трансформатора ТП:
Потеря напряжения в трансформаторе ГПП в режиме максимальных нагрузок:
Активное сопротивление трансформатора КТП-1:
Полное сопротивление трансформатора КТП-1:
Индуктивное сопротивление трансформатора КТП-1:
Результаты расчета потерь напряжения в режиме максимальных нагрузок в трансформаторных подстанциях приведены в таблице 9.1.
Таблица 9.1 - Расчёт потерь напряжения в ТП 10 кВ в режиме максимальных нагрузок
Потеря напряжения в кабельных линиях в режиме максимальных нагрузок определяется по выражению:
- расчетный ток протекающий по
- полная расчётная нагрузка
где - активная и реактивная расчетная нагрузка
- активное и индуктивное сопротивление единицы длины кабеля Омкм.
Коэффициенты мощности i-й кабельной линии:
Результаты расчета потерь напряжения в кабельных линиях в режиме максимальных нагрузок приведены в таблице 9.2.
Таблица 9.2 – Расчёт потерь напряжения в кабельных линиях 10 кВ в режиме максимальных нагрузок
Для выбора положения ответвлений трансформаторов ГПП и КТП составляем таблицу 9.3.
Таблица 9.3 - Расчет отклонения напряжения на шинах 04 кВ КТП в режиме максимальных нагрузок
В период максимальных нагрузок отклонения напряжения на шинах 04 кВ превышают допустимые во всех цехах. Поэтому необходимо встречное регулирование напряжения на ГПП с помощью РПН.
До доведения напряжения до допустимого уровня ставим регулятор РПН на третью ступень что даёт нам добавку
В итоге получаем следующие уровни напряжения на шинах 04 кВ ТП:
1.1 Расчёт уровней напряжения в период минимальных нагрузок
Уровень напряжения в период минимума нагрузки определяется аналогично. Минимальную нагрузку принимаем равной 25 % от максимальной.
Потери напряжения в трансформаторах ГПП и ТП в режиме минимальных нагрузок определяются по выражению:
Потеря напряжения в трансформаторе ГПП в режиме минимальных нагрузок:
Результаты расчета потерь напряжения в режиме максимальных нагрузок в трансформаторных подстанциях приведены в таблице 9.4.
Таблица 9.4 – Расчёт потерь напряжения в ТП 10 кВ в режиме минимальных нагрузок
Потеря напряжения в кабельных линиях в режиме минимальных нагрузок определяется аналогично как для режима максимальных нагрузок.
Полная расчётная нагрузка i-го цеха в режиме минимальных нагрузок
Результаты расчета потерь напряжения в кабельных линиях в режиме максимальных нагрузок приведены в таблице 9.5.
Таблица 9.5 - Расчёт потерь напряжения в кабельных линиях 10 кВ в режиме минимальных нагрузок
Для выбора положения ответвлений трансформаторов ГПП и КТП составляем таблицу 9.6.
Таблица 9.6 - Расчет отклонения напряжения на шинах 04 кВ КТП в режиме минимальных нагрузок
В период минимальных нагрузок отклонения напряжения на шинах 04кВ превышают допустимые во всех цехах. Поэтому необходимо встречное регулирование напряжения на ГПП с помощью РПН.
До доведения напряжения до допустимого уровня ставим регулятор РПН на шестую ступень что даёт нам добавку .
2 Расчет колебания напряжения
Ряд электроприемников промышленного предприятия создают колебания напряжения в основном это электроприемники с резко переменным режимом работы (дуговые печи прокатные станы) электроприемники с импульсным режимом работы (электросварка) электроприемники с электродвигателями (при частых пусках электродвигателей).
В нашем случае источником колебаний напряжения являются дуговые печи.
Расчет колебаний напряжения от дуговых печей производится в следующей последовательности:
Определяется размахи колебаний напряжения Ut на шинах где подключены ДСП:
где - мощность наибольшего печного трансформатора в группе МВА;
- мощность 3-х фазного короткого замыкания на шинах где подключены ДСП МВА;
kп- коэффициент учитывающий одновременность работы печей в группе из n печей.
Для печей одинаковой мощности .
Колебания напряжения от ДСП считается допустимым если соблюдается следующее неравенство:
Определяем размахи колебаний напряжения Ut на шинах где подключены ДСП:
Как видно получается более 1% т.о. необходимо предусмотреть мероприятия по снижению размахов напряжения. Эти мероприятия следующие:
)разделение питания ДСП и других электроприемников чувствительных к колебаниям напряжения;
)увеличение мощности питающих трансформаторов;
)присоединение электроприемников создающих колебания и чувствительных к колебаниям на разные ветви трансформаторов с расщепленными обмотками;
)применение специальных технических средств (быстродействующих статических компенсирующих устройств сдвоенных реакторов продольной компенсации и т.п.).
3 Расчет коэффициента несинусоидальности кривой напряжения
На промышленных предприятиях есть большое количество электроприемников с нелинейными вольтамперными характеристиками. К ним относятся полупроводниковые преобразователи установки контактной и дуговой сварки дуговые электрические печи газоразрядные лампы.
Характерной особенностью этих устройств является потребление ими несинусоидальных токов при подведения к их зажимам синусоидального напряжения. Токи высших гармоник проходя по элементам сети вызывают потери напряжения в сопротивлениях этих элементов которые накладываясь на основную синусоиду напряжения приводят к искажению формы кривой напряжения.
Протекание по элементам системы электроснабжения токов высших гармоник и искажение синусоиды напряжения приводит к ускоренному старению изоляции электрических машин кабелей трансформаторов; увеличиваются погрешности индукционных счетчиков активной и реактивной энергии; могут происходить ложные срабатывания релейной защиты устройств телемеханики автоматики и ЭВМ.
Расчет несинусоидальности напряжения от дуговых печей производится в следующей последовательности.
Электродуговые печи являются источниками гармоник порядков n=2345 7 и т.д.
При расчетах достаточно учитывать гармоники до 7-й так как остальные гармоники малы.
Ток нечетных гармоник одной ДСП определяется по выражению:
где n- номер нечетной гармоники.
Ток второй гармоники можно принять равным току третьей гармоники.
Для группы печей одинаковой мощности:
где N- число печей в группе.
Фазные напряжения n-й гармоники в расчетной точке:
Коэффициент искажения синусоиды напряжения на шинах от которых питаются ДСП определяется по выражению %:
Расчетный коэффициент искажения синусоиды напряжения сравнивается с допустимым по ГОСТ 13109-97 kUд.
Для сетей с Uном=6-20 кВкUд=5%.
Если расчетный коэффициент искажения синусоиды получается более допустимого то необходимо применять фильтры высших гармоник.
Рассчитаем ток 2-й гармоники одной ДСП:
Рассчитаем фазное напряжение 2-й гармоники в расчетной точке:
Расчеты для остальных гармоник аналогичны. Результаты расчетов сведем в таблицу 9.7.
Таблица 9.7 - Расчет гармоник
Определим коэффициент искажения синусоиды напряжения на шинах от которых питаются ДСП:
Как видно коэффициент искажения синусоиды не более допустимого значения 2147% 5%.
Канализация электрической энергии по заводу
Питание всех ТП и синхронных двигателей расположенных на территории завода осуществляется кабельными линиями напряжением 10 кВ марки ААШв.
Основным достоинством кабельной канализации является то что она не требует больших площадей на территории предприятия и может быть выполнена в любых природных и атмосферных условиях: на воздухе в загрязненной среде при сильных ветрах и гололеде.
Недостатком является большая стоимость и трудоемкость сооружения. Трасса кабельных линий выбирается с учетом наименьшего расхода кабелей и наиболее дешевого обеспечения их защиты от механических повреждений коррозии перегрева и от повреждений при возникновении дуги в соседнем кабеле.
При размещении кабелей по возможности нужно избегать перекрещивания их друг с другом с трубопроводами и другими всевозможными коммуникациями. Способ прокладки выбирается в зависимости от количества кабелей от условий трассы от степени загрязненности почвы и т.п.
В зависимости от этих условий кабели по территории предприятия прокладываются в земляных траншеях или кабельных сооружениях: туннелях блоках эстакадах галереях каналах и др.
При проектировании кабельных сетей должны соблюдаться нормированные максимально-допустимые разности уровней установки их концевых заделок согласно СН 85-74. При изгибах кабеля следует соблюдать минимально-допустимые кратности радиусов внутренней кривой изгиба кабелей по отношению к их наружному диаметру. Кратность радиуса изгиба зависит от конструкции кабелей для выбранной марки
где d - наружный диаметр кабеля.
При проектировании необходимо строго соблюдать мероприятия по экономии силовых и контрольных кабелей и не допускать завышения потребности в них. Спецификации и заявки на кабели должны составляться по очередям ввода отдельных цехов и производств предприятия во избежании длительного неиспользования кабелей и хранения их на складах. В тоже время кабельные сооружения необходимо рассчитывать на дополнительную прокладку кабелей (не менее 20 %) на случай роста электрических нагрузок и присоединений дополнительных потребителей электроэнергии. Кабельные линии для потребителей I-й категории идущие от разных источников прокладываются по отдельным трассам изолированным одна от другой (на случай пожара).
На проектируемом предприятии используется один способ кабельной канализации: прокладка в земляной траншее.
Прокладка кабелей в траншее
Прокладка кабелей в траншее является наиболее простой и дешевой. Она экономичнее также и по расходу цветного металла так как пропускная способность кабелей наибольшая при прокладке в земле (если не считать прокладки в воде).
Кабели проложенные в земляных траншеях на промышленных предприятиях при выполнении земляных работ часто повреждаются и перерыв в питании наносит значительный ущерб предприятию. Поэтому прокладку больших потоков кабелей в траншеях всемерно ограничивают. Согласно ПУЭ не следует прокладывать в одной траншее более 6 кабелей на напряжение 10 кВ. При большом числе кабелей предусматриваются две параллельно идущие траншеи с расстоянием между ними 12 м если условия трассы это позволяют.
На территории проектируемого предприятия прокладка кабельных линий в траншеях предусмотрена от КРУ 10 кВ ГПП до корпусов производственных цехов где расположены ТП.
Для защиты от механических повреждений кабели прокладывают на кабельной подушке: просеянная земля или песок и покрывается кирпичом или бетонными плитами. Глубина прокладки кабеля от поверхности земли равна 07 м. При прокладке кабеля на меньшей глубине 05 м например при вводе в здание кабель должен иметь надежную защиту от механических повреждений то есть в виде металлической трубы. Расстояние между силовыми кабелями 10 кВ равно 100 мм. Расстояние от силовых кабелей прокладываемых вдоль различного рода зданий равно 06 м до фундамента 05 м до трубопроводов 2 м до тепловых трасс. Кабели в траншеях укладываются волнообразно вследствие температурных деформаций и возможных смещений почвы.
В процессе эксплуатации системы электроснабжения возникают повреждения отдельных ее элементов. Наиболее опасными и частыми видами повреждений являются короткие замыкания между фазами электрооборудования и однофазные короткие замыкания на землю в сетях с большими токами замыкания на землю. В электрических машинах и трансформаторах наряду с междуфазными КЗ и замыканиями на землю имеют место межвитковые замыкания в обмотках.
Вследствие возникновения КЗ нарушается нормальная работа системы электроснабжения что создает ущерб для промышленного предприятия. При протекании токов КЗ элементы системы электроснабжения подвергаются термическому и динамическому воздействию.
Для уменьшения размеров повреждений и предотвращения развития аварии устанавливают систему автоматических устройств называемых релейной защитой обеспечивающих с заданной степенью быстродействия отключение поврежденного элемента или сети.
К релейной защите предъявляют следующие основные требования:
надежное отключение всех видов повреждений – это правильная и безотказная работа релейной защиты при всех повреждениях и ненормальных режимов работы элементов которая обеспечивается применением наименьшего числа устройств с наиболее простыми схемами наименьшим количеством реле цепей и контактов;
чувствительность защиты – это способность защиты отключать участки электрической цепи которые она защищает в самом начале их повреждения;
избирательность (селективность) действия – это способность защиты отключать только поврежденный участок;
быстродействие – это способность защиты отключать поврежденный участок электрической цепи за наименьшее возможное время;
наличие сигнализации о повреждениях.
1Выбор защиты трансформаторов ГПП
Согласно ПУЭ для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:
) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;
) однофазных замыканий на землю в обмотке присоединенной к сети с глухозаземленной нейтралью;
) витковых замыканий в обмотках;
) токов в обмотках обусловленных внешними КЗ;
) токов в обмотках обусловленных перегрузкой;
) защита от понижения уровня масла.
Для трансформаторов должна быть предусмотрена газовая защита от повреждений внутри кожуха сопровождаемых выделением газа и от понижения уровня масла.
Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.
Установка газовой защиты обязательна для всех трансформаторов номинальная мощность которых 63 МВА и более.
Для защиты от повреждений на выводах а также от внутренних повреждений должны быть предусмотрены:
) продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени;
) токовая отсечка без выдержки времени устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора если не предусматривается дифференциальная защита.
Указанные защиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора.
Продольная дифференциальная токовая защита должна осуществляться применением специальных реле тока отстроенных от бросков тока намагничивания переходных токов и установившихся токов небаланса (например реле типа ДЗТ-11).
Продольная дифференциальная токовая защита должна быть выполнена так чтобы в зону ее действия входили соединения трансформатора со сборными шинами.
На понижающем трансформаторе в качестве защиты от токов обусловленных внешними многофазными КЗ должны быть предусмотрены следующие защиты с действием на отключение:
) максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него;
) на мощных понижающих трансформаторах при наличии двухстороннего питания можно применять токовую защиту обратной последовательности от несимметричных КЗ с минимальным пуском и от симметричных КЗ.
Необходимо применять защиту трансформатора от токов обусловленных внешними многофазными КЗ со стороны питания и со стороны секций.
2Выбор защиты отходящих линий 10 кВ
Для воздушных и кабельных линий 6-35 кВ должны предусматриваться:
) защита от многофазных замыканий;
) защита от однофазных замыканий на землю.
Защита от многофазных замыканий выполняется в двухфазном двух- или трехрелейном исполнении.
Для защиты отходящих линий применяем защиту с отсечкой выполненной с использованием реле типа РТ-40. В выходную цепь защиты включается промежуточное реле обеспечивающее отключение выключателя а также некоторую отстройку от возможного броска апериодической составляющей тока КЗ от бросков намагничивающих токов силовых трансформаторов получающих питание по защищаемой линии.
Защита от однофазных замыканий на землю устанавливается на всех линиях 10 кВ отходящих от шин ГПП работающих в сетях с изолированной и заземленной через дугогасящий реактор нейтралью и действующей на сигнал за исключением тех случаев когда по условиям техники безопасности требуется действие защиты на отключение. Применяем защиту с реле типа РТЗ-51 в сочетании с устройством типа УСЗ-ЗМ. Если по условиям безопасности или из-за недостаточной чувствительности реле типа РТЗ-51 требуется обеспечить минимальный ток срабатывания защиты следует предусматривать направленную токовую защиту нулевой последовательности типа ЗЗП-1. В двухступенчатых защитах I ступень выполняется в виде защиты типа ЗЗП-1 а II- в виде защиты максимального напряжения нулевой последовательности (с помощью реле напряжения серии РН-50 и реле времени).
Для сетей в которых не требуется установка двухступенчатых защит с действием на отключение независимо от способа токовой защиты обязательно применение устройства контроля изоляции которое обычно выполняется с использованием реле напряжения включенного на разомкнутый треугольник дополнительной вторичной обмотки шинного трансформатора напряжения и вольтметра с переключателем.
3Выбор защиты синхронных двигателей напряжением выше 1000 В
Релейная защита синхронного двигателя (СД) должна реагировать на внутренние повреждения и опасные ненормальные режимы. На синхронных электродвигателях предусматривается защита от многофазных КЗ на линейных вводах и в обмотке статора однофазных замыканий на землю на линейных выводах и в обмотке статора витковых замыканий защита от перегрузки защита от потери и понижения напряжения и защита от асинхронного режима. Важно чтобы синхронный двигатель не отключался защитой при неопасных ненормальных режимах и обеспечивалась возможность самозапуска. На СД должен устанавливаться автомат гашения поля. Защита СД от асинхронного режима должна действовать с выдержкой времени и выполнять ресинхронизацию а если её осуществить не удаётся то защита должна отключить двигатель от сети и произвести пуск двигателя.
Защита от многофазных замыканий устанавливается на всех без исключения синхронных электродвигателях и предназначена для отключения СД при многофазных КЗ в его обмотке статора и на линейных выводах (то есть тех выводах к которым подключена питающая линия соединяющая СД с выключателем).
Для ЭД мощностью до 4000 кВт применяем токовую двухрелейную отсечку без выдержки времени с реле включёнными на фазные токи.
Для токовых отсечек электродвигателей применяем реле серии РТ-40 имеющие встроенные насыщающиеся трансформаторы и обладающие улучшенной отстройкой от токов переходного процесса при пуске и самозапуске.
На СД с прямым пуском от сети в зону защиты кроме самого электродвигателя входят также его соединения с распределительным устройством от которого он получает питание.
Защита от однофазных замыканий на землю выполняется в виде однорелейной токовой отсечки нулевой последовательности без выдержки времени. Ток срабатывания защиты выбирается из условия несрабатывания защиты от броска ёмкостного тока проходящего в месте установки защиты при внешних КЗ на землю.
Защита от замыканий на землю действует на автоматическое гашение поля если оно предусмотрено и на отключение электродвигателя от сети. Применяем токовую защиту нулевой последовательности с реле типа РТЗ-51.
Защита от токов перегрузки выполняется с действием на сигнал. Тип защиты - МТЗ с независимой от тока выдержкой времени в однолинейном исполнении с реле тока РТ-40 и реле времени типа ВЛ-34.
Реле тока защиты включается на разность тока двух фаз.
Защита синхронных электродвигателей от асинхронного режима устанавливается на всех синхронных электродвигателях и действует на схему предусматривающую ресинхронизацию с автоматической разгрузкой механизма до такого уровня при котором обеспечивается втягивание электродвигателя в синхронизм отключение электродвигателя при неуспешной ресинхронизации при невозможности осуществления разгрузки или ресинхронизации при отсутствии необходимости по условиям технологического процесса в ресинхронизации электродвигателя.
Для синхронных электродвигателей со спокойной нагрузкой на валу независимо от других видов защит от асинхронного режима входящих в состав возбудительных устройств предусматриваем защиту реагирующую на увеличение тока статора и на снижение тока возбуждения. Защита по току статора представляет собой двухступенчатую (по времени действия) максимальную токовую защиту в однорелейном исполнении от токов перегрузки возникающих в асинхронном режиме. В схеме используется промежуточное реле типа РП-252 имеющее замедление при возврате для предотвращения отказа защиты при биениях тока асинхронного режима.
Защита от потери питания и понижения напряжения предусматривается для предотвращения повреждений электродвигателей которые могут возникнуть после того как на затормозившиеся в результате потери питания кратковременного или длительного снижения напряжения электродвигатели будет вновь подано напряжение нормального уровня. Это может привести к непредусмотренному самозапуску или повторному пуску электродвигателей для которых эти режимы либо недопустимы по условиям завода-изготовителя или технологического процесса либо запрещены техникой безопасности.
Защита от потери питания выполняется групповой то есть общей для всех электродвигателей присоединенных к одной секции сборных шин распределительного устройства. Защита действует на отключение электродвигателей которые по тем или иным причинам не участвуют в самозапуске и на гашение поля синхронных электродвигателей подлежащих самозапуску.
В качестве защиты от потери питания используем двухступенчатую защиту минимального напряжения защита минимального напряжения и минимальной частоты с блокировкой по направлению мощности. Реле направления мощности входящие в состав защиты блокируют ее действие при направлении активной мощности к шинам.
4Расчет релейной защиты трансформаторов ГПП
4.1.Расчет продольной дифференциальной защиты трансформаторов ГПП
Для защиты от повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора ГПП применяем устройства продольной дифференциальной токовой защиты действующей без выдержки времени на отключение поврежденного трансформатора.
Трансформаторы тока для продольной дифференциальной токовой защиты устанавливаются со всех сторон трансформатора. Для двухобмоточных трансформаторов ГПП вторичные обмотки трансформаторов тока на стороне высшего напряжения соединяются в треугольник а на стороне низшего - в звезду.
Первичный ток на стороне защищаемого трансформатора определяется по формуле:
- номинальное напряжение трансформатора соответствующей стороны кВ;
Коэффициент схемы включения реле защиты:
Расчетный коэффициент трансформации трансформаторов тока определяется по формуле:
где - номинальный вторичный ток трансформаторов тока А;
Принятые коэффициенты трансформации трансформаторов тока ВН и НН:
Продольная дифференциальная токовая защита осуществляется с применением реле тока отстроенных от бросков тока намагничивания переходных токов и установившихся токов небаланса. Для этого используется реле с торможением типа ДЗТ-11. Дифференциальная защита с реле ДЗТ-11 выполняется так чтобы при внутренних повреждениях трансформатора торможение было минимальным или совсем отсутствовало. Поэтому тормозная обмотка реле обычно подключается к трансформаторам тока установленным на стороне низшего напряжения трансформатора.
Первичный ток срабатывания защиты из условия отстройки от броска тока намагничивания определяется по формуле:
Расчетный ток срабатывания реле приведенный к стороне ВН определяется по формуле:
Число витков рабочей обмотки реле включаемых в плечо защиты со стороны ВН:
Число витков рабочей обмотки реле включаемых в плечо защиты со стороны НН:
Число витков тормозной обмотки реле включаемых в плечо защиты со стороны НН:
- относительная погрешность обусловленная РПН принимается равной половине суммарного диапазона регулирования напряжения;
a – угол наклона касательной к тормозной характеристике реле типа ДЗТ-11;
Минимальное значение тока в реле при трёхфазном КЗ на выводах НН:
На среднем ответвлении РПН:
где - минимальное значение тока на стороне ВН при КЗ на стороне НН соответствующее требованиям чувствительности на среднем ответвлении РПН.
На крайнем ответвлении РПН:
где - минимальное значение тока на стороне ВН при КЗ на стороне НН соответствующее требованиям чувствительности на крайнем ответвлении РПН.
Чувствительность дифференциальной защиты проверяется при КЗ на выводах с учетом влияния регулирования напряжения (РПН) на ток протекающий в реле.
Минимальное значение коэффициента чувствительности защиты при трёхфазном КЗ на выводах НН:
4.2.Расчет максимальной токовой защиты трансформаторов ГПП
Защиту от токов внешних многофазных КЗ выполняем в виде:
) максимальной токовой защиты с пуском напряжения устанавливаемой на стороне низшего напряжения (НН) защищаемого трансформатора.
) максимальной токовой защиты устанавливаемой на стороне высшего напряжения (ВН) защищаемого трансформатора;
Защиту от токов перегрузки устанавливаем на стороне ВН в виде максимальной токовой защиты с действием на сигнал с выдержкой времени.
Защиту от многофазных КЗ и от токов перегрузки выполняем на реле типа РТ-40.
) Ток срабатывания реле максимальной токовой защиты с комбинированным пуском напряжения от внешних КЗ с включением реле тока на стороне НН трансформатора:
где - номинальный ток трансформатора на стороне НН где включены соответствующие реле тока А;
- коэффициент схемы включения реле защиты на стороне НН;
- коэффициент отстройки;
- коэффициент возврата реле РТ-40;
- коэффициент трансформации трансформатора тока НН;
Напряжение срабатывания максимальной токовой защиты с комбинированным пуском напряжения от внешних КЗ:
где - номинальное напряжение трансформатора на стороне НН где включено реле напряжения;
Напряжение срабатывания реле напряжения вторичных цепей:
) Ток срабатывания реле максимальной токовой защиты от внешних КЗ на стороне ВН трансформатора:
где - номинальный ток трансформатора на стороне ВН где включены соответствующие реле тока А;
- коэффициент трансформации трансформатора тока ВН;
) Ток срабатывания реле максимальной токовой защиты от перегрузки на стороне ВН трансформатора:
Токи срабатывания реле токовых защит трансформатора сведены в таблицу 11.1
Таблица 11.1 - Токи срабатывания реле токовых защит трансформатора
Значение коэффициентов
ный ток трансформатора ВН НН
Ток и напряжение срабатывания реле
Максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения от внешних КЗ на стороне НН трансформатора с включением реле тока
Максимальная токовая защита трансформатора от перегрузки на стороне ВН
Максимальная токовая защита трансформатора от внешних КЗ на стороне ВН
Измерение и учет электроэнергии
Система учета и измерений определяется схемой электроснабжения предприятия характером присоединенных потребителей и схемой коммутации.
Система учета на промышленных предприятиях должна давать возможность:
определения количества энергии полученной от энергосистемы;
производства внутризаводского межцехового расчета за электроэнергию израсходованную различными хозрасчетными потребителями предприятия;
установления уточнения и контроля удельных норм расхода электроэнергии на единицу продукции;
контроля потребления и выработки реактивной мощности по всему предприятию в целом и по отдельным потребителям.
Учет электроэнергии делится на коммерческий и технический. Первый служит для расчета предприятия с энергоснабжающей организацией второй - для осуществления хозрасчета и контроля расходования электроэнергии внутри предприятия.
Счетчики для расчета энергоснабжающей организации с потребителями устанавливаются на границе раздела сети организации и потребителя.
Классы точности счетчиков активной мощности и измерительных трансформаторов согласно ПТЭ должны быть не ниже указанных в таблице 12.1
Таблица 12.1 - Класс точности приборов учета
Измерительные трансформаторы
Для технического учета могут применяться трансформаторы тока класса точности 10 и счетчики любого класса точности которые выпускаются промышленностью с классом точности не выше 25.
На предприятии действует двухставочный тариф на электроэнергию с оплатой заявленного по величине максимума нагрузки электросистемы.
На рисунке 12.1 приведена упрощенная схема электроснабжения инструментального завода. Схема включает в себя двухтрансформаторную главную понизительную подстанцию (ГПП) трансформаторные подстанции (ТП и КТП).
Цифрами обозначены точки установки приборов учета электрической энергии (счетчиков):
Уровень учета 1: счетчики установленные во вводных ячейках РУ 10 кВ ГПП - трехфазные счетчики электрической энергии включенные через трансформаторы тока и трансформаторы напряжения. По этим счетчикам промышленные предприятия производят расчет за потребленную электроэнергию с энергоснабжающей организацией (энергосистемой). Данные счетчики могут быть также включены через трансформаторы тока и напряжения установленные на вводах 110 кВ трансформаторов ГПП;
Уровень учета 2: счетчики установленные в ячейках отходящих линий РУ 10(6) кВ эти счетчики используются как правило только для технического учета электрической энергии внутри предприятия;
Уровень учета 3: счетчики установленные на вводных присоединениях и присоединениях отходящих линий 04 кВ трансформаторных подстанций 1004 кВ;
Уровень учета 4: счетчики устанавливаемые на вводных присоединениях крупных потребителей электрической энергии на предприятии (печи выпрямительные агрегаты большой мощности электролизные установки и т.п.). Некоторые из них могут быть использованы как потребители-регуляторы.
Для учёта электроэнергии принимаем счётчики - ПСЧ-3ТА и ПСЧ-4ТА.
Контрольный учет реактивной энергии осуществляется на всех компенсирующих устройствах (конденсаторных батареях). Учет потребляемой реактивной энергии производится на всех линиях к ТП. Все линии напряжением до 1000 В и выше на ТП ГПП снабжены амперметрами.
Для контроля напряжения на всех секциях сборных шин устанавливаются вольтметры. В цеховых ТП вольтметры устанавливаются только на шинах вторичного напряжения.
Ваттметры устанавливаются на выходе трансформаторов ГПП для контроля нагрузки предприятия в целом.
Рисунок 12.1 - Схема электроснабжения завода с обозначением точек учета
Все контрольно-измерительные приборы подстанции приведены в таблице 12.2
Таблица 12.2 - Контрольно-измерительные приборы на подстанции
Понизительный трансформатор ГПП
Амперметр ваттметр варметр счетчики активной и реактивной энергии
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения вольтметр для измерения линейного напряжения
Секционный выключатель
Линии 10 кВ к потребителям
Амперметр расчетные счетчики активной и реактивной энергии для линий принадлежащих потребителю
Трансформатор собственных нужд
Амперметр ваттметр счетчик активной энергии
Конденсаторные установки
При проектировании системы электроснабжения встаёт задача экономии затрат на оплату за электропотребление предприятий. Экономия достигается за счет установки новых счетчиков с более высоким классом точности и установки автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) для схемы расчетов за потребление электроэнергии (такие меры приносят экономию от 05 % до 5 - 7 %). Эта экономия получается за счет увеличения точности учета локализации потерь хотя при этом никак не рассматривается эффективность потребления электроэнергии.
Задачи решаемые АСКУЭ:
Комплексный автоматизированный коммерческий и технический учёт электроэнергии по предприятию.
Контроль электропотребления по точкам учёта в заданных временных интервалах (3 минуты 30 минут смена сутки неделя месяц и.т.д).
Сбор информационных данных на энергообъекте для использования их при коммерческих расчётах.
Сбор и передача информации на верхний уровень управления коммерческих расчётов.
Формирование баланса производства и потребления электроэнергии.
Оперативный контроль и анализ режимов потребления мощности и электроэнергии основными потребителями.
Формирование статистической отчётности.
Оптимальное управление нагрузкой предприятия.
Прогнозирование электропотребления.
Преимущества АСКУЭ для промышленнго предприятия:
АСКУЭ позволяет оперативно выявлять непроизводственные потери энергоресурсов потери и хищения электроэнергии при передаче её субабонентам обнаруживать несанкционированные подключения.
АСКУЭ даёт объективную картину энергопотребления всех объектов предприятия в режиме максимально приближенноу к реальному времени.
Внедрение АСКУЭ снижает удельный вес платы за электроэнергию в себестомости продукции и тем самым благотворно влияет на рентрабельность предприятия.
Наличие на предприятии АСКУЭ устраняет причины споров с энергосбытовыми организациями поскольку данные со счётчиков одновременно поступают и к ним.
Рассмотрим какие средства учета используются для решения вопросов АСКУЭ.
Согласно «Правил учета электрической энергии» (регистрационный номер Минюста РФ № 1182 от 24.10.96 г.) средства учета - совокупность устройств обеспечивающих измерение и учет электроэнергии (измерительные трансформаторы тока и напряжения счетчики электрической энергии телеметрические датчики информационно - измерительные системы и их линии связи) и соединенных между собой по установленной схеме. На рисунке 12.2 изображен фрагмент присоединения к сборным шинам подстанции одной отходящей линии. Учет всей электроэнергии осуществляется одним прибором учета электрической энергии (интеллектуальным микропроцессорным электросчетчиком) подключенным посредством трансформаторов тока (ТТ) и трансформатора напряжения (ТН). В одном корпусе практически располагается 4 электросчетчика реализующие учет активной энергии к шинам учет активной энергии от шин учет потребления реактивной энергии учет генерации реактивной энергии. Одно сочетание 7 проводников подходящих к счетчику дает 5040 схем его включения из которых только 4 правильные. При напряжениях 04 кВ 110 кВ и выше используются 3 трансформатора тока и вероятность появления ошибок при сборке схемы возрастает. Это накладывает ответственность на достоверность учета электроэнергии. Информация от счетчика по цифровому или импульсному выводу поступает на устройство сбора и передачи данных (УСПД). Информацию от УСПД можно получить при помощи ЭВМ через модем или интерфейс RS-232
Рисунок 12.2 - Фрагмент присоединения к сборным шинам подстанции отходящих линий с обозначением средств учета электроэнергии
По принципу организации существующие АСКУЭ можно разделить на два типа: локальные (для отдельных энергообъектов или предприятий) и региональные (многоуровневые).
Локальные АСКУЭ выполняются на базе серийно выпускаемых технических средств и программного обеспечения. В состав технических средств АСКУЭ входят:
счетчики электрической энергии оснащенные датчиками-преобразователями преобразующими измеряемую энергию в пропорциональное количество выходных импульсов или цифровой код;
устройства сбора и передачи данных (УСПД) обеспечивающие сбор информации от счетчиков и передачу ее на верхние уровни управления.
каналы связи с соответствующей каналообразующей аппаратурой для передачи измерительной информации. Опрос УСПД через модем требует подключения УСПД к телефонной сети и накладывает определенные требования к качеству линии. Опрос УСПД через интерфейс RS-232 RS-485 или другой стандартный интерфейс накладывает ограничения по удаленности УСПД от ЭВМ производящей опрос (от нескольких метров
RS-232 до нескольких километров для RS-485 с дополнительным оборудованием). Для опроса необходимо соответствующее программное обеспечение;
сервер опроса УСПД - ЭВМ соединенная с УСПД или счетчиками электрической энергии (если они имеют соответствующий интерфейс); на ЭВМ устанавливается специализированное ПО способное принимать данные от УСПД и сохранять их в базе данных результатов измерений;
рабочие места технологов - ЭВМ подключенные к локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия в которой находится сервер опроса УСПД и сервер баз данных (БД). В этом случае сервер опроса УСПД и сервер БД определяются как узел локальной АСКУЭ.
Заземление и молниезащита ГПП
1Расчёт защитного заземления ГПП
Все металлические части электроустановок нормально не находящиеся под напряжением но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции должны надежно соединяться с землей.
В электрических установках заземляются: корпуса электрических машин трансформаторов аппаратов вторичные обмотки измерительных трансформаторов каркасы распределительных щитов пультов шкафов металлические конструкции РУ металлические корпуса кабельных муфт металлические оболочки и броня кабелей и другие металлические конструкции связанные с установкой электрооборудования. В качестве искусственных заземлителей применяются металлические стержни уголки полосы погруженные в почву для надежного контакта с землей. Количество заземлителей определяется расчетом в зависимости от необходимого сопротивления ЗУ или допустимого напряжения прикосновения. Размещение искусственных заземлителей производится таким образом чтобы достичь равномерного распределения электрического потенциала на площади занятой электрооборудованием. Для этой цели на территории ОРУ прокладываются заземляющие полосы на глубине 05 – 07 м вдоль рядов оборудования и в поперечном направлении образуя заземляющую сетку к которой присоединяется заземляемое оборудование.
При пробое изоляции в каком-либо аппарате его корпус и заземляющий контур окажутся под некоторым потенциалом:
- ток однофазного замыкания на землю А;
- сопротивление заземлителя Ом
Растекание тока с электродов заземления приводит к постепенному уменьшению потенциала почвы вокруг них. Внутри контура заземления потенциалы выравниваются поэтому прикасаясь к поврежденному оборудованию человек попадает под небольшую разность потенциалов (напряжение прикосновения) которое составляет некоторую долю потенциала на заземлителе:
где - коэффициент напряжения прикосновения значение которого зависит от условий растекания тока с заземлителя и человека.
Согласно ПУЭ заземляющие устройства выше 1 кВ с эффективно заземлённой нейтралью выполняются с учётом сопротивления или допустимого напряжения прикосновения.
Расчёт по допустимому сопротивлению приводит к неоправданному расходу проводникового материала и трудозатрат при сооружении заземляющих устройст подстанций небольшой площадью не имеющих естественных заземлителей.
Опыт эксплуатации распределительных устройств напряжением 110 кВ и выше позволяет перейти к нормированию напряжения прикосновения а не величины . Обоснованием этого служат следующие соображения. В момент прикосновения человека к заземленному оборудованию находящемуся под потенциалом часть сопротивления заземлителя шунтируется сопротивлением тела человека и сопротивлением растекания тока от ступней в землю:
где - удельное сопротивление верхнего слоя земли Ом м;
На тело человека фактически будет действовать напряжение:
где - падение напряжения в сопротивлении растеканию с двух ступней в землю В.
Ток протекающий через человека:
где - сопротивление тела человека Ом;
В расчётах принимают ;
Опасность поражения зависит от тока и его длительности протекания через тело человека.
Зная допустимый ток можно найти допустимое напряжение прикосновения:
Чем больше тем большее напряжение прикосновения можно допустить.
За расчетную длительность воздействия тока на человека принято:
- полное время отключения на головном выключателе ВГТ-110II-402500 У1 линии 110 кВ подстанции энергосистемы.
Заземляющее устройство выполненное по нормам напряжения прикосновения должно обеспечить в любое время года ограничение до нормированного значения в пределах всей территории подстанции.
Заземляющее устройство для установок 110 кВ и выше выполняется из вертикальных заземлителей соединительных полос полос проложенных вдоль рядов оборудования и выравнивающих полос проложенных в поперечном направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом. Расстояние между полосами должно быть не более 30 м.
Сложный заземлитель (рисунок 13.1) заменяется расчетной квадратной моделью при условии равенства их площадей S общей длины горизонтальных проводников глубины их заложения t числа и длины вертикальных заземлителей и глубины их заложения.
Площадь используемая под заземлитель подстанции:
Рисунок 13.1 - Замена расчётного заземлителя упрощённой моделью
а) Заземляющее устройство подстанции
На подстанции прокладываются горизонтальные проводники () длиной .
Общая протяженность горизонтальных проводников сетки составляет:
- длина вертикальных заземлителей м; .
В реальных условиях удельное сопротивление грунта неодинаково по глубине. Как правило верхние слои имеют большее удельное сопротивление а нижние увлажненные слои – меньшее сопротивление. В расчетах многослойный грунт представляется двухслойным: верхний – толщиной с удельным сопротивлением нижний с удельным сопротивлением . Величины принимаются на основе замеров с учетом сезонного коэффициента .
Удельное сопротивление нижнего слоя грунта :.
Удельное сопротивление верхнего слоя грунта определим по выражению:
где - коэффициент сезонности учитывающий увеличения удельного сопротивления верхнего слоя грунта в следствии сезонных изменений.
Толщина верхнего слоя грунта: .
Для находим допустимое напряжение прикосновения .
Коэффициент прикосновения определяется по выражению:
где - длина вертикальных заземлителей м; .
- расстояние между вертикальными заземлителями м; .
- параметр зависящий от ;
- коэффициент определяемый по и :
- Общая протяженность горизонтальных проводников сетки м .
Определяем потенциал на заземлителе:
что в пределах допустимого (меньше 10 кВ).
Допустимое сопротивление заземляющего устройства:
где - ток однофазного замыкания на землю в РУ 110 кВ А; .
- общая длина вертикальных заземлителей м
где - число вертикальных заземлителей шт.
Сопротивление заземлителя из сетки уложенной на глубине t можно определить:
где - эквивалентное сопротивление грунта Ом×м;
По табличным данным для и
А - коэффициент зависящий от отношения длины вертикальных электродов и .
где - длина вертикальных заземлителей.
Общее сопротивление сложного заземлителя:
что меньше допустимого .
Напряжение прикосновения:
что меньше допустимого значения .
2Расчёт молниезащиты ГПП
Одним из важнейших условий бесперебойной работы ГПП является обеспечение надежной грозозащиты зданий сооружений и электрооборудования.
Опасные грозовые перенапряжения в РУ подстанции возникают как при непосредственном поражении их молнией так и при набегании на подстанцию грозовых волн с ВЛ в результате поражения ВЛ молнией или удара молнией в вершину опоры или трос.
Защита от прямых ударов молнии предусматривается для всех ОРУ и открытых подстанций напряжением 20-500 кВ.
Защита ОРУ 110 кВ осуществляется молниеотводами отдельностоящими и установленными на порталах. Молниеотвод состоит из металлического молниеприемника который возвышается над защищаемым объектом и воспринимает удар молнии и токоотводящего спуска с заземлителем через который ток молнии отводится в землю.
Защита зданий ЗРУ имеющих металлическое покрытие кровли выполняется заземлением этих покрытий.
Стержневые молниеотводы устанавливаются как правило на конструкциях ОРУ. Высота молниеотвода при этом определяется с учетом высоты несущих конструкций. При необходимости используются отдельно стоящие молниеотводы.
Токопроводящий спуск молниеотвода соединяется с заземляющим устройством ОРУ если молниеотвод установлен на конструкции ОРУ. На расстоянии 3 м от стойки с молниеотводом установлены два вертикальных электрода заземления длиной 5 м. Отдельно стоящие молниеотводы имеют собственные заземлители.
Согласно ПУЭ от стоек конструкций ОРУ 110 кВ с молниеотводами обеспечивается растекание тока молнии по магистралям заземления в двух-трех направлениях. Место присоединения конструкции со стержневым молниеотводом к заземляющему контуру подстанции расположено на расстоянии более 15 м по магистралям заземления от места присоединения к нему трансформатора.
Защита подстанции от волн перенапряжений набегающих с линий электропередачи осуществляется ограничителями перенапряжения ОПН-110УХЛ1.
Защита открытых распределительных устройств ГПП осуществляется стержневыми молниеотводами. На высоте защищаемого объекта (наиболее выступающих элементов ОРУ) радиус действия молниеотвода определяется по формуле:
где h- высота молниеотвода м;
- активная высота молниеотвода м;
p - коэффициент для разных высот молниеотводов равный: для молниеотводов при ; для молниеотводов при .
Принимаем четыре молниеотвода высотой . Наиболее высокими объектами на ГПП являются трансформаторы. Высота трансформаторов ТРДН-40000110 равна 64 м.
Принимаем тогда активная высота молниеотвода будет равна:
Схема защиты молниеотводами ГПП от прямых ударов молнии представлена на рисунке 13.2.
Наименьшая ширина зоны защиты определяется по выражению:
где а – расстояние между молниеотводами м;
Зона защиты молниеотводов М1-М4:
Объект высотой внутри зоны защиты будет защищен если выполняется условие:
где D - диагональ четырехугольника м.
Таким образом вся территория ГПП на высоте защищена от прямых ударов молнии.
Стержневые молниеотводы М1 М2 выполняем на прожекторных мачтах ОРУ 110 кВ.
Стержневые молниеотводы М3 М4 выполняем отдельностоящими с собственными заземлителями.
Рисунок 13.2 – Защита ГПП от прямых ударов молнии
Организационно-экономическая часть
1Определение капитальных затрат на приобретение и монтаж электрооборудования
Пересчёт цен 1984-го года в цены 2010-го проводим по формуле (6.6).
Капитальные затраты на электрооборудование приведены в таблице 14.1.
Таблица 14.1 - Капитальные затраты на электрооборудование
Наименование и тип электрооборудования
Цена единицы оборудова-ния руб
Стоимость монтажа и транспортировки руб
Капитальные затраты на единицу оборудования руб
Общие капитальные затраты руб
Ячейка КРУ КМ-1 с трансформатором собственных нужд
КТП с одним трансформатором
КТП с двумя трансформаторами
Ячейка КРУ К-104М с выключателями
IНОМ = 630 - 1000 А.
Кабель силовой 10 кВ
Ячейка КРУ КМ-1 со штепсельным разьединителем
Ячейка КРУ КМ-1 трансформатором напряжения НТМИ-10 и ограничителем перенапряжения ОПН-КРTEL-10115
Продолжение таблицы 14.1
Двигатели синхронные СТД-1000-2ЗУХЛ4
Двигатели синхронные СТД-1600-2ЗУХЛ4
Батареи конденсаторов УКМ-105-450
2Определение амортизационных отчислений
Амортизационные отчисления определяются на основе существующих норм амортизации. Амортизационные отчисления определяются по формуле:
где - коэффициент (норма) амортизации 1год;
Результаты расчёта суммарных годовых аммортизационных отчислений представлены в таблице 14.2.
Таблица 14.2 - Суммарные годовые амортизационные отчисления
Общие капитальные затраты К руб
Коэффициент амортизации 1год
Амортизационные отчисления рубгод
Ячейка КРУ КМ-1 с выключателями
Продолжение таблицы 14.2
Двигатели синхронные СТД-16000-2ЗУХЛ4
3Расчет структуры ремонтного цикла
Для определения годовой трудоёмкости текущих и капитальных ремонтов определяется структура ремонтного цикла каждой единицы оборудования.
Плановая продолжительность ремонтного цикла и межремонтного периода определяются по формулам:
где - продолжительность ремонтного цикла лет;
- продолжительность межремонтного периода мес;
- коэффициент определяется сменностью работы оборудования (равен 1 так как завод работает в две смены).
- коэффициент учитывает наличие коллектора (равен 1 так как коллекторных машин нет).
- коэффициент использования оборудования зависящий от отношения фактического коэффициента спроса к табличному (равен 1 так как для данноых цехов завода это отношение равно 1).
- коэффициент учитывает категорию оборудования (для основного при расчёте при расчёте ).
- коэффициент передвижных установок (равен 1 так как передвижных установок нет).
Результаты расчёта продолжительности ремонтного цикла и межремонтного периода приведены в таблице 14.3.
Таблица 14.3 - Таблица расчетных коэффициентов для определения структуры ремонтного цикла
Двигатели синхронные СТД-1000
Двигатели синхронные СТД-1600
Количество плановых текущих ремонтов в структуре ремонтного цикла:
Результаты расчёта структуры ремонтного цикла оборудования приведены в таблице 14.4.
Таблица 14.4 - Результаты расчётов структуры ремонтного цикла электрооборудования
Структура ремонтного цикла
4Расчет годовой трудоемкости текущих и капитальных ремонтов
Расчет численности ремонтного и обслуживающего персонала
На базе структур ремонтного цикла определяется годовая трудоёмкость текущих и капитальных ремонтов каждой единицы оборудования:
где m - количество позиций однотипного оборудования;
- трудоёмкость капитального ремонта единицы оборудования чел.час;
- трудоёмкость текущего ремонта единицы оборудования чел.час;
- продолжительность ремонтного цикла лет.
- продолжительность текущих ремонтов в году.
Результаты расчёта годовой трудоёмкости текущих и капитальных ремонтов электрооборудования приведены в таблице 14.5.
Таблица 14.5 - Годовая трудоёмкость текущих и капитальных ремонтов электрооборудования
Продолжение таблицы 14.5
Численность ремонтного персонала определяется на базе годовой трудоёмкости текущих и капитальных ремонтов электрооборудования.
Численность ремонтного персонала для выполнения капитальных ремонтов:
Численность ремонтного персонала для выполнения текущих ремонтов:
где и - необходимое количество ремонтных рабочих для выполнения капитальных и текущих ремонтов электрооборудования чел;
и - суммарные годовые трудоёмкости капитальных и текущих ремонтов по всему электрооборудованию чел.час;
- годовой эффективный фонд рабочего времени одного рабочего час; .
- коэффициент выполнения норм; для ремонтного персонала ; для обслуживающего персонала .
Суммарная численность ремонтного персонала:
где - суммарная трудоёмкость текущих и капитальных ремонтов по всему электрооборудованию.
Численность обслуживающего персонала определяется на базе годовой трудоёмкости технического обслуживания электрооборудования которая исчисляется в процентах от годовой трудоёмкости текущих ремонтов.
где - количество смен работы оборудования ;
Численность обслуживающего персонала:
Результаты расчёта численности ремонтного и обслуживающего персонала приведены в таблице 14.6.
Таблица 14.6 - Численность ремонтного и обслуживающего персонала
Название профессии рабочих
Количество рабочих чел.
Обслуживающий персонал
5Определение общего годового фонда заработной платы ремонтного и обслуживающего персонала
Заработную плату ремонтного и обслуживающего персонала определяем на основании степени сложности установленного оборудования и средних тарифных разрядов для ремонта и обслуживания электрооборудования.
Фонд основной заработной платы определяем путём умножения плановой трудоёмкости соответствующих работ на часовую тарифную ставку среднего разряда.
Основная заработная плата определяется по формуле:
где - годовая трудоёмкость технического обслуживания чел.час;
– часовая тарифная ставка;
МРОТ =4330 руб.мес.2577руб.час – минимальный размер оплаты труда если в месяце 21 восьмичасовой рабочий день;
ТК – средний тарифный коэффициент по таблице 14.6.
Часовые тарифные ставки рабочих подсчитываются исходя из ставок рабочих первых разрядов сдельщиков и повременщиков соответственно (таблица 14.7).
Таблица 14.7 - Часовые тарифные ставки рабочих
Часовая тарифная ставка руб
Тарифные коэффициенты Тк
Для обслуживающего персонала (повременщики) принимаем тарифный разряд - 4. Тогда тарифная часовая ставка данного разряда руб.
Основная заработная плата обслуживающего персонала:
- часовая тарифная ставка 4-го разряда повременщиков руб.
К основной заработной плате прибавляется дополнительная заработная плата в размере 15% от основной и единый социальный налог 26% от суммы основной и дополнительной зарплаты.
Для ремонтного персонала (сдельщики) принимаем тарифный разряд - 5. Тогда тарифная часовая ставка данного разряда руб.
Основная заработная плата ремонтного персонала:
где - Годовая трудоёмкость текущих и капитальных ремонтов чел.час; - часовая тарифная ставка 5-го разряда повременщиков руб.
Общий фонд заработной платы обслуживающего персонала:
Общий фонд заработной платы ремонтного персонала:
Затраты на материалы определяются пропорционально основной заработной плате на соответствующий вид ремонта или технического обслуживания по следующим формулам:
) на капитальный ремонт ;
) на текущий ремонт ;
) на техническое обслуживание ;
где - соответственно заработная плата на капитальный текущий ремонты техническое обслуживание.
- коэффициенты пропорциональности равные ; ; .
Результаты расчётов стоимости материалов заносим в таблицу 14.8.
Таблица 14.8 - Суммарная стоимость материалов для капитального текущего ремонтов и технического обслуживания
Общие затраты на материалы определяются:
Общие ежегодные затраты на ремонт и обслуживание:
6Определение стоимости потерь электроэнергии
Стоимость потерь электроэнергии годовые потери электроэнергии средние потери активной мощности рассматриваемого элемента электрооборудования стоимость 1 кВт ч электроэнергии относительное время использования максимума потерь определяются по формулам (6.7) - (6.11) приведённым в разделе 6.
а) Потери активной мощности в кабельных линиях определяются:
- число кабельных линий питающих электроустановку шт;
Потери активной мощности в кабельных линиях представлены в таблице 14.9.
Таблица 14.9 - Потери активной мощности в кабельных линиях
ААШв 3х185 ГПП – КТП-3
ААШв 3х120 КТП-3 - КТП-2
ААШв 3х95 КТП-2 – КТП-1
ААШв 3х95 ГПП – КТП-4
ААШв 3х95 ГПП – КТП-5
ААШв 3х95 ГПП – КТП-6
ААШв 3х95 КТП 6 – КТП 7
ААШв 3х95 ГПП – КТП-8
ААШв 3х120 ГПП – КТП-9
Продолжение таблицы 14.9
ААШв 3х95 КТП-9 – КТП-10
ААШв 3х185 ГПП – КТП-11
ААШв 3х95 ГПП – КТП-14
ААШв 3х95 ГПП – КТП-15
ААШв 3х95 ГПП – КТП-16
ААШв 3х95 СД 5.1 – СД 5.5
ААШв 3х95 СД 9.1 – 9.5
хААШв 3х185 ГПП – ДСП
б) Потери мощности в трансформаторах определяются:
Потери активной мощности в трансформаторах 1004 кВ представлены в таблице 14.10.
Таблица 14.10 - Потери мощности во всех трансформаторах 1004 кВ проекта
в) Потери мощности в синхронных электродвигателях определяются:
где - число синхронных двигателей шт;
- коэффициент загрузки синхронного двигателя о.е;
- потери мощности холостого хода синхронного двигателя кВт;
Для двигателей выше 100 кВт:
- номинальные нагрузочеые потери синхронного двигателя кВт;
Для двигателей выше 100 кВт:
Номинальные потери для синхронных двигателей определяются по формуле:
где - номинальная мощность синхронного двигателя кВт;
- номинальный КПД синхронного двигателя %;
- номинальные потери синхронного двигателя от реактивной нагрузки кВт;
где - удельные потери активной мощности на 1 кВар реактивной нагрузки синхронного двигателя кВткВар (лежат в диапазоне 001-004).
- номинальная реактивная мощность синхронного двигателя кВар.
Потери активной мощности в синхронных двигателях 10 кВ представлены в таблице 14.11.
Таблица 14.11 - Потери мощности во всех синхронных двигателях 10 кВ проекта
Тип синхронного двигателя
Максимальные суммарные потери активной мощности:
Средние потери активной мощности:
Годовые потери электроэнергии:
Стоимость потерь электроэнергии:
7 Технико-экономические показатели для оборудования и сетей 10 кВ
Расчёт технико-экономических показателей для оборудования и сетей 10 кВ приведён в таблице 14.12.
Таблица 14.12 - Расчёт технико-экономических показателей проекта
Условное обозначение
Годовые приведённые капитальные затраты
Амортизационные отчисления
Зарплата ремонтного персонала
Зарплата обслуживающего персонала
Стоимость материалов на обслуживание и ремонт
Затраты на обслуживание и ремонт
Стоимость годовых потерь электроэнергии
Годовые издержки эксплуатации
Годовые приведённые затраты
Безопасность и экологичностьпроекта
В данном разделе дипломного проекта разрабатываются мероприятия по экологичности и безопасности для проектируемого оборудования ГПП 11010 кВ автомобильного завода.
1Анализ опасных и вредных факторов
В состав ГПП входят открытое распределительное устройство напряжением 110кВ (ОРУ-110кВ) закрытое распределительное устройство напряжением 10кВ (ЗРУ-10кВ) два силовых трансформатора 11010 кВ марки ТРДН-40000110 мощностью 40 МВА каждый. ГПП соединяется с энергосистемой двумя воздушными линиями 110кВ выполненными проводом марки АС-15024.
Сеть 110 кВ работает в режиме с заземленной нейтралью сеть 10 кВ работает в режиме с изолированная нейтралью.
Оборудование ОРУ 110 кВ:
- элегазовые выключатели ВГТ-110;
- разъединители РГ.1-1101000У1 и РГ.2-1101000У1;
- трансформаторы тока TG-145;
- заземляющие разъединители ЗОН-110 –;
- ограничители перенапряжений ОПНп-110УХЛ1.
На территории подстанции расположено здание в котором находятся общеподстанционный пункт управления (ОПУ) ЗРУ-10кВ аккумуляторная конденсаторная и подсобные помещения.
ЗРУ 10 кВ включает следующее основное оборудование:
- высоковольтные выключатели ВВTEL-10;
- трансформаторы тока ТОЛ-10;
- трансформаторы напряжения НТМИ-10;
- трансформаторы собственных нужд ТМ-4010;
- ограничители перенапряжений ОПН-КРTEL-10УХЛ2.
- щит собственных нужд со шкафом управления оперативным током типа ШУОТ-2403-3372 – 1 шт.
Питание потребителей осуществляется кабельными линиями марки ААШВ проложенными по эстакадам.
При эксплуатации электрооборудования ГПП на обслуживающий персонал могут воздействовать следующие опасные и вредные факторы согласно положения ССБТ ГОСТ 12.0.003-74 «Опасные и вредные производственные факторы. Классификация»:
- движущиеся машины и механизмы; подвижные част производственного оборудования; передвигающиеся изделия заготовки материалы;
- повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования материалов;
- повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;
- повышенный уровень шума на рабочем месте;
- повышенный уровень вибрации;
- повышенная или пониженная влажность воздуха;
- повышенная или пониженная подвижность воздуха;
- повышенное значение напряжения в электрической цепи замыкание которой может произойти через тело человека;
- повышенный уровень электромагнитных излучений;
- повышенная напряженность электрического поля;
- повышенная напряженность магнитного поля;
- отсутствие или недостаток естественного света;
- недостаточная освещенность рабочей зоны;
- повышенная пульсация светового потока.
- острые кромки заусенцы и шероховатость на поверхностях заготовок инструментов и оборудования;
- расположение рабочего места на значительной высоте относительно поверхности земли (пола).
Источниками загрязнения в процессе эксплуатации оборудования и при аварийных ситуациях являются маслонаполненные аппараты утечка масла из которых может привести к загрязнению окружающей среды (силовые трансформаторы трансформаторы собственных нужд). Возможно загрязнение территории отходами повышенный уровень электромагнитного излучения повышенный уровень шума.
2Микроклимат в производственном помещении
Оптимальные и допустимые параметры воздуха рабочей зоны в помещениях определяются по СанПиН 2.2.4.548-96 «Санитарно-гигиенические требования к микроклимату производственных помещений».
Микроклимат в помещении определяется следующими параметрами:
температура воздуха t (0C);
температура поверхностей tп (0C).
относительная влажность воздуха φ (%);
скорость перемещения воздуха в рабочей зоне V (мс);
интенсивностью теплового излучения (Втм2).
Параметры микроклимата приведены в таблице 15.1.
В ОПУ выполняются работы категории Iб. К категории Iб относятся работы с интенсивностью энергозатрат 140-174 Вт производимые сидя стоя или связанные с ходьбой и сопровождающиеся некоторым физическим напряжением.
Таблица 15.1 – Допустимые параметры микроклимата помещения
Категория работ по уровню энерго-затрат Вт
Температура воздуха оC
Температура поверхностей оС
Относительная влажность воздуха %
Скорость движения воздуха мс
Для обеспечения параметров микроклимата в помещениях ГПП согласно СНиП 41-01-2003 «Отопление вентиляция и кондиционирование» применяются системы отопления и вентиляции приведённые в таблице 15.2.
Таблица 15.2 – Системы отопления и вентиляции
Не предусматривается
Аварийная (дымовая) вытяжная с пятикратным воздухообменом
Приточно-вытяжная с подогревом приточного воздуха
3Производственное освещение
Во всех производственных помещениях принимают соответствующий вид освещения (естественное или искусственное) и систему освещения (общее или комбинированное).
Необходимую освещённость определяют по СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение» в зависимости от характеристики зрительной работы (наименьшего размера объекта различения) фона контраста и системы освещения.
Для освещения подстанции применяем следующие виды освещения: рабочее аварийное охранное. В качестве рабочего освещения ОПУ применяем систему искусственного общего освещения выполненную светильниками типа ЛСП02 с люминесцентными лампами.
Наружное освещение подстанции осуществляется прожекторами «Сириус» устанавливаемыми на прожекторных мачтах. Охранное освещение выполняется светильниками типа РКУ 01-200 и включается вручную с наступлением темноты минимальная освещенность - 3 люкс.
В таблице 15.3 приведены значения оптимальной освещённости помещений.
Таблица 15.3 – Освещение в помещениях подстанции
Разряд зрительной работы
Помещение щитов (ОПУ) при постоянном пребывании людей:
- задняя сторона щита
Помещение статических конденсаторов
Помещение для аккумуляторов
4Мероприятия по борьбе с вредными воздействиями вибрации и шума
Нормирование шума производится по СН 2.2.42.1.8.562-96 «Шум на рабочих местах в помещениях жилых общественных зданий и на территории жилой застройки» в зависимости от вида трудовой деятельности по предельному спектру уровней звукового давления дБ или эквивалентному уровню звукового давления
Источниками вибрации и шума на подстанции являются: магнитная система трансформаторов высоковольтные выключатели и электордвигатели вентиляции.
- по происхождению – электромагнитный механический аэродинамический;
- по спектральному составу - широкополосный;
- по временным характеристикам - постоянный.
Таблица 15.4 – Уровни звукового давления на рабочих местах
Уровни звукового давления дБ в октавных полосах со
среднегеометрическими частотами Гц
В помещениях диспетчерской службы с речевой связью по телефону
Вибрация нормируется по Санитарным нормам СН 2.2.42.1.8.566-96 «Производственная вибрация вибрация в помещениях жилых и общественных зданий» величиной виброскорости (мс) виброускорения (мс2) и их логарифмическими уровнями (дБ) в зависимости от вида вибрации и частоты (Гц) (таблица 15.5).
Вид вибрации – общая технологическая «б».
Таблица 15.5 – Предельно-допустимые значения виброскорости
Среднегеометрические частоты полос Гц
Предельно допустимые значения виброскорости дБ
Корректированные и эквивалентные корректированные значения и их уровни
Нормируемые параметры шума для трансформатора определены по ГОСТ 12.2.024-76 ССБТ «Шум. Трансформаторы силовые масляные. Нормы и методы контроля».
Для трансформатора ТРДН-4000011010 мощностью 40 МВА допустимое значение среднего уровня звука 76 дБА.
5Расчёт шума создаваемого силовым трансформатором
Источником шума являются: система охлаждения и трансформатор. Шум создаваемый трансформатором рассчитывается по формуле:
Lmра=0009×Nт+71(15.1)
гдеLmра – корректированные уровни звукового давления трансформаторов с выключенным охлаждением дБА;
Nт – мощность трансформатора МВА
Lmра =0009×40+71=7136 дБА
Шум создаваемый системой охлаждения рассчитывается по формуле:
LАра = L1ра +10×lg(n)×m(15.2)
гдеLАра – скорректированный уровень звукового давления системы охлаждения дБА;
L1ра – скорректированный уровень звукового давления одного охлаждающего устройства дБА
Вид системы охлаждения: Д – L1ра = 89 дБА
m – количество охлаждающих устройств в системе;
n = 2 при навесном исполнении системы охлаждения на боковой поверхности.
LАра = 89+10×lg(2)×1=893 дБА
Суммарный уровень звукового давления (Lра дБА) определяется:
Lра=10×lg(1001×Lmра+1001×LАра)(15.3)
Lра=10×lg(1001×7136 +1001×893)=894 дБА
Допустимое значение шума по ГОСТ 12.2.024-76 ССБТ «Шум. Трансформаторы силовые масляные. Нормы и методы контроля» Lа.доп=76 дБА. Расчётное значение шума больше допустимого:
6Защита персонала от электромагнитных излучений промышленной частоты
Источниками создающими электромагнитные излучения промышленной частоты на ГПП являются: открытое распределительное устройство (ОРУ) питающая воздушная линия 110кВ и др.
В соответствии с СанПиН 2.2.4.1191-03 "Электромагнитные поля в производственных условиях" установлены допустимые уровни напряженности электрического и магнитного полей.
Предельно допустимые уровни напряженности электрического поля:
- при напряженности до 5 кВм допускается пребывание в течение рабочего дня (8 час).
- при напряженности 5-20 кВм допустимое время пребывания вычисляют по формуле:
где Т – допустимое время час Е – электрическая напряженность кВм.
Это допустимое время может быть реализовано одноразово или дробно в течение дня. В остальное рабочее время напряженность не должна превышать 5 кВм.
- при напряженности 20-25 кВм время пребывания не должно превышать 10 мин.
- при напряженности более 25 кВм допускается пребывание только в средствах защиты.
Таблица 15.6 - Предельно допустимые уровни напряженности магнитного поля
Допустимые уровни напряженности магнитного поля Н [Ам] при воздействии
Таблица 15.7 – Допустимые значения электрической напряженности для различных видов местности
Допустимая напряженность электрического поля кВм:
Ненаселенная местность
Населенная местность
Таблица 15.8 – Размер санитарно-защитной зоны (расстояние от крайних проводов ЛЭП до ближайших зданий)
Размер санитарно-защитной зоны м
7Расчёт напряженности электрического поля создаваемого воздушными линиями электропередач
Напряженность электрического поля (Е кВм) создаваемого ЛЭП на поверхности земли при горизонтальном расположении фаз определяется выражением:
гдеС – ёмкость единицы длины линии Фм;
U – номинальное напряжение кВ (U=110кВ);
e0 = 885×10-12 клн×м диэлектрическая постоянная;
Н – высота подвеса провода м (Н=10м [1]);
D0 – расстояние между проводами м (30м [1]);
X – расстояние до расчетной точки м
где А – размер санитарно-защитной зоны м (10 м для ЛЭП-110кВ);
В – расстояние между проводами фаз м (3 м для ЛЭП-110кВ).
Ёмкость единицы линии:
гдеd – диаметр провода м
гдеS – сечение ВЛЭП мм2 (S=70мм2)
Вывод: на расстоянии санитарно-защитной зоны напряженность электрического поля под ЛЭП не превышает допустимой для жилой застройки:
8Меры защиты от поражения электрическим током
В процессе эксплуатации электрооборудования ГПП существует вероятность поражения электрическим током в следствии:
- прикосновения к токоведущим частям находящимся под напряжением;
- прикосновения к металлическим корпусам которые оказались под напряжением в случае пробоя изоляции;
- ошибочной подачи напряжения при ремонте электрооборудования;
- возникновения шагового напряжения;
- приближения на недопустимо малое расстояние к токоведущим частям;
- наведенного напряжения ВЛ.
Условия внешней среды в помещении ЗРУ нормальные. В отношении опасности поражения электрическим током согласно ПУЭ ОРУ 110 кВ как территория размещения наружных электроустановок (ЭУ) является особо опасным помещением. ЗРУ 10 кВ тоже является особо опасным помещением. По ГОСТ 12.2.007.0-75 «Изделия электротехнические. Общие требования безопасности» оборудование ОРУ-110кВ относится к I классу электротехнических изделий по сбособу защиты человека от поражения электрическим током. ЗРУ-10кВ имеет I класс безопасности.
Мероприятия по обеспечению электробезопасности разрабатываются в соответствии с ГОСТ 12.1.019-79* ССБТ «Электробезопасность. Общие требования» и ПУЭ Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок ПОТ РМ-016-2001 ГОСТ 12.4.026-76 ССБТ «Цвета сигнальные и знаки безопасности».
Для защиты от поражения электрическим током в нормальном режиме должны быть применены по отдельности или в сочетании следующие меры защиты от прямого прикосновения:
основная изоляция токоведущих частей:
В ОРУ 110 кВ изоляция токоведущих частей выполняется стеклянными изоляторами. Количество подвесных изоляторов ПС6-А в гирляндах для напряжения 110кВ - 8 штук. Изоляция токоведущих частей ЗРУ 10кВ осуществляется с помощью опорных изоляторов НШ-10 ОНШ-10. Кабели и провода имеют бумажную резиновую или пластмассовую изоляцию.
ограждения и оболочки;
В ОРУ 110 кВ применяются два вида ограждения - внешнее и внутреннее. Внешнее ограждение имеет высоту 24 м. Внутреннее ограждение служит для выделения зон ОРУ находящихся под высоким напряжением и имеет высоту 16м. Ограждение установлено сетчатым с сеткой 25х25 мм. Сетки имеют отверстия размером 15х15мм а также приспособления для запирания их на замок.
размещение вне зоны досягаемости;
Токоведущие части ОРУ 110 кВ не имеют внутренних ограждений т.к. они расположены над уровнем планировки на высоте 3600 мм. Трансформаторы и аппараты 110кВ у которых нижняя кромка фарфора изоляторов расположена над уровнем планировки на высоте 2500мм не ограждаются. Неизолированные токоведущие части ЗРУ 10кВ защищены от случайных прикосновений при расположении их на уровне менее 2500мм от пола путем помещения их в камеры со сплошным металлическим ограждением толщиной не менее 1мм или ограждения сетками. Высота прохода под ограждением – 2м.
Расстояния от токоведущих частей до элементов ОРУ указаны в таблице 15.9.
Таблица 15.9 – Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов ОРУ (подстанций) в свету
Наименование расстояний
Изоляционное расстояние мм для напряжения кВ
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции находящихся под напряжением до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м
Между проводами разных фаз
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции находящихся под напряжением до постоянных внутренних ограждений высотой 16 м до габаритов транспортируемого оборудования
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и неотключенной верхней
Oт неогражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий при наибольшем провисании проводов
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях а также между токоведущими частями разных цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи и неотключенной другой от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора между токоведущими частями и зданиями или сооружениями
От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки присоединенной ко второму контакту
Расстояния от токоведущих частей до элементов ЗРУ указаны в таблице 15.10.
Таблица 15.10 – Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов ЗРУ
От токоведущих частей до заземленных конструкций и частей зданий
Между проводниками разных фаз
От токоведущих частей до сплошных ограждений
От токоведущих частей до сетчатых ограждений
Между неогражденными токоведущими частями разных цепей
От неогражденных токоведущих частей до пола
От неогражденных выводов из ЗРУ до земли при выходе их не на территорию ОРУ и при отсутствии проезда под выводами
От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки присоединенной ко второму контакту
Для защиты от поражения электрическим током в случае повреждения изоляции должны быть применены следующие меры защиты при косвенном прикосновении:
защитное заземление.
Заземляющее устройство которое выполняется с соблюдением требований к его сопротивлению должно иметь в любое время года сопротивление не более 05 Ом с учетом сопротивления естественных и искусственных заземлителей. Расчёт сопротивления заземляющего устройства приведён в главе 12.1.
Организационными мероприятиями обеспечивающими безопасность работ в электроустановках являются:
оформление работ нарядом-допуском распоряжением или перечнем работ выполняемых в порядке текущей эксплуатации;
надзор во время работы;
оформление перерыва в работе перевода на другое рабочее место окончания работы.
При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть выполнены следующие технические мероприятия:
произведены необходимые отключения и приняты меры препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов;
на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты;
проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;
наложено заземление (включены заземляющие ножи а там где они отсутствуют установлены переносные заземления);
вывешены указательные плакаты «Заземлено» ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты таблица 15.12.
Распределительное устройство 10кВ оборудовано оперативной блокировкой исключающей возможность:
- включения выключателей и разъединителей на заземляющие ножи;
- включения заземляющих ножей на ошиновку не отделенную разъединителями от ошиновки находящейся под напряжением.
В ЭУ обеспечена возможность легкого распознания частей относящихся к отдельным их элементам (простота и наглядность схем надлежащее расположение ЭО надписи маркировка расцветка). Буквенно-цифровое и цветовое расположение одноименных шин в каждой ЭУ одинаковое. В ОРУ 110кВ сборные шины имеют со стороны главных трансформаторов на высшем напряжении шину "А"; ответвления от сборных шин выполняются так чтобы расположение шин присоединений слева направо было А-В-С если смотреть со стороны шин на трансформатор. В ЗРУ при переменном трехфазном токе шины располагаются:
- сборные и обходные шины а также все виды секционных шин при вертикальном расположении А-В-С сверху вниз при расположении горизонтально наклонно или треугольником наиболее удаленная шина "А" средняя "В" ближняя к коридору обслуживания "С";
- ответвления от сборных шин слева на право А-В-С если смотреть на шины из коридора обслуживания. Окраска шин и заземляющих ножей: при трехфазном переменном токе шины фазы "А" окрашиваются желтым цветом; фазы "В" - зеленым; фазы "С" - красным; нулевая рабочая "N" - голубым эта же шина используемая в качестве нулевой защитной - продольными полосами желтого и зеленого цветов; заземляющие ножи окрашены в черный цвет а рукоятки приводов заземляющих ножей окрашены в красный цвет тогда как рукоятки других приводов - в цвета оборудования.
При разработке планировки ОРУ 110кВ предусмотрены дороги обеспечивающие проезд к порталу или башне для ревизии трансформаторов к ЗРУ. Ширина проезжей части дороги 3 м.
Высота помещения ЗРУ - не менее высоты КРУ считая от выступающих частей шкафов плюс 08м до потолка и 03м до балок. Высота ячеек КРУ К-104М устанавливаемых в ЗРУ - 2230мм; итого высота помещения 2230+800=3030мм. Габариты коридора обслуживания определяются исходя из следующего: для однорядного исполнения - длина тележки КРУ плюс не менее 06м; для двухрядного исполнения - длина тележки КРУ плюс 08м. Ширина проходов вдоль КРУ а также вдоль стен РУ имеющих двери или вентиляционные отверстия не менее 1м.
Трансформаторы устанавливаются на фундамент из сборных железобетонных плит укладываемых на щебёночно-песчаный балласт. При установке трансформатора 11010кВ обеспечивается удобство обслуживания устройство путей перекатки соблюдение расстояния между трансформаторами. Расстояние в свету между открыто установленными трансформаторами не менее 5м. Трансформаторы установлены так чтобы были обеспечены удобные и безопасные условия для наблюдения за уровнем масла в маслоуказателях без снятия напряжения. Для наблюдения за уровнем масла обеспечено освещение маслоуказателей в темное время суток если общее освещение недостаточно. К газовым реле трансформатора обеспечен безопасный доступ для наблюдения и отбора проб газа без снятия напряжения. Для этого трансформатор снабжается стационарной лестницей.
Согласно ГОСТ 14.4.011-89 «Средства защиты работающих» устанавливаются нормы комплектования электропомещений средствами защиты приведённые в таблице 15.11.
Таблица 15.11 - Нормы комплектования средствами защиты
Наименование средства защиты
Распределительные устройства напряжением выше 1000В электростанций и подстанций
Изолирующая штанга (оперативная или универсальная)
на напряжение 110кВ
Указатель напряжения
Диэлектрические перчатки
Диэлектрические боты (для ОРУ)
Переносные заземления
Защитные ограждения (щиты)
Плакаты и знаки безопасности (переносные)
Противогаз шланговый
Согласно Межотраслевых правил по охране труда ПОТ РМ 016-2001 необходимо вывешивать знаки безопасности указанные в таблице 15.12.
Таблица 15.12 - Знаки безопасности
Назначение и наименование
Знаки и плакаты предупреждающие
Для предупреждения об опасности поражения электрическим током ОСТОРОЖНО! ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ НАПРЯЖЕНИЕ
В электроустановках до и выше 1000 В электростанций и подстанций. Укрепляется на внешней стороне входных дверей РУ за исключением дверей КРУ и КТП расположенных в этих устройствах; наружных дверей камер выключателей и трансформаторов; ограждений токоведущих частей расположенных в производственных помещениях; дверей щитов и сборок напряжением до 1000 В
9Пожарная безопасность
Пожарная безопасность электроустановок определяется наличием горючих изоляционных материалов в применяемом оборудовании согласно ГОСТ 12.1.044-89 ССБТ «Пожаровзрывобезопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения».
Наибольшую пожарную опасность на подстанции представляет трансформаторное масло находящееся в маслонаполненных аппаратах.
Характеристика пожарной опасности трансформаторного масла: горючая жидкость способная самостоятельно гореть после удаления источника зажигания имеет температуру воспламенения 2700С.
Причины возникновения пожара могут быть:
а) неэлектрического характера:
нарушение требований пожарной безопасности (ПБ).
б) электрического характера:
статическое электричество;
большие переходные сопротивления.
В соответствии с положениями НПБ-105-03 «Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности» помещение ЗРУ-10кВ подстанции относится к категории пожароопасности "В" ОПУ – тоже к категории "В" а ОРУ-110кВ приравнивается к категории помещений "Вн". При возникновении пожара в ЗРУ-10кВ ему присваивается класс «Е». При возникновении пожара присваивается класс «А» «В» или «Е».
АККУМУЛЯТОРНЫЕ УСТАНОВКИ:
На дверях помещения аккумуляторной батареи должны быть соответствующие надписи а также необходимые запрещающие и предписывающие знаки безопасности.
В помещениях аккумуляторных батарей должно регулярно проверяться состояние приточно-вытяжной вентиляции которая блокируется с зарядным устройством и обеспечивает номинальный режим работы.
Трубопроводы парового или водяного отопления аккумуляторных помещений должны соединяться на сварке.
Запрещаются фланцевые соединения и установка вентилей.
Ремонт и хранение кислотных и щелочных аккумуляторов должны осуществляться в разных помещениях.
В аккумуляторном помещении забор воздушно-газовой среды при вентиляции должен производиться как из верхней так и из нижней его части.
Если потолок имеет выступающие конструкции или наклон должна быть предусмотрена вытяжка воздуха соответственно из каждого отсека или из самой верхней части потолка.
При естественном освещении помещения аккумуляторных батарей стекла окон должны быть матовыми или покрываться белой клеевой краской стойкой к агрессивной среде.
Работы с использованием паяльных ламп в помещениях аккумуляторных батарей должны проводиться после прекращения зарядки батареи при условии тщательного проветривания и анализа воздушной среды.
Запрещается непосредственно в помещениях аккумуляторных батарей курить хранить кислоты и щелочи в количествах превышающих односменную потребность оставлять спецодежду посторонние предметы и сгораемые материалы.
Пожарная безопасность обеспечивается согласно ГОСТ 12.1.004-91* ССБТ «Пожарная безопасность. Общие требования» системой предотвращения пожара системой противопожарной защиты и организационно-техническими мероприятиями.
Предотвращение образования в горючей среде источников зажигания достигается применением:
устройством молниезащиты зданий сооружений и оборудования.
Ограничение массы и объема горючих веществ и материалов а также наиболее безопасный способ их размещения достигается применением:
периодической очистки территории на которой располагается объект помещений коммуникаций аппаратуры от горючих отходов отложений пыли пуха и т. п.;
удалением пожароопасных отходов производства.
Противопожарная защита достигается применением:
применение средств пожаротушения (НПБ 105-03 Нормы оснащения помещений первичными средствами пожаротушения приведены в таблице 15.13);
Таблица 15.13 – Нормы оснащения помещений первичными средствами пожаротушения
Наименование помещения или установки
Единица защищаемой площади или установки измерения
Ящик с песком объемом 05 м3
Пенный вместимостью 10 л
Порошковый вместимостью 5 л
Углекислотный вместимостью 5 л
Углекислотный вместимостью 25 л
Углекислотный вместимостью 80 л
Главный щит управления блочные щиты управления панели релейных щитов ОПУ
Трансформаторы и масляные реакторы с количеством масла более 10 т
Трансформа-тор силовой
Трансформаторы и масляные реакторы с количеством масла менее 10 т
Трансформа-тор собственных нужд
применением автоматических установок пожарной сигнализации и пожаротушения согласно НПБ 110-03 "Перечень зданий сооружений помещений и оборудования подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией" (Таблица 15.14);
Таблица 15.14 – Здания сооружения помещения и оборудование подлежащие защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией
Нормативный показатель
Кабельные сооружения подстанций напряжением кВ:
Независимо от площади
Кабельные сооружения подстанций глубокого ввода напряжением 110 кВ с трансформаторами мощностью МВА:
Кабельные сооружения при прокладке в них маслонаполненных кабелей в металлических трубах
применением основных строительных конструкций и материалов II степени огнестойкости согласно СНиП 21-01-97 "Пожарная безопасность зданий и сооружений" (Предел огнестойкости строительных конструкций приведен в таблице 15.15 Конструктивные характеристики зданий в зависимости от их степени огнестойкости приведены в таблице 15.16 Класс пожарной опасности строительных конструкций приведен в таблице 15.17);
Таблица 15.15 – Предел огнестойкости строительных конструкций
Степень огнестойкости здания
Предел огнестойкости строительных конструкций не менее
Несущие элементы здания
Наружные ненесущие стены
Перекрытия междуэтажные (в т.ч. чердачные и над подвалами)
Элементы бесчердачных покрытий
Настилы (в том числе с утеплителем)
Марши и площадки лестниц
Таблица 15.16 – Конструктивные характеристики зданий в зависимости от их степени огнестойкости
Степень огнестойкости
Конструктивные характеристики
Здания с несущими и ограждающими конструкциями из естественных или искусственных каменных материалов бетона или железобетона с применением листовых и плитных негорючих материалов. В покрытиях зданий допускается применять незащищенные стальные конструкции
Таблица 15.17 – Класс пожарной опасности строительных конструкций
Класс конструктивной
пожарной опасности здания
Класс пожарной опасности строительных конструкций не ниже
Несущие стерж-невые элементы (колонны ригели фермы и др.)
Стены наружные с внешней стороны
Стены перегородки перекрытия и бесчердачные покрытия
Стены лестничных клеток и противопожарные преграды
Марши и площадки лестниц в лестничных клетках
Организацией с помощью технических средств включая автоматические своевременного оповещения и эвакуации людей согласно НПБ 104-03 «Проектирование систем оповещения людей о пожаре в зданиях и сооружениях». (Здание имеет один этаж и категорию «В»)
Таблица 15.18 – Тип СОУЭ для зданий
Группа зданий комплексов и сооружений (наименование нормативного показателя)
Значение нормативного показателя
Наибольшее число этажей
Производственные здания и сооружения (категория здания)
Таблица 15.19 – Характеристики СОУЭ
Наличие указанных характеристик у различных типов СОУЭ
Звуковой (сирена тонированный сигнал и др.)
а) световые мигающие указатели
б) статические оповещатели "Выход
+ требуется; * допускается.
Ограничение распространения пожара за пределы очага достигается применением:
применением средств предотвращающих или ограничивающих разлив и растекание жидкостей при пожаре (маслоприемников у масляных силовых трансформаторов).
(Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждениях маслонаполненных силовых трансформаторов выполнены маслоприемники маслоотводы и маслосборники с соблюдением следующих требований:
Габариты маслоприемника выступают за габариты единичного электрооборудования на 1 м.
Объем маслоприемника рассчитан на одновременный прием 100% масла содержащегося в корпусе трансформатора.
Устройство маслоприемников и маслоотводов исключает переток масла (воды) из одного маслоприемника в другой растекание масла по кабельным и другим подземным сооружениям распространение пожара засорение маслоотвода и забивку его снегом льдом и т. п.
Маслоприемники с отводом масла выполняются заглубленного типа (дно ниже уровня окружающей планировки земли).
Дно маслоприемника засыпано крупным чистым гравием с частицами от 30 до 70 мм. Толщина засыпки составляет 025 м.
Маслоотводы обеспечивают отвод из маслоприемника масла и воды применяемой для тушения пожара автоматическими стационарными устройствами на безопасное в пожарном отношении расстояние от оборудования и сооружений; 50% масла и полное количество воды удаляются не более чем за 025 ч. Маслоотводы выполняются в виде подземных трубопроводов.)
Для обеспечения эвакуации предусмотрено:
помещение ЗРУ-10 кВ при длине 25м имеет два выхода двери которых открываются наружу;
обеспечена возможность беспрепятственного движения людей по эвакуационным путям.
Организационно-технические мероприятия включают:
организацию пожарной охраны;
паспортизацию веществ материалов изделий технологических процессов зданий и сооружений объектов в части обеспечения пожарной безопасности;
организацию обучения работающих правилам пожарной безопасности на производстве
разработку инструкций о порядке обращения с пожароопасными веществами и материалами о соблюдении противопожарного режима и действиях людей при возникновении пожара;
разработку мероприятий по действиям администрации рабочих на случай возникновения пожара и организацию эвакуации людей.
10Защита окружающей среды
Источниками загрязнения окружающей среды в процессе эксплуатации оборудования ГПП могут быть: возможность утечки трансформаторного масла в большом количестве и попадание его в водоемы повышенный уровень шума (894 дБА) и излучение электромагнитных полей оборудованием 110 кВ (Е=036 кВм) бытовые и технологические отходы.
Строительная и санитарно-техническая часть электроустановок удовлетворяют требованиям действующих нормативных актов и директивных документов о запрещении загрязнения окружающей среды вредного или мешающего влияния шума электромагнитных полей согласно главе «Общие указания по устройству электроустановок» ПУЭ.
В электроустановках предусмотрены сбор и удаление отходов: химических веществ масла мусора технических вод и т.п. В соответствии с действующими требованиями по охране окружающей среды исключена возможность попадания указанных отходов в водоемы систему отвода ливневых вод а также на территории не предназначенные для этих отходов. Устройство маслоприемников для трансформаторов 11010кВ для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждении трансформаторов. Объем маслоприемника рассчитан на одновременный прием 100% масла находящегося в корпусе трансформатора.
По СанПиН 2.2.12.1.1.1200-03 "Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий сооружений и иных объектов" устанавливаем санитарную зону 500 метров так как ГПП относится к предприятиям 2 класса. Санитарно-защитная зона для предприятий имеющих санитарно-защитную зону 500 м и более - не менее 40% ее территории с обязательной организацией полосы древесно-кустарниковых насаждений.
Правила устройства электроустановок
АККУМУЛЯТОРНЫЕ УСТАНОВКИ
4.1. Настоящая глава Правил распространяется на стационарные установки кислотных аккумуляторных батарей.
Правила не распространяются на установки аккумуляторных батарей специального назначения.
4.2. Помещения аккумуляторных батарей в которых производится заряд аккумуляторов при напряжении более 23 В на элемент относятся к взрывоопасным класса В-Iа (см. также 4.4.29 и 4.4.30).
Помещения аккумуляторных батарей работающих в режиме постоянного подзаряда и заряда с напряжением до 23 В на элемент являются взрывоопасными только в периоды формовки батарей и заряда после их ремонта с напряжением более 23 В на элемент. В условиях нормальной эксплуатации с напряжением до 23 В на элемент эти помещения не являются взрывоопасными.
4.3. Выбор электронагревательных устройств светильников электродвигателей вентиляции и электропроводок для основных и вспомогательных помещений аккумуляторных батарей а также установка и монтаж указанного электрооборудования должны производиться в соответствии с требованиями приведенными в гл. 7.3.
4.4. Зарядное устройство должно иметь мощность и напряжение достаточные для заряда аккумуляторной батареи на 90% номинальной емкости в течение не более 8 ч при предшествующем 30-минутном разряде.
4.5. Аккумуляторная установка должна быть оборудована вольтметром с переключателем и амперметрами в цепях зарядного подзарядного устройств и аккумуляторной батареи.
4.6. Для зарядных и подзарядных двигателей-генераторов должны предусматриваться устройства для их отключения при появлении обратного тока.
4.7. В цепи аккумуляторной батареи как правило должен устанавливаться автоматический выключатель селективный по отношению к защитным аппаратам сети.
4.8. Подзарядное устройство должно обеспечивать стабилизацию напряжения на шинах батареи в пределах ± 2%.
4.9. Аккумуляторные установки в которых применяется режим заряда батарей с напряжением не более 23 В на элемент должны иметь устройство не допускающее самопроизвольного повышения напряжения до уровня выше 23 В на элемент.
4.10. Выпрямительные установки применяемые для заряда и подзаряда аккумуляторных батарей должны присоединяться со стороны переменного тока через разделительный трансформатор.
4.11. Шины постоянного тока должны быть снабжены устройством для постоянного контроля изоляции позволяющим оценивать значение сопротивления изоляции и действующим на сигнал при снижении сопротивления изоляции одного из полюсов до 20 кОм в сети 220 В 10 кОм в сети 110 В 5 кОм в сети 48 В и 3 кОм в сети 24 В.
4.12. Для аккумуляторной батареи следует предусматривать блокировку не допускающую проведения заряда батареи с напряжением более 23 В на элемент при отключенной вентиляции.
4.13. В помещении аккумуляторной батареи один светильник должен быть присоединен к сети аварийного освещения.
4.14. Аккумуляторы должны устанавливаться на стеллажах или на полках шкафа. Расстояния по вертикали между стеллажами или полками шкафа должны обеспечивать удобное обслуживание аккумуляторной батареи. Аккумуляторы могут устанавливаться в один ряд при одностороннем их обслуживании или в два ряда при двустороннем.
В случае применения сдвоенных стеклянных сосудов они рассматриваются как один аккумулятор.
4.15. Стеллажи для установки аккумуляторов должны быть выполнены испытаны и маркированы в соответствии с требованиями ГОСТ или технических условий; они должны быть защищены от воздействия электролита стойким покрытием.
4.16. Аккумуляторы должны быть изолированы от стеллажей а стеллажи - от земли посредством изолирующих подкладок стойких против воздействия электролита и его паров. Стеллажи для аккумуляторных батарей напряжением не выше 48 В могут устанавливаться без изолирующих подкладок.
4.17. Проходы для обслуживания аккумуляторных батарей должны быть шириной в свету между аккумуляторами не менее 1 м при двустороннем расположении аккумуляторов и 08 м при одностороннем. Размещение аккумуляторных батарей должно производиться с соблюдением требований ГОСТ на стеллажи для стационарных установок электрических аккумуляторов.
4.18. Расстояние от аккумуляторов до отопительных приборов должно быть не менее 750 мм. Это расстояние может быть уменьшено при условии установки тепловых экранов из несгораемых материалов исключающих местный нагрев аккумуляторов.
4.19. Расстояния между токоведущими частями аккумуляторов должны быть не менее 08 м при напряжении выше 65 В до 250 В в период нормальной работы (не заряда) и 1 м - при напряжении выше 250 В.
При установке аккумуляторов в два ряда без прохода между рядами напряжение между токоведущими частями соседних аккумуляторов разных рядов не должно превышать 65 В в период нормальной работы (не заряда).
Электрооборудование а также места соединения шин и кабелей должны быть расположены на расстоянии не менее 1 м от негерметичных аккумуляторов и не менее 03 м ниже самой низкой точки потолка.
4.20. Ошиновка аккумуляторных батарей должна выполняться медными или алюминиевыми неизолированными шинами или одножильными кабелями с кислотостойкой изоляцией.
Соединения и ответвления медных шин и кабелей должны выполняться сваркой или пайкой алюминиевых - только сваркой. Соединение шин с проходными стержнями выводной плиты должно выполняться сваркой.
Места присоединения шин и кабелей к аккумуляторам должны облуживаться.
Электрические соединения от выводной плиты из помещения аккумуляторной батареи до коммутационных аппаратов и распределительного щита постоянного тока должны выполняться одножильными кабелями или неизолированными шинами.
4.21. Неизолированные проводники должны быть дважды окрашены кислотостойкой не содержащей спирта краской по всей длине за исключением мест соединения шин присоединения к аккумуляторам и других соединений. Неокрашенные места должны быть смазаны техническим вазелином.
4.22. Расстояние между соседними неизолированными шинами определяется расчетом на динамическую стойкость. Указанное расстояние а также расстояние от шин до частей здания и других заземленных частей должно быть в свету не менее 50 мм.
4.23. Шины должны прокладываться на изоляторах и закрепляться на них шинодержателями.
Пролет между опорными точками шин определяется расчетом на динамическую стойкость (с учетом 4.4.22) но должен быть не более 2 м. Изоляторы их арматура детали для крепления шин и поддерживающие конструкции должны быть электрически и механически стойкими против длительного воздействия паров электролита. Заземление поддерживающих конструкций не требуется.
4.24. Выводная плита из помещения аккумуляторной батареи должна быть стойкой против воздействия паров электролита. Рекомендуется применять плиты из пропитанного парафином асбоцемента эбонита и т. п. Применение для плит мрамора а также фанеры и других материалов слоистой структуры не допускается.
При установке плит в перекрытии плоскость плиты должна возвышаться над ним не менее чем на 100 мм.
4.25. При выборе и расчете аккумуляторной батареи следует учитывать уменьшение ее емкости при температуре в помещении аккумуляторной батареи ниже +15 °С.
На основании исходных данных были определены расчетные нагрузки 04 кВ цехов методом коэффициента спроса. По расчётным нагрузкам был произведён выбор цеховых ТП выбраны трансформаторы типа ТМЗ мощностью 1000 и 1600 кВА.
Была рассчитана нагрузка 10 кВ и решены вопросы компенсации реактивной мощности. По расчётным данным на ГПП выбраны 2 трансформатора типа ТРДН мощностью 40 МВА.
Исходя из технико-экономических сравнений двух вариантов схем электроснабжения была принята смешанная схема питания предприятия выполненная кабелями марки ААШв проложенными в траншеях.
Построена картограмма нагрузок и определено место расположения ГПП. Для выбора электрооборудования ГПП и были определены токи короткого замыкания.
В результате были выбраны: ВЛ АС-15024 питающие ГПП; выключатели ВМТ-110Б-201000 трансформаторы тока TG 145-150 разъединители РГН-1101000 ограничители перенапряжения типа ОПН-110 заземлитель нейтрали типа ЗОН-110М-II который в отключенном состоянии шунтируется ограничителями перенапряжения типа ОПН-110 для ОРУ.
ЗРУ укомплектовано из ячеек типа К-104М с вакуумными выключателями типа ВВTEL-10; РП и цеховые ТП питаются кабелями марки ААШв сечением 95 120 и 185 мм2.
Произведен выбор релейной защиты всех элементов схемы электроснабжения расчёт релейной защиты трансформаторов ГПП.
Выполнен расчёт уровней напряжения для выбора уставок РПН и ПБВ трансформаторов для ДСП рассчитаны такие показатели качества электроэнергии как колебания напряжения и коэффициент несинусоидальности для снижения колебаний напряжения принято раздельное питание ДСП и чувствительных электроприемников. Рассчитано заземление и молниезащита ГПП а также рассмотрены вопросы экологичности и безопасности проекта.
В организационо-экономической части проекта были расчитаны приведённые затраты на электрооборудование годовая трудоёмкость текущих и капитальных ремонтов общегодовой фонд заработной платы обслуживающего и ремонтного персонала.
Список использованных источников
Мукосеев Ю.Л. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для вузов. М.: Энергия. 1973. 584 с.
Вагин Г.Я. Специальные вопросы электроснабжения промышленных предприятий: Учебное пособие. Горький. ГПИ. 1986. 76 с.
Федоров А.А. Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат. 1984. 472 с.
Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат. 1995. 416 с.
Справочник по проектированию электроснабжения Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. М.: Энергоатомиздат. 1990. 576 с.
Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. М.: Энергоатомиздат. 1991. 464 с.
Шидловский А.К. Вагин Г.Я. Куренный Э.Г. Расчеты электрических нагрузок систем электроснабжения промышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат. 1992. 224 с.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебное пособие для вузов. М.: Энергоатомиздат 1989.-608 с.
Головкин Н.Н. Карпова Э.Л. Федоров О.В. Технико-экономические расчеты в дипломном проектировании. Учебное пособие. Н.Новгород НГТУ 1991.-104 с.
ГОСТ 13109-97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Введен с 01.01.99. ИПК издательство стандартов 1998.
Защита электроустановок от прямых ударов молнии: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию НГТУ; Сост.: Т.М.Щеголькова Е.И.Татаров и др. Н.Новгород 2001. – 11с.
Защитное заземление электроустановок: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию НГТУ; Сост.: Т.М.Щеголькова Е.И.Татаров и др. Н.Новгород 2001. – 19с.
Методические указания к выполнению графической части курсовых и дипломных проектов НГТУ; Сост.: Т.М.Щеголькова Е.И.Татаров. Н.Новгород 2002. – 33с.
Методические указания к выполнению графической части курсовых и дипломных проектов для студентов специальностей 1002 и 1004. Н.Новгород НГТУ. 2002.
Стандарт предприятия. Проекты (работы) дипломные и курсовые. Общие требования к оформлению пояснительных записок и чертежей. – СТП I-У-НГТУ-88.
Г.Я.Вагин Н.Н.Головкин О.В.Маслеева Пособие по дипломному проектированию для студентов специальности 1004 "Электроснабжение". Н.Новгород НГТУ 2004.-137 с.